石油地質(zhì)綜合大作業(yè)(2015最終)

1、石 油 地 質(zhì) 綜 合 大 作 業(yè)高先志 吳欣松 李濰蓮 中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院2015.2前 言石油地質(zhì)綜合大作業(yè)是地質(zhì)工程專業(yè)本科生培養(yǎng)計(jì)劃中的一個(gè)重要的必修環(huán)節(jié)。它是在學(xué)習(xí)完專業(yè)基礎(chǔ)課和專業(yè)課的基礎(chǔ)上，通過資料的閱讀整理、地質(zhì)圖件的編制及綜合分析，使學(xué)生學(xué)會(huì)運(yùn)用地質(zhì)圖件來表達(dá)地質(zhì)認(rèn)識，以培養(yǎng)學(xué)生獨(dú)立分析和解決石油地質(zhì)問題、自己動(dòng)手編制相關(guān)圖件的能力而開設(shè)的一門綜合性實(shí)踐課程。通過該課程的學(xué)習(xí)，學(xué)生能夠達(dá)到以下基本要求：1. 加深對石油地質(zhì)與勘探理論與方法的理解，了解石油地質(zhì)綜合研究思路和方法；2.能夠有目的、有選擇地利用各種資料開展石油地質(zhì)問題專題研究和綜合研究，鍛煉分析問題和

2、解決問題的綜合能力。3.能夠自己動(dòng)手繪制一些基本石油地質(zhì)及勘探圖件。本課程時(shí)間3個(gè)星期，包括三個(gè)方面：第一部分：烴源巖評價(jià)（1周）第二部分：油氣成藏分析（1周）第三部分：圈閉評價(jià)與探井設(shè)計(jì)（1周）本練習(xí)冊，由高先志、吳欣松、李濰蓮編寫。其中，第一部分由高先志編寫；第二部分由李濰蓮編寫；第三部分由吳欣松編寫。目 錄第一部分 烴源巖評價(jià)3一、目的和內(nèi)容3二、烴源巖地球化學(xué)評價(jià)圖件編制3三、烴源巖演化歷史模擬5四、烴源巖綜合分析和評價(jià)6第二部分：油氣成藏分析15一、目的和內(nèi)容15二、原油性質(zhì)分析15三、油氣運(yùn)聚方向分析22四、油氣成藏期次分析27第三部分：圈閉評價(jià)與探井地質(zhì)設(shè)計(jì)30一、圈閉發(fā)育史分析

3、30二、圈閉地質(zhì)綜合評價(jià)32三、探井地質(zhì)設(shè)計(jì)41第一部分 烴源巖評價(jià)一、目的和內(nèi)容烴源巖是油氣藏形成必不缺少的地質(zhì)條件之一。一個(gè)盆地中有無烴源巖以及其質(zhì)量的好壞決定盆地的勘探潛力。一個(gè)盆地?zé)N源巖的演化程度和生烴歷史影響著盆地油氣藏的烴類性質(zhì)和成藏時(shí)期。因此烴源巖的評價(jià)是石油地質(zhì)學(xué)中的重要內(nèi)容之一。本部分訓(xùn)練三個(gè)方面的內(nèi)容：1、烴源巖地球化學(xué)評價(jià)圖件的編制；2、烴源巖成熟史單井模擬；3、烴源巖綜合評價(jià)，編寫研究報(bào)告。二、烴源巖地球化學(xué)評價(jià)圖件編制1、地層中有機(jī)質(zhì)豐度具有明顯的非均質(zhì)性，根據(jù)表1-1有機(jī)質(zhì)豐度數(shù)據(jù)，投散點(diǎn)圖，確定潛在烴源巖的深度/層位。表1-1 某區(qū)泥巖有機(jī)質(zhì)豐度分析結(jié)果井號深度（

4、m）層位TOC(%）井號深度（m）層位TOC(%）港深193519.8ES1中0.53港深374140.75ES1下1.86港深193520.6ES1中0.25港深393853.78ES1下0.18港深193522.03ES1中0.91港深393966.53ES1下0.68港深193526.55ES1中0.54港深393973.05ES1下0.31港深193529ES1中0.81港深393973.34ES1下0.38港深193530.76ES1中1.19港深393973.99ES1下0.18港深193797.36ES1下2.09港深393975.75ES1下1.71港深193799.89ES1

