石油地质大作业 (石大版)

•一、烃源岩地球化学评价图件编制•二、烃源岩演化历史模拟•三、烃源岩综合分析和评价（一）、有机质丰度（TOC）散点图（二）、镜质体反射率（Ro）散点图（三）、抽提物的散点图（四）、烃源岩饱和烃色谱棒图ED3下的地层TOC数值普遍小于1且厚度较薄，垂向上分布有限，不是好的烃源岩。ES1中的地层针对其数据点的分布可判断其TOC平均值小于1，地层厚度偏薄，不是好的烃源岩。ES1下的地层不仅厚度大（3800m~4200m），根据数据点判断TOC大于1。属于中等烃源岩Ro等于0.5，干酪根进入成熟阶段，开始大量生油，图中Ro等于0.0.5所对应的深度大概在2750米左右。未成熟阶段：干酪根得未成熟阶段大概分布在3850m以上，此时由于干酪根尚未成熟，抽提物的含量基本不变或略有增加。成熟阶段：干酪根成熟阶段深度大约分布在3850m~4180m之间且抽提物中的各个组分都有随深度的增加，含量现增加后减小。高成熟阶段：干酪根的高成熟阶段大概分布在4180m深度以下，此时，地层温度高于烃类物质的临界温度，有机质含量减少。48井饱和烃分布棒状图05000001000000150000020000002500000C13C14C15C16C17C18C19C20C21C22C23C24C25C26C27C28C29C30C31C32C33C34C3548井烃源岩CPI值为1.15662，小于1.2，代表岩石中的有机质向石油转化的程度高，包络线形态平滑，可列为烃源岩。55井饱和烃分布棒状图0200000400000600000800000100000012000001400000160000018000002000000C16C17C18C19C20C21C22C23C24C25C26C27C28C29C30C31C32C33C34C35饱和烃名称面积55井的CPI值为1.121724，小于1.2，包络线形态较为平滑，可以作为烃源岩。108井饱和烃分布棒状图012345678910C13C14C15C16C17C18C19C20C21C22C23C24C25C26C27C28C29C30C31C32C33C34C35饱和烃名称面积108井的CPI值为1.295375，大于1.2，且包络线呈现锯齿状，尖峰明显，奇数碳优势较为明显，故108井烃源岩处于未成熟演化阶段。（一）TTI法的原理（二）生油窗确定（三）埋藏史曲线的形成其中，n=（Ti-100）/10时间因子（△t）温度因子（r）100~110℃为基准间隔，其n=0TTI值的两个重要参数烃源岩底面TTI值烃源岩顶面TTI值根据顶底的TTI表以及做出的埋藏史曲线值发现现今的顶底的TTI值分别为55793、25923，均达到了过成熟阶段。生油开始是TTI值为15，生油结束时TTI值为160，生油高峰时TTI为75，利用TTI原理计算，得到下表：根据计算的顶底生油时间表的到的最终生油窗如右图所示（一）区域地质概况（二）柴北缘烃源岩评价（三）柴北地区生烃史（四）圈闭的形成时期以及与烃源岩的配置关系（五）结论柴达木盆地北缘西部(柴北缘)夹持于祁连山与阿尔金山之间，西起鄂博梁I号构造，东至鱼管凹陷，有效勘探面积1．8x104km2。日前，柴北缘已发现了冷湖三~五号油田、南八仙油气田、马海气田、龟卡油田以及冷湖七号一个低产气藏，并在鄂博梁构造带、伊克雅鸟汝构造上见到油气显示侏罗系烃源岩主要指成煤环境形成的下侏罗统上部小煤沟组和中侏罗统下部大煤沟组暗色泥页岩、炭质页岩和煤层。大煤沟组的J1d和J2d是好的油源岩，其他地层为好的气源岩柴北缘沉积地层经历了160Ma-145Ma（侏罗系沉积后）和95Ma-65Ma（白垩系沉积末期）两次规模较大的抬升，影响了柴北缘侏罗系烃源岩的热演化，尤其是侏罗系末期抬升所造成的沉积间断地影响了油气的生成期，使有机质的热演化趋于停止，直到重新埋藏达到抬升前的最大深度后，才能开始进一步的演化。小煤沟组昆特依凹陷东部较深部位以及冷湖五号生烃史大煤沟组赛什腾凹陷以及鱼卡凹陷尕西1井附近生烃史柴北缘烃源岩主要包括下侏罗统上部小煤沟组和中侏罗统下部大煤沟组的暗色泥页岩、炭质，无论是依据湖相泥岩，还是从煤系泥岩的烃源岩有机质丰度角度评价，它们都达到了好烃源岩的标准页岩和煤层。