纯油条件下合成碳酸盐岩烃类包裹体及其捕获机制探讨

设计了在接近实际储层温压条件下,流体介质为纯原油时在冰洲石中合成烃类包裹体的实验。合成样品的显微观察及荧光分析证实实验成功合成了烃类包裹体,实验证明油气对晶体生长和包裹体的形成有抑制作用,但不会终止其形成,纯油条件晶体仍能生长捕获包裹体,水并不是矿物生长捕获烃类包裹体的必须条件。结合矿物润湿性实验及前人研究将碳酸盐岩烃类包裹体捕获机制归纳为3种情况:油水共存(水润湿)、油水共存(油润湿)及纯油条件。水润湿条件下由水溶液提供矿物质来源,较易形成包裹体; 油润湿条件下由水溶液和油中的极性组分共同提供矿物质来源; 纯油条件下由原油中的极性组分和裂解产生的有机酸提供物源,形成烃类包裹体较少,晶体生长受到抑制。     

渤海湾盆地东营凹陷北带油包裹体成分特征

油包裹体成分在油源对比和流体包裹体PVT热动力学模拟具有至关重要的作用。本文采用常规荧光光谱、定量荧光技术和在线压碎群体包裹体成分分析方法对东营凹陷北带沙三段和沙四段砂岩储层样品中的油包裹体成分进行分析。荧光光谱分析结果表明油包裹体荧光颜色从黄色-黄白色-白色-蓝白色到蓝色呈现连续变化特征,主波长范围在445nm至550nm之间,指示了东营凹陷北带捕获的包裹体中油的成熟度从低到高呈连续变化。观察到的发蓝白色荧光的油包裹体荧光光谱主波长均小于500nm,黄色荧光的油包裹体荧光光谱主波长大于500nm。油包裹体荧光光谱参数主波长和Q值反映发蓝白色和黄色荧光的油包裹体中饱和烃、芳烃、非烃含量和API明显不同,发蓝白色荧光的油包裹体中的烃类具有密度相对较小、成熟度较高的特征。定量荧光和群体包裹体成分结果也表明由于发蓝白色和黄色荧光的油包裹体成分不同导致QGF光谱以及TSF参数都具有明显的区别,发蓝白色荧光的油包裹体甲烷含量偏高,而发黄色荧光的油包裹体C₇-C₉含量相对偏高。     

异常高压驱动石油运移成藏——鄂尔多斯盆地延长组多相态烃类沸腾包裹体证据

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组裂隙充填的方解石脉中含有大量多相态烃类包裹体,包括固体沥青+液态油+气态烃3相包裹体、气/液比差别很大(最小仅为5%,最大超过70%)的液态油+气态烃二相包裹体以及纯液态油包裹体、盐水+液态油+气态烃3相包裹体等。岩相学观察表明,这些不同相态烃类包裹体是被同时捕获形成的共生不混溶包裹体,气/液比不同的烃类包裹体具有相近的均一温度,分布范围较小(74 ℃～117 ℃),综合分析认为它们是在沸腾状态下被同时捕获的。不同相态烃类包裹体显微傅里叶红外光谱和荧光光谱不同,表明其烃类成分的差异。油/源对比研究表明烃类包裹体与长8油层的原油均来源于长7烃源岩。结合盆地区域构造演化分析认为,延长组长7油层组厚层烃源岩层在埋藏热演化和油气形成过程中出现的过剩压力,在早白垩世油气形成高峰阶段达到顶峰,鄂尔多斯盆地在晚白垩世抬升和剥蚀产生的卸载作用导致延长组长7烃源岩层在超高压下破裂,其中积聚的石油因压力突降而沸腾并沿裂隙排出并运移进入特低渗致密砂岩储层成藏。     

塔中117井储层烃包裹体研究及油气成藏史

将一个烃包裹体视为一个小小的“油气藏圈闭”。若已知油气藏烃组分,应用 PVTpro4.0油藏烃类流体相态平衡软件,可以获取油气藏圈闭的组分 PVT 相图及捕获压力参数。本文首先对 TZ117井盐水包裹体和烃包裹体进行观察分析,将TZ117烃包裹体分成三期,然后在-170℃条件下利用喇曼测定烃包裹体中烃组分的相对含量,并输入 PVTpr04.0油藏烃类流体相态平衡软件中做出烃包裹体 PVT 相图,确定烃包裹体捕获压力。根据烃包裹体捕获压力,恢复三期烃包裹体形成时的深度,结合 TZ117埋藏史,研究 TZ117井油气成藏史。     

