塔中油田凝析油价格-塔中油气田

1.碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向

2.矿场油气集输是什么？

3.　有机组分分布

4.　古生界油气系统的基本作用

5.塔河油田奥陶系与TS1井天然气地球化学特征、成因类型研究

6.我国有哪些大油田？

碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向

中国海相盆地分布广，海相沉积分布或规模均占有相当大的比重，下古生界以碳酸盐岩岩溶储层为主，层间-层内似层状岩溶储层大面积分布(表6-4)，多期不整合面发育，为大中型地层不整合油气藏的形成提供了重要的地质基础。顺层深岩溶是深层有效储层规模化发育的重要控制因素，在深层能发现大油气田。

一、古隆起及其围斜部位

古老海相盆地的隆起形成时间早，延续时间很长，是油气运移长期的有利指向区;古隆起规模大，隆起面积多在(1～4)×104km2之间，为海相地层油气勘探提供了广阔领域;具有良好的生储盖组合，多期成藏;隆起晚期构造活动相对较强，有利于油气的聚集与调整。

克拉通构造活动的强度及演化不同，大型隆起对油气的控制作用也不同。中国几大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活跃，鄂尔多斯华北克拉通最稳定，四川上扬子克拉通介于二者之间。塔里木盆地大部分海相油气田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然气富集在具古隆起背景的喜马拉雅期局部构造上;鄂尔多斯庆阳古隆起并不直接控制天然气的富集。

和田河气田周缘由于古隆起迁移，形成古风化壳、台缘滩和推覆构造三大勘探领域，早期成藏区域北倾，晚期成藏区域南倾。玛东、玛北、玛南地区成藏条件存在差异，玛南处于和田河古隆起向东北延伸的部位，在石炭系沉积前遭受风化和淋滤，奥陶系桑塔木组遭受剥蚀，良里塔格组台缘相带颗粒灰岩有所保存，后被石炭系下泥岩段覆盖。通过地震反演预测该区奥陶系风化壳储层发育，同时发育沟通寒武系的压扭断层，对成藏十分有利。

表6-4 中国海相盆地典型地区岩溶储层分布特征

二、大型地层不整合油气藏

古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油气藏的有利地带，包括不整合面下的削截油气藏、不整合面上的超覆油气藏。不整合油气藏的形成既受控于不整合类型、圈闭形成期与油气运聚成藏期匹配的控制，又受生、储、盖组合的配套、断裂发育状况、构造变形的控制。盖层质量直接关系到不整合油藏能否形成;不整合储集体的好坏及储集层的非均质性直接影响油气藏的储量和产能。

不整合(面)对油气聚集既有建设性作用，又有破坏性作用。建设性作用主要有:①为油气运移提供良好通道;②改善了不整合面下储集层(体)的储集性能;③不整合面上、下发育大量不整合圈闭。破坏性作用表现为对盖层的破坏使油气大量散失，即使是部分破坏，原油也将受到不同程度的氧化、水洗，使轻质组分逸散，重质组分留下，形成稠油或难于流动的沥青。此外，不整合面与通入古地表的断裂结合，会使油气沿不整合面、断裂面运移到地表逸散，使油气藏遭到一定的破坏。

中国三大盆地大中型地层不整合油气藏勘探领域广，如塔里木盆地不整合油气藏类型多、分布广，塔北南缘奥陶系岩溶发育区，良里塔格组、一间房组、鹰山组3套岩溶储层厚70～250m，有利面积达3.5×104km2;塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区，良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组3套岩溶储层厚100～400m，有利面积达1.2×104km2;麦盖提斜坡奥陶系岩溶区发育3期岩溶，有利面积达0.8×104km2;和田河周缘奥陶系潜山发育风化壳岩溶储层，有利面积达0.9×104km2。

在鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区，马五段白云岩向周缘扩展，有利面积达1.0×104km2;四川盆地雷口坡组风化壳区发育风化壳岩溶储层，勘探已获发现，有利面积达1.2×104km2;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡规模大，白云岩岩溶储层发育，有利面积可达8.5×104km2;渤海湾盆地潜山富油气凹陷成藏条件好，有利面积达0.5×104km2。

三、深层-超深层油气藏

随着油气勘探程度的不断深入，油气勘探向深层发展势在必行。如美国在埋深8088m的寒武-奥陶系碳酸盐岩储层中发现了贾伊费尔德气田，储层中次生孔、洞、缝大量发育，孔隙度为25%，渗透率为1020×10-3μm2(吴富强等，2006)。此外，美国西内盆地7663～8083m的下奥陶统碳酸盐岩内发现了阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田带等。

我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m3，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。

塔北地区奥陶系及上部层位已发现了丰富的油气，塔北下部的寒武系更接近寒武系烃源岩，是油气勘探的有利接替领域。中石化塔深1井在寒武系见到了良好的油气显示，在埋深8400m、温度160℃、压力80MPa的上寒武统白云岩溶洞储集层中发现了褐**的液态烃，根据甲基菲指数换算的原油成熟度在1.08%～1.2%之间，为高成熟轻质油或凝析油。在对下奥陶统—上寒武统6800～7538m段进行测试时，有少量天然气产出，天然气以烃类气体为主，占97%;干燥系数为0.97，甲烷碳同位素组成为-37.9，对应的气源岩Ro为1.65%～1.91%，气的成熟度高于原油，属于典型的高演化油型干气。

塔深1井寒武系位于轮南台缘带，白云岩储层储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔及裂(溶)缝为主。塔深1井岩心测试孔隙度为0.6%～9.1%，渗透率为(0.001～34.4)×10-3μm2。测井解释储层44层641m，其中I类储层为66m/7层，孔隙度为4.5%～10.4%，孔隙类型为裂缝-孔洞型，主要发育于中寒武统;Ⅱ型储层为127m/9层，孔隙度为3%～5.7%，孔隙类型为孔洞型，主要发育于下寒武统、中寒武统和上寒武统底部;Ⅲ类储层为456.5m/28层，孔隙度为0.63%～5%，孔隙类型为溶孔型或裂缝型，主要发育于上寒武统。

上述塔深1井数据表明深层寒武系具备油气运聚条件。

矿场油气集输是什么？

一、矿场油气集输的任务及内容

矿场油气集输是指把各分散油井所生产的油气集中起来，经过必要的初加工处理，使之成为合格的原油和天然气，分别送往长距离输油管线的首站（或矿场原油库）或输气管线首站外输的全部工艺过程。

概括地说，矿场油气集输的工作范围是以油井井口为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务；主要任务是尽可能多的生产出符合国家质量指标要求的原油和天然气，为国家提供能源保障；具体工作内容包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺环节。

二、矿场油气集输流程

矿场油气集输流程是油气在油气田内部流向的总说明。它包括以油气井井口为起点到矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的全部工艺过程。矿场油气集输流程可按多种方式划分。

（一）按布站级数划分

在油井的井口和集中处理站之间有不同的布站级数，据此可命名为一级布站流程、二级布站流程和三级布站流程。

一级布站流程是指油井产物经单井管线直接混输至集中处理站进行分离、计量等处理。该流程适用于离集中处理站较近的油井。

二级布站流程（见图7-2）是指油井产物先经单井管线混输至计量站，在计量站分井计量后，再分站（队）混输至集中处理站处理。该流程适用于油井相对集中、离集中处理站不太远、靠油井压力能将油井产物混输至集中处理站的油区，一般是按采油队布置计量站。

图7-2　二级布站集输流程

三级布站流程是指油井产物在计量站分井计量后，先分站（队）混输至接转站，在接转站进行气液分离，其中的液相经加压后输至集中处理站进行后续处理，气相由油井压力输至集中处理站或天然气处理厂进行处理。该流程适用于离集中处理站较远、靠油井压力不能将油井产物混输至集中处理站的油区。

总体而言，二级布站流程是较合理的布站方式，其特点是密闭程度较高，油气损耗较少，能量利用合理，便于集中管理。但在实际应用中，要根据具体情况具体分析确定布站方式。

（二）按加热降黏方式划分

我国油田生产的原油多数是“三高（高含蜡、高凝点、高黏度）”原油，一般采用加热方式输送。按加热方式的不同可分为井口加热集输流程、伴热集输流程（蒸汽伴热或热水伴热）、掺合集输流程（掺蒸汽、掺热油、掺热水、掺活性水）和井口不加热集输流程等。

1．井口加热集输流程

井口加热集输流程如图7-3所示。油井产物经井口加热炉加热后，进计量站分离计量，再经计量站加热炉加热后，混输至接转站或集中处理站。这是目前我国油田应用较普遍的一种集输流程。

图7-3　井口加热集输流程

1—井口水套加热炉；2—计量分离器；3—计量站水套加热炉；4—计量仪表

2．伴热集输流程

伴热集输流程是用热介质对集输管线进行伴热的集输流程，按所用的伴热介质不同可分为蒸汽伴热集输流程和热水伴热集输流程。

图7-4为蒸汽伴热集输流程，通过设在接转站内的蒸汽锅炉产生蒸汽，用一条蒸汽管线对井口与计量站间的混输管线进行伴热。

图7-4　蒸汽伴热集输流程

1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—锅炉；7—水池

图7-5为热水伴热集输流程，通过设在接转站内的加热炉对循环水进行加热。去油井的热水管线单独保温，对井口装置进行伴热；回水管线与油井的出油管线一起对油管线进行伴热。

