2. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
0 引言
巴西东部海岸深水区已发现油气藏中均不同程度地含有CO2，其中以桑托斯盆地最典型，该地区油气藏气油比普遍较大，CO2摩尔分数较高，局部发育大型、超大型CO2气藏[1-3]。圈闭中大量发育的CO2，不仅直接降低了油气藏内烃类流体含量和勘探经济效益，而且也给开发过程中伴生气处理、油藏压力保持、深海管线腐蚀等带来诸多困难和挑战[4-6]。
目前，对桑托斯盆地CO2成因及来源已取得了相对一致的认识：盐下大量CO2属于幔源-岩浆型无机成因气，来源于深部地幔[7-9]。但在原位地层条件下，CO2以何种相态存在，有哪些特殊性质，富含CO2油气藏都有哪些主要类型，不同类型油气藏中CO2赋存状态有何异同，在CO2与烃类共存流体系统中，流体组分和性质如何等诸多问题鲜有报道。关于其成因模式，现场研究还始终无法跳出将CO2作为一种普通气体，将其与烃类相互作用惯性地理解为“相互驱替”或“部分改造”的认识藩篱。不仅如此，前人对盆内高含CO2油气藏的研究多为静态描述，缺乏对不同CO2摩尔分数油气藏之间内在相关性分析，这也在一定程度上制约了对其动态成藏过程和机理的认识。
鉴于此，笔者结合盆地勘探发现，利用地层压力测试和流体实验分析资料，对盆内高含CO2油气藏进行梳理解剖和类型划分，并对不同类型油气藏内流体组分和性质进行统计和分析，明确CO2在不同类型油气藏中的赋存状态；结合实验室物理模拟实验，剖析CO2与烃类复杂的相互作用过程，探索盆内高含CO2油气藏成因模式，并对不同类型油气藏之间相互转化等进行预判，以期为深刻认识高含CO2油气藏成因及盆地深部流体相互作用等提供更多视角和思考。
1 高含CO2油气藏类型CO2是含油气盆地中一种常见伴生气体, 其摩尔分数通常低于5%，而巴西桑托斯盆地现已发现的绝大多数油气藏中CO2摩尔分数都在20%及以上，局部甚至出现了CO2气藏；因此, 高含CO2已成为盆内盐下油气藏一个最鲜明特征。根据油气藏内流体类型和相对摩尔分数，可将盆内已发现油气藏按照CO2赋存相态分为3类：1)含CO2溶解气的高气油比常规油藏(类型Ⅰ)；2)CO2气顶+油环型油气藏(类型Ⅱ)；3)(含溶解烃)CO2气藏(类型Ⅲ)(图 1)。统计了盆内Buzios, Lula, Libra, Peroba, Jupiter, Carioca和Iara等22个油气藏流体特征，其中类型Ⅰ油藏15个、类型Ⅱ油藏4个、类型Ⅲ气藏3个，占比分别为68%, 18%, 14%。盐下3种类型油气藏及平面分布见图 1，可以看出类型Ⅰ油气藏主要分布在盆地中央坳陷带和东部隆起带西翼，类型Ⅱ和类型Ⅲ油气藏主要分布在东部隆起带上，且相对集中在隆起带东侧。
|
| OWC(oil water contact).油水界面；GOC(gas oil contact).气油界面；GDT(gas down to).气层底。 图 1 桑托斯盆地盐下3种类型油气藏及平面分布 Fig. 1 Conceptual models and distribution map of three types of oil & gas reservoirs in pre-salt section in Santos basin |
|
|
研究中，分别对类型Ⅰ油藏中104个流体样品(取自5个油气藏、8口井)，类型Ⅱ油气藏中62个流体样品(来自2个油气藏、3口井)以及类型Ⅲ气藏中38个流体样品(取自2个油气藏、3口井)在5 ℃实验室条件下进行闪蒸实验测试分析。对每个流体样品进行3~17 d测试后获得了样品气油比(GOR)、API度①、闪蒸实验分离后的气体和液体密度，以及CO2、N2、C1—C20+等24种单组分质量分数和摩尔分数等参数。另外，研究中还分别对各井实测地层温压数据(Mini-DST和RFT)进行了统计，为样品地层条件下温压标定及流体界面分析提供支持。
① API度.美国石油学会制定的用以表示石油及石油产品密度的一种量度，API=141.5/相对密度-131.5。
2.1 流体组分及性质类型Ⅰ油藏：现已发现的油气藏大都属于此类油藏, 其CO2摩尔分数不固定，均以溶解气为主，无游离CO2。为便于描述，以盆内L油藏(位置见图 1)为例，油层气油比为395~468 m3/m3，平均值为421 m3/m3，原油API度为26.8~27.5，平均值为27.1，闪蒸实验中CO2摩尔分数为43.6%~44.6%，平均值为44.2%，CH4摩尔分数为41.2%~42.6%，平均值为42.3%。换算到原位地层条件下，CO2摩尔分数约为37.6%。油层内流体气油比、原油API度、CO2和CH4摩尔分数都相对恒定。压力-深度关系曲线揭示油-水界面十分清晰，拟合地层条件下原油密度(橙色曲线段斜率×100)为0.72 g/cm3，地层水密度(蓝色曲线段斜率×100)为1.12 g/cm3(图 2，表 1)。
