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塔里木盆地台盆区天然气成藏条件分析

来源:论文学术网
时间:2024-08-19 08:07:25
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塔里木盆地台盆区天然气成藏条件分析【摘要】:本博士论文隶属于“十五”国家重点科技攻关项目,以含油气系统为理论指导,以油气地球化学、石油地质学和气藏成藏地球化学等学科为研究手段,对塔

【摘要】:本博士论文隶属于“十五”国家重点科技攻关项目,以含油气系统为理论指导,以油气地球化学、石油地质学和气藏成藏地球化学等学科为研究手段,对塔里木盆地台盆区的天然气成藏条件分析进行了系统分析,指出了克拉通区大中型气藏主控地质因素,并对寻找大中型气田的勘探方向进行了预测。 本论文的主要研究难点在于: (1)寒武系—下奥陶统烃源岩时代老、演化时间长,加里东晚期快速深理、快速生烃,但不同的地区构造演化特征差异很大,具有不同的生排烃史和成藏史 (2)台盆区天然气成因复杂,原油裂解气是非常重要的组成部分,但目前还没有一套很好的判识干酪根裂解气与原油裂解气的指标以及计算这两种天然气比例的方法 (3)台盆区天然气藏类型多,既有凝析气藏,又有干气藏、湿气藏,且非烃气体含量普遍较高,成藏模式还不完全清楚 (4)如果以原油裂解气为主,那么成藏的主控因素有哪些 (5)天然气分布规律与有利勘探方向还不完全清楚 论文在研究方法上有创新,在用天然气藏储层段的烃类浓缩物地化指标判别气源和用包裹体、储层沥青并结合构造发育演化综合判别成藏史等方面有新意。 论文取得了以下六方面的重要结论: 1.根据寒武系—下奥陶统烃源岩在不同地区的埋藏史和热演化史,提出了持续凹陷连续生烃、残余隆起阶段生烃和斜坡区连续生烃等三种演化模式。 2.从生烃机理方面探索了天然气氮气含量高的原因,英买力—东河塘、哈得、塔中北坡地区的高氮气含量是由成熟—高成熟早期的中上奥陶统灰岩和泥灰岩生成,满东—英吉苏地区的高氮气含量是由过成熟的寒武—下奥陶统泥岩和泥灰岩烃源岩生成,轮南—吉拉克地区相对较低的氮气含量主要是该区寒武—下奥陶统泥灰岩烃源岩处于高演化阶段所致。 3.在对烃源岩和天然气特征进行详细分析研究的基础上,应用气源动态对比的新思路,优选了δ~(13)C_(2-1)与δ~(13)C_1、δ~(13)C_(2-1)和δ~(13)C_1)、甲基环己烷和环己烷碳同位素等三项指标进行气源对比,进一步明确了塔里木盆地台盆区的主力烃源岩为寒武系—下奥陶统。 【关键词】:塔里木盆地 台盆区 油裂解气 成藏 古油藏
【学位授予单位】:西南石油大学
【学位级别】:博士
【学位授予年份】:2005
【分类号】:P618.13
【目录】:
  • 1 序言11-20
  • 1.1 存在问题及难点11
  • 1.2 国内外发展概况11-15
  • 1.3 主要研究内容15-16
  • 1.4 样品分析工作量16-17
  • 1.5 采取的新思路、新方法及关键技术17-19
  • 1.6 主要创新点19-20
  • 2 烃源岩和天然气特征20-58
  • 2.1 寒武系和奥陶系烃源岩20-29
  • 2.2 天然气地球化学特征29-43
  • 2.2.1 组分分布特征29-34
  • 2.2.2 天然气组分碳、氢同位素组成34-36
  • 2.2.3 天然气轻烃碳同位素和组成分布特征36-40
  • 2.2.4 稀有气体同位素组成40-43
  • 2.3 台盆区气源对比43-50
  • 2.3.1 台盆区气源对比思路43-44
  • 2.3.2 台盆区气源对比44-50
  • 2.4 原油裂解气和干酪根裂解气区分标志50-58
  • 2.4.1 根据天然气组成判识干酪根裂解气和原油裂解气50-53
  • 2.4.2 干酪根和原油裂解气判识的轻烃指标53-56
  • 2.4.3 塔里木盆地台盆区干酪根裂解气和原油裂解气判识56-58
  • 3 典型气藏成藏特征及模式58-103
  • 3.1 英南2气藏成藏特征及模式58-85
  • 3.1.1 气藏地质特征58-65
  • 3.1.2 天然气地球化学特征65-70
  • 3.1.3 凝析油地球化学特征70-77
  • 3.1.4 储层地球化学特征77-81
  • 3.1.5 成藏模式分析81-85
  • 3.2 桑南气藏成藏特征及模式85-103
  • 3.2.1 气藏地质特征85-90
  • 3.2.2 天然气地球化学特征90-94
  • 3.2.3 原油地球化学特征94-96
  • 3.2.4 成藏模式分析96-103
  • 4 台盆区天然气成藏条件对比103-159
  • 4.1 烃源岩展布及成熟度差异103-106
  • 4.1.1 塔东地区103-104
  • 4.1.2 塔中、轮南地区104-105
  • 4.1.3 和田河地区105-106
  • 4.2 构造特征上的差异106-133
  • 4.2.1 塔东地区构造特征106-113
  • 4.2.2 塔中地区构造特征113-119
  • 4.2.3 轮南地区构造特征119-126
  • 4.2.4 和田河地区构造特征126-133
  • 4.3 储层及储盖组合差异133-146
  • 4.3.1 塔东地区储层特征133-137
  • 4.3.2 塔中地区储层特征137-139
  • 4.3.3 轮南地区储层特征139-143
  • 4.3.4 和田河地区储层特征143-146
  • 4.4 天然气运聚方式上的差异146-159
  • 4.4.1 塔东地区天然气的运聚146-151
  • 4.4.2 塔中地区天然气的运聚151-153
  • 4.4.3 轮南地区天然气的运聚153-155
  • 4.4.4 和田河地区天然气的运聚155-157
  • 4.4.5 小结157-159
  • 5 大中型气田成藏主控因素与勘探有利区预测159-172
  • 5.1 大中型气田成藏主控因素159-166
  • 5.1.1 多期生气灶控制气藏的形成与分布159-161
  • 5.1.2 两种聚集方式控制气藏的形成与分布161-163
  • 5.1.3 喜山期沉降控制凝析气气藏相态成因163-166
  • 5.2 勘探有利区预测166-172
  • 5.2.1 轮南凸起深层寒武系过渡带166-167
  • 5.2.2 塔中凸起奥陶系内幕167-169
  • 5.2.3 塔东凸起周缘寒武系—奥陶系潜山169-171
  • 5.2.4 满加尔凹陷中上奥陶统与志留系岩性圈闭天然气藏171-172
  • 6 结论172-174
  • 7 致谢174-175
  • 参考文献175-179


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