中一下侏罗统J1d，和J2d利于生油，其他地层有利于生气。柴北缘沉积地层经历了两次规模较大的抬升，影响了柴北缘侏罗系烃源岩的热演化，尤其是侏罗系末期抬升所造成的沉积间断地影响了油气的生成期，使有机质的热演化趋于停止，直到重新埋藏达到抬升前的最大深度后，才能开始进一步的演化。油气藏形成与喜山运动晚期根据冷湖三号、冷湖四号、冷湖五号和南八仙构造不同时期的圈闭增长幅度，这些构造基本在喜山运动早期，即下干柴沟组沉积时期具有雏形；在喜山运动晚期，即狮子沟组沉积时期定型，形成现在的构造形态。•一、原油性质的分析•二、油气运聚方向分析•三、油气成藏期次的分析密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.87856.460.5712.7633188样品一数据从表中可以看出：样品一的密度为0.878，密度偏大介于0.85~0.94之间，在未熟-低熟油的范围内；饱和烃占原油族组成64%，介于未熟-低熟油的60%~80%之间。样品含硫量低，含蜡量高是陆相石油的特征。结合所给的信息：Pr/Ph0.5,Pr/nC17为0.68，Ph/nC18为1.7。以上数据值都比较低，而随成熟度升高，Pr/Ph值增大，Pr/nC17、Ph/nC18明显降低，因此，判断样品一为未熟-低熟油样品1原油的饱和烃气相色谱图样品1原油的M/Z217质量色谱图结合所给的信息：原油中检测到5β（H）-粪甾烷系列，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.18，小于0.4，为达到成熟点，属于未熟-低熟油的标志。样品1原油的M/Z191质量色谱图结合所给信息：C31升霍烷22S/（22S+22R）为0.4，小于0.65，是未熟-低熟油的标志。综上所述：样品一为未熟-低熟油样品二数据密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.859150.211940123样品二的密度在0.859，密度偏小，介于0.82~0.87g/㎝3之间，含蜡量较高，含硫量较低，有陆相石油的特征。芳烃含量与样品一相比明显降低样品2原油的饱和烃气相色谱图主峰饱和烃的碳数较小，奇数碳优势不明显，C29甾烷20S/（20S+20R）为0.42，介于0.4~0.52之间，有成熟油的特征。综上所述，样品二为成熟油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.9758500.424.8-4158样品三数据从数据表中可以看出：样品三具有密度为0.975g/㎝3，属于高密度油；粘度为850mPa·s，属于高粘度油，有生物降解油的特征。此外，芳烃含量为28.61%，大于25%，也符合高粘度油的特征。样品3原油的饱和烃气相色谱图从样品三的气相色谱图中可以看出正构烷烃的含量明显减少，植烷和姥鲛烷已经可以看出微弱的优势，属于轻度降解的石油。此时，受到生物降解作用原油的甾烷成熟度参数已失真，不能再反映原油的成熟度。综上所述：样品三为生物降解油样品四数据密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.9456501.852从数据表中可以看出：其原油族组成具“两高两低”的特征（芳烃、非烃高，饱和烃、沥青质低），饱和烃含量为37%，芳烃含量19%，非烃含量38%左右，沥青质含量低，不足7%。密度为0.945g/㎝3，密度高，粘度为650mPa·s，粘度大，有生物降解油的特征。样品4原油的饱和烃气相色谱图样品4原油的M/Z217质量色谱图样品4原油的M/Z191质量色谱图饱和烃以正烷烃为主，Pr/Ph为0.35，属于盐湖相石油，nC21-/nC21+1，有未熟-低熟油的特征。图中各饱和烃仍存在，显示降解程度较低。C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.27，未达到平衡指标，属于未熟-低熟油的范围。