一、不同类型镜质体的气态烃碳同位素生成动力学（论文文献综述）
关瑞[1]（2021）在《延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征》文中进行了进一步梳理页岩气是一种非常规油气,是我国未来天然气主要的接替选区,具有“持续式”聚集的特点。我国鄂尔多斯盆地延安地区山西组页岩气资源丰富,但目前尚未对该地区山西组建立页岩气的富集模式。本文选取延安地区山西组泥岩样品,以一大整块样品,钻取直径为2.5cm的岩心柱子,利用WYMN-3型温—压生烃模拟仪对岩心柱进行生烃模拟实验,研究其生排烃潜力,并利用扫描电镜和氮气吸附的方法对延安地区山西组储层孔隙进行分析,并与实际地质条件相结合,以探讨在研究区中影响页岩气富集的主要因素,建立页岩气藏的富集模式。本文根据测井曲线和地层划分标准对山西组进行了小层划分和沉积微相划分,认为研究区山西组整体处于三角洲沉积相,山1段和山2段泥岩厚度普遍在20～40m之间。在此基础上利用微量元素分析测试数据分析还原了山西组各小层的古沉积环境和古生产力,结果显示在山西组沉积时期整体处于水下,基本处于温暖潮湿的还原环境中,沉积的古生产力较高,有机碳含量较高,有机质的成熟度达到了高成熟—过成熟的阶段,大量发育以生气为主的Ⅲ型干酪根。而生烃模拟实验的结果显示山西组不同岩性组合,对不同成熟阶段的生排烃均有影响。目前山西组发育泥—砂—泥、煤—泥—砂及煤—泥三种岩性组合,在有机质成熟度过高时,泥岩中生成的烃类滞留泥岩地层中,可以形成较高的超压,可以大量排出。电镜扫描和氮气吸附实验的结果显示该地区主要发育大小以介孔为主矿物粒间孔和粒内孔,是油气运移与吸附的主要通道。在对泥页岩埋藏地质条件研究的基础上,与研究区生烃强度及孔隙特征相联系,建立了延安地区山西组的两种页岩气富集模式,分别是厚层泥岩夹薄砂层富气模式和厚层泥页岩与粉细砂岩富气模式。
孙佳楠[2]（2021）在《东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理》文中提出为了研究东营凹陷页岩中可动油情况以及页岩油生烃过程中形成的页岩油与烃源岩两者之间存在的关系,对东营凹陷沙三下段和沙四上段烃源岩进行了热解实验和留烃实验。分析了干酪根热解产物的组成,对产物进行了动力学软件模拟,结合东营凹陷实际的埋藏史和受热史,得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段生烃史和留烃史。对东营凹陷烃源岩进行了无机矿物研究,研究了无机矿物对页岩油的滞留能力。结合东营凹陷生留烃史、烃源岩的基础地球化学和储层的基本参数信息,对东营凹陷页岩油的可动量进行了评价,并得到了页岩油可动量的评价模型。对生烃过后的残余干酪根进行了红外光谱实验,初步探讨了干酪根在生烃过程中,干酪根分子的结构变化。干酪根热解实验产物分析结果表明,对于比较王57和王161干酪根,总烃的产率都是随着热解温度的升高呈现先升高后下降的趋势,C1-C5气体的产率随着热解温度的升高而升高,C6-C14轻烃和C14+重烃的产率随着热解温度的升高,呈先升高后降低的趋势,这是因为,随着热解温度的升高,干酪根生成的重质组分分解形成轻质组分,导致气态烃和产率不断升高,C6-C14轻烃先升高后下降,并且产率拐点出现的重质烃晚。通过生烃动力学对王57和王161两个干酪根进行研究,研究表明,王57烃源岩现在正进入主要的生烃阶段,而王161烃源岩已经进入生烃后期。对王57和王161干酪根进行留烃实验,根据干酪根的溶解度参数范围,我们用五种不同溶剂溶解度参数在7-13（cal/cm3）0.5范围内来进行溶胀实验,得到溶胀曲线,用来模拟不同成熟度下页岩油在残余干酪根中的滞留量。实验结果表明:干酪根对有机溶剂的吸附能力会随着成熟度的增加而降低,并且吸附量会逐渐平衡,不会降低为0。这是由于随着干酪根热演化程度的增加,干酪根的结构也会趋渐于稳定,一部分页岩油很难从干酪根中排出。用樊页1井原油配制五种不同浓度的原油样品进行无机矿物的表面吸附实验,分别得到了粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油能力。结果表明:粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油量分别为18 mg/g、3 mg/g和1.8 mg/g。统计得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段的总有机碳和矿物含量。通过公式计算得到了烃源岩中无机矿物表面吸附原油的质量。尽管在页岩油评价中不经常使用抽提氯仿沥青“A”作为评价指标,但是,抽提氯仿沥青“A”无论是在成分组成还是在化学性质上,与页岩油都更为接近。基于孔隙度、气油比、岩石吸附量和油层参数随着成熟度的变化情况,结合生留烃动力学,建立了页岩油可动量模型。这有助于确定潜在的页岩油层、评价可动量的页岩油资源。该模型显示,东营凹陷高质量的页岩油资源的成熟度范围0.7-1.0%Ro之间:成熟度小于0.7%Ro时,有少量运移来的油;成熟度大于1.0%Ro,从烃源岩中排出的原油量增加,但可能进入常规储层中。通过对残余干酪根的红外光谱实验结果分析表明,干酪根分子在生烃过程中,分子中脂肪族化合物的含量逐渐减少,芳化程度逐渐增高,干酪根分子的缩聚程度逐渐增大,含氧官能团含量减少。在没有过油窗前,干酪根的生烃潜力会随着干酪根的成熟度增加而升高,过油窗之后,干酪根虽然有生烃潜力,但生烃潜力会大大降低;生烃过程中,干酪根的热演化程度也逐渐增加。
翟光麾[3]（2021）在《鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究》文中研究说明鄂尔多斯盆地西部上古生界的石炭-二叠系发育多套烃源岩,其中有些煤层（0～2m）过薄的地区依然发现了低流量的天然气,说明其来源可来自除煤之外的其他烃源。本论文以鄂尔多斯盆地西部上古生界煤系地层为研究对象,结合区域野外地质、钻井、录井等资料,利用油气地球化学测试分析手段,总结并分析了鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩的展布特征、岩石学特征、油气地球化学特征,并通过生烃模拟实验对本地区煤和暗色泥岩的生烃强度进行计算,进一步探讨其生排烃特征。本文研究结果将会对鄂尔多斯盆地西部的天然气资源的勘探开发和预测评价提供科学参考依据。通过钻井资料对各层的煤与暗色泥岩进行统计与分析,认为鄂尔多斯盆地西部的煤岩主要在北部富集,北部厚度可达30m,南部煤层较薄,一般在10m左右;暗色泥岩的分布特征与煤岩有所不同,北部泥岩厚度在10～40m左右,而南部则普遍在60～100m左右,总体上呈现出北低南高的态势。对鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩进行油气地球化学分析,暗色泥岩有机碳平均含量为1.58%,炭质泥岩的有机碳平均含量为21.25%,煤岩有机碳含量平均值为56.1%。烃源岩干酪根类型主要为III型干酪根,少部分为II2型干酪根。Ro基本介于1.2～2.0%之间,处于高成熟阶段,有机质热演化程度较高,普遍达到过成熟干气阶段。研究区内烃源岩主要以生气为主,生油能力有限。分别选取盆地上古生界低熟煤、暗色泥岩和炭质泥岩进行生烃模拟实验,结合研究区TOC含量,对研究区进行了生烃强度计算,结果表明研究区现今的烃源岩累计生烃强度为（10-17）×108m3/km2,其中研究区北部铁克苏庙与鄂托克旗附近与研究区南部青石峁附近生烃强度最高。北部与中部的煤岩生烃强度高于泥岩,而南部煤岩层较薄的区域,泥岩对生烃强度的贡献更高。研究区烃源岩排烃强度在中南部,即青石峁史家湾附近,泥岩排烃强度高于10×108m3/km2,最高可达23.3×108m3/km2,源岩的有机碳含量特征与镜质体反射率特征具有相同的趋势,即在研究区北侧较低,高值区与平均值最高的区域都集中在中南部,即青石峁-史家湾一带,围绕这一带形成了有机碳含量,镜质体反射率,生排烃强度的高值区,根据实验结果分析,该区域暗色泥岩对于排烃强度的贡献高于煤岩,是十分重要的烃源岩。最终认为,炭质泥岩是生气能力最强的烃源岩,而在上古生界中,太原组中的烃源岩是最好烃源。