|
| 图 2 高气油比油藏流体组分及性质 Fig. 2 Fluid composition and properties of high GOR reservoir |
|
|
| 油气藏类型 | 层段 | 气油比/ (m3/m3) |
API度 | 闪蒸气体 | 原位地层 | |||
| x(CH4)/% | x(CO2)/% | w(CO2)/% | ρ /(g/cm3) | |||||
| 类型Ⅰ | 油层 | 395~468/421 | 26.8~27.5/27.1 | 41.2~42.6/42.3 | 43.6~44.6/44.2 | 37.5~37.9/37.6 | 0.72 | |
| 水层 | — | — | — | — | — | 1.12 | ||
| 类型Ⅱ | 气顶 | 1 958~3 067/2 719 | 31.8~34.9/32.9 | 18.4~20.0/19.5 | 78.6~79.1/78.9 | 75.5~76.9/76.3 | 0.78 | |
| 油环 | 158~181 | 17.6~19.7 | 16.2~16.4/16.3 | 75.2~77.5/76.4 | 54.6~57.5/56.0 | 0.91 | ||
| 水层 | — | — | — | — | — | 1.12 | ||
| 类型Ⅲ | 气层 | 10 705~ 14 000/12 500 |
32.0~34.0 /33.0 | 3.0 ~3.2/3.1 | 95.9~96.2/96.0 | 95.2~95.6/95.4 | 0.89 | |
| 水层 | — | — | — | — | — | 1.20 | ||
| 注：395~468/421表示最小值~最大值/平均值。数据来自代表油田内油藏流体闪蒸实验。 | ||||||||
类型Ⅱ油气藏：此类油气藏多具“厚气顶和薄油环”双层结构，有些油气藏只发现气顶，未见到油环(但实际存在)，流体组分垂向差异较大。M油气藏(位置见图 1)即为此类油气藏的典型代表。气顶内气油比基本在1 958~3 067 m3/m3之间，平均约为2 700 m3/m3，而油环内气油比显著降低，基本在158~181 m3/m3左右。气顶内原油API度在31.8~34.9之间，明显大于油环内17.6~19.7。闪蒸实验表明，气顶内CO2摩尔分数为78.6%~79.1%，略大于油环内75.2%~77.5%，气顶内CH4摩尔分数为18.4%~20.0%，油环内为16.2%~16.4%。换算到原位地层条件下，气顶内CO2摩尔分数为75.5%~76.9%；而油环中CO2摩尔分数仅为54.6%~57.5%。油气藏内压力-深度关系曲线显示：气层厚度大，拟合关系好，拟合地层条件下气体密度为0.78 g/cm3(图 3中黄色曲线段斜率×100)；气-油界面不清楚，多组数据重叠，油线和水线无法直接拟合。借助模块化地层测试(MDT)流体取样资料，在明确出样点是油是水之后，分别拟合出地层条件下原油密度为0.91 g/cm3(图 3中绿色曲线段斜率×100)，水密度解释为1.12 g/cm3(图 3中蓝色曲线段斜率×100)(表 1)。
|
| 图 3 CO2气顶+油环型油藏流体组分及性质 Fig. 3 Fluid composition and properties of CO2 cap-oil ring reservoir |
|
|
类型Ⅲ气藏：仅发育巨厚的高含CO2凝析气层，未见油环或根本不发育油环，气油比极高。盆内N油藏(位置见图 1)流体闪蒸实验证实气油比可达10 705~14 000 m3/m3，平均值为12 500 m3/m3，气层内原油API度为32.0~34.0。闪蒸实验表明气层内CO2摩尔分数为95.9%~96.2%, CH4摩尔分数为3.0%~3.2%。换算到原位地层条件下CO2摩尔分数为95.2%~95.6%。压力-深度关系曲线显示气层具有清晰的压力梯度线，拟合关系极佳，拟合地层条件下CO2密度为0.89 g/cm3(图 4黄色线斜率×100)。气线之下仅有2个水样点(MDT取样证实)，拟合地层水密度为1.20 g/cm3(图 4蓝色线斜率×100，样点太少，曲线拟合可能存在误差)(图 4，表 1)。
