塔里木盆地和田河气田水溶气成藏过程

塔里木盆地和田河气田的天然气具备水溶气成藏地球化学特征和理想的水溶气成藏条件。喜马拉雅运动晚期和田河气田圈闭形成,巴楚断隆以南的西南坳陷寒武系高—过成熟烃源岩生成的天然气在深部高温、高压条件下大量溶解于水中。随着断裂的开启,在异常压力驱使下,水溶气沿断裂从深部寒武系运移至气田东部的奥陶系和石炭系圈闭中,由于压力和温度降低,水溶气释放形成游离气气顶,气水界面下部的水体继续自气田东部高压区向西部低压区沿不整合面长距离运移,运移过程中压力不断降低,导致水溶气不断释放,变成游离相天然气,在运移路径上成藏,形成条带状、串珠状分布的和田河气田。由此造成气田西部井区天然气偏干、甲烷碳同位素组成偏重、CO2含量明显偏高,一系列的水溶气运移参数自东部井区向西部明显增大。

和田河气田奥陶系碳酸盐岩储层特征及建设性成岩作用

和田河气田是塔里木油田分公司“九五”期间探明的大型气田。该气田的主要储层是奥陶系碳酸盐岩 ,储集空间主要包括孔隙、溶洞和裂缝。对储层控制作用最强的是岩溶作用和破裂作用等建设性成岩作用。由于风化淋滤作用和构造运动产生的构造裂缝的改造 ,在奥陶系古潜山出现了较好的风化壳岩溶并使溶蚀孔洞十分发育。溶蚀孔隙的存在大大增加了储层的孔隙度 ,该储层约78%的孔隙为溶蚀孔隙。通过切割关系、裂缝充填物的宏观和微观特征可识别出 5期构造裂缝。裂缝孔隙度占总孔隙度的 1 .5 %～ 3.5 % ,但裂缝渗透率却占总渗透率的 99.4%左右。

塔里木盆地和田河气田天然气裂解类型

和田河气田天然气来自寒武系高-过成熟烃源岩,气田大体上呈长条状东西向展布。和田河气田天然气组分具有随C1/C2增加C2/C3变小、碳同位素δ13C2-δ13C3值变化较大、ln(C2/C3)值变化较小的特点。根据目前惯用的干酪根裂解气和原油二次裂解气判识标准,和田河气田的天然气应属于干酪根裂解气。和田河气田东、西部井区天然气干燥系数、甲烷碳同位素值及二氧化碳含量存在明显的差异。伴随晚喜山期和田河圈闭的形成,干酪根裂解生成的天然气以水溶方式自东部高压区向西部低压区运移,由于甲烷在水中的溶解度大于重烃、δ13CH4溶解度大于1δ2CH4、CO2在天然气组分中溶解度最大,造成天然气组分和甲烷碳同位素的分馏,使西部井区天然气具有干燥系数偏高、甲烷碳同位素值偏重、二氧化碳含量明显偏高等特点。

和田河气田奥陶系碳酸盐岩裂缝

和田河气田奥陶系碳酸盐岩中发育 3类成岩缝和 5期构造缝。裂缝以高角度小 微缝为主 ,多数裂缝被方解石和泥质充填或半充填。缝合线和 2 ,3 ,4,5期构造缝尚存在未被充填的空间 ,可作为油气的储集空间和渗流通道。裂缝是储层渗透率的主要贡献者 ,总渗透率的 99 4 为裂缝提供。裂缝的发育程度主要受控于构造运动和岩性 。

