馬安來(lái)，金之鈞，劉金鐘

(1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京　100083； 2.中國(guó)科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究所，廣州　510640)

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塔里木盆地寒武系深層油氣賦存相態(tài)研究

馬安來(lái)1，金之鈞1，劉金鐘2

(1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083； 2.中國(guó)科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究所，廣州510640)

摘要：塔里木盆地寒武系深層烴類(lèi)相態(tài)是地球化學(xué)家和石油勘探家密切關(guān)注的科學(xué)問(wèn)題。應(yīng)用封閉體系黃金管熱模擬方法，對(duì)塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油、高蠟原油進(jìn)行熱模擬實(shí)驗(yàn)。在頻率因子為1.78×1014s-1的前提下，塔河油田奧陶系井稠油具有最寬的C1-C5質(zhì)量生成的活化能分布，分布范圍為56~66 kcal/mol，主頻活化能最低，為59 kcal/mol。根據(jù)原油轉(zhuǎn)化率，使用Kinetic軟件計(jì)算表明原油作為油相可以存在于178～205 ℃的儲(chǔ)層中。依據(jù)塔里木盆地塔北、塔中、塔東、巴楚4個(gè)古隆起典型鉆井寒武系古地溫演化，建立了4個(gè)古隆起寒武系古油藏裂解動(dòng)力學(xué)模型。模型表明塔北隆起塔深1井寒武系建隆Ⅰ頂部的古油藏至今可以保持獨(dú)立油相狀態(tài)，建?、竦撞康墓庞筒啬鼙３帜鲇蜖顟B(tài)。巴楚、塔中、塔東地區(qū)典型寒武系鉆井模擬表明，寒武系中的烴類(lèi)可能以天然氣、凝析油為主要相態(tài)類(lèi)型。

關(guān)鍵詞：原油穩(wěn)定性；原油裂解；生烴動(dòng)力學(xué)；油氣相態(tài)；寒武系；塔里木盆地

深層油氣是指深度大于4 500 m的油氣資源[1]，截至2012年6月，在全球(不含美國(guó))349個(gè)含油氣盆地中的87個(gè)盆地內(nèi),發(fā)現(xiàn)了1 595個(gè)深層油氣藏。全球深層石油、天然氣和凝析油探明和控制可采儲(chǔ)量(2P)分別為57.55×108t,100 836×108m3,13.83×108t，合計(jì)為152.38×108t油當(dāng)量。在已發(fā)現(xiàn)的深層油氣中，石油、天然氣和凝析油可采儲(chǔ)量分別占深層油氣2P總可采儲(chǔ)量的37.8%，53.1%和9.1%，即深層油氣以天然氣為主[2]。目前世界上最深的油田為美國(guó)墨西哥灣深水盆地Sigsbee次盆中的Tiber油田，儲(chǔ)層為古新統(tǒng)Wilcox群砂巖，儲(chǔ)層頂界埋深為9 999 m，其中水深1 259 m，鉆井最深深度為10 605 m；原油API重度為41°，儲(chǔ)層最大溫度為126.7 ℃,儲(chǔ)層壓力為137.9 MPa[3]。

Tissot等干酪根熱降解理論是指導(dǎo)盆地油氣相態(tài)預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)[4]，在盆地模擬時(shí)常依據(jù)盆地有機(jī)質(zhì)類(lèi)型的不同，生油窗界限略有差異。20世紀(jì)以來(lái)，隨著溫度大于160 ℃，甚至180~207 ℃的高溫高壓油氣藏的不斷發(fā)現(xiàn)[5]，如冀中坳陷霸縣凹陷牛東1井霧迷山組埋深5 641.5~6 027 m潛山凝析油氣藏，井底溫度達(dá)201 ℃，20 ℃原油密度為0.772 g/cm3[6]，這使研究者在盆地模擬時(shí)采用原油不同組分的裂解活化能[7]、研究不同礦物對(duì)原油裂解的效應(yīng)[8]，考慮壓力對(duì)裂解抑制效用[9-10]、提出自由基理論對(duì)高溫高壓油氣藏的存在進(jìn)行解釋[11]。研究表明，TSR作用使得油氣藏原油裂解溫度降低[12]；油氣生成及裂解服從化學(xué)動(dòng)力學(xué)方程，溫度和時(shí)間是控制油氣相態(tài)最重要的因素[4]。

