塔里木盆地柯克亚凝析气田地层划分与对比

塔里木盆地柯克亚凝析气田自1977年柯1井井喷发现,至今已有四十余年,开发进入中后期。气田目前存在油气产量低、采出程度低、剩余优质储量少、稳产难度大等问题。通过油气藏动态分析、产能评价、数值模拟等工作,研究了剩余油分布规律,显示KKY凝析气田B气藏具备较大二次开发潜力。为了对柯克亚凝析气田进行更好的二次开发,本文将所学的地质理论知识与实践结合起来,对柯克亚凝析气田地层进行进一步详细的划分与对比。     

塔里木盆地顺1走滑断裂带超深储层油气充注历史

顺北地区是近期塔里木盆地超深层油气勘探获得重大突破的领域。通过顺北地区奥陶系一间房组储层原油和天然气地化特征对比，并结合荧光颜色和显微荧光光谱参数分析，认为顺北地区奥陶系经历了多期油气充注，且早期充注原油遭受一定程度的生物降解，而天然气为原油伴生气。利用类异戊二烯烃、生物标志化合物和原油轻烃对顺北地区和顺南地区原油进行对比，发现顺北地区油气来源与顺南地区一样来自于寒武系玉尔吐斯组烃源岩，通过断穿寒武系的断层向上运移至奥陶系储集层。对顺北地区采集样品进行流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析，结果表明顺北地区发生了“五幕三期”油充注和一期天然气充注，第一期为加里东晚期，第二期为海西晚期，第三期为喜马拉雅晚期，而天然气充注发生在喜马拉雅晚期。     

塔里木盆地顺北油气田不同层系原油地球化学特征对比及成因分析

塔里木盆地顺北油气田在奥陶系、志留系和白垩系多个层系都可见挥发油-轻质油或油砂。通过地球化学特征对比发现，不同层系的原油（油砂）存在较大差异。根据其成因总体上可以划分为2类:（1）奥陶系和志留系:姥植比较低（Pr/Ph<1），原油族组分及正构烷烃单体烃类的碳同位素偏轻，三环萜烷C₂₁TT/C₂₃TT比值小于1.0，三芴含量中硫芴占绝对优势，均表现为海相腐泥型原油，但两者成熟度略有差异，志留系为成熟油，奥陶系为高熟油；（2）白垩系:姥植比较高（Pr/Ph>1.6），原油碳同位素相对较重，C₂₁TT/C₂₃TT比值大于1.0，C₂₄四环萜烷及C₃₀重排藿烷相对丰度高，表现为陆相原油特征。综合分析，志留系及奥陶系原油来自寒武系烃源岩，为同源不同期的油藏，而白垩系原油可能来自北部库车坳陷陆相烃源岩。      

论塔里木超深井钻井技术

本文就塔里木盆地的超深钻井技术进行了研究和阐述,首先从塔里木盆地的地质特点进行总的分析和研究,进而根据塔里木盆地的地质复杂性分析出超深井技术在操作过程中可能会遇到的技术难点,最后再根据所得技术难点的数据资料,有针对性的提出在超深井技术上的应对措施。技术的突破对于国家的资源开采也能做出一定的贡献,同时,笔者也希望通过本文的研究,能够为今后相关领域的研究提供一些参考资料。     

塔里木盆地玉北地区中-下奥陶统储层发育特征及控制因素

塔里木盆地玉北地区中-下奥陶统碳酸盐岩具有良好油气勘探潜力，但储层发育的控制因素及分布规律不明制约了勘探进程。通过岩石学、物性测试与地化分析等手段，总结出玉北地区中-下奥陶统主要发育溶洞型、溶孔型、裂缝-溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞-裂缝型与裂缝型等5种储层类型。溶蚀作用、白云岩化作用以及裂缝活动为储层发育的主要控制因素。早-中奥陶世相对较低的海平面，导致微古地貌高部位在准同生期反复暴露地表遭受溶蚀，形成不受单一统一暴露界面控制的小尺度溶蚀孔洞、顺层溶蚀与示顶底充填等现象。总体来看蓬莱坝组溶蚀作用强度大于鹰山组。主要发育于准同生阶段和浅埋藏阶段的白云岩化作用增强了岩石的抗压实压溶能力，有利于早期溶蚀孔洞的保存，对储层具有间接贡献。裂缝具有多期活动特征，海西晚期之前的裂缝多被方解石、白云石和硅质等流体充填，对储层贡献较少，海西晚期及喜马拉雅期裂缝经历的成岩改造较弱而成为有效裂缝。     

