劉慶順 楊 波 楊海風(fēng) 郭 濤 吳景超 王利良

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

儲層定量熒光技術(shù)在渤海油田油層判別及油氣充注過程分析中的應(yīng)用*

劉慶順 楊 波 楊海風(fēng) 郭 濤 吳景超 王利良

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

劉慶順,楊波,楊海風(fēng)，等.儲層定量熒光技術(shù)在渤海油田油層判別及油氣充注過程分析中的應(yīng)用[J].中國海上油氣，2017,29(2)：27-35.

LIU Qingshun,YANG Bo,YANG Haifeng,et al.Application of quantitative fluorescence techniques in oil zone identification and hydrocarbon charging process research in Bohai oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):27-35.

通過對渤海油田16口井204塊次樣品進(jìn)行儲層萃取液定量熒光(QGF-E)分析，表明現(xiàn)今油層的QGF-E強(qiáng)度普遍大于40 pc，且熒光光譜在370 nm附近有明顯的熒光峰，可作為渤海油田的油層判別界限值和參考依據(jù)。應(yīng)用顆粒定量熒光(QGF)技術(shù)并結(jié)合烴類包裹體和甾烷異構(gòu)化分析對曹妃甸6-4油田充注過程進(jìn)行了重構(gòu)，認(rèn)為古近系與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，早期為低成熟度的烴類充注成藏，晚期為高成熟度的烴類充注成藏；而新近系油藏僅有晚期高成熟烴類充注成藏。本文研究成果可為渤海油田油層判別及油氣成藏過程研究提供新的可靠證據(jù)。

顆粒定量熒光；儲層萃取液定量熒光；油層判別；油氣充注過程；渤海油田

儲層定量熒光技術(shù)是一項高靈敏度的烴類熒光檢測技術(shù)，它通過定量檢測儲層顆粒內(nèi)部油包裹體及顆粒表面吸附烴的熒光光譜和熒光強(qiáng)度等信息，來反映儲層顆粒內(nèi)部烴類包裹體豐度及儲層的含烴飽和度，進(jìn)而用來判別古油層、現(xiàn)今油層及水層，其中儲層顆粒定量熒光(QGF)技術(shù)及儲層萃取液定量熒光(QGF-E)技術(shù)應(yīng)用最為廣泛[1-2]。

儲層定量熒光技術(shù)具有快速、簡便、經(jīng)濟(jì)、靈敏度高、檢測熒光波段長等特點。一般情況下3～5 d即可完成一批次樣品分析，能夠滿足油田快速評價的需求；同時，分析化驗所需樣品量少，通常巖屑取樣量為20～50 g，而巖心取樣量僅為5～10 g；該技術(shù)利用高靈敏度的熒光分光光度計對樣品熒光光譜信息進(jìn)行檢測，可檢測到濃度低于10×10-6的烴類，檢測靈敏度高。由于儲層定量熒光技術(shù)具有這些優(yōu)點，已廣泛應(yīng)用到現(xiàn)今油層、殘留油層和古油層識別，以及油氣運(yùn)移路徑追蹤和成藏歷史恢復(fù)等方面[3]。

由于受原油性質(zhì)、儲層性質(zhì)及包裹體發(fā)育程度等因素影響，不同地區(qū)油層的QGF界限值有所不同，沒有一個明確的界限值來判別油層和水層，因此須對渤海油田樣品進(jìn)行系統(tǒng)的分析和對比，建立適合本地區(qū)的油層判別方法和依據(jù)。同時，隨著渤海油田勘探節(jié)奏加快，儲層顆粒定量熒光技術(shù)可以對油氣充注和成藏過程進(jìn)行快速評價，從而彌補(bǔ)傳統(tǒng)包裹體分析周期長、費(fèi)用高的不足。

筆者通過對渤海油田16口井204塊次樣品進(jìn)行篩選、統(tǒng)計分析和對比，嘗試建立適合本地區(qū)的QGF-E油層判別方法或參考依據(jù)；同時，以曹妃甸6-4油田為例，結(jié)合烴類包裹體及甾烷異構(gòu)化分析，探討QGF技術(shù)在油氣充注過程研究中的應(yīng)用。