这两种流程比较简单，适用于低压、低产、原油流动性差的油区的伴热集输，但需有蒸汽产生设备或循环水加热炉，一次性投资大，运行中热损失大，热效率较低。

3．掺合集输流程

掺合集输流程是将具有降黏作用的介质掺入井口出油管线中，以达到降低油品黏度、实现安全输送的目的。常用作降黏介质的有蒸汽、热稀油、热水和活性水等。

图7-6为掺稀油集输流程。稀油经加压、加热后从井口掺入油井的出油管线中，使原油在集输过程中的黏度降低。该流程适用于地层渗透率低、产液量少、原油黏度高的油井，但设备较多，流程复杂，需要有适于掺合的稀油。

图7-5　热水伴热集输流程

1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—缓冲水罐；7—循环水泵；8—循环水加热炉

图7-6　掺稀油集输流程

1—来油计量阀组；2—加热炉；3—三相分离器；4—脱水泵；5—沉降罐；6—脱水加热炉；7—电脱水器；8—净化油罐；9—稀油分配计量阀组；10—稀油加热炉；11—外输泵；12—流量计；13—稀油缓冲罐；14—掺油泵；15—天然气去气体净化站；16—净化原油外输；17—稀油进站；18—含油污水去污水站

图7-7为掺活性水集输流程。通过一条专用管线将热活性水从井口掺入油井的出油管线中，将原油变成水包油型的乳状液，使原来油与油、油与管壁间的摩擦变为水与水、水与管壁间的摩擦，以达到降低油品黏度的目的。该流程适用于高黏度原油的集输，但流程复杂，管线、设备易结垢，后端需要增加破乳、脱水等设施。

4．井口不加热集输流程

图7-8为井口不加热集输流程，是随着油田开采进入中、后期，油井产液中含水不断增加而采用的一种集输方法。由于油井产液中含水的增高，一方面使采出液的温度有所提高，另一方面使采出液可能形成水包油型乳状液，从而使得输送阻力大为减小，为井口不加热、油井产物在井口温度和压力下直接混输至计量站创造了条件。

图7-7　掺活性水集输流程

图7-8　井口不加热集输流程

（三）按布管形式划分

按通往井口管线的根数可分为单管集输流程、双管集输流程和三管集输流程等。此外，还有环形管网集输流程、枝状管网集输流程、放射状管网集输流程、米字形管网集输流程等。

单管集输流程是指井口与计量站之间只有一条油井产物混输管线，如图7-3所示的加热集输流程。双管集输流程是指井口与计量站之间有两条管线，一条输送油井产物，另一条输送热介质，实现降黏输送，如图7-7所示的掺活性水集输流程。三管集输流程是指井口与计量站之间有三条管线，一条输送油井产物，另外两条实现热介质在计量站与井口之间的循环，如图7-5所示的热水伴热集输流程。

环形管网集输流程如图7-9所示，是用一条通往接转站或集中处理站的环形管道将油区各油井串联起来，实现二级或一级布站。该流程多用于油田外围油区的集输。

（四）按油气集输系统密闭程度划分

按油气集输系统密闭程度可划分开式集输流程和密闭集输流程。

开式集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节当中，至少有一处是与大气相通的，如图7-10中的6、9、13等储油罐处。这种流程运行管理的自动化水平要求不高，参数容易调节，但油气的蒸发损耗大，能耗大。

密闭集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节都是密闭的，如图7-11所示。这种流程减少了油气的蒸发损耗，降低了能耗，但由于整个系统是密闭的，若局部出现参数波动，会影响到整个系统，要求运行管理的自动化水平较高。

图7-9　单管环形管网集输流程

图7-10　开式集输流程

1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、9、13—储油罐；7、11—一级、二级脱水泵；8、15—脱水、外输加热炉；10—污水泵；12—电脱水器；14—外输油泵

图7-11　密闭集输流程

1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、10—压力缓冲罐；7—脱水泵；8、12—脱水、外输加热炉；9—电脱水器；11—外输油泵

（五）海上油田集输流程

目前通用的海上油气生产和集输系统流程主要有半海半陆式集输流程和全海式集输流程两种模式。

半海半陆式油气集输流程适用于离岸近的中型油田和油气产量大的大型油田。它是由海上平台、海底管线和陆上终端构成等部分组成的，如图7-12所示。

全海式集输流程是指油气的生产、集输、处理、储存均是在海上平台进行的，处理后的原油在海上直接装船外运。此流程适用于远离岸边的中小型海上油田。

图7-12　半海半陆式油气集输流程

三、油气初加工处理

在石油的开采过程中，伴随着原油的采出，同时也采出一定量的伴生气、水、泥沙等。在实际生产过程中，需对油井采出液进行必要的初加工处理，从而得到合格的原油和天然气。

（一）油气分离

油气分离是油田油气处理的首要环节，它是借助于油气分离器来实现油、气、水、砂等的分离。

油气分离器是油气田用得最多、最重要的设备之一，其类型很多。在生产实际过程中，应用较多的是卧式两相油气分离器和卧式油气水三相分离器等。

1．卧式油气两相分离器

卧式两相油气分离器的结构如图7-13所示，流体由油气混合物入口进入分离器，经入口分流器后，流体的流向和流速发生突变，使油气得到初步分离。在重力的作用下，分离后的液相进入集液部分，在集液部分停留足够的时间（我国规定：一般原油在分离器内的停留时间为3min，起泡原油为5～20min），使液相中的气泡上升到液面进入气相。集液部分的液相最后经原油出口流出分离器进入后续的处理环节。来自入口分流器的气体则分散在液面上方的重力沉降部分，使气体所携带的粒径较大的油滴（＞100μm）靠重力沉降到气—液界面。未沉降下来的油滴则随气体进入除雾器，在除雾器内聚结、合并成大油滴，靠重力沉降到集液部分，脱出油滴的气体经气体出口流出分离器。

图7-13　卧式油气两相分离器

1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—出油阀；8—原油出口；9—集液部分

2．卧式油气水三相分离器

两相油气分离器只是简单地将油井产物分成气液两相。实际上，油井产物是油、气、水等的混合物，在油气分离的同时，也要实现水的分离。

图7-14　卧式油气水三相分离器

1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—挡油板；8—出油口；9—出水口；10—挡水板；11—油池；12—水室

卧式三相油气水分离器可以实现油气水的分离，其结构如图7-14所示，流体由油气混合物入口进入分离器，入口分流器把油气水混合物大致分成气、液两相。液相由导管引至油水界面以下进入集液部分，在集液部分油水实现分离，上层的原油及其乳状液从挡油板上层溢出进入油池，经出油口流出分离器。水经挡水板进入水室，通过出水口流出分离器。气体水平通过重力沉降部分，经除雾器后由气出口流出。

（二）原油脱水

石油的开采，伴随着产生大量的水。原油中的含水大都以游离水和乳化水两种形态存在，它们给油气集输、储运乃至石油加工带来了许多危害，因此，必须对原油进行脱水。

乳化水是水与原油形成的乳状液，其物理性质发生了很大的变化，因而是脱水的主要对象。乳化水通常有两种类型，一种是油包水型（W/O）乳化水，其水为分散相、油为连续相；另一种是水包油型（O/W）乳化水，其油为分散相、水为连续相。

原油脱水的方法很多，主要有热沉降脱水、化学脱水、离心法脱水、粗粒化脱水、电脱水等。实际脱水过程中，最常用的是热化学破乳脱水法和电脱水法。

1．热化学破乳脱水

热化学破乳脱水就是将含水原油加热到一定的温度，并向原油中加入少量的化学破乳剂，从而破坏油水乳状液的稳定性，促使水滴碰撞、聚结、沉降，以达到油水分离的目的。

2．电脱水

原油电脱水方法适合于处理含水量在30%左右的油包水型原油乳状液。它是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，在电场力的作用下，促使水滴合并、聚结，形成较大粒径的水滴，实现油水的分离。

原油电脱水过程中，水滴在电场中是以电泳聚结、偶极聚结、振荡聚结三种方式进行聚结合并的。其中，在交流电场中，水滴以偶极聚结、振荡聚结方式为主；在直流电场中，水滴以电泳聚结方式为主，偶极聚结方式为辅。

（三）原油稳定及轻烃回收

1．原油稳定

原油是多组分的碳氢化合物的混合物。在原油集输过程中，由于操作条件的变化，会使原油中的部分轻组分挥发，造成原油蒸发损耗。为了降低原油的蒸发损耗，充分利用油气资源，保护环境，提高原油储运过程中的安全性，须采用一系列工艺措施，将原油中挥发性强的轻组分（主要是C1～C4）脱出，降低原油的挥发性和饱和蒸气压，使原油保持稳定，这一工艺过程称为原油稳定。

原油稳定的方法很多，主要有闪蒸稳定法、分馏稳定法、大罐抽气法等。

闪蒸稳定法是将未稳定的原油加热到一定温度，然后减压闪蒸分离得到相应的气相和液相产物。这是目前应用较广的方法。闪蒸稳定法的原理流程如图7-15所示。

图7-15　闪蒸稳定法的原理流程图

1—换热器；2—加热炉；3—闪蒸塔；4—压缩机；5—冷凝器；6—分离器；7—泵

分馏稳定法是根据原油中各组分挥发度不同的特点，利用精馏的原理将原油中的C1～C4组分脱出，达到稳定的目的。分馏稳定法的典型流程如图7-16所示。分馏稳定法的主要设备是稳定塔，稳定塔是一个完全的精馏塔，塔的上部为精馏段，下部为提馏段，塔顶有回流系统，塔底有重沸系统。这种方法设备多，流程较复杂，但稳定原油的质量好。

