轮南塔河油田稠油油源对比
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田是中国东北地区重要的油田之一，其主要储层为碳酸盐岩，且在该地区存在大量的稠油资源。
稠油是指在地质条件下形成的粘度较大的原油，其采收难度较大，但是稠油资源的开发利用对于能源安全和经济发展具有重要意义。
塔河油田的稠油采油工艺技术显得尤为重要。
本文将对塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术进行深入探讨。
一、塔河油田碳酸盐岩油藏稠油特点1. 粘度大：稠油的粘度通常较高，常常高达数千mPa·s以上，这意味着在采油过程中将面临较大的抽油压力和输送难度。
2. 含油饱和度低：由于碳酸盐岩储层的特点，稠油的含油饱和度较低，通常在50%以下，这意味着在采油过程中需要采用高效的采油工艺技术以提高采油效率。
二、稠油采油工艺技术1. 稠油稀释技术稀释是指通过添加稀释剂，使得稠油粘度降低，便于采油和输送。
稀释剂可以采用溶剂、轻质原油、天然气等。
在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油过程中，稀释技术是非常重要的一环，通过稀释技术可以提高稠油的流动性，降低采油成本。
2. 热采技术热采技术是指通过注入高温介质或者直接加热地层，以提高稠油的流动性。
在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油中，由于地层温度较低，采用热采技术可以有效提高稠油的流动性，提高采收率。
热采技术包括蒸汽吞吐、燃烧加热、电热加热等。
3. 提高采油效率的注采技术在稠油采油过程中，为了提高采油效率，通常需要注入助驱剂或者调剖剂来改善地层流体性质，增加油水界面张力，减小相渗体积。
在注入助驱剂或者调剖剂的还需要注入高压清洗或者压裂剂来打破地层岩心，增加产油层渗透率，从而提高采收率。
4. 气体驱油技术气体驱油技术是一种通过注入高压气体来驱动油藏中的原油上升到地表的技术。
在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油过程中，由于稠油的粘度大、含油饱和度低，通常采用气体驱油技术能够有效提高采油效率。
5. 水驱技术水驱技术是指通过高压注水来增加地层压力，推动稠油向井口运移，从而提高采油效率。
中国三大类型盆地油气分布规律
中国三大类型盆地油气分布规律康玉柱【摘要】中国主要发育有古生代克拉通盆地、中东部的中新生代断陷盆地及西部中新生代前陆盆地，这3大类型盆地控制了全国油气资源的85％左右，目前已发现的油气田主要分布在这些盆地中。
经过多年研究和实践，总结了这3大类型盆地油气分布规律，以期对当前和今后我国油气勘探起到一定的指导作用。
%There are three major types of petroliferous basins developed in China. They are the Paleozoic cratonic basin, the east-central Meso-Cenozoic fault basin and the western Meso-Cenozoic foreland basin, about 85% of domestic oil and gas resources are controlled by them, and the oil and gas fields' discovered up to now are mainly distributed in them. This paper summarizes the oil and gas distribution regularities in the three major types of basins through several years of researches and practices for the purpose of playing a certain role in guiding the current and future China's oil and gas exploration.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2012(033)006【总页数】5页(P635-639)【关键词】中国;含油气盆地;油气田;分布规律【作者】康玉柱【作者单位】中国石化勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE111.1中国有各类盆地约400多个，现已发现500多个油气田，其中特大和大型油气田约55个。
