塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存

塔里木盆地顺北地区超深层垂深为7 200~7 863.6 m的奥陶系一间房-鹰山组储层中发现了挥发油藏和轻质油藏，油藏赋存深度下限不断突破传统认识.使用地球化学方法研究了顺北地区不同断裂带油气藏的地球化学特征及蚀变作用.顺北地区不同断裂带原油均具有轻碳同位素特征，C₂₃三环萜烷/C₂₁三环萜烷>1，C₂₈甾烷含量低的特点，三芴系列组成中具有较高含量的二苯并噻吩含量，表明与塔河原油具有相似的母源.（C₂₁+C₂₂）甾烷/（C₂₇~C₂₉）甾烷、C₂₇重排/C₂₇规则甾烷、甲基菲指数和二苯并噻吩系列成熟度表明顺北地区原油成熟度呈现1号断裂带（含分支断裂）≈3号断裂带>次级断裂带>5号断裂带>7号断裂的特征，原油成熟度受控于油藏初始静温.顺北地区奥陶系天然气均为湿气，天然气甲烷碳同位素分布范围为-50.7‰~-44.7‰，不同断裂带天然气成熟度的差异与不同断裂带原油成熟度的分布规律相似.顺北地区原油（4+3）甲基双金刚烷含量较低，分布范围为9.25~36.44 μg/g，指示原油裂解程度较低.原油中均可检测出完整系列的低聚硫代金刚烷，含量分布范围为0.76~18.88 μg/g，表明原油硫酸盐热化学还原作用（TSR）弱，顺北地区天然气为湿气及甲烷碳同位素轻表明油气藏未遭受气侵作用.地温研究表明顺北地区地温梯度低，为2.12℃/100 m，埋深8 000 m的地层目前仅为160~170℃，地质历史时期，奥陶系地温未超过170℃，未达到原油大量裂解温度的门限.顺北地区奥陶系长期的低地温加之油气藏蚀变作用弱，是顺北地区奥陶系保持挥发油相的关键.      

塔河南奥陶系多相态油气藏成因及富集模式

针对塔里木盆地塔河南奥陶系多相态油气藏成因模式认识不清的问题,采用油藏地球化学、构造解析及地球物理等方法,查明奥陶系油藏流体具有“四低一高”特征,且干气与湿气并存,发育凝析气藏、挥发油气藏、轻质油藏3种相态,平面上呈现“东气西油”的分布格局.奥陶系原油成熟度正常,未经历大规模裂解及TSR作用,但玉科地区遭受了较为强烈的蒸发分馏作用,晚期高熟油裂解气的充注改造是凝析气藏形成的重要原因.塔河南主体区奥陶系轻质油藏具有“早期成藏、垂向运聚、侧向调整、分段富集”的特点,玉科地区奥陶系凝析气藏具有“多源供烃、早油晚气、垂向充注、侧向运聚”的特点.综合认为：南部坳陷区域走滑断裂带内部可能仍具有巨大的石油资源.     

塔里木盆地顺北地区奥陶系油气充注过程分析

综合油气地球化学、流体包裹体和构造演化资料,对塔里木盆地顺北地区奥陶系不同断裂带油气性质差异性、成藏期次及油气充注过程进行研究。地球化学分析表明,顺北地区不同断裂带油气物性和成熟度存在差异,由西向东从7号断裂带向1号断裂带原油密度变小,西部的7号带和5号带北段油气成熟度低,5号带南段和1号带油气成熟度高。包裹体分析结果表明,顺北地区奥陶系油气藏存在加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅期多期油气充注过程。自西向东不同断裂带上主成藏期存在差异,西部的7号及5号断裂带油气成藏期为加里东晚期和海西晚期,东部的顺北1号断裂带多了一个晚期油气成藏即喜马拉雅期成藏。顺北地区多期油气充注成藏是导致该区油气成熟度变化的主要原因。研究区奥陶系成藏期古构造对断裂带的油气充注具有控制作用。加里东晚期,研究区走滑断裂带构造均处于充注有利区;海西晚期,顺北11号断裂带及其以西地区充注来自东部满加尔的油气概率较低。喜马拉雅期,仅顺北1号断裂带及其以东获得高熟油气充注。     