塔北塔深1井在埋深8 408~8 406 m的寒武系白云巖儲(chǔ)層中氯仿浸泡獲得了少量液態(tài)烴，原油來(lái)源于寒武系[13]。在溫度超過(guò)161.4 ℃、壓力超90.16 MPa的地層保存著寒武系的液態(tài)烴引起了廣大學(xué)者的極大關(guān)注。如朱光有等提出塔里木盆地7 000~9 000 m深度范圍賦存在寒武系的可能還是石油為主[14]。2013年，中國(guó)石油塔中隆起中深1井寒武系鹽下6 439~6 458 m中寒武統(tǒng)揮發(fā)油藏、6 597.63~6 785 m下寒武統(tǒng)干氣氣藏的發(fā)現(xiàn)，揭開(kāi)了塔里木盆地寒武系鹽下油氣勘探的新篇章[15]。

本文應(yīng)用生烴動(dòng)力學(xué)方法，基于塔河油田不同類(lèi)型原油金管熱模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)合寒武系油藏充注時(shí)間及儲(chǔ)層熱歷史，試圖回答寒武系深層能否作為黑油勘探目標(biāo)這一科學(xué)問(wèn)題。

1樣品與實(shí)驗(yàn)

原油樣品選自塔里木盆地塔河油田T740井一間房組(O2yj)稠油、T915井阿克庫(kù)勒組(T2a)正常原油、奧陶系9區(qū)T901井O2yj高蠟原油(表1)。實(shí)驗(yàn)方法見(jiàn)文獻(xiàn)[16-17]。原油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù)計(jì)算及地質(zhì)體裂解動(dòng)力學(xué)模型采用Kinetic軟件。

2結(jié)果

塔河油田不同類(lèi)型原油裂解過(guò)程相似，差異在于原油產(chǎn)氣豐度的差異。以T740井奧陶系稠油為例，描述原油裂解過(guò)程及動(dòng)力學(xué)參數(shù)模擬過(guò)程。

2.1原油裂解生烴動(dòng)力學(xué)結(jié)果

圖1列出了在2 ℃/h和20 ℃/h升溫速率下T740井原油的生烴量?？梢钥闯鲈土呀鈿猱a(chǎn)率與熱解溫度、加熱速率密切相關(guān)；隨著熱解溫度的增高，甲烷和總氣體積和質(zhì)量產(chǎn)率不斷增加，慢速升溫條件(2 ℃/h)原油裂解生成的氣體產(chǎn)率高于快速升溫條件下的氣體產(chǎn)率，C1-C5在2 ℃/h升溫速率下，產(chǎn)率最大，為442.64 mL/g。此外，原油裂解過(guò)程中可以生成大量的C2-C5的重?zé)N，C2-C5烴類(lèi)隨熱解溫度的增加表現(xiàn)出先增大后降低的特點(diǎn)，體積產(chǎn)率的最大值對(duì)應(yīng)于熱解溫度460~500 ℃之間，體積產(chǎn)率值為125 mL/g，質(zhì)量產(chǎn)率的最大值則對(duì)應(yīng)于熱解溫度460~500 ℃之間，對(duì)應(yīng)值為212 mg/g。

圖1　塔河油田T740井原油熱解過(guò)程中

2.2動(dòng)力學(xué)參數(shù)模擬

2.2.1C1-C5質(zhì)量產(chǎn)率動(dòng)力學(xué)參數(shù)模擬

Schenk等[18]、Waples[19]提出用氣體形成來(lái)描述原油裂解動(dòng)力學(xué)，總氣體產(chǎn)率的最大值代表原油完全裂解，這時(shí)定義原油轉(zhuǎn)化率為1。運(yùn)用Kinetic軟件，對(duì)原油進(jìn)行了生烴動(dòng)力學(xué)計(jì)算。在頻率因子為1.78×1014s-1的前提下，T740原油總氣質(zhì)量產(chǎn)率活化能在56~66 kcal/mol，主頻活化能為59 kcal/mol(圖2)。

表1　塔河油田原油熱動(dòng)力學(xué)實(shí)驗(yàn)樣品

圖2　塔河油田T740井奧陶系稠油

用獲得的動(dòng)力學(xué)參數(shù)可以很好擬合實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

為了對(duì)比不同類(lèi)型原油裂解產(chǎn)氣活化能之間的差異，對(duì)T915井正常原油、T901井高蠟原油活化能計(jì)算時(shí)，統(tǒng)一將頻率因子A定為1.78×1014s-1，總體而言，稠油具有最寬的活化能分布范圍(56~66 kcal/mol)和最低的活化能主頻(59 kcal/mol)，而正常原油和高蠟原油活化能分布范圍較窄，活化能主頻分別為61 kcal/mol和60 kcal/mol(表2)。

