Light Hydrocarbon Geochemical Characteristics and Geological Significance of Buried Hill Condensate Oil in Bozhong 19-6 Structural Belt
-
摘要: 为了明确渤海湾盆地渤中19-6大气田的地化特征和成因，选取研究区潜山凝析气藏7个凝析油样品进行全油色谱分析，剖析其轻烃组成特征，探讨轻烃参数在该区的地质应用.结果表明：渤中19-6凝析油的Mango轻烃参数K1和K2值相对稳定，表明研究区原油成因类型基本一致.C6~C8组成中正构烷烃具显著优势，甲基环己烷指数平均为39%；庚烷值与异庚烷值，正庚烷/甲基环己烷（F）比值较高，反映它们较高成熟度；轻烃参数计算原油生成温度为125.8~128.1 ℃，其相对偏低，可能与取样过程中凝析油的相态变化有关；2-甲基戊烷/3-甲基戊烷，2-甲基己烷/3-甲基己烷比值高，K2值低；凝析油正构烷烃摩尔浓度呈三段式分布，甲苯/正庚烷和原油蜡含量随深度而增加.结合饱和烃参数以及金刚烷参数揭示渤中19-6潜山油气为湖相腐泥Ⅱ1型母质在高成熟阶段（Ro=1.05%~1.30%）的产物，气藏形成后发生一定程度分馏造成油气组分调整.Abstract: In order to clarify the geochemical characteristics and genesis of Bozhong 19-6 gas field in Bohai Bay basin, seven condensate oil samples from buried hill condensate gas reservoir in the study area are selected to conduct the whole-oil GC-MS test, and the light hydrocarbon composition characteristics are analyzed, and the geological application of light hydrocarbon parameters in the area were discussed. The results show that the Mango light hydrocarbon parameters K1 and K2 of Bozhong19-6 condensate oil are relatively stable, indicating that the genetic types of crude oil in the study area have good consistency. The C6-C8 compound component n-alkane has significant advantages, and the average methylcyclohexane index is 39%. Heptane value, isoheptane value and the ratio of n-heptane/methylcyclohexane (F) corresponds to high maturity. According to light hydrocarbon temperature parameters, the hydrocarbon generation temperature is 125.8-128.1 ℃, lower than the actual value maybe due to the phase change of condensate during sampling. The ratio of 2MP/3MP and 2MH/3MH in condensate oil is relatively high, while the K2 value is low. The molar concentration of n-paraffins in condensate oil is distributed in three stages, and the content of toluene/n-heptane and crude oil wax increases with depth. Furthermore, combined with the saturated hydrocarbon parameters and adamantane parameters, it is revealed that the oil and gas in Bozhong 19-6 buried hill were formed in the high mature stage (Ro=1.05%-1.30%) of lacustrine sapropel type Ⅱ1, which is adjusted by fractionation.
-
Key words:
- light hydrocarbons /
- crude oil /
- organic matter input /
- maturity /
- alteration /
- Bozhong sag /
- hydrocarbon
-
凝析气藏是一种具有高原始气油比的特殊气藏，其中轻烃组分的富集是凝析气藏形成的重要物质基础.轻烃作为石油和天然气的重要组分，其组成特征是油气整体性质的体现.轻烃通常是指源岩或石油天然气中碳数小于15的烃类化合物（秦建中等，2005），其丰富的化合物组成蕴含大量地球化学信息，因此分析轻烃组成对研究凝析气的地球化学特征及成因、来源具有重要意义.国内外学者对轻烃形成机理已经进行过大量研究，提出了包括稳态催化理论（Mango, 1987, 1990, 1997），热演化裂解（Thompson, 1979, 1983）以及次生作用后期改造（Thompson，1987）等形成机理，这为轻烃应用于油气成因鉴别提供了理论基础（Snowdon and Powell, 1982；胡国艺等，2007）.根据前人研究，轻烃的地质应用主要包括烃源岩沉积环境与有机质输入判识（胡惕麟等，1990；沈平等，1992；Ten Haven，1996），成熟度评价（Thompson，1983；Bement et al., 1995），油源对比，以及次生改造（Thompson，1987；胡国艺等，2012）等.
近年来，在渤中凹陷西南部渤中19-6构造带深层太古界变质岩潜山获得天然气勘探的重大突破，发现探明储量超千亿立方米的大型凝析气田，这也是渤海湾盆地迄今发现的最大气田.此前在渤海海域仅发现规模较小气藏，曲折的勘探历程揭示了深部油气的复杂成因与差异富集，而深层油气成因类型是明确气藏形成机制亟待解决的问题.前人对渤中凹陷中小型气藏进行过大量研究，渤中天然气主要为油藏伴生气（王根照和夏庆龙，2009），即有机质演化过程中和液态烃一同生成的气态烃，且以干酪根初次裂解气为主（王奇等，2017）.渤中地区烃源岩丰富，油气来源复杂，天然气在东营组、沙一段、沙二段和沙三段烃源岩均有产出，已发现的天然气类型以油型气、偏腐殖型气居多，也发现煤成气（胡安文等，2020）.目前针对19-6气藏中天然气的成因类型存在争议，前人依据乙烷碳同位素偏重认为这些天然气为偏腐殖型气（胡安文等，2020），也有学者根据烃源岩有机质类型推知天然气为腐殖-腐泥型气（Xu et al., 2019；施和生等，2019）.除此之外，天然气特征不仅受烃源岩母质的直接影响，还受成熟度和生物降解、蒸发分馏等次生作用改造的影响.考虑到轻烃记录着生烃母质以及对储层次生作用过程，本文运用轻烃参数对深部凝析气藏特征进行整体的分析，纵向对比浅层油藏次生作用，以明确研究区的油气成因及来源.
1. 区域地质背景
渤海湾盆地是中国东部重要的富油盆地，渤海海域指渤海湾盆地的海域部分，渤中凹陷为渤海海域中西部的二级构造单元（图 1）.渤中19-6构造带位于渤海湾盆地渤中凹陷西次洼深部构造脊，周缘凹陷凸起相间分布，北部、西部和东南部分别被沙垒田凸起、埕北低凸起和渤南低凸起围限，西侧紧邻沙南凹陷，南部连接黄河口凹陷.构造带具有洼中隆起特征，长轴大致为南北走向，两侧分别为渤中南次洼和渤中西南次洼，整体呈现出南高北低趋势.渤中地区受新构造运动影响，晚期断裂活动强烈，油气田分布不均匀，浅层发现有渤中19-4中型油田，深层开发了渤中13-1，曹妃甸18-2油田（图 1）.
