塔河油田天然气特征对比与成因分析

塔河油田东西部奥陶系天然气地球化学特征存在明显的差异.依靠多年勘探开发及研究积累的大量天然气分析测试数据,结合塔河油田油气成藏地质条件与主要油气成藏期次,从天然气组分特征及碳、氢同位素特征等方面进行研究,认为塔河油田西部地区奥陶系储层天然气以溶解气或伴生气为主,以甲烷碳同位素较轻为特征,其成因主要为原油初期裂解.塔河中部主体区奥陶系储层天然气主要以伴生气为主,部分是凝析气,为与原油同期次充注的成熟-高成熟天然气.塔河东部地区奥陶系储层天然气具有高干燥系数和甲烷碳、氢同位素较重的特征,成熟度高于塔河中、西部地区,部分天然气出现甲烷、乙烷碳同位素倒转,表明天然气具两期充注成藏特征.第一期天然气充注成藏时间与塔河中部主体区油气成藏时间一致;第二期充注以过成熟裂解气为主,为原油裂解气与干酪根裂解气的混合气,充注成藏期为喜马拉雅期晚期.不同成因的天然气及不同期次天然气的混合叠加,是形成塔河油田不同地区天然气特征差异的主要因素.     

哈拉哈塘凹陷奥陶系原油成藏期次的地球化学示踪

塔北隆起哈拉哈塘凹陷奥陶系原油正构烷烃分布完整,但色谱基线有不同程度的抬升;原油中普遍含有25-降藿烷;原油正构烷烃系列低碳数(nC15-nC26)的碳同位素偏重且变化平缓,高碳数(nC27-nC30)的碳同位素逐渐变轻,这些特征表明,该地区油藏经历了至少2期成藏过程,现今油藏以晚期充注原油为主.油包裹体红外光谱分析表明,早期充注原油为低成熟油,m(CH2)/m(CH3)为4.5～7.3,直链碳原子数约为18～25个;晚期充注原油m(CH2)/m(CH3)为1.9～2.8,直链碳原子数约为7～11个,为正常成熟原油.因此,塔北隆起哈拉哈塘凹陷现今原油为早期低成熟油遭受生物降解作用后又得到正常成熟度原油充注的混合原油.     

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大,有两期、三期、多期之争,对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同,从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关,采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术,从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息,直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息,研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏,第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整(nC11-nC30)、轻烃缺失等为特点,成熟度较低,为早期运移产物;第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)、轻烃完整等为特点,成熟度较高,为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟,混源油比例判识研究,对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨,这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。     

恩平凹陷北部隆起构造带油气成因来源及成藏过程研究北大核心CSCD

恩平凹陷北部隆起构造带油气资源丰富,类型众多,但各构造贫富差距较大,区域成藏认识不明。通过对区内油、气、岩样品生物标志化合物、同位素、流体包裹体发育特征进行系统研究,认为研究区所发现的原油可划分为4种类型,主要来源于恩平17洼文昌组半深—深湖和浅湖—半深湖相两类优质烃源岩,烃类气体为混合有机质生成的原油伴生气,CO2气体主要为幔源无机成因气。研究区油气充注表现为“两期油、两期CO2、一期烃类气”充注特征,两期原油充注时间分别为13.8~7.7Ma和4.9~0Ma,且早期原油充注比率沿运移方向逐渐增加,两期CO2充注时间分别为11.6~6.1Ma和0.3~0Ma,一期烃类气充注时间为4.9~0Ma,其中第一期CO2对第一期原油形成的油藏驱替作用明显;研究区油气成藏过程表现为“南北洼双源供烃、两期油充注、断脊联控、CO2驱替、烃类气改造油藏”的特征。本文研究成果可为研究区未来油气勘探提供成藏过程定量研究的参考依据。     

恩平凹陷北部隆起构造带油气成因来源及成藏过程研究

恩平凹陷北部隆起构造带油气资源丰富,类型众多,但各构造贫富差距较大,区域成藏认识不明。通过对区内油、气、岩样品生物标志化合物、同位素、流体包裹体发育特征进行系统研究,认为研究区所发现的原油可划分为4种类型,主要来源于恩平17洼文昌组半深—深湖和浅湖—半深湖相两类优质烃源岩,烃类气体为混合有机质生成的原油伴生气,CO_2气体主要为幔源无机成因气。研究区油气充注表现为"两期油、两期CO_2、一期烃类气"充注特征,两期原油充注时间分别为13.8～7.7 Ma和4.9～0 Ma,且早期原油充注比率沿运移方向逐渐增加,两期CO_2充注时间分别为11.6～6.1 Ma和0.3～0 Ma,一期烃类气充注时间为4.9～0 Ma,其中第一期CO_2对第一期原油形成的油藏驱替作用明显;研究区油气成藏过程表现为"南北洼双源供烃、两期油充注、断脊联控、CO_2驱替、烃类气改造油藏"的特征。本文研究成果可为研究区未来油气勘探提供成藏过程定量研究的参考依据。     

