石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 6: 1128 - 1139

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230301

油气勘探

塔里木盆地富满油田凝析气藏成因

  • 王清华 , 1, 2, 3
展开
  • 1 中国石油天然气股份有限公司塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000
  • 2 中国石油天然气集团有限公司超深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心，新疆库尔勒 841000
  • 3 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发工程研究中心，新疆库尔勒 841000

王清华（1968-），男，湖北潜江人，博士，教授级高级工程师，主要从事塔里木盆地油气勘探开发研究工作。地址：新疆库尔勒市石化大道26号，中国石油塔里木油田公司，邮政编码：841000。E-mail：

Copy editor: 衣英杰

收稿日期: 2023-06-08

  修回日期: 2023-10-10

  网络出版日期: 2023-11-23

基金资助

国家自然科学基金重点基金项目(42230816)

中国石油天然气股份有限公司科技项目(2021DJ1501)

塔里木油田科技项目(T202112)

收起

Origin of gas condensate reservoir in Fuman Oilfield, Tarim Basin, NW China

  • WANG Qinghua , 1, 2, 3
Expand
  • 1 Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China
  • 2 R&D Center for Ultra-Deep Complex Reservoir Exploration and Development, CNPC, Korla, Xinjiang 841000, China
  • 3 Engineering Research Center of Ultra-deep Complex Oil and Gas Reservoir Exploration and Development, Xinjiang Uygur Autonomous Region, Korla, Xinjiang 841000, China

Received date: 2023-06-08

  Revised date: 2023-10-10

  Online published: 2023-11-23

Fold

摘要

基于塔里木盆地FD1井及周围主干走滑断裂钻探成果，从沉积-层序、台内滩储集层和油气成因等方面分析，以揭示超深主干走滑断裂带间中—上奥陶统台内滩储集性能及成藏条件。取得以下地质研究成果和认识：主干走滑断裂带间鹰山组台内滩叠加低序次断裂带构成一种新的成藏组合类型，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩生成的油气首先由主干走滑断裂带垂向输导运移至鹰山组2段，然后发生侧向运聚成藏；FD1井少量原油是玉尔吐斯组成熟阶段生成的，而大量的天然气主要为超深油藏原油裂解气，从而形成高气油比的干气（干燥系数为0.970）和混合型次生凝析气藏。这种“台内滩+低序次断裂带”成藏组合新类型预示富满地区有望形成含油气连片局面并将进一步横向拓展富满油田超深领域的油气勘探空间。

关键词： 低序次断裂; 台内滩; 超深层; 鹰山组; 凝析气; 原油裂解气; 富满油田; 塔里木盆地

本文引用格式

王清华 . 塔里木盆地富满油田凝析气藏成因[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(6) : 1128 -1139 . DOI: 10.11698/PED.20230301

Abstract

To understand the reservoir property and hydrocarbon accumulation conditions of the Middle and Upper Ordovician intraplatform shoal between ultra-deep main strike-slip faults in Fuman Oilfield of the Tarim Basin, China, the main strike-slip faults in and around Well FD1 in the basin were analyzed in terms of sedimentary facies, sequence stratigraphy, intraplatform shoal reservoir property, and oil and gas origins, based on drilling data. The Yingshan Formation intraplatform shoal between the main strike-slip faults is superimposed with low-order faults to form a new type of hydrocarbon play. Hydrocarbons generated from the Lower Cambrian Yuertusi Formation source rocks were firstly transported through the main strike-slip faults vertically to the second member of Yingshan Formation, and then migrated laterally until they were accumulated. In Well FD1, a small amount of oil came from the Yuertusi Formation source rocks in the mature stage, and a large amount of gas was cracked from oil in the ultra-deep reservoir. Therefore, the secondary gas condensate reservoir in Well FD1 is characterized by high gas to oil ratio, dry gas (dryness coefficient being 0.970) and hybrid origin. This new type of hydrocarbon play consisting of intraplatform shoal and low-order fault suggests a prospect of continuous hydrocarbon-bearing area in Fuman Oilfield, which will expand the ultrap-deep oil and gas exploration in the oilfield.

Key words： low-order fault; intraplatform shoal; ultra-deep; Yingshan Formation; oil cracked gas; condensate gas; Fuman Oilfield; Tarim Basin

0 引言

基于3D地震属性融合技术的支撑，近些年在塔里木盆地深层—超深层走滑断裂有效识别[1-2]、内部结构雕刻[3⇓⇓⇓⇓-8]、运动学特征分析[9⇓-11]以及动力学模式建立[12⇓-14]等方面取得重要进展。围绕走滑断裂带勘探，富满油田已落实地质资源量10×108 t油当量[15-16]。然而，随着主干走滑断裂带油气勘探的持续推进，寻找断裂间新的勘探领域是保持超深层油气增储上产的重要抓手。近期，在富满油田FI19和FI20两条北东向左旋主干走滑断裂间，FD1井在奥陶系鹰山组上段2亚段台内滩获得凝析气勘探的重大突破，不仅突破8 000 m以深超深层碳酸盐岩台内滩勘探禁区，而且证实主干断裂间台内滩具备成藏能力[17]。主干走滑断裂形成过程中，由于不同断裂相对位移差，在主干断裂带间发育大规模低序次断裂，FD1井的勘探突破证实这种低序次断裂改造的台内滩储集体具有重要的勘探潜力，是富满油田下一步的重点勘探领域。因此，厘定这一新类型气藏的凝析气成因及形成机理对深入理解富满油田东部超深层油气成藏方式及富集规律具有重要意义。
深层—超深层凝析气藏的形成可分为原生和次生两种成因机制。前者指凝析气为有机质高成熟度阶段直接生成的，后者是指早期油藏成藏后经后期改造而形成的凝析气藏（原油裂解和气侵）。形成凝析气藏必须具备两个条件：①地层温度介于烃类物系的临界温度和临界凝析温度之间，地层压力大于该温度时的露点压力。②烃类中的气体含量超过液体数量，为液相反凝析于气相创造条件，这是次生凝析气藏形成的主要方式[18⇓⇓⇓-22]。
原油裂解是中国海相深层—超深层天然气藏成藏的重要控制因素。原油裂解受多种因素控制，如温压、增温速率及干酪根母质类型，其中温度是最重要控制因素。早期研究认为原油裂解成气温度为150~190 ℃[23-24]。尽管受多种因素影响，不同地区原油裂解的门限温度（或原油保存的下限温度）变化较大。然而，越来越多的勘探实例[25⇓⇓⇓⇓⇓-31]和原油裂解实验[32⇓⇓-35]均表明液态原油至少可以保存到170~180 ℃，而原油大量裂解生气的门限温度为190~220 ℃。FD1井凝析气藏具有高温高压特征，该气藏及其深部储集层已经进入原油裂解的温度范围，因此需要明确其油气成因。
本文主要基于FD1井钻探成果、低序次断层识别、台内滩储集层物性及油气成因分析等成果对FD1井凝析气藏形成过程进行分析，为进一步认识塔里木盆地超深低序次断裂带中—上奥陶统台内滩成藏条件及成藏规律提供支撑。