图 1 渤中19-6潜山构造带位置图及地层柱状图Fig. 1. Schematic diagrams showing the locations of the Bozhong 19-6 buried hill structural belt and the generalized stratigraphic column渤中19-6凝析气藏含气层主要为太古界潜山变质岩和孔店组砂砾岩体，属特高含凝析油凝析气田，储集空间以溶蚀孔缝及裂缝为主（侯明才等，2019）.构造带纵向钻遇地层自上而下依次为新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组、孔店组和太古界潜山（图 1）.渤中凹陷广泛分布古近系东营组三段（简称东三段），沙河街组一段（简称沙一段）和沙河街组三段（简称沙三段）3套优质烃源岩，烃源岩厚度介于500~2 500 m.渤中凹陷不同层位烃源岩形成环境不同，研究认为沙三段烃源岩形成于深裂陷时期深湖-半深湖还原环境，有机质以低等水生生物为主；沙一段沉积期裂陷扩张，湖泊萎缩水体变浅、咸化；东营组沉积期裂陷再活动，水体扩大，烃源岩形成于淡水弱还原沉积环境，有机质主要为陆源有机质（任拥军等，2014）.研究区厚层泥岩不整合上覆于太古界潜山，为气藏提供良好的物质和盖层条件，目前认为厚层超压泥岩“被子”是气藏形成的重要控制因素（薛永安和李慧勇，2018）.
2. 实验与方法
本文采取了渤中凹陷渤中19-6构造区的10个原油样品，包括深层渤中19-6潜山7个轻质油样品（埋深3 500~5 079 m）和浅层渤中19-4油田3个重质油样品（埋深1 709~1 955 m），样品分布见图 1.
全油及轻烃实验条件：美国Agilent公司6890气相色谱仪与5975质谱仪，色谱柱为PONA柱（50 m×0.2 mm×0.5 μm）；载气为氦气，前置压力为110 kPa，平均线速度14 cm/s.色谱升温程序：始温35 ℃，恒温10 min，然后以0.5 ℃/min升温速率至60 ℃，再以2 ℃/min升温速率至200 ℃，然后以4 ℃/min升温速率至280 ℃，恒温5 min，分流比为100∶1.其中轻质油全油分馏色谱定性结果见图 2，轻烃参数计算为对应化合物的峰面积比值.
图 2 渤中19-6地区原油全油和轻烃气相色谱图nC6为正己烷；nC7为正庚烷；nC8为正辛烷；nC9为正壬烷；B为苯；MCH为甲基环己烷；Tol为甲苯Fig. 2. Gas chromatograms of whole crude oils and light hydrocarbons in the condensates from the Bozhong 19-6 area3. 轻烃地球化学特征及地质意义
3.1 C4~C7轻烃宏观组成特征
原油气相色谱图揭示了轻烃化合物组成特征.就BZ19-6潜山凝析油全油色谱特征而言，构造带上相关原油样品十分相似（图 2），反映研究区凝析油可能具有相似成因.具体而言，凝析油样品中从C4到C30正构烷烃分布完整，且以C17或C18为主峰，奇偶优势不明显（Bray and Evans, 1961），反映这些凝析油的成熟度较高，可能具有原生性（图 2a，2c，2e）.原油轻烃中C4~C7宏观组成与其来源有关，样品中C4~C7轻烃化合物分布面貌相似，同碳数组分中以正构烷烃为主（图 2b，2d，2f）.C4~C7轻烃化合物中链烷烃、环烷烃和芳烃相对组成中，链烷烃含量最高，占54.5%~55.9%，环烷烃次之，占26.6%~29%，芳烃最低，占14.9~17.8%.在C4~C7链烷烃构成中，正构烷烃占54.6%~57.5%，支链烷烃占37.3%~38.5%，正构烷烃含量大于支链烷烃.在C7化合物中，正庚烷丰度最高，其次为甲基环己烷和甲苯，其他支链烷烃、环烷烃含量相对较低.以上特征反映研究区样品具有相似成因，且与腐泥型母质所生原油的轻烃组成相近（张迎朝等，2019）.
3.2 烃源岩母质类型与沉积环境
Mango(1987)研究发现轻烃化合物2-甲基己烷（2-MH）、3-甲基己烷（3-MH）、2，3-二甲基戊烷（2，3-DMP）、2，4-二甲基戊烷（2，4-DMP）的比值K1[K1=（2-MH+2，3-DMP）/（3-MH+2，4-DMP）]具有显著不变性，即K1≈1.随后，基于稳态催化动力模式，定义K2参数K2[（K2=P3/（P2+N2）]：P3=3EC5+2，2DMC5+2，3DMC5+2，4DMC5+3，3DMC5+2，2，3TMC4；P2=2MC6+3MC6；N2=1，t，3DMCyC5+1，c，3DMCP+1，1DMCP].同一地区相同成因类型及沉积环境的天然气K1和K2值具有一致性，而不同来源天然气K1和K2值会有明显差别（朱扬明和张春明，1999）.渤中19-6潜山凝析油以及浅层渤中19-4油藏样品K1值、K2值分布情况如图 3所示，发现潜山K1值和K2值分布集中，K1符合其不变性特征，分布在1.06~1.07之间，K2值集中在0.18~0.19，可以认为它们具有相同来源和一致成因.
图 3 渤中19-6构造带原油K1-K2相关图Fig. 3. Correlation diagram of crude oil K1-K2 in Bozhong 19-6 structural belt轻烃C6、C7组成具有单体浓度高、热力学稳定等优点（胡惕麟等，1990），在识别母质类型上已经进行过大量理论研究与广泛应用.除此之外，近些年对C8化合物研究深入，它们在区别不同母质类型上也表现出良好应用前景.腐泥型烃源岩所生原油往往富含正构烷烃，表现为正构烷烃优势，而腐殖型原油常具有更为丰富的异构烷烃（Leythaeuser et al., 1979）.对于C6轻烃化合物而言，其组成可以反映对应的生烃母质.在轻烃中对C7化合物的研究应用较为深入，甲基环己烷（MCH），二甲基环戊烷（∑DMCP）和正庚烷（nC7）相对含量继承母质特征，广泛用于识别成因与来源（Peng et al., 2018）.前人研究表明，甲基环己烷主要来自于高等植物木质素、纤维素和糖类，二甲基环戊烷由水生生物甾族和萜类环状类脂体转化而来，正庚烷主要产自细菌和藻类，但受成熟演化影响较大.胡国艺等（2007）在此基础上对C7化合物进行成因划分，认为nC7相对含量大于30%，MCH小于70%时对应油型母质贡献为主；nC7相对含量小于30%，MCH大于50%时以煤型母质贡献为主.胡惕麟等（1990）定义甲基环己烷指数（IMCH）（公式1）用以区分不同沉积环境和有机质类型：IMCH < 35%±2%时，为深湖腐泥Ⅰ型；35%±2%≤IMCH < 50%±2%时，为浅湖-较深湖相腐泥Ⅱ型；IMCH≤50%±2%时，为滨浅湖腐殖Ⅲ型；IMCH > 65%±2%时，为沼泽相、湖相腐殖Ⅲ型.Mango（1994）基于稳态动力学提出碳环优势指数（RP），用于评价轻烃演化产物中不同碳环结构的组成特征.沉积环境不同造成过渡金属差异，进而影响轻烃演化过程中碳环优势，一般湖相原油以3-RP为主，海相原油以5-RP为主，陆相原油以6-RP为主（Ten Haven，1996）.C8轻烃化合物组成在不同成因的样品中具有明显差异，一般认为煤型母质产物环烷烃含量高，一般大于40%，油型母质对应环烷烃含量相对较低（Hu et al., 2017）.