贺文同[4]（2021）在《油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究》文中提出油页岩是一种非常规油气资源,有效开发油页岩资源,能在全世界范围内缓解能源危机。油页岩中富含的干酪根有机质属于未成熟阶段,在加热条件下可以产生出裂解油与裂解气。目前油页岩的开发技术,主要分为地表干馏与原位转化。地表干馏在中国的应用时间久远,主要用途是供热与发电,而其利用的主要是浅层地层中赋存的油页岩,这极大限制了油页岩可利用的规模。另一方面利用地表干馏方法对油页岩进行裂解,会造成大气污染,水污染,废渣污染等环境问题,所以油页岩地表干馏无法大规模长时间应用。而近20年针对于资源量巨大,赋存于地层较深的油页岩资源的原位转化方法成为研究热点。吉林大学研究团队近几年分别在农安与扶余进行野外油页岩原位转化先导试验,研究中发现高压条件下不同加热阶段的油页岩中半焦-裂解气-裂解油的有机质演化规律,与各反应阶段油页岩的生烃潜力变化规律,对油页岩原位工程的有效进行与页岩油气产品的利用很重要。而且不同实验条件不同阶段的有机质演化程度与生烃量常常以岩心实验Ro值与Tmax值来界定,而实际原位转化实验工程中无法获得油页岩岩石样品,只能利用开采井获得油页岩热解产生的裂解油与裂解气,所以无法测定已经热解的油页岩半焦的Ro值与Tmax。由于原位转化实验工程中油页岩层有机质分布不均质性,以及受加热程度不同等问题,依据加热温度与加热时间难以确定地下油页岩中有机质转化程度,为开采带来很多不确定因素,也导致投入能源的浪费。因此,针对工程上可获得的裂解油与裂解气为主要研究对象,寻求能够指示油页岩原位开采过程中有机质演化进程的地球化学控制方法将有重要的现实意义。为进一步研究这一问题,本次首先研究选取吉林大学正在松辽盆地两个开展油页岩原位转化工程中的油页岩岩心样品进行高压加热实验,采用模拟现场工程的工艺方法对块状岩心进行符合具体现场地下施工环境与施工工艺的方法进行高压升温实验。实验结果表明,根据油页岩在热解过程中按照产物的生成量,主要分为三个阶段:室温～300℃、300～475℃与475～520℃,在300～475℃温度下油页岩排出的产品主要是裂解油,而且相比第一阶段产量显着增加。热解过程中产生的烃类气体中以甲烷为主,450℃以上的样品甲烷含量百分比均超过90%,在520℃时分别达到98.09%与98.69%,说明干酪根在热作用下逐渐成熟,产生的烃类化合物逐渐倾向于变成分子量更小的碳氢化合物。模拟实验中产生的裂解油一部分保存在油页岩孔隙中,一部分由油页岩孔隙与裂隙排出,残留在油页岩中的裂解油非烃组分（NSO）与沥青质之和的比例高于饱和烃与芳香烃的比例,而裂解温度超过350℃时裂解油的生成量快速增长并排出,排出的油页岩中饱和烃的含量最高。油页岩在热解初期生成的非烃与沥青质可能是干酪根转化过程中的中间产物。对于原位开采工程,油页岩中干酪根随温度增加产生的有机质中以大分子的非烃与沥青质的比例为主,这势必会占据油页岩内部有机质孔隙。只有不断地持续升温并保温使沥青质与非烃进一步热解成小分子的烃类化合物,才不至于造成油页岩内部孔隙空间堵塞,因此加热温度不能低于350℃。而通过岩石热解实验结果分析可知,低受热温度的油页岩样品都具有好的生烃潜力,而425～450℃是一个转折点,超过450℃温度的油页岩将不具备好的前景,这个温度结点对油页岩原位开采工程中井下温度的选择控制非常重要。第4章中关于油页岩热解过程中有机质成熟度参数的研究发现,热解产生的烃类气体中In C1/C2与In C2/C3交互图判定干酪根的成熟度变化并呈现良好的规律变化,表明干酪根成熟度不断提高。油页岩半焦样品的Ro值随热解温度逐渐上升而不断提高,显示干酪根成熟度从未成熟到成熟,有很好的指示性。岩石热解评价Tmax只能应用在热解温度为450℃以下的样品,并可以指示未成熟-低熟-成熟的油页岩有机质成熟度状态。随热解温度的升高,裂解油饱和烃的主峰碳与CPI值逐渐降低。对于裂解油生物标志化合物研究发现,Ts/（Ts+Tm）、藿烷C3222S/（22S+22R）、甾烷C2920S/20（R+S）与ββ/（αα+ββ）随热解温度的升高有良好且稳定的变化趋势,针对原样到热解温度425℃的油页岩有机质成熟度进程有良好的指示而且区分度明显并涵盖了主要的热解生烃高峰。有机质稳定碳同位素的研究发现,必须对特定地区同一层段的油页岩进行稳定同位素分馏研究后,将总油碳同位素与各组分碳同位素综合投点分析,确定有机质热解程度。所以本次研究认为,油页岩原位开采工程中可以通过开采井的打开而获得裂解油与裂解气,再利用多种成熟度参数对油页岩有机质热解进程进行有效的跟踪控制,并建议将井下加热器的温度设置在425℃左右,以便获得最大的能源回报。第5章对通过前文对农安油页岩的系统研究与对农安开采井获得的裂解油进行有机地球化学分析,包括裂解油生物标志化合物参数与裂解油各组分稳定碳同位素,结合本次模拟实验中裂解油的地化分析,综合研究可知,目前农安油页岩原位转化工程中地下油页岩目标层位的有机质热解程度相当于模拟实验400～425℃的阶段,正处于生油窗顶峰。目前采用的加热工艺是符合工程预期实验目的并且具有经济价值的。本论文提出的采用地球化学综合研究的方法对油页岩原位开采工程将是必不可少的,应该贯穿于全程决策与工程进程把控,使经济回报率最大化。同时应用时需要注意在区域详细资源评价工作的基础上,获得目标开采层油页岩热模拟实验系统的地球化学参数,进而判定在有地下油页岩机质热解过程,研究过程中应进行各种地球化学数据的综合研究,同时注意地球化学研究对象的时空差距。希望本文的研究工作可以完善油页岩原位开采理论,成为油页岩原位转化实验工程的关键技术。