塔里木盆地塔河油田原油中双金刚烷分布特征与油气运移

研究了塔里木盆地塔河油田原油中双金刚烷的分布特征，探讨了该油田油气的充注期次和运移方向，结果表明，原油中双金刚烷指标值反映了原油的成熟度，并且指示研究区4区和6区原油充注时间较早、9区原油充注时间较晚，其它油区原油充注时间介于上述二者之间；原油中双金刚烷指标值分布特征显示出塔河油田下奥陶统油气存在2个充注方向，一是由南向北，并且油气成熟度相对较低，可能主要代表了早期的油气运移，另一个是由东向西，原油成熟度相对较高，可能主要代表了晚期的油气运移。根据原油成熟度和运移方向特征，认为塔河油田的早期油气起源于满加尔坳陷，晚期油气起源于满加尔坳陷和草湖坳陷，主力烃源岩层为寒武-奥陶系。     

碳同位素现场检测技术分析致密油气充注特征——以渤海湾盆地民丰洼陷北斜坡为例

研究油气充注对于寻找勘探目标和落实井位部署都十分重要。为此,以渤海湾盆地民丰洼陷北斜坡为例,选择盐斜233井、永斜932井及盐22井区开展现场碳同位素检测工作,并基于全新的碳同位素测量仪器在钻井现场获取的大量碳同位素数据,比对该区生产井天然气的碳同位素数据、组分数据,结合烃源岩演化、原油地球化学特征、储层沉积环境与物性特征,分析天然气在单井的充注特征和区域上的充注范围,探讨利用碳同位素现场检测手段来判识油气充注的可行性。研究结果表明:①盐斜233井沙四纯下亚段发生了深层油气的充注,天然气为深层原油裂解气与本地烃源岩热裂解气的混合气;②永斜932井沙三、四段天然气为本地烃源岩的热裂解气,但个别井段存在着深层天然气充注;③盐22井区油藏伴生气碳同位素值在该区中部重两侧轻、南重北轻,与储层物性分布特征一致,反映高成熟天然气的充注受储层物性控制;④盐22井区原油为本地烃源岩成熟阶段产物,而天然气则是在本地原油伴生气基础上存在着深层高成熟产物的充注。结论认为:①民丰洼陷北斜坡西北向存在着一个高成熟油气充注区,是有利的油气勘探目标;②碳同位素现场快速检测技术能够提供大量连续的立体碳同位素数据,可以快速分析油气充注特征、判断油气来源与成因,为油气开发部署提供参考。     

塔河油田盐下地区原油地球化学特征及不同期次油气成藏贡献

对于多旋回叠合盆地,油气藏形成的过程往往伴随着多期次的原油充注,但并非每一期原油充注都对现今油藏形成起到关键作用。流体包裹体方法只能对原油充注期次和时间进行限定,而无法确定各期充注原油对油藏的贡献。针对上述问题,以塔河油田盐下地区奥陶系碳酸盐岩油藏为例,采用原油地球化学、流体包裹体法、荧光光谱和单井模拟分析方法,系统揭示了研究区原油的荧光特征、油气成藏期次和成藏时间。原油生物标志化合物参数分析结果表明,其母质相同且沉积于海相弱还原环境,再通过与研究区烃源岩进行油源对比,确定了原油均来自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。原油芳烃中甲基菲指数和二苯并噻吩参数是定量评价原油成熟度的有效指标,计算得到塔河油田盐下地区原油成熟度(R_o)在0.90%～1.47%之间,可能对应了多期油气充注。此外,在对盐下地区奥陶系储层油包裹体荧光光谱分析、共生盐水包裹体测温和测盐的基础上,结合单井埋藏史和热史模拟,确定盐下地区存在加里东中期(420 Ma)、海西中期(318 Ma)和喜马拉雅晚期(10 Ma)3期原油充注。对比原油和3期油包裹体荧光光谱参数,认为喜马拉雅晚期是盐下地区的主成藏期,为盐...     