塔里木盆地北部奥陶系油气相态及其成因分析

塔里木盆地北部地区奥陶系是最重要的勘探层系,油气资源丰富;同时油气相态复杂多样,既有凝析气藏、正常油藏,也有稠油油藏、沥青等。通过对油气藏形成演化与保存过程的系统分析,结合油气地球化学和流体包裹体等分析数据,发现油气相态的多样性与油气多期次充注与次生蚀变作用有关。提出塔北隆起的东部奥陶系存在三期油气充注过程,分别发生在加里东运动晚期-海西早期、海西运动晚期、喜马拉雅运动晚期,原油主要来源于中、上奥陶统烃源岩,天然气主要来自与寒武系烃源岩有关的液态烃的裂解;塔北隆起的中西部奥陶系的油气充注主要发生在海西运动晚期。塔北奥陶系油藏形成以后,经历了三期明显的调整改造过程:海西早期构造抬升导致志留-泥盆系遭受剥蚀,东部源自寒武系油气的古油藏遭受破坏,形成沥青;三叠系沉积前的晚海西运动,使得奥陶系生源的油藏大范围遭受降解稠化;晚喜山期,来自于满加尔坳陷的天然气自东向西充注,致使隆起东部早期形成的油藏发生强烈的气侵改造,形成次生凝析气藏。而中西部奥陶系油藏在三叠系沉积前遭受降解稠化后,一直处于沉降深埋过程,油藏得到有效保存;由于成藏时间较早,轻质组分散失较多,气油比极低,油质较稠。研究认为,油气相态的多样性主要受晚海西期构造运动的抬升造成的生物降解作用和喜马拉雅晚期构造运动造成的天然气自东向西大规模充注对油藏进行气洗改造两大过程的控制。     

塔里木盆地气－液溶解平衡机制下的原油轻烃行为及其地质意义

塔北地区普遍存在气顶型凝析气藏和带油环的凝析气藏。与传统烃类热演化理论相矛盾的是:１）天然气的成熟度远高于油环原油或凝析油；２）高－过成熟天然气与同藏的原油间存在明显的物性不匹配。结合地质背景，认为这种矛盾是由后期形成的干气进入已形成的油藏并溶解原油轻烃这一过程所致，凝析气中的轻烃是气－液溶解平衡的产物。地质历史时期凝析气与油环分离或产生凝析油气藏或混入其它油藏的蒸发分馏作用过程导致了轻烃的油藏再分配，形成了塔北地区纵向上原油轻烃的“反序”分布趋势及某些参数的异常分布。认为烃类的气－液相溶解平衡作用是原始原油轻烃分布特征后期演变的主要控制机制之一。其实质是不同性质轻烃气液两相差异性分配基础上的物理化学分异过程。     

塔里木盆地气－液溶解平衡机制下的原油轻烃行为及其地质意义

塔北地区普遍存在气顶型凝析气藏和带油环的凝析气藏。与传统烃类热演化理论相矛盾的是：１）天然气的成熟度远高于油环原油或凝析油；２）高－过成熟天然气与同藏的原油间存在明显的物性不匹配。结合地质背景，认为这种矛盾是由后期形成的干气进入已形成的油藏并溶解原油轻烃这一过程所致，凝析气中的轻烃是气－液溶解平衡的产物。地质历史时期凝析气与油环分离或产生凝析油气藏或混入其它油藏的蒸发分馏作用过程导致了轻烃的油藏再分配，形成了塔北地区纵向上原油轻烃的“反序”分布趋势及某些参数的异常分布。认为烃类的气－液相溶解平衡作用是原始原油轻烃分布特征后期演变的主要控制机制之一。其实质是不同性质轻烃气液两相差异性分配基础上的物理化学分异过程。     