|
| 图 4 CO2气藏流体组分及性质 Fig. 4 Fluid composition and properties of CO2 reservoir |
|
|
将上述3类油(气)藏流体组分和性质统计成表 1。对比后可发现：1)气油比整体偏高，并且3类油气藏中有数量级差异，类型Ⅲ气藏内气油比基本都在~104m3/m3。2)原油API在类型Ⅰ内最小，在类型Ⅲ中最大。在类型Ⅱ气顶+油环型油气藏中分异明显，气顶内原油API度32.9，为轻质油；而油环内原油API度则低于20.0，属重质油。3)原位地层条件下CO2摩尔分数普遍低于气体闪蒸实验中各自的摩尔分数，这主要因为闪蒸实验中液态组分被剔除。4)类型Ⅰ油藏和类型Ⅲ CO2气藏油-水界面，气-水界面清晰。而类型Ⅱ含CO2气顶+油环型油气藏内流体性质垂向发生变化，流体界面模糊难以判识。
2.2 CO2相态及性质由上文可见，原位地层条件下CO2密度分别为0.78和0.89 g/cm3，而常规油层和油环内原油密度分别为0.72和0.91 g/cm3，地层水密度为1.12~1.20 g/cm3，CO2和原油密度相差无几，略低于地层水密度，表现出液体密度特征。对CO2所处地层温度和压力进行测试，地层温度75~95 ℃，压力60~65 MPa。根据CO2相态曲线(临界温度为30.98 ℃和临界压力为7.38 MPa)，CO2已不再是简单气态，而是一种“密度接近于流体、黏度近似于气体”的超临界状态[10-11]。
前人[12-16]研究表明，超临界状态下的CO2对烃类表现出优异的萃取和抽提能力，通常能萃取碳数小于C20的轻烃组分，且随着压力增高，还能进一步缓慢萃取更重的烃类组分[12-14]，并造成CO2内轻烃富集，重组分残留底部[15-16]。表 1中类型Ⅱ和类型Ⅲ油气藏中CO2气层内烃类API度基本在30.0以上，而油环内原油API度在17.6~19.7，即体现了此特征。不仅如此，超临界状态下CO2不仅自身溶解度大幅提高，而且还通过降低油水界面张力和原油黏度，提高原油在地层流体中的溶解度。与CH4相比，CO2在原油中的溶解能力高6~8倍，正是其强大的溶解能力，才会造成盆内高气油比油藏不发生CO2气体的游离，使得盆内油气藏普遍表现出高气油比特征。
3 已有成藏模式分析及物理模拟实验 3.1 已有成藏模式分析关于桑托斯盆地上述3类高含CO2油气藏的成藏过程，目前尚存在较大争论。主要原因是对圈闭内烃类充注时间不确定，造成对烃类与CO2进入圈闭的先后顺序认识不一致。现场勘探生产中倾向认为油驱CO2成藏模式, 该观点认为盆内幔源CO2气体属于岩浆活动伴生气，是随着岩浆侵位而进入圈闭，时间上大致和盆内最晚一期岩浆活动时间相一致，火成岩Ar-Ar地质测年时间为50~40 Ma[17-18]，而盆地烃源岩大规模排烃时间晚于上述CO2充注时间，这会在圈闭内部产生原油驱替CO2过程，整个驱替过程可用图 5来简要展示。
|
| 图 5 油驱CO2成藏模式示意图 Fig. 5 Schematic diagram of oil-flooding-CO2 mode |
|
|
该成藏模式还认为如果烃源岩供烃充足，后期烃类可将圈闭中CO2完全排替，则形成以液态烃为主的常规油藏，即类型Ⅰ油藏；如果晚期烃类供应不足(至少不能完全驱替或溶解圈闭中CO2)，此时CO2仍滞留在圈闭内，形成带CO2气顶油藏，即类型Ⅱ CO2气顶+油环型油气藏；一种极端情况是晚期烃类充注非常有限，或者基本无烃类充注，则形成CO2气藏，即类型Ⅲ CO2气藏。该成藏观点在一定程度上符合区域油气地质条件：桑托斯盆地中央坳陷带周缘基本以类型Ⅰ油藏为主，而东部隆起带东侧则出现多个类型ⅢCO2气藏，反映了烃源岩灶位置及供烃量对油气藏类型的影响。
3.2 物理热模拟实验上述成藏模式的本质是一种流体驱替另外一种流体，与现今油藏开发中普遍采用的气驱和水驱原理相一致。那么，在油气藏内部烃类对CO2是否会产生上述驱替效果呢？为此，巴油实验中心流体分析室(CENPES/PDEP/CRF)研究设计了CO2与烃类PVT(流体压力-体积-温度)热模拟实验①来剖析两种流体相互作用过程(图 6)。
① CENPSE/PDEP/CRF. Fluid Modeling and Compositional Grading Study[R]. Rio de Janeiro: Libra JPT, 2018.