塔里木盆地玉北地区奥陶系原油成因特征分析

玉北地区鹰山组原油为低凝固点、含硫、高蜡的中质油,饱和烃色谱正构烷烃分布完整,但色谱基线出现不同程度抬升,且原油非烃和沥青质碳同位素偏轻,族组分碳同位素发生倒转,表明该区原油经历了至少2期成藏过程,早期充注原油遭受生物降解作用后又与后期充注的高成熟原油相混合.地化分析主要表现为后期充注原油特征:弱植烷优势(Pr/Ph≤1.0),较高含量的伽马蜡烷(G/C₃₀藿烷为0.24~0.4)及C₃₅升藿烷/C₃₄升藿烷＞1.0的"翘尾巴式"特征,表明后期原油主要来源于还原—强还原生烃环境;正庚烷含量为46.47%~48.57%,C₂₃-三环萜烷优势,较高的三环萜烷/藿烷,指示其生油母质为菌藻类;较高的庚烷值及四甲基萘指数表明原油处于高成熟演化阶段,推测来源于寒武系烃源岩.      

塔河油田天然气的碳同位素特征及其成因类型

塔河油田天然气组分以烃类气体为主,平均含量占气体总体积的94.09%;非烃气体以N₂和CO₂为主,平均含量分别占4.2%和1.19%。烃类气体中以甲烷占绝对优势,平均含量为76.23%;重烃含量较高,平均含量为17.86%;干燥系数(C₁/C_1-5)平均为0.81,整体上属典型的湿气。塔和油田所有样品的δ¹³C₂都轻于-30‰,属于典型的油型气范畴;天然气的δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃,呈明显的正序排列,显示天然气为典型的有机成因。塔河油田伴生天然气主体属于典型油型气,未发现其他母质类型天然气的混入。甲烷碳同位素组成反映其母质演化程度已处于成熟-过成熟阶段,且以高过成熟阶段为主。结合地质背景进行分析,源岩应属寒武-奥陶系。部分系列碳同位素的非线性分布模式显示,塔河油田的天然气具有两期充注特征:早期充注的为原油伴生气;晚期充注的为高温裂解气。     

塔里木盆地西南部皮山北新1井白垩系油气成因

皮山北新1井位于塔里木盆地麦盖提斜坡皮山北1号背斜构造高部位,该井在白垩系获得油气,但油气源存在较大争议。原油轻烃特征表明,该井原油具有Ⅰ型母质类型来源的特征;原油饱和烃特征表明,生烃母质以泥质岩为主,但与塔河、玉北奥陶系原油有一定差异。原油二维色谱分析表明,该井原油与玉北、塔河、巴楚泥盆系原油均位于海相泥页岩的范畴;原油碳同位素特征表明,该井原油母质类型差于玉北奥陶系及巴楚巴什托石炭系原油。该井原油成熟度高于玉北奥陶系原油。通过该井白垩系油气与其周缘塔西南4套主力烃源岩生标特征的对比,认为皮山北新1井白垩系原油主要来源于塔西南海相石炭系烃源岩;天然气生源母质类型与塔西南柯克亚气田类似,有侏罗系腐殖型有机质来源天然气的贡献。皮山北新1井白垩系新层系油气成因研究将有助于拓展塔西南中新生界碎屑岩油气勘探领域。      

塔里木盆地塔河油田奥陶系原油及族组分碳同位素倒转成因分析

深入剖析塔河油田奥陶系原油与族组成的碳同位素倒转机理对于成藏演化认识和油气勘探均具有重要意义。对93件奥陶系原油及族组分在平面上与深度上的碳同位素变化特征分析表明：倒转程度在平面上由东向西逐渐加深,具有较好的规律性,艾丁地区、塔河主体区、托普台地区△δ¹³C_{沥青质-非烃}值分别为-0.73‰、-0.63‰、-0.58‰,在塔河9区及周边地区与南部盐下地区为正值。艾丁地区和塔河主体区的部分井原油δ¹³C_饱和烃与δ¹³C_全油发生了倒转;δ¹³C_沥青质与其他组分碳同位素及δ¹³C_全油在塔河油田不同区域发生了不同程度的倒转;而在深度上倒转分布与原油的埋藏深度缺乏相关性,由埋藏深度引起的热力作用不是造成塔河油田奥陶系原油族组分中沥青质碳同位素与其他组分碳同位素倒转的主要原因。结合原油族组分含量、饱和烃色谱总离子图,综合分析认为原油及族组分碳同位素倒转与前期成藏之后地层抬升引起的生物降解和油气的多期次充注有关,前期充注的原油中烃类组分多被微生物降解,而沥青质不易被降解得以保留,由于成熟度低,碳同位素值较低;而后期充注的高—过成熟度油中沥青质含量很低,以其他组分尤其是饱和烃为主,由于成熟度高,碳同位素值较高,甚至大于早期充注油的沥青质碳同位素值,使混合油中出现沥青质碳同位素与其他组分碳同位素倒转的现象。因此,塔河油田奥陶系原油成藏过程及其成藏之后的次生变化是碳同位素倒转的主要原因。     