1 区域地质背景

富满油田位于阿满过渡带中部，北部为塔北古隆起，南部为塔中古隆起，西为阿瓦提凹陷，东为满加尔凹陷，主体属于北部坳陷阿满过渡带（见图1a）。寒武纪—中晚奥陶世早期，塔里木盆地主体为台地相，台缘呈南北向；受中晚奥陶世晚期由拉张转为挤压的加里东中期Ⅲ幕关键构造变革控制[36⇓-38]，塔里木盆地台缘由南北向转变为近东西向展布[39]。同时，在板内开始发育北东和北西向走滑断裂体系[7]（见图1b）。
图1 研究区位置（a）及富满油田FD1井位置（b）图
富满油田奥陶系鹰山组—一间房组碳酸盐岩油气藏是受走滑断裂控制的碳酸盐岩缝洞型断裂体油藏。平面上，油气主要沿通源的深大断裂或与之相关的次级断裂呈条带状展布，通常表现为“大断裂、大油藏”和“小断裂、小油藏”的分布特点，不同断裂带和同一断裂带不同断裂体圈闭没有统一的油水界面。阿满过渡带奥陶系油气主要来源为下寒武统玉尔吐斯组斜坡相凝缩段烃源岩及东部满加尔凹陷寒武系至中下奥陶统盆地—斜坡相烃源岩。流体包裹体、油气地球化学特征的综合研究表明，油气成藏的关键时期为海西晚期和喜马拉雅期。油气成藏具有“寒武系供烃、多期成藏、断裂控储、垂向运聚”的特点[40]。

2 FD1井油气藏主要特征

2.1 储集层地质特征

富满地区钻井揭示鹰山组台地相地层厚度80~240 m，西北和北东方向地层厚度最薄，普遍小于100 m；北部坳陷阿满过渡带地层厚度稳定（140~200 m）；向满加尔凹陷方向厚度有所增加[41]。富满地区鹰山组划分为2个三级层序和4个四级层序，沉积历经10.4 Ma[42]。三级层序界面（TO1—2y2）将鹰山组划分为鹰山组上段和鹰山组下段；鹰山组与下伏蓬莱坝组界面（TO1p）暴露时间小于8 Ma[42]。依据短期暴露溶蚀作用面（冲刷侵蚀、氧化作用面和准同生选择性溶蚀）和早成岩标志（栉壳状胶结、示顶底构造）以及岩性转换面，将鹰山组上段划分为2个四级层序（鹰山组1亚段和2亚段）（见图2）。
图2 FD1井地层综合柱状图
富满地区鹰山组下段沉积期处于拉张构造环境，为南北向展布的局限台地相沉积；鹰山组上段沉积期转变为挤压构造环境，逐步转变为近东西向展布的开阔台地相沉积。台地相沉积发育台内滩、台间洼或台坪和台缘滩3种亚相[43]，FD1井鹰山组上段储集层属于台内砂屑滩沉积（见图3）。
图3 富满油田FD1井区一间房组顶面构造、沉积及油气比平面分布相图（a）和分导系数为0.25的相关界面断层形态指数图（b—e）
FD1井于2022年3月10日开钻，2022年9月6日完钻，完钻层位为奥陶系鹰山组上段2亚段，斜深8 359.05 m，垂深8 318.39 m（见图2）。钻进过程中累计发生3次溢流，钻井过程中累计漏失密度为1.20~2.35 g/cm3的钻井液达6 713.9 m3，气测显示累计41.95 m，全烃最高99.9%，表明钻遇优质储集层。
在每个三级层序低位体系域，由于台内滩暴露于大气遭受大气淡水淋滤而发生层间岩溶作用，在台缘内侧礁滩体中形成肺泡状孔洞准层状储集体；在同生断层部位形成溶蚀洞穴。但这些在早成岩阶段形成的溶蚀孔洞经历后续埋藏阶段普遍发育2~4世代的胶结充填[44]；溶蚀洞穴易于垮塌而难以保存下来。
表1列出了塔里木盆地一间房组和鹰山组储集层岩心实测孔隙度和渗透率。由此可见，台内滩发生层间岩溶且后期充填较为严重的储集层残留孔隙度平均约为2%；层间岩溶溶洞发育且充填较弱的储集层孔隙度达到8%~9%；层间岩溶叠加热液蚀变（硅化）的储集层孔隙度达到19%，其中热液蚀变作用对储集层孔隙度贡献量为8%~10%[45]。若考虑走滑断裂带裂缝和岩溶流体深循环过程形成的大尺度洞穴（钻遇放空或失返性漏失）[46]，塔里木盆地阿满过渡带深层—超深层奥陶系台内滩具备成为孔缝洞型优质储集层的条件。
表1 塔里木盆地深层—超深层奥陶系岩心实测孔渗数据表
井号/地区 层位 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 备注 资料来源
范围 平均值 范围 平均值
顺南4 一间房组 9.20 0.01 1块层间岩溶全径样品 文献[42，45]
鹰山组下段 0.6~3.8 1.90 0.040~1.040 0.31 4块层间岩溶全径样品
鹰山组上段 17.5~20.5 19.00 23.500~73.400 48.45 2块叠加硅化全径样品
顺南7 一间房组 0.2~3.5 1.95 0.002~3.500 1.24 11块层间岩溶全径样品
鹰山组下段 1.3~3.9 2.35 0.040~3.700 0.61 13块层间岩溶全径样品
顺南6 鹰山组 0.5~2.4 1.19 0.010~4.900 0.92 10块全径岩心样品
顺北2 一间房组 1.0~4.4 2.10 0.010~3.700 0.30 文献[43]
鹰山组下段 0.7~3.2 1.70 0.020~38.800 3.80
鹰山组下段 8.00 2块硅化岩心样品
顺北油田 鹰山组—一间房组 2.0~9.0 2.07 0.010~5.520 <1.00 71块岩心样品 文献[46]
富满油田 鹰山组—一间房组 1.8~4.5 2.17 0.100~1.000 文献[47]
塔中隆起 鹰山组上段 1.8~4.5 <0.010或>10.000 G60、G70、T162井测井物性统计 文献[48]

