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。
塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验
塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验吴永焕【摘要】针对塔河油田稠油物性特征进行的试验表明,稠油区块在集输温度小于100 ℃的情况下,大部分油井原油流动性差,基本不具流动性.分别进行了超稠油掺轻油降黏试验、掺稀油降黏试验及化学降黏试验.对超稠油(90 ℃时黏度5×104 mPa·s以下)掺入轻油,在稠油∶轻油=1∶0.33的比例情况下,降黏效果非常明显,原油70 ℃时黏度由52×104 mPa·s降低到3 374 mPa·s,对后续脱水非常有利;目前所筛选的化学降黏药剂,对该区黏度较小的超稠油具有较好的分散性,能够起到一定的降黏作用;对于黏度更大的原油,需要掺入一定比例的稀油,才能使黏度降低到5×104 mPa·s(50 ℃)以下,达到较好的乳化降黏效果.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2010(029)012【总页数】2页(P31-32)【关键词】塔河油田;超稠油;降黏试验;稠油脱水【作者】吴永焕【作者单位】河南油田设计院【正文语种】中文对塔河北部12区12口单井油样及混合油样进行了黏温测试。
从这12口单井原油黏温测试结果来看,该区仅TK1237和TK1238井的原油在50℃时黏度小于10 000 mPa·s,属于普通稠油。
其他10口油井原油在50℃时黏度大于50 000 mPa·s,属于超稠油。
在温度100℃时,有6口油井原油黏度小于10 000 mPa·s。
这表明在集输温度小于100℃的情况下,该区大部分油井原油流动性差,基本不具流动性。
(1)超稠油掺轻油降黏试验。
利用塔河轻烃回收和原油稳定轻油资源进行降黏。
将超重稠油切成片状,慢慢加入轻油里进行搅拌、溶化,测试黏度。
试验使用的轻油密度为0.682。
主要进行了3口单井 (TK1229、TK1242、TK1059)原油掺轻油降黏试验,结果见表1和表2。
塔河油田超深超稠油降粘技术进展
技术改造—264—塔河油田超深超稠油降粘技术进展赵忠文 吴文明 涂 东 宋朋军 邱振军（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油二厂，新疆 轮台 841604）差异巨大，包括托甫台区块的稀油、主体四、六、七、八、十区北的普通稠油，十区北、十二区南的超稠油，以及十二区北、于奇区块的特超稠油。
对于普通稠油和超稠油，经过多年攻关实践形成了掺稀降粘为主，化学、加热降粘为辅的降粘开采技术，基本能够满足开采需求。
但是对于特超稠油，由于其地层流动差、粘温拐点深、混配效果不好等因素，导致掺稀比高、频繁上返异常，难以实现经济有效开采。
近年来，油田积极探索新的开采工艺，在加热降粘、改质降粘、乳化分散降粘均开展了攻关和实践，取得了初步的进展，但离技术集成应用还有一段距离。
一、技术进展特超稠油热采技术主要是利用原油的粘温关系，提升原油温度，降低原油粘度的一种开采手段。
对于塔河超深的储层条件，可以分为保温开采和人工加热两种方式。
保温开采是使用保温材料，利用地层本身热量的开采方式，主要包括保温固井、保温套管、保温油管等。
人工加热的方式则是需要引入新的热源对原油进行加热，包括电加热、热水循环加热、化学加热等手段。
前期属于低能耗、环保的工艺，但对技术要求较高；后者工艺相对简单，但需要长期耗能。
对于塔河特超稠油的热采技术，在技术经济允许的条件下应当优先发展保温采油，然后辅助以人工加热手段。
