定量颗粒荧光分析技术在准噶尔盆地哈山地区浅部储层中的应用研究

引进定量颗粒荧光分析技术对准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系古油藏和残余油藏进行定量荧光QGF和QGF-E分析,该技术在浅部储层研究中的应用结果表明,准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系的颗粒荧光指数和QGF-E值呈现由西向东逐渐降低的趋势,且二者强度呈正相关,越临近油源的取样井,荧光现象越明显,含油丰度越好。研究层位疏导性能强,浅层的反冲断裂和断展褶皱导致油气轻烃组分的散失,垂向上油气具有从深部向浅部运移的趋势,且浅部现今油藏烃类组分更重,含油丰度更高;侧向上整体流体势呈现由西向东逐渐降低的趋势,逆冲断层自西向东由陡变缓,烃类流体荧光强度、密度及粘度也随之呈现逐渐减小趋势。通过该应用研究可知,定量颗粒荧光分析技术是检验含油层段的有效手段,对于揭示研究区域油气运移路径,研究油气成藏特征具有重要意义。

应用定量颗粒荧光技术研究岩性油气藏的隐蔽输导通道

应用定量颗粒荧光技术对东营凹陷牛庄洼陷5口井101块沙三段致密储层、薄层粉砂岩进行了定量荧光QGF-E和QGF分析。分析表明,牛24、牛83、牛876、王550、牛872等5口井致密薄储层颗粒具有相对较高的荧光,显示这些较致密的粉砂岩为过去或现在的油气运移路径/运载层,表明致密砂岩、粉砂岩、薄层砂岩可作为烃类运移的通道。这类薄层隐蔽输导通道为深凹带牛庄洼陷深部沙四段上亚段烃源岩生成的油气进入无断层切割的沙三段中、下亚段的砂岩透镜体而成藏提供了重要的依据。该研究结果对于东营凹陷正在进行的隐蔽油气藏成藏机理的研究可能具有重要意义。

应用定量颗粒荧光技术恢复塔中地区石炭系油气充注历史

塔中地区经历了复杂的构造演化,给油气成藏研究带来了挑战。为恢复塔中地区石炭系的油气充注历史,利用定量颗粒荧光(QGF和QGF-E)技术开展了详细研究。结果表明,在TZ421井现今油水界面之下存在古油层和残余油层,前者位于-2 510～-2 610m,古油水界面位于-2 610 m,后者位于-2 510～-2 570 m,残余油水界面位于-2 570 m。在TZ103井的现今气水界面之上存在古油层,位于-2 555～-2 605 m,古油水界面位于-2 605 m。结合成藏条件分析认为,TZ421井中存在厚度100 m的古油层,表明晚海西期轻质油充注规模大,随后在燕山期发生两次泄漏,在喜马拉雅期天然气充注过程中形成凝析气顶。TZ103井现今凝析气层中存在厚度为50 m的古油层,表明在凝析气藏形成之前,在晚海西期有轻质油充注,古油层保存较好,在喜马拉雅期天然气充注过程中形成凝析气藏。利用定量颗粒荧光技术准确地恢复了塔中地区石炭系2期油气充注过程,为油气充注历史研究提供了新的可靠证据。

应用定量颗粒荧光技术研究塔中地区志留系古油藏分布特征

引进定量颗粒荧光技术,研究了塔里木盆地塔中隆起志留系的油藏分布特征,着重探讨了古油藏叠合连片分布的可能性。结果表明,塔中地区的志留系在晚期成藏过程中没有形成过叠合连片的大规模的可动油气藏,而只在局部构造上形成规模较小的、独立的油气藏。塔中4和塔中17井柯坪塔格组上一亚段在地质时期都曾成过藏,但均遭破坏;塔中117井柯坪塔格组上三亚段和塔中31井柯坪塔格组上一亚段仅在后期充注过程中有油气聚集成藏;塔参1井在第一期油气充注过程中曾形成过较大的古油藏,而晚期充注过程中则未聚集成藏。研究还表明,志留系储层是好的输导层,地质时期中有烃类运移通过。中央断垒带为油气运移、聚集的主要路径和有利场所,在下一步的志留系勘探中应给予高度重视。