实验研究碳酸盐岩储层烃类包裹体不混溶捕获行为

认识储层烃类包裹体的捕获机制对于解释包裹体分析结果有着重要的意义.通过人工合成烃类包裹体实验,对碳酸盐岩储层烃类包裹体的不混溶捕获现象进行了探讨.通过对人工合成烃类包裹体的显微荧光、均一温度测试和拉曼光谱分析,对不混溶包裹体内捕获的物质进行了辨别.根据包裹体的相态特征和实验分析结果,可以将实验合成的不混溶包裹体归纳为两...     

实际储层温压条件下成功合成碳酸盐岩烃类包裹体及其启示意义

文中报道在实际储层温压条件下(150℃,40MPa,大约4km深度)成功合成了碳酸盐岩烃类包裹体。通过对合成烃类包裹体的显微观察、荧光分析和傅里叶变换红外光谱分析,证实合成了烃类包裹体,且与真实储层中的包裹体具有相似特征,探讨了油水不混溶条件下的流体包裹体捕获机制。实验研究给出4点重要启示:(1)油水不混溶是造成烃类包裹体和水溶液包裹体分带的主要原因;(2)油气快速成藏过程可以被流体包裹体记录;(3)实际储层温压条件下,合成烃类包裹体实验研究有望为储层包裹体分析提供依据和标准;(4)人工合成烃类包裹体为研究含油气条件下储层水-岩作用机理提供了一种有效手段。     

不同油水比条件下人工合成碳酸盐岩烃类包裹体特征实验研究

运用Roedder和Kopp（1975）等提出的裂隙愈合技术,以冰洲石为主矿物,成功合成了烃类包裹体,这为探讨碳酸盐岩烃类流体包裹体的形成机制提供了一条有效途径。通过对合成包裹体进行镜下岩相学观察、显微荧光分析及均一温度测定等实验分析,对烃类包裹体形成的控制因素作了初步探讨。流体包裹体分布特征表明,样品中合成的烃类及盐水包裹体数量随油水比的降低呈现逐渐增多的趋势,说明烃类物质对晶体生长和裂隙愈合具有一定的抑制作用,油水比过大不利于烃类包裹体的形成。显微测温结果显示,同一样品中烃类包裹体的均一温度要低于盐水包裹体的均一温度,且烃类包裹体的均一温度随着油水比增大而相对增高。对盐水包裹体的均一温度进行压力校正得出,与烃类包裹体共生的盐水包裹体的捕获温度可以反映烃类包裹体捕获温度。实验结果说明油水比例对烃类包裹体形成、分布及其测温结果都具有重要的影响,其他因素的影响程度有待进一步研究。实验结果显示,油气对晶体生长和包裹体的形成有抑制作用,油气包裹体的大量形成对应着油气充注的关键时期,烃类包裹体和共生的盐水包裹体的均一温度的差值随油水比的增高而增大。     

储层定量荧光技术及其在油气成藏研究中的应用

储层定量荧光技术,包括储层颗粒定量荧光(QGF)、储层萃取液定量荧光(QGF-E)、储层颗粒内部油包裹体定量荧光(QGF+)、全息扫描荧光(TSF)和油包裹体萃取液全息扫描荧光(iTSF)等系列技术,已广泛应用于现今油层(含残留油层)和古油层识别、油气成藏历史恢复、油气运移路径追踪以及原油性质测定等.与其他岩矿和有机地化方法相比,储层定量荧光技术具有快速、低成本、分辨率高和易操作等优势.详细介绍了储层定量荧光技术的原理、处理流程、参数意义及其在油气成藏研究中的具体应用实例:(1) 利用QGF和QGF-E技术可有效识别古油层和残留油层,重建油气藏演化历史;(2) 利用QGF-E技术可有效识别测井资料难以识别的致密油层,指导致密油勘探开发;(3) TSF、iTSF、QGF+光谱参数与地化参数之间有一定的内在联系,可以用来检测原油、储层萃取烃和烃类包裹体的地化特征,建立烃类包裹体之间及与原油的联系.还指出了储层定量荧光技术在应用中需要注意的问题以及在其他方面的应用前景.      

