渤中地区蓬莱19-3油田油源分析及其成藏与勘探意义

通过烃源岩的分布与成熟演化进行油源对比,认为PL19-3原油是来自古近系东营组下段(东下段)和沙河街组烃源岩的混源油.沙河街组烃源岩的原油主要来自庙西凹陷、黄河口凹陷,以及渤中凹陷东部区域;东下段烃源岩主要来源于渤东凹陷.多层系源岩、多个生烃凹陷供油为PL19-3晚期构造圈闭快速成藏提供了充足的油气来源.该地区小型凹陷,即渤东、庙西和黄河口凹陷具有重要的勘探前景.     

东濮凹陷古近系凝析气藏成因类型及其分布特征

东濮凹陷古近系凝析气储量丰富,凝析气藏成因类型复杂多样。对该凹陷凝析气藏的成因类型进行了划分,探讨了不同成因类型凝析气藏的形成机理及分布特征。研究结果表明：原生凝析气藏和原油裂解成因的凝析气藏主要分布在深层环洼斜坡带,气侵富化型和运移分异型凝析气藏主要分布在浅层,逆蒸发成因型凝析气藏常分布在中等埋藏深度;在有基底断裂沟通深部石炭-二叠系煤系的部位易形成混合气凝析气藏。     

渤海湾盆地渤中19-6气田凝析气成因研究

为了研究渤中19-6凝析气藏的成因类型，利用同位素、轻烃参数、金刚烷参数等方法，系统分析渤中19-6凝析气藏，深入研究其形成机理，认为：渤中19-6气田天然气干燥系数较低，碳同位素偏重，成熟度分布在1.50 %左右，综合判断属于偏腐殖型高熟气；渤中19-6气田凝析油双金刚烷含量较高，生物标志化合物含量较低，指示渤中19-6气田凝析油为高成熟原油，且计算原油裂解程度低于20 %，对天然气的贡献量有限，渤中19-6气田天然气主要为干酪根裂解形成。     

渤海蓬莱20-2油田原油物性差异及成因

通过对渤海蓬莱20-2油田原油物性和色谱-质谱等实验数据进行成藏综合分析与研究,探讨新近系馆陶组原油物性差异及成因。蓬莱20-2油田原油具有高密度、高黏度、低硫、低蜡和低凝固点的稠油特征,油田南区的原油物性呈现出优于北区和东区的特点。南区的原油来自庙西南洼沙三段烃源岩的贡献,其成熟度较低;而北区和东区的原油分别来自渤东凹陷沙三段和庙西北洼沙一段烃源岩的贡献,其成熟度均较高。油田区原油物性差异的主要原因是原油中蜡组分具有相对较强的抗降解能力,其蜡组分形成的有利条件是来自热演化程度较低、藻类来源丰富的富烃凹陷贡献。     

岩浆活动对渤中19-6潜山油气成藏的影响

渤海湾盆地是中国东部重要含油气盆地。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19-6构造带具有上油下气的分布特征,为了研究该构造带油气的成藏机理,从烃源岩生排烃史、构造热演化史、岩浆活动、流体包裹体显微荧光与测温技术等方面系统分析渤中19-6构造带油气成藏史,深入研究其形成机理,认为：渤中19-6构造带凝析气田不同深度的包裹体具有相似的盐度和均一温度分布范围,且不同深度的均一温度主峰温度相同,均表现为高于地层的温度,显示了油气充注属于事件性成藏,具有穿层、瞬时、高温的特征;渤中19-6构造带岩浆活动发育,岩浆侵入加速了有机质的成熟,促进了烃源岩生排烃作用,烃源岩在短时间内大量形成凝析油气;渤中19-6潜山构造带早期形成的古油藏,受新构造运动的影响,向上调整为渤中19-4油田,同时构造活动造成岩浆上涌,伴随的超临界状态幔源CO₂液体,加速了油气运移过程,凝析油气快速充注进入渤中19-6潜山圈闭,形成现今的渤中19-6凝析气田。     

阿尔伯特凹陷KF油田原油地球化学特征及来源

阿尔伯特凹陷KF油田原油来源尚没有清晰认识。通过分析油田原油轻烃、饱和烃和芳烃等地球化学特征,对该油田原油来源及成因做了探讨。结果表明,KF油田原油为生烃高峰初期的产物,主要来自弱氧化-还原沉积环境的湖相烃源岩,有机质以Ⅰ~Ⅱ为主;在阿尔伯特凹陷上中新统烃源岩段是区域主力烃源岩。阿尔伯特凹陷上中新统烃源岩的证实说明东非裂谷西支新生代裂谷有广阔的油气勘探前景。     

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 1 6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成熟干气的特征。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。     

