塔里木盆地库车坳陷中、新生界高蜡凝析油和轻质油形成及其控制因素

大量的原油样品数据表明库车坳陷中、新生界凝析油和轻质油以高含蜡为特征,结合前人的研究成果和现有资料对库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的成因和控制因素进行了分析。分析结果表明,烃源岩有机显微组分中部分壳质组和腐泥组形成了高蜡油,镜质组形成了凝析油和轻质油,三者共同决定了库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的形成。原油含蜡量主要受3个因素控制：原油成熟度、油气藏类型、气洗作用和原油运移作用。原油成熟度为主要控制因素,库车坳陷原油是烃源岩在成熟阶段下热演化生成的,原油成熟度R_o介于0.8%~1.05%,总体表现为高含蜡的特征,且原油含蜡量随原油成熟度增加而降低;油气藏类型为次要控制因素,干气藏原油含蜡量小于5%,凝析油含量低的凝析气藏原油含蜡量介于5%~10%,凝析油含量高的凝析气藏和油藏原油含蜡量大于10%,且原油含蜡量随生产气/油比对数的减小而增加;气洗作用和原油运移作用影响最小,相同油源条件下,原油受气洗程度越强,原油含蜡量越低,原油运移距离越大,原油含蜡量也越低。     

苏北盆地盐城凹陷天然气和凝析油的地球化学特征和成因

根据对盐城凹陷上白垩统泰州组天然气的化学组成和碳同位素组成特征的综合分析和对上白垩统泰州组、下第三系阜二段不同有机质类型烃源岩热模拟气态产物的碳同位素分析结果,认为盐城凹陷泰州组天然气属于干酪根高成熟阶段热裂解成因的干气,气源岩层主要是下伏的上古生界,但部分泰州组烃源岩对产气也可能有贡献;与天然气伴生的凝析油则主要来自于泰州组烃源岩,这与高成熟的干气在上侵过程中对油藏原油的气洗作用有关。     

C4-C8轻烃在原油地球化学研究中的应用——以塔里木盆地大宛齐油田凝析油为例

全油样品的GC分析表明,塔里木盆地大宛齐油田不同层位的81个原油样品富含轻烃组分,且部分样品遭受了不同程度的微生物降解。以C₄-C₈轻烃地球化学参数为工具,对原油成熟度和次生蚀变等方面进行地球化学研究。轻烃成熟度参数表明,原油的折算R_c在0.9%左右,处于成熟阶段。对遭受生物降解作用的原油分析发现,随着生物降解作用的增强,其Mango轻烃参数K₁值减小,K₂值明显增大,甲基环己烷指数增大,甲基环戊烷较乙基环戊烷更容易遭受生物降解,表明单烷基环戊烷中烷基取代基越大的烃类越难遭受生物降解作用。结合轻烃参数指示的原油成熟度和母质来源,推测研究区原油为次生凝析油。通过轻烃参数对比研究发现,大宛齐油田凝析油轻烃参数特征与大北和其南部地区正常原油相似。依据塔里木盆地大宛齐油田的地质背景和原油成藏模式可知,研究区原油是大北和南部地区两类原油通过深大断裂运移到大宛齐浅部,通过蒸发分馏作用聚集成藏。     

深层烃源演化与原生轻质油/凝析油气资源潜力

烃源岩油气演化阶段的细分与资源潜力评价对深层常规和非常规油气勘探、深层基础石油地质学问题的研究具有重要意义.深层烃源岩的油气演化可划分为4个阶段,即轻质油(挥发性油)、凝析油气、湿气和干气,也对应着深层的4种油气类型.烃源岩和储层中的原油体系均可形成这些油气.通过模拟实验评价深层烃源岩的生烃潜力,提出了4个油气演化阶段...     

塔里木盆地超深层油气地质认识与有利勘探领域

塔里木盆地油气勘探经历了浅层、深层并逐渐向超深层的过程,超深层勘探始于20世纪80年代,经过30多年的勘探,在超深层已发现克拉苏大气田、塔北大油田和塔中大凝析气田,在寒武系盐下也发现了多个重要苗头,超深层已经成为油田增储上产的重要组成部分,并成为盆地未来油气勘探的重要方向.总结30多年超深层勘探地质认识,认为塔里木盆地...     