塔里木盆地轮南、塔河油田碳酸盐岩储层特征研究——以沙107井和轮古40井为例
塔里木盆地轮南、塔河油田碳酸盐岩储层特征研究——以沙107井和轮古40井为例杨宁;吕修祥;陈梅涛;郑多明【摘要】塔河和轮南油田分处塔里木盆地阿克库勒凸起的南北两地,构造位置上具有北高南低的特点,构造活动差异及后期改造作用的不同造成两地储层发育具有不同的特征.根据沙107井和轮古40井储层发育特征的对比研究发现,轮古40井地处北部构造高点的轮南油田地区,奥陶系碳酸盐岩储层发育厚度较薄,缺失地层严重,奥陶系仅发育中下统的鹰山组,但由于该套储层距离上部不整合面近,风化壳储层发育,缝洞系统发达,形成了一套优质的油气储集体.沙107井所在的塔河油田地处南部斜坡地带,奥陶系发育较为齐全,但上部巨厚的上奥陶统非岩溶性地层阻碍了下部中下奥陶统储层的后期岩溶改造作用,又由于中下奥陶统储层远离上部不整合面,因此孔、缝、洞的发育均受到限制,储集性能远不如上奥陶统缺失的北部地区储层.【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2008(030)003【总页数】5页(P247-251)【关键词】碳酸盐岩;奥陶系;储层;轮南油田;塔河油田;塔里木盆地【作者】杨宁;吕修祥;陈梅涛;郑多明【作者单位】中国石油大学,资源与信息学院,北京,102249;中国石油大学,油气资源与探测国家重点实验室,北京,102249;中国石油大学,资源与信息学院,北京,102249;中国石油大学,油气资源与探测国家重点实验室,北京,102249;中国石油化工股份有限公司,北京,100029;中国石油塔里木油田公司,新疆,库尔勒,841000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2塔里木盆地的油气勘探实践表明，阿克库勒凸起是以寒武系—奥陶系为主体的、长期发育的大型古凸起，目前在该凸起上已发现多个油气田[1～3]，特别是北部的轮南油田和南部的塔河油田奥陶系油气藏具有规模大、埋藏深、储层非均质性强的特点[4～6]。
为进一步探讨该区碳酸盐岩储层的发育特点，分别选取2个油田的2口单井(轮南油田的LG40井及塔河油田的S107井)，对其碳酸盐岩储层的测井、测试成果、岩心观察、镜下薄片等资料进行分析对比，进一步确定碳酸盐岩储层在阿克库勒凸起的发育分布规律。
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田是世界著名的碳酸盐岩油藏，一直以来其稠油采油工艺技术备受关注。
本文将对塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术进行探讨。
一、稠油采油技术概述稠油采油技术主要包括传统注水采油、自然驱动采油、热采、化学驱动采油等。
由于塔河油田开采的是碳酸盐岩油藏，因此常规注水采油技术并不适用。
在研究和开发过程中，塔河油田油藏开发采用了多种先进的稠油采油工艺技术，包括热采和化学驱动采油。
二、热采技术热采技术是指通过向油层注入热能，提高油层温度使原油变得粘度较低，以便进行采油。
塔河油田采用的热采技术主要有蒸汽吞吐采油、电加热采油。
1. 蒸汽吞吐采油蒸汽吞吐采油是利用高温高压蒸汽驱动油井生产的采油技术。
在塔河油田，常常采用“一蒸一吞”、“二蒸一吞”、“二蒸二吞”等不同的生产方式。
其中，一蒸一吞是指单井单层进行采油，一般适用于单层稠油。
二蒸一吞是指单井两层进行采油，常用于厚层油藏。
二蒸二吞则是指单井四层进行采油，常用于颗粒度比较细的油藏。
2. 电加热采油电加热采油是利用电加热原理对油层进行取热的技术。
在塔河油田内部，火线电加热管是采油的主要工具。
通过加热管在控制的区域引起油膜温度升高，从而使油粘度降低，达到采汽提高的效果。