未熟-低熟油流体特征--以济阳坳陷古近系为例

对济阳坳陷古近系储层中流体包裹体的研究进一步证明，其油气属未熟—低熟油气。除了油藏埋深浅、地层时代新、为自生自储同生油藏外，还具下列特征：油气生成温度低，包裹体均一温度范围为53～115℃；处于低演化阶段，储层中主要的包裹体类型是纯液态烃包裹体及纯液体盐水溶液包裹体。包裹体烃类成分中重烃及丁烷含量高，重烃平均占总烃的52．14％，丁烷平均占总烃的14．46％；流体压力高，估算的流体压力范围是10．0～40．5MPa；盐度较高；还原环境；古地温梯度高，为3．830℃／100m等流体特征。研究结果为该坳陷油气成因及识别未熟—低熟油成油物理化学条件等提供了信息。     

三塘湖盆地流体包裹体研究及其应用

通过镜下观察,并对流体包裹体岩相学特征、不同包裹体组合特征和显微测温等方面进行分析,可以确定不同产状内包裹体形成的先后关系,同时依据烃类包裹体特征可以分析储层的烃类组成、烃类充注史、古流体压力和古流体势。根据三塘湖盆地包裹体岩相学特征、组合类型以及与烃类包裹体伴生盐水包裹体的均一温度,不同微裂隙内的包裹体按照其产状可分为两类:网状微裂隙内捕获的包裹体和单向微裂隙内捕获的包裹体。根据不同产状内的包裹体特征,分析得出它们是由不同流体来源在不同时期捕获的。根据古地温演化趋势图,通过测温数据推算三塘湖盆地条湖凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚侏罗世,马朗凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚白垩世。在计算包裹体流体势基础上做出古流体势图,显示各凹陷的北部较利于油气聚集,预测位于油气运聚路线上的马中构造带是有利油气聚集区。     

氧化镁烧结-电感耦合等离子体质谱法测定砂岩型铀矿中的痕量铼

砂岩型铀矿中铀的平均含量为635μg/g,而铼的含量仅为0.3~1.9μg/g,由于铼的含量低,准确测定高含量铀矿样中的低含量铼仍是分析化学的一个难题。本文建立了电感耦合等离子体质谱法测定砂岩型铀矿中痕量铼的方法。样品经过氧化镁烧结,热水浸提以及采用103Rh作内标元素等方式消除了铀、钼及其他基体元素对测定铼的干扰。在最佳条件下,痕量铼的检出限可低至0.12 ng/g,回收率达99.8%。本方法通过多种标准样品验证,铼的测定值与标准值吻合,对铼含量在0.06~180.57μg/g范围内的实际样品进行测定,相对标准偏差均小于1.5%,能够满足砂岩型铀矿等高含量铀矿中痕量铼的测定需求。     

单个油包裹体组分预测及其在油气成藏研究中的应用

了解单个石油包裹体详细的组分信息不仅有助于微观上定量认识油气充注过程中其成熟度的演化,还对精细刻画油气成藏过程中动力演化具有重要意义.根据石油包裹体热动力学原理,利用10个成熟度依次增大的已知组分的原油在匹配其饱和压力和改进气、液相摩尔体积计算前提下,建立了捕获不同组分原油的包裹体均一温度(Th_oil)与其在室温下(20 ℃)气泡充填度(F_v)关系的标准图版,从而通过对比实测的Th_oil和其室温下F_v与标准Th_oil-F_v图版,反推出油包裹体近似等效流体组分.对东营凹陷北带民丰深层油包裹体进行系统荧光分析、显微测温和包裹体体积3D重构等一系列的测定.结果表明丰8井和丰深1井各发生过两幕油气充注,其中丰8井第一幕油气充注(甲烷摩尔含量位于31%~35%之间)对其油气成藏贡献最大;而丰深1井第二幕充注的油气(甲烷摩尔含量大于60%)控制丰深1井凝析油藏成藏.从而为进一步厘定北带深层油气充注PVTxt史奠定基础.      