2.2.2本研究C1-C5質(zhì)量產(chǎn)率動(dòng)力學(xué)參數(shù)與文獻(xiàn)比較

從表3看出海相原油裂解活化能比陸相原油裂解活化能低，如Schenk等認(rèn)為海相原油的活化能為68 kcal/mol，而湖相和河流三角洲相原油裂解活化能為73.1 kcal/mol[18]；李賢慶等對(duì)牙哈陸相原油裂解生氣體積產(chǎn)率活化能主頻為69 kcal/mol，而哈德遜海相原油裂解生氣體積產(chǎn)率活化能主頻為66 kcal/mol[17]。同一樣品，質(zhì)量產(chǎn)率活化能低于體積產(chǎn)率活化能，如哈德遜海相原油[17，25]；同為質(zhì)量產(chǎn)率活化能，高斯分布平均活化能要低于離散分布活化能分布主頻。

表2　塔河油田不同類(lèi)型原油裂解

由于離散型分布活化能比高斯型分布具有稍高的活化能主頻，為了更好描述地質(zhì)邊界條件的不確定性(如壓力邊界條件、古地溫恢復(fù)的誤差)，采用最低裂解活化能的T740井稠油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù)進(jìn)行原油獨(dú)立油相溫度的確定以及鉆井裂解動(dòng)力學(xué)模型的建立。

3原油獨(dú)立油相保存溫度

國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)地下原油的穩(wěn)定性進(jìn)行了研究[23-28]，McCain等認(rèn)為獨(dú)立油相存在時(shí)，原油轉(zhuǎn)化率C小于51%，此時(shí)對(duì)應(yīng)的GOR為570m3/m3[27]，而Hunt等認(rèn)為獨(dú)立油相存在時(shí)，原油轉(zhuǎn)化率C小于62.5%，此時(shí)對(duì)應(yīng)的GOR為891 m3/m3[28]。表4是能分布范圍/主頻活化能。

表3　不同類(lèi)型原油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù)

注：a.MSSV實(shí)驗(yàn)；b.金管實(shí)驗(yàn)；c.質(zhì)量產(chǎn)率；d.體積產(chǎn)率；e.從活化能分布計(jì)算的平均活化能；f.平均活化能，均方差；g.活化

表4　不同地質(zhì)升溫條件下獨(dú)立油相存在的地質(zhì)溫度

使用T740井奧陶系原油C1-C5氣體質(zhì)量產(chǎn)率動(dòng)力學(xué)參數(shù)，運(yùn)用Kinetic軟件計(jì)算了地質(zhì)條件下獨(dú)立油相保存的地質(zhì)溫度。可以看出，在一般的地質(zhì)條件下，獨(dú)立油相存在的地質(zhì)溫度范圍為178~205 ℃，51%和62.5%的原油轉(zhuǎn)化率之間的差別導(dǎo)致地質(zhì)溫度之間的差別也僅在3~6 ℃。計(jì)算的獨(dú)立油相保存的地質(zhì)溫度與Waples提出的溫度相差8~12 ℃[19](表4)，而與田輝等計(jì)算的溫度相差4~8 ℃[23]。這主要是由于所使用的原油活化能大小及分布類(lèi)型的差異。Waples認(rèn)為高斯分布1 kcal/mol活化能的差異，將導(dǎo)致裂解溫度產(chǎn)生2~3 ℃的差異[19]。

4寒武系典型探井裂解動(dòng)力學(xué)分析

4.1端元條件的界定

塔里木盆地油氣儲(chǔ)量富集在塔北、塔中和巴楚隆起上，商業(yè)油氣來(lái)源于2套海相烴源巖：寒武系—中下奧陶統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)烴源巖[29]。2套烴源巖具有不同的地球化學(xué)特征[29-30]，目前發(fā)現(xiàn)的商業(yè)原油塔北主要來(lái)自上奧陶統(tǒng)[31]，塔中則顯示了寒武系、上奧陶統(tǒng)2套烴源巖的混源貢獻(xiàn)[32]，塔東、巴楚隆起的天然氣來(lái)自于寒武系烴源巖[29]。臺(tái)盆區(qū)現(xiàn)今油氣的分布與2套烴源巖的熱演化歷史密切相關(guān)，寒武系烴源巖演化快、生烴早，對(duì)應(yīng)的生烴時(shí)期為加里東中晚期，上奧陶統(tǒng)烴源巖演化慢、生烴晚，海西晚期進(jìn)入大量生排烴階段，喜馬拉雅期為寒武系烴源巖生干氣時(shí)期及油氣藏調(diào)整期[29]。

