试论轮南地区原油类型多样性的主控因素

轮南地区油气藏的分布十分复杂，各种不同物性的原油如重质油、正常油、蜡质油、轻质油和凝析油均有分布，并呈现“西重东轻”、“西油东气”和“上下重，中间轻”的分布格局．运用原油正构烷烃半对数分布、生物标志化合物比值和稳定碳同位素组成等精细的有机地球化学分析表明，原油地球化学特征平面分布上与大的“东西分异”背景相吻合，且具有通常成熟度连续的单期烃类充注、成藏难以解释的“两族、不连续分布”特征．轮南地区油气藏存在东部和西部两个油族，西部地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，中间地段发生的混合作用形成了中一高蜡油．混合成藏作用模式，可能有助于解释轮南地区油气藏(包括蜡质油)的分布规律，并能对原油物性、含氮化合物、生物标志化合物、稳定碳同位素组成等各项地球化学数据作出相对较为一致的解释．     

生物降解沥青砂再次热作用的实验模拟

油藏次生变化是当前石油地球化学的热点研究领域，塔里木盆地志留系沥青砂岩在形成后经历了多种次生变化，包括生物降解、水洗、散失以及在后期沉积过程中的再次热作用．采集生物降解后的沥青砂，利用高压釜模拟再次热作用对沥青砂的成分、同位素以及物理性质的影响．结果表明：沥青砂在再次热作用下以产气为主，产生的裂解气碳同位素偏轻；C6 以上的组分产率较少，且以轻质油为主；模拟过程中生物降解油砂的饱和烃色谱特征与现今志留系沥青砂的饱和烃色谱特征具有一致性；沥青砂岩的孔隙度随着模拟温度的升高而增大，且荧光颜色逐渐变深，反射光下沥青的颜色则逐渐变浅，反射率增大．由实验结果推测，塔里木盆地志留系沥青砂在后期再埋藏的过程中，热作用对沥青砂的成分与结构产生了一定的影响．     

海相干酪根天然气生成成熟度上限与生气潜力极限探讨——以塔里木盆地研究为例

塔里木盆地海相寒武系-奥陶系烃源岩的热解、干酪根元素、高温热解气相色谱及黄金管封闭热模拟实验揭示，海相Ⅰ，Ⅱ型干酪根的天然气生成成熟度上限或“生气死亡线”为镜质体反射率3．0％；以煤为代表的Ⅲ型有机质的“生气死亡线”最高可达镜质体反射率10％．不同类型有机质生成天然气的极限量存在明显差别．干酪根元素物质平衡法计算，海相Ⅱ型干酪根在R0〉1．5％以后演化阶段的生气量极限小于185m^3／t（TOC），不足其总生烃量的30％；在R0〉2．0％演化阶段的生气量极限小于110m^3／t（TOC），不足其总生烃量的20％．岩石热解法获得的相同演化阶段天然气生成量仅为干酪根元素质量平衡法计算值的1／10左右．黄金管封闭高温高压热模拟和高温热解方法获得的生气量介干两者之间，镜质体反射率1.3％以后的生气量极限为60～90m^3／t（TOC）．岩石热解法获得的生气量是最小生气潜力，而干酪根元素质量平衡法获得的生气量是其极限生气潜力，实际生气量应低干元素质量平衡法计算出来的生气量极限．     

原油裂解成气动力学模拟及其意义

应用封闭金管高压釜体系, 对塔里木盆地轮南14井三叠系原油进行了热解生气模拟实验. 通过对C₁～C₅气态烃及热解原油残余可溶烃组分的分析, 发现原油裂解成气的过程可明显分为气体初次生成与二次裂解两个阶段. 前者以液态烃裂解为湿气为主, 后者则以C_2~5组分继续裂解为甲烷和碳沥青, 气体组分逐渐变干为特征. 根据实验结果与化学动力学原理, 建立了原油裂解气初次生成与二次裂解的动力学模型, 获取了相应的动力学参数. 在此基础上, 进一步研究了原油在地质条件下的稳定性及其评价方法, 探讨了原油裂解气初次生成与二次裂解过程对原油裂解气成藏的控制作用, 发现凝析油/湿气热演化阶段是原油裂解气藏形成的关键时刻之一.     