柴达木盆地西部英东地区油气成藏过程

柴达木盆地西部英东地区多期构造运动导致油气分布复杂,勘探难度大.采用油气地球化学、流体包裹体、定量荧光以及傅里叶红外光谱等方法系统分析英东地区油气成藏演化过程.研究表明:(1)英东地区新近系储层发育黄色和蓝色荧光两类油包裹体和天然气包裹体,黄色荧光和蓝色荧光油气包裹体对应两期油气充注时间分别为12 Ma和5 Ma.(2)现今油藏原油具有同源-低熟的特点,黄色荧光油包裹体成熟度较低与现今油藏原油特征相似, 是现今油藏的主要贡献者.(3)蓝色荧光油包裹体的成熟度较高,蓝色荧光油包裹体和气烃包裹体是早期低熟原油沿后期构造产生的断层疏导体系向上调整运移至浅层分馏和脱气的产物.通过以上分析明确了英东油藏经历了下油砂组(N₂1)沉积末期(12 Ma)的低熟原油充注和上油砂组(N₂2)沉积末期(5 Ma)至今油气调整与改造的成藏过程, 与喜山期主要构造活动期有很好的对应关系,反映构造活动对油气成藏具有重要控制作用.      

储层烃类包裹体类型识别与PVT模拟方法

正确判识烃类包裹体的类型与准确的PVT模拟结果对于含油气盆地储层包裹体研究和应用有着重要的意义。目前有关烃类包裹体类型的分析方法有显微冷冻测温分析、荧光光谱分析、显微激光拉曼光谱分析及傅里叶变换红外光谱分析等方法。显微测温分析是研究包裹体相变特征的基本方法,也是判断烃类包裹体含油类型的简单而有力的工具。根据烃类包裹体的相变特征结合光谱分析结果可以识别不同类型的油气,如重质油、轻质油、湿气、干气和凝析气等。根据其临界点的高低也可以判断其含油类型。在对烃类包裹体判识的基础上,对包裹体进行PVT模拟是准确获取油气成藏温压条件的重要手段,但PVT模拟的难点是难以获取单个烃类包裹体的成分,这将是未来烃类包裹体研究的重要内容之一。     

库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征及油气充注史

库车坳陷东部油气地质条件复杂,天然气成因与油气充注时间存在争议,油气充注史不明,制约其油气勘探进程。利用天然气组分、碳同位素组成、流体包裹体岩相学与均一温度等分析测试数据,结合沉积埋藏史及构造演化史,研究了库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征、天然气成因类型及油气充注时间,分析了油气充注成藏过程。结果表明：吐格尔明地区天然气组分以甲烷为主,甲烷含量为75.56%～90.11%,干燥系数为0.79～0.93;δ¹³C₁和δ¹³C₂值为-35.73‰～-33.80‰和-26.41‰～-25.30‰,天然气成因类型属于成熟阶段的煤成气。吐格尔明地区侏罗系砂岩储层发育两类流体包裹体,分别为黄色液态烃包裹体和蓝白色荧光的气液烃包裹体、灰色的气烃包裹体,表明该区存在两期油气充注,第一期为13～7 Ma的原油充注,第二期为2.6 Ma以来的天然气充注。康村组早中期,吐格尔明地区烃源岩形成的原油充注至宽缓背斜圈闭中保存;库车组晚期,侏罗系克孜勒努尔组与阳霞组发育良好的源储组合,天然气近距离充注成藏。     

库车坳陷克深大气田白垩系致密砂岩储层古流体地球化学特征研究

采用包裹体岩相学、均一温度、盐度、含油包裹体丰度、储层颗粒荧光定量实验分析方法,对库车坳陷克深大气田白垩系巴什基奇克组储层致密砂岩样品进行测试,剖析克深大气田深层致密砂岩储层古流体地球化学特征与油气充注。结果表明,克深大气田发育两期油气包裹体,分别为发亮蓝色荧光的轻质油包裹体与灰黑色的气态烃包裹体。克深大气田包裹体均一温度分布存在130~140 ℃与150~160 ℃两个主峰值,相应的古盐度值为16%~10%与12%~4%,表明有两期烃类流体充注,其中天然气高强度充注发生在2.5 Ma以来。含油包裹体丰度分布在2.1%~13.4%之间,QGF指数为2.2~9.6,QGF-E强度为20~38 pc,揭示克深大气田形成过程中曾经存在强度较弱的轻质油充注。     