邓模,翟常博,杨振恒,段新国,郑伦举,宋振响[5]（2021）在《低成熟海相黑色页岩生烃特征的热模拟实验》文中研究表明页岩气是黑色富有机质页岩生烃演化完成后滞留在页岩中的烃类气体,为了查明海相黑色页岩生排烃过程中产物的变化规律及影响因素,揭示海相富有机质页岩的生烃潜力,采用地层孔隙热压生烃模拟仪对四川盆地广元地区上寺剖面大隆组黑色页岩进行热压模拟实验。结果表明:（1）黑色页岩具有极高的生烃潜力,最高产烃量达452.43 mg/gTOC（总有机碳）,其中气态烃总产率195.45 mL/gTOC,液态烃最高产率为377.8 mg/gTOC;（2）油的产率随热模拟温度升高表现为先升后降的特征,生油演化成峰型尖锐的单峰特征,生油高峰在360℃,甲烷随成熟度升高而增加,而重烃气C2-5则表现为先升后降的特征,甲烷主要由油裂解形成,其次是干酪根热解和重烃气裂解;（3）气态烷烃呈现δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4,且随热模拟温度增加,气态烃的碳同位素值均表现为逐渐富集13C,说明了热模拟过程中只发生了碳同位素的动力学分馏。基于本次热模拟产物产率随热成熟度变化特征,建立了黑色富有机质页岩的生烃模式,分为两个主要阶段:热催化生油气阶段和热裂解生湿气阶段,特别是在很高热模拟温度下仍未进入生干气阶段,表明在过成熟阶段黑色页岩仍具有一定的生烃潜力。研究结果对拓展高过成熟页岩气勘探领域具有较好的参考意义。
朱立文[6]（2020）在《渤中凹陷深层成烃机理与含油气系统》文中研究表明深层、深水海域和非常规是目前世界油气勘探的发展趋势。随着渤海湾盆地渤中凹陷油气勘探程度的不断提高,深层油气勘探已是大势所趋。作为渤海湾盆地埋深最大的富生烃凹陷,渤中凹陷存在多个生烃洼陷和含油气构造,深层成烃条件优越,资源潜力大,勘探程度低,特别是近年在典型陆相湖盆油型盆地中发现B19-6大气田,更彰显出渤中凹陷深层成烃机理和资源潜力研究的重要意义。因此,本文立足渤中凹陷不同次洼的烃源岩差异性研究,分析深层高温、超压背景下的成烃机理,开展不同烃源灶和次洼的含油气系统研究,对深化渤中凹陷深层油气地质特征分析和油气勘探均具有重要理论和实用价值。本文基于地质和地球化学特征对不同次洼各层系烃源岩差异性进行评价;根据生烃热模拟实验厘定生烃动力学模型,结合自然演化剖面和加氢热模拟实验,探讨深层油气成烃机理;通过PetroMod?含油气系统模拟技术恢复烃源岩热演化史,分析温压场演化特征及对成烃影响;针对多源、多灶、多期、混源成藏的特点对渤中凹陷复合含油气系统进行划分和描述;通过流体势分析技术划分油气运聚单元,根据盆地模拟结果评价资源量,并预测有利聚集区。研究认为,渤中凹陷烃源岩差异性在层系和次洼间均有体现,纵向上,沙河街组烃源岩整体优于东营组,优质烃源岩主要发育在沙三段（好―很好）、沙一+二段（好）和东三段（中等―好）,东二下亚段烃源岩质量最差（差―中等）;平面上,主洼烃源岩最优。热演化模拟结果表明现今凹陷中心烃源岩演化程度高,普遍处于生气阶段,而凹陷周缘构造高部位成熟度低,多处于生油阶段,沙河街组是最好的气源岩。深层高温有利于有机质生烃和烃类裂解,超压有利于排烃和运移。高温促进原油裂解转化,从沙三段至东二下亚段,原油裂解转化率随温度降低而减小。深层泥岩层段普遍存在超压,从洼陷中心向周缘呈降低趋势,有利于油气从洼陷生烃中心向周缘凸起构造运移,现今凹陷深部仍保持着较高的过剩压力,是油气持续运移成藏的动力。类比研究认为,深大断裂带附近大地热流高值区（>70m W/m2）存在加氢效应,显着提高了烃源岩生烃潜力（约2.2倍）。渤中凹陷复合含油气系统纵向上可划分为4个含油气系统,平面上细分为主洼―北洼、西洼和西南洼3个亚油气系统,含油气系统侧向运移排烃的成藏条件要好于垂向。渤中凹陷深层具备形成大气田的潜力,主洼是主力供烃区。油气优势聚集区集中在B13/19构造区、B21―22构造区、D7-1构造、427和428潜山构造。
刘金水,李树霞,秦兰芝,易琦,陈晓东,康世龙,沈文超,邵龙义[7]（2020）在《东海盆地西湖凹陷古近系煤的生烃动力学》文中研究表明通过高温高压封闭体系条件下的热模拟实验和生烃动力学模拟分析,获得了西湖凹陷古近系平湖组和花港组煤生成气态烃的产率及其动力学参数。结合古地温演化史和热演化史恢复了西湖凹陷西部斜坡带、西次凹及中央构造带的古近系平湖组和花港组煤的生烃演化历史,并基于预测的镜质体反射率（Ro）建立了研究区煤的生气演化模式。研究结果表明,西湖凹陷煤所生成的天然气以甲烷（C1）为主,重烃气（C2—C5）较少,C1和总气态烃（C1—C5）的产率增长速率在煤的高成熟阶段（1.10%≤Ro<2.20%）最大,在成熟阶段（0.50%≤Ro<1.10%）次之,在过成熟阶段（Ro≥2.20%）最小,且含碳原子个数不同的重烃气（C2、C3、C4和C5）的主裂解期不同。在西湖凹陷煤的生烃演化过程中,西部斜坡带平湖组和花港组中的煤所生成的气态烃最少,生烃条件最差;而西次凹、中央构造带平湖组和花港组中煤所生成的气态烃较多,是比较有利的生烃区。花港组中煤生成气态烃的产率远小于平湖组,且至今尚未达到生烃高峰。
王婉婷[8]（2020）在《延安地区山西组页岩生气机理与模式》文中指出本论文以鄂尔多斯盆地东南部延安地区上古生界二叠系山西组泥页岩层系为对象,利用黄金管封闭热模拟实验等方法,研究泥页岩生气机理与模式,评价泥页岩生气潜力。山1段有机碳含量为0.1%～2.8%,山2段有机碳含量为0.2%～14.5%:干酪根显微组分包括腐殖无定形体（壳质组）、正常镜质体（镜质组）和惰性组与丝质体,无腐泥组分,计算类型指数分布在-60.5--16.0之间,为Ⅲ型干酪根;有机质热演化程度处于高-过成熟阶段;气体组分以甲烷为主,其次为氮气、二氧化碳;烃类气体干燥系数高,为典型的干气且类型主要为煤型气。热模拟实验结果表明,随着温度的升高（热演化程度增高）,总热解气的产率均呈逐渐增大的趋势;在低温条件下,总热解气组成中烃类气体很少而非烃类气体占绝大部分,随热解温度升高,烃类气体含量逐渐增大并达到最大值,随后烃类气体比重基本保持不变或者略有降低;非烃类气体产率随温度的增加逐渐增大,CO2的产率明显高于H2;对于烃类气体,随温度升高,甲烷产率先逐渐增高,达到峰值后趋于稳定;随热解温度升高,不同组分液态烃产率总体呈现出先增加后降低的特征,不同升温速率下,液态烃产最大产率温度不同,低升温速率下,液态烃产率峰值出现早于高升温速率;成熟阶段的Ro:0.5%-0.9%,主要生成液态烃和少量湿气;高成熟阶段的Ro:0.9%～1.9%,液态烃逐渐减少,大量湿气生成,为页岩气开始大量形成的重要阶段;过成熟阶段的Ro>1.9%,重烃气开始大量减少,烃类气体产率经过快速增加阶段后增加速率逐渐缓慢（Ro>3.0%）,趋于产气率最大值,是页岩气形成的又一重要阶段。山1段活化能分布在40～46kcal.mol-1;山2段活化能分布在44～54 kcal.mol-1;随着成熟度增高或者有机质丰度增高,山西组页岩生气潜力高于2m3/t岩石,具备页岩气富集基本生烃条件。
