塔里木盆地塔中Ⅱ区奥陶系油气差异富集模式

doi:10.11743/ogg20230205

摘要/Abstract

摘要：

针对塔里木盆地塔中Ⅱ区奥陶系油气多相态共存、产能差异和富集模式认识不清的问题，采用油藏地球化学方法分析了奥陶系流体性质、分布特征及成因。油藏pVT相态分析认为存在凝析气藏与轻质油藏沿走滑断裂共存的现象，原油的成熟度参数显示为成熟阶段的产物，天然气碳同位素和烃类比值揭示组分为原油伴生气和原油裂解气的混合，金刚烷化合物及天然气分析显示中寒武统盐下原油裂解气的充注是奥陶系凝析气藏形成的重要原因。结合高精度三维地震解释发现油气分布受到走滑断裂的控制，马尾、翼尾、走滑断裂带与逆冲断裂交汇部位具有较低的原油密度和含蜡量，以及较高的气/油比、干燥系数、4-MDBT/1-MDBT比值等，为油气充注的有利通道，走滑断裂周期性开启与膏盐层封堵机制耦合控制了塔中Ⅱ区奥陶系油气成藏。综合研究认为，塔中Ⅱ区油气具有侧生邻储、走滑断裂垂向输导、沿走滑断裂富集的特征，多期点状油气充注是造成奥陶系油气差异分布的重要原因。走滑断裂控制了奥陶系油气富集，马尾地堑、翼尾地堑、走滑断裂带与逆冲断裂交汇构造部位仍有较大的勘探潜力，中寒武统膏盐层下可能发育大规模气藏，需要进一步关注。

关键词: 差异富集, 差异富集, 充注通道, 充注通道, 走滑断裂, 走滑断裂, 膏盐岩层, 膏盐岩层, 奥陶系, 奥陶系, 塔中Ⅱ区, 塔中Ⅱ区, 塔里木盆地, 塔里木盆地

Abstract:

The study aims to analyze the nature， distribution patterns and origin of fluids in the Ordovician by means of reservoir geochemistry， in view of existing problems concerned with coexistence of multiple phases of oil and gas， large difference of productivity and limited knowledge of hydrocarbon enrichment modes of the Ordovician reservoirs in TazhongⅡblock， Tarim Basin. The pressure-volume-temperature （pVT） analysis of the Ordovician reservoir fluids shows that condensate gas reservoirs and light oil reservoirs coexist along strike-slip faults. The crude oil maturity parameters indicate the oil is product of mature stage， and the carbon isotope and hydrocarbon composition ratio of natural gases reveals that the gas is a mixture of the gas associated with the crude oil and oil-cracking gas. The analysis of diamondoid compounds and natural gas shows that the charging of gas from cracking of oil in reservoirs below the Middle Cambrian evaporite layer is an important factor leading to the formation of the Ordovician condensate gas reservoirs. The analysis in combination with 3D seismic interpretation data of high precision indicates that the hydrocarbon distribution is controlled by strike-slip faults， and that the crude oil density and wax content are relatively lower， and gas/oil ratio， drying coefficient and 4-MDBT/1-MDBT ratio are relatively higher in horsetail-type graben， wing tail-type graben and intersection of strike-slip fault and thrust fault which are of favorable channels for hydrocarbon charging. The coupling of the periodical opening of strike-slip faults with the sealing mechanism of evaporite intervals controls the hydrocarbon accumulation of the Ordovician in the study area. It is considered that the hydrocarbon reservoirs in Tazhong Ⅱ block are characterized by juxtaposition of source rock and reservoir， vertical migration and enrichment along strike-slip faults， and multi-stage scattered hydrocarbon charging， all of which are an important reason for the differential hydrocarbon distribution in the Ordovician reservoirs. Strike-slip faults control hydrocarbon accumulation in the Ordovician， and there is great exploration potential in the horsetail-type graben， wing-tail-type graben， and intersection of strike-slip faults and thrust faults. Large-scale gas reservoirs may exist in sequences below the Middle Cambrian evaporite layer， and this is in need of further attention.