2.2 低序次断裂带特征

FD1井位于FI19和FI20两条北东向一级走滑断裂带之间的北东向低序次断裂带上（见图3a）。这些低序次断裂在TO3t、TO1—2y2界面0.25分导系数的断层形态指数图上依稀可见，以北东和北北东向为主，局部发育北西向，与一级走滑断裂带产状一致（见图3b、图3c），但在上寒武统顶和下寒武统底界面0.25分导系数的断层形态指数图上不发育（见图3d、图3e）。而FI19断裂在一间房组顶、鹰山组底、上寒武统顶和下寒武统底界面均可见，表明该条一级走滑断裂从一间房组一直贯穿寒武系以下地层，具有很好的油气垂向输导能力；FI20一级走滑断裂在上寒武统顶界面上仍可见，但在下寒武统底界面上不发育。
过FD1井东西向地震剖面显示（见图4a），在中下奥陶统台内滩不仅发育较为密集的内幕低序次断裂，而且在其三级和四级层序界面分别发育由多幕层间岩溶作用形成的极为密集的内幕串珠。从更深的地震剖面观察（见图4b），此类低序次断裂及串珠是塔里木盆地加里东中期Ⅲ幕关键构造变革期形成[37-38]，并未与下伏寒武系玉尔吐斯组烃源岩直接沟通，由此说明低序次断裂对优质储集层发育和油气层内运移起到重要作用，另一方面也表明其油气必须通过沟通玉尔吐斯组烃源岩的一级走滑断裂带垂向输导至该运载层，再发生侧向运聚成藏。
图4 过FD1井3D地震剖面（剖面位置见图3）

（a）AA°地震剖面；（b）“米”字地震剖面

TP—二叠系底；TC—石炭系底；TS—志留系底；TO3t—吐木休克组底；TO1—2y2—鹰山组上段2亚段底；TO1—2y—鹰山组底；TO1p—蓬莱坝组底；T—C3—上寒武统底；T—C2—中寒武统底；T—C—寒武系底

2.3 油气藏温压及流体特征

FD1井在7 925.00~8 359.05 m井段进行常规测试，油压为90.07 MPa，7 mm油嘴放喷折日产气405 053 m3，折算日产油24.276 m3，气油比（GOR）达16 685 m3/m3，结论为凝析气层。
中国石油化工集团有限公司西北油田分公司在FI17走滑断裂带钻探的12口井中上奥陶统（油气层中深7 549.20~8 185.19 m）地层温度152~171 ℃，地层压力61.76~91.64 MPa，压力系数为0.81~1.21，为常压—低幅超压系统；在FI20走滑断裂带钻探2口井（油气层中深8 062.01~8 178.01 m）中上奥陶统的地层温度141~178 ℃，地层压力72.81~95.47 MPa，压力系数为0.92~1.19，同样为常压—低幅超压系统。由此可见，在FD1井区及其附近8 000 m深度的地层温度为160~180 ℃；地层压力大于90 MPa，压力系数不超过1.2，为常压—低幅超压系统。
各走滑断裂带气油比分别为：FI16为223~923 m3/m3（见表2）、FI17为417~3 524 m3/m3、FI19为420~1 789 m3/m3和FI20为2 876~7 652 m3/m3。在平面上表现出自北而南、自西向东GOR总体上增加的趋势[15,49]（见图3），但位于低序次断裂带上的FD1井有如此高的GOR（16 685 m3/m3），甚至比FI20走滑断裂带高出一个数量级，其成因机制仍需要进一步认识。
表2 富满油田FD1井及其周围钻井气油比数据表
断裂带 井号 层位 气油比/(m3•m-3)
FI19与FI20之间低序次断裂带 FD1 O1—2y 16 685
FI16 FY3-H2 O1—2y 923
FI16 FY 304H O1—2y 223
FI17 HD32-H1 O1—2y 417
FI17 MS504H O1—2y 485
FI17 MS2 O1—2y 550
FI17 MS5-H2 O2yj 522
FI19 MS 7 O1—2y 420
FI19 MS 701 O1—2y 622
FI19 MS 702 O1—2y 633
FI19 MS 71 O1—2y 1 789
FI20 MS 8 O1—2y 2 760

3 油气成因分析

3.1 原油成因

FD1井原油饱和烃含量高达80.6%，芳香烃含量为2.4%，非烃含量为0.8%，沥青质含量为0.53%，饱芳比为33.58。其中，芳香烃组成结构单一，以萘系列化合物为主，萘/菲值约为6︰1。姥鲛烷和植烷比值（Pr/Ph）为1.00；Ph/nC18值为0.13，Pr/nC17值为0.12；甾烷C27值为35.25%、C28值为27.05%和C29值为37.70%；四环萜烷/三环萜烷（C24Te/C26）值为0.92，惹烯/菲（Re/P）值仅为0.016；并检测到一定含量的γ蜡烷（见图5）。上述特征均表明该原油的生烃母质以藻类为主，形成于咸水—微咸水的偏还原环境。
图5 FD1井原油质量色谱图（m/z=191）
根据甲基菲指数（MPI）计算该原油等效镜质体反射率Rc值为0.77%（即甲基菲指数的0.88倍加上0.2），表明该原油达到成熟阶段，为接近生烃高峰期生成的原油。
生标油源对比结果表明，FD1井原油与LT1井玉尔吐斯组烃源岩极为一致[21,50]（见图6）。
图6 FD1井原油与LT1井玉尔吐斯组烃源岩生标对比图（据文献[21]）

