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...     

塔里木盆地顺北地区奥陶系碳酸盐岩层序模式及其意义

近年来塔里木盆地顺北地区深层碳酸盐岩油气勘探取得了丰硕成果。依据全球海平面变化,结合钻井及地震资料,将顺北地区奥陶系下统—中统碳酸盐岩划分为1个二级层序,8个三级层序,总结了每个层序界面及层序内部特征,提出顺北地区奥陶系碳酸盐岩发育三种层序模式——海侵、高位与低位模式,并分析其控制因素。顺北地区奥陶系碳酸盐岩主要储集空间显示为大型岩溶洞穴,位于三级层序界面之下的蓬莱坝组岩心与薄片具明显的溶蚀孔洞特征,反映了低位期岩溶与高位期岩溶对顺北地区奥陶系碳酸盐岩储层发育的控制作用。顺北地区地表水无法通过断裂从上穿过约800 m的奥陶系上统泥岩段,进入中下统碳酸盐岩储层,因此塔河地区“断溶体”理论并不适用于顺北地区,三级层序界面控制的岩溶作用是顺北地区奥陶系碳酸盐岩储层形成的主要控制因素。     

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。     

塔里木盆地原油金刚烷含量校正及裂解程度评价

准确评价原油裂解程度对研究原油稳定性和预测油气的相态分布具有重要意义.原油裂解程度通常用金刚烷含量来表征,然而气洗和热化学硫酸盐还原作用(TSR)等次生作用可能会造成原油中金刚烷含量增加,从而难以准确评价其含量.本研究通过对塔里木盆地原油中金刚烷化合物进行分析,发现TSR初期对金刚烷含量影响不大,但会使成熟度参数乙基单...     

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。     

塔里木盆地台盆区超深层热演化及对储层的影响

温度场是制约有效储层发育的关键因素之一,然而关于塔里木盆地超深层储层热演化及其对储层有效性的影响研究还很少。本文选取塔里木盆地台盆区近几年新钻井作为研究对象,通过实测等效镜质体反射率参数热史模拟揭示了台盆区显生宙时期以来的古热流演化史。台盆区大地热流从早古生代的45～65 mW/m²逐渐降至现今的32～45 mW/m²,仅局部地区在早二叠世受岩浆活动影响出现短暂的热流高峰,为46～62 mW/m²。在此基础上,结合沉积埋藏史明确了超深层碳酸盐岩储层古温度史和关键变革时期古温度平面分布特征,并对比分析了不同构造单元碳酸盐岩储层温度场差异演化特征及主控因素。奥陶系储层受控于大地热流和地层埋深影响,经历了早期缓慢升温和晚期快速升温的过程,除局部地区在早二叠世存在高异常外,塔里木盆地奥陶系储层在关键构造时期均表现出由中部向南北两侧降温的平面展布特征,与现今油气相态特征匹配。通过建立温度场与储层孔隙演化模式,深入讨论了台盆区有效储层发育的温度场条件。超深层碳酸盐岩储层的溶蚀-沉淀作用和油气相态与温压密切相关,温度不仅可以通过改善储...     

塔里木盆地顺北地区中—晚奥陶世稳定碳同位素特征及意义

本研究对塔里木盆地顺北地区3口典型钻井岩屑样品的稳定碳同位素组成进行分析,揭示盆地腹地中—晚奥陶世碳同位素变化特征,并与世界其他地区进行对比,探讨碳同位素作为井下奥陶系精细划分和对比标志的可行性。除少量样品因受后期成岩作用改造具有明显偏负的δ¹³C值外,绝大多数样品保持较好的碳氧同位素值纪录。整体而言,在达瑞威尔期之前,δ¹³C值分布较为稳定,略有偏负,大致在-1.0‰附近变化;此后,δ¹³C值逐渐增大至+2‰并呈现出振荡性变化的特征。本研究识别出两次正漂移事件,分别对应国际上的达瑞威尔期中期碳同位素正漂移(MDICE)和凯迪早期的碳同位素正漂移(GICE)。其中,顺北地区井下的MDICE正漂移幅度较世界其他地区报道的略微偏低,GICE正漂移事件与其他地区发现的特征基本一致,可作为塔里木盆地井下中—晚奥陶世地层精细划分和对比的识别标志。     

