应用包裹体技术恢复气藏古压力

包裹体捕获时的温度和压力反映了油气藏形成时的古温度和古压力,是油气成藏过程研究的一个重要依据。富(CH₄)气盐水包裹体是气藏中最主要的一种包裹体类型,对这类包裹体捕获温度和压力的恢复最大的技术难点是其中气体(CH₄)含量的精确测定。通过建立CH₄气体拉曼位移值与包裹体内压的相关曲线,根据包裹体总体积和成分保持恒定的原则构建迭代计算模型,可快速准确计算出含CH₄盐水包裹体的捕获压力。该方法应用于川南隆32井中奥陶统宝塔组微晶灰岩中的包裹体古压力研究,计算结果显示包裹体的捕获压力为884.08~1249.32 bar,压力系数约为1.3~1.8,证明了包裹体捕获时地层流体为超压状态。      

群体包裹体成分分析法及在沙雅隆起的应用探索

改进后的群体包裹体成分分析方法,能够同时收集油气包裹体中气体、轻烃和重质烃组分。液氮快速冷冻法能将样品破碎至单个颗粒矿物,较好地保持了矿物晶型;球磨法打开包裹体,不会导致包裹体成分性质的变化。沙雅隆起9个储层样品游离烃、吸附烃和油气包裹体全组分的制备和分析结果表明,根据包裹体烃中气体和轻烃可大致判断样品的成熟度;3种赋存状态液态烃的生物标志物和碳同位素分析结果揭示了沉积环境和油气成藏过程的差异。      

基于包裹体PVTx数值模拟恢复油藏古温压——存在的问题、对策及应用实例

包裹体PVTx数值模拟是恢复油藏古温压的重要手段。由于无法精确地确定油包裹体的组成,以及油包裹体成分在地质演化过程中可能发生不可逆的次生变化,现有方法恢复的古温压存在不确定性。一般而言,与油包裹体伴生的盐水包裹体成分相对简单,且遭受次生蚀变影响的概率较低。因此,尝试将伴生的盐水包裹体作为独立的地质压力计在塔里木盆地顺南地区SN1井进行了应用研究。包裹体岩相学研究显示,SN1井高角度裂缝充填的方解石中,发育大量遭受过次生蚀变的含沥青烃包裹体及伴生的盐水包裹体。包裹体古温压恢复显示,伴生的盐水包裹体呈现异常高的均一温度（超过170℃）,均一压力波动范围大,且存在异常高压（39.1 MPa起,甚至超过165.8 MPa）。上述现象可能与热流体活动和原油充注后所经历的裂解增压过程有关。基于盐水包裹体均一压力的最低值,结合该地区埋藏史和热演化史分析,推测热液活动时间为海西期。上述认识与该地区NE向走滑断裂活动具有较好的时空匹配关系。综上所述,油包裹体伴生的盐水包裹体作为独立的地质压力计,可以用来恢复油藏古温压的演化轨迹,并限定古流体活动的时间,能够在一定程度上弥补现有方法的不足。      

中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质技术之CH4—H2O—NaCl体系包裹体古温压恢复技术

随着勘探向深层以及非常规领域拓展,一批(超)深层油气藏逐渐被揭示并成为我国油气资源接替的重要领域。与传统油气藏相比,(超)深层油气藏所经历的温度、压力更高,油气相态演化过程更加复杂。近年来,包裹体古温压恢复技术尤其是CH₄—H₂ONaCl体系包裹体古温压恢复技术,逐渐成为动态重建(超)深层油气成藏演化过程的关键技术手段之一。为更加准确、高效地恢复CH₄—H₂ONaCl体系包裹体古温压,通过国际合作与自主研发相结合,中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研发了"流体拉曼光谱标定仪"(图1),并开发了CH₄—H₂ONaCl体系包裹体古温压恢复软件(图2)。     

油气包裹体成分及特征分析方法研究

油气包裹体由于其在油气生成、运移、储集过程中的特殊意义,已越来越受到广大石油地质研究者的关注。对油气包裹体特征的研究是一个综合过程,包裹体荧光分析、拉曼光谱成分分析、颗粒荧光定量分析以及群体包裹体成分分析技术能够从不同方面反映包裹体中流体的地化特征,是研究油气包裹体成分的有效手段,为含油气盆地分析、油气资源评价以及判断包裹体成藏期次和油气运移通道等提供可靠依据。      