和田河气田碳酸盐岩岩心裂缝分维数及与物性的关系

和田河气田是塔里木盆地已发现的大型碳酸盐岩气田 ,其奥陶系储集层属于裂缝 孔洞型碳酸盐岩。应用分形理论研究该气田 4口井奥陶系 70m长岩心中的裂缝 ,将裂缝条数和统计用的岩心长度各取自然对数 ,二者之间呈现明显的正相关关系 ,4口井的线性相关系数都大于 0 .97。根据裂缝分维数的地质意义 ,位于构造轴部的井比位于边部井的分维数要大 ,表明构造轴部比边部裂缝发育 ;位于构造轴部的井分维数值由东向西依次减小 ,反映构造东部比西部裂缝发育 ;自上往下分维数值也依次减小 ,说明裂缝发育程度由上向下降低。这种分维数计算结果符合断背斜的裂缝系统分布特征。裂缝分维数与储集层物性具有较好的正相关关系 (与孔隙度的相关系数达 0 .90 49,与渗透率的相关系数高达 0 .9968)。通过计算裂缝分维数 ,可以定量预测裂缝 孔洞型储集层的裂缝发育带和有利储集层分布区 ,指导油气勘探。图 3表 3参

碳酸盐岩成岩作用及其对储层控制的定量评价——以和田河气田石炭系生物屑灰岩段为例

成岩作用对碳酸盐岩储层的影响很大。石炭系生物屑灰岩段是和田河气田的主要产层 ,控制其储层物性的成岩作用主要有胶结作用、压实 压溶作用、白云石化作用、溶蚀 (岩溶 )作用和破裂作用。胶结作用和压实作用是主要的孔隙破坏者 ,它们破坏了几乎所有的原生孔隙和部分次生溶孔 ;压溶作用产生的缝合线大部分已成为油气的运移通道和储集空间 ;白云石化作用发生于准同生期 ,符合渗透回流白云石化机理 ,产生的大量晶间孔占储层总孔隙度的 3 0 %左右 ,且白云石含量与孔隙度呈正相关关系 ;埋藏岩溶作用主要是由硫酸溶蚀作用形成 ,产生的溶蚀孔隙是该储层的主要储集空间 ,占储层总孔隙度的3 7.5 %以上 ;破裂作用产生的构造裂缝是储层渗透率的主要贡献者 ,它为储层提供 99.6%以上的渗透率和 2 %～ 6%的总孔隙度 ,破裂作用是致密碳酸盐岩能够成为油气储层的必要条件。岩溶作用和白云石化作用都发育的区域应是碳酸盐岩的主要勘探目标。

和田河气田天然气东西部差异及原因

塔里木盆地和田河气田天然气是成熟度较高的干气 ,二氧化碳和氮气含量高。天然气来自寒武系海相高—过成熟烃源岩 ,属油型气。气田呈近东西向展布 ,西部井区的埋深小于东部井区 ,西部井区天然气二氧化碳含量和干燥系数明显高于东部 ,西部井区甲烷碳同位素重于东部。导致东西部天然气的地球化学特征有明显差别的原因是 ,天然气自东向西运移造成了组分的东西部差异 ;西部井区的压力释放使水中溶解的CO2 大量释放 ,导致CO2 含量增加 ;扩散作用导致了甲烷碳同位素的西重东轻。

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏,地质研究表明,该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律,给开发方案设计提供科学依据,决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型,采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现,水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响,水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律,得出了防止和控制底水上升的措施。据此,建议气藏开发时采用水平井技术,气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域,射孔时应有一定的避射厚度,生产时要注意控制生产压差。

塔里木盆地和田河气田周缘构造演化、成藏与勘探领域

以寻找塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探接替领域为目的,在和田河气田周缘采用古构造演化的方法,结合和田河气田单井油气水分析,建立了玛南奥陶系潜山准层状成藏模式和玛北台缘带古油藏成藏模式;指出和田河气田周缘存在玛南奥陶系潜山、玛北奥陶系台缘带和玛东奥陶系推覆构造带三大油气勘探领域,区带资源量约1万亿m3,是塔里木盆地碳酸盐岩勘探的重要接替领域。玛南奥陶系潜山暴露时间长,风化、淋滤作用强,形成良好的岩溶型储层,上覆石炭系泥岩和上倾位置的致密灰岩作为盖层,形成良好的储盖组合,同时处于有效生烃范围之内,是有利勘探领域。玛北发育奥陶系台缘带,而且与构造圈闭相叠置,可以捕获早期运移的油气,是较有利勘探领域。玛东奥陶系推覆带潜山披覆圈闭发育,规模较大,是潜在勘探领域。