塔里木盆地深层海相原油中硫代金刚烷系列化合物的鉴定

硫代金刚烷被认为是硫酸盐热化学还原反应（TSR）的标志物,在塔里木盆地原油中检出了大量硫代金刚烷.使用银离子柱层析法分离塔里木盆地海相原油中有机含硫化合物（organic sulfur compound, OSC）,进一步采用气相色谱质谱联用（GC-MS）技术,在OSC组分中检测出了完整的低聚硫代金刚烷和部分高聚硫代金刚烷及金刚烷硫醇系列共76个化合物.其中,大部分油样中C0-C2硫代单金刚烷（易挥发硫代金刚烷）占据总硫代金刚烷含量的50%左右,中深1C和中深5井油样比较特殊,易挥发硫代金刚烷仅占据20%左右的相对丰度.同时,中深1C和中深5井油样中硫代单金刚烷：硫代双金刚烷：硫代三金刚烷含量比值大约为4∶4∶1,而其它样品中该比值为8∶1∶0.硫代金刚烷的丰度可定量反映TSR作用的强度,硫代单金刚烷的高比值与易挥发硫代金刚烷的高相对丰度指示油样发生过运移.这可有效应用于指示TSR作用强度以及TSR是否为原位反应,TSR作用的产物除了OSC组分还有大量H2S气体.而原油中该发现为预测硫化氢分布与判识硫化氢成因及深层油气勘探提供理论依据.     

盆地深部穹隆构造发育特征、成因机制及石油地质意义——以塔里木盆地顺北地区为例

塔里木盆地顺北地区奥陶系碳酸盐岩中广泛发育穹隆构造。为研究盆地深部穹隆构造的发育特征、成因机制及石油地质意义,基于顺北地区高精度三维地震资料,对穹隆构造开展几何学定量解析,确定其空间分布规律及内部结构样式;结合区域构造背景及盆内构造发育特征,明确其成因机制;在此基础上,结合生产动态数据探讨穹隆构造的控储—控藏作用。研究揭示：① 穹隆构造平面形态为椭圆形至近圆形,长轴主频方向为NE40°,展布趋势主频方向为NW20°,与邻近主干走滑断裂的距离呈正态分布;② 穹隆构造发育边部逆断裂和内部环形断裂,空间表现为锥体结构,其平面投影面积与隆起幅度正相关,隆起幅度自T74界面向下逐渐变小;③ 穹隆构造与走滑断裂处于同一区域应力背景下,但其与主干走滑断裂不具有成因关系,而是受控于岩浆热流体沿次级走滑断裂的垂向侵入,引起上覆地层隆起变形;④ 碳酸盐岩地层内,穹隆构造的边界逆断裂及顶部张裂缝均可作为良好的储集空间,其中“串珠体”(储集体地震响应)分布与边界逆断裂发育部位相稳合,推测为优质储集体发育部位。本研究可以深化盆地深部穹隆构造的成因认识;同时对顺北地区甚至塔里木盆地新油气目标类型的勘探评价提供指导意义。     

Geochemical Characteristics and Migration Pathways of Ordovician Carbonate Oil Reservoirs in the Tuoputai Area,Tarim Basin,Northwestern China