曾立飞[9]（2020）在《准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩生烃动力学研究》文中研究指明准噶尔盆地是国内主要产油气盆地之一。盆地南缘油气资源十分丰富,在该区已发现多个油气田和含油气构造。2019年南缘西部四棵树凹陷高探1井获得高产油气流,创准噶尔盆地单井日产量最高纪录。高探1井油气来源于侏罗系煤系烃源岩。准噶尔盆地南缘已成为油气勘探的热点区域。本论文针对准南地区煤系烃源岩进行生烃动力学研究并结合镜质体反射率和气态烃碳同位素,预测其主要生油、生气阶段,以及相应的成熟度范围。镜质体反射率（%Ro）是石油地球化学家常用的成熟度指标。在热演化过程中,镜质体释放挥发性组分（如H2O、CO2、油组分和气态烃）之后,芳香度增高,进而导致镜质体反射率增高。基于这一特征,可以将镜质体反射率作为指示有机质成熟度的指标。前人已经提出了依据地层的热史计算镜质体反射率的方法和模型,例如TTI和EASY%Ro模型。由于不同烃源岩所含干酪根类型、组成与结构具有一定的差异,达到主要生油阶段（生油窗）和生气阶段的成熟度范围也不相同。确定含油气盆地具体烃源岩生油窗和主要生气阶段的成熟度范围对油气勘探具有重要理论与生产应用价值。本研究通过对准噶尔盆地南缘侏罗系6个煤样进行黄金管—高压釜封闭体系热解实验,并测定各温度点加热之后的煤样镜质体反射率值。通过对实测镜质体反射率值与计算的EASY%Ro值对比,得到以下几点认识:（1）除加热时间和温度外,氢指数和加热速率对镜质体反射率具有明显的影响。在相同实验条件下,初始HI指数较高的煤样实测镜质体反射率（%Ro）相对较低,而初始HI指数较低的煤样实测镜质体反射率（%Ro）相对较高,富氢镜质体展示出反射率抑制效应;（2）当计算的EASY%Ro大于1.5时,实测%Ro值比计算的EASY%Ro值偏低。在相同成熟度（计算的EASY%Ro值相同）条件下,快速（20°C/h）升温实验实测%Ro低于慢速（2°C/h）升温实验,与计算的EASY%Ro值之间的差异更大,快速实验镜质体反射率展示出明显的迟缓效应;（3）通过生烃模拟实验确定烃源岩（干酪根）的生油、生气转化率,并计算对应实验条件的EASY%Ro值,能有效确定烃源岩在地质条件下主要生油、生气阶段的成熟度范围。煤成烃的研究是煤成油气勘探的重要理论基础,我国已发现的气田,特别是大中型气田,气源主要来自煤系烃源岩,然而至今对于煤系烃源岩生油潜力、生气潜力和主要生气阶段的认识仍存在许多问题。本论文通过对准噶尔盆地南缘侏罗系10个煤样和5个泥质烃源岩干酪根样进行黄金管—高压釜封闭体系的生烃动力学实验。研究结果表明:（1）煤样和泥质烃源岩的HI指数与最大生油量没有明显的相关性,而H/C原子比则表现出了一定的正相关关系;（2）在地质条件5°C/My升温速率下,当EASY%Ro为1.50时,J1bA、J1bB、J2xB类煤样和JSB类烃源岩的产气转化率分别为25%、21%、23%和29%,表明了侏罗系煤系烃源岩的主要生气过程发生在高过成熟阶段（EASY%Ro>1.50）;（3）侏罗系煤系烃源岩生油量主要取决于初始生油潜力,生气量主要取决于成熟度。位于准噶尔盆地西段的四棵树凹陷煤层生油潜力高于南缘其他区域。准南中段的霍玛吐背斜带煤层成熟度高,该区较南缘其他区域具有更大的天然气勘探潜力。煤成气的碳同位素组成与其母质类型和成熟度密切相关,根据天然气的碳同位素值能够有效辨别天然气来源和热演化程度。本论文对4个煤样和5个泥质烃源岩干酪根样生烃模拟实验气体产物的碳同位素组成进行测试,得出以下几点认识:（1）根据ln（C2/C3）vs.ln（C1/C2）和δ13C1–δ13C2 vs.ln（C1/C2）图版,来源于煤系烃源岩的天然气生成过程大致可以分为四个阶段:第一阶段,EASY%Ro介于0.66–0.95,升温速率2°C/h时温度介于323–372°C之间,干酪根初次裂解产生的丙烷量高于乙烷,乙烷高于甲烷（C3>C2>C1）;第二阶段,EASY%Ro介于1.06–1.67,升温速率2°C/h时温度介于383–431°C之间,气态烃来源于干酪根初次裂解和油二次裂解;第三阶段,EASY%Ro介于1.86–3.20,升温速率2°C/h时温度介于443–515°C之间,湿气发生裂解,甲烷和乙烷的量明显增加;第四阶段,EASY%Ro介于3.44–4.44,升温速率2°C/h时温度介于527–600°C之间,湿气裂解生成甲烷,同时也有部分甲烷来源于残余固体干酪根;（2）在应用δ13C2–δ13C3 vs.C2/C3和δ13C2–δ13C3 vs.δ13C1图版确定天然气的成因时,必须同时考虑热成熟度和干酪根类型。
何春民[10]（2020）在《琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征、生烃演化及气源追踪》文中指出琼东南盆地是我国南海北部四大含油气盆地之一,深水区是其目前重要勘探地区,先后在中央峡谷水道砂岩储集体中发现了LS17、LS18和LS25气田,在松南低凸起古潜山储集体中发现了YL8气田。但是,深水区烃源岩特征与生烃演化历史仍不清楚,导致对该区天然气的成因与勘探潜力仍存在较大争议。针对这些问题,本论文系统采集了深水区烃源岩样品,对其开展了详细的地球化学、有机岩石学的和生烃动力学研究,评价了深水区海相与海陆过渡相烃源岩的地球化学特征与生烃潜力,获得了典型烃源岩的生烃动力学参数,解剖了典型油气藏中油气的成因、来源与成藏模式,为琼东南盆地深水区油气勘探提供了重要参考依据。取得的主要认识如下:（1）海陆过渡相与海相烃源岩TOC含量普遍小于1%,仅少数海陆过渡相烃源岩达到2%以上。海陆过渡相烃源岩氢指数介于50200 mg/g TOC之间,显微组分以镜质组和惰质组为主,属于典型的III型干酪根;海相烃源岩氢指数较高,主要介于250400 mg/g TOC之间,显微组分以陆源输入的镜质组和腐殖无定形组分为主,但壳质组含量增加,属于II2-III型干酪根。从崖城组到陵水组,从海陆过渡相到海相,显微组分中腐泥组含量上升,且有机质碳同位素值变重,两者大致以-27‰为界。海相烃源岩有机质碳同位素偏重与水生生物利用碳同位素较重的碳酸氢根作为碳源以及陵水组沉积时期大气中CO2浓度显着下降造成陆源C3植物碳同位素变重有关。（2）在50150 MPa压力范围内,压力的增加总体抑制了气体的生成,并且对湿气组分的抑制作用明显强于甲烷。压力增加在增大反应活化能的同时,也会提高反应的频率因子,这与压力增大造成气体膨胀做功增加并且反应体积被压缩导致分子碰撞频率增大有关。在5oC/Ma地质升温速率下,压力每增加50 MPa,进入生气窗的温度大约升高10oC。此外,相同成熟度下压力增大也会导致甲烷碳同位素变轻,与甲烷生成的抑制作用和分子反应机制的改变有关。（3）综合生烃动力学与油气地球化学特征,认为陵水凹陷中央峡谷带天然气为热成因气,主要来自海相烃源岩,而非早期认为的海陆过渡相烃源岩。其中,LS25气田天然气以垂向运移为主,LS18气田天然气以横向运移为主,而LS17气田天然气既有垂向也有横向运移。松南低凸起YL8气田天然气为热成因气与生物气的混合气,热成因气主要来自松南凹陷和宝岛凹陷南部斜坡区的崖城组海相烃源岩,油气以横向运移为主。（4）长昌凹陷WN1井在陵水组钻遇的少量天然气为热成因气,主要来自崖城组海相烃源岩,其缺少工业气流可能与储集质量差或圈闭遭受火山侵入体的破坏有关。除沉积中心之外,长昌凹陷斜坡区大部分崖城组仍处于生气阶段,在高质量储集层发育且火山侵入体影响较小的地区仍有可能发现工业气藏。
二、不同类型镜质体的气态烃碳同位素生成动力学（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、不同类型镜质体的气态烃碳同位素生成动力学（论文提纲范文）
（1）延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 项目依托 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 研究区概况 |