1 實驗方法及原理

本次研究所有樣品數(shù)據(jù)由中國石油大學(xué)(北京)王飛宇教授分析并提供。樣品經(jīng)過標(biāo)準(zhǔn)化清洗流程：首先，將原始樣品經(jīng)過適當(dāng)破碎、輕微研磨，然后篩選出80 mash粒徑作為分析樣品，依次用二氯甲烷、雙氧水及鹽酸對樣品進(jìn)行處理、烘干，最終使巖樣呈顆粒狀態(tài)(通過鏡檢確定)，其主要含有石英和長石，在Varian熒光分光光度計中測定巖樣的熒光強(qiáng)度，即可得到QGF分析主要參數(shù)QGF指數(shù)(QGFI)、最大顆粒熒光強(qiáng)度對應(yīng)的波長(λmax)及半峰寬(Δλ)。將烘干后的巖樣用一定體積的二氯甲烷抽提，測定抽提液的熒光強(qiáng)度，即可得到QGF-E分析主要參數(shù)顆粒萃取液熒光強(qiáng)度(IQGF-E)及顆粒萃取液最大熒光強(qiáng)度對應(yīng)的波長(λQGF-E)[4-6]。其中，QGFI為375～475 nm之間熒光強(qiáng)度的平均值與300 nm附近熒光強(qiáng)度的比值；IQGF-E為將顆粒萃取液的最大熒光強(qiáng)度(Imax)歸一到1 g儲層顆粒和20 mL萃取液之后得到的光譜強(qiáng)度[2，7-9](圖1)。

圖1 QGF光譜及其參數(shù)Fig .1 QGF spectrum and the parameters

QGF光譜反映了顆粒內(nèi)部油包裹體及顆粒表面部分殘留吸附烴的熒光特征，QGF強(qiáng)度越大，油包裹體豐度越高，原始含油飽和度越大，可作為識別古油層的標(biāo)志。QGF參數(shù)λmax是區(qū)分不同類型、不同成熟度烴類的重要參數(shù)，凝析油和輕質(zhì)油發(fā)射光譜具有特征波長相對小、且向短波長方向傾斜的特征，其λmax為375～475 nm；而重質(zhì)油發(fā)射光譜具有特征波長相對大、波峰較寬的特征，光譜曲線往往在475 nm 附近形成寬峰。也就是說，QGF兩個參數(shù)λmax及Δλ隨著原油密度增大而逐漸增大。IQGF-E反映儲層顆粒表面吸附烴的熒光特征，可用于現(xiàn)今油層或殘留油層的判定。一般情況下，現(xiàn)今油層或殘留油層樣品的QGF-E光譜具有較高的熒光強(qiáng)度，而水層樣品的QGF-E光譜強(qiáng)度很低且很平緩。QGF-E參數(shù)λQGF-E同樣可以反映原油的成分和成熟度[10-11]。

2 應(yīng)用QGF-E技術(shù)判別現(xiàn)今油層和水層

2.1 數(shù)據(jù)選取

為了確保統(tǒng)計樣本數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性和可對比性，剔除掉2類樣品：測井解釋泥巖夾層，此類樣品的巖性不能作為有效儲層；強(qiáng)非均質(zhì)性儲層，該類樣品流體性質(zhì)暫未明確。最后共篩選出16口井204組具有明確油水性質(zhì)的有效樣本(表1)。

