论文部分内容阅读
渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地,近几年随着勘探向深层领域的延伸,首次在渤中凹陷发现了储量规模较大的凝析气藏,初步展现了巨大的勘探潜力。而凝析气藏烃类流体相态的类型和分布特征是油气资源评价的重要依据,但对渤中凹陷凝析气藏烃类流体相态的特征、影响因素和成因机制等方面的认识还不够深入。因此,本文采用地层流体高温高压物性（PVT）实验和流体相态理论模拟相结合的方法,在地层流体PVT实验测试结果的基础上,运用流体相态理论计算方法,借助PVT相态模拟软件拟合计算烃类流体的物性参数和相包络线;再基于实验测试数据和相态模拟结果,判别烃类流体相态的类型,综合分析流体相态的控制因素;最后在明确渤中19-6凝析气藏油气来源和充注期次的基础上,查明该凝析气藏的成因机制,并与邻区渤中21-22气藏作对比,揭示渤中19-6凝析气藏油气成藏过程。渤中19-6凝析气藏地层流体PVT实验获得的烃类流体组成中C1含量平均为66.8%,C2C6平均含量为14.66%,C7+含量平均达7.3%,幔源无机成因CO2含量高达11.24%;地露压差小,平均为0.59MPa,地面凝析油含量平均为615.96g/m3,属于带油环的特高含凝析油凝析气藏;测试临界温度和临界压力小于地层温压,地层条件下烃类流体可能呈超临界状态。流体相态主要受控于烃类流体组分和所处的温、压体系,流体组成决定着烃类体系的临界温压,对油气相态起决定性作用,随着烃类体系中重烃组分含量的增加,临界温度增大,相包络线向右下方偏移;而温、压体系是油气相态的重要控制条件,温、压降低凝析气藏可转变为油藏,温、压升高则可促使原油发生裂解或逆蒸发,从而转变为凝析气藏,甚至纯气藏。综合分析认为渤中19-6凝析气藏是新近纪以来埋深增温引起的逆蒸发、深部幔源无机CO2充注和晚期天然气气侵等因素综合作用形成的次生凝析气藏。其形成过程主要为:明化镇组下段沉积末（距今5Ma）大规模聚油,明化镇组上段沉积末（距今2Ma）幔源无机CO2和晚期天然气充注早期形成的油藏,导致烃类体系的临界温度明显降低,促使原始油藏转变为现今的凝析气藏。