塔河油田奥陶系原油高蜡成因
油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术分析
油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术分析摘要：在石油生产过程中，受原油性质、温度变化、压力变化、原油流动速度、油井设计等因素的影响，油田井筒深处有较大的可能结蜡。
如果未能及时开展清防蜡作业，便会导致油田井筒堵塞，造成的危害包括但不限于原油生产效率下降、设备寿命缩短等，从而为石油企业带来经济损失。
有效针对油田井筒深处进行清防蜡的技术包括物理技术、化学技术、生物技术，技术人员需要结合实际情况，科学选择处理技术，确保油田井筒深处的通畅性。
关键词：油田井筒；深处结蜡；原油性质；温度变化；压力变化引言：做好油田井筒深处的清防蜡工作，有助于保持原油生产稳定性，有效减少或阻止石蜡的堆积，从而改善油井的开采条件，提高石油的开采效率。
如果忽视此项工作，井筒内的石蜡堆积可能会对油井设备造成损害，如腐蚀、磨损等，这将增加设备的维修成本和更换频率。
基于此，该项工作还可以有效延长设备的使用寿命，降低运营成本，最终达到确保安全生产，优化油田开采策略的目的。
1.导致油田井筒深处结蜡的原因分析油田井筒深处结蜡的原因主要归结为以下几点：（1）受原油性质影响导致结蜡：原油含有大量的石蜡和油蜡。
在一定的温度和压力下，这些物质会从原油中析出，形成蜡沉积。
（2）受温度变化影响导致结蜡：原油从地下的高温高压环境提升到地面的低温环境，温度的变化使得原油中的蜡开始结晶，进而导致油管堵塞[1]。
（3）受压力变化影响导致结蜡：原油在地下的高压环境下，石蜡和油蜡通常处于溶解状态。
但是当原油被提升到地面时，压力的降低使得这些物质从原油中析出。
（4）受原油流动速度异常影响导致结蜡：原油的流动速度过慢也可能导致石蜡和油蜡从原油中析出。
当原油的流动速度降低时，石蜡和油蜡有更多的时间从原油中析出，从而形成蜡结。
（5）受油井设计缺乏合理性影响导致结蜡：例如，井筒的直径、井筒的材质、注入井和生产井的距离等都可能影响原油中的石蜡和油蜡析出。
上述5项内容都是导致油田井筒结蜡的主要原因。
塔河油田基本情况
塔河油田自主创新增效能力增强目前已跨入国内大型油田之列、2007 年人均利润达263万元的西北油田分公司，2008 年新年开局，原油产量再创历史新高。
截至 2 月29 日，累计生产原油95.42 万吨，日产原油15908吨，同比2007年分别增长19.57%和18.60%。
塔河油田勘探开发持续快速发展的秘诀之一就是科技自主创新、降本增效能力不断增强才结出累累果实。
塔河油田的油气生产具有“深、稠、硫化氢含量高，开采难度大”等特点。
其中，有近94％的油藏深度在5400 米的地下。
针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的复杂地质条件，该分公司研究应用了三维缝洞体的地震波形技术、振幅变化率等一系列储层预测技术，建立了地震反射特征数据库，划分出137个缝洞单元。
2007年，塔河奥陶系碳酸盐岩油藏累计探明石油储量 6.58 亿吨，近年来该分公司探明储量以每年约 1 亿吨的速度增长。
为提高油田采收率，该分公司大胆开展技术创新，不断丰富完善具有自主知识产权的塔河油田碳酸盐岩储层预测技术系列，建立了塔河油田缝洞型油藏单元分类标准、单井注水选井、选层标准和综合信息应用平台，油田采收率由14.2%提高17.1%。
近两年来，分公司原油产量以年均60 多万吨的速度递增，占中国石化集团公司增产幅度的80％。
针对塔河油田原油黏度高，比重大，近40%的稠油井无法实现自喷及机抽生产等稠油开采难度大的问题，该分公司经科技攻关，2007年在AD4稠油井成功试用大管径采油管柱生产工艺，使该井原油日产量达到1048 吨，还在13 口稠油井成功推广了这一新工艺，成功解决塔河油田深层稠油开采难题，为稠油井的规模开发创出新路。
使塔河油田超过一亿吨稠油储量得到有效动用。
据2007 年统计，西北油田分公司稠油产量占总产量的56.1%，截至2008 年 2 月底，已累计增油418 万吨。