3.2 天然气成因

FD1井天然气CH4物质的量分数为95.45%，C2H6为2.59%，C3H8为0.70%，iC4H10为0.30%，nC4H10为0.45%，iC5H12为0.19%，nC5H12为0.17%。干燥系数为0.97，为干气；δ13C1为−48.10‰~−47.57‰，δ13C2为−27.90‰~−27.77‰，δ13C3为−26.30‰~−26.23‰，δ13CiC4为−28.40‰~−28.35‰，δ13CnC5为−26.30‰~−26.25‰（见表3）。
表3 富满油田天然气组分含量和稳定碳同位素组成分析结果
断裂带 井号 层位 深度/m 干燥
系数		 物质的量分数/% δ13C/‰ Ro1/
%		 Ro2/
%		 数据来源
CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 CH4 C2H4 C3H8 iC4H10 nC4H10
FI19与FI20之间低序次断裂 FD1 O1—2y2 7 925.00~8 359.05 −48.10 −27.90 −26.30 −28.40 −26.30 0.61 0.77 中国石油勘探开发研究院
0.970 95.45 2.59 0.70 0.30 0.45 0.19 0.17 −47.57 −27.77 −26.23 −28.35 −26.25 0.65 0.81 中国地质大学（武汉）
FII17 FY105X O2yj 7 369.00~7 435.00 0.754 70.67 9.48 6.38 1.50 2.88 0.87 0.99 塔里木油田
公司
FI15 FY303-H2 O2yj 7 235.50~7 429.60 0.611 56.73 14.50 11.51 2.38 4.73 1.08 1.19
FI5 GL1 O1—2y2 7 530.00~7 750.00 80.96 9.97 4.58 0.74 1.26 0.24 0.20
FI5 GL2 O2yj+
O1—2y		 7 342.00~7 628.04 85.51 4.19 0.88 0.44 0.54 0.26 0.21
FI5 GL3 O2yj+
O1—2y		 7 684.11~8 505.98 −49.99 −32.46 −31.06 −31.49 −29.99 0.50 0.63
FI5 GL3-H12 O2yj 7 652.00~7 986.26 0.002 0.16 29.40 23.97 6.25 11.75 3.26 3.46
FI10 GL3-H6 O2yj 7 635.00~7 807.13 0.727 66.44 10.82 6.36 1.47 2.95 0.95 1.14
FI17 HD32-H9 O2yj 7 256.00~7 634.00 0.774 72.23 10.50 5.76 1.05 2.15 0.52 0.64
FI17 MS1 O2yj 7 509.50~7 665.62 0.895 82.16 5.59 2.27 0.47 0.71 0.20 0.19
FI17 MS1-H1 O2yj 7 484.00~7 716.00 0.706 58.95 8.29 6.50 2.03 3.72 1.32 1.37
FI17 MS1-H2 O2yj 7 480.00~8 128.00 0.776 67.48 7.40 5.10 1.52 2.71 0.94 0.97
FI17 MS2 O1—2y2 8 057.96~8 470.00 0.779 72.24 7.67 5.22 1.58 2.83 1.02 1.07
FI17 MS301H O1—2y 7 532.00~8 639.60 −46.15 −34.09 −32.39 −32.32 −31.38 0.75 0.94
FI17 MS301H O1—2y 7 532.00~8 639.60 −46.05 −33.96 −32.18 −31.74 −31.06 0.76 0.95
FI17 MS4 O2yj 7 573.00~8 202.00 −43.54 −32.49 −30.80 −30.55 −29.35 0.99 1.24
FI17 MS4 O2yj 7 573.00~8 202.00 −43.86 −32.28 −29.99 −29.68 −28.63 0.96 1.20
FI17 MS4 O2yj 7 573.00~8 208.00 0.752 71.85 6.95 5.06 1.85 3.28 1.43 1.48
FI17 MS401H O2yj 7 499.50~8 240.00 0.824 76.30 6.24 3.96 1.28 2.13 0.85 0.82
FI17 MS501H O2yj 7 613.00~8 033.00 0.765 67.99 8.18 5.63 1.47 2.92 0.88 0.97
FI17 MS502H O1—2y1 7 370.50~7 820.00 0.685 63.73 9.53 8.53 2.56 4.71 1.44 1.45
FI17 MS503H O2yj 7 596.00~8 305.00 0.708 61.95 8.05 7.03 2.34 4.25 1.41 1.36
FI17 MS5-H4 O2yj 7 652.00~8 116.00 0.698 60.63 8.47 7.16 2.27 4.34 1.43 1.50
FI6 YM10 O2yj 7 198.09~7 237.55 0.718 67.59 9.43 7.35 2.06 3.84 1.26 1.33
FII9 YM1-8 O2yj 7 276.05~7 342.00 0.800 75.72 6.67 4.89 1.54 2.70 0.99 1.03
FI6 YM211H O2yj 7 463.00~7 690.00 0.362 30.88 19.39 18.99 4.27 7.43 1.68 1.63
FI6 YM211-H2 O2yj 7 491.00~8 030.00 0.001 0.12 25.65 23.81 6.17 12.10 3.57 3.79
FI6 YM21-2X O2yj 7 521.96~7 885.00 0.640 56.31 11.48 8.78 2.32 4.67 1.43 1.59
FI6 YM21-4X O2yj 7 561.50~7 765.10 0.709 60.10 10.26 6.26 1.55 3.12 1.02 1.19
FI6 YM21-5X O2yj 7 510.00~7 935.00 0.785 68.71 9.79 4.42 0.88 1.68 0.55 0.64
FI7 YM2-3X O2yj 7 251.22~7 331.00 0.718 66.43 9.02 6.85 2.04 3.80 1.35 1.54
FI7 YM2-4X O2yj 7 317.68~7 395.00 0.615 57.82 11.84 10.45 3.06 5.53 1.80 1.95
FI7 YM6C1 O2yj 7420.00~7480.00 0.705 63.10 9.13 7.31 2.14 3.99 1.31 1.36
FI10 YM801-H6 O2yj 7 278.00~7 440.00 0.844 78.08 6.68 3.59 0.90 1.58 0.53 0.56

注：Ro1和Ro2分别为应用两种方法根据甲烷碳同位素组成计算的天然气热成熟度，计算公式分别据文献[51⇓-53]

