腐殖型凝析气的研究：以塔里木盆地为例

以往对凝析气的生成多以地球化学过程为研究重点,对生成物相态的物理过程很少作深入探讨。文中以烃类生成的热模拟实验获得的地球化学资料为基础,利用油藏工程中相态研究的方法,讨论凝析气生成模式腐殖型源岩的Ｒ０为０．５％－１．９％的演化阶段,生成物的相态为凝析气相,在成藏过程中温度,压力变化不十分强烈的条件下,易于形成凝析气藏,塔里木盆地广泛分布的凝析气藏提供了良好的研究实例。     

凝析气藏的成因类型与成藏模式

根据凝析气藏形成过程中相态变化,可将其分为原生凝析气藏和次生凝析气藏。原生凝析气藏是有机质直接生成凝析气,并以气相运移聚集成藏,成藏过程中不存在相态变化。次生凝析气藏是圈闭中轻质油溶解于天然气中形成的凝析气藏,成藏过程中流体相态发生了变化。本文从两类凝析气藏的地质、地球化学特征分析入手,分析了凝析气藏的成藏模式和剖面上的相态分布,最后指出了区分二者的意义。     

油田开发中的相态特征及流体组份研究--以大张坨凝析气藏为例

大张坨凝析气藏是在我国发现的高含量凝析气藏之—．开发中据相态特征及流体组份研究结果，适时调整开发方式．1994年开始试采，1995年初实施循环注气开发．该气藏的开发经历了衰竭试采循环注气2个开采过程，开发过程中定期取地层流体样品进行相态特征和流体组份研究，并注重其成果的应用，凝折油采出率29．0％，取得了较好的开发效果．证实了相态研究在凝析气藏循环注气开发全过程应用的重要性．     

全球大型凝析气田的分布特征及其形成主控因素

随着勘探的不断深入,越来越多的凝析气藏被发现,并受到重视。目前全球共发现106个大型凝析气田,分布于全球70多个沉积盆地。凝析气田主要分布于西西伯利亚盆地、滨里海盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地、美国墨西哥湾及塔里木盆地等。通过对全球各大凝析气田进行系统的研究,发现凝析气藏主要分布在石炭系—新近系储层中,以构造圈闭为主,储集体物性较差,属于低孔低渗型,凝析气和凝析油的密度均相对较低。凝析气田的形成和展布主要受控于有效烃源岩分布、有利的储盖组合、圈闭类型、晚期成藏、特殊的温压系统和烃类体系组分等条件。根据其成因机理,将凝析气藏分为原生凝析气藏和次生凝析气藏。     

顺北地区四号断裂带奥陶系超深层油气地球化学特征与相态差异性成因

顺北地区4号断裂带奥陶系油气藏相态复杂，自NE向SW,油气藏相态的变化情况是挥发油藏—低气油比凝析气藏—高气油比凝析气藏—中等气油比凝析气藏。使用地球化学分析方法研究了顺北4号断裂带油气藏的地球化学特征，分析了相态差异性的成因。4号断裂带原油生标含量低甚至缺失，原油生源与1号断裂带原油生源相同。4号断裂带原油成熟度高于1号断裂带原油，等效反射率为1.14%～1.60%。4号断裂带天然气干燥系数由NE向SW方向渐进增大，天然气成熟度为1.30%～1.70%。天然气中H₂S、CO₂含量由NE向SW方向呈现增加的趋势。全油色谱正构烷烃摩尔分数对数与正构烷烃碳数的关系表明，4号断裂带原油未遭受蒸发分馏作用；4号带原油金刚烷含量分布范围为27.26～523.31μg/g,原油裂解作用程度为20.5%～95.8%,裂解程度较1号断裂带原油裂解作用高；SB4、SB41X-C和SB42X井原油硫代金刚烷含量为33.76～76.92μg/g,表明这些油气藏发生了硫酸盐热化学还原(TSR)作用。顺北4号断裂带奥陶系油气藏相态变化与两个因素有关：一是4号断裂带地温...     