（一）保温开采技术 对于塔河特超稠油井，其油层的温度在150-160℃之间，在这个温中，受井筒温度下降，原油失去流动能力，通常情况下该深度达到3500-4000m，超过了大多数保温材料的极限。
根据油井建井过程，保温开采技术可以从以下三个方面实现：一是保温固井水泥，通过大幅度降低水泥导热系数可以实现；二是保温套管，对套管进行保温隔热性能处理；三是保温油管，对油管进行保温隔热性能处理。
目前油田在保温固井水泥和保温油管方面开展了先导试验。
（1）纳米涂层保温油管技术该技术是在油管外表面涂装4-5mm 的保温涂层而成。
塔河油田12区一间组油藏原油分布特征
油从正常原油至重质稠油， 并具有 东南部轻 、 西北部重的特征 。主要 受控 于早期改造 、 后期 油气充注
及灰 岩储 层 非质 性 。
关键 词 ： 河 １ 塔 ２区； 间房 组 ； 油性质 ； 一 原 分布 特征 ； 受控 因素 中图分 类号 ： １ ２ ３ 文献标 识码 ： 文章 编号 ：０ ４ ７ ６ ２ １ ） ５ Ｏ ２ —０ ＴＥ ２ ． Ｂ １ ０ —５ １ （ ０ ２ ０ 一 ０ ４ ２
１ 平 面展 布特 征
２ 原 油分 布成 因探 讨
２ １ 区域 构造 格 架及 油 气 多期 形成 、 移 控 制 油气 的 ． 运 区域 展布
该 区位 于 阿克 库 勒 凸 起 西北 斜 坡 带 。而 阿 克 库 勒
凸起是一个长期发育的古凸起， 自加里东中期开始发
育， 至海西 期有 所加 强 ， 并持 续至 印支 一燕 山期 ， 陶系 奥
顶面始终为一北东 向的鼻状凸起。喜 山期 由于北部急 １ ２区原 油 物性 展 布 情 况 ：ＴＨ１２ Ｘ” 号 井 区 剧沉降 ， “ ２ＸＸ 字 奥陶系顶面北倾 ， 但南部及 中部仍保持南倾 的 属重质稠油 区， 于 １ 位 ２区西 北 部 位 ； ＴＨ１ １ Ｘ” “ ２ ＸＸ 字 构造 格局 ， 持至 喜 山早期 。这 一构 造格 架 有利 于其 南 保 号 井 区属 中 质 油 区， 于 １ 区 中 部 一 北 东 部 位 ； 位 ２ 部生 油 凹陷生 成油 气 沿 区 域不 整 合 面 及 输 导 层 自加 里 “ ＴＨ１３ Ｘ” ２ＸＸ 字号 井 区属 常 规 一 中质 油 区 ， 于 １ 位 ２区 东期 开始 向该 凸起 运 移 。阿 克库 勒 凸起 南 侧 是 塔 里 木 西 南 部位 ；ＴＨ１ ４ Ｘ 字号 井 区属常 规油 区 ， 于 １ 盆地 主 力烃源 区满 加 尔 坳 陷 ， 湖 生 油 凹陷 、 “ ２ＸＸ ” 位 ２ 草 哈拉 哈 塘 区东 南部 位 。 生油 坳 陷 ， 述 三 个 生 油 坳 （ 陷 的生 油 岩 具 长 期 生 上 凹） （ ） ＴＨ１２ ４等 ８口井 ０２ 油藏 １ 原油 样 烃 ， １据 ２０ ７个 多次 排烃 （ 加里东 中期开 始供 烃 ， 从 延续 至喜 马 拉雅 品分 析 结 果 ， 度 ０ ９ ６ ～ ０ ９７ｇ ｃ ， 动 粘 度 晚期 ） 密 ． ４ ２ ． ８４ ／ｍ３ 运 的特点 。海 西 期 （ 别 是 海 西 晚 期 ） 本 区 寒 武 特 是 ９ ８ ７ ｍｍ２ ｓ３ ．ｏ ） 属 重质 稠油 。 ５ ￣９ ４ ／ （７ Ｃ ， 系 一奥 陶 系中 一下 统 烃 源 岩 生 、 烃 高 峰 期 ， 供 以 原 排 提 （） ＴＨ１ １９等 ７口井 Ｏ２ 油 藏 ２ ２据 ２０ １个 原 油样 油 为 主的油气 资源 ， 马拉 雅 期 本 区烃 源 岩 生 、 喜 排烃 的 品分 析 结 果 ， 度 ０ ９ ２ ～ ０ ９ １ｇｃ ， 动 粘 度 规模 有 所减 少 ， 密 ． ０ ３ ． ３ ７／ｍ￣ 运 并且提 供 以天 然气 和轻 质 油 为主 的油 气 ２ ７ ２２ １ ￣ ６ ｍｍ ｓ ３ ．ｏ ） 属 中质 原 油 。 ／ （７ Ｃ ， 资源。其烃源充 足， 并具有形成 大型油气 田的烃源 基 （） ＴＨ１３ ３ ６口井 Ｏ２ 油 藏 ９ 原 油样 品 础 。