凝析气藏循环注气三元开发机理与提高凝析油采收率新技术

塔里木盆地牙哈凝析气藏2000年开始采用循环注气开发技术提高凝析油采收率。但随着注气时间的延长,气油比受气窜的影响呈快速上升趋势。气藏历年的动态监测显示,注入的干气与地下凝析气并不能完全混相。室内多相流体PVT实验证实,干气与凝析气存在明显的界面,明确了驱替作用下干气和凝析气的非混相特征。基于瞬时平衡假设的相态和渗流理论无法准确描述其运动规律。熵增数学模型确定了不同储层物性特征对不同性质流体达到相平衡的影响;微元数学模型确定了重力作用对干气和凝析气渗流规律的显著作用;二维机理模型明确了3种作用力在注气井和采气井之间的作用范围。现场试验数据反映了气藏尺度的干气—凝析气运动规律,室内实验数据与数学模型分析反映了孔隙尺度和岩心尺度的开发机理,从而揭示了凝析气藏循环注气"扩散—驱替—重力分异"三元开发机理,明确了重力分异作用是影响循环注气效果的主要因素。基于循环注气三元开发机理,建立考虑扩散、重力分异与储层结构等多因素耦合的非平衡渗流数学模型,提高了循环注气开发过程中的流体分布预测精度,并建立了凝析气藏注气重力辅助立体驱替提高采收率新方法。该技术在塔里木盆地牙哈凝析气田得到了成功应用。     

深层海相凝析油气藏成因机制与富集主控因素——以塔里木盆地顺北4号断裂带为例

塔里木盆地顺北地区4号断裂带发育典型凝析油气藏,凝析油气成因机制与富集主控因素不明制约了勘探向外围的拓展。基于有机地球化学特征与区域地质背景综合分析,明确了顺北4号断裂带凝析油气成因机制与富集主控因素,主要取得以下3点认识：(1)顺北4号断裂带发育原生的凝析油气藏,凝析油气藏的形成主要受到有机质差异演化,多期成藏以及次生作用影响。(2)顺北4号断裂带凝析油气藏整体次生作用较弱,但是中段和南段所经历的次生作用相对强于北段;次生作用包括原油裂解作用、气侵作用以及TSR作用。(3)顺北4号断裂带北段凝析油气藏富集程度明显高于中段和南段;凝析油气富集高产主要受到输导条件以及储层规模控制,断裂活动强度越大,输导条件越好,储层规模越大,膏盐岩越薄也越有利于油气沿走滑断裂向上运移,从而导致油气高产富集。     

四川盆地深层海相页岩气赋存机理与勘探潜力

深层—超深层页岩气是四川盆地天然气增储上产的战略接替领域。基于志留系页岩气的大量勘探开发实践、实验测试资料和前瞻性研究成果,探讨了深层海相页岩气的赋存状态与聚集机制,指出了四川盆地深层页岩气的有利勘探区。页岩的纳米孔喉系统决定了其内部聚集的天然气呈现吸附态,主要以单分子层在微孔—介孔中吸附聚集。页岩吸附气量除受控于孔、缝的比表面积,还受TOC含量、温度、压力和含水性的影响。深层高温条件下,页岩储层的最大吸附气量较低,随着温度降低页岩的吸附能力增强,最大吸附气量也逐渐增加。页岩气在深层超压条件下主要以游离气赋存,呈超临界状态高密度聚集,游离气含量受储集空间及孔喉结构、埋藏深度、地层温度和压力、超临界流体性质以及页岩含水性等诸多因素综合影响。在抬升过程中,因构造改造的强度、时间和方式不同,页岩气的赋存相态转化及散失机制不同。其中,抬升幅度小且改造强度弱时,页岩气层仍保持深层"游离气为主,超压富气"的特性;抬升至中—浅层时,受断裂开启、剥蚀露头和页岩自封闭性降低等游离气散失机制影响,页岩气层的含气量和游离气量降低、吸附气占比增加,因此,远离剥蚀区、大断裂带的深埋藏区是深层页岩气的最有利富集区。四川盆地内部构造相对稳定,深层海相页岩气普遍保持着"早期滞留,超压富气"的成藏特征,优选宜宾—泸州地区、綦江—涪陵地区、永川—大足地区和垫江—梁平地区为有利勘探区。     