古油层和残余油层的定量颗粒荧光响应

利用定量颗粒荧光(QGF和QGF-E)技术研究了古油层和残余油层的定量颗粒荧光响应。结果表明,古油层与现今油层具有很强的QGF荧光响应,利用QGF荧光响应识别出TZ421井存在100m古油层,表明早期油气充注规模大,但后期发生泄漏,导致油水界面上升到现今的3 620m。利用QGF-E荧光响应识别出60m残余油层,说明发生多期古油层泄漏,第一期泄漏使油水界面上升到残余油水界面(3 680m),第二期泄漏发生在近期,形成现今油水界面。现今凝析气层中的强QGF荧光响应表明凝析气顶形成于最后一期天然气充注。

应用定量颗粒荧光技术研究准噶尔盆地腹部侏罗系油气运聚规律

准噶尔盆地腹部侏罗系油气运聚规律不明,导致油气勘探受阻。为揭示油气在侏罗系内的运聚规律,在储层岩心含油包裹体观察及丰度统计的基础上,利用定量颗粒荧光技术进行研究。研究结果表明:准噶尔盆地腹部J1s22和J1s212泥岩隔夹层发育层段的样品具有高的GOI值和强烈的轻质油QGF及QGF-E荧光响应特征,达到油藏标准值;随着深度增加,各指标逐渐降低,至J1s211大套板状砂岩发育层段,样品的各项指标只达到油气运移通道值或水层值;侏罗系早期经受过较大规模轻质油充注,但之后发生泄漏;油气进入J1s储层后,首先在浮力作用下快速垂向运移至有泥岩封隔层封堵的J1s22和J1s212,然后沿着泥岩隔层底面往低势区侧向运移,直至遇到侧向封堵性好的砂体才能成藏,这表明识别有效的侧向封闭对准噶尔盆地腹部侏罗系油气勘探有重要意义。

应用定量颗粒荧光技术分析红河油田延长组油气输导机制及运聚规律

鄂尔多斯盆地西南缘红河油田延长组油气运聚规律不明确,制约了进一步的油气勘探。综合地质、气测录井、测井数据以及定量颗粒荧光技术分析结果,推导出在致密砂岩条件下油气沿断裂向下输导的压力衰降梯度模型,进而对红河油田延长组油气输导机制进行研究,剖析油气运聚规律。研究结果表明:油气沿断层向下输导的压力衰降梯度为(0.028±0.01) MPa/m,沿裂缝向下输导的压力衰降梯度约为0.24 MPa/m;油气先沿裂缝垂向输导、再沿断层垂向输导的运移接力的压力衰降梯度为0.14~0.18 MPa/m。在早白垩世晚期,研究区油气主要来自长7段主力烃源岩,在异常高压的驱动下,沿断层破裂带及裂缝垂向运移至长8段,并在长8段输导层中进行短距离、小范围、树枝状的侧向运移,至有效区域聚集成藏。红河油田长8段有利勘探目标为断裂系统开启与输导层发育叠合区、储层物性"甜点"区域的岩性圈闭及局部良好侧向封堵条件的岩性-构造圈闭、超压带剩余地层压力低值区与相对低势区的叠合区域。

应用定量颗粒荧光恢复莫索湾凸起侏罗系油气充注史

准噶尔盆地腹部莫索湾凸起,在白垩纪处于构造背斜的高部位,是油气运聚的有利指向区,然而目前很少证据证明莫索湾凸起曾经聚集古油藏。选取准噶尔盆地莫索湾凸起盆参2井区典型探井莫深1井,通过定量颗粒荧光技术,对下侏罗统三工河组24个岩屑样品进行精细对比和分析,结合录井资料、构造发育、生排烃史和油气成藏期次,恢复了盆参2井区油气藏复杂的充注过程。结果表明,三工河组二段在白垩纪存在古油藏,油水界面深度为4 456 m,古近纪末喜马拉雅运动使古油藏泄漏,油水界面深度上升至4 412 m,而在新近纪,侏罗系烃源岩再次充注油气,导致现今油水界面深度为4 440 m,低于古近纪油水界面,同时还使没有古油藏的三工河组一段砂体聚集了油气。研究结果为莫索湾凸起三工河组油藏成藏史研究提供了新的证据。