塔里木盆地北部奥陶系超深层液态烃演化与保存机制:来自模拟实验的证据

塔里木盆地北部寒武系—奥陶系超深层发现一批油藏和挥发性油藏，拓展了石油(液态烃)勘探的深度下限和规模增储领域。深层、超深层跨越多个构造期，经历了复杂的构造、埋藏和热演化历史，油气成藏有其特殊性，超深层油气藏的形成与保持机制仍需深入探讨。前人在重点层系埋藏热演化史、油气成藏定年、含烃包裹体和原油稳定性等方面开展了研究，但超深储层中烃类与矿物基质、地层水的相互作用对油气演化和保存的影响作用还需深化研究。本文以塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系埋藏-热演化史和古压力变化为约束条件，开展油藏演化系列模拟实验，在逼近地下储层油气赋存状态、上覆压力、地层流体性质和压力条件下，重建了烃类热演化过程。结果表明，温度是原油裂解的主动力，油藏经历的最高古地温及持续时间是控制现今油气相态的决定性因素，而在VR_o<2.0%时，地层水、灰岩储层介质环境等延缓了原油的裂解，有利于油藏的保存。对顺托果勒地区早期充注原油的保存能力进行了初步评价，早期充注原油在顺北地区保存指数为67%～100%,顺南地区为17%～50%,推测顺北地区液态烃大量消亡的深度下限在10 000 m左右。     

塔里木盆地塔中83井区气侵定量研究

喜山期的干气对塔里木盆地塔中Ⅰ号坡折带古油藏气侵作用是导致油气分馏形成凝析气藏的重要原因,前人关于塔中地区气侵的研究多为定性描述,而定量化的研究较少。以处于塔中Ⅰ号坡折带内带的塔中83井区为研究对象,剖析研究区的成藏地质条件,总结其油气性质、组分特征,进而开展原油样品正构烷烃定量测试,计算研究区不同油气藏的原油正构烷烃损失率Q,对其气侵强度进行了定量化评价。正构烷烃损失率Q的计算结果表明,研究区油气藏都遭受了不同程度气侵(Q变化范围为12%～86%),气侵强度在平面上表现出由北西向南东逐渐减小,剖面上由下向上逐渐变小,同时,气侵导致油气性质改变,原油中的低碳数正构烷烃溶于气相,脱离油相形成与凝析油伴生的高含腊量原油,证实了沿塔中82走滑断裂和塔中Ⅰ号断裂交汇部位充注的高-过成熟度干气对研究区油气藏的气侵作用,为该区油气成藏研究提供了定量证据。     

塔中隆起海相碳酸盐岩大型凝析气田成藏特征与勘探

多次资评与勘探实践表明塔中隆起成藏条件优越,海相碳酸盐岩油气资源丰富,奥陶系油气藏集中赋存于上奥陶统礁滩体与下奥陶统风化壳储层中,缝洞系统控制了大型凝析气藏纵向多套叠置-横向准层状分布规律。多学科、动静态一体化研究表明,形成塔中海相碳酸盐岩大型凝析气田主力烃源岩为寒武-奥陶系两套碳酸盐岩,原油具有明显的混源特征,天然气主要来源于中-下寒武统高成熟度原油裂解气。奥陶系海相碳酸盐岩凝析气藏是古油藏在喜山期被寒武系来源的原油裂解气气侵的结果,经历了三期成藏过程,即中晚加里东期、晚海西期原油充注,喜山期注气。两套烃源岩长期供烃是形成塔中奥陶系海相碳酸盐岩大型凝析气田的物质基础,构造作用、岩溶作用是形成了塔中奥陶系多套优质碳酸盐岩储集体的主控因素,断裂、不整合面、缝洞发育带构建的网状油气输导体系是塔中海相碳酸盐岩复式聚集混源成藏的重要保障。塔中奥陶系海相碳酸盐岩具备10亿吨当量的油气资源潜力。     