同 时 ， 武 系 的主 生油 期 为 海 西 晚期 一 燕 山期 ， ３据 ２０ 等 个 寒 奥 分 析结 果 ， 密度 ０ ８３ ～Ｏ ９２ ｇ ｃ ， 动 粘 度 ４ ～ 陶系 中 一下 统 的主 生油期 为燕 山晚期 一喜 山晚期 ， 陶 ． ６ １ ． ０ ７／ｍ３运 ７ 奥 ６ ４ ｍｍｚ ｓ ３ ． ｏ ） 属常 规原 油一 中质 原 油 。 ３９ ／（７ Ｃ ， 系中、 上统 的主生油 期 为喜 山晚期 。区域 上 大规模 生 油 烃 （） Ｔ ２０ 等 ９口井 Ｏ 油藏 １ 个原油样 排烃 期 主要 是 海西 晚期 。并 且 ， 源 岩在 生 油期 存在 地 ４据 Ｈ１４３ ２ ５ 品分 析 结 果 ， 度 ０ ８３ ～ ０ ８ ９ｇ ｃ ， 动 粘 度 层压 实不 均匀 及 固一 液 相态 转化 等 因素 ， 同程 度 的发 密 ． ５４ ． ７６ ／ｍ 运 不 ３ ￣４ ９ ９ ５ ｍｍ ｓ ３ ． 。 ） 属常规 原 油 。 ／ （ ７ ８Ｃ ， 育异 常地 层压 力 ， 油气依 靠 这种 能量 排 出孔 隙 和微裂 缝 综合上述分析 ， 不难看 出， 塔河 １ 区一间房组油藏 进人 输 导层 和不整 合 面做顺 层或 小 角度 穿层 运 移 ， 越 ２ 且 原 油展 布具 有 北 西重 、 稠密 ， 东常 规 、 ， 重 ， 南 轻 北 南轻 的 接近 坳 陷边缘 总 流量 越 大 。遇 到断 裂 则 向上 运 移 在 一 间房 组地 层 圈闭 中聚集 成 藏 。因此 ， 成本 区一 间房组 形 展布特 征 。
2009年中国十大油气田产量对比
2009中国十大油田（区）盘点大庆黑龙江4000万吨胜利山东2791万吨长庆陕甘宁盆地1572万吨渤海约1350万吨延长1121万吨新疆1089万吨辽河1019万吨塔河660万吨吉林605万吨塔里木554万吨2009中国十大油田（区）盘点10亿吨大油田迷雾散去后的真实南堡大庆4000万吨位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。
油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。
1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。
1976年原油产量突破5000万吨，到1996年已连续年产原油5000万吨，稳产21年。
1995年年产原油5600万吨，是我国第一大油田。
2008年产量4020万吨同比下降0.5%概述：2009年，大庆油田生产原油4000.0299万吨、天然气30.0398亿立方米，继原油5000万吨稳产27年后，又在原油4000万吨以上稳产第7年，再次续写了中国石油企业年产原油之最。
经过近五十年的开发生产，大庆油田已经进入开发后期高含水阶段。
面对这些世界级难题，大庆油田加快了科技自主创新步伐。
通过夯实基础工作，加强油藏管理，强化水驱和聚驱调整，合理组织生产运行，油气生产任务全面完成，三次采油年产油量连续8年保持1000万吨以上，外围油田年产油连续2年保持600万吨以上。
点评：作为中国当之无愧的第一大油田，大庆油田产量占了全国原油总产量的近1/4。
然而，自2003年以来，大庆油田在年产5000万吨稳产27年以后，将原油产量调减到5000万吨以下，并在此后每年都进行一定幅度的下调，若按原步调，大庆油田今年产量将下滑至3800万吨。
然而，尽管艰难，大庆油田仍旧决定实现“4000万吨稳产”目标。
实际上，今天的大庆油田已经不需要用产量来验证它的地位了，作为石油工业的摇篮，它已然成为了中国历史上不可磨灭的印记。
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
