CN112858369A - 一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 - Google Patents
一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112858369A CN112858369A CN202110056218.9A CN202110056218A CN112858369A CN 112858369 A CN112858369 A CN 112858369A CN 202110056218 A CN202110056218 A CN 202110056218A CN 112858369 A CN112858369 A CN 112858369A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- shale
- sample
- organic carbon
- rock
- type
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 title claims abstract description 26
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 128
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 127
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 111
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 111
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 14
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 claims abstract description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 3
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 6
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 6
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 6
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000002422 hopanes Chemical class 0.000 description 2
- 230000001617 migratory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- ZRLNBWWGLOPJIC-UHFFFAOYSA-N (17beta,21betaH)-Hopane Natural products C12CCC3C4(C)CCCC(C)(C)C4CCC3(C)C1(C)CCC1C2(C)CCC1C(C)C ZRLNBWWGLOPJIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZRLNBWWGLOPJIC-CMCGXILPSA-N 21alpha(H)-A'-Neogammacerane Chemical compound C([C@]1(C)[C@H]2CC[C@H]34)CCC(C)(C)[C@@H]1CC[C@@]2(C)[C@]4(C)CC[C@@H]1[C@]3(C)CC[C@H]1C(C)C ZRLNBWWGLOPJIC-CMCGXILPSA-N 0.000 description 1
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001878 scanning electron micrograph Methods 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
- G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
- G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
- G01N21/3504—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light for analysing gases, e.g. multi-gas analysis
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，包括：获取页岩地层的页岩样品，分别进行岩石热解分析和总有机碳量测定；采用岩石热解分析测量方法获取所述页岩地层的第一有机地球化学参数；根据最高热解峰温或所述最高热解峰温与氢指数图版，确定所述页岩样品的有机质成熟度和有机质类型；求取排烃量；基于单位质量所述低熟‑成熟样品中的排烃量将所述页岩划分为E型、M型及R型三种类型；结合对不同类型页岩的分析和描述，确定所述页岩油的有利层段。本发明建立了一个新的表征页岩排烃量的指标，实现对页岩含油性的预测，进而明确页岩油勘探的有利层段。
Description
技术领域
本发明涉及非常规页岩油勘探开发技术领域，尤其涉及一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法。
背景技术
页岩的含油性是了解页岩油资源潜力的基本参数之一，也是深入探讨页岩油富集机理的关键。在当前技术条件的限制下，页岩油的可采目标主要是游离油，而不是吸附油。因此，预测和评价页岩含油性是页岩油勘探中的重点和难点。
目前，在国内、外页岩油勘探中，通常采用含油饱和度指数(S1/TOC×100)来评估页岩油的资源潜力，且北美页岩油勘探实践也证实了含油饱和度指数越高，页岩油的潜在可采量就越大。然而，北美地区页岩油主要附存在海相页岩地层中，而我国页岩油资源主要赋存在湖相页岩地层中，由于湖相页岩具有较强的非均质性，在岩石中的蒸发烃类S1与总有机碳TOC值都较低的情况下，含油饱和度指数仍然较高，因而，含油饱和度指数在湖相页岩中的应用效果并不理想。此外，也有借助生烃模拟实验进行页岩含油性评价的方法，但这种方法成本高、周期长，实用性不强。
