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。     

新疆牙哈凝析气田产能变化试井解释

牙哈凝析气田是目前国内已投入开发的规模最大的整装凝析气田,投产以来开发效果很好。但目前牙哈凝析气田全面进入反凝析生产阶段,提气稳产的效果受到很大的影响,生产过程中的矛盾逐渐暴露。使用现代试井解释方法,应用KAPPA公司的Saphir试井解释软件对牙哈凝析气田9口生产井历次压力恢复试井、产能试井进行了试井解释,分析了牙哈凝析气田产能变化规律及反凝析现象对产能变化的影响,得出以下结论:(1)一般储层渗透率为20×10-3μm2,测试点测试产量在25万m3时,为产能测试曲线出现负斜率的分界线;(2)反凝析现象的存在造成试井解释模型多采用径向复合油藏模型。这些对正确认识气藏开发动态及生产特征、加强动态监测技术研究、获得良好的注气效果和显著经济效益起着重要的指导作用。     

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。     

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。     

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。     

塔里木盆地迪那2气田特低渗砂岩储层应力敏感性研究

迪那2气田是西气东输的主力气田之一,地层压力高（106 MPa）、压力系数高（2.25）,是一个带裂缝低孔、特低渗异常高压凝析气藏。为正确评价在开采过程中储层岩石随着地层压力的下降而发生的弹塑性形变,开展了迪那2气田储层应力敏感性实验研究。通过对岩心样品在不同有效应力下的孔隙度、渗透率的测试,分析了储层岩石物性随压力的变化规律,得到了迪那2气田典型储层的全应力应变曲线,定量地描述了地层压力降低后岩石出现的永久塑性变形特征。该成果为确定迪那2气田单井产能、制定气田开发规划奠定了基础,也为类似气田的开发基础研究提供了有效的技术方法和手段。     

中国海相油气田勘探实例之十五 塔里木盆地塔中北斜坡鹰山组凝析气田的发现与勘探

塔里木盆地塔中北斜坡中—下奥陶统鹰山组凝析气田发现于2006年,至2010年底探明石油地质储量3.81×108t(油当量)。气藏的储层为受层间岩溶缝洞型储集体控制的鹰山组大型准层状优质碳酸盐岩,主力烃源岩为中—下寒武统白云岩和上奥陶统碳酸盐岩及泥灰岩,油气主要分布于奥陶系不整合面之下0~200 m范围内。论述了气田的勘探历程、主要地质特征、勘探的技术创新,以及对海相碳酸盐岩凝析气田勘探的启示。     

利用油包裹体丰度识别古油藏和限定成藏方式

储集层中残留烃类数量指示了它在地质历史中的古含油饱和度,它包括赋存于孔隙和裂隙之中的烃类和胶结物中的烃类流体包裹体,目前采用的分析技术有储层可溶烃数量和成分(抽提、TLC-FID、HPLC、ROCK-EVAL),油包裹体丰度(含油包裹体颗粒指数GOI,荧光颗粒定量QGF)、储层固体沥青数量(SBI)与流体包裹体地层学(FIS)。利用油包裹体丰度可识别古油藏,判识古油水界面(POWC),寻找再运移石油,确定天然气或凝析气藏早期是否有石油充注事件,识别次生油藏,寻找下伏油藏,限定油气充注模式。本文以塔里木盆地牙哈凝析气气藏与英南2气藏为例,展示了如何利用油包裹体丰度识别古油藏和限定成藏方式。     

烃类垂向微渗漏及其地表异常显示

烃类以微泡、水动力、扩散和渗透方式向地表迁移过程中,其效能、方式与油气藏的盖层、断裂与裂隙系统、储层的流体性质、地层压力等地质因素密切相关.通过对塔里木盆地雅克拉凝析气田上的地表、井中化探资料与地质资料的综合分析,认为该气田的井中垂向地球化学特征、控制烃类垂向微渗漏地质因素、地表化探异常显示之间呈现出很好的内在联系.     

塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制

塔里木盆地库车坳陷迪那2凝析气田是中国目前发现的储量规模最大的凝析气田,含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,属于低孔低渗储层,近似于致密砂岩气.气藏储量丰度大于15亿方/km2,气油比为8100～12948m3/m3,凝析油含量60～80g/m3;储层温度129 ～ 138℃,地温梯度为2.224℃/1OOm;地层压力为105 ～106MPa,压力梯度为0.39MPa/1OOm,压力系数为2.06～2.29,属于常温超高压凝析气藏.天然气以湿气为主,碳同位素较重,属于典型的煤成气;原油碳同位素较重,生物标志化合物体显出陆相油特征.研究认为,油气主要来自阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩;圈闭形成时间较晚,根据热史、埋藏史、烃源岩热演化史、流体包裹体等资料以及天然气碳同位素动力学拟合的油气充注成藏时间都表明,迪那2凝析气田的成藏时间是在2.5Ma以来,是一个典型的晚期快速充注成藏的大型凝析气田.晚期前陆逆冲挤压作用在形成超压的同时,发生了储层的致密化和烃类的充注,储层致密化过程与烃类充注同步.     

塔里木盆地轮南低凸起:一个复式油气聚集区

轮南低凸起是塔里木盆地塔北隆起上的一个次级构造单元,多年的勘探开发实践表明,该地区具有多个产层、多种油气藏类型和多期油气充注的特点;多种类型的油气藏,垂向上复合叠置,横向上连片成带,共同构成了一个典型的复式油气聚集区。渤海湾盆地油气勘探和研究的实践中总结出来的复式油气聚集区的理论,已经成功地指导了我国东部和南方含油气盆地的勘探,轮南复式油气聚集区的认识,表明该理论在我国西部挤压型含油气盆地也有广泛的应用和发展前景     

塔里木盆地石油地质研究新进展和油气勘探主攻方向

“十五”以来,塔里木盆地石油地质攻关研究取得了多项新进展,主要表现在: 1)发现库车前陆盆地既富气也富油; 2)克拉通区下古生界碳酸盐岩油气富集受储层控制,斜坡带富油; 3)哈得逊周缘东河砂岩具有形成大型地层油气藏的地质条件; 4)塔中地区志留系发育岩性油气藏; 5)下白垩统克孜勒苏群是塔西南喀什凹陷北缘的主要目的层; 6)塔东地区原油裂解气勘探潜力颇大。近期的勘探思路是:以温宿凸起及周缘为重点,加强预探;积极评价轮南奥陶系潜山、塔中多目的层和哈得逊周缘石炭系3个有利区;准备塔西南西部、塔北西部英买力和塔东及塔东南地区3个新领域。     

塔里木东北部英南2气藏天然气运移和聚集

基于大量的地质和地球化学证据,本文详细论述了塔里木盆地塔东北地区英吉苏凹陷英南2气藏的天然气运移和聚集.研究指出:英南2气藏天然气主要来源于寒武系烃源岩,为早期聚集的寒武系来源油的裂解气.该气藏的成藏期主要为燕山末期,天然气的运移通道主要为沟通寒武系古油藏与上覆侏罗系圈闭的断裂.英南2气藏的聚集过程导致了其与邻近构造油气聚集的差异,也导致了其天然气地球化学特征上的差异.     

塔里木盆地海相石油的真实勘探潜力

塔里木盆地古生界蕴藏了丰富的海相油气资源,储集层目前埋深在5500～10000m。深部流体的相态或者说液相石油大量消失的深度下限是学术界比较关心的理论问题,而塔里木盆地海相到底富油还是富气也是关系到塔里木油田未来产能规划的现实问题。通过对塔里木盆地原油的热稳定性分析,特别是低地温梯度和晚期快速深埋过程的补偿效应研究,认为液态石油大量消亡(油裂解成气)的深度下限在9000～10000m以下,对应的储层温度大于210℃,在此深度之上液态石油可以大量存在。通过对油气聚集与保存的关键地质科学问题的研究,认为晚海西期是台盆区油藏的主要成藏期,烃源灶区生成的油气主要分布在稳定的古隆起及其围斜区域;而晚海西期这些古隆起及其围斜区碳酸盐岩储层埋藏深度在800～2500m范围内,岩溶储集体发育,这是台盆区形成大面积层状油气聚集的基础,也决定了现今埋深在7000～9000m深度范围内的斜坡区将成为黑油和凝析油的重要勘探接替区。     