Key words: differential accumulation, differential accumulation, charging channel, charging channel, strike-slip fault, strike-slip fault, evaporite layer, evaporite layer, Ordovician, Ordovician, Tazhong Ⅱ block, Tazhong Ⅱ block, Tarim Basin, Tarim Basin

中图分类号:

TE122.3

李斌,赵星星,邬光辉,等. 塔里木盆地塔中Ⅱ区奥陶系油气差异富集模式[J]. 石油与天然气地质, 2023, 44(2): 308-320. doi: 10.11743/ogg20230205 Bin LI,Xingxing ZHAO,Guanghui WU,et al. Differential hydrocarbon accumulation model of the Ordovician in Tazhong Ⅱ block， Tarim Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2023, 44(2): 308-320. doi: 10.11743/ogg20230205

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参考文献 46

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29	AKHMADIYAROV A A， VARFOLOMEEV M A. Influence of the composition of oxygen-carbon dioxide gas mixture on the oxidation process of heavy crude oils［C］//19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2019， Albena， 2019. Sofia： SGEM， 2019： 923-928.
	AKHMADIYAROV A A， VARFOLOMEEV M A. Influence of the composition of oxygen-carbon dioxide gas mixture on the oxidation process of heavy crude oils［C］//19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2019， Albena， 2019. Sofia： SGEM， 2019： 923-928.
30	ZHOU Chenxi， YU Shuang， HUANG Wenyu， et al. Oil maturities， mixing and charging episodes in the cratonic regions of the Tarim Basin， NW China： Insight from biomarker and diamondoid concentrations and oil bulk properties［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 126： 104903.
	ZHOU Chenxi， YU Shuang， HUANG Wenyu， et al. Oil maturities， mixing and charging episodes in the cratonic regions of the Tarim Basin， NW China： Insight from biomarker and diamondoid concentrations and oil bulk properties［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 126： 104903.
31	WANG Qi， HAO Fang， CAO Zicheng， et al. Geochemistry and origin of the ultra-deep Ordovician oils in the Shunbei field， Tarim Basin， China： Implications on alteration and mixing［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 123： 104725.
	WANG Qi， HAO Fang， CAO Zicheng， et al. Geochemistry and origin of the ultra-deep Ordovician oils in the Shunbei field， Tarim Basin， China： Implications on alteration and mixing［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 123： 104725.
32	RADKE M. The methylphenanthrene index （MPI）： A maturity parameter based on aromatic hydrocarbons［J］. Advances Organic Geochemistry， 1981， 1983： 504-512.
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33	ZHU G Y， LI J F， WANG M， et al. Formation and distribution of ethanodiamondoids in deeply buried marine oil from the Tarim Basin， China［J］. Organic Geochemistry， 2021， 162： 104327.
	ZHU G Y， LI J F， WANG M， et al. Formation and distribution of ethanodiamondoids in deeply buried marine oil from the Tarim Basin， China［J］. Organic Geochemistry， 2021， 162： 104327.
34	ZHANG Zhiyao， ZHANG Yijie， ZHU Guangyou， et al. Impacts of thermochemical sulfate reduction， oil cracking， and gas mixing on the petroleum fluid phase in the Tazhong area， Tarim Basin， China［J］. Energy & Fuels， 2019， 33（2）： 968-978.
	ZHANG Zhiyao， ZHANG Yijie， ZHU Guangyou， et al. Impacts of thermochemical sulfate reduction， oil cracking， and gas mixing on the petroleum fluid phase in the Tazhong area， Tarim Basin， China［J］. Energy & Fuels， 2019， 33（2）： 968-978.
35	ZHU Guangyou， ZHANG Zhiyao， ZHOU Xiaoxiao， et al. The complexity， secondary geochemical process， genetic mechanism and distribution prediction of deep marine oil and gas in the Tarim Basin， China［J］. Earth-Science Reviews， 2019， 198： 102930.
	ZHU Guangyou， ZHANG Zhiyao， ZHOU Xiaoxiao， et al. The complexity， secondary geochemical process， genetic mechanism and distribution prediction of deep marine oil and gas in the Tarim Basin， China［J］. Earth-Science Reviews， 2019， 198： 102930.
36	WU X Q， TAO X W， HU G Y. Geochemical characteristics and source of natural gases from Southwest Depression of the Tarim Basin， NW China［J］. Organic Geochemistry， 2014， 74： 106-115.
	WU X Q， TAO X W， HU G Y. Geochemical characteristics and source of natural gases from Southwest Depression of the Tarim Basin， NW China［J］. Organic Geochemistry， 2014， 74： 106-115.
37	牛成民，王飞龙，汤国民，等. 复合油藏形成中的蒸发分馏与生物降解联合控制作用——以渤海海域秦皇岛29-2油田为例［J］. 石油实验地质， 2018， 40（3）： 381-388.
	牛成民，王飞龙，汤国民，等. 复合油藏形成中的蒸发分馏与生物降解联合控制作用——以渤海海域秦皇岛29-2油田为例［J］. 石油实验地质， 2018， 40（3）： 381-388.
	NIU Chengmin， WANG Feilong， TANG Guomin， et al. Evaporative fractionation and biodegradation impacts on a complex petroleum system： QHD29-2 oil field， Bohai Sea area［J］. Petroleum Geology and Experiment， 2018， 40（3）： 381-388.
	NIU Chengmin， WANG Feilong， TANG Guomin， et al. Evaporative fractionation and biodegradation impacts on a complex petroleum system： QHD29-2 oil field， Bohai Sea area［J］. Petroleum Geology and Experiment， 2018， 40（3）： 381-388.
38	晏继发，马安来，李贤庆，等. 金刚烷化合物在深层油气地球化学研究中的应用［J］. 现代地质， 2020， 34（4）： 812-820.
	晏继发，马安来，李贤庆，等. 金刚烷化合物在深层油气地球化学研究中的应用［J］. 现代地质， 2020， 34（4）： 812-820.
	YAN Jifa， MA Anlai， LI Xianqing， et al. Application of diamondoids in geochemical research of deep oil and gas［J］. Geoscience， 2020， 34（4）： 812-820.
	YAN Jifa， MA Anlai， LI Xianqing， et al. Application of diamondoids in geochemical research of deep oil and gas［J］. Geoscience， 2020， 34（4）： 812-820.
39	马安来. 金刚烷类化合物在有机地球化学中的应用进展［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（5）： 851-860.
	马安来. 金刚烷类化合物在有机地球化学中的应用进展［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（5）： 851-860.
	MA Anlai. New advancement in application of diamondoids on organic geochemistry［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（5）： 851-860.
	MA Anlai. New advancement in application of diamondoids on organic geochemistry［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（5）： 851-860.
40	SMITH V S， TEJA A S. Solubilities of diamondoids in supercritical solvents［J］. Journal of Chemical and Engineering Data， 1996， 41（4）： 923-925.
	SMITH V S， TEJA A S. Solubilities of diamondoids in supercritical solvents［J］. Journal of Chemical and Engineering Data， 1996， 41（4）： 923-925.
41	房忱琛，翟佳，胡国艺，等. 凝析油中金刚烷类和硫代金刚烷类化合物同步检测方法及地质意义——以塔里木盆地塔中地区凝析油为例［J］. 石油实验地质， 2021， 43（5）： 906-914.
	房忱琛，翟佳，胡国艺，等. 凝析油中金刚烷类和硫代金刚烷类化合物同步检测方法及地质意义——以塔里木盆地塔中地区凝析油为例［J］. 石油实验地质， 2021， 43（5）： 906-914.
	FANG Chenchen， ZHAI Jia， HU Guoyi， et al. A simultaneous determination method for diamondoids and thiadiamondoids in condensate oil and its geological significance： Taking condensate oil from central Tarim Basin as an example［J］. Petroleum Geology and Experiment， 2021， 43（5）： 906-914.
	FANG Chenchen， ZHAI Jia， HU Guoyi， et al. A simultaneous determination method for diamondoids and thiadiamondoids in condensate oil and its geological significance： Taking condensate oil from central Tarim Basin as an example［J］. Petroleum Geology and Experiment， 2021， 43（5）： 906-914.
42	PETERS K E， MOLDOWAN J M. The biomarker guide： Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments［M］. Englewood Cliffs： Prentice Hall， 1993： 230-232.
	PETERS K E， MOLDOWAN J M. The biomarker guide： Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments［M］. Englewood Cliffs： Prentice Hall， 1993： 230-232.
43	池林贤，张志遥，朱光有，等. 塔里木盆地塔中志留系油藏两期成藏的分子地球化学证据［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（4）： 471-482.
	池林贤，张志遥，朱光有，等. 塔里木盆地塔中志留系油藏两期成藏的分子地球化学证据［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（4）： 471-482.
	CHI Linxian， ZHANG Zhiyao， ZHU Guangyou， et al. The molecular geochemical evidence of two accumulation stages of the Silurian reservoirs in Tazhong Uplift， Tarim Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（4）： 471-482.
	CHI Linxian， ZHANG Zhiyao， ZHU Guangyou， et al. The molecular geochemical evidence of two accumulation stages of the Silurian reservoirs in Tazhong Uplift， Tarim Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（4）： 471-482.
44	邬光辉，马兵山，韩剑发，等. 塔里木克拉通盆地中部走滑断裂形成与发育机制［J］. 石油勘探与开发， 2021， 48（3）： 510-520.
	邬光辉，马兵山，韩剑发，等. 塔里木克拉通盆地中部走滑断裂形成与发育机制［J］. 石油勘探与开发， 2021， 48（3）： 510-520.
	WU Guanghui， MA Bingshan， HAN Jianfa， et al. Origin and growth mechanisms of strike-slip faults in the central Tarim cratonic basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2021， 48（3）： 510-520.
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45	刘雨晨. 塔里木盆地顺托果勒低隆起及周缘热演化研究［D］. 北京：中国石油大学（北京）， 2019.
	刘雨晨. 塔里木盆地顺托果勒低隆起及周缘热演化研究［D］. 北京：中国石油大学（北京）， 2019.
	LIU Yuchen. Thermal evolution of the Shuntuoguole low uplift and the surrounding areas in Tarim Basin［D］. Beijing： China University of Petroleum（Beijing）， 2019.
	LIU Yuchen. Thermal evolution of the Shuntuoguole low uplift and the surrounding areas in Tarim Basin［D］. Beijing： China University of Petroleum（Beijing）， 2019.
46	王阳洋，陈践发，庞雄奇，等. 塔中地区奥陶系油气充注特征及运移方向［J］. 石油学报， 2018， 39（1）： 54-68.
	王阳洋，陈践发，庞雄奇，等. 塔中地区奥陶系油气充注特征及运移方向［J］. 石油学报， 2018， 39（1）： 54-68.
	WANG Yangyang， CHEN Jianfa， PANG Xiongqi， et al. Ordovician hydrocarbon charging characteristics and migration direction in Tazhong area［J］. Acta Petrolei Sinica， 2018， 39（1）： 54-68.
	WANG Yangyang， CHEN Jianfa， PANG Xiongqi， et al. Ordovician hydrocarbon charging characteristics and migration direction in Tazhong area［J］. Acta Petrolei Sinica， 2018， 39（1）： 54-68.