与顺北和富满地区其他走滑断裂带天然气相比，FD1井C2—C4碳同位素组成异常偏重，而C1碳同位素组成相近（见图7），不含H2S。说明FD1井天然气成因不同于顺北和富满地区主干走滑断裂带的天然气，且没有受到硫酸盐热化学还原作用改造。C2—C4碳同位素组成偏重虽然与偏Ⅲ型干酪根直接生成的干气和更高温度的原油裂解气相似，但又与其自身的C1碳同位素组成偏轻相矛盾。成因可能在于超深油藏为主的（异地）原油裂解气发生蒸发分馏后与少量奥陶系油藏（原地）原油裂解气混合，形成如此高油气比的干气[51]。
图7 顺北-富满地区天然气碳数倒数（1/n）与其稳定碳同位素组成关系图
从天然气C2/C3与（δ13C2-δ13C3）关系图（见图8）可看出，塔中地区既存在干酪根裂解伴生气，也存在原油和天然气二次裂解气；顺南—古城地区主要为天然气二次裂解气，也有少量原油裂解气，并表现出开放体系特征；顺北地区主要为原油二次裂解气，也有少量干酪根裂解伴生气，成熟度（Ro）范围为0.5%~1.1%[54]，并表现出封闭体系特征；而FD1井具有半开放体系和原油二次裂解气特征，等效成熟度Ro值为0.77%~0.81%（见表3），与其自身的原油成熟度（Ro为0.77%）相当，并未表现出“油重气干”的特点[20]。
图8 FD1井及其附近区块天然气C2/C3与（δ13C2-δ13C3）关系图（顺北地区数据据文献[54]；顺南—古城数据据文献[22]；轮古东和塔中地区数据来自文献[55-56]）
天然气ln（C1/C2）与ln（C2/C3）关系图（见图9）同样表明，FD1井天然气主要为原油裂解气成因，并且指示其成熟度Ro值为1.5%~2.0%，远远高于依据C1计算的成熟度，充分说明FD1井天然气不仅具有“混源”特征，而且C2和C3指示的成熟度更高。对于这种具有混合成因的天然气，仅仅运用某一种组分或方法表征其成熟度都是不完整的，并常常出现相互矛盾的现象。
图9 FD1井及其他区块天然气ln（C1/C2）与ln（C2/C3）关系图
根据前人研究结果，FI10断裂带以西地区奥陶系主干断裂断控油气藏现今地层温度160~180 ℃，原油并未发生裂解[29,54,57 -58]；在FI10—FI20走滑断裂带南部靠近环满地区的奥陶系主干断裂断控油气藏存在气侵改造和GOR增加趋势[49]，但这种变化趋势并非储集层本身地温造成的，而是由于超深部位原油裂解气气侵所致。
FD1井全油正构烷烃物质的量分数对数lnχn与正构烷烃碳数（n）之间的关系（见图10）表明，正构烷烃的损失量Q为9%左右。由此推测，如此多的原油裂解气可能是在更深部位油藏中发生裂解的，即“异地”裂解后，运移至上覆奥陶系储集层中聚集。由于温度较高，造成了储集层先期聚集的原油发生了少量的气侵改造（类似于顺北F110走滑断裂带）[59]，从而形成了所谓的“次生凝析气藏”[18-19]。
图10 FD1井原油碳数与正构烷烃物质的量浓度对数关系图（f为正构烷烃实测质量与分馏后质量的摩尔质量对数理论差值）

4 结论

富满油田主干走滑断裂带间鹰山组断控台内滩在深层埋藏岩溶作用下具备良好的成储条件。桑塔木组泥岩为间接盖层，一间房组及鹰山组上段1亚段致密灰岩为直接盖层。下伏玉尔吐斯组烃源岩提供丰富的油气来源，首先经由主干走滑断裂带垂向输导，再进入鹰山组上段2亚段，然后发生侧向运聚成藏，构成“台内滩+低序次断裂带”成藏组合新类型。
位于FI19、FI20主干走滑断裂带间低序次断裂带的FD1井油气成因分析表明，少量原油是玉尔吐斯组成熟阶段生成的，而大量的天然气主要为超深油藏原油裂解气，从而形成了高气油比的干气和混合型次生凝析气藏。
随着勘探的不断推进，断控台内滩新的成藏组合类型为富满油田主干走滑断裂带的横向拓展以及形成含油气连片提供了可能。

致谢

完成本文过程中得到了塔里木油田公司韩剑发、张银涛、张艳秋和中国地质大学（武汉）陈红汉、平宏伟等的大力帮助，在此表示谢意！

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
李树珍, 李相文, 张建伟, 等. GeoEast软件体曲率属性技术在碳酸盐岩断裂研究中的应用[J]. 石油地质与工程, 2016, 30(2): 53-55, 79.

LI Shuzhen, LI Xiangwen, ZHANG Jianwei, et al. Application of curvature attribute technique of GeoEast software to faults investigation of carbonate rocks[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2016, 30(2): 53-55, 79.

[2]
刘军, 任丽丹, 李宗杰, 等. 塔里木盆地顺南地区深层碳酸盐岩断裂和裂缝地震识别与评价[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(4): 703-710.

LIU Jun, REN Lidan, LI Zongjie, et al. Seismic identification and evaluation of deep carbonate faults and fractures in Shunnan area, Tarim Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(4): 703-710.

[3]
焦方正. 塔里木盆地顺托果勒地区北东向走滑断裂带的油气勘探意义[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(5): 831-839.

JIAO Fangzheng. Significance of oil and gas exploration in NE strike-slip fault belts in Shuntuoguole area of Tarim Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(5): 831-839.

[4]
DENG S, LI H L, ZHANG Z P, et al. Structural characterization of intracratonic strike-slip faults in the central Tarim Basin[J]. AAPG Bulletin, 2019, 103(1): 109-137.

DOI

[5]
DENG S, ZHAO R, KONG Q F, et al. Two distinct strike-slip fault networks in the Shunbei area and its surroundings, Tarim Basin: Hydrocarbon accumulation, distribution, and controlling factors[J]. AAPG Bulletin, 2022, 106(1): 77-102.

DOI

[6]
李国会, 李世银, 李会元, 等. 塔里木盆地中部走滑断裂系统分布格局及其成因[J]. 天然气工业, 2021, 41(3): 30-37.

LI Guohui, LI Shiyin, LI Huiyuan, et al. Distribution pattern and formation mechanism of the strike-slip fault system in the central Tarim Basin[J]. Natural Gas Industry, 2021, 41(3): 30-37.

[7]
NENG Y, LI Y, QI J F, et al. Deformation styles and multi-stage evolution history of a large intraplate strike-slip fault system in a Paleozoic superimposed basin: A case study from the Tarim Basin, NW China[J]. Frontiers in Earth Science, 2022, 10: 837354.

DOI

[8]
刘雨晴, 邓尚. 板内中小滑移距走滑断裂发育演化特征精细解析: 以塔里木盆地顺北4号走滑断裂为例[J]. 中国矿业大学学报, 2022, 51(1): 124-136.

