埋藏条件下方解石热力学平衡及其在塔河油田埋藏岩溶预测中的应用

方解石在成岩环境中的溶解度与地下水化学特征、温度等有着极为密切的关系。通过CaCO3溶解沉淀反应平衡以及地下水中的Ca2+活度可以确定不同温压的地下水条件下方解石的溶解趋势。地下水溶液的pH值和温度是方解石溶解度最直接的控制因素。方解石溶解趋势可以通过CaCO3电离反应的吉布斯自由能(ΔG)来判断:ΔG<0时,反应向溶解方向进行;ΔG>0时,反应向沉淀方向进行。根据方解石的水岩反应理论,对塔河油田34口井的奥陶系地层水进行了ΔG的统计计算。结果显示:塔河油田现今地下水条件有利于方解石的溶解,西部地区较东部溶解趋势强,北部地区溶解趋势相对较弱。这为定量了解塔河地区埋藏岩溶趋势及该地区的储层评价预测提供了理论依据。     

粉煤灰-碳酸钠体系烧结反应的热力学分析

0 引言 粉煤灰的主要来源是以煤粉为原料的热电厂和城市集中供热锅炉,随着我国电力工业的迅速发展,粉煤灰的排放量与日俱增.2005年全国的能源消费量达到22.2亿t标准煤,比2000年增长55.2%,其中煤炭消费21.4亿t,增长了近9亿t.火电行业消耗煤炭11.1亿t,产生粉煤灰约3亿t.因此,如何更高效地利用粉煤灰成为近几年来国内十分关注的重要课题.     

方解石在不同水环境中的溶解与沉淀作用

方解石的溶解与沉淀是各种岩溶地质作用的基础,但对其在不同水环境条件下的溶解过程和溶解度有待深入研究。文章通过实验研究了天然方解石(CaCO₃)在不同水环境中的溶解作用。结果表明,方解石在纯净水、空气饱和水、CO₂饱和水、初始pH=3的溶液和初始pH=9的溶液中溶解时,Ca浓度随着溶解时间的增加呈现缓慢升高并趋于稳定,在溶解4 080 h后达到0.4444～0.4696 mmol·L^-1、0.402 0～0.415 4 mmol·L^-1、0.573 9-0.659 7 mmol·L^-1、1.098 1 mmol·L^-1和0.448 9 mmol·L^-1;方解石(CaCO₃)在纯净水中溶解时溶度积(K_sp)为10^-8.48±0.08～10^-8.48±0.13,吉布斯生成自由能ΔG_f^o[CaCO₃     

成岩过程中碳酸盐-二氧化碳平衡体系的热力学模拟

碳酸盐矿物的溶解与沉淀在沉积岩成岩作用中具有非常重要的意义,在与之有关的地层流体中,CO_2组分受到了广泛关注.本文选取CaCO_3(方解石)-H_2O-CO_2与CaMg(CO_3)2(白云石)-H_2O-CO_2体系作为研究对象,利用热力学方法在假设体系达到平衡的前提下对100～7000m深度范围的温度压力条件下的CaCO_3-H_2O-CO_2与CaMg(CO_3)2-H_2O-CO_2体系中各组分的平衡浓度([H~+]、[Ca~(2+)]、[Mg~(2+)]……)进行了数值模拟,并对不同埋藏深度的温度压力下方解石、白云石的溶解与沉淀,流体对CO_2的吸收与释放,pH变化等相关地质过程进行了讨论.研究表明:随埋深增加,体系的pH值越来越趋于酸性,但碳酸盐并没有持续溶解,而是呈先溶解后沉淀的趋势.对比CaCO_3-H_2O-CO_2体系中碳酸盐的溶解量和沉淀量,可将小于700m的深度范围定义为碳酸盐溶解带,700～2500m的深度范围定义为补偿带,大于2500m的深度范围定义为沉淀带.对比两个体系的固体相体积变化发现,含CO_2的溶蚀性流体虽然不能在白云岩地层中溶出较灰岩地层更多的阳离子,但会产生更高的孔隙度.     