一种有效的油气成藏研究手段——有机包裹体生物标志物分析：以渤海中部沙东南构造带为例

包裹体生物标志物分析实现了包裹体烃与储层烃的直接对比，是目前最有效的有机包裹体成分分析方法之一。由于一般情况下成熟早期原油密度较高，其中高分子量的生物标志物浓度亦高，因此，虽然该方法为群体包裹体分析结果，事实上包裹体生物标志物主要反映早期烃流体的特征，因而该方法可用于追朔油气成藏过程中石油组成的变化。本文详细介绍了压碎法包裹体烃生物标志物分析方法，并应用该方法分析了渤海中部沙东南构造带油气成藏过程。认为沙垒田凸起上CFD11-1油田的原油为沙河街组与东营组下段混合来源，其成藏过程是：早期沙河街组一段、三段形成的成熟度低到中等的油首先充注在近凹陷的构造中(如CFD18—2构造)，晚期(上新世时)东营组下段成熟油及沙河街组生成的高成熟油充注近凹的构造，并将早期注入的成熟度相对低的油向构造高部位排驱，排驱过程中有部分晚期生成的油气混合一起进入浅层，在远离凹陷的凸起上成藏(CFD11-1油藏)。作者认为，在近凹的低凸起及潜山构造是寻找轻质油和天然气的有利区带。     

油包裹体荧光颜色及其成熟度关系

近年来有机包裹体在石油地质领域中的广泛应用, 为油气勘探与评价注入了新的活力.有机包裹体特别是油包裹体的荧光颜色是鉴定有机包裹体和指示油气成熟度的有效手段.本文在论述有机包裹体荧光机理的基础上, 依据不同盆地样品的实验观测结果, 从油包裹体荧光的强度、波长、颜色以及与有机包裹体同期的盐水包裹体的均一温度等关系进行分析, 证明可以运用油包裹体荧光颜色和平均均一温度等综合指示油气的成熟度.      

辽东湾坳陷新近系特-超稠油油藏特征及形成机理

辽东湾坳陷新近系河流相块状特-超稠油油藏模式极其特殊,具有弧形的外含油边界和波状起伏的油水界面,油水关系复杂,出现了大型的油水倒置现象.通过对储层物性和含油性、岩石薄片、流体包裹体荧光观察和饱和烃芳烃色-质谱等资料的研究表明:这种特殊的油藏模式受储层渗透率分布的影响,研究区在垂向上自下而上河道滞留、心滩和河漫滩三种沉积微相以河道形式依次叠置,呈现出旋回性特征;在河漫滩和心滩顶部,以及多期河道滞留沉积微相叠加形成的厚层粗碎屑段,由于较高泥质含量及粗粒碎屑沉积的影响,发育渗透率相对较差的层段,形成不同规模的“物性分隔层”,成为储层含油性和原油地球化学特征规律性变化的边界.      

鄂尔多斯盆地南部延长组油气成藏期次研究

为了研究鄂尔多斯盆地南部延长组油气成藏期次和成藏模式,采取镜下观察、激光拉曼、显微测温等方法对盆地南部地区延长组储层成岩作用和包裹体的特征进行了研究,并结合烃源岩生烃史、盆地热演化史,综合分析研究区延长组成藏期次。研究结果表明:鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两期油气包裹体:第一期油气包裹体在荧光显微镜下呈蓝绿色或深绿色的液烃包裹体,丰度较低,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为100~110 ℃;第二期油气包裹体以气液烃包裹体为主,包裹体在单偏光下为无色或淡黄色,荧光显微镜下为亮蓝色,丰度较高,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为130~140 ℃。通过对油气包裹体的均一温度、盐度、密度研究明确了研究区为“一期两幕”成藏,结合盆地热演化史认为鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两次油气充注:第一次油气充注在早白垩世中期(距今115~125 Ma),第二次油气充注主要在早白垩世晚期(距今97~105 Ma)。两次油气充注表明鄂尔多斯盆地南部地区延长组油气成藏时期为早白垩世(距今97~125 Ma)。