针对塔河油田85%以上的生产井硫化氢含量大于20 克/ 立方厘米，储层结构复杂，其开发难度在国内无先例。
塔河油田×区奥陶系稠油油藏采油工艺研究及应用
内 蒙 古石 油ｅ ＝ Ｌｒ －
１３ Ｏ
塔河油 田 ×区奥陶 系稠油 油藏采油 工艺研究及应 用
刘 新 刚
（ 中原油 田分公司勘探开发科学研 究院）
摘 要 ： 河 油 田 × 区 奥 陶 系 油 藏 埋 藏 深 、 度 高 ， 油 具 有 高 粘 、 含 腐 蚀 介 质 的 特 点 ， 对 × 区 塔 温 原 高 针
设 备 的腐 蚀 问题 。 ③ 油 藏埋 藏 深 ， 度 高 ， 层 岩 石 致密 ， 酸液 温 储 对 体 系 性 能要求 高 、 工 压 力高 。 施 ２ 塔 河 油 田 × 区 主 体 采 油 工 艺 技 术 ２ １ 稠 油 降 粘 工 艺 ． ×区原油 粘 温特 性表 明温度变 化 对原 油粘 度有
塔 河 油 田 × 区 部 分 井 掺 稀 后 原 油 混 合 液 粘 温 测
试 数据 见表 １ 在 稀稠 比 １； ， １的情 况 下 ， 油粘 度有 原
极 大 幅度 的降 低 ， 见 ×区通 过 掺 稀 实 施 井 筒 降粘 可 有 效可 行 。
塔 河 油 田 × 区 原 油 溶 解 气 中 ＣＯ： 量 较 高 ， 含 无 空 气 时 含 量 在 ５ ９ ～ ７ ５ 之 间 ， 压 值 最 高 达 ０ ．９ ．６ 分 ． ７ Ｍ Ｐ １ ８ ７ ｓ ） 存 在 Ｃｏ： 等 到 高 程 度 腐 蚀 。 ５ ａ（ ０ ． ｐ ｉ ， 中
① 井 筒 掺 稀 降 粘 为 主 ： 稀 管 柱 采 用 ３专 掺 油
管 ， 入 方式 以油 套 环空掺 稀为 主 。 部分 区块 地层 掺 对 能 量 充 足 的 自 喷 高 产 井 ， 硫 化 氢 分 压 值 低 于 ０ 对 ． ０ ｐ ｉ 井 可 以 采 取 油 注 套 采 ， 硫 化 氢 分 压 值 高 于 ５ ｓ油 对 ００ ｐｉ 井 油井 采取套 注 油采 。 ． ５ｓ 的 ② 井筒乳 化 降粘 ； 井 高 含水 后 ， 稀 降粘 效果 油 掺 变 差 ， 荐 采 用 乳 化 降 粘 推 目前 × 区 稠 油 开 采 主 要 采 用 掺 稀 降 粘 为 主 ， 化 学 降粘 为辅 能很 好地 满足 稠油 开发 生 产 。 表２ 塔河油 田 ×区降粘工艺情况
油井结蜡原因及清防蜡技术研究
油井结蜡原因及清防蜡技术研究摘要：油井清防蜡措施是指在石油生产过程中，为了预防和解决蜡沉积问题而采取的一系列措施。
蜡沉积是指在输送管道、油井设备等工作环境中，由于温度和压力变化造成的油品中蜡物质凝结和沉淀。
蜡沉积会导致管道堵塞、设备故障、产量下降等问题，严重影响石油生产效率和经济效益。
因此，针对蜡沉积问题进行清除和预防是非常必要的。
关键词：油井；结蜡；机理；清防蜡；1油井结蜡的危害（1）油井结蜡会导致产量下降。
当原油中的蜡凝固并堆积在管壁上时，会阻碍原油的流动，使得从油井中抽出的原油量减少。
这就意味着，同样的投入下，油井输出的原油量降低，给油田开发带来了经济损失。
（2）油井结蜡还会增加生产成本。
为了解决结蜡问题，需要投入额外的人力、物力和财力进行清理工作。
清理过程通常包括使用蜡溶剂、高温加热等手段，以破坏蜡的结晶结构并恢复原油的流动性。
这些额外的措施会增加生产成本，对油田运营造成不利影响。
（3）油井结蜡还会引发设备故障。
蜡物质在管道内的积聚会导致管道直径减小，增加了油井设备的阻力。
长期以来，设备频繁运行在较高的负荷下，容易出现故障和损坏，进一步增加了油田的维护和修复成本。
（4）油井结蜡还会带来环境污染问题。
在清理结蜡过程中，可能涉及大量化学溶剂的使用，这些溶剂可能对环境造成污染。
同时，结蜡现象也会导致原油泄漏的风险增加，一旦泄漏，不仅对土壤和水源造成污染，还可能对生态环境带来长期损害。
2油井结蜡机理及影响因素分析油井结蜡是指在油井内部，由于原油中的蜡物质在低温条件下逐渐凝固并堆积，形成一层固体物质覆盖在管壁上的现象。
这种现象主要是由以下几个机理共同作用导致的。
2.1温度温度是影响油井结蜡的最主要因素。
原油中的蜡物质在低温环境下容易凝固和结晶。