发明内容
本发明提供一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，以解决现有技术存在的含油饱和度指数评估我国页岩油资源潜力应用效果不佳以及采用生烃模拟实验进行页岩含油性评价又导致成本高、周期长的问题。
为解决上述问题，本发明提供一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，包括：
S1：获取页岩地层的页岩样品，分别进行岩石热解分析和总有机碳量测定；
S2：采用岩石热解分析测量方法获取所述页岩地层的第一有机地球化学参数，其中：
所述第一有机地球化学参数包括最高热解峰温Tmax、蒸发烃类S1、裂解烃类S2和氢指数HI；
S3：根据所述最高热解峰温Tmax或所述最高热解峰温Tmax与氢指数HI图版，确定所述页岩样品的有机质成熟度和有机质类型，其中：
根据所述页岩样品的有机质成熟度，将所述页岩样品划分为未成熟样品与低熟-成熟样品；
根据所述页岩样品的有机质类型，将所述页岩样品的有机质类型划分为Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型；
S4：求取排烃量；
其中，所述求取排烃量具体包括：
S41：将所述页岩样品中的总有机碳TOC划分为活性有机碳CA和惰性有机碳CI；其中，
所述活性有机碳CA包括所述页岩样品中已存在烃类中的有机碳以及在充分的热演化条件下可以转化为烃类的干酪根中的有机碳；
所述惰性有机碳CI为无法生烃的有机碳，且在整个热演化过程中保持不变；
S42：根据假设所述未成熟样品的惰性有机碳与所述低熟-成熟样品中的惰性有机碳在生烃开始或接近开始时的相对丰度相等这一条件，得到如下公式：
其中：
—单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的惰性有机碳，g/g rock；TOCin—单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的总有机碳，g/g rock；
—单位质量未成熟样品中的惰性有机碳，g/g rock；TOCim—单位质量未成熟样品中的总有机碳，g/g rock；
S43：根据式(1)可得，单位质量所述低熟-成熟样品中活性有机碳占总有机碳的比例与单位质量所述未成熟样品中的活性有机碳占总有机碳的比例相等，则得到：
S44：根据质量平衡模型，结合所述未成熟样品中排出烃类中所含的有机碳与排烃后样品中残余的活性有机碳之和占总有机碳的比例同所述低熟-成熟样品中在初始状态时活性有机碳之和占总有机碳的比例相等，由式(2)进一步转化得到：
其中：S1为单位质量所述低熟-成熟样品中存在的烃类，mg/g rock；S2为单位质量所述低熟-成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，mg/g rock；TOC为单位质量所述低熟-成熟样品中的总有机碳，g/g rock；SE为单位质量所述低熟-成熟样品中排出的烃类，mg/grock；
为单位质量未成熟样品中存在的烃类，mg/g rock；
—单位质量所述未成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，mg/g rock；TOCim—单位质量所述未成熟样品中的总有机碳，g/g rock；D为岩石中活性有机碳占总有机碳的比例；
S5：基于单位质量所述低熟-成熟样品中排出的烃类SE将所述页岩划分为E型、M型及R型三种类型；
S6：结合对不同类型页岩的分析和描述，确定所述页岩油的有利层段。
优选的，所述岩石热解分析具体包括如下步骤：
S11：将所述页岩样品粉碎至100目以下，称取一定量的粉末状样品，置于岩石热解分析仪器的热解炉中；
S12：在第一设定温度T1下，恒温加热一段时间t1，测量蒸发烃类S1；
S13：以一定的速率n程序加热至第二设定温度T2，测量裂解烃类S2，
S14：测量裂解烃类S2在最高点时所对应的最高热解峰温Tmax。
优选的，所述总有机碳量测定具体包括如下步骤：
S15：将粉末状样品在第三设定温度T3下，用稀盐酸和水稀释处理第二设定时间t3，直到反应完全为止，以去除所述粉末状样品中的碳酸盐；
S16：将处理过的样品用蒸馏水洗至中性并烘干；
S17：将样品置于岩石热解分析仪器的燃烧炉中燃烧，设置工作温度T4，确保样品中的碳完全氧化成二氧化碳；
S18：用红外线探测器测定二氧化碳浓度，并进行计算总有机碳的含量。
优选的，Ⅱ型页岩样品的有机质类型还可根据所述最高热解峰温Tmax与氢指数HI图版进一步划分为Ⅱ1型和Ⅱ2型。
优选的，所述基于单位质量所述低熟-成熟样品中排出的烃类SE将所述页岩划分为E型、M型及R型三种类型具体指：
当SE>1时，确定所述页岩为E型页岩；
当-1<SE<1时，确定所述页岩为M型页岩；
当SE<-1时，确定所述页岩为R型页岩。
优选的，所述M型页岩还可根据生烃能力的强弱进一步划分为M1型和M2型。
优选的，所述第一设定温度T1的取值范围为295-305度，所述第二设定温度T2的取值范围为645-655度。
优选的，所述时间第一设定时间t1的取值范围为2.8-3.2分钟，所述速率n的取值范围为24-26℃/min。
优选的，所述第三设定温度T3的取值范围为55-65度，所述工作温度T4的取值范围为1348-1352度。
优选的，所述稀盐酸和所述水的稀释比例为1:9。
本发明与现有技术相比具有显著的优点和有益效果，具体体现在以下方面：
本发明实施例中的岩石热解分析为烃源岩评价提供了一种快速、便捷的方法，广泛应用于油气勘探领域，该技术仅使用少量样品便可得到多种有机地球化学参数等。本发明采用岩石热解分析中获取的各项参数，基于质量平衡模型，计算排烃量，从而对页岩含油性进行评价，进一步明确页岩油有利勘探层段。与以往的方法相比，该方法不仅考虑到了页岩内部的滞留烃，同时还关注到页岩系统内部的排烃及运移条件，具有更普遍的参考价值，以期为页岩油勘探方向的决策提供理论支持。
附图说明
图1为本发明实施例中基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法的流程示意图；
图2为本发明实施例中岩石热解分析测量方法的流程示意图；
图3为本发明实施例中总有机碳量测定方法的流程示意图；
图4为本发明实施例中求取排烃量方法的流程示意图；