碎屑岩成岩过程中浊沸石形成条件的热力学解释

不同温度和压力条件下，与碎屑岩成岩作用中浊沸石形成有关的两个反应吉布斯自由能增量（△G）的计算结果说明，埋藏成岩条件下斜长石蚀变（斜长石，石英和水反应）形成浊沸石的反应在温度大于36℃的条件下就可以进行（按埋藏深度2000m，正常压力梯度考虑相应压力），而高龄石与方解石反应形成浊沸石（同时有石英和水参与）所需的最低温度为170℃（埋藏深度2000m，正常压力梯度考虑相应压力）；与温度相比，压力对碎屑岩成岩作用中浊沸石的形成影响较小。因而沉积岩成岩过程中形成的浊沸石主要与斜长石蚀变有关，同时也不应将浊沸石一概作为低级变质作用的产物。     

碎屑岩成岩过程中各种造岩矿物溶解特征的热力学模型

不同温压条件下,与碎屑岩在成岩过程中各种造岩矿物溶解相关的7个反应吉布斯自由能增量(ΔG)和平衡常数(K)的计算结果说明:各种造岩矿物(钾长石、钠长石、钙长石以及铁镁暗色矿物中的辉石、角闪石等)在成岩过程中的稳定性都较弱、抗溶蚀能力不高;铁镁暗色矿物和中-基性斜长石在碎屑岩的成岩条件酸性介质中,比酸性斜长石和碱性长石更易发生溶解形成次生溶蚀孔隙,为油气的储集和运移提供空间和通道.     

一个基于热力学的土体本构模型

修正剑桥模型假设体积塑性功的一半转化为耗散能,一半转化为由塑性变形约束的自由能,但通常体积耗散能和塑性体积自由能并不相等。基于热力学理论,通过引进间隔应力比来表征体积塑性功和塑性体积自由能的比例关系,构建了一个土的体积硬化模型。由于岩土材料耗散函数与所处的应力状态有关,因此,需要应用非关联流动法则,修正剑桥模型是适合应用相关联流动法则的一个特例,也是所提出模型的一个特例。     

碳酸盐倒退溶解模式的化学热力学基础——与H_2S有关的溶解介质及其与CO_2的对比

以化学热力学中的吉布斯自由能增量为基础,计算了与H2S(g)/ H2S(aq) /HS-/ H+/S2-系统有关反应在不同温度下的平衡常数,同时根据方解石和白云石在酸性条件下的溶解过程,获得了这两种碳酸盐矿物溶解过程中地层中流体pH值与PCO2、地层压力和埋藏深度的关系。在此基础上,对比了从地表到深埋藏的温度和压力条件下,与CO2和H2S有关的酸性介质对流体\[H+\]贡献的差异性,以及对于碳酸盐溶解作用的差异性。计算结果表明:1）无论以CO2还是以H2S作为溶解介质,温度增加和（或）PCO2增加,都会造成方解石和白云石溶解所需要的\[H+\]增加,在深埋藏相对高温和高压条件下,高PCO2条件会使得碳酸盐矿物的溶解更加困难,如果\[H+\]受到缓冲,CO2的增加不仅不能造成碳酸盐矿物的溶解,反而会造成碳酸盐矿物的沉淀;2）无论在何种酸性介质中,碳酸盐矿物的倒退溶解模式在化学上都是成立的,低温的成岩环境,深部地层中高温流体的向上运移、构造抬升所造成的温度降低（-ΔT）都会提高H2S和（或）CO2流体（也包括其它酸性介质）对碳酸盐矿物溶解能力;3）在地表和近地表条件下（几百米深度范围内）,在同时存在CO2和H2S的环境中,CO2对应酸的电离提供的\[H+\]略多于H2S对应酸的电离,与CO2有关的酸性流体对碳酸盐矿物溶解相对重要,而在深埋藏条件下、尤其是深度大于4 000 m的深埋藏地层中,H2S对应酸的电离提供的\[H+\]显著大于CO2,其对碳酸盐矿物的溶解更为重要,在存在硫酸盐还原作用的深埋藏地层中,碳酸盐的深部溶解作用会更为发育,这可能是川东北地区深埋藏条件下次生孔隙发育的重要原因之一。     