Ａｂ ｔ ａ ｔ ｓ ｒ ｃ ：Ｔａ ｎ ｈｅ ａ ｄ Ｌｕｎｎ ｎ ｏｉ ｆｅｄｓ ａ ｅ ｒ ｓ ｅ ｔｖｅｙ １ ａ ｅ ｎ ｔ ｅ ｓ ｔ ｎｄ ｔ ｒ ｈ ｏ ｈｅ Ａ ｋ ｋｕ ｅ ａ １ ｉｌ ｒ ｅ ｐ ｃ ｉ ｌ ｏｃ ｔ ｄ ｉ ｈ ｏｕ ｈ ａ ｈｅ ｎｏ ｔ ｆｔ ｅ ｌ Ｕｐｌｆ ，ｔ ｅ Ｔａ ｉ Ｂａ ｉ ｉｔ ｈ ｒｍ ｓｎ．Ｉ ｅ ｍ ｓ ｏｆｓ ｒ ｔ ｒ １１ ｃ ｔｏ ｎ ｔ ｒ ｔ ｕｃ ｕ ａ ｏ ａ ｉ ｎ，ｉ ｓ ｃ ｒ ｃ ｅ ｉｅ ｂ ｔ ｕｃ ｕｒ １ｈｉ ｎ ｔ ｔ ｗａ ｈａ ａ ｔ ｒｚ ｄ ｙ ｓ ｒ ｔ ａ ｇｈ ｉ ｈｅ
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ＴＡＫ Ｉ ＮＧ ＥＬＬＳ Ｓ１ ７ ＡＮ Ｄ Ｗ ０ ＬＧ４ ０ ＡＳ ＥＸＡＭ ＰＬＥＳ
Ｙ ａ ｇ Ｎ ｉ ｇ ， Ｌ０ Ｘｉ ａ ，Ｃｈｅ ｅｔ ｏ ｎ ｎ ｕｘｉｎｇ ｎ Ｍ ｉａ 。，Ｚｈ ｎｇ Ｄ ｕｏ ｉ ｅ ｍ ｎｇ
（ ． ａｕｔ ｔｒｌ ｓｕｃ １ Ｆ ｃ ｌ ｏ Ｎａ ｕ ａ ｏ ｒ ｅ＆ Ｉ ｆ ｒ ｔ ｎ Ｔ ｃ ｎ ｌ ｙ， ｈ ｎ ｎｖ ｒｉ ｆ Ｐ ｔｏｅ ｍ ， ｅ ｉ ｇ ｙ ｆ Ｒｅ ｎ ｏ ｍａ ｉ ｅｈ ｏ ｏ ｏ ｇ Ｃ ｉａ Ｕ ｉｅｓ ｙ ｏ ｅｒ ｌｕ Ｂ ｉ ｎ ｔ ｊ
３ 中 国 石 油 化 工 股 份 有 限 公 司 ， 京 １ ０ ２ ；４ 中 国 石 油 塔 里 木 油 田公 司 ， 疆 库 尔 勒 ． 北 ００ ９ ． 新
８１０） ４ ０ ０
摘要 ： 河 和 轮南 油 田 分 处 塔 里 木 盆 地 阿 克 库 勒 凸 起 的南 北 两 地 ， 造 位置 上 具有 北 高 南 低 的 特 点 ， 造 活 动 差 异 及 后 期 改造 作 塔 构 构 用 的不 同造 成 两 地 储 层 发 育 具 有 不 同的 特 征 。根 据 沙 １７井 和轮 古 ４ ０ Ｏ井 储 层 发 育特 征 的对 比 研究 发 现 ， 古 ４ 轮 Ｏ井 地 处 北 部 构 造 高 点 的 轮 南 油 田地 区 ， 陶 系 碳 酸 盐 岩 储 层 发 育 厚 度 较 薄 ， 失 地 层 严 重 ， 陶 系 仅 发 育 中下 统 的 鹰 山 组 ， 由 于 该 套 储 层 距 奥 缺 奥 但 离上 部 不 整 合 面 近 ， 化 壳 储 层 发 育 ， 洞 系统 发 达 ， 成 了 一套 优 质 的 油 气 储 集 体 。沙 １ ７井 所 在 的 塔 河 油 田 地 处 南 部 斜 坡 地 风 缝 形 ０ 带 ， 陶 系 发 育 较 为 齐 全 ， 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 ， 由 于 中 下 奥 奥 但 又 陶统 储 层 远 离 上部 不 整 合 面 ， 此 孔 、 、 的 发 育 均 受 到 限 制 ， 集 性 能远 不 如 上 奥 陶 统 缺 失 的 北 部 地 区 储 层 。 因 缝 洞 储 关键 词 ： 酸盐 岩 ； 陶 系 ； 层 ； 南 油 田 ； 河 油 田 ； 里 木 盆 地 碳 奥 储 轮 塔 塔
简述油源对比过程
简述油源对比过程
高俊红;芮洪敏;孙志慧
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2010(036)016
【摘要】油源对比是油气勘探过程中的一项重要研究内容,因为油的分布直接受控于油源.石油和天然气是一种流体矿物,它们在油(气)源岩中生成后,经过一定距离的运移才聚集成藏.油气藏和油气源岩常常不在同一地点,甚至不在同一层位;同一盆地或凹陷内的油气,有时又来自不同油气源.因此,为了确切了解油气来源,必须进行油一油、油一岩对比,确定它们之间的亲缘关系,为指导勘探、开发提供科学的依据.【总页数】2页(P59-60)