三萜系列中存在着高含量的伽马蜡烷，藿烷系列中具有异常高的C35藿烷，芳香甾萜类属于有关甾萜烷的早期芳构化作用的产物，是未熟-低熟油特征。综上所述：样品4为低降解未熟-低熟油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.740.8903-1047样品五数据密度较低，接近0.78g/㎝3，并呈现低粘度、低蜡、低凝固点、低初馏点的特点，符合凝析油的特征。Pr/Ph为1.13，为湖相石油的标志。样品5原油的饱和烃气相色谱图C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.52，达到平衡，表明此时石油已经成熟综上所述：样品五为湖相凝析油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.83490.151022100样品六数据表样品六的密度在0.834g/㎝3，密度偏小，介于0.82~0.87g/㎝3之间，含蜡量中等，含硫量较低，原油族组成饱和烃含量为66.12%，芳烃含量16.94%，芳烃含量低，反映石油的成熟度较高。样品6原油的饱和烃气相色谱图C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.46，达到平衡状态，OEP值为1.05，表明奇偶优势比不明显，是石油成熟的标志。综上所述:样品六为成熟油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.781.4081053样品七数据表密度较低，接近0.78g/㎝3，并呈现低粘度、低蜡、低凝固点、低初馏点的特点，符合凝析油的特征。Pr/Ph为1.25，为湖相石油的标志。样品中芳烃含量低，芳比数值较大，非烃含量低，不含沥青质，显示其演化程度较高。具有相对富集的重排补身甾烷，也符合凝析油重排甾烷含量相对较高的特征。样品7原油的饱和烃气相色谱图OEP值为1.04，表明奇偶优势比已经十分不明显，显示原油的演化程度已经很高。nC21-/nC22+为1.58，表明小分子的烃类含量较高，图中含碳数高于25含量已经渐渐减少，趋近于零，也是凝析油的标志。综上所述：样品七为湖相凝析油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.98414660.580.55-16190样品八数据表从数据表中可以看出：样品三具有密度为0.984g/㎝3，属于高密度油；粘度为1466mPa·s，属于高粘度油，有生物降解油的特征。此外，芳烃含量为26.65%，大于25%，也符合生物降解油的特征。样品8原油的饱和烃气相色谱图样品八中的正构烷烃的含量显示基本消失，显示此时为生物严重降解油，色谱图已经失真。综上所述：样品八为生物降解油（一）温度、压力分析（二）油气运聚方向分析05001000150020002500300035004000-214710深度（m）温度梯度温度梯度随深度变化图05001000150020002500300035004000050100150200深度（m）静温（℃）温度-深度剖面图从温度梯度剖面图上可以看到温度梯度基本上不随深度的变化而变化，结合右图的温度剖面，可以看到温度随深度基本是线性的变化，其斜率代表的就是温度梯度。05001000150020002500300035004000020406080压力-深度剖面图静压（Mpa）0500100015002000250030003500400000.511.522.5深度（m）压力系数压力系数随深度的变化从压力剖面中可以看出在2450m左右时压力已经明显的偏离基线。从压力系数上看压力系数也是在深度为2450m左右时开始偏离基线，向增大的方向偏离，显示地层异常高压地层压力分布特征流体势平面分布特征地层压力分布特征从图中可看出共有3个高压区，分别位于西北方向、东南方向的断层附近以及构造的中心部位，三个高压区大概在一条北西方向线