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    塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存

    马安来 金之钧 李慧莉 顾忆 邱楠生 朱秀香 吴鲜 杨鑫 王石

    马安来, 金之钧, 李慧莉, 顾忆, 邱楠生, 朱秀香, 吴鲜, 杨鑫, 王石, 2020. 塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存. 地球科学, 45(5): 1737-1753. doi: 10.3799/dqkx.2019.157
    引用本文: 马安来, 金之钧, 李慧莉, 顾忆, 邱楠生, 朱秀香, 吴鲜, 杨鑫, 王石, 2020. 塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存. 地球科学, 45(5): 1737-1753. doi: 10.3799/dqkx.2019.157
    Ma Anlai, Jin Zhijun, Li Huili, Gu Yi, Qiu Nansheng, Zhu Xiuxiang, Wu Xian, Yang Xin, Wang Shi, 2020. Secondary Alteration and Preservation of Ultra-Deep Ordovician Oil Reservoirs of North Shuntuoguole Area of Tarim Basin, NW China. Earth Science, 45(5): 1737-1753. doi: 10.3799/dqkx.2019.157
    Citation: Ma Anlai, Jin Zhijun, Li Huili, Gu Yi, Qiu Nansheng, Zhu Xiuxiang, Wu Xian, Yang Xin, Wang Shi, 2020. Secondary Alteration and Preservation of Ultra-Deep Ordovician Oil Reservoirs of North Shuntuoguole Area of Tarim Basin, NW China. Earth Science, 45(5): 1737-1753. doi: 10.3799/dqkx.2019.157

    塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存

    doi: 10.3799/dqkx.2019.157
    基金项目: 

    国家自然科学基金项目 41772153

    国家自然科学基金项目 U19B6003-02

    有机地球化学国家重点实验室开放基金项目 SKLOG-201702

    中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P16090

    中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P17049-1

    中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P19024

    详细信息
      作者简介:

      马安来(1969-), 男, 副教授, 博士, 主要从事油气地球化学与成藏机理研究.E-mail:maal.syky@sinopec.com

    • 中图分类号: TE135

    Secondary Alteration and Preservation of Ultra-Deep Ordovician Oil Reservoirs of North Shuntuoguole Area of Tarim Basin, NW China

    • 摘要: 塔里木盆地顺北地区超深层垂深为7 200~7 863.6 m的奥陶系一间房-鹰山组储层中发现了挥发油藏和轻质油藏,油藏赋存深度下限不断突破传统认识.使用地球化学方法研究了顺北地区不同断裂带油气藏的地球化学特征及蚀变作用.顺北地区不同断裂带原油均具有轻碳同位素特征,C23三环萜烷/C21三环萜烷>1,C28甾烷含量低的特点,三芴系列组成中具有较高含量的二苯并噻吩含量,表明与塔河原油具有相似的母源.(C21+C22)甾烷/(C27~C29)甾烷、C27重排/C27规则甾烷、甲基菲指数和二苯并噻吩系列成熟度表明顺北地区原油成熟度呈现1号断裂带(含分支断裂)≈3号断裂带>次级断裂带>5号断裂带>7号断裂的特征,原油成熟度受控于油藏初始静温.顺北地区奥陶系天然气均为湿气,天然气甲烷碳同位素分布范围为-50.7‰~-44.7‰,不同断裂带天然气成熟度的差异与不同断裂带原油成熟度的分布规律相似.顺北地区原油(4+3)甲基双金刚烷含量较低,分布范围为9.25~36.44 μg/g,指示原油裂解程度较低.原油中均可检测出完整系列的低聚硫代金刚烷,含量分布范围为0.76~18.88 μg/g,表明原油硫酸盐热化学还原作用(TSR)弱,顺北地区天然气为湿气及甲烷碳同位素轻表明油气藏未遭受气侵作用.地温研究表明顺北地区地温梯度低,为2.12℃/100 m,埋深8 000 m的地层目前仅为160~170℃,地质历史时期,奥陶系地温未超过170℃,未达到原油大量裂解温度的门限.顺北地区奥陶系长期的低地温加之油气藏蚀变作用弱,是顺北地区奥陶系保持挥发油相的关键.
    • 图 1  顺托果勒地区构造位置

      Figure 1.  The structure location of Shuntuoguole area

      图 2  顺北地区T74时间T0图、主要走滑断裂和钻井井口位置叠合图

      Figure 2.  The overlay diagram of uninterpreted coherence slice of surface T74 (top of Middle Ordovician), main strike-slip faults and well heads location of North Shuntuoguole area

      图 3  顺北地区不同断裂带奥陶系油气藏流体相态图

      Figure 3.  The fluid phase of Ordovician reservoirs of different faults in North Shuntuoguole area

      a.顺北1-6H井;b.顺北5井;c.顺北7井

      图 4  顺北地区不同断裂带奥陶系井流物组成

      Figure 4.  Ternary diagram showing fluid components of Ordovician reservoirs of different faults in North Shuntuoguole area

      A.凝析气;B.挥发性油藏;C.黑油;D.低蒸发油;E.干气

      图 5  顺北地区奥陶系原油Pr/nC17、Ph/nC18之间的关系

      Figure 5.  The relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios of Ordovician oils from North Shuntuoguole area

      图 6  顺北地区不同断裂带原油生标分布面貌

      Figure 6.  The biomarker distribution of Ordovician oils from different faults in North Shuntuoguole area

      图 7  顺北地区原油DBT/P与Pr/Ph之间的关系

      Figure 7.  Plot of DBT/P versus Pr/Ph value of oils from North Shuntuoguole area

      图 8  顺北地区原油三芴系列组成三角图

      Figure 8.  Ternary plots showing the relative distribution of fluorine, dibenzofuran and dibenzothiophenen in oils fromNorth Shuntuoguole area

      图 9  顺北地区原油单体碳同位素分布

      Figure 9.  Distribution features of the compound specific carbon isotopic curves of n-alkanes of oils from North Shuntuoguole area

      图 10  顺北地区原油C27规则甾烷/C27重排甾烷~(C21+C22)甾烷/(C27-C29)规则甾烷之间的关系

      Figure 10.  The relationship between C27 dia/C27 regular steranes and (C21+C22) steranes/(C27-C29) steranes of oils from North Shuntuoguole area

      图 11  顺北地区原油MPI1F1比值之间的关系

      Figure 11.  Plot of the MPI1 verus F1 of oils from North Shuntuoguole area

      图 12  顺北地区原油4-MDBT/1-MDBT比值与(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值之间的关系

      Figure 12.  Plot of the 4-MDBT/1-MDBT versus (2-+3-)MDBT/1-MDBT of oils from North Shuntuoguole area

      图 13  使用ln(C1/C2)与ln(C2/C3)参数划分顺北地区奥陶系天然气成因

      Figure 13.  The Ordovician natural gas classification of North Shuntuoguole area using a plot of ln(C1/C2) and ln(C2/C3) with increasing of Ro value

      图版据李剑等(2017)