近190ka BP以来菲律宾海黑潮源区的碳酸盐旋回及其控制因素

对取自西菲律宾海黑潮源区的Ph05-5和WF3岩芯进行了CaCO3和钙质超微化石研究.在利用氧同位素曲线对比和AMS14C数据进行地层划分的基础上,结合钙质超微化石的碳酸盐溶解指数和初级生产力指标,分析了晚第四纪黑潮源区碳酸盐旋回特征及其控制因素.约190ka BP以来CaCO3含量整体上都表现为冰期高、间冰期低的"太平洋型"旋回特征,但菲律宾以东海区在末次冰期(MIS 4到MIS 2期)内部又显示出间冰段含量高、冰段含量低的"大西洋型"旋回特征.碳酸盐旋回的控制因素在黑潮源区内部也有明显的差异,菲律宾以东海区以碳酸盐溶解作用为主,初级生产力起次要作用;而台湾东南部海区的主要因素则是初级生产力变化引起的钙质生物输入量的波动.菲律宾以东海区末次冰期内部表现出的"大西洋型"旋回特征则是溶解作用和初级生产力共同影响的结果.     

埋藏条件下碳酸盐岩实验室溶蚀作用模拟的热力学模型与地质勘探方向——以陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组第五段为例

陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组五段为潮坪相碳酸盐岩夹蒸发盐沉积。马五段经历了多期复杂的成岩作用,其中溶蚀作用对马五段影响深刻。首次引用热力学理论对埋藏条件下碳酸盐岩溶蚀作用进行了理论分析和计算。其结果表明碳酸盐岩在埋藏成岩的不同温度压力条件下,酸性介质中溶解反应的吉布斯自由能均为负值,说明反应可自动向方解石、白云石溶解的方向进行,并随着温压的升高溶解的趋势增大.而且白云石溶解的趋势比方解石更大.碳酸盐岩溶蚀作用是受热力学规律支配的自然地质作用。碳酸盐岩溶蚀实验模拟的热力学数学模型对陕甘宁盆地油气田勘探具有重大的理论意义和实际应用价值。     

塔里木盆地塔北隆起碳酸盐岩油气成藏特点

塔北隆起自早古生代以来经历了长期的挤压隆升剥蚀过程,结合寒武系膏盐的塑性上拱,形成了两种基本的碳酸盐岩圈闭类型,即风化壳潜山和内幕背斜圈闭。塔北隆起南临古生代满加尔凹陷、北临中新生代库车坳陷,具有捕获南北两侧海陆两相油气来源的条件,经历了海西期、燕山期和喜马拉雅山期3期成藏。储集空间主要靠溶蚀孔洞和裂缝。石炭系中—上泥岩段和白垩系卡普沙良群泥岩两套区域性盖层对碳酸盐岩风化壳潜山油气聚集起着至关重要的作用。不整合面和断裂是控制塔北隆起油气成藏的两个最关键的因素,不整合面既控制着岩溶储层的发育分布又是油气侧向运移的优势通道;断裂活动形成破碎带、裂缝带进而改善储层性能,同时断裂也是油气垂向运移的优势通道。     