图5为本发明实施例中最高热解峰温与氢指数的交汇图图版；
图6为本发明实施例中页岩样品的扫描电镜(SEM)照片；
图7为本发明实施例中江汉盆地某井页岩含油性评价剖面；
图8为本发明实施例中页岩样品的(饱和烃含量/芳香烃含量)值对排烃量值变化的响应；
图9为本发明实施例中页岩样品的(短链与长链正构烷烃之比)对排烃量值变化的响应；
图10为本发明实施例中所测样品的C30H/M比值对排烃量值变化的响应。
附图标记说明：
Tmax-最高热解峰温；S1-蒸发烃类；S2-裂解烃类；HI-氢指数；SE-排烃量；TOC-总有机碳量；CA-活性有机碳；CI-惰性有机碳；CIin—单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的惰性有机碳；TOCin-单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的总有机碳；
-单位质量未成熟样品中的惰性有机碳；
-单位质量未成熟样品中的活性有机碳；
-单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的活性有机碳；
-为单位质量未成熟样品中存在的烃类；
-单位质量未成熟样品中干酪根裂解生成的烃类；TOCim-单位质量未成熟样品中的总有机碳；D-岩石中活性有机碳占总有机碳的比例；
T1-第一设定温度；t1-第一设定时间；n-速率；T2-第二设定温度；T3-第三设定温度；t3-第二设定时间；T4-工作温度。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更为明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施例做详细的说明。
如图1-10所示，本发明的实施例提供一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，所述方法包括如下步骤：
S1：获取页岩地层的页岩样品，分别进行岩石热解分析和总有机碳量测定；
需要特别说明的是，我国的页岩油资源主要赋存在湖相页岩地层中，因此，本实施例中所获取的页岩样品来自于湖相页岩地层，不同于海相页岩地层。
S2：采用岩石热解分析(Rock-Eval)方法获取页岩地层的第一有机地球化学参数，其中第一有机地球化学参数包括最高热解峰温Tmax、蒸发烃类S1、裂解烃类S2和氢指数HI；
在本发明的实施例当中，在岩石热解分析测量(Rock-Eval)方法中：
S1具体指单位质量页岩样品加热到300℃之前释放出的烃类，其代表页岩样品中已经存在的烃类；
S2具体指单位质量页岩样品加热到300℃到650℃之间产生的烃类，其代表热解过程中干酪根裂解生成的烃类；
Tmax具体指裂解烃类S2峰的最高点对应的温度；
HI具体指的是氢指数，其计算方式为：HI＝S2/TOC×100％，其中，TOC具体指的是岩石中的总有机碳量。
S3：根据最高热解峰温Tmax或最高热解峰温Tmax与氢指数HI的函数关系图版，确定页岩样品的有机质成熟度和有机质类型，其中：
如图5所示，利用最高热解峰温Tmax值或最高热解峰温Tmax与氢指数HI的图版(HI＝S2/TOC×100％)，根据页岩样品的有机质成熟度，将页岩样品划分为未成熟样品与低熟-成熟样品。
此外，必要时可参考特定地区地质条件，如埋深和地温等，对页岩样品的有机质成熟度进行准确划分。
在本发明的实施例当中，基于Rock-Eval/TOC分析，得到新沟嘴组页岩最高热解峰温Tmax值分布在386℃-461℃之间。并结合该区地质条件，以埋深小于800m且最高热解峰温Tmax值低于435℃为界限将样品分为未成熟样品以及低熟-成熟样品。
如图5所示，根据页岩样品的有机质类型，将页岩样品的有机质类型划分为Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型；
S4：求取排烃量。其中，求取排烃量具体包括：
S41：将页岩样品中的总有机碳TOC划分为活性有机碳CA和惰性有机碳CI；其中，页岩样品中的总有机碳TOC可分为两种类型，活性的有机碳CA和无法生烃的惰性有机碳CI，
活性有机碳CA包括页岩样品中已存在烃类中的有机碳以及在充分的热演化条件下可以转化为烃类的干酪根中的有机碳；
惰性有机碳CI为无法生烃的有机碳，或称为“死碳”，且在整个热演化过程中保持不变。
S42：根据假设同一类型有机质中，未成熟样品的惰性有机碳与低熟-成熟样品中的惰性有机碳在生烃开始或接近开始时的相对丰度相等这一条件，得到如下公式：
由于单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的活性有机碳与总有机碳的比例等于单位质量未成熟样品在初始状态时活性有机碳与总有机碳的比例，式(1)可转化为如下：
其中：
—单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的惰性有机碳，单位：g/grock；
为单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的活性有机碳，单位：g/g rock；TOCin—单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的总有机碳，单位：g/g rock；
—单位质量未成熟样品中的惰性有机碳，单位：g/g rock；TOCim—单位质量未成熟样品中的总有机碳，单位：g/g rock；
为单位质量未成熟样品中的活性有机碳，单位：g/g rock。
进一步地，在岩石热解分析(Rock-Eval)方法中，根据页岩样品加热温度范围不同所产生出的烃类S1、S2，进行如下分析：
由大量的实验测定，烃类中含碳的比例一般为0.833，因此，可以通过下式将烃量(mg/g rock)换算为碳含量(g/g rock)：
S43：根据式(1)可得，单位质量低熟-成熟样品中活性有机碳占总有机碳的比例与单位质量未成熟样品中的活性有机碳占总有机碳的比例相等，则得到：
S44：根据质量平衡模型，结合未成熟样品中排出烃类中所含的有机碳与排烃后样品中残余的活性有机碳之和占总有机碳的比例同低熟-成熟样品中在初始状态时活性有机碳之和占总有机碳的比例相等，由式(2)进一步转化得到：
由式(3)可得如下:
其中：S1为单位质量低熟-成熟样品中存在的烃类，单位：mg/g rock；S2为单位质量低熟-成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，单位：mg/g rock；TOC为单位质量低熟-成熟样品中的总有机碳，单位：g/g rock；SE为单位质量低熟-成熟样品中排出的烃类，单位：mg/grock；
为单位质量未成熟样品中存在的烃类，单位：mg/g rock；
—单位质量未成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，单位：mg/g rock；TOCim—单位质量未成熟样品中的总有机碳，单位：g/g rock；D为岩石中活性有机碳占总有机碳的比例，另外需要说明的是，1200为转化后的系数。
具体地，在本发明的实施例中，将未成熟样品在Rock-Eval/TOC分析中获得的各项参数带入公式(3)中，分别计算出单位质量具有不同有机质类型的样品中活性有机碳占总有机碳的比例。
S5：基于单位质量低熟-成熟样品中排出的烃类SE将页岩划分为E型、M型及R型三种类型。
行业内，页岩中的含油性取决于其中的残留烃量，若页岩生成的烃类被大量排出则该页岩含油性较差。另外，在页岩系统中若某一页岩单元聚集了大量的其他页岩单元生成的外来运移烃类，则该页岩单元含油性较好，同时这类页岩往往发育裂缝或富硅质和碳酸盐，因而可压性强，而且其中的油品质较好，在当前的技术条件下，这类页岩中的页岩油更适合商业开采。
基于步骤S4的参数“SE”，根据SE的大小可以将页岩划分为三种类型：
当SE>1时，表明该页岩段已排出一定量的烃类，可将这类页岩称为E型页岩(排烃型)。
E型页岩的含油性较差，且SE的值越大，表明页岩含油性越差，其可能代表具有开放裂缝的富有机质页岩，如图6中的A、B扫描电镜照片所示。
当-1<SE<1时，表明该页岩几乎没有排烃，同时也没有大量聚集外来的运移烃类，可将这类页岩称为M型页岩(维持型)。
M型页岩通常非常致密，并且不发育裂缝，因此，它们的渗透率极低，而且由于高粘土和低碳酸盐含量，因此，可压性较差。
当SE<-1时，表明该页岩中存在一定量的外来运移烃类，可将这类页岩称为R型页岩(储集型)。
R型页岩其具有较好的页岩油潜力，且SE越负，页岩含油性越好，其可能代表具有开放裂缝或早期开放晚期闭合裂缝的相对贫有机质的页岩，如图6中的E、F扫描电镜照片所示。同时R型页岩往往发育裂缝，且物性条件较好，并且往往富硅质和碳酸盐，因而可压性强，其中的油品质也较好，所以，在当前的技术条件下，这类页岩中的页岩油更适合商业开采。
具体地，在本实施例当中，将低熟-成熟样品在Rock-Eval/TOC分析中获得的各项参数(S1、S2、TOC)带入公式(4)中，计算出所有样品的排烃量SE，且SE介于-17.397mg/g～26.981mg/g之间。
S6：结合对不同类型页岩的分析和描述，确定所述页岩油的有利层段。
如图7所示，具体在本实施例当中，利用参数SE以及TOC、S1等第一地球化学参数建立页岩油含油性评价地球化学剖面，并根据SE值的大小在垂向上将页岩划分E型、M型及R型，结合上述对不同类型页岩的分析和描述，可以确定页岩油有利层段。
本发明在湖北江汉盆地新沟-陈沱口地区新沟嘴组页中获得了成功的应用，
具体地，结合图2所示，在本发明的实施例中，岩石热解分析测量具体包括如下步骤：
S11：将页岩样品粉碎至100目以下，称取一定量的粉末状样品，置于岩石热解分析仪器的热解炉中；
S12：在第一设定温度T1下，恒温加热第一设定时间t1，测量蒸发烃类S1；
S13：以一定的速率n程序加热至第二设定温度T2，测量裂解烃类S2，
S14：测量裂解烃类S2在最高点时所对应的最高热解峰温Tmax。
具体地，结合图3所示，在本发明的实施例中，总有机碳量测定具体包括如下步骤：
S15：将粉末状样品在第三设定温度T3下，用稀盐酸和水稀释处理第二设定时间t3，直到反应完全为止，以去除所述粉末状样品中的碳酸盐；
S16：将处理过的样品用蒸馏水洗至中性并烘干；
S17：将样品置于岩石热解分析仪器的燃烧炉中燃烧，设置工作温度T4，确保样品中的碳完全氧化成二氧化碳；
S18：用红外线探测器测定二氧化碳浓度，并进行计算总有机碳的含量。
具体地，结合图5所示，在本发明的实施例中，Ⅱ型页岩样品的有机质类型还可根据所述最高热解峰温Tmax与氢指数HI图版可进一步划分为Ⅱ1型和Ⅱ2型。
具体地，M型页岩还可根据生烃能力的强弱进一步划分为M1型和M2型。
如图6所示，具体在本实施例当中，M型页岩还可分为两个亚类(M1、M2)。
如图6中的C扫描电镜照片所示，M1是生烃能力较强的页岩，其可能代表没有开放裂缝的富有机质页岩，虽然这类页岩含油性可能也相对较好，但是它们通常非常致密，并且不发育裂缝，因此，它们的渗透率极低，而且由于高粘土和低碳酸盐含量，因此，可压性较差，并且由于富含有机质，其中的页岩油主要以吸附状态存在，因此，这类富有机质的致密页岩难以获得高工业油流。
如图6中的D扫描电镜照片所示，M2是生烃能力较弱的页岩，其可能代表没有开放裂缝的贫有机质页岩。
优选的，在岩石热解分析测量中，第一设定温度T1的取值范围为295-305度，作为本发明的最佳优选方式，第一设定温度T1＝300度，第二设定温度T2的取值范围为645-655度，优选第二设定温度T2＝650度。第一设定温度T1设定过低，不能完全蒸发出样品中的烃类；第一设定温度T1设定过高，无法区分样品中已经存在的烃类还是裂解产生的烃类。
优选的，第一设定时间t1的取值范围为2.8-3.2分钟，速率n的取值范围为24-26℃/min。优选第一设定时间t1＝3分钟，速率n＝26℃/min，在此设定时间和速率下，能够很好的区分蒸发烃类S1和裂解烃类S2。
具体地，在总含碳量的测定中，结合试验验证，第三设定温度T3的取值范围为55-65度，工作温度T4的取值范围为1348-1352度。
具体地，在总含碳量的测定中，结合试验验证，稀盐酸和水的稀释比例为1:9。
以江汉盆地某井新沟嘴组地层为例，通过以上的分析方法，如图7所示，该井1440m-1456m之间的页岩样品多为M型，反映该深度段页岩几乎不排烃，而且也没有外来运移烃的大量聚集，同时，反映该段页岩相对致密，不发育开放裂缝，在当前的技术条件下，该类型的页岩油开采难度较大，压裂试油在该深度段也未获得工业油流。
该井1456m-1478m深度段存在较多的R型页岩，同时，它们常与E型页岩互层，这在页岩系统内部构成了良好的生-储组合，该深度段压裂试油获得日产9.3吨的工业油流。
该井1478m-1492m深度段存在较多的M型和E型页岩，压裂试油在该深度段未获得工业油流。
为了进一步验证本发明中建立的参数“SE”的实际地质意义，对部分样品的地球化学参数随SE值的变化趋势做了进一步的探讨。