      图 14  顺北1-3井奥陶系原油中金刚烷质量色谱图

      Figure 14.  The mass chromatograms of diamondoids of oils from Well SB1-3

      a.单金刚烷系列;b.双金刚烷系列

      图 15  顺北地区奥陶系原油中(4-+3-)MD含量与C29ααα20R含量之间的关系

      Figure 15.  Plot of the concentrations of (4-+3-)MD versus C29ααα20R of oils from North Shuntuoguole area

      图 16  顺北1-3井原油硫代金刚烷质量色谱图

      Figure 16.  The mass chromatograms of thiadiamondoids of oils from Well SB1-3

      a.硫代单金刚烷系列;b.硫代双金刚烷系列;c.硫代三金刚烷系列

      图 17  顺北地区原油(4-+3-)MD和硫代金刚烷含量之间的关系

      Figure 17.  Plot of the concentrations of (4-+3-) MD and thiadiamondoids of oils from North Shuntuoguole area

      图 18  顺北地区不同断裂带原油芳烃成熟度4-MDBT/1-MDBT(a)、原油密度(b)与油藏初始静温之间的关系

      Figure 18.  The plots of ratio of 4-MDBT/1-MDBT of aromatic maturity parameter versus reservoir initial static temperature (a), oil density versus reservoir initial static temperature of oils from different faults in the North Shuntuoguole area (b)

      图 19  顺托果勒地区8 000 m统一深度现今地层温度分布

      Figure 19.  The formation temperature at present at the depth of 8 000 m in Shuntuoguole area

      表 1  顺北地区原油物性数据

      Table 1.  The physical property data of oils from North Shuntuoguole area

      断裂带 井号 垂深(m) 密度
      (g/cm3(20℃))
      黏度
      (mPa·s(50℃))
      凝固点
      (℃)
      含硫量(%) 气油比
      (m3/t)
      1号断裂带 SB1-3H 7 255.70~7 357.89 0.794 0 2.54 -17.6 0.104 469
      SB1 7 259.27~7 405.70 0.831 0 7.91 -14 0.032 /
      SB1-10H 7 299.50~7 768.16 0.798 2 2.82 -32 0.116 390
      SB1-6H 7 288.16~7 399.75 0.794 3 2.30 -12.7 0.107 456
      SB1-7H 7 339.36~7 456.00 0.797 0 2.80 -10.5 0.123 362
      SB1-1H 7 458.00~7 557.66 0.791 6 2.40 -18.0 0.105 459
      SB1-4H 7 459.00~7 561.96 0.797 0 2.70 -22.0 0.137 450
      SB1-5H 7 474.52~7 576.19 0.798 0 2.90 -21.0 0.125 447
      SB1-2H 7 469.00~7 569.47 0.795 0 2.62 -24.0 0.092 448
      1号分支断裂带 SB1-8H 7 414.50~7 571.64 0.798 0 2.50 -12.8 0.105 451
      SB1-9H 7 372.74~7 630.00 0.804 0 1.95 -17.0 0.108 451
      次级断裂带 SBP1 7 376.63~7 751.57 0.811 7 4.05 0 0.161
      SB2 7 348.60~7 487.11 0.810 0 3.07 -25.0 0.123 /
      3号断裂带 SB3 7 520.00~7 870.08 0.814 3 7.91 -14 0.032 /
      5号断裂带 SB5 7 315.00~7 650.64 0.829 0 4.97 -29.6 0.211 50
      SB5-2 7 460.33~7 527.16 0.826 0 6.18 -32 0.189 65
      7号断裂带 SB7 7 568.46~7 863.66 0.854 8 15.63 -8 0.128 /
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      表 2  顺北地区奥陶系油气藏PVT数据

      Table 2.  The PVT data of Ordovician reservoirs in North Shuntuoguole area

      井号 顺北1-6 顺北5 顺北7
      生产井段垂深(m) 7 288.16~7 399.75 7 315.00~7 650.64 7 568.46~7 863.66
      层位 O2yj+O1-2y O2yj+O1-2y O2yj+O1-2y
      油藏压力(MPa) 85.31 85.87 78.61
      油藏温度(℃) 158.0 150.5 148.1
      生产气油比(m3/m3) 264 56 73.85
      饱和压力(MPa) 36.11 13.9 12.08
      地饱压差(MPa) 49.20 71.97 66.53
      临界压力Pc(MPa) 22.24 5.81 5.76
      临界温度Tc(℃) 300.8 480.1 530.1
      临界蒸发压力Pm(MPa) 36.93 14.37 13.67
      临界凝析温度Tm(℃) 345.4 484.9 536.0
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      表 3  顺北地区奥陶系油气藏天然气组成及碳同位素

      Table 3.  Molecular and carbon isotopic composition of associated gas from North Shuntuoguole Ordovician reservoirs

      井号 垂深(m) C1/C1+ 天然气组分(%) δ13C (‰)
      CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 C4H10 iC5H12 C5H12 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 C4H10
      SB1-3 7 255.70~7 357.89 0.87 83.73 6.99 3.25 0.71 1.04 0.27 0.24 1.16 2.59 -44.7 -33.3 -30.8 -34.2 -29.0
      SB1-4 7 459.00~7 561.96 0.84 80.35 9.05 3.98 0.70 1.01 0.21 0.19 2.20 2.39 -47.0 -33.8 -31.6 -35.2 -29.4
      SB1-8 7 414.50~7 571.64 0.85 74.04 7.83 3.38 0.60 0.92 0.22 0.22 1.81 10.43 -47.2 -33.8 -31.2 -31.9 -30.7
      SB1-9 7 372.74~7 630.00 0.71 67.79 10.39 8.16 2.37 4.16 1.19 1.21 1.12 3.59 -46.6 -34.1 -31.9 -32.1 -31.1
      SB3 7 520.00~7 870.08 0.64 61.16 15.85 11.58 2.21 3.92 0.76 0.67 0.76 3.00 -50.7 -34.3 -31.6 -33.2 -30.4
      SB5 7 315.00~7 650.64 0.63 54.48 17.97 9.43 1.09 2.15 0.36 0.46 5.84 8.06 -48.9 -39.3 -35.6 -34.6 -33.4
      SB7 7 568.46~7 863.66 0.52 46.89 20.92 14.78 1.41 4.92 0.59 0.97 1.85 6.90 -48.4 -39.0 -33.9 -33.6 -32.0
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      表 4  顺北地区天然气硫化氢含量

      Table 4.  The H2S content of the natural gas from North Shuntuoguole area

      井号 硫化氢含量均值(mg/m3) 样本数(个)
      SB1-3 5 835 7
      SB1-6 10 032 8
      SB1-7 6 074 5
      SB1-1 14 515 41
      SB1-4 9 796 13
      SB1-5 7 221 7
      SB1-2 8 076 5
      SB1-9 2 736 21
      SB1-8 531 22
      SB1 10 1
      SB5 87.26 15
      SB7 7.40 1
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      表 5  顺北地区不同时期油气藏静温、流温数据

      Table 5.  The static temperature and flow temperature of the Ordovician reservoirs of the North Shuntuoguole area during different periods