Exploration potential is huge and the oil resources are rich in the Ordovician reservoirs of the Tarim Basin. However, the mechanism of hydrocarbon accumulation is complex and not yet fully understood. In the Tuoputai area, the hydrocarbon migration pathways and characteristics of deep hydrocarbon accumulation are revealed through analyses of the physical data of rich oil and gas, the geochemical parameters of oil, and fluid inclusions. The results show that the Ordovician oils in the Tuoputai area have the same geochemical characteristics as the mixed oil from the Lower Cambrian source rock and the Middle–Upper Ordovician source rock. The Ordovician reservoirs have been charged three times: in the late Caledonian, late Hercynian, and Himalayan stages. Oil charging occurred in the Hercynian stage, in particular, as it is the main filling period of hydrocarbon. The north-northeast(NNE)-trending TP12 CX major fault, active in in these times and is dominant migration channel of hydrocarbon, but there is segmentation affected by the difference of activities. Oil maturity is higher in the south than in the north and is abnormally high near the major fault. Parameters related to migration indicate that oil migrated northeastward along the NNE-trending TP12 CX major fault and adjusted laterally along the secondary faults and weathering crust, forming the present characteristics of oil and gas distribution.     

Ordovician Basement Hydrocarbon Reservoirs in the Tarim Basin, China

Ordovician marine carbonate basement traps are widely developed in the paleo-highs and paleo-slopes in the Tarim Basin. Reservoirs are mainly altered pore-cavity-fissure reservoirs. Oil sources are marine carbonate rocks of the Lower Paleozoic. Thus, the paleo-highs and paleo-slopes have good reservoiring conditions and they are the main areas to explore giant and large-scale oil reservoirs. The main factors for their reservoiring are: (1) Effective combination of fenestral pore-cavity-fracture reservoirs, resulting from multi-stage, multi-cyclic karstification (paleo-hypergene and deep buried) and fracturing, with effective overlying seals, especially mudstone and gypsum mudstone in the Carboniferous Bachu Formation, is essential to hydrocarbon reservoiring and high and stable production; (2) Long-term inherited large rises and multi-stage fracture systems confine the development range of karst reservoirs and control hydrocarbon migration, accumulation and reservoiring; (3) Long-term multi-source hydroc     

塔里木盆地西部奥陶系内部不整合

塔里木盆地西部柯坪地区奥陶系内部存在两期主要不整合。其一,位于下奥陶统蓬莱坝组与鹰山组之间,为平行不整合。该不整合在柯坪县北水泥厂剖面上缺失牙形石Glyptoconus floweri带和Tripodus proteus—Paltodus deltifer带,有大至相当于5.5Ma的地层缺失量;在乌什县鹰山北坡剖面上缺失了牙形石Glyptoconus quadraplicatus带、Glyptoconus floweri带和Tripodus proteus/Paltodus deltifer带,有相当于约7.2Ma的地层缺失量。其二,存在于上奥陶统铁热克阿瓦提组与下伏地层之间,主要为平行不整合,局部为角度不整合。古生物研究表明其间的地层缺失量变化相当大,在柯坪大湾沟、大湾沟东以及羊吉坎剖面上,不整合之下地层为印干组,地层缺失量比较少,时间间隔为1~2Ma;在阿克苏四石厂剖面和柯坪铁热克阿瓦提剖面,其下伏地层为其浪组,缺失了印干组和其浪组的上部,其时间间隔相当于约5Ma;在伽师三间房剖面,下伏地层为吐木休克组或一间房组,缺失地层的时间间隔约为15Ma;西克尔地区地层缺失量最大,铁热克阿瓦提组直接覆于中奥陶统鹰山组之上,缺失地层的时间间隔超过了20Ma。     

塔里木盆地顺托果勒低隆起北部中下奥陶统储层方解石脉成因及形成时间

塔里木盆地顺托果勒低隆起北部中下奥陶统碳酸盐岩储层中发育多期方解石脉体,对流体活动历史和油气成藏过程都具有重要指示作用.本研究基于对方解石脉体薄片观察、阴极发光、微区原位元素、流体包裹体和锶同位素分析,划分方解石脉体发育期次,确定不同期次方解石脉体成因和形成时间.研究结果表明,顺托果勒低隆起北部碳酸盐岩储层中发育4期方...     