三、化学驱动采油化学驱动采油是利用溶油剂的化学作用来提高原油采收率的一种采油技术。
塔河油田采用的化学驱动采油技术主要有聚合物驱油和生物驱油。
1. 聚合物驱油聚合物驱油是近年来塔河油田开展的一种新型化学驱油技术。
该技术采用无机盐和聚合物复合物为驱油剂，通过降低油水界面张力和提高油层渗透率，达到提高采收率的目的。
实际应用结果表明，聚合物驱油技术具有操作方便、稳定可靠、效果明显等优点，已成为塔河油田化学驱油技术的主要发展方向之一。
生物驱油是一种生物学驱油技术。
通过向油层注入具有特殊水解酶和菌种的微生物群落，使这些微生物可以产生一些酶解和代谢产物，使油质变成可流动状态，从而达到增产的目的。
塔河油田奥陶系稠油油藏地质特征及开发技术对策
气的盆地 中， 是一种非 常特殊 的油 气藏资源 ， 也是我国埋藏深 最大的稠 术的创新和突破是 目前研究的重点 。 油油藏 ， 约为５ ０ ０ ０ － ５ ７ ０ ０ 米， 储集体基本可分为 溶洞型、 裂缝型、 缝洞 型 结 柬语 综上所述 ， 塔河油 田奥陶系稠油油藏具 有巨大 的开采价 值， 但是在 三类 ， 非 均质性 特点是其 最主要 的特点。 该 油藏 在开发的过 程 中， 会表 为了有效解 决这些 问题 ， 本地稠 现 出油 井的建产率低 ， 缺 乏对单井 储量的有效 控制 ， 出水 后油井 的产 量 实际的开采过 程 中却面临着 一些问题。
个油 井无法实现 对储 量的有 效控 制。 从 目前本油 田采 取 的相关措 施来 看， 提高产油 量的最佳途径 就是参稀采油 。 因为酸化技 术的使用对提 高 稠 油油井的生产能力具 有非 常重要 的作用 。 但 是以 目 前油 田稠油开采 的 实 际情况来看 ， 这一技术 的开发还需 要进一步加 强 。 同时， 稠 油油藏 本 身性质 的复杂性 极大 地限制 了传统 开采 技术 的应 用 的储集空 间比较复杂 ， 储集 的类 型和有 效储集体 的形态 以及具 体的分布范 围很难确 定。 这是因为， 塔河油 田处于 长期发 育古隆 起的 侧部 ， 其油 藏是在 长期 的构造 运动和 岩溶作用的共 同影 响 下在 缝洞 型碳 酸 盐岩 中形成 的。 这 种 储层空 间主要包 括溶 蚀孔 、 溶蚀 洞、 微 裂缝等 ， 具 有双 重或 多重孔 隙介质的储集 类型 。 第二， 油藏的 埋 藏 较深 ， 无法有效确 定油 层厚度 。 其 埋深 约为５ ０ ０ ０ － ５ ７ ０ ０ 米， 再加上 油
凝 固点都较 高， 所 以导 致其流 动性较差 ， 很难 完成井 筒的升举操 作 ， 影 响 了施工 和生产活 动的正常进行。 在这 种背景下， 如何采用科 学合理 的 开发技术 ， 提高本地区的稠油油藏 开发效果 已经成为当前生 产工作 的重 点。 笔者结合稠油油藏 的地质特点， 从如下三个方面进行了具体分析。 参考文献 （ 一） 加强对稠 油油藏储层非均质性的研究 【 １ ］ 刘嘉庆 ， 李忠， 韩银学等． 塔河油田 上奥陶统 良里塔格 组碳 酸盐岩沉 要想 对本 地区的 稠油油 藏资 源进行有 效 开发 ， 对其储 层空 间的地 积地球 化学特征与台地 演化［ Ａ 】 ． ｑ ， ｍ科 学院地质与地球 物理研 究所． 中国科 质特点进行深入研究是非常有必要， 尤其是对岩溶缝洞的分布规律要有 学院地质与地球 物理研 究所 第 十届（ ２ ｏ ｉ Ｏ 年度） 学术年会论文集（ 上） 【 ｃ 】 ． 申国 全面 的认 知。 在此基础上 ， 通过原油本 身的特点及其流体性 质和渗 流特 科 学院地 质与地 球 物 理研 究所 ， ２ ０ １ １ ： １ ４ ．
塔里木盆地台盆区海相油源对比问题及对策
塔里木盆地台盆区海相油源对比问题及对策摘要：塔里木盆地油气问题的争论已久，争论的焦点在于海相油气资源的来源问题。
文章通过分析塔里木盆地台盆区油气源研究的历史和现状，深入的探析了塔里木盆地海相油气的生成以及油源对比中存在的问题和解决对策。
关键词：海相油气资源；油源对比；问题；解决对策；塔里木盆地塔里木盆地的古生界蕴藏着丰富的海相油气，塔里木盆地地下含有5～7 m的寒武系、奥陶系烃源岩，可以分为寒武系中下统和奥陶系中下统两套烃源岩。
另外塔里木盆地还含有其他的烃源岩，而塔里木盆地油气生成和盆地的构造运动、运移、破坏、调整过程有关，而且这些因素增加了盆地结构的复杂性，对于塔里木盆地海相油气的研究带来了极大的困难。