利用定量颗粒荧光技术分析柴西英东地区油气调整特征

柴西英东地区构造复杂、储层破碎,油气水分布极其复杂,为研究其成藏过程,选取了YD103井及YD107井55块砂岩样品,进行定量颗粒荧光分析实验。结果表明,YD103井和YD107井曾在同一古圈闭;YD103井和YD107井为早期油气的运移通道;YD103井存在两个分异界面;YD107井残留油气特征为混合了二次充注古油气的结果。结合该区的构造地质地化等资料,认为英东地区现今油藏分布特征是在古油藏基础上,调整改造而来。

应用定量颗粒荧光技术研究低渗致密油藏成藏特征——以鄂尔多斯盆地西缘长8段为例

鄂尔多斯盆地西缘地区经历了较为复杂的构造演化,油气成藏特征与盆地内部相比存在较大差异。利用流体包裹体观察、统计和定量颗粒荧光技术(QGF和QGF-E)开展了西缘南段长8油藏详细分析。结果表明:油气包裹体荧光显示本地原油成熟度不高,包裹体丰度GOI及定量荧光数值均不大,研究区整体含油显示级别和含油饱和度均低于湖盆内部,其原因在于西缘生烃成藏条件不利;测试样品QGF Index值和QGF-E强度值两者变化趋势不一致,说明早期油气存在一定充注规模,后期油藏可能发生构造调整或者破坏造成了烃类逸散,使得西缘断裂发育区油水分布进一步复杂化。加强与盆内长8段成熟油区相关对比,可为拓宽类似该区西缘油藏勘探领域提供重要指导。

应用定量颗粒荧光技术研究宝岛13-1气田油气成藏特征

琼东南盆地宝岛北坡宝岛13-1气田天然气(含油)丰度低,低丰度油气藏的原因目前仍不明确。通过尝试应用定量颗粒荧光技术(QGF和QGF-E)研究宝岛13-1气田低丰度油气藏的成因及成藏特征。结果表明:宝岛13-1区梅山组—三亚组储层QGF指数很低、QGF-E强度很高,而位于同一构造带南部下倾方向的宝岛19-2区陵水组储层QGF指数很高、QGF-E强度却很低;这反映了宝岛13-1区梅山组—三亚组储层中油气聚集时间很晚,油气充注时间晚造成了颗粒内包裹体丰度非常低,颗粒表面吸附烃类相对较高;而宝岛19-2区陵水组成藏时间相对较早,从而使储层砂岩颗粒内形成了较多的烃类包裹体;综合其他成藏条件分析认为宝岛13-1区油气主要来自本地深部烃源岩的贡献,而不是来自生烃条件相对较好的宝岛凹陷,远距离和供烃不足是其油气低丰度的主要原因。

颗粒定量荧光分析技术在鄂尔多斯盆地低渗透油藏研究中的应用

为揭示不同成因类型原油的荧光特征及其主控因素，明确研究区在地质历史时期是否发生过油气充注．充注期次、时期和相对强弱．以及在地质历史时期是否形成过油藏，对鄂尔多斯盆地天环坳陷南段侏罗系和长3储层砂岩颗粒和储层砂岩颗粒抽提物进行了荧光定量分析。结果表明鄂尔多斯盆地天环坳南段侏罗系和延长组长3油藏在油气藏形成过程中存在4种配置关系及充注类型。油源条件和油气运移的动力是影响侏罗系与长3油藏含油性与油层薄厚关系的重要因素。