轮南地区奥陶系原油特征及其控制因素

轮南地区油气相态分布非常复杂,奥陶系油气藏平面上具有西油东气的特点。西部轮古西油田、塔河油田和轮南1井区油族成熟度略低且有生物降解痕迹,主要以重油形式分布;东部地区油族成熟度略高,主要以轻质油、凝析油形式存在;中间地段桑塔木断垒带、中部平台区和轮南断垒带发生混合作用形成了中一高蜡油。各地区油气在垂向上变化很大,东部地区奥陶系和石炭系为凝析油气,三叠系又为正常油分布区;西部地区奥陶系为稠油,三叠系为正常油。轮南地区奥陶系在纵向上可能受控于岩溶和储层的发育程度,横向上受控于断裂作用。轮南地区油气成藏时间较早,不同物性的原油都是古油藏多期供油的结果。     

塔里木盆地轮南低隆凝析气藏特征及成藏机理分析

塔里木盆地轮南低隆地区在三叠纪、石炭纪和奥陶纪地层中已发现的16个凝析气藏的凝析油含量变化范围大，其天然气组成具有过熟干气的特征。通过PR状态方程对过成熟干气与地层原油不同比例的混合体系PVT相图模拟计算表明，晚期过成熟干气的大量混入，对油气的成藏相态有显著的影响。根据轮南低隆地区的地质特征，综合分析了凝析气藏形成机理、相态成因和过成熟干气富化为凝析气藏的形成条件。     

顺北地区不同走滑断裂带奥陶系油气成藏期次及其贡献度差异性

塔里木盆地顺北地区不同走滑断裂带和同一条走滑断裂带不同段奥陶系断溶体油藏原油物化特性存在显著差异性.揭示这种差异性的成因机理对该地区油气勘探开发具有重要意义.通过采集顺北地区17口井共100块岩心样品开展流体包裹体系统分析,在油气成藏期次划分和成藏时期厘定的基础上,以原油密度计算APIo与显微荧光光谱参数QF-535关系为“桥梁”,运用单个油包裹体统计分布模型对各期次成藏贡献度（contribution percentage,CP）进行了定量评价;通过比较油藏原油物化特性参数（密度、粘度、气/油比和Ro-MPI1）和各期次单个油包裹体显微荧光光谱参数（QF-535、λmax和CP）,结果表明：（1）顺北地区断溶体油藏总体发育4期成藏,分别为加里东晚期（438.2～405.8 Ma）、海西晚期-印支早期（297.8～219.5 Ma）、燕山中-晚期（139.9～106.1 Ma）和喜山中-晚期（29.0～0.3 Ma）;(2)顺北地区走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性存在自西向东、自北而南原油密度和粘度下降、气/油比和原油成熟度（Ro-MPI1）增加趋势,造成其空间变化的主要原因是存在自西...     

轮南低凸起气洗作用响应及定量评价

自喜山期, 过量干气自东向西对轮南低凸起原始油藏的大规模侵入、冲刷, 诱发本区持续性气洗分馏作用的发生.在各组分气液溶解平衡的格架下, 气洗作用将导致残余油中正构烷烃的大量损失以及次生凝析气藏的形成.地球化学研究表明, 残余油与凝析油中轻烃组分(C₆-C₈) 的变化趋势具有典型的气洗分馏特征.同时, 基于气洗作用模型, 通过对各层系原油正构烷烃相对蒸发量(Q) 的计算, 定量描述了轮南地区气洗作用的强度.计算结果显示, 奥陶系的油气藏曾遭受强烈的气洗作用, 原油中正构烷烃的相对蒸发量由东向西表现出依次递减的特征.其中, 轮古东地区Q值高达97%;位于轮南低凸起中部的轮古2井以及轮古18井地区, 正构烷烃相对蒸发量较小(Q=20%~76%); 而在更加靠近西部的轮古17及轮古100井, 其原油中正构烷烃分布正常(Q=0), 并未发生气洗分馏作用.另一方面, 石炭系以及三叠系的油气藏均表现出未遭受气洗作用的特征, 证实了喜山期大量干气的优势运移通道被限制于海西早期运动所形成的奥陶系岩溶缝洞体系中的事实.因此, 奥陶系, 尤其是位于临近气源区的轮古东地区, 是轮南地区气藏的有利靶区.      