【作者】高俊红;芮洪敏;孙志慧
【作者单位】东北石油大学,地球科学学院,黑龙江,大庆,163318;东北石油大学,地球科学学院,黑龙江,大庆,163318;东北石油大学,地球科学学院,黑龙江,大庆,163318【正文语种】中文
【中图分类】TE34
【相关文献】
1.伊通地堑鹿乡断陷油源对比分析——基于多元统计分析进行油源对比 [J], 倪军娥;方度;王冰洁
2.油源对比方法简介及鄂尔多斯盆地长9油源研究现状 [J], 任帅锋;康昱;夏小雨
3.青藏高原地-气物理过程影响研究计划进展——外场对比观测试验结果简述 [J], 陈联寿;徐祥德;周明煜
4.二连盆地赛汉塔拉凹陷腾二段低熟油地球化学特征和油源对比 [J], 李杰豪;侯读杰;曹兰柱;吴飘;赵喆;马潇潇
5.渤东凹陷北部烃源岩地球化学特征与油源对比 [J], 郭喜浩;徐国盛;黄晓波;江涛;梁浩然;李长志;李智超
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塔河油田稠油井合理回压指导掺稀用油量研究
掺稀降粘举升工艺在应用过程中稀油用量多，不仅浪费 稀油而且固定排量会导致地层产出少，为此需要反复调整。
近些年在稀油量反复调整的过程中得到如下经验数据 ： 按小区划分正常生产井稀稠比（稀油量与地产比值）及井口 温度下混合液黏温标准。经验数据绘制成单元、区域稀稠比 指导优化。如表 1 所示。 4 稠油井合理回压指导掺稀优化
收稿日期 ：2019–05–16 作者简介 ：文强（1988—），男，湖北荆州人，助理工程师，主要从
事油田开发及生产技术工作。
单井掺稀用油量的方案。 2 掺稀降黏开采流程
稀油从地面流程管线进入油井套管，然后在油管底部与 油层稠油因相似相溶原理混配后粘度下降，通过机械举升及 自喷可以顺利地进入地面集输系统。 3 前期降掺稀经验
摘 要 ：塔河油田生产的稠油富含胶质沥青质，黏度高、密度大。其中十区北及十二区超稠油区块只能用掺稀降黏开采工 艺才能满足油井正常生产。但随着油田开发的推进，稀油量制约了本区域油井产能的充分释放，为此在总结前人经验数据之上， 摸索出一套应用合理回压来指导单井掺稀用油量的方案。
关键词 ：超稠油区 ；稀稠比 ；合理回压 中图分类号 ：TE28 文献标志码 ：A 文章编号 ：1003–6490（2019）08–0152–02
塔河油田12区块油藏水体来源及出水特征分析
摘 要：塔河油田 12 区块奥陶系油藏储层非均质性强烈、油水关系复杂，油井出水是导致产量下降的主
要原因。 见水井水体来源主要包括漏失液及酸压残留液、缝洞单元底部驱替残留水和酸压沟通的缝洞单
元下部水体。 漏失液产出一般呈含水下降型，对生产影响不大。 底部残留水和下部水体的产出因水体能
量、油水界面高度和储层垂向渗透性的差异而不同。 对具有不同水体来源及出水特征的井采取相应的稳
300
240
密层阻隔，油体很容易沿高渗透通道而侵入。 下部 水体能量强大，关井暂时回落的水锥在开井后很快 又侵至井底，原油因流动空间被水占据而无法产出 。 对于这类井，最好封堵下部强出水井段后再生产。
产液量
100
含水率 80
含水率（%）
产 液 量 （m3）
180
60
120
40
60
0 2008-03-20
油控水措施，可以有效提高油藏最终采出程度。
关键词：水体来源；出水特征；稳油控水；塔河油田
中图分类号：TE349
文献标识码：A
塔河油田奥陶系油藏以裂 缝、孔洞为主要储渗空间，基质致 密，基本不具备储渗能力［1］。 开发 过程中以缝洞单元为基本研究对 象，缝洞单元内普遍油水共存。 受特殊成藏条件等因素影响，储 层非均质强烈，油水关系极为复 杂［2］。 近年来，塔河油田见水井逐渐增多，油井出水 量及含水率快速升高。 油井见水，尤其是进入中高 含水期后将导致产量大幅度下降，这也成为影响塔 河油田开发效果及经济效益的主要因素［3］。 鉴于目 前对油藏流体分布规律缺乏清晰的认识，因而加强 油藏见水井水体来源及出水特征分析，准确认识油 藏油水关系，并在此基础上提出相应的稳油控水措 施，对整个油田的可持锥无法直接控制。 TK1237 井在钻井和完井过程中漏失泥浆及清 水 60 m3，酸压完井。 酸压证实有效沟通了储集体，