| 1.3.2 生烃模拟 |
| 1.3.3 生烃动力学 |
| 1.3.4 页岩气富集模式 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地层发育特征 |
| 2.2 沉积相特征 |
| 2.2.1 沉积相标志 |
| 2.2.2 古沉积环境 |
| 2.3 古生物及古生产力 |
| 2.3.1 古生物 |
| 2.3.2 古生产力 |
| 第三章 山西组页岩地球化学特征 |
| 3.1 页岩的空间展布特征 |
| 3.2 页岩地球化学特征 |
| 3.2.1 有机质丰度 |
| 3.2.2 有机质类型 |
| 3.2.3 有机质成熟度 |
| 3.3 页岩气特征 |
| 3.3.1 页岩气地球化学特征 |
| 3.3.2 页岩气成因 |
| 第四章 泥页岩生烃特征 |
| 4.1 生烃模拟方法 |
| 4.2 生烃模拟实验 |
| 4.2.1 样品采集和制备 |
| 4.2.2 实验方法和原理 |
| 4.2.3 实验流程 |
| 4.2.4 实验产物收集与定性 |
| 4.3 实验结果分析 |
| 第五章 页岩气富集模式 |
| 5.1 不同气藏赋存特征及山西组岩性组合 |
| 5.1.1 不同岩相中页岩气赋存特征 |
| 5.1.2 山西组岩性叠置 |
| 5.2 山西组页岩气富集模式 |
| 5.2.1 页岩气富集条件 |
| 5.2.2 页岩气富集模式 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.1.1 国内外研究概况 |
| 1.1.2 课题来源及意义 |
| 1.2 研究方案 |
| 1.2.1 研究方法及主要研究内容 |
| 1.2.2 研究方案与技术路线 |
| 1.2.3 主要工作量 |
| 第二章 渤海湾盆地东营凹陷区域地质背景 |
| 2.1 东营凹陷区域构造背景 |
| 2.2 东营凹陷形成与演化特征 |
| 2.3 东营凹陷构造特征 |
| 2.4 东营凹陷地层特征 |
| 2.5 东营凹陷烃源岩特征 |
| 2.5.1 有机质丰度 |
| 2.5.2 有机质类型 |
| 2.5.3 有机质成熟度 |
| 第三章 生烃动力学理论与实验技术 |
| 3.1 化学动力学基础 |
| 3.1.1 基元反应、简单反应和复杂反应 |
| 3.1.2 化学反应速度方程式 |
| 3.1.3 温度对反应速度的影响 |
| 3.1.4 活化能及其对应反应速度的影响 |
| 3.2 生烃动力学模型 |
| 3.2.1 总包反应动力学模型 |
| 3.2.2 串联反应模型 |
| 3.2.3 平行一级反应动力学模型 |
| 3.3 生烃动力学模型的适用性及存在问题 |
| 3.3.1 生烃动力学模型的局限性 |
| 3.3.2 生烃动力学模型存在问题 |
| 3.4 生烃动力学热模拟系统 |
| 3.4.1 开放系统 |
| 3.4.2 半封闭系统 |
| 3.4.3 封闭系统 |
| 第四章 黄金管高压釜封闭体系生烃动力学研究 |
| 4.1 实验装置 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 提取干酪根 |
| 4.2.2 黄金管封闭体系热模拟实验 |
| 4.2.3 产物提取 |
| 4.3 样品地球化学特征 |
| 4.4 产物产率特征 |
| 4.4.1 总烃产率特征 |
| 4.4.2 热解C_1-C_5气态烃和C_6-C_(14)轻烃产率特征 |
| 4.5 干酪根生烃动力学参数 |
| 第五章 原油组分分离及组分生成动力学 |
| 5.1 原油族组分分离方法简介 |
| 5.1.1 柱色谱法(Column Chromatography,CC) |
| 5.1.2 薄层色谱法(Thin Layer Chromatography,TLC) |
| 5.1.3 高压液相色谱法 |
| 5.1.4 微型柱色谱 |
| 5.2 实验结果与讨论 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 烃源岩留烃实验及留烃机理 |
| 6.1 留烃实验发展 |
| 6.1.1 油气初次运移的研究状况 |
| 6.1.2 有机质留烃实验发展现状 |
| 6.1.3 有机质溶胀实验方法简介 |
| 6.2 有机质溶胀实验方法及实验过程 |
| 6.2.1 质量法 |
| 6.2.2 溶剂的选择 |
| 6.2.3 溶胀实验及原油在残余干酪根的滞留量 |
| 6.3 岩石中有机质组成及性质 |
| 6.3.1 岩石中粘土矿物与有机质 |
| 6.3.2 泥岩中有机质特征 |
| 6.3.3 有机质的物理化学特征 |
| 6.4 无机矿物吸附有机质能力 |
| 6.4.1 东营凹陷矿物含量 |
| 6.4.2 矿物特征 |
| 6.4.3 矿物分离 |
| 6.4.4 矿物表面吸附 |
| 6.5 生烃过程中干酪根结构变化—红外光谱分析 |
| 6.5.1 红外光谱的基本概念 |
| 6.5.2 实验方法 |
| 6.5.3 红外光谱图谱解析 |
| 6.5.4 干酪根红外光谱分析 |
| 6.5.5 结果讨论 |
| 6.6 留烃机理 |
| 6.7 本章小结 |
| 第七章 东营凹陷页岩可动油评价 |
| 7.1 东营凹陷埋藏史 |
| 7.2 东营凹陷烃源岩生留烃史评价 |
| 7.2.1 留烃曲线及动力学参数 |
| 7.2.2 封闭体系下烃源岩留烃史评价 |
| 7.3 东营凹陷页岩油可动油评价 |
| 7.3.1 影响储层原油滞留量参数 |
| 7.3.2 页岩可动油评价模型 |
| 7.4 本章小结 |
| 第八章 结论 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 论文创新点 |
| 8.3 本文的不足之处及今后工作建议 |
| 8.3.1 不足之处 |
| 8.3.2 今后的工作建议 |
| 参考文献 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
| 致谢 |
（3）鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题背景和意义 |
| 1.1.1 鄂尔多斯盆地西部上古生界有效潜在烃源 |
| 1.1.2 煤系烃源、暗色泥岩的区分与贡献 |
| 1.1.3 不同烃源类型的生烃演化特征 |
| 1.1.4 生烃强度计算 |
| 1.1.5 目前存在的问题 |
| 1.2 研究思路及方法: |
| 1.2.1 研究思路 |
| 1.2.2 研究方法 |
| 1.2.3 研究内容 |
| 1.3 主要完成工作量 |
| 1.4 主要认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 构造位置及演化 |
| 2.2 上古生界沉积地层特征 |
| 2.2.1 石炭系 |
| 2.2.2 二叠系 |
| 2.3 上古生界沉积构造背景 |
| 2.3.1 上古生界沉积背景特征 |