塔里木盆地和田河气田轻质油成熟度判定及其油源意义

为评价和田河气田轻质原油的成熟度,利用气相色谱与气相色谱-质谱联用仪,对和田河气田4个轻质原油中具有成熟度信息的化合物进行分析。轻烃庚烷值与异庚烷值、甲基双金刚烷参数、甲基菲参数、甲基二苯并噻吩参数和Ts/(Ts+Tm)成熟度参数显示和田河轻质油处于高成熟阶段(凝析油阶段),烷基萘类成熟度参数、C29甾烷20S/(20S+20R)和C29甾烷ββ/(αα+ββ)显示尚未进入生烃高峰期。轻烃等参数显示原油高成熟与原油密度等物理性质一致,烷基萘类成熟度参数成熟度偏低可能与原油存在轻微生物降解有关,甾烷成熟度参数偏低是演化达到平衡终点后翻转所致。综合成熟度参数认为,和田河气田轻质原油处于成熟末期-高成熟阶段。与该地区典型的烃源岩样品成熟度对比,推断轻质原油与天然气同源,主要来自寒武系烃源岩。甾萜类生物标志物油-源对比分析支持该结论。

中国海相油气田勘探实例之七 塔里木盆地和田河气田的勘探与发现

和田河气田位于新疆塔里木盆地中央隆起巴楚凸起南缘的玛扎塔格构造带,含气面积143.45km2。气田发现于1997年9月,是塔里木盆地已探明的最大的古生界海相碳酸盐岩气田,1998年探明天然气地质储量616.94×108m3。气田由七个气藏构成,气源为寒武系海相碳酸盐岩烃源岩形成的古油藏油裂解气和过成熟干酪根裂解气的混合气,主力产气层为奥陶系碳酸盐岩潜山以及石炭系海相碳酸盐岩和碎屑岩,它们与各自上覆的石炭系不同泥岩段构成良好的区域性和区带性储盖组合。论述了气田的勘探和发现历程、气藏的主要地质特征,总结了应用油气晚期成藏理论取得油气突破的勘探实践与认识启示。

和田河气田碳酸盐岩储集层的岩溶作用

和田河气田是塔里木盆地最近探明的大型碳酸盐岩气田,主要储集层为奥陶系潜山灰岩和石炭系生屑灰岩,岩溶作用十分发育。根据各类岩溶发生的时间、机理和部位的研究认为,岩溶作用主要发育有三种:层间岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶。层间岩溶和风化壳岩溶由大气淡水作用形成,奥陶系潜山灰岩埋藏岩溶由有机酸作用而成,石炭系生屑灰岩埋藏岩溶由硫酸溶蚀形成。岩溶作用主要受控于岩性、构造、古地貌和古气侯,岩溶作用可提高储集层孔隙度和渗透率。

和田河气田天然气运聚效率及源区探讨

和田河气田天然气主要源自寒武系烃源岩早期所生液态烃的二次裂解。针对其天然气成因类型,设计开展了源岩热解生烃和原油裂解成气模拟实验,在此基础上建立并标定了有机质生烃及原油裂解成甲烷过程中碳同位素分馏的化学动力学模型,进而在和田河气田的潜在源区进行了地质应用。结果表明,和田河气田两个潜在源区均有短期内大量生气的特征,这有利于减小成藏过程中天然气的散失量。但是,巴楚凸起生气期较早,且所生油气先后经历了两次构造运动破坏;而麦盖提斜坡先北倾后南倾的构造格局演化既使西南坳陷烃源岩早期处于构造上倾部位,生气较晚,又使其所生烃类早期在构造相对稳定的西南古斜坡的构造高部位成藏,而不是在其下倾方向的玛扎塔格断垒构造带聚集,避免了和田河地区的两次构造运动破坏。因此,和田河气田天然气应主要源于西南坳陷。

塔里木盆地和田河气田玛扎塔格滑脱背斜构造特征

塔里木盆地巴楚隆起南侧的和田河气田是在玛扎塔格构造上发现的典型背斜型气藏。由于该区钻井主要集中在构造核部,钻井深度相对较浅,而构造两翼的地震资料品质较差,因而对该构造出现了多种解释结果。本文依据钻井资料标定,应用断层相关褶皱理论,对该区二维地震剖面测网重新进行详细构造解释。结果表明,玛扎塔格构造主要构造样式为以中寒武统膏岩为滑脱面的滑脱背斜,玛4井东构造样式则为断层扩展褶皱,表明玛4井东存在近南北走向的横向走滑断层,并在地震剖面上得到证实。地震解释结果也证实了玛扎塔格构造西北侧发育的古董山逆冲断层向南东方向延伸进入和田河气田。滑脱褶皱背斜南北两翼发育的中新世-上新世生长地层和第四系角度不整合,表明该构造主要形成时期为中新世—上新世,而且第四纪该构造又重新活动。

和田河气田石炭系沉积相特征与演化

和田河气田石炭系主要发育混合台地、碎屑滨岸和浅海 (陆棚 )沉积相。混合台地是区内主要沉积相 ,可划分出 4种亚相 ,当台内有水下隆起时 ,由岸向海 4种亚相发育齐全 ;反之 ,则缺失局限台地和台内滩亚相。混合台地相具有物源近、水体浅、能量较弱的特点 ,总体上为以细粒为主的碎屑岩和碳酸盐互层沉积 ,当气候干燥炎热或水体受到局限时 ,还可形成大量石膏沉积。碎屑滨岸相分布在石炭系砂砾岩段 ,划分为后滨、前滨及临滨亚相 ,以细粒碎屑岩为主。浅海陆棚相分布在石炭系下泥岩段 ,主要为泥岩夹粉砂岩。在中、晚海西运动影响下 ,石炭系从巴楚期、卡拉沙依期到小海子期整体表现为一次大的海侵 -海退旋回 ,沉积环境也表现为由碎屑滨海向混合浅水台地的演化。

塔里木盆地和田河气田成藏条件及控制因素

和田河气田位于巴楚凸起南侧，晚加里东期以来始终处于构造高部位。主要烃源岩为寒武系、奥陶系及石炭系，天然气主要来源于寒武系古油藏的原油裂解气和干酪根裂解气，凝析油来源于石炭系烃源岩。主要储集层为石炭系生屑灰岩段、奥陶系古潜山碳酸盐岩、石炭系砂泥岩段和砂砾岩段碎屑岩，发育三套区域性盖层和多套区带性盖层，形成良好的储盖组合。成藏控制因素包括六个方面：①发育寒武系优质烃源岩，二叠纪火山活动使寒武系油源的古油藏裂解为干气，成为气田的主要气源。②构造运动使该区长期成为油气指向区并造成两侧的断裂发育，有利于形成断背斜圈闭；伴随断裂发育了裂缝系统，改善了储集物性。③断裂构成油气垂向运移的通道；奥陶系潜山不整合面成为油气横向长距离运移的通道。④三套区域性盖层和若干区带性盖层是和田河气田保存的关键因素之一。⑤溶蚀作用使缝洞系统发育，大大改善了碳酸盐岩的储集物性。⑥气田的构造形成期为早—中喜马拉雅期，晚期抬升运动只造成气田内山体出露，对主体构造没有造成影响，使气田得以保存完好。