渤海湾盆地石臼坨凸起潜山油气来源及成藏充注过程

探讨渤海湾盆地石臼坨凸起潜山储层的成藏过程与成藏机理。运用流体包裹体技术,结合油-源抽提物及生物标志化合物等有机地球化学特征,对油气来源、成藏过程及成藏机理进行研究。石臼坨凸起主体原油表现为混源油特征,为渤中凹陷供油,存在一定的生物降解;428构造带北侧原油主要来自秦南凹陷沙三段及沙一段烃源岩;427构造带及428构造带南侧原油主要来自渤中凹陷沙三段及沙一段烃源岩。包裹体镜下特征、均一温度及盐度表明,428E/W构造带潜山储层在前古近系存在油气充注过程,而在古近系烃源岩成熟以后,潜山储层又经历了油气充注过程,对应充注时间为3 Ma B.P.。该区油气来源丰富,晚期大量油气快速充注潜山储层,具有较高的勘探开发价值。但成藏过程复杂,基于潜山结构特征、供烃模式及输导体系划分为"三层侵蚀双源复式输导晚期型"和"双层单源复式输导晚期型"2种成藏模式。     

苏北盆地高邮凹陷方巷油田和黄88断块原油地球化学特征

高邮凹陷方巷油田和黄88断块新近发现的断块油田,明确所发现原油的成因与来源则是油气勘探关心的核心问题。分析结果表明两个地区原油族组分十分相似,它们难以提供有用的信息确定其成因和来源;而生物标志物分布与组成特征则可以提供相关地球化学信息。两地区原油在生物标志物分布与组成特征上的共性主要体现在均具有低的姥植比,伽马蜡烷含量中等,贫重排甾烷,说明这些原油的烃源岩应该形成于还原性强、古盐度较高,且缺乏黏土矿物催化作用的沉积环境。它们之间的差异表现为方巷油田的原油中C_(29)H/C_(30)H比值较高,且其C_(27-29)甾烷碳数呈不对称"V"型,这些特征与高邮凹陷阜二段烃源岩较为接近;而黄88断块的原油中C_(29)H/C_(30)H比值较低,且其C_(27-29)甾烷碳数呈对称"V"型,这些特征与高邮凹陷阜四段烃源岩较为接近,由此表明方巷油田和黄88断块油田的原油具有不同的来源。两地区原油中C_(29)甾烷成熟度参数[C_(29)20S/(20S+20R)和C_(29)ββ/(αα+ββ)]均小于0.40,显示典型低成熟油的特征,说明它们是有机质在低演化阶段的产物。     

塔里木盆地塔东英南2气藏气源分析

英南2凝析气藏天然气属富氮湿气,烃类气体体积分数一般为78.86%~87.67%;甲烷68.92%~76.67%,重烃气体为9.17%~14.01%,非烃气体氮气为13.89%~21.07%,甲烷和乙烷的碳同位素分别为-38.6‰~-36.2‰和-30.9‰~-34.7‰.根据天然气组分、天然气碳同位素的特征,认为英南2凝析气藏的天然气来源于高过成熟的下古生界海相寒武系—下奥陶统腐泥型干酪根形成的原油裂解气,同时应用ln(C2/C3)-ln(C1/C2)及δ13C2-δ13C3与ln(C2/C3)判识模式也印证了英南2气藏气源为原油裂解气,气藏凝析油中存在高含量的金刚烷,指示原油经历了裂解,裂解程度为80%~90%.     

油藏条件下溶解CO2的稀油相特性实验研究

以胜利大芦湖油田樊 12 4区块稀油油藏为例 ,利用高温高压PVT物性分析仪 ,通过CO2 对地层油的膨胀降粘、多次脱气和多次接触实验 ,研究了用不同量CO2 饱和的稀油相特性 ,给出了大量CO2 溶解引起的原油相特性参数的变化规律 ,解释了CO2 驱提高原油采收率的机理。实验结果表明 ,CO2 可有效地使地层原油膨胀 ,改善原油的流动特性。同时还可大量萃取地层油中的轻烃 ,使气相不断富化 ,从而达到动态混相 ,最终提高原油采收率。     

北部湾盆地涠西南凹陷原油成因类型及分布特征

在大量采集涠西南凹陷烃源岩和原油饱和烃色谱、色谱-质谱、碳同位素等资料基础上，对涠西南凹陷烃源岩特征进行分析，根据地球化学特征差异划分为A、B、C等3类烃源岩。系统分析原油有机地球化学特征差异性，对不同层系原油物性进行统计梳理，依据甾、萜烷、饱和烃组成等进行原油成因类型划分，将涠西南凹陷原油分为A、B1、B2、C1和C2等3大类5亚类。通过油源精细对比和原油空间分布特征分析，A类原油来源于A类源岩，主要分布在1号、2号和3号断裂附近及东南部的斜坡部位；B1和B2类原油来源于B类源岩，其中B1类原油主要分布在2号断裂附近，B2类原油主要在3号断裂附近；C1和C2类原油来源于C类源岩，C1类原油分布在与B1类原油相近的区域，C2类原油主要集中分布在2号断裂与3号断裂接近交互的部位。     