目前臺(tái)盆區(qū)寒武系儲(chǔ)層來(lái)自寒武系烴源巖的端元原油較少，文獻(xiàn)中廣為引用的為塔東隆起塔東2井寒武系—下奧陶統(tǒng)稠油[33],該原油經(jīng)歷了一定的熱蝕變，原油中含有高度縮合的稠環(huán)芳烴化合物，中深1井下寒武統(tǒng)少量的凝析油具有寒武系生源的特征[15，34]。對(duì)于寒武系深層儲(chǔ)層，加里東期為儲(chǔ)層形成時(shí)期。

為了研究塔里木盆地寒武系深層油氣賦存相態(tài)，選擇塔北塔深1井、塔中塔參1井、塔東尉梨1井、巴楚和田1井典型寒武系鉆井，它們分別代表了塔北演化型、塔中演化型、塔東早期快速演化后期剝蝕型、巴楚早期演化后期停滯型的寒武系(圖3，4)。依據(jù)塔河奧陶系T740井原油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù)，根據(jù)油氣藏充注時(shí)間、儲(chǔ)層熱歷史，研究寒武系儲(chǔ)層早期充注油氣藏相態(tài)隨地質(zhì)歷史的變化。

圖3　塔里木盆地典型寒武系鉆井埋藏史

圖4　塔里木盆地典型鉆井寒武系古地溫

4.2塔北塔深1井

塔深1井寒武系古油藏原油裂解動(dòng)力學(xué)模擬方法如下：

(1)目標(biāo)點(diǎn)：塔深1井寒武系建隆I的頂部、底部，建?、笠陨虾湎档貙拥捻敳考暗撞?。若建隆Ⅰ頂部古油藏至今保持油相狀態(tài)，則不進(jìn)行建?、笠陨虾湎档貙拥墓庞筒亓呀鈩?dòng)力學(xué)的模擬。

(2)埋藏史：如圖3a。

參考文獻(xiàn)(3)古地表溫度與古地溫梯度：古地表溫度為13 ℃，古地溫梯度[29]。需要指出的是現(xiàn)今的地溫梯度設(shè)為1.78 ℃/hm，以保證與8 331 m的實(shí)際地層測(cè)試溫度為161.4 ℃對(duì)應(yīng)。這一地溫梯度比前人的2 ℃/hm的地溫梯度略低，但現(xiàn)今的地溫梯度的差別對(duì)原油的裂解動(dòng)力學(xué)結(jié)果的影響并不明顯(圖4a)。

(4)原油進(jìn)駐儲(chǔ)層時(shí)間設(shè)為440 Ma。

各模擬點(diǎn)的古油藏裂解動(dòng)力學(xué)模擬結(jié)果如下：

上寒武統(tǒng)建隆I底部(8 408 m)，代表了建隆Ⅰ古油藏的底部。建?、竦撞? 408 m古油藏在309 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為49.8%；在135 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為62%，此時(shí)獨(dú)立油相消失；現(xiàn)今，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為74%。古油藏沒(méi)有完成初次裂解過(guò)程，至今可以保持凝析油相(圖5)。

上寒武統(tǒng)建?、耥敳?7 792 m)，代表了建?、窆庞筒氐捻敳?。建?、耥敳抗庞筒亓呀獬潭容^低，在309 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率僅為8.9%；在135 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為16.3%，現(xiàn)今，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率也僅為31.9%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于51%，古油藏至今尚未達(dá)到完全裂解，仍保持油相狀態(tài)(圖5)。

圖5　塔里木盆地塔深1井上寒武統(tǒng)

需要指出的是，本文的動(dòng)力學(xué)模型中沒(méi)有考慮壓力的效應(yīng)，建?、竦撞康墓庞筒啬壳叭阅鼙３帜鲇拖啵壳吧疃葹? 331.53 m，地層壓力為90.16 MPa，若考慮此壓力階段的壓力對(duì)原油裂解的抑制作用，可以使裂解溫度降低6~8 ℃，抑制程度在10%左右[7]，深部油藏就可能處于油相和凝析氣的臨界處。由于上寒武統(tǒng)建隆Ⅰ的古油藏至今仍能保持油相狀態(tài)，其上部的地層至今可以保存油相狀態(tài)，因此結(jié)束模擬計(jì)算。