图7-16　分馏稳定法的典型流程图

1—换热器；2—稳定塔；3—冷凝器；4—分离器；5—回流罐；6—泵；7—重沸器

大罐抽气法是利用原油处理站内的沉降脱水油罐，在罐顶安装抽气管线，利用压缩机自罐中抽出油蒸气，经增压、冷却、计量后输送至轻烃回收装置进行回收。

2．轻烃回收

轻烃是指天然气中所含的C3以上的烃类混合物，它们在天然气中以气态的形式存在，通过不同的工艺方法将它们以液态的形式回收称为轻烃回收。

轻烃回收的方法较多，常用的有固体吸附法、液体吸收法及低温分离法等。

固体吸附法是利用固体吸附剂（如活性炭、活性氧化铝等）对各种烃类的吸附能力不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。

液体吸收法是利用天然气中各组分在液体吸收油（如石脑油、煤油等）中的溶解度不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。

这两种方法是早期轻烃回收较常用的方法，由于投资高、能耗大、收率低，现已逐步为低温分离法所替代。

低温分离法是利用天然气各组分冷凝温度不同的特点，在降温过程中使各组分得以分离的方法。这种方法的特点是使气体获得低温。通常低温获得的方法主要有制冷剂制冷、膨胀机膨胀制冷及两者混合使用的制冷方法等。

（四）油田气的净化

油田气含有多种杂质，如砂粒、岩屑等固体杂质，水、凝析油等液体杂质，水蒸气、硫化氢、二氧化碳等气体杂质。固体杂质的存在，会导致管道、设备、仪表等的磨损，严重时会堵塞管道，降低输送量，影响生产安全；水蒸气的存在，不仅降低了管线的输送能力和气体热值，而且当输送压力和环境条件变化时，还可能使水蒸气从天然气流中析出，形成液态水、冰或天然气的固体水合物，从而增加管路压降，严重时堵塞管道；酸性气体H2S或CO2的存在，会加剧管线、设备的腐蚀，影响化工产品的质量。由此可见，气体净化是油田气长距离输送或进行轻烃回收前必不可少的环节。气体净化主要采用以下几种方法：

1．吸附法

吸附法是利用油田气中的不同组分在固体吸附剂表面上积聚特性不同的原理，使某些组分吸附在固体吸附剂表面，进行脱除的方法。

2．吸收法

吸收法是用适当的液体吸附剂处理气体混合物以除去其中的一种或多种组分的方法。如用液态烃吸收气态烃，用水吸收CO2，用甘醇脱水或用多乙二醇甲醚脱硫，用碱液吸收CO2等。在操作过程中，对吸收后的溶液可进行再生，使溶剂得到循环使用。

3．冷分离法

由于多组分混合气体中各组分的冷凝温度不同，在冷凝过程中高沸点组分先凝结出来，这样就可以使组分得到一定程度的分离。冷却温度越低，分离程度越高。例如低温分离法脱水、膨胀机制冷脱水等都是冷分离方法。这一方法流程简单，成本低廉，特别适用于高压气体。

4．直接转化法

直接转化法是通过适当的化学反应，使杂质转化成无害的化合物留在气体内，或者转化成比原杂质易于除去的化合物，达到净化目的。

四、油气计量

油气计量是指对石油和天然气流量的测定。在油气田生产过程中，从井口到外输间主要分为油气井产量计量、外输流量计量和交接数量计量三种。

（一）油气井产量计量

油气井产量计量是指对生产井所生产的油量和气量的测定。目的是了解油气井生产状态，为油气井管理、油气层动态分析提供资料数据。

对于产量高的油气井，通常是每口井单独设置一套计量装置，称为单井计量。对于产量低的油气井，通常是8～12口油井共用一套计量装置，并对每口油井生产的油、气、水进行计量，油井日产量要定期、定时轮换进行计量。这种计量方式称为多井计量。

油气井产量计量方法有两种：分离计量法和多相流量计量法。分离计量法是利用油气分离器先将油井产物分离成气相和液相，或者气、油和水相，然后分别计量各相的流量。由于计量精度受到分离质量的影响，且油气难以完全分离，因此，该法计量精度差，而且附属设备多，占地面积大。多相流量计量法是自动分析检测油井产物的组成和流量，进而测定油井的产油量、产气量和产液量。它是将分离、计量合成一体完成，具有体积小、精度高、操作方便等特点，是计量发展的方向。

（二）外输流量计量

外输流量计量是对石油和天然气输送流量的测定。它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油一般采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，再乘以密度，减去含水量，求出质量流量。综合计量误差一般要求在±0.35%以内。这就要求原油流量仪表要有较高的精度，同时也应定期进行标定。

（三）交接数量计量

交接数量计量是指油田内部各采油单元之间进行的油品输送流量的计量。它是衡量各采油单元完成生产指标情况，进而进行经济核算的依据。从计量方法上看，交接数量计量与外输流量计量基本相似，但由于这种计量是发生在油田内部各采油单元之间的，因此其计量精度不如外输流量计量要求高。

五、含油污水处理

目前，我国多数油田已进入开发晚期，大多采用注水方式开发，从而导致油井采出液含水量升高（有些油田的综合含水率已达90%）。在初加工处理过程中，油井采出液将脱出大量的含油污水，如果含油污水处理不合理就进行回注和排放，不仅会使油田地面设施不能正常运作，而且会因地层堵塞带来危害，影响油田安全生产，同时也会造成环境污染，因此必须合理地处理、利用含油污水。

（一）含油污水的特点

1．污水含油

污水含油量一般为1000 mg/L左右，少部分油田污水含油量高达3000～5000 mg/L，而且同一污水站瞬时污水的含油量也具有一定的波动性。一般来讲，污水中的油是以浮油（油珠直径大于100μm）、分散油（油珠直径10～100μm）、乳化油（油珠直径0.1～10μm）和溶解油（油珠直径小于0.1μm）四种形态分布于水中的。

2．污水含盐

含油污水中含有多种离子，主要包括Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Fe2+等阳离子和Cl-、HCO3-、CO23-、SO24-等阴离子。这些离子之间相互结合，生成各种盐类。在一定的条件下，CaCO3、CaSO4、MgCO3等溶解度较小的盐类易形成沉淀。它们如悬浮在水中，会使水浑浊；如沉积在管壁上，会引起结垢。

3．污水含气

污水中溶解有O2、H2S、CO2等多种有害气体。其中，O2是很强的去极化剂，能使阳极的铁原子失去电子，生成Fe2+或Fe3+，进一步生成Fe（OH）3沉淀。同样，CO2、H2S等酸性气体也能与铁原子结合生成FeCO3垢或FeS沉淀。它们都会大大加剧金属设备和管线的腐蚀、结垢。

4．污水含悬浮固体

污水中的悬浮固体是指污水中所含的固体悬浮物，其颗粒直径范围在1～100μm之间，主要包括泥沙、各种腐蚀产物及垢、细菌、胶质、沥青质等。这些悬浮固体悬浮在水中，会使水浑浊；附着在管壁上，会形成沉淀，引起管壁腐蚀；回注于储油层，会使孔隙堵塞，影响油井产量。

综上所述，污水中的成分复杂，其显著特点是腐蚀性强、结垢快。生产中，应重点针对这类问题加以分析，采取有效措施加以处理。

（二）含油污水处理流程

含油污水处理工艺流程因污水水质、净化处理要求不同而异。按照处理工艺过程，大致可将其划分为自然除油—混凝沉降—压力过滤流程、压力式聚结沉降分离—过滤流程、浮选式流程及开式生化处理流程等。

1．自然除油—混凝沉降—压力过滤流程

自然除油—混凝沉降—压力过滤流程如图7-17所示。从脱水转油站送来的含油污水经自然除油初步沉降后，投加混凝剂进入混凝沉降罐进行混凝沉降。然后进入缓冲罐，经提升泵加压后进入压力滤罐进行压力过滤。滤后水再加杀菌剂，得到合格的净化水，外输用于回注；自然除油罐和混凝沉降罐回收的原油进入污油罐，经油泵加压输送至油站；对压力滤罐进行反冲洗时，反洗水泵从反洗水罐提水，反冲洗排水进入回收水罐，经回收水泵均匀地加入自然除油罐中再进行处理。

该流程处理效果良好，对污水含油量、水量变化波动适应性强，但当处理规模较大时，压力滤罐数量较多、操作量大，处理工艺自动化程度稍低。

图7-17　自然除油—混凝沉降—压力过滤流程

2．压力式聚结沉降分离—过滤流程

压力式聚结沉降分离—过滤流程如图7-18所示。它加强了流程前段除油和后段过滤净化。脱水站送来的污水，若压力较高，可进旋流除油器；若压力适中，可进接收罐除油。为了提高沉降净化效果，在压力沉降之前增加一级聚结（亦称粗粒化）除油，使油珠粒径变大，易于沉降分离。抑或采用旋流除油后直接进入压力沉降。根据对净化水质的要求也可设置一级过滤和二级过滤净化。

