塔里木盆地北部奥陶系超深层液态烃演化与保存机制:来自模拟实验的证据

doi:10.13745/j.esf.sf.2023.2.13

地学前缘 ›› 2023, Vol. 30 ›› Issue (6): 329-340.DOI: 10.13745/j.esf.sf.2023.2.13

• 海相深层-超深层碳酸盐岩油气动态成藏和聚集 • 上一篇下一篇

塔里木盆地北部奥陶系超深层液态烃演化与保存机制:来自模拟实验的证据

陈强路¹^,²(), 马中良¹^,²^,^*(), 黎茂稳¹^,², 席斌斌¹^,², 郑伦举¹^,², 庄新兵², 袁坤¹^,², 马晓潇¹, 许锦¹^,²

1.中国石化油气成藏重点实验室, 江苏无锡 214126
2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所, 江苏无锡 214126

收稿日期:2023-01-05 修回日期:2023-02-07 出版日期:2023-11-25 发布日期:2023-11-25
通讯作者: * 马中良(1984—),男,博士,高级工程师,主要从事成烃成藏物理模拟与常规-非常规油气地质研究工作。E-mail: mazl.syky@sinopec.com
作者简介:陈强路(1969—),男,博士,高级工程师,主要从事沉积学及油气成藏综合研究工作。E-mail: chenql.syky@sinopec.com
基金资助:
国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目“海相深层油气富集机理与关键工程技术基础研究(U19B6003);中国石油化工集团科技部项目“海相深层高温高压条件下烃类转化与保持机制(P9032)

Mechanisms of liquid hydrocarbon evolution and preservation in ultra-deep Ordovician reservoirs, northern Tarim Basin: Insights from laboratory simulation experiments

CHEN Qianglu¹^,²(), MA Zhongliang¹^,²^,^*(), LI Maowen¹^,², XI Binbin¹^,², ZHENG Lunju¹^,², ZHUANG Xinbing², Yuan Kun¹^,², MA Xiaoxiao¹, XU Jin¹^,²

1. Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms, SINOPEC, Wuxi 214126, China
2. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology, Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Wuxi 214126, China

Received:2023-01-05 Revised:2023-02-07 Online:2023-11-25 Published:2023-11-25

摘要/Abstract

摘要：

塔里木盆地北部寒武系—奥陶系超深层发现一批油藏和挥发性油藏,拓展了石油(液态烃)勘探的深度下限和规模增储领域。深层、超深层跨越多个构造期,经历了复杂的构造、埋藏和热演化历史,油气成藏有其特殊性,超深层油气藏的形成与保持机制仍需深入探讨。前人在重点层系埋藏热演化史、油气成藏定年、含烃包裹体和原油稳定性等方面开展了研究,但超深储层中烃类与矿物基质、地层水的相互作用对油气演化和保存的影响作用还需深化研究。本文以塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系埋藏-热演化史和古压力变化为约束条件,开展油藏演化系列模拟实验,在逼近地下储层油气赋存状态、上覆压力、地层流体性质和压力条件下,重建了烃类热演化过程。结果表明,温度是原油裂解的主动力,油藏经历的最高古地温及持续时间是控制现今油气相态的决定性因素,而在VR_o<2.0%时,地层水、灰岩储层介质环境等延缓了原油的裂解,有利于油藏的保存。对顺托果勒地区早期充注原油的保存能力进行了初步评价,早期充注原油在顺北地区保存指数为67%~100%,顺南地区为17%~50%,推测顺北地区液态烃大量消亡的深度下限在10 000 m左右。

关键词: 超深层, 液态烃, 保存机制, 模拟实验, 塔里木盆地

Abstract:

A number of oil and volatile oil reservoirs have been discovered in the Cambrian-Ordovician in the northern Tarim Basin expanding the depth scale of hydrocarbon-liquid window. The deep and ultra-deep reservoirs span multiple tectonic periods and have undergone complex tectonic, burial and thermal evolution. To understand the mechanisms of liquid hydrocarbon formation and maintenance, the burial history of key stratigraphic sequences, oil and gas formation and dating, hydrocarbon inclusions and crude oil stability have been investigated. However, in-depth studies on the interactions between hydrocarbons and mineral matrix/formation water and their effects on reservoir evolution and preservation are still lacking. In this paper, laboratory simulation experiments are carried out using constrains from the burial, thermal and paleopressure history of the Shuntuo Guole region, Tarim Basin, and the thermal history of reservoir fluids is reconstructed under conditions mimicking the natural occurrence state, overburden pressure, fluid properties and pressure regimes of the underground reservoirs. The results show that the reservoir temperature controls crude oil cracking, where the highest paleo-temperature and duration of hydrocarbon accumulation dictate the phase behavior of reservoir fluids today. When VR_o is less than 2.0%, crude oil cracking is delayed under effects of formation water and limestone matrix, which is conducive to liquid hydrocarbon preservation in a reservoir. Based on preliminary evaluation, the estimated Oil Preservation Indexes (OPI) for early filled crude oil in Shunbei and Shunnan are 67%-100% and 17%-50%, respectively, which suggests the depth limit for significant hydrocarbon accumulation in Shunbei can be extended to ~10000 m.

Key words: ultra-deep sequence, liquid hydrocarbon, preservation mechanism, simulation experiment, Tarim Basin

中图分类号:

陈强路, 马中良, 黎茂稳, 席斌斌, 郑伦举, 庄新兵, 袁坤, 马晓潇, 许锦. 塔里木盆地北部奥陶系超深层液态烃演化与保存机制:来自模拟实验的证据[J]. 地学前缘, 2023, 30(6): 329-340.