结果表明，如图8所示，所测样品的饱和烃含量/芳香烃含量(Sat/Aro)值总体随SE值的增加逐渐降低，R型页岩该值较高，而E型页岩该值较低，M型页岩的Sat/Aro值总体处于前两者之间。
关于饱和烃含量/芳香烃含量(Sat/Aro)比值的说明：由于不同化合物的极性不同(即饱和烃>芳香烃>极性化合物)，导致它们排出的顺序不同，饱和烃优先排出，其次为芳香烃，最后为极性化合物。因此，排烃后残留在页岩中的抽提物的Sat/Aro比值较低，而当页岩中积累了外部运移的烃类时，该值较高。
如图9所示，短链正构烷烃与长链正构烷烃含量之比(C21-/C22+值)随SE值的增加具有类似的趋势。
关于短链正构烷烃/长链正构烷烃(C21-/C22+)比值的说明：页岩系统内部的烃类运移也可能导致分子分馏，如小分子组分比大分子组分的运移速度快，因此C21-/C22+比值会随着排烃量的变化而变化。(C21-：碳数小于C21的正构烷烃，即短链正构烷烃；C22+：碳数大于C22的正构烷烃，即长链正构烷烃)。
如图10所示，R型页岩的C30H/M(C30hopane(αβ)/C30moretane(βα))比值总体表现为高值，而E型和M型页岩则较低。
关于C30H/M(C30hopane(αβ)/C30moretane(βα))的说明：藿烷(hopanes)比具有相同碳数的莫烷(moretanes)迁移速度更快，因此，C30H/M比值(C30hopane(αβ)/C30moretane(βα))也会随排烃量的变化而变化。
以上现象反映出R型页岩中聚集了更多的外部运移烃类。综上，本发明建立的页岩排烃量的计算方法不仅可以用于评价页岩含油性，同时，也可以反映页岩内部的排烃及运移条件。
本发明利用Rock-Eval/TOC分析中获得的各项参数，在质量平衡的基础上，建立了一个新的表征页岩排烃量的指标“SE”，借助SE可以实现对页岩含油性的预测，进而明确页岩油勘探的有利层段。
同时，由于Rock-Eval/TOC分析固有的优点，使得该方法成为一种方便、快捷且经济的评估手段。尤其是对于那些在传统烃源岩评价中已经产生大量有机地球化学数据的页岩，甚至不需要设计专门的热解实验。另外，与以前的参数相比，该参数不仅考虑到了页岩内部的滞留烃，同时还关注到页岩系统内部的排烃及运移条件，因此，具有更普遍的参考价值。
虽然本公开披露如上，但本公开的保护范围并非仅限于此。本领域技术人员在不脱离本公开的精神和范围的前提下，可进行各种变更与修改，这些变更与修改均将落入本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，包括：
S1：获取页岩地层的页岩样品，分别进行岩石热解分析和总有机碳量测定；
S2：采用岩石热解分析测量方法获取所述页岩地层的第一有机地球化学参数，其中：
所述第一有机地球化学参数包括最高热解峰温Tmax、蒸发烃类S1、裂解烃类S2和氢指数HI；
S3：根据所述最高热解峰温Tmax或所述最高热解峰温Tmax与氢指数HI图版，确定所述页岩样品的有机质成熟度和有机质类型，其中：
根据所述页岩样品的有机质成熟度，将所述页岩样品划分为未成熟样品与低熟-成熟样品；
根据所述页岩样品的有机质类型，将所述页岩样品的有机质类型划分为Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型；
S4：求取排烃量；
其中，所述求取排烃量具体包括：
S41：将所述页岩样品中的总有机碳TOC划分为活性有机碳CA和惰性有机碳CI；其中，
所述活性有机碳CA包括所述页岩样品中已存在烃类中的有机碳以及在充分的热演化条件下可以转化为烃类的干酪根中的有机碳；
所述惰性有机碳CI为无法生烃的有机碳，且在整个热演化过程中保持不变；
S42：根据假设所述未成熟样品的惰性有机碳与所述低熟-成熟样品中的惰性有机碳在生烃开始或接近开始时的相对丰度相等这一条件，得到如下公式：
其中，
为单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的惰性有机碳，g/g rock；TOCin为单位质量低熟-成熟样品在初始状态时的总有机碳，g/g rock；
为单位质量未成熟样品中的惰性有机碳，g/g rock；TOCim为单位质量未成熟样品中的总有机碳，g/g rock；
S43：根据式(1)可得，单位质量低熟-成熟样品中活性有机碳占总有机碳的比例与单位质量未成熟样品中的活性有机碳占总有机碳的比例相等，则得到：
S44：根据质量平衡模型，结合所述未成熟样品中排出烃类中所含的有机碳与排烃后样品中残余的活性有机碳之和占总有机碳的比例同所述低熟-成熟样品中在初始状态时活性有机碳之和占总有机碳的比例相等，由式(2)进一步转化得到：
其中：S1为单位质量所述低熟-成熟样品中存在的烃类，单位为mg/g rock；S2为单位质量所述低熟-成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，单位为mg/g rock；TOC为单位质量所述低熟-成熟样品中的总有机碳，单位为g/g rock；SE为单位质量所述低熟-成熟样品中的排烃量，单位为mg/g rock；
为单位质量未成熟样品中存在的烃类，单位为mg/g rock；
—单位质量所述未成熟样品中干酪根裂解生成的烃类，单位为mg/g rock；TOCim—单位质量所述未成熟样品中的总有机碳，单位为g/g rock；D为岩石中活性有机碳占总有机碳的比例；
S5：基于单位质量所述低熟-成熟样品中排出的烃类SE将所述页岩划分为E型、M型及R型三种类型；
S6：结合对不同类型页岩的分析和描述，确定所述页岩油的有利层段。
2.根据权利要求1所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述岩石热解分析具体包括如下步骤：
S11：将所述页岩样品粉碎至100目以下，称取一定量的粉末状样品，置于岩石热解分析仪器的热解炉中；
S12：在第一设定温度T1下，恒温加热第一设定时间t1，测量蒸发烃类S1；
S13：以一定的速率n程序加热至第二设定温度T2，测量裂解烃类S2；
S14：测量裂解烃类S2在最高点时所对应的最高热解峰温Tmax。
3.根据权利要求1所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述总有机碳量测定具体包括如下步骤：
S15：将粉末状样品在第三设定温度T3下，用稀盐酸和水稀释处理第二设定时间t3，直到反应完全为止，以去除所述粉末状样品中的碳酸盐；