图7-18　压力式聚结沉降分离—过滤流程

压力式聚结沉降分离—过滤流程处理净化效率较高，效果良好，污水在处理流程内停留时间较短，系统机械化、自动化水平稍高，但适应水质、水量波动能力稍低。

3．浮选式流程

浮选式流程如图7-19所示。该流程首端大都采用溶气气浮，再用诱导气浮或射流气浮取代混凝沉降设施，后端根据净化水回注要求，可设一级过滤和精细过滤装置。

图7-19　浮选式流程

浮选式流程处理效率高，系统自动化程度高，现场预制工作量小，广泛应用于海上采油平台污水系统；在陆上油田，广泛用于稠油污水处理。但该流程动力消耗大，维护工作量稍大。

4．开式生化处理流程

开式生化处理流程如图7-20所示。它是针对部分油田污水采出量较大、不能完全回注、需要部分处理达标排放的实际设计的。含油污水经过平流隔油池除油沉降，再经过溶气浮选池净化，然后进入一级、二级生物降解池和沉降池，最后经提升泵提升至滤池进行砂滤或吸附过滤达标外排。

图7-20　开式生化处理流程图

总之，上述几种流程是目前含油污水处理较常用的流程。当然，由于各油田污水的具体情况不同，上述流程也并非是绝对的，实际应用中，应根据具体的情况选择合适的流程。

　有机组分分布

一、总体特征

塔里木盆地油田水中检测出的有机组分包括有机酸、酚和C4—C18饱和烃和芳烃。67个油田水烃类有机质质量浓度分布范围为10～1124mg/L，高于50mg/L者占56%,300mg/L以上者占21%。油田水中烃类有机质含量较高。油田水三维荧光分析显示的波长区间λx主要为200～300nm，λm主要为300～400nm，表明所含芳烃主要为萘系化合物、苯系化合物及少量菲系化合物。86个油田水样分析显示含有苯、甲苯、乙苯、对二甲苯、间二甲苯和邻二甲苯。苯系物总和分布范围为0.26～118.93μg/L，以10～50μg/L为主。苯系物组成中以苯、甲苯为主要成分，乙苯、对二甲苯、间二甲苯、邻二甲苯大多为0，都低于25μg/L。68种酚的质量浓度为0.24～7.38mg/L，以0.1～2mg/L为主。轮南地区苯系物的质量浓度最高，可达73.32μg/L；塔中地区苯系物的质量浓度最低，除未检出的外，通常为29.33～6.33μg/L；东河塘地区酚的质量浓度最高，高者达7.38mg/L，平均2.67mg/L；塔中地区酚的质量浓度相对较低，多小于1mg/L。东河塘地区总苯的质量浓度为0～50.62μg/L，普遍含有苯、甲苯这两种化合物。在多数样品中，未能检测到乙苯及3种二甲苯这4种组分。酚的质量浓度为0～7.38mg/L，并且总苯的质量浓度与酚的质量浓度之间有一定的对应关系。轮南地区总苯的质量浓度为6.36～72.32mg/L，除LN21井（4200～4204m）、LN61各层段外，均未检测出乙苯和3种二甲苯。酚的质量浓度为0～4.59mg/L，其中以LN15井4550～4568m为最高，LN48井4624～4629m最低。与其它两个地区相比，塔中地区苯系物和酚的质量浓度普遍较低，苯系物的质量浓度为29.33μg/L，其中TZ4井3667～3677m最低，TZ4井3532～3548m为最高；酚质量浓度的范围为1～77mg/L（表3-3）。

图3-6　油田水中Na、Ca、Mg与TDS的对数关系图

二、油田水三维荧光特征分类及其与油气运聚的关系

1.油田水三维荧光特征

由于芳烃具有极性，与水有一定的相溶性，不同组分的油气经过储集层时，其三维荧光有较大差异，因而若是相似或相同组分的油气影响储集体，则油田水有相似的特征。根据油田水的三维荧光图谱、特征激发光作用下的发射光谱特点、三维荧光平面投影的指纹图谱特征，以及油田水所在地层的含油气性质等，将塔里木盆地油田水分为以下3种类型。A类是与油影响有关的地层水，B类是与油、气共同影响有关的地层水，C类是与烃类气体影响有关的地层水。其中A类又分为A1亚类与A2亚类，C类又分为C1亚类与C2亚类（图3-7）。

表3-3　塔里木盆地不同地区地层水中苯系物及酚含量变化表

注：ND表示未检测，—表示未定量。

A1亚类　二维λx=284nm切片的λm=365nm处有峰值，λx=265nm切片的λm=365nm处有峰值；三维图谱在λx=227nm、λm=344nm附近有萘系化合物的峰值，λx=200nm及λm=300nm处有苯系化合物的峰值；指纹图则指示出λx=265nm、λm=365nm处有很高的背景值，说明有三环芳烃存在。具有此荧光特征的油田水所在的地层中，原油密度多为0.85～0.88g/cm3，表明此类型的油田水多与较重质油有关。

A2亚类　主要特征是二维λx=284nm切片上的峰值向前移到λm=325nm处；三维荧光光谱在λx=200nm、λm=300nm处有次值；其主峰位置及其它荧光特征大多与A1类相似。具此特征的油田水中原油密度多为0.80～0.85g/cm3，说明此类型油田水与轻质油有关。

图3-7　油田水三维荧光特征分类图

λm—反射波；λx—激发波，nm。二维荧光图谱纵坐标为荧光强度

B类　主要特征是二维λx=265nm切片上有2个峰，一个在λm=325nm处，另一个在λm=365nm处，其它特征大多与A2型相似。这说明油田水受烃类气体的影响，因而λx=265nm切片出现萘系化合物的峰值（λm=325nm）；同时，又因有轻质油的影响，λx=265nm切片出现λm=365nm处峰值。体现了油气影响油田水的综合特征。

C1亚类　主要特征是λx=265nm及λx=284nm切片上都存在λm=325nm的峰值，并在λx=200nm、λm=300～500nm处显示出较多的萘系化合物的背景及峰值。前者表明有大量的苯系化合物存在于油田中。在三维荧光图谱中，其三环芳烃（λx=265nm、λm=365nm处）的背景值很低，基本无三环芳烃的显示。分析这些油田水所在地层的含油气性，发现其地层内含凝析油气。因此，具此类型荧光特征的油田水多与凝析油气的影响有关。

C2亚类　主要特征是λx=284nm及λx=265nm处的峰值进一步向前移到λm=315nm附近；λx=286nm、λm=314nm处的苯系化合物的峰较高，基本无三环芳烃的显示；其它与C1亚类显示相似。这一类型的油田水中不含油，仅有少量烃类气体存在，即多与烃类气体的影响有关。

2.油田水三维荧光特征与油气的运聚

受同一油气影响的地层水芳烃特征相似，根据这一特征可以追踪油气的运聚过程。根据含油气流体系统的概念，认为轮南11井石炭系与三叠系下部的储集空间及其流体同属一个含油气流体系统。从三叠系与石炭系地层的接触关系来看，因三叠系直接覆盖在石炭系地层之上，使得这两套地层中的流体联系起来成为一个含油气流体系统。它们的三维荧光光谱非常相似，尤其是指纹图更相似，表明地层水中的芳烃总背景相似，是受同一油气影响的结果。三叠系地层水的荧光强度更大，说明其与油气藏的关系更密切，油气是从石炭系或其以下的地层向上运聚到三叠系而成藏的。

三、苯、酚的分布与油气聚集的关系

苯、酚及其同系物是原油中普遍存在的单环芳烃化合物，由于它们具有弱极性，因而易溶于水。前人研究认为，苯、酚在水中的溶解度随温度的升高而增大。在原油与地层水长期作用的过程中，高温度的油田水中溶解了较高含量的苯系物和酚。由于苯系物和酚具有高迁移性，并具有很高的热力学稳定性，同时成因上与油气有很密切的联系，所以常常被用来作为寻找油气藏的间接水文地球化学指标，其组分分布特征与含量可以指示油气藏的分布。刘崇禧（1988）认为，当水中苯的质量分数达到10-8时，就有油气显示。在油气藏分布区，地下水中苯、酚含量都升高。从塔里木盆地苯系物分布对比图（图3-8）可以看出，在含油气层的油田水中，不仅苯系物的含量较高，而且所含的组分比较齐全，其中以苯和甲苯含量最高，同时含有乙苯和邻、间、对二甲苯等多种组分。而在水层，苯系物含量很低，甚至在检测限以下，且组分比较单一。在油水同层的油田水中，苯系物的含量和组成分布则介于两者之间，因此根据苯系物含量和分布特征，可以明显地鉴别出水层、油水同层和油层。

不同地区油田水苯系物质量分数与酚质量分数相关图（图3-9）显示，油田水中苯系物与酚的质量分数具有同步增长的趋势。在含油气的油田水中，不仅苯系物的质量分数高，组分齐全，而且挥发酚的质量分数也相对较高，与油气藏有关的点区多位于坐标的右上角，而与水层有关的点区则落在坐标的左下角。据此，可初步判别油气层与水层。

在同一口探井中，苯系物和酚的质量分数与分布随油水层位的不同而变化。尤其值得注意的是，当油层中苯系物与酚质量分数同步增加时往往是油气层，或者气层。

图3-8　油田水苯系物含量与油水层判识

A—石炭系；B—塔北侏罗—三叠系

从塔中4井剖面图（图3-10）上可以看出，在3243.5～3349.5m的层段中总苯和酚的质量分数相对较低且不同步增长，判别为一气层，地层水苯系物来自天然气。在3532～3548m层段，苯酚的质量分数突然增高，判别为油气藏。3625～3640m层段，总苯质量分数高而酚质量分数很低，所显示的结果与3243.5～3249.5m一样。进入3667～3677m层段后苯、酚的含量都同步降低，苯的总量仅为4.77μg/L，为水层。经验证，上述结论与测试结果完全一致。