      井号 完钻井深(m) 距T74垂深(m) 2017年年初 2017年年底
      静温(℃) 流温(℃) 温差(℃) 静温(℃) 流温(℃) 温差(℃)
      SB1-2H 7 569 89 161.89 167.3 5.4 161.00 169.21 7.32
      SB1-5H 7 576 98 160.70 166.9 6.2 152.82 168.33 15.51
      SB1-4H 7 558 94 159.72 166.3 6.6 150.25 162.20 11.95
      SB1-1H 7 456 83 158.40 163.6 5.2 158.22 171.45 12.23
      SB1-7H 7 400 104 158.10 164.8 6.7 155.17 156.02 0.85
      SB1-6H 7 358 99 157.06 167.2 10.2 159.90 161.29 1.39
      SB1-3 7 497 101 155.37 164.4 9.1 151.19 163.87 12.68
      平均值 7 497 95 158.75 165.8 7.1 157.75 165.79 8.85
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    出版历程
    • 收稿日期:  2019-07-01
    • 刊出日期:  2020-06-12

    塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存

      作者简介: 马安来(1969-), 男, 副教授, 博士, 主要从事油气地球化学与成藏机理研究.E-mail:maal.syky@sinopec.com
    • 1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院, 北京 100083
    • 2. 有机地球化学国家重点实验室, 广东广州 510640
    • 3. 中国石油大学地球科学学院, 北京 102249
    • 4. 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司, 新疆乌鲁木齐 830011
    基金项目:  国家自然科学基金项目 41772153国家自然科学基金项目 U19B6003-02有机地球化学国家重点实验室开放基金项目 SKLOG-201702中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P16090中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P17049-1中国石油化工股份有限公司科技部资助项目 P19024

    摘要: 塔里木盆地顺北地区超深层垂深为7 200~7 863.6 m的奥陶系一间房-鹰山组储层中发现了挥发油藏和轻质油藏,油藏赋存深度下限不断突破传统认识.使用地球化学方法研究了顺北地区不同断裂带油气藏的地球化学特征及蚀变作用.顺北地区不同断裂带原油均具有轻碳同位素特征,C23三环萜烷/C21三环萜烷>1,C28甾烷含量低的特点,三芴系列组成中具有较高含量的二苯并噻吩含量,表明与塔河原油具有相似的母源.(C21+C22)甾烷/(C27~C29)甾烷、C27重排/C27规则甾烷、甲基菲指数和二苯并噻吩系列成熟度表明顺北地区原油成熟度呈现1号断裂带(含分支断裂)≈3号断裂带>次级断裂带>5号断裂带>7号断裂的特征,原油成熟度受控于油藏初始静温.顺北地区奥陶系天然气均为湿气,天然气甲烷碳同位素分布范围为-50.7‰~-44.7‰,不同断裂带天然气成熟度的差异与不同断裂带原油成熟度的分布规律相似.顺北地区原油(4+3)甲基双金刚烷含量较低,分布范围为9.25~36.44 μg/g,指示原油裂解程度较低.原油中均可检测出完整系列的低聚硫代金刚烷,含量分布范围为0.76~18.88 μg/g,表明原油硫酸盐热化学还原作用(TSR)弱,顺北地区天然气为湿气及甲烷碳同位素轻表明油气藏未遭受气侵作用.地温研究表明顺北地区地温梯度低,为2.12℃/100 m,埋深8 000 m的地层目前仅为160~170℃,地质历史时期,奥陶系地温未超过170℃,未达到原油大量裂解温度的门限.顺北地区奥陶系长期的低地温加之油气藏蚀变作用弱,是顺北地区奥陶系保持挥发油相的关键.

    English Abstract

    • 干酪根热降解模式是石油地质学理论基础,其理论模式基于晚古生代以来,特别是侏罗纪和第三纪的沉积盆地,依据沉积盆地时代和干酪根类型不同,烃源岩生油起始温度在50~115 ℃,生油带主要位于深度小于4 000 m的中浅层(Tissot and Welte, 1984).温度大于150~160 ℃,油藏开始进入裂解阶段(Quigley and Mackenzie, 1988).20世纪以来,随着北海盆地Elgin、Franklin油田温度为185~203 ℃,压力为80~90 MPa的高温高压油气藏的发现,原油稳定性及深层油藏深度下限引起业界的关注(Pepper and Dodd, 1995; Waples, 2000).近年来我国深层油气勘探也发现了数个高温油气藏,如冀中坳陷牛东1井埋深为5 641.5~6 027 m的雾迷山组发现凝析油藏,井底温度为201 ℃,油气藏中部地层压力为57.60 MPa,20 ℃原油密度为0.772 g/cm3(赵贤正等,2011), 塔里木盆地中石油区块富源1井油藏埋深7 711 m,井底温度为172 ℃,原油未经历裂解和TSR作用(Zhu et al., 2018a).

      对于深层油藏的稳定性,目前采用2种手段进行研究.一是化学动力学方法(Pepper and Dodd, 1995; Waples, 2000; 田辉等, 2006; Zhu et al., 2012; Ma, 2016),如Waples(2000)认为根据盆地加热速率的不同,油藏保持独立油相的最高温度为170~200 ℃;二是“金刚烷-生物标志物含量”方法(Dahl et al., 1999),依此方法,Schoell and Carlson (1999)认为墨西哥湾深层的石油资源多局限于埋深小于5 000~6 000 m的侏罗系地层中.

      塔里木盆地顺北地区油气勘探获得了突破,不同断裂带之间油气藏相态类型存在一定的差异,油气藏相态与埋深并不存在明显关系,如顺北1号断裂带埋深为7 255.7~7 768.16 m(垂深),油气藏相态类型为挥发性油藏,而顺北7号断裂带顺北7井,埋深为7 568.46~7 863.66 m(垂深),油藏相态类型为黑油油藏.本文针对塔里木盆地顺北地区奥陶系埋深为7 200~8 000 m的超深层不同相态油气藏,分析原油、天然气的地球化学特征,研究超深层油气藏的热裂解和硫酸盐热化学还原作用(TSR),分析顺北地区超深层油藏保存的主控因素.

      • 顺托果勒地区位于塔里木盆地中部,紧邻卡塔克隆起、古城墟隆起、阿瓦提坳陷与满加尔坳陷,包括顺北、顺托、顺西和顺南等工区,现今构造处于相对低洼部位(图 1).18条NE相走滑断裂带控制有利含油气面积为3 400 km2, 油气资源为17×108 t, 其中石油为12×108 t,天然气为5 000×108 t(焦方正,2017).2013年顺北1井在奥陶系一间房组酸压测试获得1.5 m3轻质油,2015-2016年顺北1号断裂带顺北1-1H等8口钻井均获得高产工业油气流,证实切穿基地的深大断裂具有控储、控藏、控富的作用(李培军等,2017邓尚等,2018).