圖6　塔里木盆地塔參1井上寒武統(tǒng)

4.3塔中塔參1井

塔參1井位于塔里木盆地塔中下古生界大型復(fù)式臺(tái)背斜西北翼塔中4內(nèi)幕斷背斜高點(diǎn)上。該井在寒武系之下鉆遇花崗巖類(lèi)31 m，井深7 200 m。

塔參1井寒武系古地溫演化見(jiàn)圖4b。上寒武統(tǒng)底部代表了上寒武統(tǒng)古油藏的底部。在299 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到55%，在286 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到66.7%，此時(shí)古油藏獨(dú)立油相消失，進(jìn)入凝析油相，在199 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到99%，古油藏進(jìn)入二次裂解階段(圖6)。上寒武統(tǒng)頂部，代表了上寒武統(tǒng)古油藏的頂部。從油藏進(jìn)入儲(chǔ)層后，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率僅有14%，古油藏至今可以保存獨(dú)立油相[29]。

4.4塔東尉犁1井

尉犁1井寒武系古油藏裂解動(dòng)力學(xué)模型為早期快速演化、后期剝蝕型。尉犁1井寒武系古地溫演化見(jiàn)圖4c。

(1)下寒武統(tǒng)底部，代表寒武系古油藏的最深部，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率在416 Ma分別達(dá)到99%,古油藏在志留紀(jì)末期就完全初次裂解，以后主要發(fā)生的是天然氣的二次裂解過(guò)程；下寒武統(tǒng)頂部，代表下寒武統(tǒng)古油藏的頂部，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率在416 Ma分別達(dá)到98%，古油藏在志留紀(jì)末期基本完成了初次裂解，獨(dú)立油相已消失(圖7)。

圖7　塔里木盆地尉梨1井寒武系

(2)上寒武統(tǒng)底部，代表上寒武統(tǒng)古油藏的底部，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率在402 Ma分別達(dá)到95%，獨(dú)立油相已消失；上寒武統(tǒng)頂部，代表上寒武統(tǒng)古油藏的頂部，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率在402 Ma分別達(dá)到79%，原油至今沒(méi)有完成初次裂解，但獨(dú)立油相已于志留紀(jì)消失。

由此可見(jiàn)，塔東地區(qū)寒武系地層中的古油藏在志留紀(jì)、泥盆紀(jì)獨(dú)立油相均已消失，下寒武統(tǒng)古油藏在不同深度可存在不同程度的二次裂解，上寒武統(tǒng)古油藏裂解程度相對(duì)較低，尚未完成初次裂解。生成的天然氣可能的聚集層位為寒武系地層中。由于塔東地區(qū)泥盆紀(jì)—三疊紀(jì)持續(xù)抬升，原油裂解氣很難保存到侏羅紀(jì)，即便保存到侏羅紀(jì)，考慮到侏羅紀(jì)早期斷裂活動(dòng)，因而難以在侏羅系儲(chǔ)層中聚集成藏。因而，塔東地區(qū)的天然氣很可能是裂解程度更低的中奧陶統(tǒng)古油藏。

4.5巴楚和田1井

和田1井位于巴楚隆起卡拉沙依構(gòu)造帶和田河西區(qū)塊6號(hào)斷背斜構(gòu)造高部位，其寒武系古油藏裂解動(dòng)力學(xué)模型為巴楚早期演化、后期停滯型。

和田1井寒武系古地溫演化見(jiàn)圖4d。中寒武統(tǒng)沙依里克組底部，代表了中寒武統(tǒng)古油藏的底部。古油藏在290 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到50%，此時(shí)古油藏獨(dú)立油相消失，進(jìn)入凝析氣相，約在226 Ma，原油C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到1，進(jìn)入天然氣二次裂解階段。中寒武統(tǒng)沙依里克組頂部，古油藏的裂解模式幾乎與底部古油藏的裂解模式相同，在216 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到100%，進(jìn)入天然氣二次裂解階段(圖8)。

上寒武統(tǒng)下丘里塔格組底部，代表上寒武統(tǒng)古油藏的底部，古油藏在246 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到54.9%，在235 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率達(dá)到67.7%，此時(shí)獨(dú)立油相消失，古油藏進(jìn)入凝析氣相，約在146 Ma，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率穩(wěn)定在80%；至今，C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為80.9%，古油藏仍可以保持凝析氣相。上寒武統(tǒng)下丘里塔格組頂部，代表上寒武統(tǒng)古油藏的頂部，古油藏現(xiàn)今C1-C5質(zhì)量轉(zhuǎn)化率為44.6%,原油至今可以保持獨(dú)立油相。