利用颗粒荧光定量分析技术研究塔里木盆地库车坳陷大北1气藏充注史

为研究塔里木盆地库车坳陷大北1致密气藏的充注史与油气分布规律,选取该气藏的DB101、DB103和DB2等3口井的36块砂岩样品,进行颗粒荧光定量分析实验。结果表明:DB101井与DB2井曾经在同一个古圈闭内,DB103井则在另一个独立的古圈闭内,古圈闭内的油藏呈层状分布特征。DB101井现今水层为早期油气的运移路径;DB103井气水界面以下可能存在残留油气层,真正的气水界面比现今气水界面深;DB2井部分古油层晚期被破坏。古油藏的分布及演化对现今油气的分布聚集有重要的影响和控制作用。

基于颗粒荧光定量技术的油气运移路径——以车排子凸起沙湾组砂岩输导层为例

准噶尔盆地车排子凸起沙湾组的油气来源于东侧的昌吉凹陷和南侧的四棵树凹陷,分析连接烃源岩与油气藏的砂岩输导层的输导特征和性能,结合颗粒荧光定量技术测定的QGF指数变化趋势和光谱特征,追踪沙湾组砂岩输导层油气运移路径.结果表明:研究区沙湾组一段东侧和沙湾组二段南侧砂体于地质历史时期发生油气运移;排612—排609井、排606—排602井一带和排8井区为沙一段油气由东南至西北方向的优势运移路径,与红车断裂带共同构成油气垂向和侧向运移的高效通道;优势运移路径指向的西北地区继承性构造高部位的岩性、地层和岩性—构造等圈闭是未来勘探的重点.

颗粒荧光定量分析技术在致密油藏研究中的应用——以渤南低凸起倾末端B油田沙二段为例

黄河口凹陷渤南低凸起B油田沙二段埋深大(大于3 600 m),储层物性普遍较差,给测井解释及油气成藏研究带来了难度。为判识致密储层含油气性,恢复沙二段油气充注史,利用颗粒荧光定量分析(QGF)及颗粒萃取液荧光定量分析(QGF-E)技术开展了详细研究。结果表明,B油田B2井沙二段QGF-Index及QGF-E因储层物性差异性明显,且现今油水界面之下存在古油层和残余油层。结合成藏条件分析认为,沙二段致密储层的油气充注过程可分为三类:排烃高峰期充分充注型、排烃高峰期欠充注型、未充注型,B2井含油气层为"早晚油气充注型",而测井解释"干层"大部分为"早油气充注型"或"未充注型"。颗粒荧光定量分析技术可在致密储层中有效判识含油气层段。

储层定量荧光技术在渤海油田油层判别及油气充注过程分析中的应用

通过对渤海油田16口井204块次样品进行储层萃取液定量荧光(QGF-E)分析,表明现今油层的QGF-E强度普遍大于40 pc,且荧光光谱在370 nm附近有明显的荧光峰,可作为渤海油田的油层判别界限值和参考依据。应用颗粒定量荧光(QGF)技术并结合烃类包裹体和甾烷异构化分析对曹妃甸6-4油田充注过程进行了重构,认为古近系与新近系油藏具有不同的充注特征:古近系油藏具有典型的2期成藏特征,早期为低成熟度的烃类充注成藏,晚期为高成熟度的烃类充注成藏;而新近系油藏仅有晚期高成熟烃类充注成藏。本文研究成果可为渤海油田油层判别及油气成藏过程研究提供新的可靠证据。

利用三维荧光光谱技术确定煤岩成熟度的初步研究

三维荧光光谱(total scanning fluorescence,TSF)技术是一种新的荧光分析技术,在鉴别储层中烃类包裹体、油气运移路径及古油水-现今油水界面方面有着广阔的应用前景。这种技术的主要优点是效率高、所需样品量小且精度高。镜质体反射率(Ro)是确定煤岩成熟度的重要参数,不仅能反映煤岩煤化作用的特征,而且是确定煤阶的重要指标。通过分析采自沁水盆地及淮北煤田的14块煤岩样品的镜质体反射率和三维荧光光谱特征,研究了煤岩荧光光谱特征与镜质体反射率之间的关系。煤岩成熟度与TSF参数R1值具有较好的负相关关系,荧光强度(TSF intensity)与TSF参数R1值具有正相关关系,样品激发光波长与Ro具有负相关关系。实验初步认为TSF技术可以用于煤岩的成熟度评价,但具体的函数关系需要选取更多的煤岩样品进行试验以拟合Ro与激发波长、TSF参数及荧光强度之间的换算关系,建立计算Ro值的经验公式。总之,TSF方法可以快速高效地评价煤岩成熟度,而且不受镜质组组分含量多少的限制,在煤岩成熟度的确定方面有着广泛的应用前景。