        图  1  顺托果勒地区构造位置

        Figure 1.  The structure location of Shuntuoguole area

        前人对于塔北、塔中隆起构造演化研究表明,顺托果勒地区至少经历了4个构造演化阶段:加里东早期(寒武纪-中奥陶世)克拉通边缘拗拉槽与克拉通内弱伸展背景阶段、加里东中晚期-海西早期(中奥陶世-中泥盆世)克拉通隆起形成与整体强烈挤压阶段、海西晚期-燕山期(三叠纪)塔北隆起抬升剥蚀与顺托果勒隆起消失、喜山期古隆起现今构造定型阶段(漆立新,2016).

        目前,顺托果勒地区勘探开发层系主要为奥陶系一间房组和鹰山组鹰上段碳酸盐岩,顺托果勒地区奥陶系地层发育齐全,自下而上分别是下统蓬莱坝组(O1p)、中-下统鹰山组(O1-2y)、中统一间房组(O2yj)、上统恰尔巴克组(O3q)、良里塔格组(O3l)、桑塔木组(O3s).储层类型为与走滑断裂相关的洞穴、构造缝及沿缝溶蚀孔洞(焦方正,2017).

      • 原油样品取自顺北奥陶系原油(图 2),物性数据见表 1.作为对比,收集了前期顺托1、顺南1井凝析油样品及塔中地区中石油区块中深1C井(∈1x)、罗斯2井(O1p)原油.

        图  2  顺北地区T74时间T0图、主要走滑断裂和钻井井口位置叠合图

        Figure 2.  The overlay diagram of uninterpreted coherence slice of surface T74 (top of Middle Ordovician), main strike-slip faults and well heads location of North Shuntuoguole area

        断裂带 井号 垂深(m) 密度
        (g/cm3(20℃))
        黏度
        (mPa·s(50℃))
        凝固点
        (℃)
        含硫量(%) 气油比
        (m3/t)
        1号断裂带 SB1-3H 7 255.70~7 357.89 0.794 0 2.54 -17.6 0.104 469
        SB1 7 259.27~7 405.70 0.831 0 7.91 -14 0.032 /
        SB1-10H 7 299.50~7 768.16 0.798 2 2.82 -32 0.116 390
        SB1-6H 7 288.16~7 399.75 0.794 3 2.30 -12.7 0.107 456
        SB1-7H 7 339.36~7 456.00 0.797 0 2.80 -10.5 0.123 362
        SB1-1H 7 458.00~7 557.66 0.791 6 2.40 -18.0 0.105 459
        SB1-4H 7 459.00~7 561.96 0.797 0 2.70 -22.0 0.137 450
        SB1-5H 7 474.52~7 576.19 0.798 0 2.90 -21.0 0.125 447
        SB1-2H 7 469.00~7 569.47 0.795 0 2.62 -24.0 0.092 448
        1号分支断裂带 SB1-8H 7 414.50~7 571.64 0.798 0 2.50 -12.8 0.105 451
        SB1-9H 7 372.74~7 630.00 0.804 0 1.95 -17.0 0.108 451
        次级断裂带 SBP1 7 376.63~7 751.57 0.811 7 4.05 0 0.161
        SB2 7 348.60~7 487.11 0.810 0 3.07 -25.0 0.123 /
        3号断裂带 SB3 7 520.00~7 870.08 0.814 3 7.91 -14 0.032 /
        5号断裂带 SB5 7 315.00~7 650.64 0.829 0 4.97 -29.6 0.211 50
        SB5-2 7 460.33~7 527.16 0.826 0 6.18 -32 0.189 65
        7号断裂带 SB7 7 568.46~7 863.66 0.854 8 15.63 -8 0.128 /

        表 1  顺北地区原油物性数据

        Table 1.  The physical property data of oils from North Shuntuoguole area

        使用传统的柱色层分离法,分离原油饱和烃和芳烃组分,分离后的饱和烃加入C24D50、5α-雄甾烷、D16-单金刚烷(ISOTEC,98%纯度)用于正构烷烃、生物标志物、金刚烷的定量内标;分离后的芳烃加入适量的D10-蒽用于芳烃化合物定量内标,使用N2缓吹将饱和烃芳烃浓缩至1 mL用于色谱质谱分析.

        使用银盐离子柱色层法,分离原油的含硫非烃,银盐色层柱制备及含硫非烃的分离参考Wei et al.(2007a)姜乃煌等(2007)马安来等(2018a)方法.分离后的含硫非烃加入D16-单金刚烷用于硫代金刚烷的定量内标,使用N2缓吹将含硫非烃浓缩至0.5 mL,用于色谱质谱分析.

      • 饱和烃、芳烃、含硫非烃色谱-质谱分析是在HP-Agilent 6890/5973 GC-MS仪器上完成的,样品进行多离子和全扫描分析,饱和烃、含硫非烃色谱质谱分析条件见文献(马安来等, 2018a).芳烃色谱质谱分析中色谱柱升温程序:50 ℃保持1 min,以20 ℃/min升温至100 ℃,以3 ℃/min升温至310 ℃,保持21.5 min.饱和烃、芳烃、硫代金刚烷各化合物含量通过与标样的面积比计算得出.

      • 依据GB/T 13610-2014标准,使用Varian CP-3800气相色谱仪对顺北地区天然气组成进行分析.使用配有HP5890气相色谱仪的Finnigan MAT-253稳定同位素质谱仪,按照GB/T 18340.2-2010标准,对天然气组分碳同位素进行分析.氮气为载气,用气相色谱法分离气体组分,在燃烧室将气体转化为CO2,然后引入质谱仪中,使用熔丝硅毛细管柱(Porapara K Q柱,30 m×0.32 mm)将烃类气体组分(C1~C5)分离.色谱升温程序为:初始32 ℃,保持5 min,以5 ℃/min升温至135 ℃,以15 ℃/min升温至190 ℃,以20 ℃/min升温至230 ℃,保持10 min,稳定碳同位素值与Vienna Pee Dee (VPDB)标准对比进行,测量精度为±0.3‰.

      • 判识油气藏相态的主要依据是油气藏流体PVT实验、井流物组成及气油比等经验公式方法.

      • 顺北1号断裂带油气藏泡点压力高,在30.78~36.03 MPa,临界压力Pc分布范围在14.29~ 21.16 MPa, 临界温度分布范围为282.3~414.6 ℃,地饱压差大,为49.2~54.64 MPa.5号断裂带顺北5井、7号断裂带顺北7井奥陶系油气藏泡点压力低,分布范围在12.08~13.90 MPa, 临界压力Pc分布范围在5.76~5.81 MPa, 临界温度高,分布范围为480.1~530.1 ℃,地饱压差大,为66.53~71.97 MPa (表 2),顺北地区奥陶系油气藏温度远小于临界温度,为典型油藏相图(图 3).