$$ {I_{{\text{MCH}}}} = \frac{{{\text{MCH}}}}{{{\text{MCH}} + {\text{RCP}}{{\text{C}}_7} + n{{\text{C}}_7}}} \times 100\% $$ (1) 式中：IMCH为甲基环己烷指数；MCH为甲基环己烷；RCPC7为1反3-二甲基环戊烷、1顺3-二甲基环戊烷、1反2-二甲基环戊烷、1，1-二甲基环戊烷、乙基环戊烷；nC7为正庚烷.
凝析油轻烃组分中与生油岩相关的C6化合物组成如图 4a所示.正构烷烃（nC6）含量较高（43.5%~46.2%），平均为45.0%；异构烷烃（iC6）含量较正构烷烃稍低（35.4%~37.3%），平均为36.5%，环烷烃（CyC6）含量明显偏低（17.9%~19.3%），平均为18.5%（表 1）.样品分布集中，显示出正构烷烃优势，在相对含量三角图中落入Ⅱ1型有机质区域，指示为腐泥型母质贡献为主（图 4a）.根据轻烃nC7-∑DMCP-MCH相对组成（表 1），nC7相对含量占优势（43.76%~47.48%），MCH含量较nC7稍低（38.65%~41.68%），DMCP含量明显偏低（13.73%~14.67%）.以上特征对应于烃源岩有机母源中细菌和水生生物贡献为主，高等植物也有相当贡献.甲基环己烷指数IMCH介于37.85%~40.79%，平均为39%（表 1），具有深-浅湖相Ⅱ型母质生成的轻烃特征.在碳环优势分布上，研究区油样六员环相对含量最高（62.24%~64.85%），三员环相对含量居中（22.07%~23.05%），五员环相对含量最低（12.58%~14.88%），6-RP表明陆相有机质贡献为主（图 4c）.但在实际应用中，碳环优势指数判断来源重叠区域较大（Ten Haven，1996），同时受沉积环境过渡金属控制，应用条件有限.在凝析油C8正构烷烃、异构烷烃和环烷烃相对组成中（表 1），C8环烷烃含量小于40%，分布在36.3%~39.2%之间；异构烷烃含量低，分布在21.7%~22.7%之间；正构烷烃含量最高，占38.5%~41.5%.正构烷烃的富集揭示原油主要来自于油型母质（Hu et al., 2017）（图 4d）.
图 4 渤中19-6潜山原油轻烃组成及成因分类Fig. 4. Composition and origin of crude oil light hydrocarbons in Bozhong 19-6 buried hill表 1 渤中19-6构造带凝析油C6-C8轻烃化合物组成相对含量Table Supplementary Table Relative contents of light hydrocarbon compounds in condensate oil C6-C8 of Bozhong 19-6 structural belt井号 层位 深度(m) C6组成(%) C7组成(%) C8组成(%) 碳环优势指数RP(%) nC6 iC6 CyC6 nC7 MCH ∑DMCP nC8 iC8 C8环 3-RP 5-RP 6-RP BZ19-6-A Ar - 45.05 18.12 36.83 46.33 39.00 14.67 40.31 22.39 37.3 22.88 13.66 63.46 BZ19-6-B Ar 3 998.65 46.19 18.39 35.43 47.23 38.65 14.12 40.87 22.47 36.66 23.05 13.13 63.83 BZ19-6-C Ar 4 499.80 45.34 18.34 36.32 47.48 38.79 13.73 41.52 22.19 36.29 22.84 12.58 64.57 BZ19-6-D Ar 3 566.00 45.23 18.69 36.08 45.28 39.46 15.26 38.47 22.34 39.19 22.89 14.88 62.24 BZ19-6-E Ar 4 817.00 43.54 19.27 37.19 44.5 40.76 14.74 40.81 22.14 37.06 22.47 13.20 64.33 BZ19-6-F Ar 5 079.00 44.85 18.68 36.47 43.76 41.68 14.56 40.68 21.74 37.58 22.07 13.17 64.76 BZ19-6-E Ar 5 500.00 44.78 17.90 37.32 44.74 40.76 14.50 40.69 22.24 37.06 22.11 13.04 64.85 注：nC6. 正己烷；iC6. 异己烷；CyC6.环己烷；nC7.正庚烷；MCH.甲基环己烷；∑DMCP.二甲基环戊烷；nC8.正辛烷；iC8.异构辛烷；C8环. 环辛烷；3-RP.异构烷烃；5-RP.环戊烃；6-RP.环己烷. 在轻烃研究的基础上，选取链烷烃如姥鲛烷和植烷相关参数以明确沉积环境和母质类型.研究区太古界原油Pr/nC17与Ph/nC18值分别为0.18~0.34和0.19~0.25（表 2），在Pr/nC17与Ph/nC18的比值相关图上，整体表现为混合型（Ⅱ型）有机质特征（图 5a）.通过Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18的相对含量（表 2，图 5b），指示研究区太古界原油对应有机质主要为淡水湖相成因.综合以上研究发现链烷烃与轻烃判识结果相近，均说明渤中19-6原油来自于淡水环境沉积的混合有机质，以油型Ⅱ1型母质贡献占优势.已有研究认为渤中19-6气藏以沙三段油气贡献为主（薛永安等，2020），前人根据渤中凹陷烃源岩生物标志化合物得出沙三段沉积期具有淡水环境藻类生源为主的特征，与原油轻烃研究特征一致，轻烃参数揭示了沙三段油气源特征.