圖8　塔里木盆地和田1井寒武系

從塔里木盆地四大古隆起典型寒武系油藏裂解動(dòng)力學(xué)模型可以看出，中下寒武統(tǒng)油藏均不能以獨(dú)立油相存在，因此塔中、巴楚寒武系鹽下的油氣勘探應(yīng)以天然氣、凝析油為主要目標(biāo)，這與塔中隆起中深1井的油氣勘探成果是一致的。

5結(jié)論

(1)采用黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)方法對(duì)塔里木盆地塔河油田海相稠油、正常原油及高蠟原油3種不同類(lèi)型原油進(jìn)行了熱模擬實(shí)驗(yàn),在頻率因子A為1.78×1014s-1前提下，奧陶系稠油具有最寬的C1-C5質(zhì)量生成的活化能分布，范圍為56~66 kcal/mol，最低的活化能主頻為59 kcal/mol。

(2)依據(jù)奧陶系稠油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù),使用Kinetic軟件計(jì)算原油作為獨(dú)立油相可以至少存在于178 ℃的儲(chǔ)層中。

(3)依據(jù)原油裂解動(dòng)力學(xué)參數(shù),結(jié)合塔深1井寒武系古地溫在地質(zhì)時(shí)期的演化,在不考慮壓力的情況下,模擬計(jì)算結(jié)果表明塔深1井上寒武統(tǒng)建?、耥敳康墓庞筒刂两袢阅鼙３钟拖酄顟B(tài),建隆Ⅰ底部的古油藏能保持凝析油狀態(tài)，表明塔北8 000 m的深層仍具有石油的勘探前景。

(4)塔中、巴楚、塔東地區(qū)典型寒武系鉆井裂解動(dòng)力學(xué)模擬表明，塔中、巴楚地區(qū)寒武系烴類(lèi)相態(tài)可能以天然氣、凝析油為主要類(lèi)型。

致謝：感謝中國(guó)科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所田輝博士、潘長(zhǎng)春研究員在研究中給予的指導(dǎo)與幫助。

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(編輯黃娟)

Hydrocarbon phase in the deep Cambrian of the Tarim Basin

Ma Anlai1, Jin Zhijun1, Liu Jinzhong2

(1.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China;2.GuangzhouInstitute

ofGeochemistry,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou,Guangdong510640,China)

Abstract:The hydrocarbon phase of the deep Cambrian in the Tarim Basin is a scientific focus of geochemists and explorationists. Thermal simulations of heavy oil, normal oil and waxy-oil from the Tahe Oilfield in the Tarim Basin were carried out using a gold-tube confined system. For a frequency factor (A) of 1.78×1014s-1, the activation energy range of C1-C5gas yield of heavy oil is the widest, ranging from 56 to 66 kcal/mol, and the dominant potential is at 59 kcal/mol. In view of the ratio of oil conversion to gas, oil can be a separate phase at temperatures of 178-205 ℃. According to the paleo-temperatures of the Cambrian wells from the Tabei, Tazhong, Tadong and Machu uplifts, four dynamic models of the Cambrian reservoir cracking were established. The paleo-oil reservoir of well Tashen1 in the Tabei Uplift can be as a separate oil phase above Builtup Ⅰ in the Cambrian at present, whereas only condensate oil phase existsat the bottom of the UpliftⅠ. The models of the Cambrian paleo-oil reservoirs of typical wells from the Bachu Uplift, Tazhong Uplift and Tadong Uplift suggest that the hydrocarbon phase of the above areas may be dominated by gas and condensate phases.

Key words:oil stability; oil cracking; hydrocarbon generation kinetics; hydrocarbon phase; Cambrian; Tarim Basin

基金項(xiàng)目：國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)項(xiàng)目(2012CB214800，2005CB422108)、中石化科技部項(xiàng)目(P07021)及國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)項(xiàng)目(2011ZX05005-001,2008ZX05005-001)聯(lián)合資助。

作者簡(jiǎn)介：馬安來(lái)(1969—)，男，博士，副教授，從事油氣地球化學(xué)與油氣成藏機(jī)理研究。E-mail:maal.syky@sinopec.com。

收稿日期：2015-03-30；

修訂日期：2015-09-17。

中圖分類(lèi)號(hào)：TE122.1

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1001-6112(2015)06-0681-08doi：10.11781/sysydz201506681