        井号 顺北1-6 顺北5 顺北7
        生产井段垂深(m) 7 288.16~7 399.75 7 315.00~7 650.64 7 568.46~7 863.66
        层位 O2yj+O1-2y O2yj+O1-2y O2yj+O1-2y
        油藏压力(MPa) 85.31 85.87 78.61
        油藏温度(℃) 158.0 150.5 148.1
        生产气油比(m3/m3) 264 56 73.85
        饱和压力(MPa) 36.11 13.9 12.08
        地饱压差(MPa) 49.20 71.97 66.53
        临界压力Pc(MPa) 22.24 5.81 5.76
        临界温度Tc(℃) 300.8 480.1 530.1
        临界蒸发压力Pm(MPa) 36.93 14.37 13.67
        临界凝析温度Tm(℃) 345.4 484.9 536.0

        表 2  顺北地区奥陶系油气藏PVT数据

        Table 2.  The PVT data of Ordovician reservoirs in North Shuntuoguole area

        图  3  顺北地区不同断裂带奥陶系油气藏流体相态图

        Figure 3.  The fluid phase of Ordovician reservoirs of different faults in North Shuntuoguole area

      • 顺北地区奥陶系不同断裂带井流物组成存在较为明显的差异.顺北1号断裂带奥陶系及顺北51X井流物组成以C1+N2为主,含量为51.18%~64.13%,C7+含量次之,分布范围为18.72%~29.20%,C2~C6+CO2含量最低,分布范围为16.69%~20.58%,在井流物组成三角图中(图 4),顺北1号断裂带、顺北51X井奥陶系油气藏落在挥发性油藏的分布区域.顺北5、顺北7号断裂带奥陶系油气藏井流物组成中C7+含量高,分布范围为48.72%~50.45%,其次为C2~C6+CO2含量,分布范围为26.41%~31.17%,C1+N2含量最低,含量仅为20.11%~23.14%,在井流物组成中,顺北5、顺北7井奥陶系油气藏落在黑油分布区域.

        图  4  顺北地区不同断裂带奥陶系井流物组成

        Figure 4.  Ternary diagram showing fluid components of Ordovician reservoirs of different faults in North Shuntuoguole area

      • 顺北地区不同断裂带奥陶系原油在物理性质上存在差异(表 1),1号断裂带、分支断裂带、次级断裂带和3号断裂带原油除顺北1井原油密度略重外为0.831 0 g/cm3,其余原油密度相对较轻,为0.79~0.81 g/cm3, 而5号带原油密度略重,为0.826~0.829 g/cm3,7号断裂带原油密度最重,为0.854 8g/cm3.

      • 从原油饱和烃类异戊二烯烷烃比值来看,顺托果勒地区原油Pr/Ph值多在0.79~2.20,Pr/nC17比值在0.18 ~0.28,Ph/nC17分布范围在0.1~0.41,在Pr/nC17-Ph/nC18关系图版中(Connan and Casou, 1980), 顺托果勒地区原油基本上落入海相Ⅱ型有机质分布区域内(图 5).顺北7井原油具有相对较高的Pr/Ph(2.12),低的Pr/nC17和Ph/nC18比值,分别为0.16和0.12,落在混合Ⅱ、Ⅲ有机质区域范围内.顺托1井(ST1)、顺南1井(SN1)原油由于具有较高的成熟度,因而具有相对较低的Pr/nC17、Ph/nC18比值.

        图  5  顺北地区奥陶系原油Pr/nC17、Ph/nC18之间的关系

        Figure 5.  The relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios of Ordovician oils from North Shuntuoguole area

        在生物标志物组成上,顺托果勒地区原油三环萜烷以C23三环萜烷占优势的特征(图 6),C21TT/C23TT分布范围为0.33~0.78,C24四环萜烷含量相对较低,C24Te/C26TT比值为0.18~0.53.在甾烷组成上,呈现C29>C27>C28的分布特征,这些特征与塔里木盆地海相原油生标分布面貌相同(Zhang and Huang, 2005; 马安来等,2006; Zhang et al., 2011; Li et al., 2015; 王倩茹等,2018).

        图  6  顺北地区不同断裂带原油生标分布面貌

        Figure 6.  The biomarker distribution of Ordovician oils from different faults in North Shuntuoguole area

        顺托果勒地区原油具有相对较低的二苯并噻吩/菲比值,DBT/P的比值分布范围在0.06~1.28,根据Hughes et al. (1995)提出的模板,1号断裂带、分支断裂带原油多落在海相碳酸盐岩、海相页岩、湖相超盐环境的交界区域附近(图 7),顺北3、顺北7、顺北5、次级断裂带、顺托1、顺南1井原油落入海相页岩和其他湖相泥岩的区域内.

        图  7  顺北地区原油DBT/P与Pr/Ph之间的关系

        Figure 7.  Plot of DBT/P versus Pr/Ph value of oils from North Shuntuoguole area

        在三芴系列组成上,顺北地区原油除了SB3、SB7和顺北5号原油外,均富含硫芴化合物,含量在50%~80%,贫氧芴化合物,含量基本上小于1%~11%,芴含量在22%~50%(图 8),相比较而言,顺北1号断裂带、分支断裂带原油富含硫芴,而次级断裂带、顺北3、顺北5、顺北7原油相对富含芴化合物.

        图  8  顺北地区原油三芴系列组成三角图

        Figure 8.  Ternary plots showing the relative distribution of fluorine, dibenzofuran and dibenzothiophenen in oils fromNorth Shuntuoguole area

        从顺托果勒地区原油饱和烃单体碳同位素分布曲线来看(图 9),顺北地区除了顺北7井原油在低碳数正构烷烃具有相对偏重的碳同位素(>-34‰), 顺北地区原油饱和烃具有相对偏轻的碳同位素,单体碳同位素多分布在-34‰~-36‰,顺南1井奥陶系原油具有重碳同位素特征,单体碳同位素多重于-30‰.从单体碳同位素分布来看,顺北地区奥陶系原油与塔中奥陶系原油基本具有相似的单体碳同位素分布区间(Li et al., 2015).

        图  9  顺北地区原油单体碳同位素分布

        Figure 9.  Distribution features of the compound specific carbon isotopic curves of n-alkanes of oils from North Shuntuoguole area

      • 顺北地区奥陶系原油在饱和烃气相色谱上均呈现单峰型分布,CPI在1左右,表明原油为成熟原油,顺北地区大部分奥陶系原油具有较轻密度表明原油的成熟度较高.饱和烃色谱质谱分析表明,3号断裂带SB3井原油生标消失,1号断裂带、分支断裂带奥陶系原油藿烷系列均已消失,C30H含量为0,三环萜烷也有不同程度的降解,甾烷系列也有一定的降解,C29ααα20R甾烷含量为5~10 μg/g;而顺北5、顺北7井奥陶系原油具有较高含量的藿烷系列,C30H含量为64.4~80.5 μg/g,甾烷系列含量相对较高,C29ααα20R甾烷含量在20.1~51.1 μg/g,从生物标志物含量来看顺北1号带原油成熟度高于顺北5、顺北7奥陶系原油.