白云凹陷原油金刚烷化合物研究

针对白云凹陷油气共存的分布格局,轻质油藏、挥发性油藏及凝析油气藏中原油或凝析油因常规的甾萜类异构化参数等均已接近或达到其平衡值,难以有效判断其成熟度,导致无法准确界定该区挥发性油藏及凝析油为原生热成因抑或油藏受晚期天然气改造而成的次生成因的问题。本次研究采用气相色谱-质谱-质谱(GC-MS-MS)方法对白云凹陷原油及凝析油中金刚烷类化合物进行分析及绝对浓度测定,通过金刚烷参数指标对已发现原油及凝析油成熟度进行了界定,并探讨凝析油成因。研究表明,白云凹陷不同构造原油及凝析油成熟度差异大,白云主洼北部番禺低隆起和白云东洼凝析油金刚烷浓度在5000～10000μg/g之间,为高成熟阶段与天然气伴生的原生性凝析油,根据金刚烷指标参数推算的等效镜质组反射率(Rc)为1.3%～1.6%;白云东洼原油、白云主洼东部凝析油与挥发性油藏、油藏轻质油以及白云西洼挥发油、轻质油金刚烷浓度多在4000μg/g以下,为生油高峰后期产物,根据金刚烷指标参数推算的Rc为1.1%～1.3%,且白云主洼东部、白云西洼凝析油及挥发油可能为成熟阶段的原油遭受天然气改造而成的次生凝析油或挥发油。     

塔里木盆地顺南-古隆地区深层奥陶系地温-地压特征与油气分布关系

塔里木盆地作为中国海相碳酸盐岩油气勘探的重点区域,近年来发现了一系列重大油气田,中国陆上油气勘探不断向深层(4 500m)拓展,深层地层温压特征与油气藏分布规律息息相关,而深层气藏的高温高压加大了勘探开发的难度。通过综合158口井试油静温数据、13口井泥岩压实曲线和49口井实测压力资料,详细分析顺南-古隆地区地温场、地压场特征,并探讨其与奥陶系油气藏的关系,研究认为,顺托果勒隆起-古城墟隆起东部地区的多期构造活动使得地温异常,平面上经历区域性的剥蚀-热事件演化过程;顺南地区奥陶系局部地层压力异常,天然气以干气为主,具有一定的原油裂解气的特征,并提出构造挤压和原油裂解可能是造成储层异常高压的因素。顺南-古隆地区发育单一式常压型和折线式高压型两类地温-地压系统,其中高压型发育于顺托果勒隆起南部,油气纵向上主要分布在超压系统顶部,不同构造带热演化差异影响油气藏平面展布。温压系统特征表明,顺南-古隆地区奥陶系深层高温高压系统具备形成大型天然气藏潜力。     

塔里木盆地顺北地区深部油藏轻烃地球化学特征及其指示意义

深部高温高压环境下原油的成因类型判识一直是深部油气勘探评价中的关键问题之一。塔里木盆地顺北地区7300～8000m埋深奥陶系鹰山组以及一间房组轻质油藏的发现为研究其成因提供了一个很好的契机。本研究以原油轻烃及其分子稳定碳同位素地球化学组成为基础,系统探讨了塔里木盆地顺北地区深层原油成因特征。研究结果表明,顺北深层原油热演化程度高,为轻质油-凝析油阶段成烃产物。通过与邻区典型油藏热裂解成因原油对比,揭示顺北深层原油总体未受或经历轻微热改造影响,但不同井区存在一定差异性。顺北1井区(SB1井区)、顺北2井(SB2井)和顺北5井区(SB5井区)原油属于正常干酪根热降解成烃产物,未受显著热改造作用影响;顺北3井(SB3井)原油可能受轻微热改造作用影响;顺北7井(SB7井)原油高的姥植比、甲基环己烷重碳同位素、低的芳构化特征,指示可能具有特殊的成烃来源或成藏改造过程。     