| 2.3.2 烃源岩展布特征 |
| 2.3.3 烃源岩黏土矿物特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 烃源岩地球化学特征 |
| 3.1 有机质丰度特征 |
| 3.1.1 有机碳含量特征 |
| 3.1.2 氯仿沥青“A” |
| 3.1.3 生烃潜量 |
| 3.1.4 有机质丰度特征总结 |
| 3.2 有机质成熟度特征 |
| 3.2.1 镜质体反射率 |
| 3.2.2 最大热解峰温 |
| 3.3 有机质类型特征 |
| 3.3.1 干酪根元素组成 |
| 3.3.2 干酪根同位素特征 |
| 第四章 烃源岩生烃演化研究 |
| 4.1 黄金管热模拟 |
| 4.1.1 样品选择 |
| 4.1.2 黄金管热模拟实验 |
| 4.1.3 实验结果 |
| 4.2 生烃演化特征 |
| 4.3 生排烃强度特征 |
| 4.3.1 生烃强度计算 |
| 4.3.2 生烃贡献分析 |
| 第五章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.1.1 世界油页岩资源分布与开发利用现状 |
| 1.1.2 中国油页岩资源分布与开发利用现状 |
| 1.2 国内外油页岩开采技术研究现状及分析 |
| 1.2.1 油页岩资源地面利用技术 |
| 1.2.2 油页岩原位开采技术 |
| 1.2.3 油页岩生烃模拟及产物特征研究 |
| 1.2.4 油页岩原位开采模拟研究存在的问题 |
| 1.3 本文主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 拟采用的研究方法 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 研究区地质条件与实验方法 |
| 2.1 研究区地质条件与取样 |
| 2.1.1 松辽盆地地质概况 |
| 2.1.2 松辽盆地油页岩特征 |
| 2.1.3 油页岩原位转化研究区内油页岩地质特征与实验取样 |
| 2.2 实验方案与测试方法 |
| 2.2.1 实验方案 |
| 2.2.2 实验方法 |
| 第3章 油页岩高压热解实验中有机质演化与生烃潜力研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 高压热失重实验结果讨论 |
| 3.3 热解模拟实验分析 |
| 3.4 烃类裂解产物演化特征与分析 |
| 3.4.1 裂解气组分演化规律 |
| 3.4.2 裂解油组分与烃类化合物演化研究 |
| 3.5 半焦有机质丰度与生烃潜力变化 |
| 3.5.1 油页岩半焦各阶段总有机碳研究 |
| 3.5.2 岩石热解实验 |
| 3.5.3 油页岩半焦生烃潜力变化 |
| 3.6 对油页岩地下原位转化实验的意义 |
| 3.7 小结 |
| 第4章 油页岩的原位转化反应进程成熟度参数研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 各阶段裂解气组分演化特征与分析 |
| 4.3 各阶段油页岩热解半焦产物成熟度分析 |
| 4.3.1 岩石热解参数分析 |
| 4.3.2 镜质体反射率与有机光片分析 |
| 4.4 裂解油有机地球化学特征分析 |
| 4.5 油页岩各有机组分稳定碳同位素演化 |
| 4.5.1 研究区基础同位素值研究 |
| 4.5.2 不同温度阶段油页岩干酪根与总油碳同位素变化分析 |
| 4.5.3 有机质各组分稳定碳同位素对比 |
| 4.5.4 有机质总反应进程与碳同位素分馏 |
| 4.6 对油页岩原位开采的意义 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 油页岩反应进程地化控制参数实际应用与方法可行性研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 现场原位转化工程 |
| 5.3 现场原位转化工程有机质地球化学数据特征 |
| 5.4 农安油页岩地下反应进程推算与方法可行性 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 主要结论与下一步工作设想 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 下一步工作设想 |
| 参考文献 |
| 个人简介与攻读博士学位期间的学术成果 |
| 致谢 |
（5）低成熟海相黑色页岩生烃特征的热模拟实验（论文提纲范文）
| 1 样品和方法 |
| 1.1 样品采集 |
| 1.2 实验方法 |
| 2 实验结果 |
| 2.1 热模拟温度与等效镜质体质射率 |
| 2.2 热模拟产物演化特征 |
| 2.2.1 油产率变化 |
| 2.2.2 烃类气体 |
| 2.2.3 非烃气体演化 |
| 3 讨论 |
| 3.1 页岩生烃过程与页岩气成因 |
| 3.2 非烃类气体成因探讨 |
| 3.3 页岩气生成模式 |
| 3.3.1 热催化生油气阶段 |
| 3.3.2 热裂解生湿气阶段 |
| 3.3.3 热裂解生干气阶段 |
| 4 结论 |
（6）渤中凹陷深层成烃机理与含油气系统（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源 |
| 1.2 研究意义 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 深层油气藏特征 |
| 1.3.2 深层研究现状 |
| 1.3.3 含油气系统 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.6 主要工作量 |
| 1.7 论文创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 构造演化特征 |
| 2.3 沉积地层特征 |
| 第三章 烃源岩差异性评价与油气特征 |
| 3.1 烃源岩地质差异性 |
| 3.1.1 烃源岩地层宏观展布差异性 |
| 3.1.2 暗色泥岩非均质性 |
| 3.1.3 有效烃源岩分布差异性 |
| 3.2 烃源岩地化特征差异性 |
| 3.2.1 有机质丰度差异性 |
| 3.2.2 有机质类型差异性 |
| 3.2.3 有机质成熟度差异性 |
| 3.3 沉积环境与有机相 |
| 3.3.1 沉积环境差异性 |
| 3.3.2 有机相 |
| 3.4 油气特征 |
| 3.4.1 原油特征 |
| 3.4.2 天然气特征与成因 |
| 3.4.3 油气藏相态 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 生烃演化与成烃机理 |
| 4.1 生烃热模型的构建 |
| 4.1.1 地层与岩性模型 |
| 4.1.2 热模型 |
| 4.1.3 烃源岩属性 |
| 4.1.4 生烃动力学模型 |
| 4.2 热演化分析 |
| 4.2.1 参数检验与标定 |
| 4.2.2 现今热演化特征 |
| 4.2.3 热演化时空分布 |
