颗粒荧光定量分析技术在塔河油田储层研究中的应用

通常通过对油气包裹体的荧光显微镜观察和显微光谱检测来分析储层颗粒中吸附烃的性质。但由于受岩性、油气充注速率和沉积环境条件等因素的影响,沉积岩中油气包裹体的形成有很大的不确定性,给研究带来一定的难度。应用颗粒荧光定量技术对塔河油田储层进行分析研究,挑选了S110井的8个样品进行了定量荧光QGF-E和QGF分析。分析表明石炭系巴楚组,下志留统柯坪塔格组之间有一个残余油层和水层界面。奥陶系鹰山组、一间房组和良里塔格组显示均为油层,分析结果与录井资料基本吻合。该研究结果对塔河地区储层油气藏成藏机理的研究具有重要意义。     

天然气藏中CH4—H2O—NaCl体系不混溶包裹体群捕获温压恢复及应用

CH₄-H₂O-NaCl体系不混溶包裹体群被广泛应用于恢复天然气成藏期的捕获温度及压力。前人提出了针对富气端元包裹体和富水溶液端元包裹体的不同的捕获温压恢复方法。为对比2类包裹体捕获温压恢复的效果,在对前人方法进行梳理的基础上,以四川盆地南部YA井志留系龙马溪组黑色页岩中的石英—方解石为例,通过详细的岩相学分析,选择同一FIA（流体包裹体组合）的富气端元包裹体和富水溶液端元包裹体进行了捕获温度、压力恢复。结果表明：同一FIA的2类包裹体恢复的捕获温度、压力结果分布范围基本一致,呈现出捕获温度变化范围较窄（212.0~220.7 ℃）但捕获压力变化范围较大（90~152 MPa）的特点,表明流体压力在石英—方解石形成时可能存在较大的波动。上述流体压力的波动可能受脉体形成时有机质裂解增压以及裂隙多次张开—愈合的综合影响。     

川东南页岩气储层脉体中包裹体古压力特征及其地质意义

包裹体岩相学分析表明，川东南焦页A井、南页A井以及彭页A井页岩气储层石英以及方解石脉中，主要发育气液两相盐水和气2类包裹体；激光拉曼分析表明，气包裹体主要由甲烷组成。3口井气液两相包裹体的显微测温结果存在较明显的差异，其中焦页A井与南页A井的石英中气液两相盐水包裹体的均一温度最高，分别为215.8~245.4 ℃和214.4~240.8 ℃；南页A井方解石中包裹体均一温度次之，为177.8~210.4 ℃；而彭页A井气液两相盐水包裹体的均一温度最低，为128.5~156.4 ℃。包裹体古压力恢复结果表明，焦页A井与南页A井石英中包裹体捕获压力最高，分别为114.9~130.5 MPa和124.0~151.5 MPa；南页A井方解石中包裹体捕获压力次之，为114.0~122.3 MPa；而彭页A井包裹体的捕获压力较低，为32.5~43.0 MPa。结合埋藏史图可知，3口井的捕获时间均为燕山期，其中焦页A井与南页A井包裹体捕获时页岩气储层处于超压状态，而彭页A井处于正常压力范围。上述古压力系数与现今测井压力存在相似的规律，表明焦页A井与南页A井气藏的保存条件要优于彭页A井。      

含油包裹体在线激光剥蚀色谱-质谱分析

全新开发的流体包裹体激光剥蚀成分分析系统,利用波长为193nm的准分子激光对单个含油包裹体宿主矿物(如石英)进行剥蚀,释放其中包含的油气组分;通过在线冷阱富集后导入气相色谱-质谱仪(GC-MS)进行分析.结果证实该方法能够得到单个流体包裹体中捕获的原油组成地球化学信息,类似于原油、烃源岩等传统的地球化学分析,包括轻烃、正构烷烃、异构烷烃、环烷烃以及单环、双环、多环芳烃化合物等均能够从含油包裹体在线激光剥蚀GC-MS分析中获得.      