1 塔里木盆地台盆区油气源研究的历史和现状塔里木盆地台盆区的油气源问题争论已久，成为研究者关注的问题。
油气源问题的争论可以分为三个阶段。
第一个阶段为1984～1989年，随着沙参2、轮南1、轮南2等油气井获得工业原油，相关专家指出塔里木盆地的主力油源岩分布在寒武-奥陶系，油源问题不会成为主要问题。
但是随着轮南8、14、19和沙参14等井发现高蜡原油，研究者逐步提出下古生物为主力油源岩的质疑；在油源研究的第二个阶段，研究者认为发现寒武系源岩成熟度高，而奥陶系源岩有机质含量比较低，并且结合原油中的甾烷组成、泥灰岩做出进一步的对比，得出塔里木盆地海相油具有多源性的特点，石炭系可能是主力油源层。
“八五”国家重点科研表明，海相菌藻类可以生成高蜡原油，塔里木盆地海相原油的主力油源应该是寒武-奥陶系；第三阶段是从1996年到目前，随着勘探工作的深入，发现石炭系不是具有潜力的源岩，这样就重新确定了寒武-奥陶系烃源岩的位置。
2 塔里木盆地海相油气的生成塔里木盆地海相组合形成寒武-奥陶系烃源岩和中、上奥陶系烃源岩，这两套烃源岩埋藏深度在9 000 m以下，生烃区域烃源岩的镜子质体反射率大于1.6%，烃源岩处于高度成熟的阶段，海相烃源岩现在已经不可能大量生成，所以说塔里木盆地中发现的海相油气是这两套烃源岩的演化过程中生成的。
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田位于中国黑龙江省塔河县境内，是中国最大的碳酸盐岩油田之一。
由于该油田的油藏主要是稠油，使其的可采储量非常有限，且开采难度大。
因此，研究塔河油田稠油采油工艺技术显得十分重要。
稠油是指粘度大于100mPa·s、密度在0.85-1.0 g/cm³之间的油品，具有低流动性、高粘度等特点，因此采油难度较大。
稠油采油工艺可以分为表层采油、水平井采油和增油技术三种。
表层采油：表层采油是利用自然产出方式，沿着稠油层地表相近沿线进行开采。
这种方式具有工艺简单、投资小、生产快、勘探难度不大等优点。
但由于生产能力有限，仅适用于小规模的开采。
这种采油方式还利用了低温压降机制，将地表自然气的热能输送到油藏降低油的粘度，提高采收率。
水平井采油：水平井采油是将钻探的井眼水平延伸到油层中进行开采的一种技术。
这种方法是面向深层热稠油储层的，基本上所有的热稠油藏开发都使用水平井。
该技术可提高单口井的采油率，而且还可以增加开采量，延长油田寿命。
当前，水平井采油技术在塔河油田的开发中得到了广泛应用。
增油技术：增油技术是利用一些特殊的油藏工程技术来提高稠油油藏采收率的方法。
该技术适用于复杂油藏的开采，它的基本原理是通过一些油藏工程技术使原本无法被开采的油层产油，从而提高整个油田的采收率。
目前已经出现了多种增油技术，如水驱、气驱、聚合物驱等。
综上所述，塔河油田的稠油采油工艺技术需要综合运用多种技术手段，以克服稠油采油的难度，提高采油效益。
在未来，应该继续进行相关技术的研究，发掘更多的增油技术，探索更高效的稠油采油方法。
塔里木盆地轮南油田油源分析及勘探前景
塔里木盆地轮南油田油源分析及勘探前景史鸿祥;徐志明;林峰;王廷栋【摘要】综合研究了轮南地区原油的地球化学特征,结合构造发育史、烃源岩演化史和油气分布特征,认为轮南地区原油主要来源于寒武系-下奥陶统烃源岩,并指出塔里木盆地的油气勘探应该主要集中到以寒武系-下奥陶统为主要烃源岩的战略目标上来,在轮南地区寄希望于中-上奥陶统为烃源岩来寻找大油田是不可思议的,必将引起对勘探的误导.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2005(026)006【总页数】4页(P623-626)【关键词】塔里木盆地;轮南油田;地球化学;油源对比;油气远景【作者】史鸿祥;徐志明;林峰;王廷栋【作者单位】西南石油学院,成都,610500;西南石油学院,成都,610500;西南石油学院,成都,610500;西南石油学院,成都,610500【正文语种】中文【中图分类】TE112.114长期以来，中-上奥陶统烃源岩作为轮南地区所发现油气藏的主力烃源岩的结论一直使人深感困惑不解，而这又直接关系到塔里木盆地下步的油气勘探方向。
