气侵作用对塔里木盆地轮古地区原油分子组成的影响
发布时间：2021-01-12 01:46
随着勘探开发逐渐向深层和超深层拓展,深层油气藏复杂相态、流体组成、次生蚀变程度的确定,给勘探带来巨大困难。塔里木盆地塔北隆起轮古地区奥陶系多相态油气共存,自东向西存在着凝析气藏、过渡挥发性油气藏、正常油藏等多种类型,可以通过对轮古地区多相态油气藏的研究,建立一系列评价超深层油气藏相态、次生蚀变程度的有效指标,以解决超深层油气勘探开发的关键难题。通过运用全二维气相色谱/飞行时间质谱（GC×GC-TOFMS）等方法对不同类型油气藏开展有机地球化学分析等,研究不同相态原油组分组成变化,重建了气侵作用对油气藏相态的改造过程。研究发现,轮古地区奥陶系油气藏经历了三期油气充注,第一期发生在晚加里东期,油气充注成藏以后很快被破坏掉;第二期充注发生在晚海西期,该期油气充注使得轮古地区形成了大量原油油藏;第三期为喜山晚期（122Ma）在轮古地区发生了自东向西的大规模天然气气侵,对晚海西期形成的油藏气侵改造,依次形成了凝析油藏（强气侵）、挥发油藏（弱气侵）和正常油藏（未气侵）。沿气侵方向,原油中金刚烷化合物含量递减,而甾烷、萜烷等常规生标含量则递增,正构烷烃损失逐渐递减。通过系统分析...
【文章来源】：中国地质大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校
【文章页数】：66 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
研究流程图
2区域地质背景102区域地质背景2.1区域地质概况塔里木盆地是典型的叠合盆地，也是中国面积最大的内陆盆地、含油气盆地，面积为56×104km2，可划分为塔北、塔中、巴楚隆起“三卤以及库车、满加尔、东南、西南坳陷“四坳”（图1-1）。其中，含油层系包括寒武系、奥陶系、志留系、石炭系、三叠系，古生界奥陶系是最大的海相油含油系层，也是凝析油含量最为丰富的层系（顾忆等,2020;田军,2019）。奥陶系海相油气主要来源于下部寒武系-下奥陶统、中-上寒武统两套烃源岩，奥陶系储层沉积相碳酸盐岩台地相，储集层渗透率、孔隙度极低，储集空间以孔洞、裂缝为主（孙崇浩等，2016），有效厚度最深可达200m，油气藏多成片连续分布，勘探研究表明，有利区带面积可达20×104km2；区域大量的断裂以及不整合面可作为油气运移通道；储层之上的泥岩、泥灰岩、致密灰岩或膏岩为有效盖层，与碳酸盐岩缝洞系统构成良好储盖组合。奥陶系储集层目前主体埋深在5500~11000m。图2-1轮古区域位置图
2区域地质背景122-2），气油比逐渐减小，根据原油物性划分，轮古东部主要为凝析气藏，轮古西部则主要为正常油藏，中部则分布着大量的过渡性油藏，称为挥发性油藏。1)轮古东部轮古东奥陶系原油密度0.823-0.835g/cm3（20℃），粘度2.6-5.6mPa·s（50℃），凝固点-24~-30℃，含硫0.19%，胶质0.51%，沥青质0.10%，含蜡8.30~25.70%（表2-1，图2-3）。总体上，原油为高蜡、低硫的轻质油。另外，轮古东奥陶系原油较塔中地区凝析油油质偏重，可能是由于原油内富含的蜡引起原油总体偏重。图2-2轮古地区原油物性图2)轮古中部轮古中部分布着凝析油藏，少量正常油藏以及密度、粘度介于两者之间的挥发油。凝析油密度一般为0.83g/cm3左右，一般不含胶质和沥青质；挥发油密度0.861~0.897g/cm3，胶质和沥青质含量相对较高，最高可达6.08%。原油粘度9.31~13.29mPa.s，含硫0.05~0.23%，蜡质含量8.17~27.10%，凝固点10~38℃；总体上，有“低密度、低粘度、低含硫、高含蜡、高凝”的特征。中东部轮古11~轮古13井区原油多为轻质油（凝析油），原油密度0.82-0.84g/cm3左右，一般不含胶质和沥青质，还有几口井产出一些密度较高的原油，密度0.85-0.87g/cm3。分析认为，胶质+沥青质和蜡质含量高是这种原油油质较重的主要原因。3)轮古西部轮古西部地区临近哈拉哈塘地区，原油密度为0.932~0.967g/cm3（20℃），部分地区偏
本文编号：2971890
【文章来源】：中国地质大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校
【文章页数】：66 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
研究流程图
2区域地质背景102区域地质背景2.1区域地质概况塔里木盆地是典型的叠合盆地，也是中国面积最大的内陆盆地、含油气盆地，面积为56×104km2，可划分为塔北、塔中、巴楚隆起“三卤以及库车、满加尔、东南、西南坳陷“四坳”（图1-1）。其中，含油层系包括寒武系、奥陶系、志留系、石炭系、三叠系，古生界奥陶系是最大的海相油含油系层，也是凝析油含量最为丰富的层系（顾忆等,2020;田军,2019）。奥陶系海相油气主要来源于下部寒武系-下奥陶统、中-上寒武统两套烃源岩，奥陶系储层沉积相碳酸盐岩台地相，储集层渗透率、孔隙度极低，储集空间以孔洞、裂缝为主（孙崇浩等，2016），有效厚度最深可达200m，油气藏多成片连续分布，勘探研究表明，有利区带面积可达20×104km2；区域大量的断裂以及不整合面可作为油气运移通道；储层之上的泥岩、泥灰岩、致密灰岩或膏岩为有效盖层，与碳酸盐岩缝洞系统构成良好储盖组合。奥陶系储集层目前主体埋深在5500~11000m。图2-1轮古区域位置图
2区域地质背景122-2），气油比逐渐减小，根据原油物性划分，轮古东部主要为凝析气藏，轮古西部则主要为正常油藏，中部则分布着大量的过渡性油藏，称为挥发性油藏。1)轮古东部轮古东奥陶系原油密度0.823-0.835g/cm3（20℃），粘度2.6-5.6mPa·s（50℃），凝固点-24~-30℃，含硫0.19%，胶质0.51%，沥青质0.10%，含蜡8.30~25.70%（表2-1，图2-3）。总体上，原油为高蜡、低硫的轻质油。另外，轮古东奥陶系原油较塔中地区凝析油油质偏重，可能是由于原油内富含的蜡引起原油总体偏重。图2-2轮古地区原油物性图2)轮古中部轮古中部分布着凝析油藏，少量正常油藏以及密度、粘度介于两者之间的挥发油。凝析油密度一般为0.83g/cm3左右，一般不含胶质和沥青质；挥发油密度0.861~0.897g/cm3，胶质和沥青质含量相对较高，最高可达6.08%。原油粘度9.31~13.29mPa.s，含硫0.05~0.23%，蜡质含量8.17~27.10%，凝固点10~38℃；总体上，有“低密度、低粘度、低含硫、高含蜡、高凝”的特征。中东部轮古11~轮古13井区原油多为轻质油（凝析油），原油密度0.82-0.84g/cm3左右，一般不含胶质和沥青质，还有几口井产出一些密度较高的原油，密度0.85-0.87g/cm3。分析认为，胶质+沥青质和蜡质含量高是这种原油油质较重的主要原因。3)轮古西部轮古西部地区临近哈拉哈塘地区，原油密度为0.932~0.967g/cm3（20℃），部分地区偏
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