TZ401井3275.5～3378.5m层段总苯和酚的含量很低、且苯系物的组分单一，与测试结果为一干层相吻合。3428～3448.5m三个点的总苯和酚都比较高，苯系物的组分比较完全，为油层或油水同层。这些都与地层测试结果吻合。3441.5～3448.5m层段按苯酚数据判别为油层或油水同层。

图3-9　油田水苯系物、酚质量分数与油气层判识

图3-10　塔中4井油田水苯系物质量分数与酚质量分数垂向变化图

　古生界油气系统的基本作用

一、油气运移通道和方向

近几年来的研究证实，原油中中性含氮化合物的浓度变化及组成差异可以用于判别油气的二次运移方向。同时，England（1987）认为烃源岩在渐进性的成熟过程中，排出油的成熟度也在增加，近油源区油藏中原油的成熟度最高，远离油源区油藏中原油成熟度最低。这种成熟度趋势也可反映油气运移方向。

1.轮南地区

选择苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑比值随运移距离的变化来判别油气运移方向。在轮南地区，LN48奥陶系原油的苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑值最高（图3—2—1）。因此可以推测源岩距LN48井奥陶系地层最近。从LN48奥陶系到三叠系原油苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑值由1.80降至1.00，则是油气遇到断层发生垂向运移所致。同时在奥陶系不整合面上，油气侧向运移的方向是从南向北，当遇到断层时就出现垂向运移，随着运移距离增加，苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑在LN1井三叠系地层隆至1.45，到LX1侏罗系则降至1.23。同样，碳29甾烷不同构型的成熟度参数也反映了LN46井原油成熟度最高，向桑塔木和轮南断垒原油成熟度逐渐降低，反映了油气从南向北运移。在三叠系地层内，由于水动力作用，油气从高势区向低势区运移，总的方向是从北向南，从LN1三叠系原油苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑从1.45降到LN48三叠系的1.00便是证据（图3—2—1）。另外，JN1井三叠系原油的苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑为1.40，可能反映在轮南南部也存在一条油气垂直向上运移的通道（表3—2—1）。其他指标如1—MCa/4—MCa,2.5—MCa/1.8—MCa,2.6—MCa/1.8—MCa也有类似的变化规律，只是随运移距离增加，1—MCa/4—MCa值增加。三叠系地层中原油成熟度也是轮南断垒带最高，为0.47～0.53之间，桑塔木断垒带为0.49，到吉拉克为0.4～0.49，原油成熟度从北向南变低，标志着油气从北向南运移。

图3—2—1　轮南地区奥陶系油气运移趋势

表3—2—1　轮南地区咔唑类化合物分布特征

图3—2—2　轮南地区三叠系3油组油气运移趋势

原油物性的分析表明，轮南地区从下向上原油相对密度、胶质＋沥青质含量增加，油气比降低，表明油气存在纵向运移。在三叠系地层中，从轮南→桑塔木→解放渠东→吉拉克，正常原油的相对密度、粘度及胶质＋沥青质逐渐增加（表3—2—2），显示出油气在三叠系地层中运移方向是由北向南（贾承造、李小地，1995）。奥陶系—石炭系原油含蜡量表现出南高北低的面貌，中蜡带分布于轮南断垒带西端，经桑塔木至吉拉克一带，这个带的东北端为低蜡带，这种含蜡量的变化显示了油气运移方向是自南向北。而在三叠系地层中，原油含蜡量发生了明显变化，表现为在东西方向上中、低蜡带相间出现，这种含蜡量分布特征显然是受三叠系水动力条件所制约（黄第藩、梁狄刚等，1995）。

随运移距离增加，C29甾烷ββR/ααR值逐渐增加。重新对轮南地区运移参数C29甾烷ββR/ααR进行解释也得到同样的结论。在奥陶系地层中，从LN14到LN10,C29甾烷ββR/ααR值由1.09增加至1.52，油气运移从南向北。从LN14井及LN1井的奥陶系到三叠系地层，原油C29甾烷ββR/aaR逐渐增高，分别从1.09和1.16变至1.12和1.39，表明断层在油气运移中起不可低估的作用。

表3—2—2　轮南地区正常原油物性对比

（据贾承造、李小地，1995）

从已有研究成果来看，吉拉克地区石炭系天然气碳同位素最重（表3—2—3），天然气的干燥系数最大，气油比也最高。轮南地区天然气沿石炭系、奥陶系不整合面从南向北运移，并沿断层上蹿到三叠系与侏罗系地层，总的看来，与油的运移方向一致（图3—2—3）。

表3—2—3　塔北地区天然气成熟度判别表

（据黄第藩等，1995）

综合上面研究，可以认为在轮南地区三叠系地层中存在着两个相对的油气运移方向。从剖面图上看，在奥陶系地层中，油气运移的总体方向是从东南向西北，遇到断层油气便发生垂向运移，而当油气进入三叠系地层后，则发生从北向南的侧向运移（图3—2—4）。

2.塔中地区

1）塔中西区油气以垂向运移为主

塔中西区塔中10井从志留系到石炭系，原油的苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑值从1.78仅降到1.55，表明了油气运移距离不远；另外，塔中10井毗邻断层，正是断层沟通了奥陶系至石炭系地层，因此油气以垂向运移为主。

2）塔中东区油气注入方向较为复杂

从含氮化合物组成以及“八五”研究成果来看，可以得出以下几点认识：

（1）断层是油气垂向运移的通道，控制着油气藏的分布。如TZ16奥陶系原油的苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑值高达1.73，大于附近各井石炭系地层原油的相应值。可以认为，断层是沟通奥陶系与石炭系地层的桥梁，因而，在I号断层附近，油气以垂向运移为主。

（2）从TZ1（c）→TZ6（c）→TZ4（c），原油的苯并［a］咔唑/苯并［c］咔唑值逐渐降低，即为1.25→0.70→0.50。含氮化合物的变化表明，石炭系砂岩地层中一部分油气注入是从TZ1向TZ4方向进行的。

（3）从反映油气运移的生物标志物C29ββ/（αα＋ββ）值的变化来看，奥陶系油气从西北TZ45井区向东南TZ16井区运移，显示油源可能在西北方向（图3—2—5）。石炭系地层中原油的侧向运移作用不明显，但此运移参数明显大于奥陶系（图3—2—6），说明石炭系原油是沿断层从奥陶系运移上来的。

（4）气侵是从奥陶系开始的。奥陶系地层中天然气的干燥系数沿I号断裂带最高，向西南方向变低，说干气来自深部地层，沿Ⅰ号断裂运移上来，在奥陶系地层中横向向西南运移（图3—2—7）。石炭系地层中天然气的干燥系数明显低于奥陶系（图3—2—8），且以TZ6井区最高，向周围降低。而TZ6井正好位于奥陶系剥蚀区附近，干气从此区进入石炭系，然后向四周运移。

图3—2—3　轮南地区奥陶系气侵方向

图3—2—4　轮南地区油气运移模式

图3—2—5　塔中地区奥陶系油气运移趋势（C29ββ/（αα＋ββ））

图3—2—6　塔中地区石炭系油气运移趋势（C29ββ/（αα＋ββ））

图3—2—7　塔中地区奥陶系天然气运移趋势

图3—2—8　塔中地区石炭系天然气运移趋势

二、油气成藏期确定

1.奥陶纪成藏期

热史恢复发现，满加尔凹陷东部晚加里东期已进入生油高峰，塔中地区TZ1和TZ3井寒武系和下奥陶统生油岩中沥青有3期，推算的最早一期沥青形成时间为奥陶纪（468～475Ma）,TZ1井下奥陶统储层沥青仍具有3期，推算的最早一期沥青形成时间为465～470Ma，与生油岩中沥青形成时间一致（肖贤明等，1997）。塔中地区在TZ2、TZ9、TZ19、TZ8、TZ16、TZ45井下奥陶统都发育沥青。因此，可以推断，在奥陶纪存在一期油气成藏期，在奥陶纪末油气藏遭受了破坏。目前很难找到该期原生油气藏，绝大部分都裂解成干气或散失。

2.泥盆纪成藏，泥盆纪末抬升，生物降解作用形成大面积的重油沥青砂

志留系沥青砂的分布说明，塔中、塔北及BD2井的志留系古油藏是在泥盆纪抬升剥蚀前即已形成，后期抬升使得古油藏遭受破坏和生物降解。塔中地区古油藏可能是单斜背景上的地层－岩性油藏，局部地区由于构造存在，形成构造油藏，如TZ11、10、30井等。塔北地区由于强烈抬升，使得这期古油藏破坏殆尽。YW1、YN1井等志留系沥青砂的产状为物性好的石英砂岩不发育沥青砂，沥青砂多出现在物性差的储层，这在塔里木盆地具有普遍性（李小地等，1996）。也进一步说明志留系古油藏是成藏之后抬升遭受破坏的。

3.二叠纪末油气成藏和调整期

在石炭—二叠系区域性储盖组合形成以后，塔中隆起北翼地区和塔北隆起南翼地区寒武—下奥陶统有效烃源岩生油区向西迁移至满西1井西侧。泥盆—石炭系以东河砂岩为代表的碎屑岩储层和各类碳酸盐岩储层的发育为油气大规模聚集提供了有效空间。