S16：将处理过的样品用蒸馏水洗至中性并烘干；
S17：将样品置于岩石热解分析仪器的燃烧炉中燃烧，设置工作温度T4，确保样品中的碳完全氧化成二氧化碳；
S18：用红外线探测器测定二氧化碳浓度，并进行计算总有机碳的含量。
4.根据权利要求1所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，根据所述最高热解峰温Tmax与氢指数HI图版将页岩样品的有机质的Ⅱ型进一步划分为Ⅱ1型和Ⅱ2型。
5.根据权利要求1所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述基于单位质量所述低熟-成熟样品中的排烃量SE将所述页岩划分为E型、M型及R型，三种类型具体指：
当SE>1时，确定所述页岩为E型页岩；
当-1<SE<1时，确定所述页岩为M型页岩；
当SE<-1时，确定所述页岩为R型页岩。
6.根据权利要求1所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述M型页岩还可根据生烃能力的强弱进一步划分为M1型和M2型。
7.根据权利要求2所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述第一设定温度T1的取值范围为295-305度，所述第二设定温度T2的取值范围为645-655度。
8.根据权利要求2所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述第一设定时间t1的取值范围为2.8-3.2分钟，所述速率n的取值范围为24-26℃/min。
9.根据权利要求3所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述第三设定温度T3的取值范围为55-65度，所述工作温度T4的取值范围为1348-1352度。
10.根据权利要求3所述的基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法，其特征在于，所述稀盐酸和所述水的稀释比例为1:9。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110056218.9A CN112858369B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110056218.9A CN112858369B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112858369A true CN112858369A (zh) | 2021-05-28 |
| CN112858369B CN112858369B (zh) | 2021-12-14 |
Family
ID=76006938
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110056218.9A Active CN112858369B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112858369B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113533573A (zh) * | 2021-07-19 | 2021-10-22 | 科正检测(苏州)有限公司 | 一种确定水平井采出油产层贡献的方法 |
| CN114280090A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-04-05 | 中国地质大学（武汉） | 一种陆相页岩排烃效率与页岩油富集程度的评价方法 |
| CN116741296A (zh) * | 2023-06-12 | 2023-09-12 | 中国石油大学(华东) | 一种生烃演化定量表征方法、系统、介质、设备及终端 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140114627A1 (en) * | 2012-08-28 | 2014-04-24 | Saudi Arabian Oil Company | Method for reconstructing the total organic carbon content from compositional modeling analysis |
| CN104700316A (zh) * | 2015-04-02 | 2015-06-10 | 中国石油大学(华东) | 一种非均质性评价泥页岩生油气量的方法 |
| CN104749341A (zh) * | 2015-03-05 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 碳酸盐岩类烃源岩有效性的判断方法 |
| CN105223340A (zh) * | 2015-11-09 | 2016-01-06 | 王文广 | 一种优质烃源岩生烃潜力关键参数评价方法 |
| US20180217112A1 (en) * | 2015-07-27 | 2018-08-02 | Oil India Limited | Method to determine transformation of kerogen to oil/gas at different maturities using step-wise pyrolysis-gas chromatography |
| CN108693206A (zh) * | 2018-04-03 | 2018-10-23 | 中国石油大学(北京) | 一种利用热解参数测定湖相烃源岩排烃效率的方法 |
| CN109061114A (zh) * | 2018-09-13 | 2018-12-21 | 中国石油大学(北京) | 一种利用残留沥青测定湖相油源岩排烃效率的方法 |
| CN110632274A (zh) * | 2018-06-22 | 2019-12-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种烃源岩排烃效率的确定方法及装置 |