表 2 渤中19-6潜山原油部分饱和烃参数Table Supplementary Table Partially saturated hydrocarbon parameters of Bozhong 19-6 buried hill crude oil井号 层位 深度(m) Pr/nC17 Ph/nC18 Pr/Ph(%) Pr/nC17 (%) Ph/nC18(%) MAI MDI BZ19-6-A Ar - 0.30 0.25 70.43 16.15 13.42 0.62 0.37 BZ19-6-B Ar 3 998.65 0.27 0.22 72.64 15.13 12.24 0.62 0.35 BZ19-6-C Ar 4 499.80 0.28 0.23 71.39 15.72 12.89 0.61 0.35 BZ19-6-D Ar 3 566.00 0.34 0.25 71.19 16.53 12.28 0.61 0.34 BZ19-6-E Ar 4 817.00 0.29 0.23 72.05 15.72 12.23 0.60 0.38 BZ19-6-F Ar 5 079.00 0.31 0.24 71.21 16.24 12.55 0.61 0.38 BZ19-6-E Ar 5 500.00 0.31 0.24 71.42 16.03 12.55 0.61 0.37 注：MAI(%)=1/(1+2)-甲基单金刚烷；MDI(%)=4-甲基双金刚烷/(3+4+1)-甲基双金刚烷. 
Fig. 5. Correlation diagram of Pr/nC17 and Ph/nC18 of Archaean crude oil from Bozhong 19-6 (a) and ternary of Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18 (b)3.3 原油成熟度
原油随成熟度增高烷基化程度会增加，因此庚烷值（H）和异庚烷值（I）两个参数可以用于成熟度评估（Thompson, 1979, 1983），正庚烷/甲基环己烷（F）比值与庚烷值分布高度相关，也是良好的成熟度指标（Thompson，1987）.在演化过程中，轻烃正、异庚烷值表现出随成熟度增加而增加的特点，变化的相对速率取决于干酪根类型，因此H和I两个参数可以应用于母质判识和成熟度表征.根据正、异庚烷数值划分成熟度范围，Walters et al.（2003）在此基础上进行了成熟度参数校准.Mango（1997）根据催化稳态理论提出的参数2，4-二甲基戊烷（2，4-DMP）和2，3-二甲基戊烷（2，3-DMP）比值不受生烃母质和时间影响，具有与地层温度高度相关的特点，Bement et al.（1995）据此推导了轻烃与排烃温度函数（公式（2）），应用公式（3）将所得温度转换为镜质体反射率（Rc），并指出该方法获得的是烃类从源岩排出温度，不受储层埋藏温度影响.
$$ T = 140 + 15 \times \ln [2, 4 - {\text{DMP}}/2, 3 - {\text{DMP}}], $$ (2) $$ R{\text{c}} = 0.012\;3\;T - 0.676\;4, $$ (3) 式中：T为最大埋深温度，℃；2，4-DMP为2，4-二甲基戊烷；2，3-DMP为2，3-二甲基；Rc相应镜质体反射率.
由表 3可知，研究区渤中19-6潜山样品庚烷值介于32.9%~33.5%，异庚烷值在1.6~1.9之间，两参数表现出良好正相关关系（图 6a）.其中，凝析油样品正庚烷与异庚烷值遵循脂肪族趋势，分布高于脂肪族曲线，符合国内油样特征趋势（王培荣等，2010），与上述关于倾油型的母质判定一致.庚烷值和异庚烷值判定凝析油为高成熟原油，对应的成熟度介于Roeqv1.1%~1.3%（图 6a）.渤中19-6凝析油的F值为1.05~1.22（表 3），通常F值介于0.8~1.5，大致对应镜质体反射率1.05%~1.20%.凝析油Mango参数2，4-DMP/2，3-DMP比值为0.39~0.45，平均为0.42，根据该比值与温度的函数关系计算获得温度T在125.8~128.1℃之间，换算为成熟度Rc在0.87%~0.90%之间.相较庚烷值与异庚烷值推算成熟度，该方法获得成熟度偏低，可能因为2，4-DMP较2，3-DMP沸点低，更易蒸发.凝析油样品采样时，2，4-DMP/2，3-DMP比值减小导致计算温度偏低，而正庚烷、异庚烷值和F值受到影响不大（胡国艺等，2012）.为了验证轻烃在凝析油成熟度上的应用效果，选取具有高稳定碳骨架结构的金刚烷进行成熟度评价.甲基单金刚烷（MAI）和甲基双金刚烷指数（MDI）是金刚烷常用成熟度参数，研究区原油MAI和MDI指数的平均值分别为0.61和0.36（表 2），Chen et al.（1996）研究发现MAI-MDI和成熟度Ro具有相关关系，根据这个关系获得得到研究区原油成熟度Ro为1.1%~1.3%（图 6b），与上文轻烃分析结果一致.综合认为研究区凝析油为有机质演化高成熟阶段产物，成熟度介于1.1%~1.3%，轻烃参数在研究区拥有良好应用效果.
表 3 渤中19-6构造带原油成熟作用及次生作用相关参数Table Supplementary Table The related parameters of crude oil maturation and secondary action in Bozhong 19-6 structural belt井号 层位 深度(m) I H（%） Ctemp（℃） 2MP/3MP 2MH/3MH F Tol/nC7 BZ19-6-A Ar - 1.77 33.51 126.85 1.69 0.93 1.19 0.85 BZ19-6-B Ar 3 998.65 1.86 34.12 126.97 1.70 0.93 1.22 0.85 BZ19-6-C Ar 4 499.80 1.92 34.43 128.12 1.69 0.94 1.22 0.88 BZ19-6-D Ar 3 566.00 1.6 32.95 126.18 1.71 0.92 1.15 0.75 BZ19-6-E Ar 4 817.00 1.78 31.95 125.79 1.67 0.9 1.09 0.94 BZ19-6-F Ar 5 079.00 1.77 31.53 126.71 1.64 0.92 1.05 0.93 BZ19-6-E Ar 5 500.00 1.81 32.29 127.08 1.64 0.93 1.10 0.95 注：I为庚烷值；H为异庚烷值；F为正庚烷/甲基环己烷；Tol/nC7为苯/正庚烷. 
图 6 渤中19-6构造带庚烷值和异庚烷值相关图（a）与甲基单金刚烷指数和甲基双金刚烷指数相关图（b）Fig. 6. Correlation diagram of heptane and isoheptane in Bozhong 19-6 structural belt (a) and correlation diagram of MAI and MDI (b)3.4 储层原油次生改造
原油轻烃组分差异除了受母质类型、沉积环境及有机质演化程度影响以外，还与次生作用密切相关.轻烃碳数低，对次生作用敏感，并且不同轻烃组分沸点、溶解度、化学性质存在差异，因此运用轻烃可对油气藏二次蚀变进行判别.