        由于顺北1号断裂带原油成熟度高,藿烷系列消失,常规的藿烷系列参数如Ts/(Ts+Tm)、C31 22S/(22S+22R)等参数无法计算.甾烷类成熟度C29 20S/(22S+22R)比值在0.50~0.60,C29 ββ/(αα+ββ)在0.57~0.62,不是有效的成熟度指标.而对于来源相同的原油而言,C27重排甾烷/C27规则甾烷、(C21+C22)/(C27-C29)甾烷比值可做为有效的成熟度参数(Peters et al., 2005).1号断裂带原油C27重排甾烷/C27规则甾烷比值在0.55~0.79,(C21+C22)/(C27-C29)规则甾烷比值为0.34~0.62(图 10),分支断裂带原油C27重排甾烷/C27规则甾烷比值在0.70~0.72,(C21+C22)/(C27-C29)规则甾烷比值为0.42~0.44,分布在顺北1号断裂带比值分布范围内,次级断裂带原油C27规则甾烷/C27重排甾烷比值在0.45~0.52,(C21+C22)/(C27-C29)甾烷比值在0.25~0.27,5号断裂带原油、跃进地区奥陶系原油成熟度相对较低,C27重排/C27规则甾烷比值分布在0.34~0.46,(C21+C22)/(C27-C29)甾烷比值分布范围为0.15~0.23.顺北7号断裂带原油对应的沉积环境可能黏土含量相对偏高,导致C27重排/C27规则甾烷比值相对偏高,但(C21+C22)/(C27-C29)甾烷比值偏低,仅为0.13,表明顺北7井原油成熟度最低.ST1井原油中检测不出生物标志物,SN1井原油为强烈蚀变的原油(马安来等,2018a),C27重排/C27规则甾烷比值为0.47,(C21+C22)/(C27-C29)甾烷比值为0.29.

        图  10  顺北地区原油C27规则甾烷/C27重排甾烷~(C21+C22)甾烷/(C27-C29)规则甾烷之间的关系

        Figure 10.  The relationship between C27 dia/C27 regular steranes and (C21+C22) steranes/(C27-C29) steranes of oils from North Shuntuoguole area

        甲基菲指数(MPI1)和甲基菲比值(F1)对于高成熟原油是有效的成熟度参数(Radke et al., 1982; Kvalhem et al., 1987),顺北地区原油MPI1F1表明原油成熟度依次为顺北1号断裂带>3号断裂带>分支断裂带>次级断裂带>5号断裂带和跃进地区>7号断裂带(图 11).依据MPI1F1与等效镜质体的折算公式,1号断裂带原油成熟度分布范围为1.0%~1.1%,3号断裂带原油成熟度为1.02%~1.04%,分支断裂带原油成熟度分布范围为0.98%~1.02%,次级裂带原油成熟度为0.87%~0.97%,5号断裂带原油成熟度为0.82%~0.84%,跃进地区原油成熟度为0.79%~0.90%,7号断裂带原油成熟度仅为0.77%~0.80%.顺南和顺托原油具有很高含量的3-MP和2-MP,F1指数换算的等效镜质体反射率达到1.42%~1.44%.

        图  11  顺北地区原油MPI1F1比值之间的关系

        Figure 11.  Plot of the MPI1 verus F1 of oils from North Shuntuoguole area

        烷基二苯并噻吩参数可作为高成熟度原油和烃源岩的有效成熟度参数(Chakhmakhchev et all., 1997).1号断裂带除顺北1井原油具有较低的4-甲基/1-甲基二苯并噻吩和(2-+3-)甲基二苯并噻吩/1-甲基苯并噻吩比值外,分别为14.43和7.96(图 12),其他原油4-MDBT/1-MDBT、(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值均较高,分布范围分别为25.31~31.90、17.24~20.90;其次为分支断裂带原油,上述两个比值分布范围分别为22.18~23.24,8.45~8.79;次级断裂带原油4-MDBT/1-MDBT和(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值分布范围跨度较大,分别为19.20~27.15、10.28~14.28,3号断裂带原油4-MDBT/1-MDBT和(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值低,分别为13.60和9.35,5号断裂带、跃进地区原油4-MDBT/1-MDBT和(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值分布范围分别为7.37~11.14、4.29~7.36,7号断裂带顺北7井原油4-MDBT/1-MDBT和(2-+3-)MDBT/1-MDBT最低,为6.15和3.15.从二苯并噻吩比值反映的顺北地区奥陶系原油成熟度与甲基菲指数反映的原油成熟度面貌基本一致.从上述成熟度指标综合考虑,顺北地区原油成熟度呈现1号带及分支断裂带≈3号带>次级断裂带>5号带>7号带.

        图  12  顺北地区原油4-MDBT/1-MDBT比值与(2-+3-)MDBT/1-MDBT比值之间的关系

        Figure 12.  Plot of the 4-MDBT/1-MDBT versus (2-+3-)MDBT/1-MDBT of oils from North Shuntuoguole area

      • 顺北地区奥陶系天然气以烷烃气为主,甲烷含量在46.89%~83.73%,乙烷含量较高,分布范围在6.99%~17.97%,丙烷含量分布范围在3.25%~14.78%.在非烃气体含量上,顺北地区天然气非烃以CO2气体为主,含量在2.39%~10.43%,N2含量多低于5%.顺北地区奥陶系天然气为湿气,天然气干燥系数在0.52~0.87(表 3),整体上天然气干燥系数呈现顺北1号断裂带>1号分支断裂带>顺北3号断裂带>顺北5号断裂带>顺北7号断裂带.

        井号 垂深(m) C1/C1+ 天然气组分(%) δ13C (‰)
        CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 C4H10 iC5H12 C5H12 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 C4H10
        SB1-3 7 255.70~7 357.89 0.87 83.73 6.99 3.25 0.71 1.04 0.27 0.24 1.16 2.59 -44.7 -33.3 -30.8 -34.2 -29.0
        SB1-4 7 459.00~7 561.96 0.84 80.35 9.05 3.98 0.70 1.01 0.21 0.19 2.20 2.39 -47.0 -33.8 -31.6 -35.2 -29.4
        SB1-8 7 414.50~7 571.64 0.85 74.04 7.83 3.38 0.60 0.92 0.22 0.22 1.81 10.43 -47.2 -33.8 -31.2 -31.9 -30.7
        SB1-9 7 372.74~7 630.00 0.71 67.79 10.39 8.16 2.37 4.16 1.19 1.21 1.12 3.59 -46.6 -34.1 -31.9 -32.1 -31.1
        SB3 7 520.00~7 870.08 0.64 61.16 15.85 11.58 2.21 3.92 0.76 0.67 0.76 3.00 -50.7 -34.3 -31.6 -33.2 -30.4
        SB5 7 315.00~7 650.64 0.63 54.48 17.97 9.43 1.09 2.15 0.36 0.46 5.84 8.06 -48.9 -39.3 -35.6 -34.6 -33.4
        SB7 7 568.46~7 863.66 0.52 46.89 20.92 14.78 1.41 4.92 0.59 0.97 1.85 6.90 -48.4 -39.0 -33.9 -33.6 -32.0

        表 3  顺北地区奥陶系油气藏天然气组成及碳同位素

        Table 3.  Molecular and carbon isotopic composition of associated gas from North Shuntuoguole Ordovician reservoirs

        在天然气组分同位素组成上,顺北地区奥陶系天然气均呈现δ13C1 < δ13C2 < δ13C3 < δ13C4的正碳同位素分布序列,且δ13C2 < -28‰, 为油型气.研究表明塔里木盆地原油裂解气组分碳同位素偏重,甲烷和乙烷的碳同位素分布范围为-35‰~40‰、-28‰~36‰ (Liu et al.,2019).从天然气甲烷碳同位素来看,天然气成熟度呈现顺北1号断裂带>1号分支断裂断裂带>3号断裂带>5号断裂带构造带>7号断裂带.从顺北地区奥陶系天然气组分碳同位素来看,顺北地区天然气相对贫δ13C.使用李剑等(2017)提出的干酪根降解气和原油裂解气判识图版,顺北地区奥陶系天然气以干酪根裂解气为主,顺北1号断裂带、顺北3号断裂带天然气含有少量原油裂解气的贡献(图 13).