塔中地区奥陶系海相碳酸盐岩储层的溶解动力学特征

选取塔中地区奥陶系海相碳酸盐岩样品进行了模拟实验,以研究其在表生岩溶作用下的溶解动力学特征.实验分别在30,50℃下,用pH值为3～6的盐酸溶液,恒温水浴加热进行.结果表明:4种样品溶解速率的相对大小依次为:灰白色灰岩＞砂屑灰岩＞粗晶白云岩＞中粗-细晶白云岩,且溶解速率均随着温度的升高而增大,随着pH值的增大而减小.但随着外界环境的变化,溶解速率的变化略有差异.造成这种差异的原因可能是样品中的硅酸盐杂质、晶体颗粒的大小以及实验过程中产生的CO2的影响.由实验结果推测可知,对于塔中地区以表生岩溶作用为主形成的奥陶系海相碳酸盐岩储层,灰岩储层的储集性能可能优于白云岩储层;对于以埋藏岩溶作用为主形成的奥陶系海相碳酸盐岩储层,白云岩储层的储集性能可能优于灰岩储层.     

塔里木盆地热液活动地质地球化学特征及其对储层影响

塔里木盆地二叠纪时发生了强烈的岩浆-火山作用,与之相关的热液流体沿着断裂、裂缝以及不整合面活动,并与所经碳酸盐岩围岩发生反应,使围岩发生不同程度的溶蚀改造,主要表现在:1热液溶蚀和热褪色现象显著;2沉淀生成多种热液矿物组合,如萤石-石英组合、闪锌矿-绿泥石-方解石组合,重晶石-石英-黄铁矿-菱铁矿组合等;3热液作用区域碳酸盐岩成分发生了明显的变化,主要表现为Fe、Mn、Si等元素含量的升高,比正常灰岩高出几倍至几十倍。上述特点与岩溶作用和成岩溶蚀作用特征明显不同。对典型钻孔碳酸盐岩储层研究表明,无论灰岩还是白云岩,在热液作用下都会产生大量的微小溶蚀孔洞,储层物性得到明显的改善,因此热液作用是影响储层物性不可忽视的重要因素。     

塔里木盆地碳酸盐岩油气聚集带

海相碳酸盐岩储层多类型及非均质性强的特点,决定了其油气聚集带与以往陆相盆地碎屑岩油气聚集带的控制因素有显著差异,碳酸盐岩的油气聚集并不是简单地受二级构造带的控制。通过分析塔里木盆地已发现碳酸盐岩油气藏,其储层发育受大气淡水风化淋滤作用、沉积作用及各种成岩作用、深部流体改造作用等因素的控制。据储层成因类型及其横向分布特征,将塔里木盆地碳酸盐岩油气聚集带划分为:不整合与古风化壳型、生物建造礁-滩型、白云岩内幕型及深部流体改造型。不同类型的碳酸盐岩油气聚集带主要分布于塔北隆起、塔中隆起及巴楚断隆等古隆起的不同部位。由于不同碳酸盐岩油气聚集带上储集层成因机制不同,导致其储集空间、储集性能、油气藏类型及分布等均有所不同。     

塔里木盆地海相碳酸盐岩沥青"A"的地球化学特征

塔里木盆地采集的海相碳酸盐岩样品经粉碎后在索氏抽提器中用氯仿溶液抽提,正己烷沉淀沥青质后,可溶有机质进行柱色层族组成分离,获得饱和烃、芳烃、非烃,饱和烃和芳烃直接进行气相色谱-质谱分析,非烃经三氟化硼-甲醇混合液酯化后进行气相色谱-质谱分析。结果显示,样品有机质的演化程度高,母质类型以水生生物为主,台地相成烃古环境为富含单质硫的微生物发育的咸化深水还原环境。样品有机质经历过强烈的环化-芳构化过程和去甲基化过程有利于以甲烷为主的天然气的生成。样品的芳烃馏分中检测到C31-16-one、C33-16-one和C35-18-one长链中位酮化合物,推断这些长链中位酮可能是有机酸盐存在的特征生物标识化合物。     