原油高温裂解生气潜力与气体特征

原油裂解气是高过成熟海相盆地的重要气源之一, 但对其生气潜力的评价及气体特征还没有一个明确的认识. 通过对塔里木盆地塔中62井志留系原油的连续热解与分步热解实验, 发现在C_1-5总气质量产率达到最大后(EasyRo=2.3%), 原油残余物的最大生气潜力为43.4 mL/g原油, 仅为初始原油产气率的12%. 结合动力学模拟结果, 认为该原油样品裂解的主生气期对应的EasyRo值介于1.6%~2.3%之间. 在封闭系统中, EasyRo>2.3%之后原油裂解气体积的增加主要与重烃气体的二次裂解有关, 并不是原油进一步直接裂解的产物. 实验结果表明, 原油残余物裂解气具有干燥系数大(> 92%)、甲烷碳同位素重的特征(介于-28.7‰ ~ -26.7‰), 与封闭体系中连续热解气存在明显的区别. 甲烷碳同位素分馏动力学模拟结果表明, 在一般地质条件下(2℃/Ma), 主生气期内(EasyRo<2.3%)的原油裂解气甲烷碳同位素远低于原油的初始碳同位素值. 本研究结果为高-过成熟盆地原油裂解气的客观评价提供了新的思路.     

库车拗陷依南2气藏天然气生成与聚集

应用生烃动力学与碳同位素动力学方法，结合天然气藏形成的地质背景，研究了塔里木盆地库车拗陷依南2气藏天然气生成与聚集．依南2气藏天然气主要来源于库车拗陷阳霞凹陷中心中下侏罗统含煤岩系烃源岩，基本上属长期累积聚集气，主要聚集时间为0～5Ma，对应Ro为1．25％～1．95％；天然气散失率为25％～30％．该研究，不仅弥补了传统的依据生、储、盖及圈闭的匹配关系来研究天然气藏形成模式的不足，而且对其他气藏的研究具有借鉴意义．     

塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

依据塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的碳同位素、烃源岩热解、储层分析化验、气藏压力、流体包裹体等资料的正、反演综合分析,对该气藏的成因类型进行判别。结果表明:依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今约11 Ma,而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma,储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间,为先致密后成藏的深盆气藏;依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征,成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式气驱水充注成藏机制;依南2气藏为早期大规模深盆气藏,晚期遭受调整改造,含气范围受南北断裂带控制。     

克拉2气田天然气的运移和聚集

以含油气系统理论为指导, 采用了大量的油气地球化学证据, 并结合构造演化史和储层演化史, 对克拉2气田天然气的充注历史从动态的研究角度进行了分析阐述, 得出克拉2气田之所以能够形成我国陆上最大的气藏是捕集到了烃源岩主要生气阶段生成的天然气的结论. 而晚期干酪根裂解气的充注对克拉2气田的形成意义不大, 并提出早期宽缓背斜中主要生气阶段生成的天然气的聚集, 是后期天然气再转移富集并形成大型气藏的必要条件. 最新研究表明, 在库车拗陷的大北1气田、依南2气田、吐孜洛克气田和迪那2气田的天然气的充注, 都与早期宽缓背斜中天然气的聚集、后期天然气再转移富集有关.     

塔里木盆地海相原油的油源问题的综合述评

塔里木盆地台盆区油气源问题争论已久，争论的焦点是盆地内已发现的海相油气资源主要来源于寒武系一下奥陶统烃源岩还是中、上奥陶统烃源岩．文中对前人的主要观点及其论据进行了总结，并对塔里木盆地台盆区油源研究中的有关核心问题，如对比参数的选择、成熟作用及物理分异作用对油源对比参数的影响、有关对比参数的地质、地球化学意义等问题进行了讨论．认为在应用那些受成熟度、物理分异效应等影响较大的参数进行油源对比时引起的歧义可能较大，只有那些地球化学意义明确、受成熟度影响小、次生变化过程中变化小的参数才是有效的油源对比参数．塔里木盆地海相原油包括了这两套烃源岩贡献，广泛存在混源油，发现有来源于寒武系的原油．建议塔里木盆地海相原油成因的进一步研究应优化油源对比参数，采用综合的地质地球化学方法．     

塔里木盆地轮南低隆起储层石油包裹体GOR特征及其地质意义

应用PVTsim模拟软件，对不同储层流体包裹体成分与GOR(油气比)特征进行了研究．结果表明：奥陶系储层中发育三期石油包裹体，石炭系与三叠系储层中发育两类石油包裹体；奥陶系储层中的三期石油包裹体与石炭系及三叠系储层类型1石油包裹体成分相似，为正常原油聚集条件下形成，而石炭系、三叠系储层类型2石油包裹体具有较高的GOR与C1值，油质较轻．结合油气藏形成的地质地球化学特征，本研究认为轮南低隆起现今油气藏主成藏期有两期，一期是正常原油，另一期是轻质油，均发生在晚第三纪；轻质油充注来源于东南部，具有东南强，西北弱，下部强，上部弱的特点；油气藏的多期充注及保存条件造成的油气散失是轮南低隆起油气多样性的主要原因．