塔里木盆地塔中奥陶系天然气的非烃成因及其成藏意义

塔里木盆地塔中北部斜坡带奥陶系海相碳酸盐岩油气勘探取得了重大突破,发现了台缘坡折带礁滩复合体大型凝析气藏和台内岩溶风化壳大型油气藏。利用有机地化指标与构造沉积演化紧密结合对有效烃源岩及成藏过程的研究取得了较好成果,但随着勘探的纵深发展,流体分布复杂的问题日趋突出,通过天然气组分以及相关同位素等分析化验数据,进行塔中北部斜坡带奥陶系油气成藏研究,建立了"三期成藏、两期调整,早期成油、晚期注气,复式聚集、普遍含油"成藏模式,明确了塔中天然气以原油裂解气为主,强调晚期气侵是形成塔中大型天然气田的关键。     

塔里木盆地西南坳陷油气源研究

塔里木盆地西南坳陷巴什托普油田的曲３井、麦３井原油来自寒武系-奥陶系烃源岩，其中麦３井原油混有少量的石炭系成份。曲３井天然气属高成熟的腐泥型气，来自寒武系-奥陶系源岩。柯克亚凝析油气田（包括浅部西河甫组与深部卡拉塔尔组油气藏）的原油、天然气（过成熟的混合成因气）为石炭-二叠系和中下侏罗统源岩的混合产物，但前者的贡献大些。     

强烈气洗作用导致原油成分变化的定量计算:以库车坳陷天然气藏为例

库车坳陷以产天然气为主,同时产出少量原油和凝析油,油气充注不同步,普遍具有"油早气晚"的特点,晚期大量天然气的侵入,必然对早期聚集的油藏发生改造作用。对气藏中原油成分变化的定量计算和讨论,可为天然气的注入强度定量评价提供直接证据。未遭受气洗的原油,正构烷烃摩尔浓度的对数与相应的碳数呈线性关系,而气洗作用可使轻组分的正构烷烃最先溶解于干气中,并随着天然气继续向前运移,原始油藏中的轻组分正构烷烃大大减少。以此为理论基础,建立了正构烷烃损失的定量计算模型。结果表明克拉2构造原油正构烷烃损失程度最高,平均可达70%左右,大北构造带原油正构烷烃损失程度差异较大,与该地区断块发育有关。气洗作用导致原油正构烷烃减少,而金刚烷、多环芳烃等在天然气中溶解度较低的化合物得以浓缩富集,相对含量大大增加。轻芳烃含量也会随之而增加,原油芳香度增加,石蜡度降低。在模拟实验基础上对气洗程度进行了定量评价,初步估算表明,克拉2构造原油遭受的气洗作用最强,是其他构造带的2～5倍。     

雅克拉凝析气田油气地球化学特征

雅克拉凝析气田天然气组分以甲烷为主,含量79.13%￣89.30%;重烃含量较高,平均占9.67%;干燥系数(C1/C1-5)介于0.89～0.92之间,属典型的湿气。δ13C1为-40.8‰～-39.4‰,δ13C2为-32.0‰～-30.2‰,δ13C3为-30.5‰～-28.9‰,表明天然气为典型的油型气。原油及其族组分的碳同位素组成和生物标志化合物呈现出典型的海相原油特征。原油成熟度较高,与天然气的成熟度基本相同,表明油气同源、同阶,为一次油气充注的产物,而与塔河油田存在较大差异。