| CN110779831A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-11 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩储层有机质热裂解生烃转化率的计算方法及热解产物收集装置 |
| CN112016032A (zh) * | 2020-07-24 | 2020-12-01 | 中国地质大学（武汉） | 基于热解参数图版式的烃源岩排烃效率计算方法及系统 |
-
2021
- 2021-01-15 CN CN202110056218.9A patent/CN112858369B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140114627A1 (en) * | 2012-08-28 | 2014-04-24 | Saudi Arabian Oil Company | Method for reconstructing the total organic carbon content from compositional modeling analysis |
| CN104749341A (zh) * | 2015-03-05 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 碳酸盐岩类烃源岩有效性的判断方法 |
| CN104700316A (zh) * | 2015-04-02 | 2015-06-10 | 中国石油大学(华东) | 一种非均质性评价泥页岩生油气量的方法 |
| US20180217112A1 (en) * | 2015-07-27 | 2018-08-02 | Oil India Limited | Method to determine transformation of kerogen to oil/gas at different maturities using step-wise pyrolysis-gas chromatography |
| CN105223340A (zh) * | 2015-11-09 | 2016-01-06 | 王文广 | 一种优质烃源岩生烃潜力关键参数评价方法 |
| CN108693206A (zh) * | 2018-04-03 | 2018-10-23 | 中国石油大学(北京) | 一种利用热解参数测定湖相烃源岩排烃效率的方法 |
| CN110632274A (zh) * | 2018-06-22 | 2019-12-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种烃源岩排烃效率的确定方法及装置 |
| CN109061114A (zh) * | 2018-09-13 | 2018-12-21 | 中国石油大学(北京) | 一种利用残留沥青测定湖相油源岩排烃效率的方法 |
| CN110779831A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-11 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩储层有机质热裂解生烃转化率的计算方法及热解产物收集装置 |
| CN112016032A (zh) * | 2020-07-24 | 2020-12-01 | 中国地质大学（武汉） | 基于热解参数图版式的烃源岩排烃效率计算方法及系统 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| :邬立言 等: "岩石热解分析", 《中华人民共和国国家标准 GB/T18602—2012》 * |
| LI, B 等: "Analysis of accumulation models of middle Permian in Northwest Sichuan Basin", 《EARTH SCIENCES RESEARCH JOURNAL》 * |
| 刘庆 等: "湖相烃源岩原始有机质恢复与生排烃效率定量研究", 《地质论评》 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113533573A (zh) * | 2021-07-19 | 2021-10-22 | 科正检测(苏州)有限公司 | 一种确定水平井采出油产层贡献的方法 |
| CN114280090A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-04-05 | 中国地质大学（武汉） | 一种陆相页岩排烃效率与页岩油富集程度的评价方法 |
| CN116741296A (zh) * | 2023-06-12 | 2023-09-12 | 中国石油大学(华东) | 一种生烃演化定量表征方法、系统、介质、设备及终端 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112858369B (zh) | 2021-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Hu et al. | Movable oil content evaluation of lacustrine organic-rich shales: Methods and a novel quantitative evaluation model | |
| Yang et al. | Critical review of the uncertainty of Tmax in revealing the thermal maturity of organic matter in sedimentary rocks | |
| Xu et al. | Occurrence space and state of shale oil: A review | |
| Hackley et al. | Organic petrology and geochemistry of mudrocks from the lacustrine Lucaogou Formation, Santanghu Basin, northwest China: Application to lake basin evolution | |