生物降解作用是石油储层中最常见的地球化学过程之一，对原油化合物组成有直接改造作用.对于轻烃，其抗生物降解能力由碳骨架以及烷基化程度和烷基化位置共同决定（Meng et al., 2018），生物降解原油普遍表现为K2增大（杨禄等，2016），2-甲基戊烷/3-甲基戊烷（2MP/3MP）和2-甲基己烷/3-甲基己烷（2MH/3MH）比值降低的特征.根据原油饱和烃气相色谱特征，渤中19-6凝析油具有正构烷烃优势，受生物降解影响小.相比浅层渤中19-4生物降解原油，深层油轻烃指标K2值小，为0.19；2MP/3MP值与2MH/3MH值较高，分别为1.64~1.71和0.92~0.94（表 3），与浅层原油轻烃特征差异明显.同全油饱和烃特征相吻合，均指示研究区凝析油未受生物降解作用改造.
Kissin（1987）提出，未遭次生作用的原油正构烷烃摩尔浓度对数值与对应碳数具有线性关系，受次生作用影响正构烷烃摩尔浓度发生相应变化.渤中19-6凝析油正构烷烃摩尔浓度呈三段式分布（图 7），具有蒸发分馏与气洗分馏共同作用的特征（黄光辉等，2010）.由于芳香烃分子间作用力大于饱和烃，易富集于残余油相中，Thompson（1987）引入轻烃参数甲苯/正庚烷（Tol/nC7）作为识别蒸发分馏过程的标志.渤中19-6潜山气藏中随埋深增大，凝析油轻烃参数甲苯/正庚烷比值与对应含蜡量均增大（图 8），深层表现出分馏残余油特征，再一次表明深层大气藏形成后发生过一定程度的分馏.
图 7 渤中19-6凝析油正构烷烃摩尔浓度半对数分布曲线Fig. 7. Distribution curves of n-alkanes mole concentrations of the condensate oils in Bozhong 19-6
图 8 渤中19-6凝析油含蜡量随深度分布（a）与甲苯/正庚烷（Tol/nC7）随深度分布（b）Fig. 8. Distribution of wax content (a) and toluene/n-heptane (Tol/nC7) with depth (b) in Bozhong 19-6 condensate渤中地区新构造运动活跃，发育大量活化断层成为油气运移的有利通道.同时，已有研究表明渤中19-6凝析气藏的形成经历了早油晚气充注过程（薛永安等，2020），晚期大量高成熟烃气充注进入早期形成的油藏，经断层通道散失造成油气藏内部分馏，从而导致油气组分发生调整.
4. 结论
（1）渤中19-6潜山凝析油Mango轻烃参数K1，K2值基本保持一致，说明凝析油的成因一致.C6~C8轻烃组分具有链烷烃优势，庚烷值和异庚烷值遵循脂肪族趋势，甲基环己烷指数介于37.9%~40.8%，碳环优势指数为六员环优势，总体上符合湖相腐泥型（Ⅱ1）母质的生烃特征.
（2）渤中19-6潜山凝析油庚烷值介于31.5%~34.4%，异庚烷值介于1.7~1.9，结合经验公式计算等效镜质体反射率为1.1%~1.3%，与金刚烷参数成熟度评价一致；正庚烷/甲基环己烷（F）值为1.1~1.2，对应成熟度在1.05%~1.20%之间.
（3）次生作用方面，渤中19-6凝析油未遭受明显生物降解改造，轻烃参数K2，2-甲基戊烷/3-甲基戊烷值，2-甲基己烷/3-甲基己烷值在区别生物降解油方面应用良好.深层凝析油正构烷烃组成特征、含蜡量及甲苯/正庚烷分布特征均指示深层气藏发生过一定程度的分馏作用.渤中19-6先油后气成藏过程是造成凝析油分馏的主要原因.
-
图 1 渤中19-6潜山构造带位置图及地层柱状图
Fig. 1. Schematic diagrams showing the locations of the Bozhong 19-6 buried hill structural belt and the generalized stratigraphic column
图 2 渤中19-6地区原油全油和轻烃气相色谱图
nC6为正己烷；nC7为正庚烷；nC8为正辛烷；nC9为正壬烷；B为苯；MCH为甲基环己烷；Tol为甲苯
Fig. 2. Gas chromatograms of whole crude oils and light hydrocarbons in the condensates from the Bozhong 19-6 area
图 3 渤中19-6构造带原油K1-K2相关图
Fig. 3. Correlation diagram of crude oil K1-K2 in Bozhong 19-6 structural belt
图 4 渤中19-6潜山原油轻烃组成及成因分类
Fig. 4. Composition and origin of crude oil light hydrocarbons in Bozhong 19-6 buried hill
图 5 渤中19-6太古界原油Pr/nC17和Ph/nC18关系图（据吴小奇等, 2019修改）（a）与Pr/Ph和Pr/nC17和Ph/nC18三角图（底图据王铁冠等，1995）（b）
Fig. 5. Correlation diagram of Pr/nC17 and Ph/nC18 of Archaean crude oil from Bozhong 19-6 (a) and ternary of Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18 (b)
图 6 渤中19-6构造带庚烷值和异庚烷值相关图（a）与甲基单金刚烷指数和甲基双金刚烷指数相关图（b）
Fig. 6. Correlation diagram of heptane and isoheptane in Bozhong 19-6 structural belt (a) and correlation diagram of MAI and MDI (b)
图 7 渤中19-6凝析油正构烷烃摩尔浓度半对数分布曲线
Fig. 7. Distribution curves of n-alkanes mole concentrations of the condensate oils in Bozhong 19-6
图 8 渤中19-6凝析油含蜡量随深度分布（a）与甲苯/正庚烷（Tol/nC7）随深度分布（b）
Fig. 8. Distribution of wax content (a) and toluene/n-heptane (Tol/nC7) with depth (b) in Bozhong 19-6 condensate
表 1 渤中19-6构造带凝析油C6-C8轻烃化合物组成相对含量
Table 1. Relative contents of light hydrocarbon compounds in condensate oil C6-C8 of Bozhong 19-6 structural belt
井号 层位 深度(m) C6组成(%) C7组成(%) C8组成(%) 碳环优势指数RP(%) nC6 iC6 CyC6 nC7 MCH ∑DMCP nC8 iC8 C8环 3-RP 5-RP 6-RP BZ19-6-A Ar - 45.05 18.12 36.83 46.33 39.00 14.67 40.31 22.39 37.3 22.88 13.66 63.46 BZ19-6-B Ar 3 998.65 46.19 18.39 35.43 47.23 38.65 14.12 40.87 22.47 36.66 23.05 13.13 63.83 BZ19-6-C Ar 4 499.80 45.34 18.34 36.32 47.48 38.79 13.73 41.52 22.19 36.29 22.84 12.58 64.57 BZ19-6-D Ar 3 566.00 45.23 18.69 36.08 45.28 39.46 15.26 38.47 22.34 39.19 22.89 14.88 62.24 BZ19-6-E Ar 4 817.00 43.54 19.27 37.19 44.5 40.76 14.74 40.81 22.14 37.06 22.47 13.20 64.33 BZ19-6-F Ar 5 079.00 44.85 18.68 36.47 43.76 41.68 14.56 40.68 21.74 37.58 22.07 13.17 64.76 BZ19-6-E Ar 5 500.00 44.78 17.90 37.32 44.74 40.76 14.50 40.69 22.24 37.06 22.11 13.04 64.85 注：nC6. 正己烷；iC6. 异己烷；CyC6.环己烷；nC7.正庚烷；MCH.甲基环己烷；∑DMCP.二甲基环戊烷；nC8.正辛烷；iC8.异构辛烷；C8环. 环辛烷；3-RP.异构烷烃；5-RP.环戊烃；6-RP.环己烷. 