西昆仑山前柯东构造带侏罗系砂岩成藏古流体特征及其成藏指示意义

塔里木盆地西南坳陷甫沙8井在侏罗系砂岩中获得工业油流,极大的推动了昆仑山前新层系新领域的油气勘探。本文通过流体包裹体岩相学、均一化温度及储层颗粒荧光定量等方法,对昆仑山前柯东构造带侏罗系储层古流体特征与油气成藏期次进行了研究。结果表明,侏罗系砂岩储层发育两期烃包裹体,第1期为发黄色、黄绿色荧光烃包裹体,以片状或点状分布,为早期原油充注;第2期为蓝白色烃类包裹体,沿裂隙呈线性分布,为晚期高成熟油气充注。颗粒荧光QGF指数主要介于3~7 pc,说明早期发生过原油充注,指示存在古油藏。QGF-E强度指数分布在9.65~73.89,指示现今为凝析油或轻质油特征,这一特征与蓝白色荧光的液态烃包裹体相对应。烃类共生包裹体均一温度峰值主要在95~105℃和115~125℃,结合研究区埋藏史和热演化史模拟结果,表明经历了两期油气充注,第1期在20 Ma以来,以成熟度较低的油气充注为主;第2期在5 Ma以来,主要是高成熟度油气充注。储层颗粒荧光定量分析结果表明,侏罗系早期发育古油藏,现今为凝析油或轻质油特征。

塔北地区志留系典型油气藏古油水界面恢复

油气藏油水界面的变迁记录了油气藏形成以后调整、改造甚至破坏的历史.恢复各地质时期的古油气水界面的位置,可以帮助我们确定地下烃类流体运聚成藏的时间,恢复流体成藏后的变迁、调整过程,认识油气藏形成、分布的规律,对研究区作出较为准确的资源评价.应用含油包裹体颗粒指数(GOI)方法和定量颗粒荧光(QGF)技术对塔北地区典型油气藏的古油水界面进行了恢复,结果表明,塔北地区志留系古油藏古油水界面的位置低于现今沥青砂岩段底界的位置,沥青砂岩段底界并不是古油层的底界,在沥青砂岩段之下还有一段古油柱,在油藏破坏过程中,这部分原油运移到构造的高部位了,没有在原地留下沥青;沥青砂的厚度小于古油柱的厚度,这意味着古油藏的规模要大于现今油藏规模.

塔里木盆地志留系沥青砂岩有效厚度的确定方法

塔里木盆地志留系具有分布广泛的沥青砂岩,沥青砂岩段厚度在各个地区具有不均匀性,从几米到一百多米不等。岩心观察发现沥青砂岩段内并不全含有沥青,岩心剖面上呈现“黑白砂相间”的现象,“黑砂”的部分为含沥青层段,“白砂”的部分为不含沥青层段。弄清“白砂”中曾经是否有油气进入,对志留系沥青砂岩中沥青含量、古油藏油气储量的计算及志留系剩余油气资源量的评价具有重要的意义。本文通过对志留系沥青砂岩段的“黑砂”与“白砂”分别取样,采用物性测定、显微镜下岩性观察、含油包裹体颗粒指数(GOI)数据观测及定量颗粒荧光(QGF)指数测定等多种方法和技术手段对沥青砂岩段的“黑砂”与“白砂”进行对比研究。结果表明,沥青砂岩段的“白砂”没有油气进入或进入的油气量很少,在确定志留系沥青砂岩有效厚度时应剔除“白砂”层的厚度。