塔中断垒带中东段的塔中4—塔中1井一带为古构造高部位，I号断裂带北侧的油气向南运移聚集形成了塔中4等油气田。塔中4石炭系CⅡ油组砂岩自生伊利石K-Ar同位素测年为246～278Ma，证明油气成藏时间为晚二叠世（王飞宇等，1998）。TZ10井石炭系砂岩包裹体均一化温度为60℃左右，结合该井埋藏史和生烃史曲线图推断油气注入最早出现于二叠纪。

地质地球化学分析表明，塔北地区这一时期形成的油气藏部分遭到破坏，如LN1、LN14奥陶系稠油藏等。储层沥青和包裹体分析（周凤英）也证明海西晚期有一次油气聚集。塔西南坳陷巴什托普背斜油气藏群4井石炭系包裹体均一化温度分析证明，油气在二叠纪末注入圈闭（柳少波，1997）。塔西南山1井奥陶系古潜山－背斜气藏，在3872.21～3865.89m,7.94mm油嘴日产51577m3天然气，测试过程中回收到8L墨绿色原油，密度为0.91，油砂和水中抽提物地化分析表明是来自∈—O1并受到生物降解的原油（李洪辉等，1998）。分析表明奥陶系在海西晚期有一次油气聚集，在海西晚期由于抬升曾遭受过破坏。

英买力地区仅发生过一次油气充注。

（1）英买2井奥陶系储层中包裹体均一化温度介于68.5～76.8℃之间，可以看出奥陶系油气注入时间最早发生于泥盆纪。而且从包裹体成分与奥陶系原油之间的C29甾烷的异构化值接近的事实，也可以推测该区油气成藏只有一次，成藏期在晚海西期—印支期。

（2）储层沥青反射率为3.0%～3.36%，仅此一期（李小地等，1995）。

（3）英买1井油藏原油遭受了严重生物降解和水洗，结合构造演化史分析，可以确定水洗氧化作用可能发生于晚海西运动或印支运动（李小地等，1995）。

4.喜马拉雅期成藏和干气的侵入及石炭系正常油形成

构造沉降史及生烃史研究表明，中上奥陶统烃源岩在燕山期末—喜马拉雅期进入生烃高峰期，塔中、塔北隆起大量海相油气在此时运移聚集形成油气藏，下面以几个典型油气藏的成藏史说明。

（1）塔中地区

塔中地区塔中1、6及塔中4的天然气气侵形成于喜马拉雅期。根据油气性质差异及储层油气显示表明这些油气藏中在二叠纪聚集了原油，喜马拉雅期干气气侵，油溶解于气中形成凝析气藏。

（2）吉拉克—桑塔木—轮南地区

塔北吉拉克三叠系凝析油藏砂岩储层自生伊利石的形成时间在44.3～49.2Ma;LN2井三叠系地层油砂与非油砂中自生伊利石K-Ar同位素年龄为49～10.5Ma，推断油气注入时间为老第三纪。

（3）塔西南坳陷干气藏

塔西南坳陷山1井、玛4井石炭系干气藏是在喜马拉雅期由过成熟的寒武系—下奥陶统烃源岩形成（李洪辉等，1998）。

（4）塔西南坳陷石炭系正常油形成

塔西南坳陷石炭系的成熟取决于喜马拉雅期的埋藏作用，油气沿麦盖提斜坡向上运移聚集成藏。

塔河油田奥陶系与TS1井天然气地球化学特征、成因类型研究

王杰　顾忆

（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151）

摘要 塔河油田奥陶系与TS1井天然气主要以烃类气体为主，甲烷占绝对优势，塔河油田东部奥陶系天然气为干气，其余区块天然气为典型湿气，而TS1井天然气则为典型干气。塔河油田奥陶系与TS1井天然气具有相同母质来源，都为典型油型气，奥陶系天然气为不同成熟度油型气的复合，是干酪根降解气，而TS1井天然气为原油裂解气，塔河油田奥陶系与TS1井二氧化碳气体都为碳酸盐岩热变质作用产生。该油田奥陶系天然气的生成具有多阶连续的特征，既有反映成熟阶段的正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，还有反映高过成熟阶段的高温裂解气。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。

关键词 塔河油田 TS1井 同位素倒转 碳氢同位素 稀有气体同位素 成因类型

Geochemistry and Genetic Type of Natural Gas in TS1 Well and Ordovician System in Tahe Oilfield，Tarim Basin，Northwest China

WANG Jie，GU Yi

（Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi 214151）

Abstract In TS1 well and Ordovician system of Tahe oilfield，the hydrocarbon gases in natural gas occupy a great majority in volume，and methane occurs absolutely dominant.The natural gases belong to typical dry gas in the eastern of Tahe oilfield，and belong to wet gas in the others areas.The natural gas of TS1 well is typically dry gas.The natural gases of Ordovician system in Tahe oilfield and TS1 well originate from the same source rocks，which belonging to typical oil type gas.The Ordovician system natural gases in Tahe oilfield are the complex of the different maturity stage gas，which contains kerogen cracking gas.But the natural gases in TS1 well remain with oil cracking gas.Carbon dioxide is produced by the thermal metamorphose of carbonate rocks in Tahe oilfield and TS1 well.In Tahe oilfield，the generating natural gas of different stages takes on continuous character，which contain petroleum associated gas of the maturity stage and condensate associated gas of the relatively high maturity stage，as well as cracking gas of high-over maturity stage.The natural gas maturity of TS1 well is bigger than that of main areas in Tahe oilfield and lower than the east part of Tahe oilfield.

Key words Tahe oilfield TS1 well isotope reverse carbon and hydrogen isotope rare gas isotopegenetic feature

对于天然气成因判别，前人已做了大量卓有成效的工作，形成了比较可行的方法和指标［1～4］。天然气藏的天然气成因类型取决于气中占绝对优势组分的成因，天然气成因研究和气源探讨为天然气资源评价和勘探奠定了基础。前人对塔里木盆地宏观油气地球化学和塔河油田及其外围地区原油的地球化学特征进行了大量的研究，取得了一系列的研究成果［5～8］，限于篇幅，不在文中赘述。但到目前为止，却未见塔河油田天然气的地球化学特征及其成因类型的系统研究成果见诸于报道。本文对塔河油田及其外围以及塔河深层TS1井天然气组分、碳氢同位素、稀有气体同位素和轻烃指纹特征进行了综合分析，首次在塔河地区应用了天然气的CO2碳同位素与稀有气体同位素分析，对该区奥陶系和深层天然气地球化学特征及其成因类型进行了系统研究，为深层天然气的研究和勘探提供理论依据。

1 地质背景

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡，西为哈拉哈塘凹陷，东邻草湖凹陷，北为雅克拉断凸，南接顺托果勒隆起和满加尔坳陷，面积约750km2。阿克库勒凸起为前震旦系变质基底上发育起来的一个长期发展、经历了多期构造运动、变形叠加的古凸起，先后经历了加里东期、海西期、印支-燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动，由于长期的抬升暴露风化剥蚀，使凸起大部分地区缺失中、上奥陶统及志留系—中、下泥盆统等，下奥陶统也遭受不同程度的剥蚀，上述地层主要分布在凸起南部、东部围斜地区［9］。塔河油田是我国迄今为止最大的海相烃源大型油田，勘探表明，塔河油田含油气层位有三叠系、石炭系与奥陶系，主要集中在奥陶系，特别在中、下奥陶统碳酸盐岩中岩溶缝洞型储层最为发育，为该油田的最主要产层。

阿克库勒凸起在加里东中晚期形成雏形，海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的NE向展布的大型鼻凸，经过海西晚期运动、印支-喜马拉雅运动的进一步改造定型，为油气运移有利指向区。为了加快塔河油田油气勘探步伐，进一步探索下古生界储层发育特征及油气分布规律，实现“塔河油田下面找塔河”的油气勘探目标，选择寒武系碳酸盐岩台地边缘建隆圈闭，部署了TS1井。TS1井位于塔河油田2区，钻深达8408m，揭穿建隆体1后完钻，完钻层位为上寒武统下丘里塔格群（ ），通过对TS1井钻探成果的分析，揭示了塔河油田深层生储盖圈保条件以及油气成藏规律。

2 天然气组分特征

塔河油田奥陶系天然气主要以溶解气、伴生气或凝析气的形式出现。天然气组分包括：烃类气体，CO2，N2，H2S。天然气的组分主要以烃类气体为主，占气体总体积的89.2%～98.6%，平均为95.2%；非烃气体以CO2和N2为主，含有少量H2S气体。烃类气体中甲烷占绝对优势，含量为49.8%～93.6%，平均为75.7%；绝大部分天然气重烃含量较高，占3.8%～39.4%，平均为18.6%。塔河油区天然气干燥系数（C1/∑C）介于0.56～0.96之间，平均为0.80，整体上属于典型的湿气，塔河油田外围的阿克库勒地区S14井和S60井天然气干燥系数分别为0.96和0.93，属于热演化程度较高的干气类型；另外塔河油田东部评价1区的天然气，根据其甲烷碳同位素组成来看，也为典型干气。其余天然气的干燥系数介于0.56～0.89之间，属于典型的湿气。在塔河油田奥陶系天然气中，非烃气体为N2，CO2，H2S，非烃气体含量不高，为1.38%～10.83%，其中N2含量为0～8.9%，CO2含量为0.09%～8.39%，硫化氢含量分布范围较宽，从不含硫化氢到高含硫化氢均有分布。油田西部的T740井、T751井和T738井一带硫化氢含量较高，在20.2～108.8g/m3之间，属于中—高含硫气区。在此区域之外只有T804（K）井、S91井一带为含硫化氢天然气，其余地区从中—高含硫区到低含硫区的变化非常快，在紧邻中—高含硫区域的其他井硫化氢含量很快衰减到低于1g/m3，为低含硫化氢天然气。