|
| 图 6 CO2－烃类(包括原油和甲烷)PVT热模拟实验 Fig. 6 PVT modeling of hydrocarbon(oil and gas) and CO2 |
|
|
根据盆内盐下地层温度和压力特征，实验条件设定温度为90℃，压力为59.89 MPa。根据PVT液体取样，利用原油和CH4代表地层烃类，并在实验室制备等效于地层条件下的超临界状态CO2共计292.0 cm3，并将其首先注入钢化容器内，然后再依次注入原油和甲烷分别为300.0和95.6 cm3，3种流体密度及摩尔分数见表 2。流体7 h后达到平衡，通过钢化容器内可移动活塞对不同深度处流体组成和流体性质进行测试，共测试了13组数据点。结果显示，钢化容器内同时存有液体和气体，对各深度点取样并进行闪蒸实验分析，获得了流体气油比、API度和密度等关键参数(表 3)。
| 注入顺序 | 注入流体 | 体积/cm3 | ρ/(g/cm3) | xB/% |
| 1 | 二氧化碳 | 292.0 | 0.895 | 56 |
| 2 | 原油 | 300.0 | 0.741 | 30 |
| 3 | 甲烷 | 95.6 | 0.250 | 14 |
| 点号 | 相态 | 体积/cm3 | 气油比/(m3/m3) | API度 | ρ/(g/cm3) |
| 1 | 液体 | 66.43 | 211.32 | 18.07 | 0.902 |
| 2 | 液体 | 118.44 | 564.01 | 19.54 | 0.722 |
| 3 | 气体 | 165.29 | 2 808.23 | 33.25 | 0.715 |
| 4 | 气体 | 218.15 | 2 752.16 | 35.03 | 0.726 |
| 5 | 气体 | 270.91 | 2 722.63 | 34.80 | 0.724 |
| 6 | 气体 | 323.17 | 2 745.97 | 33.91 | 0.725 |
| 7 | 气体 | 373.94 | 2 729.48 | 35.06 | 0.721 |
| 8 | 气体 | 425.97 | 2 748.25 | 35.06 | 0.712 |
| 9 | 气体 | 478.51 | 2 778.95 | 35.29 | 0.723 |
| 10 | 气体 | 528.74 | 2 879.42 | 34.92 | 0.723 |
| 11 | 气体 | 579.06 | 2 860.30 | 35.83 | 0.719 |
| 12 | 气体 | 631.27 | 2 870.26 | 35.00 | 0.716 |
| 13 | 气体 | 680.33 | 2 950.57 | 34.75 | 0.714 |
从上述实验结果看，晚期烃类(原油和甲烷)充注似乎并未整体驱动或排替容器内已存在的CO2，形成截然分开的两相流体，而是两者互溶形成了一个具一定厚度的接触带，接触带上下流体性质不均匀，呈现出渐变特性。不仅如此，在CO2气层中出现了烃类，API度在33.25~35.83之间。同样地，在底部油层内出现了CO2，气油比最高增加至564.01 m3/m3。流体密度也相应发生变化，顶部CO2密度由初始的0.895 g/cm3降为0.712~0.726 g/cm3，被稀释变轻；底部原油密度由0.741 g/cm3变为0.722和0.902 g/cm3，发生分异(表 3)。将各测试点进行统一投图，可以发现无论是油层还是气层组分均不稳定(图 7)。
|
| 图 7 热模拟实验流体性质 Fig. 7 Fluid properties from PVT modeling |
|
|
根据上述3类油气藏流体性质、组分特征及热模拟实验结果，本研究倾向认为盆内高含CO2油气藏属于以超临界CO2和烃类为两个端元的有限互溶动态成藏模式。在此成藏模式下CO2和烃类充注无论谁先谁后，或同期注入圈闭，两者都以有限互溶为主：原油对CO2进行溶解，CO2对原油进行抽提萃取，两者相互作用[10, 13, 19]，不存在大规模驱替，只是彼此有限互溶达到的一种平衡状态，并形成特定类型油气藏。
考虑到热模拟实验时间有限，真实地层条件下流体分异可能更明显，但这并不能否定CO2与烃类复杂的相互作用过程和两者成分的显著改变。事实上，此时流体组分和分布可能与类型Ⅱ高度相似。从图 3中M油气藏流体特征可见，过渡带和流体成分垂向差异在地层条件下亦同样存在，因此，对盆内油气藏成藏过程显然不能用油对CO2驱替来解释，对现有成藏模式必须重新审视和重新评价。
4.1 有限互溶动态成藏模式在油气藏原位地层温度-压力条件下，能否定量或半定量估算原油和CO2间互溶能力呢？给出确切答案是十分困难的，因为受两个方面的制约。首先，难以准确判识两者是否达到平衡状态，即CO2完全溶解于烃类，烃类也正好达到饱和，这在理论和实践上都难以实现，甚至根本不可能存在。其次，盆内圈闭幅度较高，油层埋深跨度大，顶底温度和压力不恒定，直接造成油藏不同深度处流体本身也不均质、不稳定，CO2密度和溶解度多变。