LIU Yuqing, DENG Shang. Structural analysis of intraplate strike-slip faults with small to medium displacement: A case study of the Shunbei 4 fault, Tarim Basin[J]. Journal of China University of Mining & Technology, 2022, 51(1): 124-136.

[9]
马庆佑, 曹自成, 蒋华山, 等. 塔河—顺北地区走滑断裂带的通源性及其与油气富集的关系[J]. 海相油气地质, 2020, 25(4): 327-334.

MA Qingyou, CAO Zicheng, JIANG Huashan, et al. Source-connectivity of strike slip fault zone and its relationship with oil and gas accumulation in Tahe-Shunbei area, Tarim Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2020, 25(4): 327-334.

[10]
林波, 张旭, 况安鹏, 等. 塔里木盆地走滑断裂构造变形特征及油气意义: 以顺北地区1号和5号断裂为例[J]. 石油学报, 2021, 42(7): 906-923.

DOI

LIN Bo, ZHANG Xu, KUANG Anpeng, et al. Structural deformation characteristics of strike-slip faults in Tarim Basin and their hydrocarbon significance: A case study of No.1 fault and No.5 fault in Shunbei area[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(7): 906-923.

DOI

[11]
HAN X Y, DENG S, TANG L J, et al. Geometry, kinematics and displacement characteristics of strike-slip faults in the northern slope of Tazhong uplift in Tarim Basin: A study based on 3D seismic data[J]. Marine and Petroleum Geology, 2017, 88: 410-427.

DOI

[12]
邬光辉, 马兵山, 韩剑发, 等. 塔里木克拉通盆地中部走滑断裂形成与发育机制[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(3): 510-520.

DOI

WU Guanghui, MA Bingshan, HAN Jianfa, et al. Origin and growth mechanisms of strike-slip faults in the central Tarim cratonic basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(3): 510-520.

[13]
云露, 邓尚. 塔里木盆地深层走滑断裂差异变形与控储控藏特征: 以顺北油气田为例[J]. 石油学报, 2022, 43(6): 770-787.

DOI

YUN Lu, DENG Shang. Structural styles of deep strike-slip faults in Tarim Basin and the characteristics of their control on reservoir formation and hydrocarbon accumulation: A case study of Shunbei oil and gas field[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(6): 770-787.

DOI

[14]
毛丹凤, 何登发, 陈槚俊, 等. 塔里木盆地顺南地区18号走滑断裂带的构造几何学特征及成因机制[J]. 地球科学, 2023, 48(6): 2151-2167.

MAO Danfeng, HE Dengfa, CHEN Jiajun. Geometry characteristics and genesis of No.18 strike-slip faults in Shunnan area, Tarim Basin, SW China[J]. Earth Science, 2023, 48(6): 2151-2167.

[15]
王清华, 杨海军, 汪如军, 等. 塔里木盆地超深层走滑断裂断控大油气田的勘探发现与技术创新[J]. 中国石油勘探, 2021, 26(4): 58-71.

WANG Qinghua, YANG Haijun, WANG Rujun, et al. Discovery and exploration technology of fault-controlled large oil and gas fields of ultra-deep formation in strike slip fault zone in Tarim Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2021, 26(4): 58-71.

[16]
ZHU Y F, ZHANG Y T, ZHAO X X, et al. The fault effects on the oil migration in the ultra-deep Fuman Oilfield of the Tarim Basin, NW China[J]. Energies, 2022, 15(16): 5789.

DOI

[17]
王清华, 杨海军, 张银涛, 等. 塔里木盆地富满油田富东1井奥陶系重大发现及意义[J]. 中国石油勘探, 2023, 28(1): 47-58.

DOI

WANG Qinghua, YANG Haijun, ZHANG Yintao, et al. Great discovery and its significance in the Ordovician in Well Fudong 1 in Fuman Oilfield, Tarim Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2023, 28(1): 47-58.

DOI

[18]
杨德彬, 朱光有, 刘家军, 等. 全球大型凝析气田的分布特征及其形成主控因素[J]. 地学前缘, 2010, 17(1): 339-349.

YANG Debin, ZHU Guangyou, LIU Jiajun, et al. Distribution of global condensate gas field and major factors controlling its formation[J]. Earth Science Frontiers, 2010, 17(1): 339-349.

[19]
杨海军, 朱光有. 塔里木盆地凝析气田的地质特征及其形成机制[J]. 岩石学报, 2013, 29(9): 3233-3250.

YANG Haijun, ZHU Guangyou. The condensate gas field geological characteristics and its formation mechanism in Tarim Basin[J]. Acta Petrologica Sinica, 2013, 29(9): 3233-3250.

[20]
张水昌, 苏劲, 张斌, 等. 塔里木盆地深层海相轻质油/凝析油的成因机制与控制因素[J]. 石油学报, 2021, 42(12): 1566-1580.

DOI

ZHANG Shuichang, SU Jin, ZHANG Bin, et al. Genetic mechanism and controlling factors of deep marine light oil and condensate oil in Tarim Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(12): 1566-1580.

DOI

[21]
朱光有, 胡剑风, 陈永权, 等. 塔里木盆地轮探1井下寒武统玉尔吐斯组烃源岩地球化学特征与形成环境[J]. 地质学报, 2022, 96(6): 2116-2130.

ZHU Guangyou, HU Jianfeng, CHEN Yongquan, et al. Geochemical characteristics and formation environment of source rock of the Lower Cambrian Yuertusi Formation in Well Luntan 1 in Tarim Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2022, 96(6): 2116-2130.

[22]
SU J, YANG H J, WANG X M, et al. The genesis of gas condensates and light oils in the Lower Paleozoic of Tarim Basin, NW China: The exploration implications for ultra-deep petroleum[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, 219: 111032.

DOI

[23]
QUIGLEY T M, MACKENZIE A S. The temperatures of oil and gas formation in the sub-surface[J]. Nature, 1988, 333(6173): 549-552.

DOI

[24]
MANGO F D. The stability of hydrocarbons under the time-temperature conditions of petroleum genesis[J]. Nature, 1991, 352(6331): 146-148.

DOI

[25]
PEPPER A S, CORVI P J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: Oil and gas generation from kerogen[J]. Marine and Petroleum Geology, 1995, 12(3): 291-319.

DOI

[26]
赵贤正, 金凤鸣, 王权, 等. 渤海湾盆地牛东1超深潜山高温油气藏的发现及其意义[J]. 石油学报, 2011, 32(6): 915-927.