下载: 导出CSV
表 2 渤中19-6潜山原油部分饱和烃参数
Table 2. Partially saturated hydrocarbon parameters of Bozhong 19-6 buried hill crude oil
井号 层位 深度(m) Pr/nC17 Ph/nC18 Pr/Ph(%) Pr/nC17 (%) Ph/nC18(%) MAI MDI BZ19-6-A Ar - 0.30 0.25 70.43 16.15 13.42 0.62 0.37 BZ19-6-B Ar 3 998.65 0.27 0.22 72.64 15.13 12.24 0.62 0.35 BZ19-6-C Ar 4 499.80 0.28 0.23 71.39 15.72 12.89 0.61 0.35 BZ19-6-D Ar 3 566.00 0.34 0.25 71.19 16.53 12.28 0.61 0.34 BZ19-6-E Ar 4 817.00 0.29 0.23 72.05 15.72 12.23 0.60 0.38 BZ19-6-F Ar 5 079.00 0.31 0.24 71.21 16.24 12.55 0.61 0.38 BZ19-6-E Ar 5 500.00 0.31 0.24 71.42 16.03 12.55 0.61 0.37 注：MAI(%)=1/(1+2)-甲基单金刚烷；MDI(%)=4-甲基双金刚烷/(3+4+1)-甲基双金刚烷.
下载: 导出CSV
表 3 渤中19-6构造带原油成熟作用及次生作用相关参数
Table 3. The related parameters of crude oil maturation and secondary action in Bozhong 19-6 structural belt
井号 层位 深度(m) I H（%） Ctemp（℃） 2MP/3MP 2MH/3MH F Tol/nC7 BZ19-6-A Ar - 1.77 33.51 126.85 1.69 0.93 1.19 0.85 BZ19-6-B Ar 3 998.65 1.86 34.12 126.97 1.70 0.93 1.22 0.85 BZ19-6-C Ar 4 499.80 1.92 34.43 128.12 1.69 0.94 1.22 0.88 BZ19-6-D Ar 3 566.00 1.6 32.95 126.18 1.71 0.92 1.15 0.75 BZ19-6-E Ar 4 817.00 1.78 31.95 125.79 1.67 0.9 1.09 0.94 BZ19-6-F Ar 5 079.00 1.77 31.53 126.71 1.64 0.92 1.05 0.93 BZ19-6-E Ar 5 500.00 1.81 32.29 127.08 1.64 0.93 1.10 0.95 注：I为庚烷值；H为异庚烷值；F为正庚烷/甲基环己烷；Tol/nC7为苯/正庚烷.
下载: 导出CSV
-
[1] Bement, W., Levey, R., Mango, F., 1995. The Temperature of Oil Generation as Defined with a C7 Chemistry Maturity Parameter (2, 4-DMP/2, 3-DMP Ratio). Organic Geochemistry: Development and Application to Energy, Climate, Environment and Human History, 32(1): 505-507 [2] Bray, E. E., Evans, E.D., 1961. Distribution of N-Paraffins as a Clue to Recognition of Source Beds. Geochimica et Cosmochimica Acta, 22(1): 2-15. https://doi.org/10.1016/0016-7037(61)90069-2 [3] Chen, J.H., Fu, J.M., Sheng, G.Y., et al., 1996. Diamondoid Hydrocarbon Ratios: Novel Maturity Indices for Highly Mature Crude Oils. Organic Geochemistry, 25(3/4): 179-190. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00125-8 [4] Hou, M.C., Cao, H.Y., Li, H.Y., et al., 2019. Characteristics and Controlling Factors of Deep Buried-Hill Reservoirs in the BZ19-6 Structural Belt, Bohai Sea Area. Natural Gas Industry, 39(1): 33-44(in Chinese with English abstract). http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352854019300646?utm_source=TrendMD&utm_medium=cpc&utm_campaign=Natural_Gas_Industry_B_TrendMD_1 [5] Hu, A.W., Niu, C.M., Wang, D.Y., et al., 2020. The Characteristics and Formation Mechanism of Condensate Oil and Gas in Bozhong19-6 Structure, Bozhong Sag, Bohai Bay Basin. Acta Petrolei Sinica, 41(4): 403-411(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTotal-SYXB202004005.htm [6] Hu, G.Y., Li, J., Li, J., et al., 2007. Investigate the Causes of Subconsciousness Indicators of Light Hydrocarbon Gas. Science in China (Series D), 37(S2): 111-117(in Chinese). [7] Hu, G.Y., Peng, W.L., Yu, C., 2017. Insight into the C8 Light Hydrocarbon Compositional Differences between Coal-Derived and Oil-Associated Gases. Journal of Natural Gas Geoscience, 2(3): 157-163. https://doi.org/10.1016/j.jnggs.2017.08.001 [8] Hu, G.Y., Wang, W.S., Liao, F.R., 2012. Geochemical Characteristics and Its Influencing Factors of Light Hydrocarbon in Coal-Derived Gas: A Case Study of Sichuan Basin. Acta Petrologica Sinica, 28(3): 905-916(in Chinese with English abstract). http://www.oalib.com/paper/1475495 [9] Hu, T.L., Ge, B.X., Zhang, Y.G., et al., 1990. The Development and Application of Fingerprint Parameters for Hydrocarbons Absorbed by Source Rocks and Light Hydrocarbons in Natural Gas. Petroleum Geology & Expeximent, 12(4): 375-394, 450(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTOTAL-SYSD199004004.htm [10] Huang, G.H., Li, B., Xu, Y.D., et al., 2010. The Distributing Characteristics of Mole Concentration of n-Alkanes in Crude Oil in the Northern Tarim Basin and Its Geochemistry Meanings. Journal of Oil and Gas Technology, 32(3): 13-17, 37(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTOTAL-JHSX201003005.htm [11] Kissin, Y. V., 1987. Catagenesis and Composition of Petroleum: Origin of n-Alkanes and Isoalkanes in Petroleum Crudes. Geochimica et Cosmochimica Acta, 51(9): 2445-2457. https://doi.org/10.1016/0016-7037(87)90296-1 [12] Leythaeuser, D., Schaefer, R.G., Weiner, B., 1979. Generation of Low Molecular Weight Hydrocarbons from Organic Matter in Source Beds as a Function of Temperature and Facies. Chemical Geology, 25(1/2): 95-108. https://doi.org/10.1016/0009-2541(79)90086-X [13] Mango, F.D., 1987. An Invariance in the Isoheptanes of Petroleum. Science, 237(4814): 514-517. https://doi.org/10.1126/science.237.4814.514 [14] Mango, F.D., 1994. The Origin of Light Hydrocarbons in Petroleum: Ring Preference in the Closure of Carbocyclic Rings. Geochimica et Cosmochimica Acta, 58(2): 895-901. https://doi.org/10.1016/0016-7037(94)90513-4 [15] Mango, F.D., 1990. The Origin of Light Cycloalkanes in Petroleum. Geochimica et Cosmochimica Acta, 54(1): 23-27. https://doi.org/10.1016/0016-7037(90)90191-M [16] Mango, F. D., 1997. The Light Hydrocarbons in Petroleum: A Critical Review. Organic Geochemistry, 26(7/8): 417-440. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00031-4 [17] Meng, Q., Wang, X.F., Wang, X.Z., et al., 2018. Biodegradation of Light Hydrocarbon(C5-C8) in Shale Gases from the Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, China. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 51: 183-194. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.01.002 [18] Peng, W.L., Hu, G.Y., Wang, Y.W., et al., 2018. Geochemical Characteristics of Light Hydrocarbons and Their Influencing Factors in Natural Gases of the Kuqa Depression, Tarim Basin, NW China. Geological Journal, 53(6): 2863-2873. https://doi.org/10.1002/gj.3125 [19] Qin, J.Z., Qian, Z.H., Cao, Y., et al., 2005. New Techniques in Oil and Gas Geochemical Exploration. Petroleum Geology & Experiment, 27(5): 519-528(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTOTAL-SYSD200505015.htm [20] Ren, Y.J., Lü, L., Liu, S., et al., 2014. Geochemical Characteristics of Light Hydrocarbons in Banqiao Sag. Natural Gas Geoscience, 25(8): 1218-1225, 1274(in Chinese with English abstract). http://www.researchgate.net/publication/287475605_Geochemical_characteristics_of_light_hydrocarbons_in_Banqiao_Sag [21] Shen, P., Chen, J.F., Peng, Y.S., 1992. The Relationship between Sedimentary Environments and Characteristics of Series of Fluorene and C6 Compounds in Light Hydrocarbon. Acta Sedimentologica Sinica, 10(1): 68-75(in Chinese with English abstract). http://www.researchgate.net/publication/292380601_The_relationship_between_sedimentary_environments_and_characteristics_of_series_of_fluorene_and_C6_compounds_in_light_hydrocarbon [22] Shi, H.S., Wang, Q.B., Wang, J., et al., 2019. Discovery and Exploration Significance of Large Condensate Gas Fields in BZ19-6 Structure in Deep Bozhong Sag. China Petroleum Exploration, 24(1): 36-45(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTotal-KTSY201901006.htm [23] Snowdon, L.R., Powell, T.G., 1982. Immature Oil and Condensate: Modification of Hydrocarbon Generation Model for Terrestrial Organic Matter. AAPG Bulletin, 66(6): 755-788. https://doi.org/10.1306/03b5a313-16d1-11d7-8645000102c1865d [24] Ten Haven, H.L., 1996. Applications and Limitations of Mango's Light Hydrocarbon Parameters in Petroleum Correlation Studies. Organic Geochemistry, 24(10/11): 957-976. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00091-5 [25] Thompson, K. F. M., 1983. Classification and Thermal History of Petroleum Based on Light Hydrocarbons. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47(2): 303-316. https://doi.org/10.1016/0016-7037(83)90143-6 [26] Thompson, K. F. M., 1987. Fractionated Aromatic Petroleums and the Generation of Gas-Condensates. Organic Geochemistry, 11(6): 573-590. https://doi.org/10.1016/0146-6380(87)90011-8 [27] Thompson, K.F.M., 1979. Light Hydrocarbons in Subsurface Sediments. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43(5): 657-672. https://doi.org/10.1016/0016-7037(79)90251-5 [28] Walters, C. C., Isaksen, G. H., Peters, K. E., 2003. Applications of Light Hydrocarbon Molecular and Isotopic Compositions in Oil and Gas Exploration. Analytical Advances for Hydrocarbon Research, Springer US. https://doi.org/10.1007/978-1-4419-9212-3_10 [29] Wang, G.Z., Xia, Q.L., 2009. Natural Gas Distribution, Main Controls over Accumulation and Exploration Targets in Bohai Sea. China Offshore Oil and Gas, 21(1): 15-18(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTOTAL-ZHSD200901004.htm [30] Wang, P.R., Xu, G.J., Zhang, D.J., et al., 2010. Problems with Application of Heptane and Isoheptane Values as Light Hydrocarbon Parameters. Petroleum Exploration and Development, 37(1): 121-128(in Chinese with English abstract). doi: 10.1016/S1876-3804(10)60020-1 [31] Wang, Q., Zou, H.Y., Zhou, X.H., et al., 2017. Gas Potential of Source Rocks and Origin of Natural Gases in Bohai Sea. Geological Journal of China Universities, 23(2): 304-314(in Chinese with English abstract). http://www.zhangqiaokeyan.com/academic-journal-cn_geological-journal-china-universities_thesis/0201253563662.html [32] Wang, T.G., Zhong, N.N., Hou, D.J., et al., 1995. GeneticMechanism and Occurrence of Immature Hydrocarbon. Petroleum Industry Press, Beijing (in Chinese). [33] Wu, X.Q., Chen, Y.B., Liu, Q.Y., et al., 2019. Molecular Geochemical Characteristics of Source Rocks in the 5th Member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang Gas Field, West Sichuan Depression. Earth Science, 44(3): 859-871(in Chinese with English abstract). [34] Xu, C.G., Yu, H.B., Wang, J., et al., 2019. Formation Conditions and Accumulation Characteristics of Bozhong 19-6 Large Condensate Gas Field in Offshore Bohai Bay Basin. Petroleum Exploration and Development, 46(1): 27-40. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)30003-5 [35] Xue, Y.A., Li, H.Y., 2018. Large Condensate Gas Field in Deep Archean Metamorphic Buried Hill in Bohai Sea: Discovery and Geological Significance. China Offshore Oil and Gas, 30(3): 1-9(in Chinese with English abstract). http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-ZHSD201803001.htm [36] Xue, Y.A., Wang, Q., Niu, C.M., et al., 2020. Hydrocarbon Charging and Accumulation of BZ 19-6 Gas Condensate Field in Deep Buried Hills of Bozhong Depression, Bohai Sea. Oil & Gas Geology, 41(5): 891-902(in Chinese with English abstract). [37] Yang, L., Zhang, C.M., Li, M.J., et al., 2016. Application of Mango's Light Hydrocarbon Parameters in Dawanqi Oilfield, Tarim Basin, China. Natural Gas Geoscience, 27(8): 1524-1531(in Chinese with English abstract). http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-TDKX201608019.htm [38] Zhang, Y.Z., Gan, J., Xu, X.D., et al., 2019. The Source and Natural Gas Lateral Migration Accumulation Model of Y8-1 Gas Bearing Structure, East Deep Water in the Qiongdongnan Basin. Earth Science, 44(8): 2609-2618(in Chinese with English abstract). http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTotal-DQKX201908006.htm [39] Zhu, Y.M., Zhang, C. M, 1999. Application of Mango's Light Hydrocarbon Parameters in Classification of Oils from Tarim Basin. Geochimica, 28(1): 26-33(in Chinese with English abstract). http://search.cnki.net/down/default.aspx?filename=DQHX901.003&dbcode=CJFD&year=1999&dflag=pdfdown [40] 侯明才, 曹海洋, 李慧勇, 等, 2019. 渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其控制因素. 天然气工业, 39(1): 33-44. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TRQG201901005.htm [41] 胡安文, 牛成民, 王德英, 等, 2020. 渤海湾盆地渤中凹陷渤中19-6构造凝析油气特征与形成机制. 石油学报, 41(4): 403-411. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYXB202004005.htm [42] 胡国艺, 李剑, 李谨, 等, 2007. 判识天然气成因的轻烃指标探讨. 中国科学(D辑: 地球科学), 37(增刊2): 111-117. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-JDXK2007S2013.htm [43] 胡国艺, 汪为胜, 廖凤蓉, 2012. 煤成气轻烃地球化学特征及其影响因素: 以四川盆地须家河组为例. 岩石学报, 28(3): 905-916. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSXB201203020.htm [44] 胡惕麟, 戈葆雄, 张义纲, 等, 1990. 源岩吸附烃和天然气轻烃指纹参数的开发和应用. 石油实验地质, 12(4): 375-394, 450. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYSD199004004.htm [45] 黄光辉, 李碧, 徐阳东, 等, 2010. 塔北地区原油正构烷烃摩尔浓度分布特征及意义. 石油天然气学报, 32(3): 13-17, 37. doi: 10.3969/j.issn.1000-9752.2010.03.003 [46] 秦建中, 钱志浩, 曹寅, 等, 2005. 油气地球化学新技术新方法. 石油实验地质, 27(5): 519-528. doi: 10.3969/j.issn.1001-6112.2005.05.016 [47] 任拥军, 吕琳, 柳飒, 等, 2014. 板桥凹陷原油轻烃地球化学特征. 天然气地球科学, 25(8): 1218-1225, 1274. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TDKX201408013.htm [48] 沈平, 陈践发, 彭韵硕, 1992. 轻烃中C6族组成和芴系化合物与沉积环境的关系. 沉积学报, 10(1): 68-75. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-CJXB199201008.htm [49] 施和生, 王清斌, 王军, 等, 2019. 渤中凹陷深层渤中19-6构造大型凝析气田的发现及勘探意义. 中国石油勘探, 24(1): 36-45. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.01.005 [50] 王根照, 夏庆龙, 2009. 渤海海域天然气分布特点、成藏主控因素与勘探方向. 中国海上油气, 21(1): 15-18. doi: 10.3969/j.issn.1673-1506.2009.01.003 [51] 王培荣, 徐冠军, 张大江, 等, 2010. 常用轻烃参数正、异庚烷值应用中的问题. 石油勘探与开发, 37(1): 121-128. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SKYK201001021.htm [52] 王奇, 邹华耀, 周心怀, 等, 2017. 渤海海域烃源岩的生气潜力与天然气成因分析. 高校地质学报, 23(2): 304-314. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-GXDX201702013.htm [53] 王铁冠, 钟宁宁, 侯读杰, 等, 1995. 低熟油气形成机理与分布. 北京: 石油工业出版社 [54] 吴小奇, 陈迎宾, 刘全有, 等, 2019. 川西坳陷新场气田须家河组五段烃源岩分子地球化学特征. 地球科学, 44(3): 859-871. doi: 10.3799/dqkx.2018.236 [55] 薛永安, 李慧勇, 2018. 渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义. 中国海上油气, 30(3): 1-9. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-ZHSD201803001.htm [56] 薛永安, 王奇, 牛成民, 等, 2020. 渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程. 石油与天然气地质, 41(5): 891-902. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYYT202005002.htm [57] 杨禄, 张春明, 李美俊, 等, 2016. Mango轻烃参数在塔里木盆地大宛齐油田中的应用. 天然气地球科学, 27(8): 1524-1531. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TDKX201608019.htm [58] 张迎朝, 甘军, 徐新德, 等, 2019. 琼东南盆地深水东区Y8-1含气构造天然气来源及侧向运聚模式. 地球科学, 44(8): 2609-2618. doi: 10.3799/dqkx.2019.159 [59] 朱扬明, 张春明, 1999. Mango轻烃参数在塔里木原油分类中的应用. 地球化学, 28(1): 26-33. doi: 10.3321/j.issn:0379-1726.1999.01.004 期刊类型引用(5)
1. 李晨，陈世悦，蒲秀刚，刘惠民，杨怀宇，侯中帅，鄢继华. 渤海湾盆地中生代地层划分与对比. 地球科学. 2024(03): 1119-1143 . 
本站查看2. 吴达，谢小敏，黄代，罗翠娟，张金晴，康淑娟. 东营凹陷沙四上亚段页岩油轻烃地球化学特征. 地球科学与环境学报. 2024(06): 775-789 . 
百度学术3. 李雄炎，秦瑞宝. 渤海湾盆地渤中19-6气田潜山储层裂缝表征与产能预测方法. 地球科学. 2023(02): 475-487 . 本站查看4. 赵陶然，王飞宇，彭靖淞，王波. CO_2充注对油气藏相态的影响及凝析气藏成因分析——以渤中19-6凝析气藏为例. 中国海上油气. 2023(05): 24-34 . 百度学术5. 姬建飞，毛敏，杨毅，袁胜斌，郭明宇，李战奎. 轻烃气相色谱分析技术在油气藏评价中的应用. 当代化工. 2023(11): 2649-2652 . 百度学术其他类型引用(0)
-
下载:
百度学术
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 445
- HTML全文浏览量: 190
- PDF下载量: 37
- 被引次数: 5