塔里木盆地顺北1号断裂带SHB1-X-3井储层沥青地球化学特征及其与油气演化的关系

塔里木盆地塔中北坡顺北1号断裂带SHB1-X-3井在奥陶系一间房组7 265～7 275 m泥晶灰岩钻遇三段缝洞充填沥青,累计厚度约3.25 m。为厘清该区的油气演化特征,对该储层固体沥青及其抽提物开展了有机岩石学以及有机地球化学方面的研究。显微镜下观察到泥晶灰岩的基质矿物以及泥质条带呈现出明显的荧光特征,并且在切割泥晶灰岩的方解石脉和石英脉中发育气液烃包裹体,上述产状关系说明至少存在早晚两期油气充注,其中沥青和气液烃包裹体分别为早、晚两期油气充注的产物。对含沥青灰岩的抽提物和顺北1号断裂带上原油进行有机地球化学对比分析认为,沥青和原油的生源条件相似,均来自还原环境下、以藻类等低等生物为主要成烃母质的海相泥质烃源岩,与寒武系玉尔吐斯组烃源岩有较强亲缘关系。原油裂解气在现今油气藏中占比低,推测早期充注的原油规模小,裂解生成气对现今油藏贡献不大。      

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

单体油气包裹体激光剥蚀在线成分分析技术——以塔河油田奥陶系储层为例

单个油气包裹体成分分析是获得单期次油气充注成分信息的一个重要手段,也是石油地质地球化学领域的世界性难题。利用193 nm准分子激光可以有效剥蚀单个油气包裹体,释放未变化的成分,且富集后高效传输实现了色谱-质谱成分分析。该方法能够检测出单体油气包裹体的分子成分,其化合物种类包括从气态烃类到重质烷烃类组分(C₄-C₃₀₊),从饱和烃组分到单环、双环和三环芳烃化合物,从分子尺度直观反映了单体包裹体烃的来源及成熟度等地球化学特征。利用岩相学和地球化学综合手段分析了塔河油田奥陶系储层不同荧光油气包裹体,确定其分别捕获了不同来源的早期中质原油及晚期轻质原油。通过计算包裹体古压力并结合埋藏史研究判断研究区发生2期主要的油气充注:海西晚期和喜马拉雅期。单体油气包裹体成分分析技术的重要突破为复杂叠合盆地油气溯源及成藏期次研究提供了更加准确的手段。     

数理统计应用于示踪原油运移趋势的探索——以塔河油田奥陶系原油为例

利用数理统计的思想构建了一种综合分析原油运移趋势的方法,该方法能极大地简化数据处理和分析的过程。该方法将样品中用于示踪原油运移趋势的诸多运移指标综合表征为一个参数———运移指数(I_m),I_m可以用来判断各取样点距离烃源灶的相对远近;通过比较不同类别I_m的标准差,定义了一个可信度参数(K),用于判断研究结果的可信程度。分别通过对塔河油田奥陶系的22个原油样品的极性化合物的66个浓度数据、13个成熟度参数比值和15个极性化合物异构体比值等3组数据的分析,得到3张I_m等值线图;3组数据的K值比较后可知极性化合物浓度数据的统计分析更可信。其分析结果表明塔河油田奥陶系原油运移方向是从东向西,从南往北的。      

页岩中单体有机质孔隙演化的原位热模拟实验

有机质孔隙是我国南方页岩气重要的储集空间，而有机质类型与有机质孔隙发育息息相关。为实现单体有机质孔隙演化过程的原位观测，揭示下古生界页岩显微组分热解过程中的孔隙演化过程，以低成熟度的美国俄亥俄上奥陶统页岩以及欧洲波罗的海东部下志留统页岩为研究对象，联合运用飞秒激光、冷热台、显微镜以及扫描电镜等技术，实现页岩中单体有机质孔隙演化过程的原位观测，进而辨别不同类型有机质的孔隙发育过程和演化规律。对低成熟度的“倾气”型笔石以及“倾油”型层状藻类体孔隙热演化过程的原位观测分析结果表明：(1)笔石的体积开始发生明显变化的起始温度要高于层状藻类体，生烃演化要晚于层状藻类体；(2)笔石和层状藻类体在热演化过程中均形成了明显的收缩缝，但就形成收缩缝的规模而言，笔石明显较小，生烃转化率要低于层状藻类体；(3)笔石与层状藻类体内部孔隙的演化存在明显的差异，笔石原有的生物组织孔在高温阶段发生了明显的扩容并且有新的内部孔隙生成，而层状藻类体在整个热演化过程中并未形成内部孔隙，证实了“生气窗”是有机质孔隙大量发育的主要阶段。有机质组成以及结构的不同可能是造成上述两种有机质孔隙演化过程存在差异的主要原因。