东营凹陷东辛油田油源对比研究

东辛油田是渤海湾盆地最大的复杂断块油田,油气来源复杂。以原油和烃源岩饱和烃色谱、色谱质谱分析为基础,将该区原油划分为来自沙三段源岩的“沙三型”和来自沙三、沙四源岩的“混源型”,其中“混源型”占较大优势。结合地质背景和地球化学资料分析,认为该区油气主要来自利津、牛庄和民丰3个洼陷,其中“沙三型”原油主要分布于靠近利津洼陷一侧;“混源型”石油分布广泛,越接近牛庄洼陷,混源油中沙四型原油的贡献越大。研究表明,近洼陷的混源油来自同一洼陷的不同烃源岩,油田中心区块的混源油则为不同洼陷和不同层位原油的混合。多组断裂发育和多洼陷充注是导致该区大量混源石油出现的主要原因。     

Constraints on the diversity of crude oil types in the Lunnan Oilfield, Tarim Basin, NW China

Hydrocarbons, include heavy oils, normal oils, waxy oils and light oils, condensate oils and gases were all found in Lunnan Oilfield, the occurrences of hydrocarbons with complicated physical properties indicates a complicated distribution of reservoirs. By the drilling data, the distribution pattern had been found that, in plan view, the density of crude oils in the western part is heavier than that of oils in the eastern part in Lunnan region, namely the crude oils were mainly found in the western part while the natural gases were mainly found in the eastern, which shows that an obvious differentiation in the east and west part was presented in the Lunnan region. Furthermore, in vertical view, the light hydrocarbons were mainly found in the Carboniferous reservoir while the heavier hydrocarbons were mainly found in the Ordovician and Triassic reservoirs. By analysis of the semi-logarithm distribution of n-alkanes, biomarker ratios and stable carbon isotopic compositions of crude oils, we have found that two oil families and discontinuous distribution were presented in hydrocarbons in Lunnan Oilfield. This kind of discontinuous distribution of geochemical parameters was not from continuous fractionation in migration process. The biodegraded heavy oil reservoirs in western part belong to the lower matured oil family, while the light or condensate oils reservoirs belong to higher matured oil family. Thus, a mixed filling of hydrocarbons was occurred in the middle part in Lunnan Oilfield and resulted in the occurrence of waxy oil. The mixed filling model may help to explain the distribution pattern of hydrocarbon reservoirs in Lunnan Oilfield, especially can lead to a relatively consistent explanation for all kinds of geochemical data, such as physical properties, pyrrolic nitrogen compounds, biomarker parameters and stable carbon isotopic compositions.     

不同注入气体下低渗油藏注气开发室内评价

为了探索乌石17-2油田注气开发方式可行性以及进一步提高油田开发效果,从室内实验角度出发,对三种气体(N_2、CO_2、烃类气)开展了注气膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,并进行对比分析及效果评价。研究结果表明:N_2在地层条件下表现为非混相驱,其对原油的降黏及膨胀能力有限,后期气窜明显,注气突破时间较早,突破前采出近90%左右的原油,而突破后基本为无效注气,几无产出。室内驱油效率仅为36.3%,开发效果差。烃类气、CO_2与地层原油相态配伍性要好,最小混相压力低,分别为27.52、27.13 MPa。地层条件下易形成近混相驱,气体突破要晚,气体突破以后仍能采出近30%左右的原油,驱油效率要高于非混相驱近25%,最终驱油效率分别为66.7%、69.0%,开发效果好。烃类气驱、CO_2驱可作为乌石17-2油田低渗强水敏储层优选能量补充方式。     

东濮凹陷西南部晚古生代-早新生代烃源研究

东濮凹陷西南部有石炭系-二叠系和沙三段两套主力烃源岩,其生烃能力及对油气成藏的贡献影响着该区勘探层系和目标的评价,尤其是沙三段能否生气、气藏是否混源等存在不同的观点。应用碳同位素、稀有气体同位素、天然气组分、色谱-质谱等多种地球化学方法,进行了油、气源对比及烃源岩地球化学特征研究。研究认为,沙三段烃源岩有机质以Ⅱ₂型~Ⅲ型干酪根为主,丰度较高,为差-中等烃源岩;石炭系-二叠系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主、丰度高,为好-优质烃源岩。工区原油来自沙三段;沙三段烃源岩具有先生原油,再进入高成熟阶段生成具有重碳同位素特征的煤型气的特点,石炭系-二叠系烃源岩主要生成煤成气,两种气混合成为工区重要的天然气来源;两套烃源岩共同供烃的区带是该区最有利的勘探方向。