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。     

库车坳陷牙哈地区次生凝析气藏的成因差异

牙哈地区位于塔里木盆地北部海相含油气系统与陆相含油气系统过渡带,多期油气充注过程导致区内凝析气藏广泛发育。地球化学研究表明,牙哈地区凝析油的折算Ro在0.7%附近(远低于原生凝析油Ro=1.3%的热力学门限),反映出次生凝析气藏的特征;同时,牙哈地区原油轻质组分相对损失的特征,表明其发育典型的相分馏效应,即相分馏作用控制了其凝析气藏的形成。流体相态特征表明,牙哈地区凝析气藏分为两类:一类为饱和型凝析气藏,此类凝析气藏的地露压差较小,具油环,主要分布于YH7井;另一类为不饱和凝析气藏,此类凝析气藏的地露压差较大,在地下为纯气态,不具油环,主要分布于YH3以及YH6井区。其成藏过程受控于差异充注过程,即早期少量原油仅对于YH1、YH5等井区发生了充注,原油充注并未达到YH3井区;晚期大量干气对YH1、YH7井区的油藏发生持续侵入,而承载了大量轻质组分的天然气运移至较浅的YH3井区发生聚集,由于温压降低,转变为不饱和凝析气藏。     

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.     

异常高压凝析气顶油藏地质储量计算模型

异常高压凝析气顶油藏的气顶油环协同开发过程伴随着复杂的相态变化。综合考虑气顶反凝析、油环溶解气逸出、原生水蒸发、储层岩石弹性膨胀、外部动态水侵等因素,依据体积守恒原理建立了异常高压凝析气顶油藏物质平衡方程。此外在物质平衡方程的基础上采用迭代计算的方法计算出了凝析气顶油藏的原始地质储量,并对影响地质储量计算的各项因素进行了敏感性评价。应用实例表明,以综合考虑各因素得到的地质储量为基准,分别忽略气顶反凝析、油环溶解气逸出、原生水蒸发以及地层岩石膨胀等因素而计算得到的原始天然气地质储量均偏大,误差最大的是忽略气顶反凝析,其次是忽略油环溶解气的逸出,较小的是忽略地层岩石压缩系数和水蒸汽含量。     

塔里木盆地凝析气田的地质特征及其形成机制

塔里木盆地凝析油气资源丰富,已发现了二十余个凝析气田,包括库车坳陷的陆相油气来源的凝析气田和台盆区海相烃源岩来源的凝析气田;储层有碎屑岩,也有碳酸盐岩;时代自奥陶系至新生代均有分布。这些凝析气田的气油比分布在600~19900m³/m³,凝析油含量40~750g/m³;储层温度在78~155℃;地层压力在37~111MPa。研究认为,塔里木盆地凝析气藏的成因类型可以分为原生凝析气藏和次生凝析气藏。其中,以库车坳陷迪那2凝析气田为代表的煤系烃源岩在高演化阶段(镜质体反射率Ro为1.2%~2.0%),即凝析油和湿气生成带所形成的原生腐植型凝析气藏或煤成型凝析气藏。次生凝析气藏包括两类:陆相油气来源的多期充注,晚期干气对早期油藏发生混合改造,形成了以牙哈为代表的陆相油气成因的次生凝析气藏;以海相油气来源,多期油气充注与晚期干气气侵,造成蒸发分馏,在运移、聚集和成藏过程中烃体系分异、富化,发生反凝析作用,从而导致次生凝析气藏的形成。随着塔里木盆地勘探向深层转化,地层的温度和压力逐渐增高,烃类演化程度的升高,不同生烃阶段的烃体系混合也将更为普遍,次生凝析气藏也将更为普遍,因此,以海相油气来源的次生成因型凝析气藏将成为勘探的主体。     

Re-Examination of the Oil and Gas Origins in the Kekeya Gas Condensate Field, Northwest China–A Case Study of Hydrocarbon-Source Correlation Using Sophisticated Geochemical Methods