塔里木盆地塔中——顺托果勒地区奥陶系良里塔格组碳酸盐岩颗粒滩沉积特征

塔中—顺托果勒地区奥陶系颗粒滩具有良好的油气资源前景。本文介绍了碳酸盐岩颗粒滩的定义和研究概况。通过镜下薄片分析将该地区良里塔格组碳酸盐岩颗粒滩主要划分为3类,并明确了3类颗粒滩的微观沉积特征。颗粒滩主要类型为:内碎屑滩、生物碎屑滩和鲕粒滩,所含的主要颗粒类型分别是内碎屑(砂屑为主,含砾屑)、生物碎屑和鲕粒,多为亮晶胶结,反映了高能水动力环境,由于迁移作用颗粒时常会相互伴生。另外,也发现了在低能环境中发育的复鲕和中—高能水动力环境下的藻粒;藻粒常常会与内碎屑颗粒、生物碎屑颗粒伴生,规模不大,多形成于中—高能水动力环境下的碳酸盐岩潮坪环境或台缘缓坡带。通过连井对比分析可以得出,良里塔格组可以划分为3个三级层序,海侵体系域主要以薄层退积为主,高位体系域以厚层加积为主。最后,本文结合颗粒滩的展布特征建立了该地区良里塔格组颗粒滩沉积模式。     

塔中北斜坡鹰山组岩溶储层发育规律

塔中北斜坡奥陶系鹰山组的岩溶储层具有巨大的油气潜力。随着勘探和开发工作的细化,需要明确鹰山组内岩溶储层在空间上的展布形态。依据三维地震资料的反射特征,认为鹰山组顶部发育了四期次岩溶作用,经历了地层剥蚀—剥蚀与岩溶作用共存—岩溶发育—充填的成岩过程。各期次岩溶作用发生时潜水面逐渐上升,伴随有高构造部位的削蚀。提出了岩溶储层的多期次发育模式。     

塔里木盆地轮南地区中奥陶统生物礁储层特征及影响因素

轮南地区中奥陶统含礁层系位于一间房组.生物礁主要类型为Calathium障积丘,瓶筐石为最主要的造礁生物.礁体形态多样,规模较小,厚度为2.2～10 m.含礁层系储集空间类型较多.储层物性的统计结果显示,礁核、礁盖和礁基的孔隙度平均值分别为1.54%、3.21%和1.70%;渗透率大部分都高于0.1×10-3μm2,最高值分别为54.4×10μm2、24.66×10-3μm2和613×10-3μm2.这表明含礁层系储层物性总体比较差,以低孔隙度/低、中渗透率为特征,但礁基、礁盖的储层物性明显好于礁核.储层类型以裂缝型和裂缝-孔隙型为主,孔隙型储层不发育.导致这种储集物性的原因一方面与礁体沉积相有关,另一方面与胶结作用、溶蚀作用、破裂作用和压实、压溶作用等成岩作用的改造有关.     

塔里木盆地孔雀河地区寒武系-下奥陶统沉积特征

应用地震、测井和野外剖面对孔雀河地区寒武系—下奥陶统的沉积相进行了研究,识别出次深海相、浅海陆棚相、台地前缘斜坡相、生物礁、开阔台地相、局限台地相和台地蒸发岩相7种沉积相。这些沉积相可以划分为3个沉积区,分别是盆地沉积区、台地边缘沉积区和台地沉积区。在草湖、尉犁和铁干里克3个地区发育前台地边缘沉积区和台地沉积区的沉积相,3个地区之间发育有盆地沉积区的沉积相。台地蒸发岩相只发育于草湖地区的北部。生物礁在3个地区开阔台地向海和背海一侧都广泛发育,这些生物礁是油气聚集的有利场所。     

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。