当油井的运行温度低于蜡物质的凝固点时，蜡物质就会开始凝固，并逐渐形成蜡垢。
通常情况下，蜡物质的凝固点随着蜡链长度的增加而升高，较长链的蜡物质的凝固点更高。
因此，低温环境是引发油井结蜡的主要原因之一。
塔河油田奥陶系原油芳烃地球化学特征
塔河油田奥陶系原油芳烃地球化学特征贾存善;王延斌;顾忆;黄继文【摘要】芳烃化合物是原油中重要的组分,在判识原油生源环境和成熟度方面应用广泛.塔河油田主体区奥陶系原油遭受过强烈的生物降解作用,常用的饱和烃生物标志化合物指标往往不能正确反映原油成熟度、运移等信息,芳烃化合物能有效抵制生物降解作用,可更好地反映这些地质信息.通过芳烃GC-MS分析,表明塔河奥陶系原油具有高萘、高菲、高硫芴、低氧芴、低联苯等特点,均来自同一油源,生烃母质属还原-强还原环境.烷基萘指数、二苯并噻吩和三芳甾烷等成熟度指标表明,塔河油田奥陶系原油成熟度由西向东、由北向南不断增高,反映出奥陶系油气主要来自沙雅隆起东南部的满加尔坳陷.【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2009(031)004【总页数】6页(P384-388,393)【关键词】成熟度;生源环境;芳烃;原油;塔河油田【作者】贾存善;王延斌;顾忆;黄继文【作者单位】中国矿业大学,资源与安全工程学院,北京,100083;中国石油化工股份有限公司,石油勘探开发研究院,无锡石油地质研究所,江苏,无锡,214151;中国矿业大学,资源与安全工程学院,北京,100083;中国石油化工股份有限公司,石油勘探开发研究院,无锡石油地质研究所,江苏,无锡,214151;中国石油化工股份有限公司,石油勘探开发研究院,无锡石油地质研究所,江苏,无锡,214151【正文语种】中文【中图分类】TE122.1塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起的南斜坡,其主力产层奥陶系储集的海相原油在成藏早期经历了强烈的生物降解[1～3],原油中普遍检测到生物降解的标志性化合物25-降藿烷系列。
1993年,Peters就提出了生物降解作用对原油的降解顺序是:正构烷烃、类异戊二烯烷烃、甾烷、藿烷/重排甾烷、芳构化甾烷、卟啉等[4],这表明有些常用的生物标志化合物参数已经不能正确反映塔河油田奥陶系原油的热演化程度、运移等地球化学信息[5,6]。
油井结蜡原因及防清蜡的方法
第一节概述石油主要是由各种组份的碳氢化合物组成的混合物溶液，各种组份的碳氢化合物的相态随开采条件（压力和温度）的变化而变化，可以是单相液态，气、液两相或气、液、固三相共存，其中的固态物质主要是含碳原子数为16至64的烷烃（即C16H34～C64H13），这种物质叫石蜡。
纯石蜡为白色，略带透明的结晶体，密度为0.88t／m3～0.905t／m3，熔点在49℃～60℃之间。
石油结蜡不是白色晶体而是黑色的固体和半固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥沙等杂质的混合物。
我国原油富含蜡，据统计，含蜡量超过10％的原油几乎占整个产出原油的90％，而且大部分开采原油蜡含量均在20％以上，有的甚至高达40％～50％。
我国西部原油像吐哈、塔西南、火焰山的原油中，介于C36～C70间的石蜡几乎占整个蜡含量的50％。
从表中可见，我国大多数原油含蜡量都比较高。
第二节油井结蜡原因及危害1．油井结蜡的原因油井结蜡有两个过程，先是蜡从油中析出，然后聚集、粘附在油管壁上。
原来溶解在石油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于石油对蜡的溶解能力下降所致。
一定量的石油，当其组成成分、温度、压力不变时，其溶解力也一定，能够溶解一定量的石蜡。
当石油组份、温度、压力发生变化，使其溶解力下降时，将有一部分蜡从油中析出。
下面讨论影响油井结蜡的因素。
1）石油的组份在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解力大于重质油的溶解力，原油中所含轻质馏分愈多，蜡的结晶温度愈低，即蜡不析出，保持溶解状态的蜡量就愈多。
