高蜡凝析油或轻质油的分布特征与成因机理

介绍了中国部分含油气盆地中的高蜡凝析油或轻质油的地球化学特征及其在地域上和层位上的分布规律,并以大港千米桥古潜山高蜡凝析油气藏、吐哈盆地西部凹陷部分高蜡凝析油田或轻质油田、塔里木盆地柯克亚凝析油气田、盐城凹陷的高蜡凝析油藏为例,总结了几种高蜡凝析油或轻质油的成因模式,即煤系腐殖型烃源岩热演化生烃、运移分馏作用、混合作用或“气洗作用”等。

塔里木盆地库车坳陷中、新生界高蜡凝析油和轻质油形成及其控制因素

大量的原油样品数据表明库车坳陷中、新生界凝析油和轻质油以高含蜡为特征,结合前人的研究成果和现有资料对库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的成因和控制因素进行了分析。分析结果表明,烃源岩有机显微组分中部分壳质组和腐泥组形成了高蜡油,镜质组形成了凝析油和轻质油,三者共同决定了库车坳陷高蜡凝析油和轻质油的形成。原油含蜡量主要受3个因素控制:原油成熟度、油气藏类型、气洗作用和原油运移作用。原油成熟度为主要控制因素,库车坳陷原油是烃源岩在成熟阶段下热演化生成的,原油成熟度Ro介于0. 8%～1. 05%,总体表现为高含蜡的特征,且原油含蜡量随原油成熟度增加而降低;油气藏类型为次要控制因素,干气藏原油含蜡量小于5%,凝析油含量低的凝析气藏原油含蜡量介于5%～10%,凝析油含量高的凝析气藏和油藏原油含蜡量大于10%,且原油含蜡量随生产气/油比对数的减小而增加;气洗作用和原油运移作用影响最小,相同油源条件下,原油受气洗程度越强,原油含蜡量越低,原油运移距离越大,原油含蜡量也越低。

渤海湾盆地渤中19⁃6凝析气田高蜡凝析油地球化学特征及成因分析

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油以高含蜡为特征,综合前人研究成果和油气地球化学资料对渤中19-6凝析气田高蜡凝析油特征和成因进行了分析。结果表明,研究区凝析油具有低密度、低黏度、低沥青质和胶质、高蜡和高凝固点的物性特征,其低碳数与中—高碳数正构烷烃含量相当,C_(1-8)轻烃组分以正构烷烃和环烷烃为主,C_(27)、C_(28)和C_(29)规则甾烷呈“L”字型分布,C_(30)4-甲基甾烷含量较高、伽马蜡烷含量中等—低,3+4—甲基双金刚烷含量较低,主要为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物。高蜡凝析油的形成主要受控于烃源岩母质类型和相控混溶的凝析气形成机制。研究区烃源岩有机显微组分以腐泥无定形体和腐殖无定形体为主,为高蜡凝析油的形成提供了充足的物质基础。相控混溶的凝析气成因机制为高蜡凝析油的形成与保存创造了良好的外部条件。

千米桥古潜山高蜡凝析油的高分子量(C_(35)^+)正烷烃分布及其烃源灶方位

采用高温气相色谱技术,分析了渤海湾盆地千米桥奥陶系古潜山油气田的高蜡凝析油,检测出其高分子量蜡馏分主要由C35-C69正烷烃组成,CPI37-55值为0.94-1.10,属于高成熟原油的范畴.鉴于当前钻井取岩心不足和烃源灶方位的不确定性,利用高蜡凝析油与周缘高蜡原油的高分子量正烷烃作对比,结合原油含蜡量的平面分布,预测烃源灶方位主要来自千米桥东侧的歧口凹陷方向.此外,还运用原油的9项成熟度参数,结合3项含氮化合物参数,确认千米桥古潜山高蜡凝析油是从北东至南西方向充注的,即从板深4井逐次向板深7和8井方向充注成藏.