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层天然气地球化学特征及成因

塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系超深层油气藏相态分布复杂, 轻质油藏、挥发油藏、凝析油气藏和干气藏并存。根据天然气组分、组分碳氢同位素以及天然气轻烃等分析数据,研究了顺北地区奥陶系超深层天然气的地球化学特征及成因, 并与顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气成因进行了对比。顺北地区奥陶系超深层天然气干燥系数低, 绝大多数天然气干燥系数分布范围在0.52~0.88之间, 天然气为湿气。天然气普遍含有微量的H₂S, 天然气甲烷碳同位素值偏低,分布范围为-49.6‰~-44.7‰, 乙烷碳同位素值分布范围为-39.3‰~-32.5‰。天然气碳、氢同位素均具有正序系列。天然气轻烃甲基环己烷指数小于35%, C₅-C₇轻烃组成以正构烷烃和异构烷烃为主。顺托果勒地区奥陶系天然气均为油型气, 顺北地区奥陶系天然气以干酪根裂解气为主, 混有原油裂解早期阶段形成的湿气; 而顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气为原油裂解气。2种不同成因的裂解气具有相同的气源岩——寒武系, 不同类型天然气的分布与不同地区奥陶系经历的最高古地温和（或）现今地温密不可分, 顺北地区奥陶系T₇⁴界面经历的最高古地温、现今地温分布范围分别在170~180 ℃、150~160 ℃之间, 低于顺托和顺南地区奥陶系T₇⁴界面经历的最高古地温和现今地温, 未达到原油大量裂解温度, 因而顺北地区奥陶系保存有轻质油藏和挥发油藏, 天然气以干酪根裂解气为主,而由顺托、顺南、古隆、古城地区,现今地温和（或）古地温高, 导致原油大规模裂解, 使得奥陶系油气藏由凝析油气藏至干气藏变化,天然气为原油裂解气。     

塔里木盆地天然气中氮气成因与油气勘探风险分析

氮气( N2 )是天然气中最常见的非烃组分之一。天然气中的N2 依其成因与来源特征总体可分为大气来源、与生物作用有关的来源和与岩浆活动有关的地壳深部或地幔来源等。根据天然气中氮的赋存状态和一些地球化学特征,并结合塔里木盆地的火山活动史,对塔里木盆地天然气中氮气成因机理进一步综合分析后认为:在白垩系以上(浅部)的油气藏内,天然气中氮的平均含量低于5 % ,主要以大气来源为主,勘探风险较低;对于白垩系以下至志留系(中部)的油气藏来说,天然气含氮量平均为2 0 .3% ,来源较复杂,以混源(深部源和生物作用来源)为主,勘探风险居中;对于奥陶系以下(深部)的油气藏,天然气中氮含量离散度较大,最低为2 .8% ,最高达5 5 .3% ,低氮来源以生物作用为主,高氮来源以地壳深部火山活动或结晶基底来源为主,勘探风险相对较大     

塔中4石炭系油藏原油轻烃地球化学特征及其控制因素

从轻烃分子及其稳定碳同位素组成两方面刻画了塔中4石炭系油藏原油轻烃地球化学特征,同时结合高分子量烃类生物标志化合物指标初步厘定了蒸发分馏、水溶分馏、有机质熟化、热蚀变等次生作用对石炭系原油的影响程度,并探讨了其地质意义。石炭系不同油组（CI、CII、CIII）原油轻烃地球化学特征显示,CI 和CII-CIII可分别视为两个相互独立的成藏体系。CI原油主要是早期形成的低熟原油,该类原油轻烃富含正构烷烃,贫环烷烃和芳烃,链烷烃/环烷烃比值偏高,稳定碳同位素组成富含¹²C,高分子量芳烃成熟度指标偏低;CI原油保存相对较好,可能只遭受了程度较弱的水溶分馏等次生改造。CII与CIII原油大多是晚期形成的高熟原油,这类原油轻烃富含轻质环烷烃和芳烃,贫正构烷烃,链烷烃/环烷烃比值偏低,稳定碳同位素组成富含¹³C,高分子量芳烃成熟度指标偏高;热蚀变和蒸发分馏次生作用对CII与CIII原油轻烃地球化学特征有重要影响,不同期次及成因原油在CII与CIII油组内相互混合的现象也较为普遍;CII与CIII部分遭受热蚀变改造的原油可能是寒武系-下奥陶统古油藏内的原油热裂解后通过断层运移到石炭系聚集成藏,原油热裂解对该区晚期天然气形成可能具有重要意义。     