任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。
因此，在高温时，溶解的蜡量，在温度下降时有一部分要凝析出来。
在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的蜡结晶温度，可见轻质组份少的石油，蜡容易凝析出来。
2）压力和溶解气在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低。
在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力愈低，分离的气体愈多，结晶温度增加得愈高，这是由于初期分出的是轻组份气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组份气体，后者对蜡的溶解力的影响较大，因而使结晶温度明显增高。
油井结蜡的原因及对策
油井结蜡的原因及对策浅析油井结蜡的原因及对策摘要：据悉，我国原油富含蜡，大多数原油含蜡比较高，大部分开采原油含蜡均在20%以上，含蜡量超过10%的原油占整个产出原油的90%。
本文将从油井结蜡的原因及危害，结蜡的一般规律做以简要分析，以青海油田的清蜡技术为例来提出清防井蜡的具体方法和措施。
旨在了解更多有关油井中的问题与对策，更好地为石油的开采开发服务。
关键词：油井结蜡的原因影响因素青海油田防护措施一、简析油井结蜡的原因及危害在开采原油的过程中，溶解在原油中的石蜡会随着外界压力与温度的降低，从天然气中析出，并以晶体的形式长大聚集和沉积在油管壁等其他采油设备上的过程，称为油井结蜡。
1.简析油井结蜡的原因由于各油田的原油性质和生产条件存有较大差异。
并随着采油地质，工艺条件的变化，油井的结蜡机理也会相应地发生变化。
随油井温度、压力的降低，结蜡范围扩大，溶于原油中石蜡分子会以晶体形式出现并沉积。
而结蜡一旦形成，原油携蜡机理以薄膜吸附和液滴吸附为主。
总而言之，油井结蜡主要分为内因和外因，内因主要指原油的性质（蜡、胶质和沥青的含量），原油中的含蜡量越多里面含的碳分子就越多，从而结蜡现象就越严重。
外因指除了原油的组成以外的因素。
影响结蜡的外因主要是指油井的开采条件，如温度、压力、气油比和产量；原油中所含的杂质，如泥、砂和水等以及管壁的光滑程度及表面性质。
1.1温度温度是影响油井结蜡的重要原因之一。
当外界的温度比析蜡温度低时，就会出现结晶现象，温度越低析出的蜡就会越多一般在油气的开采上使用高压物性模拟实验来测析蜡温度变化。
1.2压力根据化学物质的结晶原理可知，当外界的压力低于饱和压力时，伴随着原油中的气体逸出与膨胀都可能造成油温降低，因为气体膨胀将原油中一部分热量带走，从而降低了对蜡的溶解能力，温度降低引起结蜡现象。
1.3机械杂质和水结蜡的核心因素是原油中机械杂质和水中的微粒。
当含水量降到70%以下时，伴随同样的流量井下温度会下降，析蜡点下移，析出的蜡易聚集或沉积，形成油井结蜡。
原油结蜡
111111111111111111111引起集输油管道结蜡的主要原因是原油与管壁间的温差。
原油在流动过程中不断向周围环境散热，以管壁处的油流温度最低，当管壁处的油温下降到析蜡点后，蜡开始以粗糙的管道内壁为结晶核心而结晶析出****（高于析蜡点不惜出）******，并形成结蜡层，进一步吸附原油中的蜡晶颗粒。
同时，由于原油与管壁问存在温差，而蜡在原油中的溶解度是温度的函数，所以油流中就会出现石蜡分子的径向浓度梯度，由于浓度梯度的存在，使石蜡分子从管道中心向管内壁扩散，为结蜡进一步提供条件。
********（高向低扩散）**********1．4．1 原油的组成和性质原油中所含轻质馏分越多，蜡的结晶温度就越低，即蜡越不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。
蜡在油中的溶解量随温度的降低而减小。
原油中含蜡量高时，蜡的结晶温度就高。
在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻油的结晶温度。