到底是轮南地区及其附近大面积的优质中-上奥陶统烃源岩还没有找到，还是对中-上奥陶统烃源岩的判识存在理论上的认识偏差？众多学者都提出了不同的看法。
笔者认为，生物标志物在油源对比中所固有的缺陷是导致误判中-上奥陶统烃源岩作为轮南地区原油主要烃源岩的直接原因。
轮南地区存在两套主要烃源岩，即寒武系－下奥陶统烃源岩和中-上奥陶统烃源岩，它们的成熟度相差较大。
成熟度较高的寒武系－下奥陶统烃源岩的原油很容易被成熟度较低的中-上奥陶统烃源岩的原油的特征所掩盖，因而造成了人们在油源判断上的失误。
（1）构造特征轮南油田位于塔里木盆地塔北隆起中段轮南低凸起，南以斜坡向满加尔凹陷倾没，整体呈北东-南西向。
塔北隆起是一个古生代发展起来的大型古隆起，它经历了早古生代台隆形成期、晚古生代断隆发育定型期及中、新生代沉降期3个重要演化阶段。
轮南地区古圈闭构造形成较早，在晚加里东运动期－早海西运动期就已经形成圈闭构造，为捕集早期生成的油气准备了储集空间，后期一系列的断裂活动对聚集油气的调整和改造具有重要的影响作用。
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基金项目:国家九五重点科技攻关项目(99-111-01-03)第一作者简介:马安来,男,34岁,副教授(中国石化勘探开发研究院博士后),石油地球化学 收稿日期:2003-12-24文章编号:0253-9985(2004)01-0031-08轮南、塔河油田稠油油源对比马安来1,2,张水昌3,张大江3,金之钧1(1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083; 2.长江大学,湖北荆州434023;3.中国石油勘探开发研究院,北京100083)摘要:运用G C ,G C -MS ,G C -MS -MS 、配比实验、沥青质钌离子催化氧化技术,研究了塔里木盆地轮南、塔河稠油油源。
轮南、塔河油田稠油中含有252降藿烷,但正构烷烃分布完整,色谱基线呈不同程度抬升,油藏经历了两期成藏过程。
稠油具有三环萜烷含量高、C 24四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C 28甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、42甲基2242乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、242降甾烷含量低的特点。
油源对比表明轮南、塔河稠油来源中、上奥陶统烃源岩。
配比实验表明,原油中若混入了25%寒武系生源的T D2井原油,混源油也会呈现寒武系生源的特点,表明寒武系烃源岩生成的原油并未大规模混入到轮南、塔河油藏中。
轮南、塔河稠油沥青质钌离子氧化降解产物在一元酸及甾烷酸、42甲基甾烷酸的分布与T D2井稠油明显不同,进一步证明中、上奥陶统烃源岩可能为轮南、塔河稠油的主力源岩。
关键词:生物标志物;油源对比;稠油;钌离子催化氧化(RIC O );沥青质;塔里木盆地中图分类号:TE122.1 文献标识码:AOil and source correlation in Lunnan and T ahe heavy oil fieldsMa Anlai 1,2 Zhang Shuichang 3 Zhang Dajiang 3 Jin Zhijun 1(1.Exploration and Production Research Institute ,SINOPEC ,Beijing ;2.Changjiang Univer sity ,Jingzhou ,Hubei ;3.Petroleum Exploration and Development Research Institute ,CN PC ,Beijing )Abstract :Several technologies ,including G C ,G C 2MS ,G C 2MS 2MS ,match experiment and ruthenium ion catalytic oxi 2dation of asphaltenes ,are used to study the s ources of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields ,T arim basin.The heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields contain 252norhopane ,while the distribution of normal paraffin hydrocarbons is com 2plete and chromatographic base lines are uplifted in varying degrees ,showing that the accumulations have been formed in tw o stages.The heavy oil are characterized by high content of tricyclic terpane ,low content of C 24tetracyclic ter 2pane ,gammacerane ,C 28sterane ,triaromatic sterane ,42methyl cholestane 2242ethyl cholestane ,aromized sterane ,and 242norsterane.Oil and s ource rock correlation indicates that the oil in Lunnan and T ahe oilfields come from the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician.Match experiments show that the oil w ould have als o the characteristics of Cambrian s ource rock if it is mixed with 25%of T D2well ′s oil generated from Cambrian s ource rock ,indicating that the hydrocarbons generated from Cambrian s ource rocks have not extensively migrated into Lunan and T ahe reserv oirs.Ruthenium ion catalytic oxidation of asphaltenes further verifies that the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician are the main s ource rocks of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields.K ey w ords :biomarker ;oil and s ource correlation ;heavy oil ;ruthenium ion catalytic oxidation (RIC O );asphaltenes ;T arim basin 自20世纪80年代塔里木盆地沙参2井发现古生界油气以来,油源研究一直是争论的焦点。
1978年,康玉柱[1]首次提出寒武2奥陶系碳酸盐岩是盆地重要的生储油岩系,“八五”至今,地矿系统及中石化系统认为塔里木海相原油源岩为寒武系至下奥陶统。
在中石油系统,“九五”以来油源争 第25卷 第1期石油与天然气地质OI L &G AS GE O LOGY2004年2月 论的焦点集中在是寒武系—下奥陶统还是中、上奥陶统生源。
赵孟军等3依据Pr/Ph、三环萜烷、藿烷参数、MPI、碳同位素将塔北原油划分为Ⅰ类、Ⅱ类及两者的混源油。
Ⅰ类原油为来源于寒武—下奥陶统碳酸盐岩,在塔中地区分布在TZ4油田、塔中北斜坡及主垒带上志留统、石炭系油藏中;包建平等33采用补身烷/升补身烷、C24T e/C26TT, G/C30H等参数,认为台盆区海相原油总体上具有混源的特征,但主体主要源于寒武系—下奥陶统烃源岩。
王廷栋等333认为轮南地区不同层位发现的重油、正常油、凝析油和高蜡油均来自寒武系,之所以表现出中、上奥陶统的面貌是由于污染所致。