Hydrocarbon Accumulation Conditions of Ordovician Carbonate in Tarim Basin

<正>Based on comprehensive analysis of reservoir-forming conditions,the diversity of reservoir and the difference of multistage hydrocarbon charge are the key factors for the carbonate hydrocarbon accumulation of the Ordovician in the Tarim Basin.Undergone four major deposition-tectonic cycles, the Ordovician carbonate formed a stable structural framework with huge uplifts,in which are developed reservoirs of the reef-bank type and unconformity type,and resulted in multistage hydrocarbon charge and accumulation during the Caledonian,Late Hercynian and Late Himalayan. With low matrix porosity and permeability of the Ordovician carbonate,the secondary solution pores and caverns serve as the main reservoir space.The polyphase tectonic movements formed unconformity reservoirs widely distributed around the paleo-uplifts;and the reef-bank reservoir is controlled by two kinds of sedimentary facies belts,namely the steep slope and gentle slope.The unconventional carbonate pool is characterized by extensive distribution,no obvious edge water or bottom water,complicated oil/gas/water relations and severe heterogeneity controlled by reservoirs. The low porosity and low permeability reservoir together with multi-period hydrocarbon accumulation resulted in the difference and complex of the distribution and production of oil/gas/water.The distribution of hydrocarbon is controlled by the temporal-spatial relation between revolution of source rocks and paleo-uplifts.The heterogenetic carbonate reservoir and late-stage gas charge are the main factors making the oil/ gas phase complicated.The slope areas of the paleo-uplifts formed in the Paleozoic are the main carbonate exploration directions based on comprehensive evaluation.The Ordovician of the northern slope of the Tazhong uplift,Lunnan and its periphery areas are practical exploration fields.The Yengimahalla-Hanikatam and Markit slopes are the important replacement targets for carbonate exploration.Gucheng,Tadong,the deep layers of Cambrian dolomite in the Lunnan and Tazhong-Bachu areas are favorable directions for research and risk exploration.     

塔里木盆地塔中地区奥陶系构造-沉积模式与碳酸盐岩裂缝储层预测

奥陶系碳酸盐岩是塔中地区油气勘探的重要目的层。本文在讨论塔中地区奥陶纪区域构造背景和奥陶系岩性段划分的基础上,建立了塔中地区奥陶系构造 -沉积模式,并用三维有限元数值模拟方法对塔中地区有利碳酸盐岩裂缝储层发育区进行了预测,以期指导塔中地区碳酸盐岩的油气勘探。     

塔里木盆地东部寒武系碳酸盐深水重力流沉积及其储集性能

通过野外露头、钻井岩心薄片的观察,在塔里木盆地东部辨识出寒武系大量碳酸盐深水重力流沉积,并划分出斜坡角砾岩、高密度钙屑浊积岩、低密度钙屑浊积岩等三种类型。通过单井厚度标定、地震相分析和区域成图,平面上沿斜坡发育较大规模碳酸盐深水重力流沉积,宽度达40~80 km,厚度达50~150 m。分析测试和测井解释资料表明,重力流(特别是高密度浊积岩)可以发育厚度较大的良好储层。塔东寒武系斜坡区碳酸盐深水重力流油气显示丰富,是值得深入探索的勘探领域。     

塔里木盆地塔河油田奥陶系大型油气藏形成条件

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起的西南部，它是在长期发育的阿克加勒鼻状古隆起基础上形成的下奥陶统盐碉岩溶－缝洞型大型油气田。受区域构造－沉积背景控制，塔河地区下奥陶统属于碳酸盐岩开阔台地环境，一直处于继续性隆起状况，是油气运聚的长期指向区，并经历了多欠的构造运动。岩溶作用和成岩作用的叠加改造，形成了具强烈非均质性的岩溶－缝洞型储层，油气主要赋存于距风化壳不整合面200m范围内的岩溶缝洞系统中。勘探成果表明，长期发育的继承性古隆、丰富的多油源供给、强烈非均质性的岩溶－缝洞型储层及优良的储盖配置、多层次和多类型圈闭的广泛发育、以及由岩溶缝洞－断裂－不整合面组成的疏导体系，是形成塔河大型油气田的重要条件。