塔河油田奥陶系原油芳烃地球化学特征

芳烃化合物是原油中重要的组分,在判识原油生源环境和成熟度方面应用广泛.塔河油田主体区奥陶系原油遭受过强烈的生物降解作用,常用的饱和烃生物标志化合物指标往往不能正确反映原油成熟度、运移等信息,芳烃化合物能有效抵制生物降解作用,可更好地反映这些地质信息.通过芳烃GC-MS分析,表明塔河奥陶系原油具有高萘、高菲、高硫芴、低氧芴、低联苯等特点,均来自同一油源,生烃母质属还原-强还原环境.烷基萘指数、二苯并噻吩和三芳甾烷等成熟度指标表明,塔河油田奥陶系原油成熟度由西向东、由北向南不断增高,反映出奥陶系油气主要来自沙雅隆起东南部的满加尔坳陷.      

塔河油田原油沥青质包裹烃地球化学特征及油源判识

为解决塔里木盆地塔河油田的油源争议问题,选择该油田主体区TK772井原油,对原油和沥青质温和氧化产物包裹烃的地球化学特征进行了对比研究。结果表明,沥青质包裹烃具有正构烷烃偶碳优势、姥植比低、C29藿烷/C30藿烷低、C35藿烷/C34藿烷低、成熟度低、Ts/（Ts+Tm）高和伽马蜡烷指数高等特点,说明其母源形成于局限台地、高盐度、强还原、水体分层的蒸发岩环境,代表了塔河油田最早期充注原油的特征。而TK772井原油的饱和烃生物标志化合物特征则与沥青质包裹烃明显不同,反映其母源形成于水体开阔、盐度较低的碳酸盐岩沉积环境,代表了塔河油田主体区多数原油的特征。根据这些新的地球化学证据,结合前人关于塔北地区烃源岩分布与沉积相关系的研究结果,认为塔河油田存在3期成藏,第一期是寒武系台内凹陷蒸发岩烃源岩的贡献,第二期是上奥陶统碳酸盐岩烃源岩的贡献,第三期是塔河外围晚期高熟轻质油充注。     

塔里木盆地顺北油田油气来源研究

基于塔里木盆地顺北地区原油和天然气样品的地球化学特征分析,研究了顺北地区奥陶系中下统油气来源。通过饱和烃色谱及饱和烃、芳烃色谱—质谱、全油及族组分碳同位素检测,发现原油样品中C23三环萜烷占优势,伽马蜡烷含量低,C27-C28-C29ααα20R规则甾烷表现为不规则的"V"字形分布,规则甾烷相对重排甾烷含量高,原油碳同位素偏轻,与柯坪露头及孔探1井等下寒武统烃源岩有很好的亲缘性;天然气δ13C1值为-50.7‰^-44.7‰,天然气δ13C2值为-36.1‰^-33.1‰,干燥系数为0.520~0.883,为原油伴生气,油气同源,判断顺北油田油气主要来源于下寒武统烃源岩。通过已钻井岩相、沉积相和全盆地地震相资料,预测下寒武统烃源岩在塔里木盆地广泛分布,厚度在30 m左右,有机碳含量高,生烃潜力大,具有长期生烃、多期供烃的特点,能提供充足的油气资源,是塔里木盆地台盆区最主要的烃源岩。     

巴楚—麦盖提地区主要油气藏原油地球化学特征及油源探讨

巴楚—麦盖提地区是重要的油气聚集区。玉北地区玉北1井在奥陶系鹰山组测试获25.2 m3/d的海相工业油气流。玉北奥陶系油藏与巴什托（普）油气田的原油是否同源是困扰该地区油气勘探并急需解决的问题之一。通过玉北1井、巴什托（普）主要油气藏（田）的原油地球化学特征研究、油—油对比、油源对比等综合分析,并类比塔河奥陶系原油进行了巴楚—麦盖提地区主要油气藏原油地球化学特征及油源探讨分析。综合研究认为玉北地区奥陶系的原油地球化学特征与塔河奥陶系原油相近。通过烃源有机相类比,认为玉北地区奥陶系原油可能来自塔西南地区中下寒武统斜坡相烃源岩;巴什托轻质油推测主要来自盆地—陆棚相寒武系烃源岩,部分来源于海陆交互相石炭系。      

柯克亚地区原油裂解气的地质-地球化学特征

对柯克亚地区原油和天然气的地球化学特征分析表明：原油和天然气的成熟度相对较高，均处于裂解气的成熟阶段；原油中存在着丰富的金刚烷，缺少含氮化合物，与在国外发现的裂解气共生的原油有相似之处；随着油层深度的增加，天然气中甲烷的含量依次增多。认为柯克亚地区天然气主要为原油裂解气，原油裂解作用是该区天然气的主要成因之一。