孙永革等[2]在轮南地区原油和沥青质裂解产物中均检测到芳基类异戊二烯和异常分布的四甲基苯,认为除了现在所认识到的中、上奥陶统台缘斜坡灰泥丘相源岩外,还有一套发育于水体分层厌氧沉积的源岩对目前发现的油藏有贡献,这套源岩可能属于寒武系—下奥陶统,但也不排除中、上奥陶统沉积。
张水昌等[3～5]、黎茂稳等3333发现特殊标记生物标志物如甲藻甾烷、三芳甲藻甾烷、242降甾烷及C28规则甾烷在寒武系烃源岩中丰富而在中、上奥陶统较为贫乏,两套源岩之间存在鲜明的差别,而绝大多数海相原油与中、上奥陶统泥灰岩亲缘关系明显,导致轮南地区原油类型多样性的主控因素最有可能是运移分馏作用[6]。
近年来,随着在塔河油田及轮南西部LG9井重质油藏获得突破,这些稠油是否是寒武系烃源岩早期成藏的产物,引起了广大地球化学及地质学家的关注。
1 样品和实验源岩样品取自塔里木盆地寒武系和奥陶系的钻井岩心,经细致的岩心观察和有机碳(T OC),热解分析(R ock2eval),扫描分析,挑选出T OC大于014%的样品。
这些样品分布在不同的相带中,盆地东部的T D1,T D2,K N1井的寒武系主要为欠补偿盆地相,中部的T aC1井为蒸发泻湖边缘相沉积,西部H4井为蒸发泻湖相、F1井为台地边缘-台缘斜坡相;T D1和T D2井的下奥陶统黑土凹组烃源岩发育在欠补偿盆地相;塔中和塔北地区的中、上奥陶统烃源岩发育在台缘斜坡相[7]。
原油样品采自轮南、塔河油田的稠油及正常原油,作为比较,分析了塔东地区的T D2井稠油。
饱和烃、芳烃色谱/质谱是在Carlo2Erba G C/ Fis ons M D800G C MS仪器上进行,色谱条件:SE54色谱柱(60m×0125mm×0125μm),饱和烃G C2MS 升温速率:100℃保持5min,以4℃/min升温至220℃,以2℃/min升温至320℃,恒温20min。
载气为He,EI电子轰击方式,MI D方式检测。
芳烃G C-MS升温速率:100℃保持5min,以218℃/min 升温至320℃,恒温20min。
饱和烃G C-MS-MS是在HP6890G C/Quattro II MS2MS D上完成的,色谱条件:DB-1色谱柱(60m×0125mm×0125μm)。
升温程序初始100℃,以3℃/min升至320℃,恒温25min,载气为氦气,采集方式为多反应监测(MRM);碰撞能量28eV;离子源温度250℃,扫描速率为0185次/秒;离化方式为电子轰击(EI)。
原油配比实验中加入5β胆烷和D28C28三芳甾烷标样用于生物标志物和三芳甾烷的定量内标。
沥青质钌离子催化氧化实验采用庚烷沥青质。
实验条件见文献[8,9],有机相甲酯类色谱分析在日本岛津G C217A气相色谱仪上进行,色谱柱为DB5(30m×0132mm×0125μm)。
FI D检测,进样器温度为300℃,检测器温度为330℃。
程序升温为50℃,恒温1min,以8℃/min升温至100℃,以4℃/min升至300℃,恒温15min。
有机相甲酯类G C/MS分析在Carlo2Ebra G C/Fis ons M D800G C MS 仪器上完成。
初始温度50℃,以20℃/min升温至100℃,然后以3℃/min升温至320℃,恒温40min。
色谱条件同饱和烃G C2MS,质谱检测方式为MI D。
3 赵孟军.塔里木盆地油气/源岩对比(“九五”国家重点科技攻关项目96-111-01-03-01中期评估会议材料)1塔里木石油勘探开发研究中心,199733 包建平,朱俊章,朱翠山,等1塔里木盆地台盆区海相原油成因及运聚规律研究[R]1江汉石油学院科研报告,2000333 王廷栋.轮南地区油气藏成藏机制研究[R]1塔里木油田分公司勘探开发研究院科研报告,20023333 黎茂稳,王培荣,肖中尧,等1中国西北地区断代生物标志物剖面及塔里木盆地海相主力油源岩时代研究[R]1石油大学(北京)科研报告,1999 32 石油与天然气地质第25卷 2 结果与讨论211 原油族组成与生物标志物特征轮南、塔河油田的稠油(LN1,LN11,TK 401等)原油中饱和烃含量低,一般小于20%,非烃+沥青质含量一般大于60%,其中沥青质含量大于非烃含量,饱/芳比小于1,轻质油中如TK 303,T301井饱和烃含量高,一般大于54%,非烃+沥青质含量小于15%,饱/芳比大于1。