| Cao et al. | Geochemical characteristics of crude oil from a tight oil reservoir in the Lucaogou Formation, Jimusar sag, Junggar Basin | |
| El Nady et al. | Evaluation of organic matters, hydrocarbon potential and thermal maturity of source rocks based on geochemical and statistical methods: Case study of source rocks in Ras Gharib oilfield, central Gulf of Suez, Egypt | |
| Modica et al. | Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation: Example from the Mowry Shale in the Powder River Basin of Wyoming | |
| CN101689102B (zh) | 测定储集岩中有机物质体积的方法 | |
| EP2890979B1 (en) | Method for reconstructing the total organic carbon content from compositional modeling analysis | |
| Mashhadi et al. | Organic geochemistry of crude oils and Cretaceous source rocks in the Iranian sector of the Persian Gulf: An oil–oil and oil–source rock correlation study | |
| Xiong et al. | Formation and evolution of solid bitumen during oil cracking | |
| Zhang et al. | Geochemical and geological characterization of marine–continental transitional shales from Longtan Formation in Yangtze area, South China | |
| CN112858369B (zh) | 一种基于岩石热解参数快速识别页岩油有利层段的方法 | |
| Gai et al. | Late gas generation potential for different types of shale source rocks: Implications from pyrolysis experiments | |
| Wang et al. | Hydrocarbon source potential evaluation insight into source rocks—A case study of the first member of the Paleogene Shahejie Formation, Nanpu Sag, NE China | |
| AU2016298137B2 (en) | NMR in kinetics of hydrocarbon generation | |
| CN112748143B (zh) | 一种页岩油原地量计算方法 | |
| Li et al. | Organic geochemistry, distribution and hydrocarbon potential of source rocks in the Paleocene, Lishui Sag, East China Sea Shelf Basin | |
| Zhu et al. | Identification of effective source rocks in different sedimentary environments and evaluation of hydrocarbon resources potential: A case study of paleogene source rocks in the Dongpu Depression, Bohai Bay Basin | |
| CN108169179B (zh) | 一种确定正构烷烃评价烃源岩生源构成的有效条件的方法 | |
| Hakimi et al. | Late Jurassic bituminous shales from Marib oilfields in the Sabatayn Basin (NW Yemen): Geochemical and petrological analyses reveal oil-shale resource | |
| Shao et al. | Hydrocarbon retention in lacustrine shales during thermal maturation: Insights from semi-open system pyrolysis | |
| Zheng et al. | Role of zooclasts in the kerogen type and hydrocarbon potential of the lower Paleozoic Alum Shale | |
| Liu et al. | Evaluation of the tight oil “sweet spot” in the Middle Permian Lucaogou Formation (Jimusaer Sag, Junggar Basin, NW China): Insights from organic petrology and geochemistry | |
| Ma et al. | Modified pyrolysis experiments and indexes to re-evaluate petroleum expulsion efficiency and productive potential of the Chang 7 shale, Ordos Basin, China |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |