塔里木盆地塔中Ⅱ区奥陶系油气差异富集模式

doi:10.11743/ogg20230205

Abstract

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

CLC Number:

TE122.3

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Figures/Tables 24

Fig. 1

Table 1

Fig. 2

Table 2

Fig. 3

Fig. 4

Fig. 5

Fig.6

Fig. 7

Fig. 8

Fig. 9

Fig. 10

References 46

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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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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.
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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.
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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.
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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.
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	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.
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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.
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	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.
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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.
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	MA Anlai. New advancement in application of diamondoids on organic geochemistry［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（5）： 851-860.
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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.
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	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.
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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.
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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.
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	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.
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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.
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	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.
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	LIU Yuchen. Thermal evolution of the Shuntuoguole low uplift and the surrounding areas in Tarim Basin［D］. Beijing： China University of Petroleum（Beijing）， 2019.
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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.
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	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.
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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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Differential hydrocarbon accumulation model of the Ordovician in Tazhong Ⅱ block， Tarim Basin

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