在此不妨进行理论假设，在液态烃和超临界CO2共存流体系统内，存在一个CO2溶解度(SCO2)的极限值(Sc)(也称饱和度)。当SCO2＜Sc时，CO2完全溶于液态烃，此时以液态油藏为主；当SCO2＞Sc时，则会出现CO2气顶。同样地，CO2对液态烃的抽提萃取(V液态烃)也存在一个极限值(Vm)。当V液态烃＜Vm时，属于CO2气藏; 当V液态烃＞Vm时，则出现油环。两者相对摩尔分数和相态转变可用图 8示意。从实验结果看，由于钢化容器内出现了气顶和油环，因此，Sc＜56%，Vm＜30%，由于Sc和Vm的不重叠会造成CO2气顶+油环共存的原因更复杂多样(图 8)。
|
| 图 8 CO2和烃类有限互溶及3类油气藏相互转换模式图 Fig. 8 Dynamic dissolving-extracting of CO2& HC and mutual transition of three different types of oil & gas reservoirs |
|
|
通过对现有油气藏的解剖分析，可以认为在原油和CO2共存系统中只要CO2气顶出现，那么与之共生的原油则可被认为是饱和CO2的，譬如前文提到的M油藏。原位地层条件下，原油中CO2摩尔分数达到54.6%~57.5%，即闪蒸气体中CO2摩尔分数达到75.2%~77.5%时，则原油对CO2溶解达到过饱和。对气顶而言，其对原油萃取量及饱和状态下气油比则不易测定。因为，只要CO2量足够大就可以持续充注，并形成摩尔分数接近100%的CO2气藏。
由上可知，可据此对处于同一构造带上、埋深相近、流体来源相同和组分相近的油藏粗略判识圈闭中的流体相态。前文L油藏中CO2在闪蒸实验中摩尔分数为44%~45%，原位地层条件下摩尔分数为37%左右，低于上述溶解饱和度。因此，CO2在原油中呈溶解状态，未析出，圈闭中只有液态原油，只是气油比偏高，此油藏可看作是CO2摩尔分数低于饱和溶解度的一个特例。不仅如此，盆内其他所有类型Ⅰ油藏均属于这种情况。若对此类油藏再继续增加CO2，当原油达到溶解饱和之后，油藏便会出现CO2气顶，成为类型Ⅱ油气藏。由于CO2强抽提萃取能力，在气-油界面附近形成一个流体混相带，难以形成清晰的气-油界面。
若对类型Ⅱ油气藏继续充注CO2，是否会形成类型Ⅲ不含油环的CO2气藏呢？这基本不可能。与CO2能被原油完全“溶解消耗掉”不同，原油被彻底萃取、抽提后通常只会造成油质变稠、变重，而不会“消失”。因为，正常原油除了含有较易被抽提、萃取的轻烃组分外，还含有不易被萃取的高碳数杂环化合物和芳烃等高分子化合物，它们会滞留并形成重油或重油垫[10, 20-21, 13, 22-23]。前文提到的M油藏即是此类油气藏的典型代表。需要指出的是，原始油层虽不会完全“消失”，但会被逐渐增厚的气层驱动向圈闭下部移动，造成其埋深增加。同时，原油被CO2抽提萃取后会造成体积减少，厚度变薄，最终造成残余稠油层分布比较随机或局限，不易被找到。譬如，世界著名的美国麦卡伦气田(McAllen Gas field)，CO2气顶早在1926年即被发现，但油环却在34年后的1960年才被证实[24]。
将上述成藏模式与盆地区域构造、油气地质等结合起来，并将3类油气藏与其在盆内构造位置进行叠加(图 8)，可以发现类型Ⅰ油藏集中分布在东部隆起带西侧，而类型Ⅲ气藏则多分布在东部隆起带东侧，类型Ⅱ油气藏多处于两者过渡区域。这一方面反映了烃源岩灶对油藏供烃的充足程度，另一方面反映了CO2区域上不均匀富集的特征。区域勘探和地质研究[1, 25-26]均已证实，东部隆起带及周缘地壳减薄，地幔埋深浅，利于幔源物质上涌进入储层圈闭，并带来大量CO2。同时，从陆地向大洋方向，盆内断层活动性持续时间长，活动强度增大[27]，利于CO2从深部向浅层输送并富集，最终造成同一构造单元东侧较西侧CO2摩尔分数更高。此时，若烃类供给再相对不足，则会形成CO2气藏。
综上可见，盆内高含CO2的3类油气藏属于此动态平衡成藏过程中的3个节点，是多种地质要素综合作用的结果，其成藏过程具有内在连续性，其中CO2与烃类相对量大小才是决定原始油气藏类型的关键。区域上，毗邻烃源岩灶区域倾向以类型Ⅰ油藏为主，如中央坳陷带；在CO2富集区域则以类型Ⅱ气顶+油环型油气藏，甚至类型ⅢCO2气藏为主，如东部隆起带东侧。需要说明的是，原始油气藏形成之后，流体相对摩尔分数的改变同样会造成不同类型油气藏间的转变，譬如构造运动带来CO2溢散，会造成烃类摩尔分数相对增加，使得类型Ⅱ气顶+油环油气藏向类型Ⅰ油藏的转化。同时，类型Ⅰ油藏开发生产可造成烃类相对减少，CO2溶解量降低，造成CO2游离析出，产生脱气，油藏出现气顶(类型Ⅱ)，实现油藏类型的转变，桑托斯盆地开发过程中曾有类似先例。同样道理，地层温压条件变化也会导致这种混溶体系发生变化，造成不同类型油气藏间的相互转变。
5 结论1) 桑托斯盆地盐下CO2分布广泛，成为盆内油气藏最鲜明特征之一。根据CO2摩尔分数和流体相态可将盆内油气藏分为3类：类型Ⅰ，含CO2溶解气油藏；类型Ⅱ，CO2气顶+油环型油气藏；类型Ⅲ，(含液态烃)CO2气藏。其中，对类型Ⅰ油藏和类型Ⅲ CO2气藏而言，流体组分和性质均匀，流体界面清晰；类型ⅡCO2气顶+油环型油气藏流体存在分异，气体组分和性质垂向存在变化，流体界面模糊，存在过渡带。