5、下1.59港深394168.08ES1下0.28港深193817.07ES1下0.5港深404107.32ES1下0.34港深193818.22ES1下0.43港深404113.46ES1下0.53港深193924ES1下1.23港深404114.76ES1下0.8港深323656ED3下0.49港深404119.09ES1下0.74港深323656.61ED3下1.35港深404197.11ES1下0.46港深323656.75ED3下0.49港深474050.95ES1下1.9港深323963.45ES1中0.98港深474053.1ES1下0.9港深323964.35ES1中0.76港深

6、474053.23ES1下1.32港深323965.93ES1中1.95港深474060.5ES1下2.01港深323966.56ES1中1.56港深474070.6ES1下0.59港深323966.57ES1中1.4港深474135.14ES1下1.36港深324154.07ES1下0.28港深474161.66ES1下2.65港深334119.77ES1下4.01港深483640.6ED3下0.342、根據(jù)表1-2鏡質(zhì)體反射率測試數(shù)據(jù)，編制散點(diǎn)圖，據(jù)確定生油門限深度。表1-2 某區(qū)泥巖鏡質(zhì)體反射率測試數(shù)據(jù)表井號深度（m）Ro（%）井號深度（m）Ro（%）港80-12108038港80-13

7、3500.60港80-12320042港80-133950.62港80-125110.46港80-134970.67港80-125340.47港80-135990.72港80-126180.53港80-137160.72港80-128800.55港80-138830.74港80-129500.54港80-138930.77港80-130240.57港80-139930.8港80-130980.55港80-140890.81港80-132940.58港80-141610.923、根據(jù)表1-3泥巖抽提物組成，繪制散點(diǎn)圖，分析該區(qū)烴源巖成熟特征。表1-3 某區(qū)泥巖氯仿抽提物及其組成特征井號井深(m)

8、A%飽和烴芳烴非烴瀝青質(zhì)港深404197.110.0554.9510.4917.487.38港深474060.50.2756.2516.6722.084.38港深474050.950.5356.5317.3520.274.68港深474050.950.689.9622.2316.5151.30港深474161.660.3055.4718.2323.702.86港深474053.10.407.7631.1924.0537.00港深474053.100.1750.9215.8321.645.54港深374140.750.1646.1916.6732.385.95港深673842.880.0759.

9、2612.8221.942.28港深673924.480.1162.7513.0020.753.00港深693879.530.0563.2713.7217.483.32港深323963.450.1554.4012.9625.002.78港深334119.770.4235.4220.7431.319.00港深394128.140.111.1234.2119.2545.42港深393966.530.0543.4016.2328.3014.72港深393973.340.0556.439.5925.056.75港深474052.560.032264.9113.2818.053.51港深193817.0

10、70.033261.7211.2016.934.43港深693879.530.049463.2713.7217.483.32港深333655.890.1015.9710.8656.8711.50港深334120.180.3231.1221.9931.5410.37港深193519.80.0634.9317.4621.1326.484、根據(jù)表1-4飽和烴色譜數(shù)據(jù)，繪制棒圖，計(jì)算CPI，確定烴源巖成熟程度。表1-4 某區(qū)泥巖氯仿抽提物飽和烴組成數(shù)據(jù)表48井55井108井飽和烴名稱面積飽和烴名稱面積飽和烴名稱百分含量C13422528C13C14934311C14C151448678C152.15C

11、161664139C1669569C162.66C171687995C17136980C174.31C181821104C18305233C187.24C191995734C19586233C195.72C202185567C201000333C205.82C212287605C211445314C217.29C222282359C221668328C228.15C232281035C231893271C238.78C241933599C241720685C246.74C251929610C251843956C257.84C261415892C261606287C266.20C27129168

12、8C271710078C277.48C28994166C281441450C285.65C29830723C291215462C296.03C30548138C30743110C303.36C31446313C31508315C312.50C32251263C32284901C320.71C33150633C33159800C330.65C3489298C3489878C340.31C3538686C3538777C350.25三、烴源巖演化歷史模擬某烴源巖底界為Tr，烴源巖厚度500m，且厚度橫向不變。地表平均溫度取10,不同時(shí)期地溫梯度見表1-6, 地溫梯度單位/100m。區(qū)域上存在2次較