塔里木盆地和田河气田成藏条件及控制因素

和田河气田位于巴楚凸起南侧,晚加里东期以来始终处于构造高部位。主要烃源岩为寒武系、奥陶系及石炭系,天然气主要来源于寒武系古油藏的原油裂解气和干酪根裂解气,凝析油来源干石炭系烃源岩。主要储集层为石炭系生屑灰岩段、奥陶系古潜山碳酸盐岩、石炭系砂泥岩段和砂砾岩段碎屑岩,发育三套区域性盖层和多套区带性盖层,形成良好的储盖组合。成藏控制因素包括六个方面:①发育寒武系优质烃源岩,二叠纪火山活动使寒武系油源的古油藏裂解为干气,成为气田的主要气源。②构造运动使该区长期成为油气指向区并造成两侧的断裂发育,有利于形成断背斜圈闭;伴随断裂发育了裂缝系统,改善了储集物性。③断裂构成油气垂向运移的通道;奥陶系潜山不整合面成为油气横向长距离运移的通道。④三套区域性盖层和若干区带性盖层是和田河气田保存的关键因素之一。⑤溶蚀作用使缝洞系统发育,大大改善了碳酸盐岩的储集物性。⑥气田的构造形成期为早—中喜马拉雅期,晚期抬升运动只造成气田内山体出露,对主体构造没有造成影响,使气田得以保存完好。

塔里木盆地和田河气田上奥陶统碳酸盐岩储层控制因素

上奥陶统碳酸盐岩储层是和田河气田主要产气层之一。储层储渗空间以次生成因的孔、洞、缝为主。该套储层是在 4亿年左右的地质历史中 ,由沉积、成岩和构造作用相互影响而形成的最终成果 :其中沉积作用是基础 ,影响着储层的基本形态 ,有利于储层形成与演化的沉积相为台地边缘滩、台内点滩和上斜坡等沉积相带 ;成岩作用是关键 ,决定了储层的最终分布形态和范围 ,对储层结构的影响至关重要 ,促进储集空间形成的成岩作用主要有表生期和埋藏期的溶解作用 ;构造作用是条件 ,影响着各储集体之间以及单一储集体内部储集空间的连通情况。

裂缝对和田河气田石炭系生屑灰岩段储层的控制作用

和田河气田是塔里木盆地已探明的大型碳酸盐岩气田。石炭系生屑灰岩段是和田河气田产气的主要产层,其储量占总储量的53%,生屑灰岩段储层经历了同生期岩溶作用、埋藏期岩溶作用。埋藏溶蚀作用产生的溶蚀孔隙是该储层的主要储集空间,占储层总孔隙度的47%-61%。H2S可能是生屑灰岩段埋藏溶蚀作用的一种重要营力,埋藏溶蚀作用沿裂缝进行。裂缝以构造缝为主,裂缝不但是储层渗透率的主要贡献者,而且控制孔隙在垂向及平面上的分布：在纵向上,裂缝发育段也是基质孔隙发育段;而平面上,构造高部位等裂缝发育处孔隙度也相对较大,而在构造鞍部裂缝不发育区,孔隙度也低。

和田河气田奥陶系碳酸盐岩成岩作用及孔隙演化

奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地和田河气田的主要产层 ,受成岩作用的改造非常强烈。通过对岩心、普通薄片、铸体薄片、阴极发光、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等多种资料进行综合研究 ,详细阐述了主要成岩作用的形成机理及其产物 ,分析了其对储层的影响和成岩序列。胶结作用和压实作用是原生孔隙和部分次生孔隙的主要破坏者 ;溶蚀 (岩溶 )作用、压溶作用、破裂作用和白云石化作用是次生孔隙的主要建造者 ,它们产生的溶孔、溶洞和裂缝是天然气的主要储集空间和运移通道。成岩作用是该储层物性的主要控制因素 ,它控制了孔隙的演化过程。