1．4．2 原油中的胶质和沥青质原油中不同程度地含有胶质和沥青质。
它们影响蜡的初始结晶温度和蜡的析出过程以及结在管壁上的蜡性质。
由于胶质为表面活性物质，可以吸附初始结晶蜡来阻止结晶的发展。
沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散在油中，可成为石蜡结晶的中心。
由于胶质、沥青质的存在，使蜡结晶分散得均匀而致密，且与胶质结合紧密。
但在胶质、沥青质存在的情况下，在管壁上沉积的蜡更不易被油流冲走。
故原油中所含的胶质、沥青质既可减轻结蜡程度，又在结蜡后使沉积蜡黏结强度增大而不易被油流冲走。
1．4．3 油温在温差相同、流速相同的情况下，油温越高，结蜡倾向系数越大。
这是因为，随着油温的升高，管壁处蜡分子浓度降低，原油黏度降低，扩散系数增大，而管壁处温度梯度基本不变，管壁剪切应力降低，油流对结蜡层的冲刷作用减弱，因此在管壁结晶析出并沉积下来的蜡分子比例相对增加。
1．4．4 管壁温差管壁结蜡量随管壁温差的增大而增大。
这是因为，壁温与中心油流温差越大，石蜡分子的浓度梯度越大，分子扩散作用越强；当中心油温一定时，壁温越低，管壁附近的蜡晶浓度越大，剪切弥散作用增强，布朗运动引起的蜡晶间的相互碰撞也加强，这些都有利于管壁结蜡。
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文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４收稿日期：２００５－０５－１１第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。
地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。
电话：（０９９１）３６００７４２。
塔河油田奥陶系原油高蜡成因丁勇１，２（１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９；２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１）摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。
塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。
常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。
塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。
研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。
塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。
关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２文献标识码：Ａ塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油３５０多万吨的大型油气田———塔河油田。
塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。
塔河油田东南部的奥陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。
１概况塔河油田发现于１９９６年。
油田主体部位位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。
截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。
经过多年的勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。
目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。