TS1井在井深7358m处上寒武统丘里塔格群（ ）进行地层测试，产出少量天然气。由表1可见，在该层段采集了2个天然气样品，天然气组分主要以烃类气体为主，占总体积的96.9%和97.0%，其中甲烷在天然气组分中占绝对优势，含量分别为94.1%和93.9%；天然气中重烃含量分别为2.79%和3.11%。非烃气体中含有一定量的N2和CO2气体，2个样品中N2含量分别为2.81%和2.86%，CO2含量很低，为0.22%和0.21%。TS1井天然气干燥系数为0.97，属于热演化程度较高的典型干气。

表1 TS1井天然气组分和地球化学特征

由塔河油田奥陶系和TS1井天然气组分特征来看，二者都以烃类气体为主，其中甲烷占绝对优势，TS1井天然气中甲烷含量要高于塔河油田奥陶系所有天然气，重烃含量低于塔河油田奥陶系天然气；另外该油田东部评1区的天然气为典型干气，其余区块天然气为典型湿气，TS1井天然气干燥系数为0.97，说明TS1井天然气成熟度整体上要高于塔河油田奥陶系，二者处于不同演化阶段。

3 天然气碳、氢及稀有气体同位素组成

3.1 甲烷碳同位素组成

对于划分无机成因与有机成因甲烷碳同位素δ13C1的界限值，许多学者认识不一致。本文采用-30‰作为划分无机成因和有机成因甲烷δ13C1的界限值［10］。塔河油田奥陶系天然气中甲烷的碳同位素偏轻，分布在-50.8‰～-30.2‰之间，主要分布在-42.9‰～-38.4‰范围内，平均为-40.5‰。本区天然气δ13C1都小于-30‰，再结合其他指标，综合判断塔河油田奥陶系天然气甲烷为有机成因。

由图1可见，总体上天然气C1/∑C和C1/C2与δ13C1具有明显的正相关关系，即随着干燥系数和C1/C2增加，δ13C1值逐渐变大，说明该区天然气甲烷的碳同位素组成主要是受热演化程度的影响，表明天然气的碳同位素分馏效应主要受成熟作用的控制。

TS1井天然气甲烷碳同位素值分别为-38.6‰和-37.2‰，普遍重于塔河油田奥陶系天然气，这说明TS1井天然气热演化程度高于塔河油田奥陶系天然气。

3.2 重烃气的碳同位素组成

烷烃气碳同位素系列是指依烷烃气分子碳数顺序的碳同位素分布特征。有机成因烷烃气是指碳同位素值随烷烃气分子中碳数增加而增大，被称为正碳同位素系列，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4。而无机成因烷烃气碳同位素值则随烷烃气分子中碳数增加而减少，被称为负碳同位素系列，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3。不具有上述顺序的碳同位素系列，称同位素倒转或逆转。

图1 塔河油田奥陶系天然气C1/∑C 和C1/C2与δ13C1值相关关系

塔河油田奥陶系天然气总体上具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特征，呈明显正序列，为典型的有机成因。但塔河油田外围S73井和T913井以及塔河4区TK417井天然气具有δ13C1＞δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的异常序列（图2），根据烷烃气的碳同位素组成特征和轻烃特征判断该区天然气为油型气，且具有相同来源，因此S73井和T913井以及TK417井天然气碳同位素组成的倒转现象可能为相同母质不同期次生成的气复合造成的，这与塔河区域地质以及周缘烃源热演化史是吻合的。由图2可见，塔河油田奥陶系天然气δ13C2-1值在-3.2‰～8.1‰之间，δ13C3-2值在0.1‰～6.4‰之间，δ13C4-3值在0.7‰～3.7‰之间，显然δ13C2-1，δ13C3-2，δ13C4-3值所处相对范围依次变小，并且范围相互重叠，说明塔河油田奥陶系天然气为不同成熟度油型气的复合，印证了上述的认识。

图2 塔河油田奥陶系与TS1井天然气碳同位素组成指纹分布图

TS1井天然气和塔河油田奥陶系天然气具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特征，呈明显正序列。据图2可见，TS1井天然气碳同位素类型曲线与塔河油田奥陶系天然气的类型曲线具有很好的一致性，说明TS1井天然气与塔河油田奥陶系天然气具有相同或相似的母质来源。

3.3 二氧化碳碳同位素组成

二氧化碳成因分为有机成因和无机成因两类，有机成因的CO2通常相对富集轻碳同位素，无机成因CO2一般相对富集重碳同位素。戴金星等［11，12］认为无机成因二氧化碳的 值大于-8，主要在-8～+3 区间内；在无机成因二氧化碳中，由碳酸盐岩变质成因的CO2其 值接近于碳酸盐岩的δ13C值，为0±3；火山-岩浆成因和幔源CO2其 值大多为-6±2。塔河油田奥陶系8个天然气样品的 值分布在-4.3～-0.7 之间（表2），结合稀有气体同位素R/Ra处于0.016～0.037判断，该区二氧化碳基本上为壳源成因，主要为碳酸盐岩热变质成因产生，笔者认为是由二叠系火山活动引起的热事件造成。目前，塔河油田已有百余口钻井钻遇二叠系火山岩，主要连片分布于阿克库勒凸起西南部，整体上阿克库勒凸起两翼厚、中间薄，由北向南、由东向西特别是向西南方向厚度逐渐增大。塔河地区火山岩确切形成时代限定在晚石炭世以后到早三叠世前，该地区火山活动有利于促进有机质热演化。

表2 塔河油田奥陶系与TS1井天然气地球化学特征

TS1井天然气中二氧化碳 值为-5.3，根据不同类型二氧化碳 值分布范围以及TS1井天然气伴生的He同位素值R/Ra为0.03，远小于1，说明塔深1井二氧化碳为碳酸盐岩变质成因。

3.4 天然气氢同位素组成

天然气氢同位素组成主要受4个方面因素的影响：①受源岩沉积环境和水介质条件影响；②受热演化程度影响，有机质随演化程度增加，天然气的δD1有变重趋势；③受母质特征的影响；④受外来氢源的影响，这种外来氢源有时可能对天然气的氢同位素组成起到关键性作用。天然气中的氢同位素组成虽然受母质特征和热演化程度的影响，但主要受源岩沉积环境和水介质条件的影响。

δD值序列倒转的原因主要有：①烷烃气受到细菌氧化的次生改造；②煤型气和油型气混合［13］。由表2可见，塔河10区TK827井、塔河2区TK235井和塔河8区T702B井等3口井天然气的氢同位素组成具有δD1＜δD2＜δD3＜δD4的特征，其余5口井天然气呈现出δD1＞δD2＜δD3＜δD4的规律。本区甲烷氢同位素的差异主要不是由沉积水介质条件变化引起的，而是由同一烃源岩中同一类型母质不同演化阶段的产物混合造成的（图3）。本文研究认为，造成天然气δD值序列倒转还有其他因素，在该区戴金星等［13］提出的因素不是造成δD值序列倒转的原因，部分天然气的甲烷氢同位素倒转主要是由于本区早期生成的油气遭受强烈的次生改造，再加上后期的高成熟油气充注混合造成的。其中又分两种情况：一是塔河地区部分天然气δ13C1和δ13C2值相近，且δD1和δD2值序列发生倒转，主要是由于不同成熟阶段油气混合造成，这可以从氢同位素类型曲线两阶段分布的特征得到印证，与碳同位素类型分布曲线一致，即主要为天然气的甲烷与乙烷存在不同的来源，显示了天然气具有两期充注、混合的特征；二是塔河地区部分天然气δ13C1和δ13C2值相差较大，且δD1和δD2值序列发生倒转，主要是早期生成的油气受水洗氧化次生改造的因素占主要地位造成。

图3 塔河油田奥陶系天然气组分参数与δD1值的关系

一般情况下，海相（或咸水）沉积有机质形成的天然气 大于-180‰，而陆相淡水沉积则是 小于-180‰［14］。而TS1井天然气δD值具有δD1＜δD2＜δD3＜δD4的特征，为正序列，不具有倒转特征，而且δD1值都大于-180‰，为典型海相沉积环境。由图4可见，TS1井天然气氢同位素组成曲线和塔河油田奥陶系天然气氢同位素类型曲线具有相似的特征，具有相同的母质来源。

3.5 天然气稀有气体同位素组成

氦的两个稳定同位素分别为3He和4He，3He主要为元素合成时形成的核素，主要存在于地幔，而4He则主要是地球上自然放射性元素铀、钍α衰变的产物。天然气中氦的来源有3个，即大气氦、壳源氦和幔源氦。大气氦的3He/4He值（Ra）为1.40×10-6，地幔氦3He/4He取1.1×10-5［15］，平均壳源氦的3He/4He值为（2～3）×10-8［16］。氩有3种稳定同位素36Ar和38Ar及40Ar，放射成因40Ar由40K衰变产生，36Ar主要是元素合成时形成的原始核素。大气40Ar/36Ar值为295.5；上地幔40Ar/36Ar值分布范围很广，从接近大气氩值的295.5到高达104；下地幔的40Ar/36Ar值则远低于上地幔，约为400。