13、大規(guī)模的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致2次抬升剝蝕。抬升剝蝕時(shí)間和剝蝕量詳見表1-7。工區(qū)內(nèi)沒有Q(第四系)沉積。某點(diǎn)的地震分層數(shù)據(jù)見表1-5。要求：在制作單點(diǎn)埋藏史曲線的基礎(chǔ)上，根據(jù)TTI計(jì)算原理和方法，計(jì)算不同時(shí)間烴源巖頂?shù)椎腡TI，依此分析烴源巖的生烴歷史。具體完成：1）現(xiàn)今烴源巖處于何演化階段？2）何時(shí)開始大量生油（進(jìn)入生油門限的時(shí)間）？3）何時(shí)進(jìn)入生油高峰時(shí)期？表1-5 某點(diǎn)的地震分層數(shù)據(jù)（單位：m）T2T2T3T5TR28904250515082009990表1-6 某區(qū)古地溫梯度(oC/100m)時(shí)期E1+2E3N1N2Q地溫梯度3.53.02.752.52.1表1-7 某點(diǎn)經(jīng)歷的抬升剝蝕時(shí)期和剝

14、蝕量抬升剝蝕時(shí)期56-52Ma5-0Ma剝蝕量（m）6201100表1-8 地震反射界面與地質(zhì)年代和地質(zhì)年齡對應(yīng)表地層年代E1+2E3N1N21N22Q地質(zhì)起始年齡（Ma）655240.524.6122.8地震界面TrT5T3T2T2To四、烴源巖綜合分析和評價(jià)仔細(xì)閱讀本講義提供的柴達(dá)木盆地北緣的有關(guān)資料，并補(bǔ)充查閱相關(guān)的文獻(xiàn)資料，依據(jù)烴源巖評價(jià)的內(nèi)容和標(biāo)準(zhǔn)，對柴北緣烴源巖進(jìn)行分析，按照科技期刊論文的格式，完成一篇約3000字的科技論文。文中應(yīng)回答下列問題，并說明你的根據(jù)：1、柴北緣主要烴源巖的層位；2、柴北緣烴源巖的演化程度和生油高峰期；3、柴北緣油氣勘探的主要對象（油/氣？）；4、從烴源巖

15、演化生烴史和構(gòu)造圈閉主要形成期配置角度，分析柴北緣油氣勘探潛力和油氣藏保存破壞特點(diǎn)。（一）柴北緣位置和地層發(fā)育特征柴達(dá)木盆地不僅是中國西北地區(qū)一個(gè)重要的含油氣盆地，同時(shí)也是青藏高原的一個(gè)重要組成部分。柴達(dá)木盆地面積約1.2×105km2，周緣被造山帶所圍。柴達(dá)木盆地分為北部塊斷帶、西部坳陷區(qū)和東部坳陷區(qū)(圖1-0)。柴北緣是侏羅系地層分布的主要地區(qū)。（二）柴北緣烴源巖特征柴北緣第三系基本上是一套氧化環(huán)境下的沉積物，其泥巖以紅棕黃綠等顏色為主色調(diào)，暗色泥巖厚度薄而不連續(xù)，其中的有機(jī)碳含量較低達(dá)不到烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)，屬于非生油層系。中生代柴北緣處于由潮濕逐漸向干燥氣候轉(zhuǎn)化的大環(huán)境中。早中侏羅

16、世以潮濕氣候?yàn)橹鳎g有短時(shí)期的濕熱干燥氣候；晚侏羅世和白堊紀(jì)主要為干燥氣候。在巖相上，中、下侏羅統(tǒng)以暗色泥巖、炭質(zhì)泥巖與砂礫巖互層，是一套淺湖沼澤、半深湖深湖與河流相間互的沉積；上侏羅統(tǒng)和白堊系為棕紅色為主，巖性較粗，為一套以沖積相為主的沉積。因此，從上述特征看，早、中侏羅世有利于形成烴源巖，晚侏羅世不利于形成烴源巖。1、 烴源巖巖性及其有機(jī)質(zhì)豐度和類型侏羅系烴源巖主要指成煤環(huán)境形成的下侏羅統(tǒng)上部小煤溝組和中侏羅統(tǒng)下部大煤溝組暗色泥頁巖、炭質(zhì)頁巖和煤層。就露頭和有限鉆井資料統(tǒng)計(jì)成果看，小煤溝組烴源巖主要是深灰色-黑色泥巖，而炭質(zhì)泥頁巖和煤層只在少數(shù)井見到煤層和劣質(zhì)煤。有機(jī)碳、氯仿瀝青A含量和熱

17、解氫指數(shù)是反映烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的良好參數(shù)，表1-10展示了柴北侏羅系烴源巖樣品有機(jī)質(zhì)豐度的特征。深灰色泥巖有機(jī)碳含量在2%左右，炭質(zhì)頁巖有機(jī)碳含量約在12.7%，煤的有機(jī)碳含量在54.8%，可能是樣品成熟度較高的原因(如生油高峰之下)，氯仿瀝青A含量較低，所以轉(zhuǎn)化率等參數(shù)較低。 a b圖1-0 柴北緣構(gòu)造位置和構(gòu)造單元?jiǎng)澐直?-9柴北緣中新生界地層及巖性表1-10 柴達(dá)木盆地北緣侏羅系部分生油巖樣品有機(jī)質(zhì)含量和組成數(shù)據(jù)采樣地點(diǎn)巖 性有機(jī)碳(%)氯仿瀝青A(%)氯仿瀝青A 族組成 (%)轉(zhuǎn)化率 (%)飽和烴芳烴非烴瀝青質(zhì)氯仿瀝青/有機(jī)碳總烴/有機(jī)碳大煤溝1炭質(zhì)頁巖15.310.021632.91

18、11.3922.7929.110.14110.022德令哈北1黑色泥巖1.780.011821.7921.7925.6426.281.000.436德令哈北2炭質(zhì)泥巖8.500.10609.4346.2319.8124.531.250.696塔托煤礦1炭質(zhì)頁巖9.860.131716.6724.5429.305.131.340.552秋吉煤礦深灰色泥巖1.860.004532.853.6525.5519.710.540.192花石溝1黑色泥巖1.780.051424.6913.5819.7540.740.690.264花石溝2灰色頁巖1.200.004718.247.5529.5626.422

19、.350.6.6塔托煤礦2深灰色泥巖1.280.004932.9617.5825.2718.680.380.192塔托煤礦3煤42.411.032618.8633.8616.4315.432.441.286大煤溝2煤28.130.92446.755.4914.4925.743.290.403花石溝3碳質(zhì)頁巖13.010.05133.844.2041.0148.801.700.137全吉剖面灰色泥巖0.540.02275.376.578.0651.344.200.501全吉路線黑色泥巖2.550.04845.185.3412.8748.511.900.200潛深4井2366.02m炭質(zhì)泥巖29.

20、710.283825.2119.8321.539.350.960.432石深25井127m深灰色泥巖1.450.02297.3511.5517.0646.981.580.299石地28井461m黑色泥巖1.840.05257.8211.8716.2037.712.850.561石地22井23合炭質(zhì)泥巖9.090.09728.0215.1919.4139.242.380.823馬參1井灰色泥巖1.280.004121.9016.7929.9324.821.460.565石深8井3043.45m黑色泥巖2.130.125917.3323.2715.5930.205.912.400侏羅系暗色泥巖有機(jī)

21、質(zhì)類型以II1-II2型為主，炭質(zhì)泥頁巖和煤有機(jī)質(zhì)類型以II2-III型為主(圖1-1)，冷科1井小煤溝組有機(jī)巖石學(xué)資料反映了這種情況(圖1-2)；此外，干酪根H/C-O/C原子比值圖(圖1-3)也證實(shí)這個(gè)結(jié)論。2、侏羅系烴源巖熱演化特征根據(jù)冷科1井侏羅系烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化規(guī)律，認(rèn)為侏羅系烴源巖可能在3000米左右進(jìn)入生油門限，在3750米附近到達(dá)生油高峰，油窗下限約在4700米(圖1-4)。目前井下采集的樣品均在油窗之內(nèi)，而且多數(shù)在生油高峰之下。由于冷科1井等主要分布在構(gòu)造高部位，因此估計(jì)凹陷深處的樣品已處于過成熟狀態(tài)了。（參考表1-5，地震界面Tr的埋深） 由于柴北緣烴源巖涉及中侏羅統(tǒng)烴源

22、巖（大煤溝組）和下侏羅統(tǒng)（小煤溝組），不同地區(qū)烴源巖的層位以及埋藏和受熱歷史不同，因此不同地區(qū)烴源巖熱演化程度不同（見表1-11、圖1-5）。受取樣深度的限制，上述特征只反映了淺部的演化程度。表1-11 柴北緣烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度參數(shù)層位剖面名稱Ro%范圍平均值層位剖面名稱Ro%范圍平均值J1石地10井0.770.830.80/2J2潛深4井0.521.420.87/7石地20井0.790.79/1潛深6井1.211.21/1石地22井0.510.650.58/6新高泉063090082/4石地23井0.620.62/1結(jié)綠素06214101/2石地28井0.310.790.59/4魚28井05

23、6071065/4石深1井0.630.63/1魚卡煤礦061-066063/6石深3井0.550.55/2圓頂山053089063/31石深7井0.630.63/2大煤溝030128063/18石深18井0.620.62/1羊腸子溝054115085/2石深25井0.940.990.96/2后海子湖085148117/2深75井0.710.71/1綠草山032088060/10深85井0.831.651.04/7大羊頭2.172.182.175/2冷科1井0.481.370.88/57紅山參1井061069065/2仙3井0.670.690.68/2紅山煤礦135153144/2大煤溝0.19

24、1.060.44/26圖1-5 柴北緣下侏羅統(tǒng)烴源巖演化程度單井剖面圖1-6為數(shù)值模擬中侏羅統(tǒng)頂面鏡質(zhì)體反射率的平面等值線圖。從中可見，冷湖構(gòu)造帶及其以北地區(qū)，烴源巖已處于成熟演化階段，局部處于低成熟階段；而其南部地區(qū)則主體已經(jīng)進(jìn)入高成熟演化階段。據(jù)此推測，侏羅系底面烴源巖的演化程度會(huì)更高。大部分地區(qū)處于過成熟階段。圖1-6 柴北緣烴源巖現(xiàn)今演化程度平面變化圖3、生烴高峰發(fā)生的時(shí)期侏羅系烴源巖在中生代末是否發(fā)生過大量生烴過程是評價(jià)柴北緣油氣成藏條件的一個(gè)很重要的問題。因?yàn)檠嗌酵砥诓癖本壈l(fā)生了比較強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)，此時(shí)如果侏羅系烴源巖已經(jīng)大量生烴，則所生油氣必將遭到嚴(yán)重的破壞；如果中生代末侏羅系烴

25、源巖沒有發(fā)生生烴過程或成熟度較低，后來接受新生界地層沉積的過程中才開始大量生烴或再次發(fā)生生烴（二次生烴），則意味著柴北緣具有良好的油氣勘探潛力?？梢娭猩?，侏羅系烴源巖的演化程度很重要。圖1-7 為柴北緣中、下侏羅統(tǒng)烴源巖在平面上進(jìn)入生烴高峰時(shí)期變化圖。圖1-7柴北緣侏羅系烴源巖進(jìn)入生烴高峰時(shí)期平面變化圖（單位：距今年齡Ma）（三）柴北緣圈閉主要形成期圈閉演化歷史受盆地構(gòu)造演化歷史的控制。柴達(dá)木盆地中新生代構(gòu)造演化具有持續(xù)性和階段性特點(diǎn)，存在相對強(qiáng)烈期和相對平靜期。表現(xiàn)在沉降幅度、壓縮強(qiáng)度和斷層形成數(shù)量的不同。圖1-8表示的是柴北緣西段主干測線不同時(shí)期的相對壓縮量變化圖，從中可見，自新生代以

26、來，柴北緣存在2個(gè)壓縮突變期，即E32和N23-Q；其中，N23-Q時(shí)期的壓縮量最大，可占總壓縮量的一半。（注：壓縮量是根據(jù)地質(zhì)演化平衡剖面為基礎(chǔ)，以E1+2沉積前的地震剖面長度作為起始長度，得出每條測線在不同構(gòu)造演化時(shí)期的擠壓應(yīng)變量）。從斷層發(fā)育時(shí)期看，上述兩個(gè)時(shí)期，也是柴北緣地區(qū)斷層形成的重要時(shí)期。從圖1-9典型構(gòu)造樣式可以看出，斷層的發(fā)育明顯存在兩期，兩期形成的斷層在剖面上構(gòu)成雙層結(jié)構(gòu)。 因此，柴北緣構(gòu)造圈閉的形成以及調(diào)整改造可以概括為兩個(gè)主要時(shí)期，這兩個(gè)時(shí)期形成的斷層以及斷層相關(guān)褶皺對油氣的運(yùn)移和聚集起到了重要作用。事實(shí)上這兩個(gè)時(shí)期就是柴北緣含油氣系統(tǒng)的關(guān)鍵時(shí)期，決定了柴北緣油氣藏的主

27、要形成期次。 圖1-8 柴北緣西段構(gòu)造擠壓量對比圖圖1-9 柴北緣典型構(gòu)造的構(gòu)造圈閉樣式第二部分：油氣成藏分析一、目的和內(nèi)容目的： 1）掌握油氣藏流體特征分析的基本內(nèi)容和方法； 2）掌握判斷油氣運(yùn)聚方向的方法；3）掌握確定油氣成藏期次的方法。內(nèi)容： 1）綜合運(yùn)用原油的物理性質(zhì)、化學(xué)組成、生標(biāo)物、色譜-質(zhì)譜資料，分析油氣藏中原油類型、成熟度、生物降解等特征；2） 運(yùn)用流體勢分析油氣運(yùn)聚方向；3） 運(yùn)用流體包裹體的特征、均一化溫度并結(jié)合圈閉發(fā)育史、生排烴史綜合確定油氣成藏期次。二、原油性質(zhì)分析請利用所給原油物性、族組成、氣相色譜、色譜-質(zhì)譜等資料判斷下列原油樣品的類型（低熟油、成熟油、凝析油、降解

28、油），并詳細(xì)說明判斷依據(jù)。樣品1：原油物性特征見表2-1。其原油族組成以飽和烴為主，飽和烴占原油族組成64%，芳烴餾分和非烴餾分的含量相當(dāng)，均在18%左右，瀝青質(zhì)含量極低。色譜特征見圖2-1，Pr/Ph<0.5, Pr/nC17為0.68 ，Ph/nC18為1.7。甾烷占原油飽和烴組成的3.5%。原油中檢測到5（H）-糞甾烷系列（圖2-2），C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.18，4-甲基甾烷以4-甲基5（H），14（H）、17（H）甾烷（20 R）異構(gòu)體為主。五環(huán)三萜烷占原油飽和烴組成的1.5%，其分布見圖2-3，為C27C35。在原油中還有較高含量的伽馬蠟烷，C31

29、升霍烷22S/（22S+22R）為0.4。樣品2：原油物性特征見表2-1。原油族組成飽和烴含量為61.31%，芳烴含量10.65%，非烴+瀝青質(zhì)含量21.2%左右。色譜特征見圖2-4。OEP值為1.10。原油中C27C29規(guī)則甾烷峰形清晰，C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.42。原油中存在二環(huán)、三環(huán)、四環(huán)和五環(huán)萜類化合物，Tm/Ts為0.72。樣品3：原油物性特征見表2-1。原油族組成中飽和烴含量為38.30%，芳烴含量28.61%，非烴含量24.04%，瀝青質(zhì)含量9.05%，原油色譜特征見圖2-5。C27重排/規(guī)則甾烷為0.307，C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20

30、R）為0.392，Ts /( Ts+ Tm)為0.61。樣品4：原油物性特征見表2-1。其原油族組成具“兩高兩低”的特征（芳烴、非烴高，飽和烴、瀝青質(zhì)低），飽和烴含量為37%，芳烴含量19%，非烴含量38%左右，瀝青質(zhì)含量低，不足7%。飽和烴色譜特征見圖2-6，碳數(shù)分布范圍為nC11nC35，nC21-/nC22+為0.98，OEP值為0.85，Pr/Ph為0.35。甾類化合物在原油中含量豐富，占原油飽和烴餾分的16%（圖2-7），原油中檢測到5（H）-糞甾烷系列，C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.27。原油中萜類化合物在飽和烴餾分中不足3%，三萜系列見圖2-8。三萜系列中存