This work discussed the origins, alteration and accumulation processes of the oil and gas in the Kekeya gas condensate field based on molecular compositions, stable carbon isotopes, light hydrocarbons, diamondoid hydrocarbons and biomarker fingerprints. A comparison study is also made between the geochemical characteristics of the Kekeya hydrocarbons and typical marine and terrigenous hydrocarbons of the Tarim Basin. Natural gas from the Kekeya gas condensate field is derived from Middle–Lower Jurassic coal measures while the condensates are derived from Carboniferous–Permian marine source rocks with a higher maturity. In the study area, both natural gas and condensates have experienced severe water washing. A large amount of methane was dissolved into the water, resulting in a decrease in the dryness coefficient. Water washing also makes the carbon isotopic compositions of the natural gas more negative and partially reverse. Considering that the gas maturities are higher than once expected, gas generation intensity in the study area should be much stronger and the gas related to the Jurassic coal measures could promise a greater prospecting potential. As a result of evaporative fractionation, the Kekeya condensates are enriched in saturates and lack aromatics. Evaporative fractionation disguises the original terrigenous characteristics of the light hydrocarbons associated with the natural gas, making it appear marinesourced. Thus, alteration processes should be fully taken into consideration when gas–source correlations are carried out based on light hydrocarbons. With the condensates discovered in the study area all being "migration phase", the pre-salt Cretaceous and Jurassic reservoirs may promise great exploration potential for the "residual phase" hydrocarbons. This research not only is of significance for oil and gas exploration in the southwest Tarim Basin, but also sheds light on the oil/gas-source correlations in general.     

渤海湾盆地渤中19- 6凝析气田凝析油成熟度判定及成因意义

关于渤海湾盆地渤中19- 6凝析气田凝析油成熟度存在成熟与高成熟两种截然不同观点,尚未达到统一定论。本文综合利用轻烃、饱和烃和芳烃成熟度参数对凝析油成熟度进行了综合判定,并深入分析了凝析油和天然气的成因关系及凝析气藏形成机制。结果表明：异庚烷值与庚烷值、Ts/（Ts+Tm）与C29Ts/（C29Ts+C29H）、甲基单金刚烷指数与甲基双金刚烷指数、甲基菲指数、二苯并噻吩类成熟度参数和TNR2显示渤中19- 6凝析气田凝析油处于成熟阶段。结合天然气成熟度和储层流体包裹体特征,可知渤中19- 6凝析气田的原油成藏期早于天然气,随着晚期大量天然气的充注,油气会发生相控混溶作用形成含液态烃的气流体,当温度和压力达到混溶后烃类体系的露点以上,则形成凝析气藏。     

黄骅坳陷石炭-二叠系凝析油气地球化学特征及来源分析

深层油气勘探是未来油气资源的重要接替领域。渤海湾盆地下伏石炭-二叠系煤系烃源岩自油气勘探取得新突破以来,一直是深层油气领域研究的热点。黄骅坳陷新部署的QG8井奥陶系碳酸盐岩储层和YG1井二叠系砂岩储层获高产凝析油气流,其来源判别问题是深层油气勘探的关键。针对QG8、YG1井凝析油气开展的生物标志化合物、有机碳稳定同位素和原油物性研究表明：两口井的凝析油均为低黏度、低密度的典型轻质原油,具有姥鲛烷优势（Pr/Ph>2.8）,QG8井凝析油饱和烃δ¹³C为-29.1‰、芳烃δ¹³C为-26.8‰;天然气δ¹³C₁偏重,介于-39.7‰~-36.4‰之间,干燥系数大于0.8,重烃可达16.2%,为偏干湿气。QG8与YG1井凝析油特征与黄骅坳陷石炭-二叠系煤系烃源岩（饱和烃δ¹³C为-29.26‰~-26.87‰,芳烃δ¹³C为-26.62‰~-24.15‰）及KG4井原油物性（0.757 1~0.840 2 g/cm³）相近,天然气特征则相似于济阳坳陷GBG1井的煤成气（δ¹³C₁为-43‰~-35‰）,表明高产的凝析油气来自石炭-二叠系煤系烃源岩。证实渤海湾盆地深层石炭-二叠系煤系具有生烃潜力和油气勘探前景。     