研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。
早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。
空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。
油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。
早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。
第１卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳＡｕｇ．２００５第１卷受塔河油田多期充注成藏、油气调整运移和水洗氧化改造的影响，塔河油田奥陶系原油物理性质变化较大，从凝析油到重质稠油均有分布。
近年来随着塔河油田勘探不断向塔河油田外围拓展，在塔河油田东南部９区发现的奥陶系原油油质虽然较好但含蜡量普遍较高，与之相邻的轮南油田原油含蜡量同样也较高，对于来源于海相碳酸盐岩原油所具有高蜡特征引起了同行们的关注。
高蜡是我国陆相原油的重要特征之一，而低蜡则是海相原油的标志。
对于高蜡海相原油，前人认为主要有以下几方面原因：①地质色层（运移分馏）作用效应；②与藻类（以绿藻为主）、藻菌类（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔｅｓ）〔又称为蓝细菌（Ｃｙａｎｏｂａｃｔｅｒｉａ）、属蓝藻门（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔａ）〕和细菌有关；③气侵蒸发作用。
２塔河油田奥陶系原油物性分布特征通过对塔河油田奥陶系原油大量物性分析资料的统计，塔河油田奥陶系油藏原油物理性质在平面上总体上呈现出西北部差、东南部好的特点。
平面上原油密度向塔河油田西北方向变稠、向南部和东部原油密度变轻（图１，深度值多在５５００ｍ左右）。
在纵向上比较复杂，在塔河油田主体区总体表现为原油密度上部轻、下部重的特征，反映出油气垂向分异比较普遍，南部部分地区，如塔河油田西南部奥陶系油藏存在原油上重下轻的反常现象，反映出受后期成藏注入的轻质油气影响较强，区域上表现为相同圈闭类型中不同流体相态、性质组合的油气藏叠合分布的复杂形式。
奥陶系原油含蜡量在平面上变化与原油密度变化趋势具相反的特征，表现为向塔河油田西北部奥陶系原油含蜡量逐渐降低，向东部、东南部逐渐增高的趋势（图２）。
３塔河油田奥陶系高蜡原油成因分析从对塔河油田奥陶系原油物性分析统计结果（表１）可以看出，塔河油田东南部９区奥陶系原油含蜡普遍较高，平均含蜡量高达１４．９３％，分布区间为０．５６％～３０．７７％，总体上该区奥陶系原油属于高蜡原油。
塔河油田含蜡量有由东、东南向西北变小的趋势（图２、表１）。
众所周知，海相原油以低蜡（含蜡量小于５％）为特征，但塔河油田９区海相原油的蜡含量偏高，高者甚至可达３０．７７％以上。
与塔河油田东南部９区相邻的轮南油田原油也具有高蜡特征。
这种状况在海相原油中十分罕见，因而也引起了广泛的争论。
黄第藩等（１９９６）［２］对塔里木盆地１１３个油样的统计结果表明，含蜡量低于５％的原油占５５％，含蜡量为５％～１０％的占３５％，而含蜡量为１０％～１５％的占１０％，可见塔里木盆地以低蜡油为主，中蜡油次之，低蜡油和中蜡油占塔里木盆地原油的９０％。
并且石炭系、三叠系和中新生界各时代都以低蜡峰为主，而奥陶系图１塔河油田奥陶系油藏原油密度（ｇ／ｃｍ３）分布图Ｆｉｇ．１ＣｒｕｄｅｏｉｌｄｅｎｓｉｔｙｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ图２塔河油田奥陶系油藏原油含蜡量（％）分布图Ｆｉｇ．２ＷａｘｃｏｎｔｅｎｔｏｆｃｒｕｄｅｏｉｌｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ井区样品水分密度动力粘度凝固点燃点含盐量含硫量含蜡量初馏点终馏点总馏量个数（％）（ｇ／ｃｍ３）（ｍＰａ．