2) 地层条件下的CO2处于超临界状态，具有流体密度和气体的黏度，能对烃类产生较强的萃取作用，也能较大程度上溶于烃类。此时，CO2与烃类混合，并不是一种流体对另外一种流体的简单驱替，而是相互作用，产生一个混溶体系，流体组分和性质垂向上都有变化，不稳定。
3) 盐下高含CO2油气藏属于以CO2和烃类为两个端元组分的有限互溶动态平衡型油气藏。在特定温度和压力条件下，原油对CO2溶解和CO2对原油抽提萃取存在一个特定平衡点(范围)。当CO2量低于此平衡点时，以类型Ⅰ油藏为主；当CO2量高于此平衡点时，以类型Ⅱ气顶+油环型油气藏为主；当CO2量绝对充足时，则形成类型ⅢCO2气藏。
| [1] |
Gamboa L, Ferraz A, Baptista R, et al. Geotectonic Controls on CO2 Formation and Distribution Processes in the Brazilian Pre-Salt Basins[J]. Geosciences, 2019, 9(6): 252. DOI:10.3390/geosciences9060252 |
| [2] |
马安来, 孙红军, 郑磊, 等. 桑托斯盆地Jupiter油气田富含CO2油气藏形成机制[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(2): 371-378. Ma Anlai, Sun Hongjun, Zheng Lei, et al. A Study on Forming Mechanisms of CO2-Rich Reservoirs in Jupiter Oilfield, Santos Basin, Brazil[J]. Oil and Gas Geology, 2017, 38(2): 371-378. |
| [3] |
赵健, 赵俊峰, 任康绪, 等. 巴西桑托斯盆地CO2区域分布及主控因素[J]. 地球科学, 2021, 46(9): 3217-3229. Zhao Jian, Zhao Junfeng, Ren Kangxu, et al. Distribution and Main Controlling Factors of CO2 in Santos Basin, Brazil[J]. Earth Science, 2021, 46(9): 3217-3229. DOI:10.3799/dqkx.2020.359 |
| [4] |
Thrasher J, Fleet A J. Predicting the Risk of Carbon Dioxide "Pollution" in Petroleum Reservoirs[C]//17th International Meeting on Organic Geochemistry. Donostia-San Sebastian: [s. n. ], 1995.
|
| [5] |
Imbus S W, Katz B J, Urwongse T. Predicting CO2 Occurrence on a Regional Scale: Southeast Asia Example[J]. Organic Geochemistry, 1998, 29: 325-345. DOI:10.1016/S0146-6380(98)00156-9 |
| [6] |
贾怀存, 康洪全, 李明刚, 等. 桑托斯盆地盐下CO2聚集条件及对油气成藏影响[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2020, 42(4): 66-72. Jia Huaicun, Kang Hongquan, Li Minggang, et al. Accumulation Conditions of CO2 and Its Influence to Pre-Salt Oilfields, Santos Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2020, 42(4): 66-72. |
| [7] |
Santos E V, Cerqueira J R, Prinzhofer A. Origin of CO2 in Brazilian Basins[C]//AAPG Annual Convention and Exhibition. Long Beach: [s. n. ], 2012.
|
| [8] |
马安来, 黎玉战, 张玺科, 等. 桑托斯盆地盐下J油气田CO2成因、烷烃气地球化学特征及成藏模式[J]. 中国海上油气, 2015, 27(5): 13-20. Ma Anlai, Li Yuzhan, Zhang Xike, et al. Carbon Dioxide Origin, Alkane Gas Geochemical Characteristics and Pool-Forming Model of Pre-Salt J-Oilfield in Offshore Santos Basin, Brazil[J]. China Offshore Oil and Gas, 2015, 27(5): 13-20. |