塔里木盆地牙哈凝析气田地质特征与开发机理研究

塔里木盆地牙哈凝析气田具有地层压力高、凝析油含量高和露点压力高等显著特点。在分析其主要地质特征的基础上建立了地质模型来准确地预测储层中影响注气效果的高渗透层的分布规律。通过对凝析气田地质特征和开发机理的深入研究,发现对于高渗、高含油的凝析气藏,由于凝析油临界流动饱和度较低,可以采用衰竭式开发方式;而对于储层物性较差的高含油凝析气藏,则适合保持压力开发。据此不仅建成了我国凝析油产能规模最大的凝析气田--牙哈凝析气田,还在多个气田开发前期评价及柯克亚凝析气田综合调整中得到广泛应用,在开发实践中形成了一套适合于塔里木盆地超深高压凝析气藏的开发技术系列。     

渤海湾盆地渤中19-6气田凝析油特征及油气关系

2018年中国东部最大整装凝析气田——渤中19-6气田的发现,一举打开了渤海湾盆地深层天然气勘探的新领域,展现了油型盆地天然气勘探的巨大潜力。渤中凹陷发育多套不同成熟度的烃源岩,位于渤中凹陷西南部的渤中19-6气田凝析油与天然气并存,近年来于该地区的天然气成因及形成条件多有研究,但是对于凝析油的形成则少有研究。本文以渤中19-6气田为例,探讨多套烃源岩发育的复杂油气区凝析油的成因及与天然气的关系。渤中19-6气田6个凝析油样品化学组成及其变化特征精细分析对比表明:该区凝析油以低碳数正构烷烃为主,含有较丰富的环己烷、甲基环己烷等环烷烃和苯、甲苯等低碳数芳烃,金刚烷类化合物较发育,高碳数生物标志化合物含量较低,综合判断凝析油属于混合偏腐殖型高熟原油。结合该区凝析油与天然气对比结果认为,该区凝析油和天然气属于同一套烃源岩在同一阶段所生成的烃类化合物,两者相伴而生,均属于烃源岩原生产物。     

松辽盆地齐家-古龙凹陷凝析油气藏成因

为了阐明齐家-古龙凹陷所发现的凝析油气藏的成因, 结合研究区凝析油气藏所处的地质背景、油油对比认识, 设计进行了原油的热蒸发模拟实验.结果表明, 区内凝析油与下伏的黑油同源, 这暗示了其次生成因; 实验室热蒸发模拟实验支持上部的凝析油为下部黑油的热蒸发作用所产生.这种热蒸发作用可能是通过断层或微裂缝实现的.热蒸发成因将使区内形成大规模的凝析气藏的可能性减小, 勘探的有利目标应该在有利于蒸发作用发生的通道、但目前埋深仍然较大、温压较高的地区.      

Experiments of methane gas solubility in formation water under high temperature and high pressure and their geological significance

The solubility of methane in formation water and water content in the coexisting gas phase were measured under the conditions of high temperature and high pressure, using an ultra-high-pressure fluid PVT system, where the experimental temperature reached up to 453 K and pressure reached up to 130 MPa. Experimental results show the following (1) The two phases of gas and liquid still exhibit an obvious interphase interface even under high temperatures and pressures. (2) When temperatures exceed 353 K, the solubility of methane in formation water increases as the temperature and pressure rise. The growth rate of solubility is faster under a relatively low temperature and pressure, and slower at a relatively high temperature and pressure, but the solubility will not increase without limit. In this experiment, the solubility of methane in formation water reached its peak when the temperature was at 453 K and the pressure at 130 MPa. (3) Water content in the coexisting gas phase increases as temperature rises, with a smaller increase at relatively low temperatures and a much greater increase at relatively high temperatures but decreases with the increasing pressure, more rapidly under low pressure and more slowly under high pressure. The solubility of methane in formation water and the water content in the coexisting gas phase are controlled by both temperature and pressure, but using classic calculation models, these two parameters under high temperatures and pressures are inconsistent with our experimental data. Therefore, the study is significant and highlights other possible effects on solubility and condensate water content. Additionally, an example from the Yinggehai Basin in the South China Sea, where the temperature and the pressure are high, demonstrates the influence of solubility and phase behaviour on natural gas migration, its formation and the distribution of gas reservoirs.