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，是中国十大大油田之一，也是世界著名的碳酸盐岩油田之一。
由于该油田的特殊地质构造和油藏特征，塔河油田的稠油采油工艺技术备受关注。
稠油采油工艺技术是指在稠油油藏地质条件和油藏流体特性的基础上，通过综合应用物理、化学、地质和工程技术手段，实现高效、低成本、环保的油藏开发和生产。
本文将从塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术的角度进行分析和探讨。
一、塔河油田碳酸盐岩油藏稠油特点1.高粘度：塔河油田的稠油具有高粘度的特点，通常粘度在1000mPa·s以上，有时可达到10000mPa·s以上，因此传统采油工艺技术很难适应此类油藏的开发和生产。
2.复杂地质构造：碳酸盐岩油藏地质构造复杂，裂缝和孔隙度小，导致稠油在地层中的流动性很差，采油难度大。
3.高含硫：塔河油田的稠油中含有较高的硫含量，对生产设备和环境造成一定程度的腐蚀和污染。
二、稠油采油工艺技术应用1.热采技术：热采技术是指在稠油油藏中注入热媒介，提高油藏温度，降低油的粘度，促进油的流动。
在塔河油田碳酸盐岩油藏中，可以采用蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽助采等热采技术，以降低稠油的粘度，提高采收率。
2.化学驱技术：化学驱技术是指在稠油油藏中注入化学驱剂，改变油水相互作用力，使稠油产生剪切稀释，从而提高油的流动性。
在塔河油田碳酸盐岩油藏中，可以采用聚合物驱、碱驱、聚合物-碱复合驱等化学驱技术，以降低油的粘度，促进采收率提高。
3.物理加辅技术：物理加辅技术是指通过物理手段改变油藏地质构造，改善油藏流动性。
在塔河油田碳酸盐岩油藏中，可以采用水平井、多层水平井、水平井-压裂技术等物理加辅技术，以改善油藏渗透率，提高采收率。
4.地质应用技术：地质应用技术是指通过地质手段解决油藏地质问题，提高油藏开发效率。
在塔河油田碳酸盐岩油藏中，可以采用三维地震勘探、地质剖面预测、层控技术等地质应用技术，以提高油藏储量评价的准确性，降低勘探风险。
稠油小结[整理版]
![稠油小结[整理版]](https://img.taocdn.com/s3/m/b76debdb0d22590102020740be1e650e52eacfd4.png)
我国有丰富的稠油资源，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。
重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。
目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。
辽河油田辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。
按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。
由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。
塔河油田塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油,稠油产量占总产量57% 。
塔里木油田塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。