CHEN Qianglu, MA Zhongliang, LI Maowen, XI Binbin, ZHENG Lunju, ZHUANG Xinbing, Yuan Kun, MA Xiaoxiao, XU Jin. Mechanisms of liquid hydrocarbon evolution and preservation in ultra-deep Ordovician reservoirs, northern Tarim Basin: Insights from laboratory simulation experiments[J]. Earth Science Frontiers, 2023, 30(6): 329-340.

图/表 15

图1 研究区区域构造位置及地层结构剖面(据文献[2]修改)

Fig.1 Geographic location, tectonic setting and geological profile of the study area. Modified after [2].

图2 顺托果勒地区地层沉积埋藏-热演化史图

Fig.2 Burial and thermal evolution history graphs for the petroleum systems in Shuntuguole area

表1 样品矿物组成

Table 1 Mineral composition of limestone sample from well SHB2

黏土含量/ %	石英含量/ %	斜长石含量/ %	方解石含量/ %	白云石含量/ %	菱铁矿含量/ %	重晶石含量/ %	石膏含量/ %
3.8	2.4	0.5	92.4	0.6	0.1	0.1	0.1

表2 地层水化学组成

Table 2 Chemical composition of formation water in the study area

ρ(Cl^-)/(mg·L^-1)	ρ(S $O 4 2 -$ )/(mg·L^-1)	ρ(OH^-)/(mg·L^-1)	ρ(C $O 3 2 -$ )/(mg·L^-1)	ρ(HC $O 3 -$ )/(mg·L^-1)	pH值
139 443.57	195.08	0.00	0.00	95.10	5.5
ρ(K)/(mg·L^-1)	ρ(Na)/(mg·L^-1)	ρ(Ca)/(mg·L^-1)	ρ(Mg)/(mg·L^-1)	ρ(Sr)/(mg·L^-1)	ρ(Ba)/(mg·L^-1)
1 903.91	72 007.40	13 126.40	939.47	372.98	10.14

表2 地层水化学组成

Table 2 Chemical composition of formation water in the study area

ρ(Cl^-)/(mg·L^-1)	ρ(S $O 4 2 -$ )/(mg·L^-1)	ρ(OH^-)/(mg·L^-1)	ρ(C $O 3 2 -$ )/(mg·L^-1)	ρ(HC $O 3 -$ )/(mg·L^-1)	pH值
139 443.57	195.08	0.00	0.00	95.10	5.5
ρ(K)/(mg·L^-1)	ρ(Na)/(mg·L^-1)	ρ(Ca)/(mg·L^-1)	ρ(Mg)/(mg·L^-1)	ρ(Sr)/(mg·L^-1)	ρ(Ba)/(mg·L^-1)
1 903.91	72 007.40	13 126.40	939.47	372.98	10.14

图3 TK686井原油全烃色谱

Fig.3 Chromatogram of crude oil from well TK686

表3 模拟实验参数

Table 3 Parameters used in the simulation experiments

类别	体系	温度/℃	VR_o/%	静岩压力/MPa	流体压力/MPa	恒温时间/h
系列A	单一烃体系	350	1.30		0.1	48
		400	2.10		2.6	48
		425	2.50		3.2	48
		450	2.64		3.3	48
		500	3.06		5.7	48
系列B	烃-岩体系	350	1.30	96.0	0.4	48
		400	2.10	152.0	5.8	48
		425	2.50	159.0	7.6	48
		450	2.64	171.0	10.6	48
		500	3.06	208.0	16.6	48
系列C	烃-水-岩体系	350	1.30	96.0	39.0	48
		400	2.10	152.0	62.0	48
		425	2.50	159.0	65.0	48
		450	2.64	171.0	70.0	48
		500	3.06	208.0	85.0	48
系列D	烃-水-岩体系	400	2.10	152.0	62.0	48
		400	2.10	152.0	62.0	96
		400	2.10	152.0	62.0	144
系列E	烃-水-岩体系	400	2.10	127.0	52.0	48
		400	2.10	152.0	62.0	48
		425	2.50	139.0	57.0	48
		425	2.50	159.0	65.0	48

图4 不同介质体系下的烃气产率

Fig.4 Hydrocarbon gas yield under different experimental systems

图5 不同恒温时间下原油裂解油气产率

Fig.5 Change of residual oil/hydrocarbon gas yields with time duration under isothermal condition

图6 不同压力体系下原油裂解残余油产率图中黑色数字为设定的静岩压力值,红色数字为流体压力值。

Fig.6 Residual oil yields under different p-T conditions

图7 模拟温度400 ℃时不同压力下残余油饱和烃色谱化合物含量

Fig.7 Change of compositional profile of saturated hydrocarbon with pressure in residual oil at 400 ℃ simulation temperature

图8 不同介质体系下原油保存指数

Fig.8 OPI vs VRo plot between different experimental systems

图9 不同介质体系下烃气生成指数

Fig.9 GGI (Gas Generation Index) vs. VRo plot between different experimental systems

图10 不同介质体系下固体沥青生成指数

Fig.10 BGI (Bitumen Generation Index) vs. VRo plot between different experimental systems

图11 VRo小于2.0%时不同介质条件下残余油饱和烃化合物含量分布

Fig.11 Compositional profiles of saturated hydrocarbons in residual oil (VRo<2.0%) between different experimental systems

图12 液态烃保存能力评价图版

Fig.12 Quantitative evaluation of liquid hydrocarbon preservation capacity

参考文献 55

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塔里木盆地北部奥陶系超深层液态烃演化与保存机制:来自模拟实验的证据

Mechanisms of liquid hydrocarbon evolution and preservation in ultra-deep Ordovician reservoirs, northern Tarim Basin: Insights from laboratory simulation experiments

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