试论岩石构造相及其在储层研究中的意义

近年来取得的油气勘探突破多与古构造活动区密切相关,如渤海湾盆地大港油田千米桥潜山凝析气藏、鄂尔多斯盆地靖边气田、塔里木盆地和田河气田及塔河油田的发现等。多年来的勘探实践证明,适时的古构造隆起对油气运移、聚集和成藏起着十分关键的作用。研究认为构造活动还直接控制着古风化壳岩溶裂缝—洞穴型、裂缝型等多种类型储层或储集体的发育。提出了岩石构造相的概念及分类体系;指出岩石构造相是岩石固结成岩后在不同时期所受构造作用的物质体现,可以按照岩石地层单元、构造运动期次及构造运动方式对其进行分类。分别以冀中坳陷任丘雾迷山组古潜山油藏及四川盆地赤水地区须家河组气藏为例,分析了抬升岩溶构造相及节理构造相储层的特征;认为前者多见于碳酸盐岩,各种溶蚀孔、洞、缝为储集空间,而后者见于不同岩类,构造裂缝及其伴生孔隙为储集空间,它们的物性特征都比较复杂。建议加强储层岩石构造相的研究,开展相关识别技术的开发。     

原油裂解成气动力学参数及其应用研究

 采用黄金管限定体系,对塔里木盆地牙哈、哈得原油样品进行了热模拟实验,研究了原油样品热裂解生成气态烃的产率特征及其动力学参数。结果表明,牙哈、哈得原油样品裂解具有高的C_1-5产率(738.87 ml/g、598.98 ml/g)和C_2-5产率(256.85 ml/g、188.63 ml/g)。牙哈、哈得原油样品裂解成气动力学参数存在差异:牙哈原油样品裂解气甲烷、乙烷、丙烷生成的活化能范围分别为（66～83）×4.186 kJ/mol、（59～72）×4.186 kJ/mol、（59～65）×4.186 kJ/mol,频率因子各为2.07×1016s_-1、1.0×1014s-1、1.0×1014s-1;哈得原油样品裂解气甲烷、乙烷、丙烷生成的活化能范围分别为(63～84)×4.186 kJ/mol、(57～63)×
4.186 kJ/mol、(58～70)×4.186 kJ/mol,频率因子各为1.42×1016s-1、1.0×1014s-1、1.0×1014s-1。以塔东地区满东1气藏为例进行了动力学模拟应用研究,认为原油的大量裂解为满东1气藏提供了主要气源。     

中国海相油气地质理论新进展

近年来中国海相油气勘探呈现出快速发展势头,一批大型海相油气田被发现,海相油气的地位也愈来愈受到重视。特别是在海相石油地质新理论的指导下,海相油气勘探将进入高速发展时期,这也将会极大缓解东部陆相盆地老油区的勘探开发压力。海相石油地质新理论包括三个方面:在成烃方面,研究认为中国海相不缺乏高有机质丰度的泥质烃源岩,纯碳酸盐岩生烃能力有限;深埋高温下原油裂解成气和高演化阶段的海陆过渡相煤系烃源岩是海相天然气的主力气源;在低地温梯度和晚期深埋条件下,原油的稳定性较高,塔里木盆地液相石油可以赋存在9000m以上的储集层中,因此,塔里木盆地深层石油的勘探潜力很大。在储层方面,TSR溶蚀改造储层在深部更强烈、层间岩溶和顺层岩溶不受埋深限制或影响不明显,将解放深部碳酸盐岩的勘探。在油气成藏方面,大面积、准层状、连续型、缝洞型等油气富集模式的提出,拓展油气勘探的范围、降低了勘探成本;一批古老油藏的发现,提高了在构造复杂区寻找原生型海相油藏的信心。研究认为,近期海相勘探,围绕隆起斜坡部位勘探为主,主体勘探深度可以下移至9000m。     

深层-古老海相层系温压场与油气成藏

深层海相碳酸盐岩层系尚处于勘探初期,对于海相盆地深层温压场的演化特征及主控因素认识还不够清晰.本文总结了适用于深层海相层系的温压场研究方法,并以川中古隆起震旦系气藏和塔中隆起奥陶系凝析气藏为例,展示温压场恢复的结果.川中古隆起震旦系灯影组的温度演化经历了升温-降温-快速升温-快速降温的过程,主要受大地热流与沉积埋藏史的控制;而塔中隆起奥陶系则经历了持续缓慢增温的过程,现今为最高温度.川中震旦系和塔中奥陶系现今地层压力都表现为常压,但前者经历了常压-弱超压-强超压-卸压的演化过程,而塔中隆起奥陶系在3次主要的油气成藏期没有明显的超压.对温压场的系统研究,有助于解释塔中隆起和川中古隆起现今油气相态的差异,还可以为碳酸盐岩储层高温高压模拟实验提供参数,为海相大气田进一步勘探提供理论指导.