塔里木盆地和田河气田轻质油成熟度判定及其油源意义

为评价和田河气田轻质原油的成熟度,利用气相色谱与气相色谱-质谱联用仪,对和田河气田4个轻质原油中具有成熟度信息的化合物进行分析。轻烃庚烷值与异庚烷值、甲基双金刚烷参数、甲基菲参数、甲基二苯并噻吩参数和Ts/(Ts+Tm)成熟度参数显示和田河轻质油处于高成熟阶段(凝析油阶段),烷基萘类成熟度参数、C₂₉甾烷20S/(20S+20R)和C₂₉甾烷ββ/(αα+ββ)显示尚未进入生烃高峰期。轻烃等参数显示原油高成熟与原油密度等物理性质一致,烷基萘类成熟度参数成熟度偏低可能与原油存在轻微生物降解有关,甾烷成熟度参数偏低是演化达到平衡终点后翻转所致。综合成熟度参数认为,和田河气田轻质原油处于成熟末期-高成熟阶段。与该地区典型的烃源岩样品成熟度对比,推断轻质原油与天然气同源,主要来自寒武系烃源岩。甾萜类生物标志物油-源对比分析支持该结论。     

塔里木盆地海相油气成藏研究进展

近年来塔里木盆地超深层海相油气勘探取得了丰硕成果,顺北奥陶系、塔中寒武系、塔河深层等油气新发现,为塔里木盆地海相油气成藏研究提供了丰富的基础资料。塔里木盆地海相油气主要分布于台盆区,油气藏类型多样,原油物性变化大,显示出成藏的复杂性。通过对大量的实际样品分析和模拟实验及大量的地质、地球化学综合分析,结合构造演化、层序地层学、沉积相与沉积环境等研究成果,在烃源岩分布及其演化、油气地球化学特征、海相油气藏分布特征等方面取得了显著进展。一是明确了塔里木台盆区海相油气主要来源于强还原环境下形成的下寒武统—中下奥陶统烃源岩,特别是台盆区下寒武统玉尔吐斯组,并明确了超深层海相油藏后生改造主要有TSR、热裂解2种类型,提出了相应的判识指标;二是在建立玉尔吐斯组缓坡型优质烃源岩沉积发育模式的基础上,通过井震标定、正演模拟和区域测线地震相解释、三维区属性分析与地震反演,预测了玉尔吐斯组烃源岩的展布,并明确其演化特征：燕山期以来长期低地温背景下的“高压生烃演化抑制模式”延缓了顺托果勒低隆寒武系烃源岩热演化,顺托果勒地区仍具晚期高成熟液态烃形成条件;三是通过台盆区油气成藏特征对比,明确了奥陶系油气分布特征,进一步明确在台盆区寻找以下寒武统玉尔吐斯组原地烃源岩与燕山期以来晚期活动走滑断裂相匹配的、以晚期供烃为主的轻质油藏—天然气藏,是塔里木台盆区超深层碳酸盐岩领域油气勘探的重要方向。     

塔里木盆地深层碳酸盐岩储层主控因素探讨

塔里木盆地碳酸盐岩储层具有时代老、埋藏深、类型多以及成因复杂的特点。通过分析岩溶型、礁滩型、白云岩型、裂缝型储层特征与成因机理,探讨储层非均质性的控制因素。认为有利沉积相是优质储层发育的物质基础,层序界面控制早期孔隙的形成,古隆起及构造运动控制岩溶型、礁滩型储层的发育及保存,埋藏溶蚀作用对储层的后期改造是形成优质储层的关键。在分析控制因素的基础上,进一步指出岩溶型储层主要受构造抬升、古地貌与古水文体系的控制,礁滩型储层受控于台地边缘高能相带,白云岩储层主要发育在不整合面之下,裂缝储层是多期构谴运动的产物。结合宏观地质背景,认为岩溶裂缝型储层、礁滩相储层、内幕白云岩储层是塔里木盆地有利勘探领域。     