图4 塔河奥陶系与TS1井天然气氢同位素类型曲线

塔河油田奥陶系天然气的氦同位素3He/4He值比较低，分布在（2.26～5.23）×10-8范围内，R/Ra的值分布在 0.016～0.037 内，平均值为 0.03（表2）。该区天然气的4 He/20Ne值比大气中的4He/20Ne值（0.326）大2～4个数量级，且40Ar/36Ar值明显地大于大气氩值。因此大气成因氦的份额可忽略，仅需讨论壳、幔两种来源的氦，用壳-幔二元复合模式计算出天然气中氦有0.02%～0.29%幔源氦的贡献，壳源氦在天然气氦中占绝对优势，说明深部来源的幔源挥发分对天然气成分的影响很小，天然气为有机成因。TS1井天然气氦同位素3He/4He 值比较低，分别为4.1×10-8和4.3×10-8，R/Ra值为0.03，说明深部来源的幔源挥发分对TS1井天然气成分的影响很小。

4 天然气成因类型

4.1 天然气的稳定同位素

δ13C2和δ13C3值是区别油型气和煤型气的重要标志之一。国内研究者多以δ13C2=-28‰作为划分油型气和煤型气的标志，一般认为，油型气的δ13C3小于-25.5‰，煤成气的δ13C3大于-23.2‰。塔河油田奥陶系天然气δ13C2值为-42.9‰～-31.9‰，都小于-28‰，δ13C3值分布在-36.6‰～-31.4‰之间，属于典型油型气范畴。TS1井天然气δ13C2值分布在-38.1‰～-36.7‰之间，δ13C3值分布在-34.5‰～-33.3‰之间，属于典型油型气。所以不论从乙烷的碳同位素组成，还是丙烷的碳同位素组成来看，塔河油田奥陶系和TS1井天然气都为典型的油型气。

对于油型气而言，生物热催化过渡带气的δ13C1值为-55‰～-48‰，正常原油伴生气的δ13C1值为-48‰～-40‰，凝析油伴生气的δ13C1值为-40‰～-36‰，高温裂解气的δ13C1值大于-36‰。塔河油田外围S14井、S18井、S60井、S73井和T913井等于或大于-36‰，加之干燥系数大，为高温裂解气，其余气样为正常原油伴生气和凝析油伴生气（T740井气样除外），所以塔河油田奥陶系天然气的生成具有多阶连续特征，成熟度范围为从成熟阶段到过成熟阶段，既有反映成熟阶段的正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，还有反映高过成熟阶段的高温裂解气。

对TS1井天然气而言，若仅根据甲烷碳同位素组成为-38.6‰～-37.2‰判断，其天然气应为凝析油伴生气。根据沈平［17］等的油型气回归方程δ13C1≈21.72lgRo-43.3 计算，TS1井天然气相应源岩Ro为1.65%和1.91%，处于高成熟湿气-凝析油阶段，为凝析油伴生气。塔河油田除10区T740井天然气相应源岩Ro为0.45%外，其余天然气相应源岩Ro为0.7%～4.0%，处于成熟阶段—过成熟阶段。特别是位于塔河油田外围东部地区的T913井、S14井、S18井、S60井和S73井的δ13C1值相对较大，其相应Ro都大于2%，显示已达到过成熟阶段，与其干燥系数较高是一致的。

当母质类型一定时，天然气中甲烷的碳同位素组成主要受成熟度效应的控制，而乙烷的碳同位素组成则受母质继承效应的制约更为明显，因此，利用δ13C1与δ13C2相结合可有效地划分天然气成因类型。图5直观地反映了塔河油田奥陶系和TS1井天然气甲烷、乙烷碳同位素值的差异，塔河油区奥陶系天然气的甲烷碳同位素与乙烷碳同位素具有很好的线性关系，而且都属于典型的油型气范畴。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。

图5 塔河油田奥陶系和TS1井天然气δ13C1与δ13C2相关图

4.2 天然气组分

Behar等［18］在封闭热解系统中的模拟实验表明，油裂解气在ln（C1/C2）变化较小的情况下，ln（C2/C3）变化范围较大；而干酪根降解气在ln（C1/C2）变化较大的情况下，ln（C2/C3）变化较小。塔河地区奥陶系天然气ln（C2/C3）在-0.19～1.16之间，基本上变化不大，而ln（C1/C2）值变化较大，变化范围为1.51～3.82，具有干酪根裂解气的特征。由图6可见，塔河地区奥陶系天然气为典型干酪根降解气，而TS1井天然气则为典型原油裂解气。

图6 塔河油田奥陶系与TS1井天然气ln（C1/C2）与ln（C2/C3）相关图

虚线区为干酪根降解气的变化趋势和范围

4.3 天然气轻烃组成

胡国艺等［19］通过模拟实验对原油裂解气和干酪根降解气轻烃组成的研究表明，在C7轻烃组成中，原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷和（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷均明显高于干酪根裂解气，而且原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷一般大于1.0，（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷一般大于0.5，而干酪根裂解气则反之。应用上述指标对塔河地区奥陶系天然气成气过程判识，发现甲基环己烷/正庚烷比值在0.39～0.59 之间，均小于1；（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷比值，除8个天然气样外均在0.18～0.5之间，表明塔河地区奥陶系天然气主要为干酪根裂解气。TS1井天然气甲基环己烷/正庚烷比值为0.93和1.93，大于1；（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷比值也均大于0.5，表明TS1井天然气为原油裂解气。

脂族烃组成为某一碳数烃类中直链烃、支链烃和环烃组成的归一百分含量，不同沉积环境和母质类型源岩生成的天然气具有不同的脂族烃族组成特征。将天然气C5—C7轻烃馏分的各类烃类组成标在分别以正构烷烃、异构烷烃和环烷烃的百分含量为端元的三角图上，从图7可以看出，塔河油田奥陶系与TS1井天然气C5—C7轻烃组成的点分布在相同的范围内，具有相同的母质来源。塔河油田奥陶系与TS1井天然气C6—C7轻烃组成三角图上的点分布在相同的范围内（图7），充分显示塔河地区奥陶系天然气与TS1井天然气具有相同的母质来源。

5 结论

（1）塔河油田奥陶系天然气与TS1井天然气主要以烃类气体为主，其中甲烷占绝对优势，非烃气体含量较低。塔河油田东部奥陶系天然气为干气，其余属于典型的湿气；而TS1井天然气属于热演化程度较高的干气。

图7 塔河地区奥陶系天然气与TS1井天然气C5—C7和C6—C7轻烃组成

（2）塔河油田奥陶系天然气与TS1井天然气具有相同的母质来源。塔河油田奥陶系为腐泥型母质不同成熟度油型气复合的面貌，为干酪根降解气，天然气的生成具有多阶段连续的特征，既有反映成熟阶段正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，又有反映过成熟阶段的高温裂解气。TS1井天然气为典型油型气，属于原油裂解气，处于高成熟湿气-凝析油阶段。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。

（3）造成塔河地区奥陶系天然气碳氢同位素倒转的原因，主要是由于不同成熟度油型气的复合，再加上早期生成天然气遭受强烈次生改造形成。

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我国有哪些大油田？

1、大庆油田

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。?

2、胜利油田

地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨州、德州、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个地市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.4万平方公里。1995年年产原油3000万吨，是我国第二大油田。?

3、长庆油田

勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨(含天然气探明储量2330.08亿立方米，按当量折合原油储量在内)，1995年年产原油220万吨，天然气1亿立方米，从2003年到2007年12月，长庆油田只用了短短四年时间就实现了从1000万吨到2000万吨的大跨越，成为名副其实的中国第三大油田。?

4、辽河油田

油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里。1995年原油产量1552万吨，产量居全国第三位，近年来，随着长庆油田产量的突飞猛进，辽河油田产量暂居国内第四。?

5、克拉玛依油田

地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990年起，陆上原油产量居全国第4位。1995年年产原油790万吨。?

6、四川油田

地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。?

7、华北油田

位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。1995年年产原油466万吨，天然气3.13亿立方米。?

8、大港油田

位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。?

9、中原油田

地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一，1995年年产原油410万吨，天然气11亿立方米。?

10、吉林油田

地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。?

11、河南油田

地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。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。1995年年产原油192万吨。?

12、江汉油田

是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。1995年年产原油85万吨。?

13、江苏油田

油区主要分布在江苏省的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。1995年年产原油101万吨。?

14、青海油田

位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个；气田6个。1995年年产原油122万吨。

15、塔里木油田

位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽处520公里，总面积56万平方公里，是我国最大的内陆盆地。中部是号称“亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万原油、80?100万吨凝析油、25亿立方米天然气的资源保证。1995年年产原油253万吨。?

16、土哈油田

位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公里、南北宽50130公里，面积约5.3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气田和6个含油气构造，探明含油气面积178.1平方公里，累计探明石油地质储量2.08亿吨、天然气储量731亿立方米。1995年年产原油221万吨。?

17、玉门油田

位于甘肃玉门市境内，总面积114.37平方公里。油田于1939年投入开发，1959年生产原油曾达到140.29万吨，占当年全国原油产量的50.9%。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10年的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。1995年年产原油40万吨。