| 4.3 深层成烃影响因素 |
| 4.3.1 温度对成烃影响 |
| 4.3.2 压力对成烃影响 |
| 4.3.3 湖盆盐度对成烃影响 |
| 4.3.4 深部富氢流体对成烃的影响 |
| 4.4 深层成烃模式 |
| 4.4.1 自然演化剖面 |
| 4.4.2 生烃热模拟实验 |
| 4.4.3 生排烃特征 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 深层含油气系统 |
| 5.1 含油气系统特征 |
| 5.1.1 油源分析 |
| 5.1.2 含油气系统描述 |
| 5.2 静态地质要素 |
| 5.2.1 烃源岩 |
| 5.2.2 输导体系 |
| 5.2.3 储集层 |
| 5.2.4 盖层与上覆岩层 |
| 5.3 动态地质作用 |
| 5.3.1 生排烃过程 |
| 5.3.2 油气充注期次 |
| 5.3.3 含油气系统运移和充注评价 |
| 5.4 流体势场特征 |
| 5.4.1 流体势计算 |
| 5.4.2 流体势场演化 |
| 5.5 油气运聚单元划分与评价 |
| 5.5.1 油气运聚单元划分 |
| 5.5.2 资源潜力与勘探前景 |
| 5.5.3 有利区预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（7）东海盆地西湖凹陷古近系煤的生烃动力学（论文提纲范文）
| 1 区域地质背景 |
| 2 样品及实验方法 |
| 2.1 实验样品 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 显微组分实验方法 |
| 2.2.2 地球化学分析实验方法 |
| 2.2.3 黄金管热模拟实验方法及动力学参数求取 |
| 2.2.4 Easy Ro的确定 |
| 3 实验结果分析 |
| 3.1 显微组分 |
| 3.2 地球化学分析 |
| 3.3 热模拟实验 |
| 3.4 生烃动力学结果分析 |
| 3.5 不同构造单元古近纪煤的生烃史 |
| 4 讨 论 |
| 4.1 西湖凹陷古近系煤的生烃特征 |
| 4.2 影响煤生成气态烃的因素 |
| 4.3 西湖凹陷古近系煤热解的气态烃模式 |
| 5 结 论 |
（8）延安地区山西组页岩生气机理与模式（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 页岩气研究现状 |
| 1.2.2 生烃热模拟实验研究现状 |
| 1.2.3 生烃动力学研究现状 |
| 1.2.4 山西组烃源岩研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要成果和认识 |
| 第二章 页岩地质条件分析 |
| 2.1 区域地质概括 |
| 2.1.1 区域沉积构造背景 |
| 2.1.2 构造及地层特征 |
| 2.2 泥页岩地质特征 |
| 2.2.1 页岩的平面展布特征 |
| 2.2.2 页岩的垂向展布特征 |
| 第三章 泥页岩有机地球化学特征研究 |
| 3.1 有机质丰度 |
| 3.1.1 有机质丰度的实验分析 |
| 3.1.2 有机碳含量平面展布特征 |
| 3.2 有机质类型 |
| 3.3 有机质成熟度 |
| 3.3.1 有机质成熟度的实验分析 |
| 3.3.2 泥页岩成熟度平面展布特征 |
| 3.4 页岩气地球化学特征 |
| 3.4.1 页岩气组分特征 |
| 3.4.2 页岩气碳同位素组成特征 |
| 第四章 泥页岩生气机理研究 |
| 4.1 样品的采集与实验 |
| 4.2 生烃产物特征 |
| 4.2.1 升温速率对产物产率的影响 |
| 4.2.2 热解气态产物的演化特征 |
| 4.2.3 液态烃类产物演化特征 |
| 4.2.4 碳同位素组成演化特征 |
| 第五章 泥页岩生气模式与潜力 |
| 5.1 泥页岩生气模式 |
| 5.2 泥页岩生气潜力评价 |
| 5.2.1 生烃动力学参数求取 |
| 5.2.2 泥页岩生气潜力 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（9）准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩生烃动力学研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 镜质体成熟演化 |
| 1.1.2 生烃动力学 |
| 1.1.3 煤系烃源岩生烃潜力评价 |
| 1.1.4 气态烃碳同位素 |
| 1.2 研究内容 |
| 1.2.1 镜质体反射率模拟实验研究 |
| 1.2.2 烃源岩生烃潜力评价研究 |
| 1.2.3 气态烃碳同位素实验研究 |
| 1.3 技术路线与工作量 |
| 1.4 实验技术与流程 |
| 1.4.1 镜质体反射率Ro%、岩石热解(Rock-Eval)、TOC含量和有机元素分析 |
| 1.4.2 Py-GC开放体系热解实验 |
| 1.4.3 封闭体系热模拟实验 |
| 1.4.4 气态烃组成、产率和同位素分析 |
| 1.4.5 沥青A和液态烃的组成与产率分析 |
| 1.5 生油、生气和镜质体反射率动力学模拟 |
| 第2章 区域地质背景 |
| 2.1 区域构造特征 |
| 2.1.1 构造演化 |
| 2.1.2 构造分区 |
| 2.2 区域地层和烃源岩特征 |
| 2.2.1 二叠系 |
| 2.2.2 三叠系 |
| 2.2.3 侏罗系 |
| 2.2.4 白垩系 |
| 2.2.5 古近系 |
| 2.3 储盖组合特征 |
| 2.4 勘探历史与现状 |
| 第3章 煤金管-高压釜模拟实验与镜质体反射率 |
| 3.1 样品与实验 |
| 3.2 煤样地球化学特征 |
| 3.3 镜质体反射率的影响因素 |
| 3.3.1 升温速率 |
| 3.3.2 HI值 |
| 3.4 与前人研究结果比较 |
| 3.5 实验条件下计算EASY%Ro和实测%Ro在地质条件下的应用 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 煤系烃源岩生烃动力学研究及其意义 |
| 4.1样品与实验 |
| 4.1.1 实验样品 |
| 4.1.2 实验过程 |
| 4.2 热解组分产率 |
| 4.2.1 液态烃产率(可溶有机质沥青A、正构烷烃、液态烃和油产率) |
| 4.2.2 气态烃产率 |
| 4.3 热解组分产率与HI指数、H/C原子比和Py-GC热解组分的关系 |
| 4.4 生烃动力学模拟 |
| 4.4.1 生油动力学参数 |
| 4.4.2 生气动力学参数 |
| 4.5 地质条件5°C/My升温速率下侏罗系煤系烃源岩生烃过程 |
| 4.6 准噶尔盆地南缘煤系烃源岩生烃评价 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 气态烃碳同位素组成研究及其意义 |
| 5.1 样品与实验 |
| 5.2 热解气体碳同位素组成 |
| 5.2.1 中侏罗统西山窑组(J_2x)煤样 |
| 5.2.2 侏罗统泥质烃源岩样 |