DOI

ZHAO Xianzheng, JIN Fengming, WANG Quan, et al. Niudong 1 ultra-deep and ultra-high temperature subtle buried hill field in Bohai Bay Basin: Discovery and significance[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(6): 915-927.

DOI

[27]
翟晓先, 顾忆, 钱一雄, 等. 塔里木盆地塔深1井寒武系油气地球化学特征[J]. 石油实验地质, 2007, 29(4): 329-333.

ZHAI Xiaoxian, GU Yi, QIAN Yixiong, et al. Geochemical characteristics of the Cambrian oil and gas in Well Tashen 1, the Tarim Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2007, 29(4): 329-333.

[28]
马安来. 塔河油田不同类型海相原油裂解动力学分析[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(6): 1120-1128.

MA Anlai. Kinetics of oil-cracking of different types of marine oils from Tahe Oilfield, Tarim Basin, NW China[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(6): 1120-1128.

[29]
ZHU G Y, MILKOV A V, CHEN F R, et al. Non-cracked oil in ultra-deep high-temperature reservoirs in the Tarim Basin, China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2018, 89(Part 2): 252-262.

DOI

[30]
ZHU G Y, ZHANG Z Y, ZHOU X X, et al. The complexity, secondary geochemical process, genetic mechanism and distribution prediction of deep marine oil and gas in the Tarim Basin, China[J]. Earth-Science Reviews, 2019, 198: 102930.

DOI

[31]
邓倩, 张海祖, 王浩哲, 等. 塔里木盆地轮探1井寒武系轻质油成藏地球化学特征[J]. 地球化学, 2023, 52(1): 20-28.

DENG Qian, ZHANG Haizu, WANG Haozhe, et al. Geochemical characteristics of the Cambrian light crude oil accumulation in Luntan 1 Well, Tarim Basin, NW China[J]. Geochimica, 2023, 52(1): 20-28.

[32]
BEHAR F, VANDENBROUCKE M. Experimental determination of the rate constants of the n-C25 thermal cracking at 120, 400, and 800 bar:  Implications for high-pressure/high-temperature prospects[J]. Energy & Fuels, 1996, 10(4): 932-940.

DOI

[33]
SCHENK H J, DI PRIMIO R, HORSFIELD B. The conversion of oil into gas in petroleum reservoirs. Part 1: Comparative kinetic investigation of gas generation from crude oils of lacustrine, marine and fluviodeltaic origin by programmed-temperature closed-system pyrolysis[J]. Organic Geochemistry, 1997, 26(7/8): 467-481.

DOI

[34]
WAPLES D W. The kinetics of in-reservoir oil destruction and gas formation: Constraints from experimental and empirical data, and from thermodynamics[J]. Organic Geochemistry, 2000, 31(6): 553-575.

DOI

[35]
李慧莉, 马安来, 蔡勋育, 等. 塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义[J]. 石油实验地质, 2021, 43(5): 818-825.

LI Huili, MA Anlai, CAI Xunyu, et al. Kinetics of oil-cracking of ultra-deep Ordovician oil in the North Shuntuoguole area of Tarim Basin and its geological implications[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2021, 43(5): 818-825.

[36]
张丽娟, 李勇, 周成刚, 等. 塔里木盆地奥陶纪岩相古地理特征及礁滩分布[J]. 石油与天然气地质, 2007, 28(6): 731-737.

ZHANG Lijuan, LI Yong, ZHOU Chenggang, et al. Lithofacies paleogeographical characteristics and reef-shoal distribution during the Ordovician in the Tarim Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2007, 28(6): 731-737.

[37]
汤良杰, 黄太柱, 金文正, 等. 叠合盆地差异构造变形与油气聚集[J]. 地学前缘, 2009, 16(4): 13-22.

TANG Liangjie, HUANG Taizhu, JIN Wenzheng, et al. Differential deformation and hydrocarbon accumulation in the superimposed basins[J]. Earth Science Frontiers, 2009, 16(4): 13-22.

[38]
张宇航, 汤良杰, 云露, 等. 塔里木盆地关键构造变革期不整合特征及其地质意义[J]. 世界地质, 2012, 31(2): 306-314.

ZHANG Yuhang, TANG Liangjie, YUN Lu, et al. Unconformity characteristics and geological significance in key tectonic revolution stage of Tarim Basin[J]. Global Geology, 2012, 31(2): 306-314.

[39]
赵明胜. 塔里木盆地奥陶系不同台地边缘礁滩体类型、迁移及储集体差异性研究[D]. 成都: 成都理工大学, 2014.

ZHAO Mingsheng. The research about differences on type, migration and reservoir of reef flat body in platform edge during the Ordovician in Tarim Basin[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2014.

[40]
田军, 杨海军, 朱永峰, 等. 塔里木盆地富满油田成藏地质条件及勘探开发关键技术[J]. 石油学报, 2021, 42(8): 971-985.

DOI

TIAN Jun, YANG Haijun, ZHU Yongfeng, et al. Geological conditions for hydrocarbon accumulation and key technologies for exploration and development in Fuman Oilfield, Tarim Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(8): 971-985.

DOI

[41]
赵永强. 塔里木盆地顺北—顺南地区鹰山组四级层序地层划分及地质意义[J]. 成都理工大学学报(自然科学版), 2022, 49(4): 454-467.

ZHAO Yongqiang. The fourth-order sequence stratigraphic division and geological significance of Ordovician Yingshan Formation in Shunbei-Shunnan area, Tarim Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2022, 19(4): 454-467.

[42]
陈红汉, 吴悠, 朱红涛, 等. 塔中地区北坡中—下奥陶统早成岩岩溶作用及储层形成模式[J]. 石油学报, 2016, 37(10): 1231-1246.

DOI

CHEN Honghan, WU You, ZHU Hongtao, et al. Eogenetic karstification and reservoir formation model of the Middle-Lower Ordovician in the northeast slope of Tazhong uplift, Tarim Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(10): 1231-1246.

DOI

[43]
彭军, 夏梦, 曹飞, 等. 塔里木盆地顺北一区奥陶系鹰山组与一间房组沉积特征[J]. 岩性油气藏, 2022, 34(2): 17-30.

PENG Jun, XIA Meng, CAO Fei, et al. Sedimentary characteristics of Ordovician Yingshan Formation and Yijianfang Formation in Shunbei-1 area, Tarim Basin[J]. Lithologic Reservoirs, 2022, 34(2): 17-30.