| [9] |
Luiz G, Andre F, Rui B. Geotectonic Controls on CO2 Formation and Distribution Process in the Brazilian Pre-Salt Basin[J]. Geoscience, 2019, 252: 1-14. |
| [10] |
Okamoto I, Li X, Ohsumi T. Effect of Supercritical CO2 as the Organic Solvent on Cap Rock Sealing Performance for Underground Storage[J]. Energy, 2005, 30(11): 2344-2351. |
| [11] |
Diep P, Jordan K, Johnson K, et al. CO2-Fluorocarbon and CO2-Hydrocarbon Interactions from First-Principles Calculations[J]. Journal of Physical Chemistry A, 1998, 102(12): 2231-2236. DOI:10.1021/jp9730306 |
| [12] |
Hyatt J A. Liquid and Supercritical Carbon Dioxide as Organic Solvents[J]. Journal of Organic Chemistry, 1984, 49(26): 5097-5101. DOI:10.1021/jo00200a016 |
| [13] |
李孟涛, 单文文, 刘先贵, 等. 超临界氧化碳混相驱油机理实验研究[J]. 石油学报, 2006, 27(3): 80-83. Li Mengtao, Shan Wenwen, Liu Xiangui, et al. Laboratory Study on Miscible Oil Displacement Mechanism of Supercritical Carbon Dioxide[J]. Acta Petrolei Sinica, 2006, 27(3): 80-83. |
| [14] |
侯大力, 罗平亚, 王长权, 等. 高温高压下CO2在水中溶解度实验及理论模型[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2015, 45(2): 564-572. Hou Dali, Luo Pingya, Wang Changquan, et al. Experimental Research and Theoretical Model for CO2 Solubility in Water Under High Temperature and High Pressure[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2015, 45(2): 564-572. |
| [15] |
马柯阳. 凝析油形成新模式: 原油蒸发分馏机制研究[J]. 地球科学进展, 1995, 10(6): 567-571. Ma Keyang. Study on Petroleum Evaporative Fractionation: A New Mechanism for the Generation of Condensate[J]. Advance in Earth Sciences, 1995, 10(6): 567-571. |
| [16] |
张水昌. 运移分馏作用: 凝析油和蜡质油形成的一种重要机制[J]. 科学通报, 2000, 45(6): 667-670. Zhang Shuichang. Migration Fractionation: An Important Mechanism for Condensate and Waxy-Oil Forming[J]. Chinese Science Bulletin, 2000, 45(6): 667-670. |
| [17] |
Moreira J L P, Madeira C V, Gil J A, et al. Bacia de Santos[J]. Boletim de Geociencias da Petrobras, 2007, 15: 531-549. |
| [18] |
Rancan C C, Oliveira L C, Carmo I, et al. Rochas Ígneas do Bloco de Libra, Bacia de Santos[C]//49 Congresso Brasileiro de Geologia. Rio de Janeiro: [s. n. ], 2018.
|
| [19] |