原油类型	项目	原油密度（20 ℃）/（g·cm^-3）	运动黏度（50 ℃）/（mPa·s）	胶质 + 沥青质含量/%	含硫量/%	含蜡量/%
凝析油	最大值	0.812	2.483	6.000	1.070	15.000
	最小值	0.731	0.398	0.020	0.010	0.200
	平均值	0.785	1.068	0.505	0.188	7.280
轻质油	最大值	0.873	10.960	6.630	0.173	19.000
	最小值	0.782	0.849	0.140	0.593	2.700
	平均值	0.831	3.422	1.766	0.413	8.705

原油类型	项目	原油密度（20 ℃）/（g·cm^-3）	运动黏度（50 ℃）/（mPa·s）	胶质 + 沥青质含量/%	含硫量/%	含蜡量/%
凝析油	最大值	0.812	2.483	6.000	1.070	15.000
	最小值	0.731	0.398	0.020	0.010	0.200
	平均值	0.785	1.068	0.505	0.188	7.280
轻质油	最大值	0.873	10.960	6.630	0.173	19.000
	最小值	0.782	0.849	0.140	0.593	2.700
	平均值	0.831	3.422	1.766	0.413	8.705

天然气类型	项目	组分含量/%						干燥系数
天然气类型	项目	甲烷	乙烷	丙烷及以上	氮气	二氧化碳	硫化氢	干燥系数
凝析气区天然气	最大值	92.50	9.68	11.80	19.71	15.10	6.95	0.98
	最小值	79.60	1.26	0.64	0.02	0.06	0.01	0.81
	平均值	85.20	3.69	4.43	4.16	3.09	1.03	0.92
轻质油区天然气	最大值	68.84	16.44	23.08	26.00	24.70	10.44	0.93
	最小值	44.40	4.26	2.93	1.40	1.02	0.01	0.58
	平均值	85.21	7.33	8.84	6.96	4.09	3.42	0.81

天然气类型	项目	组分含量/%						干燥系数
天然气类型	项目	甲烷	乙烷	丙烷及以上	氮气	二氧化碳	硫化氢	干燥系数
凝析气区天然气	最大值	92.50	9.68	11.80	19.71	15.10	6.95	0.98
	最小值	79.60	1.26	0.64	0.02	0.06	0.01	0.81
	平均值	85.20	3.69	4.43	4.16	3.09	1.03	0.92
轻质油区天然气	最大值	68.84	16.44	23.08	26.00	24.70	10.44	0.93
	最小值	44.40	4.26	2.93	1.40	1.02	0.01	0.58
	平均值	85.21	7.33	8.84	6.96	4.09	3.42	0.81

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