渤海湾盆地渤中凹陷渤中19-6构造凝析油气特征与形成机制

基于凝析油和天然气组分、生物标志化合物、稳定碳同位素和储层流体包裹体等分析结果,综合运用多种油气地球化学方法,明确了渤海湾盆地渤中凹陷西南部渤中19-6构造中凝析油和天然气的特征及成因,探讨了油气的形成机制。研究结果表明,渤中19-6构造的凝析油具有低密度、低黏度、低胶质+沥青质、高蜡和高凝固点的物性特征,其正构烷烃以中—高碳数为主,轻烃组分以正辛烷、正庚烷和甲基环己烷为主且含量相当,为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物。天然气组分主要为烃类气,非烃气体含量低,为沙河街组三段偏腐殖型烃源岩裂解气。12 Ma以来,渤中19-6构造经历了重质油、轻质油气、凝析油气和天然气的多幕连续充注。相控混溶为渤中19-6构造中凝析气的主要形成机制,即在含原油的天然气流体中,当地下温度、压力升高时,早期原油溶于晚期充注的天然气中,形成现今的凝析气藏。     

塔里木盆地牙哈断块潜山带控储控藏机理与油气勘探潜力

塔里木盆地牙哈潜山构造带断裂解释不精细、控储控藏机理不明确、资源潜力不清楚是制约勘探突破与产能建设的瓶颈问题。综合利用三维逆时偏移处理新资料、储层反演、岩心观察、薄片鉴定以及试油分析等方法,对牙哈潜山构造带的地层与岩相展布、潜山构造形态与断裂系统、优质储层形成机理与油气成藏过程进行了研究。研究表明,牙哈大断裂早期强烈逆冲推覆是断块潜山遭受剥蚀改造、影响储层发育与油气富集的重要地质事件。古生界发育不同类型白云岩,为内幕储层的形成奠定了物质基础,构造裂缝对岩溶型储层的发育具有积极的影响,优质储层沿断裂展布。油气源对比表明,牙哈断裂北侧油气来源于库车坳陷的三叠系-侏罗系陆相烃源岩,沿不整合面向南运移;牙哈断裂南侧油气来源于下古生界海相烃源岩,沿断裂垂向运移并在潜山面横向调整。牙哈断裂构造带为大型断块潜山复合油气藏,其重新评价突破了上寒武统背斜潜山控藏的观点,拓展了震旦系和寒武系断块潜山的勘探领域,明确了牙哈潜山构造带2 000万吨级油气勘探潜力,对潜山油气勘探开发具有重要的指导作用。     

塔里木盆地油气勘探实践与发现规律探讨

塔里木盆地50多年的油气勘探历程分为3大时期、6个不同阶段.第一个时期主攻山前,主要是在构造圈闭理论指导下,以油苗为线索,以前陆盆地山前构造带为勘探对象,获得了油气的首次突破;第二个时期突破塔北,主要以岩性圈闭理论和碳酸岩盐生烃理论为指导,以克拉通古隆起、古斜坡为勘探对象,拉开了中国海相油气勘探的序幕;第三个时期立体勘探,主要以叠合盆地油气成藏理论为指导,以克拉通古隆起、古斜坡和前陆冲断褶皱带为勘探对象,形成了盆地的整体评价.盆地勘探实践表明,新理论、新认识是油气发现的基础,有目的层、不唯目的层是油气发现的催化剂,相邻、相似探区的启示是油气发现的捷径,工程技术进步是油气发现的桥梁,科学的勘探决策是加快油气发现的关键.目前,塔里木盆地油气产量已经超过了2000×10⁴t油当量,标志着塔里木油气勘探即将进入快速发现阶段,为实现中国油气资源的战略接替奠定了基础.