| 5.3 气体组分碳同位素组成变化差异 |
| 5.4 δ~(13)C_2– δ~(13)C_1 vs.Ro和 δ~(13)C_3– δ~(13)C_2 vs.Ro图版 |
| 5.5 实验热解过程中气态烃的来源 |
| 5.5.1 Ln(C_2/C_3)vs.Ln(C_1/C_2)图版 |
| 5.5.2 δ~(13)C_1– δ~(13)C_2 vs.Ln(C_1/C_2)图版 |
| 5.5.3 δ~(13)C_2– δ~(13)C_3 vs.C_2/C_3 图版 |
| 5.5.4 δ~(13)C_1 vs. δ~(13)C_2– δ~(13)C_3图版 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与创新 |
| 6.1 论文主要结论 |
| 6.2 本文主要创新 |
| 6.3 研究展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
（10）琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征、生烃演化及气源追踪（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 琼东南盆地深水区勘探现状 |
| 1.2.2 烃源岩研究现状 |
| 1.2.3 压力对有机质生烃演化作用的影响 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 1.3 研究内容、技术路线与工作量 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.3.3 完成的工作量 |
| 1.4 取得的创新性认识 |
| 第2章 琼东南盆地深水区地质概况 |
| 2.1 盆地基底结构 |
| 2.2 新生代盆地构造演化 |
| 2.3 中央峡谷的形成机制 |
| 2.4 超压体系形成机制 |
| 第3章 烃源岩地球化学与有机岩石学特征 |
| 3.1 实验方法 |
| 3.1.1 样品清洗处理 |
| 3.1.2 有机地球化学分析 |
| 3.1.3 有机岩石学分析 |
| 3.1.4 主微量元素分析 |
| 3.2 烃源岩有机质丰度与类型 |
| 3.2.1 有机质丰度 |
| 3.2.2 HI指数与生烃潜力 |
| 3.3 典型烃源岩有机岩石学特征 |
| 3.3.1 崖城组海陆过渡相样品有机岩石学特征 |
| 3.3.2 崖城组浅海相样品显微组分 |
| 3.3.3 陵水组浅海相样品有机岩石学特征 |
| 3.4 不同地层有机质碳同位素分布特征 |
| 3.4.1 崖城组样品有机质碳同位素分布特征 |
| 3.4.2 陵水组样品有机质碳同位素分布特征 |
| 3.4.3 三亚组样品有机质碳同位素分布特征 |
| 3.4.4 有机质碳同位素变化规律与主控因素 |
| 3.5 烃源岩形成古环境与发育模式 |
| 3.5.1 生物标志物与沉积环境 |
| 3.5.2 主微量元素组成特征 |
| 第4章 海陆过渡相与海相烃源岩生烃动力学特征 |
| 4.1 研究样品与实验方法 |
| 4.1.1 研究样品 |
| 4.1.2 热模拟实验与产物分析 |
| 4.1.3 生烃与甲烷碳同位素分馏动力学参数拟合 |
| 4.2 不同烃源岩生烃动力学特征 |
| 4.2.1 崖城组烃源岩生烃动力学特征 |
| 4.2.2 陵水组烃源岩生烃动力学特征 |
| 4.3 压力对烃类气体生成的影响 |
| 4.3.1 压力对烃类气体生成量的影响 |
| 4.3.2 压力对生烃动力学参数的影响 |
| 4.4 甲烷碳同位素分馏动力学特征 |
| 4.4.1 不同类型烃源岩甲烷碳同位素分馏特征 |
| 4.4.2 压力对不同类型烃源岩甲烷碳同位素分馏动力学参数的影响 |
| 4.4.3 甲烷碳同位素组成控制因素 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 典型凹陷生烃动力学与成藏特征 |
| 5.1 陵水凹陷天然气生成与成藏特征 |
| 5.1.1 石油地质背景 |
| 5.1.2 天然气与凝析油地球化学特征 |
| 5.1.3 天然气成藏时间 |
| 5.1.4 天然气生成动力学模拟与天然气来源 |
| 5.2 松南低凸起天然气成因与成藏 |
| 5.2.1 石油地质背景 |
| 5.2.2 天然气地球化学特征 |
| 5.2.3 天然气生成动力学模拟与天然气来源 |
| 5.3 长昌凹陷天然气成因与成藏 |
| 5.3.1 石油地质背景 |
| 5.3.2 天然气地球化学特征 |
| 5.3.3 生烃动力学特征 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 主要认识、结论与不足 |
| 参考文献 |
| 附录 崖城组与陵水组样品元素地球化学参数 |
| 致谢 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
四、不同类型镜质体的气态烃碳同位素生成动力学（论文参考文献）
- [1]延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征[D]. 关瑞. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理[D]. 孙佳楠. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2021(01)
- [3]鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究[D]. 翟光麾. 西北大学, 2021(12)
- [4]油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究[D]. 贺文同. 吉林大学, 2021(01)
- [5]低成熟海相黑色页岩生烃特征的热模拟实验[J]. 邓模,翟常博,杨振恒,段新国,郑伦举,宋振响. 科学技术与工程, 2021(01)
- [6]渤中凹陷深层成烃机理与含油气系统[D]. 朱立文. 西北大学, 2020
- [7]东海盆地西湖凹陷古近系煤的生烃动力学[J]. 刘金水,李树霞,秦兰芝,易琦,陈晓东,康世龙,沈文超,邵龙义. 石油学报, 2020(10)
- [8]延安地区山西组页岩生气机理与模式[D]. 王婉婷. 西安石油大学, 2020(02)
- [9]准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩生烃动力学研究[D]. 曾立飞. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2020(08)
- [10]琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征、生烃演化及气源追踪[D]. 何春民. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2020(07)