ｓ）（℃）（℃）（ｍｇ／Ｌ）（％）（％）（℃）（℃）（％）３区２３９８．１７０．８５０８２８．９６－４．２５３１．２２１９８９４．１０．９９６．７８６７．６６３０３．７３４９．６４４区４９０８０．９６１０４３．０２－２．１５７０．８１９５８４．７５２．５７３．６９８２．７３３００．０９２９．２７６区３１０７．０７０．９６７３２９３６．５６３．８３６８．６１７７８１．２４３．１５３．３４８２．９４３００．９５２９．５１７区７７６．０７０．９４３７１３００．９３－６．４２５３．３５０６５．７２２．４１３．６２７８．３６２９７．４７３６．８５９区３７痕迹０．８２１５６．０４１６．６４５３．９２２４３．０１０．１７１４．９３７６．９７３０３．６５４６．１６表１塔河油田各区块奥陶系油藏原油物理性质分析统计Ｔａｂｌｅ１ＰｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｃｒｕｄｅｏｉｌｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＴａｈｅｏｉｌｄｉｅｌｄ０８６・・第１期丁勇：塔河油田奥陶系原油高蜡成因有双峰现象，即在含蜡量为２．５％～７．５％和１０％～１２．５％的值域各有一峰。
前者占样品数的５０％左右，后者为２５％。
如果排除奥陶系储层个别原油为中新生界油源油的前提下（如ＹＭ７奥陶系储层原油证实为中新生界油源产物，其含蜡量为１１．５％），仍可得出这样的结论：即奥陶系储层原油具有较高的含蜡量。
塔里木各层位原油含蜡量的平均值仅５．２４％，而奥陶系的含蜡量的平均值为６．８８％。
显然，奥陶系原油的中—高含蜡的出现不可能是上覆地层原油中的蜡倒灌的产物，而带有原生性质。
同时，原油的含蜡量还有随储层时代变新（从奥陶系至三叠系）降低的趋势；含蜡量平均值从奥陶系的６．８８％，经石炭系的４．９５％降到三叠系的４．７７％。
这一现象甚至在部分单井不同时代的油层或同一油组不同深度的油层中也可以见到。
由于高蜡油主要存在于与陆源有机质有关的沉积盆地中，蜡（主要为高分子量正烷烃）的陆源成因已被人们普遍接受。
至于海相高蜡原油形成，据黄海平等（２００１，２００３）［３、４］实验研究认为：低等水生生物是高蜡油形成的重要来源；据段毅等（１９９７）［５］油源对比研究认为：塔里木盆地寒武—奥陶系海相生油岩中菌藻有机质可以形成含蜡较高的原油，并且认为寒武系和奥陶系生油岩中菌藻有机质是造成塔里木海相原油含蜡较高的重要因素。
通过多层次、多角度的联合科技攻关研究表明：塔河油田原油物理性质虽然变化很大，但从原油饱和烃色谱、轻烃指纹分析、微量金属元素、碳同位素分布等研究认为，塔河油田无论是三叠系、石炭系还是奥陶系产出的原油，均为海相成因，是同源的产物，母质主要为海相Ｉ型干酪根，并以高成熟原油为主。
将塔河油田高蜡区９区采集的奥陶系原油进行有机地球化学系列分析，如原油同位素、饱和烃色谱全分析、色质分析等也表现出了典型海相原油的特征，母质类型与塔河油田其它区块差别不大。
那么为什么同源母质，９区轻质油表现为高蜡、４、６区重质油反而表现为低蜡特征呢？近年来研究发现，塔河油田海相原油高蜡者以轻质原油，低蜡则以重质原油为主，但从整个塔北看，轻质未必高蜡，如雅克拉就是轻质（挥发—凝析油）、低蜡（陈正辅，黄继文，２００４）。
前期研究表明，塔河油田奥陶系油藏为海相，来自满加尔坳陷的寒武—奥陶系烃源岩，并且油气的运移方向是自东南向西北运移的，油气具有长期、多起持续供油的特点，而塔河油田高蜡区（９区）位于塔河油田的最东南部，是塔河油田奥陶系油藏形成的长期运移油气必经之处，按照油藏地球化学理论，石油是以类似“波阵面”的形式向圈闭内部推进的，靠近烃源岩的原油亦即后生成的原油成熟度应该更高一些；原油运移过程中氮屏蔽异构体相对于氮裸露异构体富集，而且结构接近线状的苯并咔唑显然比结构为半球状的苯并咔唑易于运移，而塔河油田高蜡区９区的原油特征与之吻合。
据卢鸿等（２００３）对千米桥潜山构造的研究发现，原油含蜡量的垂向分布主要受自下而上运移过程中的“地质色层效应”所控制，说明无论是初次运移还是二次运移，随距离的增加含蜡量逐渐降低，亦即含蜡量较高的原油更靠近烃源岩。