深部膏泥岩盖层动静态岩石力学弹性性质分析

基于矿物组分分析和动、静态岩石力学弹性参数同步测试实验,对塔里木盆地西南部玉北地区古近系厚层膏泥岩盖层进行系统的实验岩石力学分析。研究结果表明,在单轴应力条件下,膏泥岩的变形呈现出明显的弹性变形特征;而在三轴应力条件下,则表现为明显的弹-塑性特征。在地层围压条件下,随着轴向载荷的增加,膏泥岩依次经历了初始压密、线弹性变形、非线性稳定延展变形、非线性非稳定延展变形及峰后应变共5个阶段。硬石膏质泥岩相比泥质硬石膏岩具有更高的纵波波速、横波波速以及纵横波波速比。纵横波波速比与硬石膏组分含量之间具有较好的正相关性。随着硬石膏含量从10%增至90%,其纵横波波速比约从1.63增至1.88,增幅明显。进而确定膏泥岩的纵、横波时差转换关系,且具有较高的精度。泥质硬石膏岩的动态杨氏模量、泊松比及剪切模量均明显高于硬石膏质泥岩。最终建立膏泥岩盖层的动、静态岩石力学弹性参数转换关系。     

塔里木盆地顺北地区白垩系原油成因类型与来源

塔里木盆地白垩系含油层系具有良好的勘探潜力,顺北地区在白垩系有较好的油气显示,测试获得少量原油。为研究顺北地区白垩系原油地球化学特征、成因类型、油气来源,系统开展了地球化学特征分析、油—油、油—源对比研究。顺北地区白垩系原油饱和烃色谱为单峰前峰型,正构烷烃系列保存完整,谱图基线平稳,未见明显的"鼓包",原油Pr/Ph分布在1.65~1.71,C21TT/C23TT>1,生标图谱中藿烷系列化合物占明显优势,∑三环萜烷/∑藿烷<1,检测到丰度较高的伽马蜡烷和三芳甾烷化合物,指示为保存条件良好的陆相成因类型原油;顺北白垩系原油与北部库车坳陷周缘的英买、大宛齐、大涝坝白垩系原油、库车河三叠系黄山街组泥质烃源岩具有较好的亲源性,指示油源来自库车坳陷三叠系黄山街组泥质烃源岩;白垩系原油热演化程度从大宛齐到英买再到顺北呈现出降低的趋势,推测顺北白垩系原油可能来源于库车坳陷三叠系烃源岩,生成的早期陆相油气沿白垩系优质砂体、T40不整合面、断裂由北向南远距离侧向运移。     

塔里木盆地顺南—古城地区方解石脉流体来源及其对油气成藏的启示

钻井揭示塔里木盆地顺南—古城地区奥陶系碳酸盐岩方解石脉发育，为探讨该区断裂带流体属性及油气成藏事件提供了重要素材。在详细的岩心观察基础上，开展了方解石脉的流体包裹体以及灰岩基质与方解石脉的地球化学特征对比研究。方解石脉具有多类型的烃类包裹体，包括沥青包裹体、三相烃包裹体、油水液相包裹体以及富气包裹体。方解石脉中与烃类包裹体共生的盐水包裹体具有较高的均一温度（130~160 ℃）。贫¹⁸O（δ¹⁸O =-13.1‰~-8.7‰）、富⁸⁷Sr（⁸⁷Sr/⁸⁶Sr=0.708 879~0.710 432）、偏高稀土元素总量和正铕异常表明构造成因方解石脉主要来源于围岩的溶解以及成岩—成烃流体，未发现大气淡水参与的迹象。方解石脉中富含烃类包裹体可能表明研究区北东向走滑断裂带是油气运移与聚集的重要通道。     

塔里木盆地深层凝析气藏涡流排液采气工艺及应用

雅克拉、大涝坝、轮台等凝析气藏属于深层、高温、高压、中高含凝析油的边底水凝析油气藏;2005年投产采用衰竭式开发,凝析气井受边底水的侵入、反凝析、地层能量不足的影响,多次出现因井筒内积液导致油压不足、产气量下降的情况,严重的积液使气井停喷。前期试验了放嘴排液、泡沫排液、柱塞气举、机抽排液等排液采气技术,效果不佳。为此,开展了深层凝析气藏涡流排液采气技术研究。     

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义

随着塔里木盆地海相油气勘探向深层的拓展，超深层油藏赋存温度上限是有机地球化学和石油地质学关注的科学问题。使用封闭体系黄金管热模拟实验方法，对塔里木盆地顺北7井奥陶系超深层原油开展了50 MPa、90 MPa两种压力和2℃/h、20℃/h两种升温速率的热模拟实验；根据模拟实验结果，应用Kinetics软件进行化学动力学计算，对比不同温压条件下原油热裂解进程，讨论其地质意义。结果表明，在不同温压条件下，同一原油具有基本相似的裂解过程和基本一致的终点温度裂解总生气量。在原油裂解中，早期有重烃气的生成，晚期重烃气进一步转化为甲烷。升温速率对原油裂解进程影响显著，较高的升温速率下，原油裂解进程向高温推移，并且具有较高的油相保存温度上限。压力对原油裂解的影响较小。同一升温速率条件下，裂解早期压力对原油热裂解稍有"抑制"作用，而裂解晚期，压力则稍有"促进"作用。原油在不同温压条件下裂解过程的差异，可以用裂解活化能分布的差异进行解释。顺北7井原油在两种压力条件下均具有相对集中的活化能分布，表明原油发生裂解转化过程的"温度窗"相对较窄。顺北一区油相保持的温度上限高于180℃，在埋深9 000 m的深部仍可保持油相。