在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度2 698 mP·s。
河南油田已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。
胜利油田胜利油区探明稠油地质储量4.41×108t；已动用储量3.05×108t，未动用储量1.36×108t。
胜利油区未动用稠油储量主要以超稠油油藏及薄层稠油油藏为主，其中原油粘度超过100000mP·s的超稠油储量5159×104t，占未动用稠油储量的38％，是胜利油田主要的未动用资源之一。
吐哈油田深层稠油和三塘湖盆地浅层稠油探明储量9814×104t。
图1 我国稠油资源分布在原油生产过程中，靠地层压力或各种机械力量使原油沿油管向上流动。
5声波采油技术通过声波处理生产油井、注水井及近井地带，使地层中流体的物性及流态发生变化，改善井底近井地带的流通条件及渗透性。
（1）超声波采油超声波在井筒液体超声波在井筒液体中产生强烈的空化效应形成局部的瞬时高温高压区，使原油分子键断裂，降低原油粘度，从而提高原油的流动性。
轮南、塔河油田稠油油源对比
轮南、塔河油田稠油油源对比马安来;张水昌;张大江;金之钧【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2004(025)001【摘要】运用GC,GC-MS,GC-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25-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、C24四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C28甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、4-甲基-24-乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、24-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TD2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、4-甲基甾烷酸的分布与TD2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.【总页数】8页(P31-38)【作者】马安来;张水昌;张大江;金之钧【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083;长江大学,湖北荆州,434023;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.1【相关文献】1.包裹体技术在春风油田稠油油源对比中的应用 [J], 席伟军;乔明全;张枝焕;史翠娥2.巴彦呼舒凹陷稠油地球化学特征及油源对比研究 [J], 刘志文3.生物降解稠油油源对比新方法及其应用 [J], 韩霞;吴拓;徐冠军;李培新;马玉东4.生物标志物定量叠加参数恢复法在渤海油田稠油油源对比中的应用 [J], 王飞龙;徐长贵;张敏;官大勇;刘朋波5.轮南和塔河油田稠油沥青质钌离子催化氧化研究 [J], 马安来;张水昌;张大江因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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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。