31、在著高含量的伽馬蠟烷，伽馬蠟烷含量可占飽和烴餾分的0.5%左右，藿烷系列中具有異常高的C35藿烷，Tm/Ts為2.0。原油中含硫化合物主要以苯并噻吩和二苯并噻吩的形式存在，脫羥基維生素E是該原油中普遍存在的一種含氧化合物。樣品5原油物性特征見表2-1。原油族組成飽和烴含量為81.49%，芳烴含量14.24%，非烴+瀝青質(zhì)含量1.7%左右。色譜特征見圖2-9。nC21-/nC22+為1.70，CPI值為1.02。Pr/Ph為1.13,Pr/nC17為0.19，Ph/nC18為0.18。油中三環(huán)萜烷、C24四環(huán)萜烷含量相對較高，Ts大于Tm，伽瑪蠟烷含量低，不含奧利烷，孕甾烷和升孕甾烷含量相對較高

32、，重排甾烷含量高，C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.52，C29甾烷/（+）為0.44，C31升霍烷22S/（22S+22R）為0.58，Tm/Ts為0.78。樣品6原油物性特征見表2-1。原油族組成飽和烴含量為66.12%，芳烴含量16.94%，非烴+瀝青質(zhì)含量18.9%左右。色譜特征見圖2-10。OEP值為1.05。C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.46，Tm/Ts為0.6。樣品7原油物性特征見表2-1。原油族組成飽和烴含量高（94.9%），芳烴含量低（2.6%），飽芳比數(shù)值較大，非烴含量低，不含瀝青質(zhì)。色譜特征見圖2-11。OEP值為1.04。Pr/P

33、h為1.25，nC21-/nC22+為1.58。油中幾乎不含三環(huán)萜烷、五環(huán)萜烷及甾烷類化合物，分布面貌及成熟度指標(biāo)均有不同程度失真，具有相對富集的重排補(bǔ)身甾烷，石蠟指數(shù)為2.9，庚烷值大于0.31，Tm/Ts為0.72。樣品8：原油物性特征見表2-1。原油族組成中飽和烴含量為36.88%，芳烴含量26.65%，非烴含量30.35%，瀝青質(zhì)含量6.12%，原油色譜特征見圖2-12。原油中C27C29規(guī)則甾烷難辨認(rèn)，而以重排甾烷為主。C27重排/規(guī)則甾烷為0.676，C29甾烷異構(gòu)體比值20S/（20S+20R）為0.637，Ts /( Ts+ Tm)為0.646。表2-1 原油的物性參數(shù)樣品號密

34、度(g/3)粘度(mPa·s)含硫量（%）含蠟量（%）凝固點(diǎn)（）初餾點(diǎn)（）10.87856.460.5712.763318820.859150.21194012330.9758500.424.8-415840.9456501.85250.740.8903-104760.83490781.408105380.98414660.580.55-16190圖2-1 樣品1原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-2 樣品1原油的M/Z 217質(zhì)量色譜圖圖2-3 樣品1原油的M/Z 191質(zhì)量色譜圖圖2-4 樣品2原油的飽和烴氣相色譜圖 圖2-5 樣品3原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-

35、6 樣品4原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-7 樣品4原油的 M/Z 217 質(zhì)量色譜圖圖2-8 樣品4原油的 M/Z 191 質(zhì)量色譜圖圖2-9 樣品5原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-10 樣品6原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-11 樣品7原油的飽和烴氣相色譜圖圖2-12 樣品8原油的飽和烴氣相色譜圖三、油氣運(yùn)聚方向分析1、請根據(jù)所給某研究區(qū)的現(xiàn)今溫度、壓力資料（表2-2），編制下列圖件：（1）地層壓力-深度剖面圖，地層壓力系數(shù)-深度剖面圖，分析該區(qū)地層壓力縱向特征；（2）地層溫度-深度剖面圖，地溫梯度-深度剖面圖，分析該區(qū)地溫特征。（該區(qū)地形線海拔高度為0米，已知地層中水的密度w=1.0×10

36、3kg/m3。該區(qū)恒溫帶深度為20米，溫度為14）。表2-2 某區(qū)的現(xiàn)今溫度、壓力井號層位深度（m）靜溫（）靜壓（Mpa）井號層位深度（m）靜溫（）靜壓 （Mpa）井1Ed下203164.419.843井8Ed下178362.217.414井1Ed下205665.819.874井8Ng121340.511.625井1Ed下197066.319.056井9Es3277494.139.24井1Ed下196966.118.991井9Es326879834.32井1Ed下194963.118.831井10Es256393.133.3井1Ed下190761.818.595井11Ed下30239249.3