        图  13  使用ln(C1/C2)与ln(C2/C3)参数划分顺北地区奥陶系天然气成因

        Figure 13.  The Ordovician natural gas classification of North Shuntuoguole area using a plot of ln(C1/C2) and ln(C2/C3) with increasing of Ro value

      • 顺北深层原油密度相对偏轻,特别是1号断裂带原油,密度仅在0.79~0.81 g/cm3,密度小于毗邻的中石油区块的富源深层奥陶系高温原油,富源深层储层埋深为7 711 m,井底温度为172 ℃,原油密度为0.825~0.843 g/cm3(Zhu et al., 2018a).从原油密度、生物标志物分布面貌、天然气干燥系数来看,顺北1号断裂带油气成熟度高于富源奥陶系油气成熟度,而顺北5、顺北7井油气成熟度低于富源深层油气成熟度.

        金刚烷为刚性笼形烃类化合物,结构稳定,不易受到热降解和生物降解作用的影响,是判识原油裂解程度的良好指标(Dahl et all., 1999; Wei et al., 2007b).顺北深层奥陶系原油均可以检测出完整的C0-C4单金刚烷、C0-C2双金刚烷系列共计27个化合物(图 14),金刚烷化合物定性参见马安来等(2018b).

        图  14  顺北1-3井奥陶系原油中金刚烷质量色谱图

        Figure 14.  The mass chromatograms of diamondoids of oils from Well SB1-3

        对顺北地区原油金刚烷化合物定量表明,1号断裂带原油(4-+3-)MD含量分布范围为21.76~28.49 μg/g(图 15),8个样品的平均值为24.89 μg/g,分支断裂带2个原油(4-+3-)MD含量分布范围为26.60~28.40 μg/g,平均值为27.50 μg/g,次级断裂段2个原油的(4-+3-)MD含量分布范围为13.81~18.06 μg/g,平均值为15.94 μg/g,3号断裂带原油(4-+3-)MD含量为21.09 μg/g,5号断裂带2个原油(4-+3-)MD含量的分布范围为36.44~36.29 μg/g,平均值为38.37 μg/g;7号断裂带原油(4-+3-)MD含量最低,仅为9.25 μg/g.

        图  15  顺北地区奥陶系原油中(4-+3-)MD含量与C29ααα20R含量之间的关系

        Figure 15.  Plot of the concentrations of (4-+3-)MD versus C29ααα20R of oils from North Shuntuoguole area

        原油裂解程度正确判识依赖于原油中金刚烷本底含量,在使用D16-单金刚烷作为定量内标的前提下,Zhang et al.(2011)认为本底值在20 μg/g,Ma et al. (20172018)认为塔河油田原油金刚烷本底值在10~15 μg/g(校正值),未校正值在22~33 μg/g,Li et al. (2018)使用C16D34为内标,认为塔里木盆地海相原油金刚烷基线为69 μg/g.顺北地区1号断裂、分支断裂、次级断裂、3号断裂原油中(4-+3-)MD含量平均值在18.99~27.50 μg/g,含量远低于受强烈热蚀变的SN1井奥陶系原油,SN1井原油(4-+3-)MD为1 562.10 μg/g(马安来等,2018a),低于使用全油及单体硫化物硫同位素证实为强烈TSR作用的ZS1C原油(Li et al., 2015; Zhu et al., 2016; Cai et al., 2016)、LS2井原油(Zhu et al., 2018b),ZS1C、LS2井原油(4-+3-)MD含量为8 008.31 μg/g、331.32 μg/g(马安来等,2018b),也低于塔河9区奥陶系、轮古东地区奥陶系原油(马安来等,2009Zhang et al., 2011).图 15是根据Dahl et al. (1999)提出了利用“生标含量-甲基金刚烷含量”确定原油裂解程度的图版,使用金刚烷基线为22 μg/g(未校正含量),1号断裂带、分支断裂带、次级断裂带原油裂解比例仅为0%~23%,因而顺北地区油气藏未发生大规模原油裂解作用.

      • 顺北地区油气藏天然气含有微量的H2S气体,H2S含量在10~14 515 mg/m3,不同断裂带之间H2S含量存在差异性(表 4),1号断裂带H2S含量>分支断裂带>5断裂带>7号带.从H2S含量换算的天然气体积分数,所有天然气H2S含量基本上都小于1%,从H2S含量来看,顺北地区油气藏基本未发生TSR作用.

        井号 硫化氢含量均值(mg/m3) 样本数(个)
        SB1-3 5 835 7
        SB1-6 10 032 8
        SB1-7 6 074 5
        SB1-1 14 515 41
        SB1-4 9 796 13
        SB1-5 7 221 7
        SB1-2 8 076 5
        SB1-9 2 736 21
        SB1-8 531 22
        SB1 10 1
        SB5 87.26 15
        SB7 7.40 1

        表 4  顺北地区天然气硫化氢含量

        Table 4.  The H2S content of the natural gas from North Shuntuoguole area

        顺北地区奥陶系原油含硫非烃可以检测出完整的低聚硫代金刚烷含量,包括C0-C5硫代单金刚烷、C0-C3硫代双金刚烷、C0-C3硫代三金刚烷系列(图 16),硫代金刚烷系列的定性参见马安来等(2018b).使用D16-单金刚烷作为定量内标,顺北地区奥陶系原油中低聚硫代金刚烷含量分布范围为0.76~18.88 μg/g(图 17),远低于TSR改造的ZS1C、LS2、SN1井原油,ZS1C、LS2、SN1井原油中硫代金刚烷含量分别为8 726.21 μg/g、195.32 μg/g、81.26 μg/g(马安来等, 2018a, 2018b),根据Cai et al.(2016)提出TSR改造的门槛值为28 μg/g,顺北地区原油TSR蚀变作用较低.