[44]
BACETA J I, WRIGHT V P, BEAVINGTON-PENNEY S J, et al. Palaeohydrogeological control of palaeokarst macro-porosity genesis during a major sea-level lowstand: Danian of the Urbasa-Andia plateau, Navarra, North Spain[J]. Sedimentary Geology, 2007, 199(3/4): 141-169.

DOI

[45]
陈红汉, 鲁子野, 曹自成, 等. 塔里木盆地塔中地区北坡奥陶系热液蚀变作用[J]. 石油学报, 2016, 37(1): 43-63.

DOI

CHEN Honghan, LU Ziye, CAO Zicheng, et al. Hydrothermal alteration of Ordovician reservoir in northeastern slope of Tazhong uplift, Tarim Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(1): 43-63.

DOI

[46]
漆立新. 塔里木盆地顺北超深断溶体油藏特征与启示[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(1): 102-111.

DOI

QI Lixin. Characteristics and inspiration of ultra-deep fault-karst reservoir in the Shunbei area of the Tarim Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(1): 102-111.

DOI

[47]
邓兴梁, 闫婷, 张银涛, 等. 走滑断裂断控碳酸盐岩油气藏的特征与井位部署思路: 以塔里木盆地为例[J]. 天然气工业, 2021, 41(3): 21-29.

DENG Xingliang, YAN Ting, ZHANG Yintao, et al. Characteristics and well location deployment ideas of strike-slip fault controlled carbonate oil and gas reservoirs: A case study of the Tarim Basin[J]. Natural Gas Industry, 2021, 41(3): 21-29.

[48]
张敏, 张正红, 熊益学, 等. 塔中北斜坡奥陶系鹰山组三、四段碳酸盐岩优质储层形成机制及分布规律[J]. 天然气地球科学, 2020, 31(5): 636-646.

ZHANG Min, ZHANG Zhenghong, XIONG Yixue, et al. Formation mechanism and distribution of carbonate reservoirs in the 3rd-4th members of Ordovician Yingshan Formation on the northern slope of Tazhong Uplift[J]. Natural Gas Geoscience, 2020, 31(5): 636-646.

[49]
马永生, 蔡勋育, 云露, 等. 塔里木盆地顺北超深层碳酸盐岩油气田勘探开发实践与理论技术进展[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(1): 1-17.

DOI

MA Yongsheng, CAI Xunyu, YUN Lu, et al. Practice and theoretical and technical progress in exploration and development of Shunbei ultra-deep carbonate oil and gas field, Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(1): 1-17.

DOI

[50]
杨海军, 于双, 张海祖, 等. 塔里木盆地轮探1井下寒武统烃源岩地球化学特征及深层油气勘探意义[J]. 地球化学, 2020, 49(6): 666-682.

YANG Haijun, YU Shuang, ZHANG Haizu, et al. Geochemical characteristics of Lower Cambrian sources rocks from the deepest drilling of Well LT-1 and their significance to deep oil gas exploration of the Lower Paleozoic system in the Tarim Basin[J]. Geochimica, 2020, 49(6): 666-682.

[51]
THOMPSON K F M. Hybrid gas condensates and the evolution of their volatile light hydrocarbons[J]. Organic Geochemistry, 2016, 93: 32-50.

DOI

[52]
沈平, 徐永昌, 王先彬, 等. 气源岩和天然气地球化学特征及成气机理研究[M]. 兰州: 甘肃科学技术出版社, 1991.

SHEN Ping, XU Yongchang, WANG Xianbin, et al. Studies on geochemical characteristics of gas-source rock and natural gas and mechanism of genesis of gas[M]. Lanzhou: Gansu Science and Technology Press, 1991.

[53]
黄第藩, 赵孟军, 刘宝泉, 等. 塔里木盆地东部天然气的成因类型及其成熟度判识[J]. 中国科学: 地球科学, 1996, 26(4): 365-372.

HUANG Difan, ZHAO Mengjun, LIU Baoquan, et al. Genetic types and maturity identification of natural gas in eastern Tarim Basin[J]. SCIENCE CHINA Earth Sciences, 1996, 26(4): 365-372.

[54]
马安来, 何治亮, 云露, 等. 塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层天然气地球化学特征及成因[J]. 天然气地球科学, 2021, 32(7): 1047-1060.

MA Anlai, HE Zhiliang, YUN Lu, et al. The geochemical characteristics and origin of Ordovician ultra-deep natural gas in the North Shuntuoguole area, Tarim Basin, NW China[J]. Natural Gas Geoscience, 2021, 32(7): 1047-1060.

[55]
ZHANG S C, SU J, WANG X M, et al. Geochemistry of Palaeozoic marine petroleum from the Tarim Basin, NW China: Part 3. Thermal cracking of liquid hydrocarbons and gas washing as the major mechanisms for deep gas condensate accumulations[J]. Organic Geochemistry, 2011, 42(11): 1394-1410.

DOI

[56]
ZHANG S C, SU J, HUANG H P, et al. Genetic origin of sour gas condensates in the Paleozoic dolomite reservoirs of the Tazhong Uplift, Tarim Basin[J]. Marine and Petroleum Geology, 2015, 68(Part A): 107-119.

DOI

[57]
吴鲜, 李丹, 韩俊, 等. 塔里木盆地顺托果勒北部地区超深层现今地温场特征[J]. 石油学报, 2022, 43(1): 29-40.

DOI

WU Xian, LI Dan, HAN Jun, et al. Characteristics of present ultra-deep geothermal field in the northern Shuntuoguole low uplift, Tarim Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(1): 29-40.

DOI

[58]
杨率, 邬光辉, 朱永峰, 等. 塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(2): 249-261.

DOI

YANG Lv, WU Guanghui, ZHU Yongfeng, et al. Key oil accumulation periods of ultra-deep fault-controlled oil reservoir in northern Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(2): 249-261.

[59]
CHAI Z, CHEN Z H, LIU H, et al. Light hydrocarbons and diamondoids of light oils in deep reservoirs of Shuntuoguole Low Uplift, Tarim Basin: Implication for the evaluation on thermal maturity, secondary alteration and source characteristics[J]. Marine and Petroleum Geology, 2020, 117: 104388.

DOI

Options
文章导航

/

〈 〉

版权所有：《石油勘探与开发》编辑部；《石油勘探与开发（英文）》编辑部
地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心605室　

京ICP备15044687号    技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司