37、75井1Ed下180415.883井11Ed下296893.447.915井1Ng130312.456井11Ed下281080.139.454井2Ed下206969.720.183井12Es33432110.864.2井2Ed下204571.919.876井13Es203172.419.43井2Ed下197664.119.14井13Es203377.219.09井2Ed下194468.318.941井13E3s1218133.57井2Ed下192667.718.745井13E3s1212734.22井2Ed下183659.218.644井14Mz243991.135.2井3Ng126246.6

38、11.728井14Es2+3222378.234.7井3Mz267691.525.432井15Es2,Anz21668234.76井4Ed下248078.124.26井15Anz225895.135.51井4Ed下223081.120.712井15Anz219588.234.92井4Ed下186067.817.8井15Ed162856.615.74井5Ed下176059.617.256井16Anz271535.74井5Ed下171657.816.404井16Anz304415.56井6Ed下178256.317.119井16Anz290531.24井6Ed下170257.216.254井16A

39、nz272434.24井7Es197371.5618.932井16Es3248433.87井7Es190169.8318.279井16Es1+2+3240929.18井7Es187767.6718.228井17Anz2533100.939.46井7Ed173064.1116.963井17Anz260626.51井7Ed168669.416.429井17Anz2482106.732.74井7Ed166468.616.341井17Es2234189.839.08井7Ed162265.815.76井17Es1232288.739.03井號層位深度（m）靜溫（）靜壓（Mpa）井號層位深度（m）靜溫（）

40、靜壓 （Mpa）井18Mz+Es2438107.240.11井29E3d3221679.421.99井19Mz28719845.641井29E3d3221922.01井19Es2817102.242.075井29E3d3222381.722.05井20Mz239187.4426.462井30寒武系15557215.29井20Es2231987.9424.875井30Ed下143563.914.51井20Es222268426.163井30Ed上125056.412.23井20Ed15825415.698井31Ed上227585.421.81井21Ed255478.741.057井31Ng214

41、285.421.14井21Ed218466.421.581井32Ed1558152.314.96井21Ed216363.421.305井32Ed142961.913.34井21Ed211065.720.325井32Ed138660.213.27井21Ed202364.819.681井33Ed下-Pz186867.517.86井22Mz308032.88井33Ed下173869.816.94井22Ed下265892.117.829井33Ed下153760.615.065井22Ed下261495.625.238井33Ed下151461.214.62井22Ed下249988.724.09井33Ed下

42、138658.413.79井22Ed上161056.115.629井34Pz260394.215.079井22Ed上156955.515.101井34Es250795.624.398井23Mz206021.32井34Es241223.597井23Ed124713.31井34Ed下195977.819.348井23Ed121411.74井34Ed下164766.416.16井24E3s2164577.916.278井34Ed下159764.915.68井24Pt18868418.332井34Ed下155963.815.349井25E3s216238016.153井34Ed下154454.514.

43、327井25Pt188182.817.119井35寒武系191887.815.27井26E3s216797916.094井35寒武系178879.717.19井27Es+Mz305428.39井35Ed下171575.116.42井28Es2149459.714.69井35Ed下154962.114.7井28Es1140561.813.571井36Ed下149957.314.413井28Ed下128656.812.423井36Ed147465.714.079井29E3d3217777.221.93井36Ed140961.913.588井29E3d3218077.221.93井37Ed下1505

44、61.314.346井29E3d3218877.221.94井38Es248492.923.844井29E3d3219477.221.95井38Ed下164564.115.884井29E3d3219777.221.95井38Ed下159259.615.442井29E3d3220277.821.95井38Ed下159260.815.432井29E3d3221077.821.97井38Ed下154958.114.51井29E3d3221278.321.98井39Ed141648.813.695井號層位深度（m）靜溫（）靜壓（Mpa）井號層位深度（m）靜溫（）靜壓 （Mpa）井40Es1664691

45、5.185井46E3d2L161063.015.17井40Ed下153069.214.806井46E3d2L156061.014.73井40Ed下143565.913.33井47Ed191661.218.51井40Ed下13809.53813.409井47Ed187463.418.034井41Ed下152474.914.82井47Ed178158.417.091井41Ed下143271.414.062井47Ng122340.911.634井41Ed下138966.413.436井47Ng123238.711.561井42Ed3154367.814.827井47Ng123239.811.492井42Ed2142259.813.54井48Es3240101.232.324井42Ed2139456.413.604井48Ed下262279.826.295井42Ed213555613.047