塔里木盆地顺南—古城地区方解石脉流体来源及其对油气成藏的启示

钻井揭示塔里木盆地顺南—古城地区奥陶系碳酸盐岩方解石脉发育,为探讨该区断裂带流体属性及油气成藏事件提供了重要素材。在详细的岩心观察基础上,开展了方解石脉的流体包裹体以及灰岩基质与方解石脉的地球化学特征对比研究。方解石脉具有多类型的烃类包裹体,包括沥青包裹体、三相烃包裹体、油水液相包裹体以及富气包裹体。方解石脉中与烃类包裹体共生的盐水包裹体具有较高的均一温度（130~160 ℃）。贫¹⁸O（δ¹⁸O =-13.1‰~-8.7‰）、富⁸⁷Sr（⁸⁷Sr/⁸⁶Sr=0.708 879~0.710 432）、偏高稀土元素总量和正铕异常表明构造成因方解石脉主要来源于围岩的溶解以及成岩—成烃流体,未发现大气淡水参与的迹象。方解石脉中富含烃类包裹体可能表明研究区北东向走滑断裂带是油气运移与聚集的重要通道。     

渤海湾盆地东营凹陷有效烃源岩矿物组成特征及其意义

渤海湾盆地东营凹陷有效烃源岩X射线衍射分析结果表明,沙三下和沙四上亚段有效烃源岩主要由石英、长石、粘土(伊利石和伊/蒙混层)和碳酸盐(方解石和白云石)组成,并含少量黄铁矿、膏盐、石盐以及钙芒硝,表明这2套烃源岩沉积于半深湖及深湖相咸化、碱性、强还原水体;伊/蒙混层矿物的混层比可以较真实地反映烃源岩成熟度特征。2套有效烃源岩矿物组成特征与高产页岩气的页岩矿物组成特征相似,富含脆性矿物而低含粘土矿物,有利于产生裂缝,易于被压裂,也有利于页岩气的开采。东营凹陷利津洼陷和民丰洼陷的主洼区,应是页岩气勘探与开发的有利地区。     

基于MFC应用程序基本框架的CH_4-H_2O-NaCl体系包裹体PVTx计算软件开发

储层中CH4-H2O-NaCl体系包裹体广泛存在,其PVTx参数是了解油气成藏期次、探讨成藏过程的重要依据。由于上述参数的计算过程繁琐复杂,利用计算机程序自动计算参数成为国内外地质学家普遍采取的手段。基于微软的MFC类库及其应用程序框架开发的CH4-H2O-NaCl体系包裹体PVTx计算软件,通过室温、包裹体均一温度、包裹体冰点温度以及包裹体拉曼位移的具体实验检测数据,自动计算输出CH4-H2O-NaCl体系包裹体均一压力,同时,能够将计算结果直观地表示在P-T相图中,得到在该组成条件下的气—液饱和曲线。该软件计算快速准确,界面友好,拓展性强,为包裹体测温数据处理软件开发在选择开发工具和语言上提供了参考。     

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大,有两期、三期、多期之争,对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同,从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关,采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术,从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息,直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息,研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏,第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整(nC11-nC30)、轻烃缺失等为特点,成熟度较低,为早期运移产物;第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)、轻烃完整等为特点,成熟度较高,为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟,混源油比例判识研究,对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨,这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。     

塔里木盆地顺南地区中下奥陶统碳酸盐岩储层特征与主控因素

顺南地区位于塔里木盆地顺托果勒低隆的南部,目前已有多口井钻获天然气。随着勘探的推进,对储层发育规律的认识成为影响勘探评价的关键问题之一。在沉积相和构造演化背景研究的基础上,基于岩心描述、薄片鉴定、物性分析、综合录井和储层预测综合分析,对该区中下奥陶统储层进行了研究。中下奥陶统碳酸盐岩发育断控及热液改造的孔缝洞、白云岩晶间孔和晶间溶孔、灰岩颗粒内微孔隙等多尺度的储集空间,可划分为裂缝-孔隙型、断控缝洞型、热液改造孔缝洞型3种储层类型。裂缝-孔隙型分布于一间房组-鹰山组上段灰岩和鹰山组下段白云岩基质中,基质物性较差,为特低孔特低渗储层;断控缝洞型、热液改造孔缝洞型沿NE向走滑断裂带分布。多阶段发育的走滑断裂及伴生裂缝本身既可形成缝洞体储集空间,又沟通孔隙和微孔隙、晶间孔和晶间溶孔成为连通的有效储层,同时也是热液流体作用的先决条件,因而是规模有效储层的主控因素。