Nobakht M, Moghadam S, Gu Y. Mutual Interactions Between Crude Oil and CO2, Under Different Pressures[J]. Fluid Phase Equilibria, 2008, 265(2): 94-103. |
| [20] |
Huang B, Tian H, Huang H, et al. Origin and Accumulation of CO2 and Its Natural Displacement of Oils in the Continental Margin Basins, Northern South China Sea[J]. AAPG Bull, 2015, 99(7): 1349-1369. |
| [21] |
高金玉, 史卜庆, 王林, 等. CO2脱沥青作用形成重油油藏的一个实例[J]. 现代地质, 2009, 23(5): 923-927. Gao Jinyu, Shi Buqing, Wang Lin, et al. A Typical Case of Heavy Oil Pool with the Origin of CO2 Deasphaltizing[J]. Geoscience, 2009, 23(5): 923-927. |
| [22] |
黄俨然, 张枝焕, 王安龙, 等. 黄桥地区深源CO2对二叠系-三叠系油气成藏的影响[J]. 天然气地球科学, 2012, 23(3): 520-525. Huang Yanran, Zhang Zhihuan, Wang Anlong, et al. Deep-Sourced CO2 Influence on Permian and Triassic Oil and Gas Accumulation in Huangqiao Region[J]. Natural Gas Geoscience, 2012, 23(3): 520-525. |
| [23] |
Liu Q, Zhu D, Jin Z, et al. Effects of Deep CO2 on Petroleum and Thermal Alteration: The Case of the Huangqiao Oil and Gas Field[J]. Chemical Geology, 2017, 469: 214-229. |
| [24] |
Miller J C. Geology of the North and South McCallum Anticlines, Jackson County, Colorado with Special Reference to Petroleum and Carbon Dioxide[R]. Washington: United States Department of the Interior Geological Survey, 1934.
|
| [25] |
付晓飞, 沙威, 王磊, 等. 松辽盆地幔源成因CO2气藏分布规律及控制因素[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2010, 40(2): 253-263. Fu Xiaofei, Sha Wei, Wang Lei, et al. Distribution Law of Mantle-Origin CO2 Gas Reservoirs and Its Controlling Factors in Songliao Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2010, 40(2): 253-263. |
| [26] |
Evain M, Afilhado A, Rigoti C, et al. Deep Structure of the Santos Basin-São Paulo Plateau System, SE Brazil[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 2015, 120(8): 5401-5431. DOI:10.1002/2014JB01156 |
| [27] |
Jian Z, Maria J R O, Junfeng Z. et al. Fault Activity and Its Influences on Distribution of Igneous Rocks in Libra Block, Santos Basin: Semi-Quantitative to Quantitative Assessment of Fault Activity Based on High-Resolution 3D Seismic Data[C]//Offshore Technology Conference Brasil(OTC). Rio de Janeiro: [s. n. ], 2019. https://onepetro.org/OTCBRASIL/proceedings-abstract/19OTCB/2-19OTCB/D021S016R005/181845
|