        图  16  顺北1-3井原油硫代金刚烷质量色谱图

        Figure 16.  The mass chromatograms of thiadiamondoids of oils from Well SB1-3

        图  17  顺北地区原油(4-+3-)MD和硫代金刚烷含量之间的关系

        Figure 17.  Plot of the concentrations of (4-+3-) MD and thiadiamondoids of oils from North Shuntuoguole area

      • 值得注意的是,顺北地区不同断裂带、同一断裂带之间原油芳烃成熟度4-MDBT/1-MDBT与油藏初始静温之间存在较好的正相关性(图 18a),仅SB3井油藏温度由于未做静态测温,成熟度和温度关系偏离主体相关趋势.总体而言油气藏温度低,原油成熟度低,油气藏温度高,原油成熟度高.从顺北7号断裂至顺北5号断裂至顺北1号断裂方向,随着油藏温度逐渐增加,原油密度逐渐减小(图 18b),油气藏相态由黑油油藏向挥发性油藏变化.

        图  18  顺北地区不同断裂带原油芳烃成熟度4-MDBT/1-MDBT(a)、原油密度(b)与油藏初始静温之间的关系

        Figure 18.  The plots of ratio of 4-MDBT/1-MDBT of aromatic maturity parameter versus reservoir initial static temperature (a), oil density versus reservoir initial static temperature of oils from different faults in the North Shuntuoguole area (b)

      • 顺北地区超7 000 m工业性油藏的保存与该区长期处于低地温背景条件有关.根据系统测温数据拟合的现今地温梯度,托普台地区TP24、TP16井、TP17CX平均地温梯度为2.0 ℃/100 m,顺托果勒地区顺7井平均地温梯度为2.27 ℃/100 m, 顺南地区顺401井平均地温梯度为2.56 ℃/100 m.根据试油温度计算,托普台地区地温梯度为2.04~2.65 ℃/100 m,顺托低隆地温梯度为2.12 ℃/100 m,顺南地区地温梯度为2.42~2.69 ℃/100 m,古城墟地区地温梯度最高为2.41~2.74 ℃/100 m.如顺北地区油气藏流温、静温测试资料(表 5),顺北地区奥陶系油藏开发初期油气藏静温为155.37~161.89 ℃,流温为164.8~167.9 ℃,随着开发的进行,油气藏温度有所下降,油气藏静温为151.19~161.00 ℃,流温为156.02~170.45 ℃.

        井号 完钻井深(m) 距T74垂深(m) 2017年年初 2017年年底
        静温(℃) 流温(℃) 温差(℃) 静温(℃) 流温(℃) 温差(℃)
        SB1-2H 7 569 89 161.89 167.3 5.4 161.00 169.21 7.32
        SB1-5H 7 576 98 160.70 166.9 6.2 152.82 168.33 15.51
        SB1-4H 7 558 94 159.72 166.3 6.6 150.25 162.20 11.95
        SB1-1H 7 456 83 158.40 163.6 5.2 158.22 171.45 12.23
        SB1-7H 7 400 104 158.10 164.8 6.7 155.17 156.02 0.85
        SB1-6H 7 358 99 157.06 167.2 10.2 159.90 161.29 1.39
        SB1-3 7 497 101 155.37 164.4 9.1 151.19 163.87 12.68
        平均值 7 497 95 158.75 165.8 7.1 157.75 165.79 8.85

        表 5  顺北地区不同时期油气藏静温、流温数据

        Table 5.  The static temperature and flow temperature of the Ordovician reservoirs of the North Shuntuoguole area during different periods

        根据地温梯度,采用一维传导热方程,计算了顺托果勒地区7 000 m、8 000 m统一深度的现今地层温度,可以发现7 000 m深度,顺北地区温度小于150 ℃, 8 000 m统一深度顺北地区温度在160~170 ℃(图 19).整体上,地温呈现从西北向东南逐渐增加的趋势.

        图  19  顺托果勒地区8 000 m统一深度现今地层温度分布

        Figure 19.  The formation temperature at present at the depth of 8 000 m in Shuntuoguole area

        塔里木盆地海相油气藏的主要成藏期为加里东晚期、海西晚期和喜山期,喜山晚期天然气气侵作用对油气藏进行了改造(Zhang et al., 2011).顺北天然气为湿气及甲烷碳同位素偏轻表明顺北奥陶系油气藏并未受到气侵作用影响.埋藏史恢复表明顺北地区奥陶系在地质历史时期未超过170 ℃,未达到大规模裂解温度.原油裂解动力学表明,原油保持独立油相的时间依赖于加热速率(Waples, 2000; 田辉等,2006Zhu et al., 2012; Ma, 2016),在2 ℃/Ma的加热速率下,原油在179~192 ℃保持稳定,在20 ℃/Ma的加热速率下,原油可在194 ℃保持独立油相.北海高温高压油气藏(Pepper and Dodd, 1995; Waples, 2000)、渤海湾盆地ND1井高温凝析气藏(赵贤正等,2011)、塔里木盆地富源1井高温油藏(Zhu et al., 2018a)均进一步证实了上述观点.顺北地区奥陶系油气藏气油比、金刚烷含量均证实油气藏裂解程度低.

        随着ZS1C井寒武系肖尔布拉克组油气藏的突破,TSR作用日益引起关注.TSR作用导致油藏破坏、经济价值降低、生成H2S和CO2等酸性气体,顺北地区深层奥陶系油藏仅含有微量的H2S气体,虽然能检测出完整的低聚硫代金刚烷系列化合物,但绝对含量较低(< 18.88 μg/g),同时伴生天然气甲烷碳同位素偏轻(-50.7‰~ -44.4‰),表明该层位TSR作用十分微弱.

        顺北地区奥陶系深层由于长期处于低地温背景,原油裂解作用、TSR作用及气侵作用程度均较低,油气藏次生蚀变作用微弱,是顺北地区超深层油藏保存的关键.

      • (1) 顺北地区奥陶系原油具有相似的分子标志物组成,Pr/Ph比值低,C28甾烷含量低,三芴系列中含有相对较高的二苯并噻吩,相对偏轻的碳同位素,表明来源于同一套烃源岩,顺北7井原油母源沉积环境略偏氧化.顺北地区原油成熟度差异较大,整体上1号断裂带、分支断裂带原油成熟度≈3断裂带>次级断裂带>5号断裂带>7号断裂带,原油成熟度与油藏初始静温之间具有良好的正相关性.

        (2) 顺北地区奥陶系天然气为湿气,天然气碳同位素呈现正碳同位素分布序列,甲烷碳同位素偏轻,天然气主要为干酪根裂解气.

        (3) 顺北地区奥陶系原油中(4-+3-)MD含量为9.25~36.44 μg/g, 顺北地区奥陶系油气藏裂解程度较低,仅为0%~23%左右,未发生明显裂解作用.奥陶系原油可检测出完整的低聚硫代金刚烷系列,含量仅为0.76~18.88 μg/g,油气藏未发生明显的TSR作用.顺北地区油气藏未受到气侵作用.

        (4) 顺托果勒地区地温梯度低,地温呈现从西北向东南增加的趋势,顺北地区现今8 000 m地层温度仅在160~170 ℃,地质历史时期最高温度未超过170 ℃.长期的低地温背景加之原油裂解作用、TSR作用和气侵作用程度较低,是顺北深层奥陶系得以保存挥发油相的关键.

    参考文献 (53)

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