2.2 QGF-E強(qiáng)度界限值的確定

將204組有效樣本的QGF-E熒光強(qiáng)度IQGF-E及λQGF-E投到圖版中(圖2)，可以看出，現(xiàn)今油層和差油層的IQGF-E為27～6 000 pc，大部分大于40 pc，且λQGF-E為352～399 nm，集中于370 nm附近。油層樣品熒光光譜在370 nm附近有明顯的熒光峰，這與四環(huán)芳烴和極性化合物在二氯甲烷溶劑中的熒光光譜相似。而水層的IQGF-E為5～225 pc，大部分小于40 pc，且λQGF-E較為散亂地分布于301～380 nm之間。水層樣品熒光光譜具有光譜形態(tài)平緩、無明顯峰的特點(圖2a)。由于油水同層、含油水層處于油水界面附近，其IQGF-E變化較大，介于5～2 582 pc之間，無明顯規(guī)律，其λQGF-E分布于300～415 nm之間，大部分處于370 nm附近(圖2b)。

綜上分析認(rèn)為，根據(jù)QGF-E的2個主要參數(shù)IQGF-E及λQGF-E可有效判別現(xiàn)今油層、水層，卻難以將過渡帶的油水同層、含油水層與油層、水層區(qū)分開來。渤海油田現(xiàn)今油層IQGF-E值大都大于40 pc，最小為27 pc，且熒光光譜在370 nm附近有明顯的熒光峰，以此可作為渤海地區(qū)油層的界限值或參考依據(jù)。

圖2 渤海油田QGF-E判別油層圖版Fig .2 Qil zone identification by QGF-E in Bohai oilfield

2.3 實例驗證

通過分析墾利10-4油田KL10-4-A井樣品的IQGF-E及其光譜形態(tài)，認(rèn)為在2 060～2 220 m深度段存在2套不同的油水系統(tǒng)。其中第1套油水系統(tǒng)位于2 060～2 140 m，測井解釋油層段2 065 m的樣本點IQGF-E較大(28.9 pc)，λQGF-E為379 nm，光譜形態(tài)在370 nm附近有明顯峰值，具有典型的油層特征；測井解釋水層段2 105、2 135 m的樣本點IQGF-E均較弱(分別為10.2、11.0 pc)，λQGF-E分別為307、308 nm，且光譜形態(tài)平緩、近于基線、無明顯峰值，具有典型水層的特征。第2套油水系統(tǒng)位于2 150～2 220 m深度段，測井解釋油層段2 165、2 175 m的樣本點IQGF-E值高(分別為86.9、110.6 pc)，λQGF-E分別為373、374 nm，光譜形態(tài)在370 nm附近有明顯峰值，具有典型油層的特征；而測井解釋水層段2 215 m的樣本點IQGF-E較低(僅為14.4 pc)，且光譜形態(tài)平緩、近于基線、無明顯峰值，具有典型水層的特征(圖3)。

需要注意的是，QGF-E光譜形態(tài)不僅與樣品的含烴量有關(guān)，還與樣品的質(zhì)量有關(guān)。比如，KL10-4-A井1 982 m樣品的IQGF-E值(83.6 pc)高于2 005 m樣品(47.59 pc)，而前者光譜形態(tài)比后者光譜形態(tài)低，這是由于1 982 m樣品質(zhì)量(0.2 g)小于2 005 m樣品質(zhì)量(2.1 g)。

圖3 KL10-4-A井QGF-E強(qiáng)度及光譜形態(tài)Fig .3 QGF-E intensity and spectral shape of Well KL10-4-A

3 應(yīng)用QGF技術(shù)重構(gòu)烴類充注過程

QGF技術(shù)可對儲層微觀充注機(jī)理、油藏充注史及成藏演化等方面進(jìn)行研究[12-14]。以曹妃甸6-4油田新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組及古近系東營組油藏為例，探討該技術(shù)在渤海油田烴類充注過程等方面的應(yīng)用。

3.1 數(shù)據(jù)選取

曹妃甸6-4油田共進(jìn)行了6口井73塊次QGF分析。為了確保統(tǒng)計樣本數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性和可對比性，剔除掉測井解釋為水層、含油水層及油水同層的樣品，僅保留測井解釋為油層的樣品，共計9個，其中新近系樣品6個，古近系樣品3個(表2)。

3.2 充注過程分析

曹妃甸6-4油田9個樣品的QGF指數(shù)為6.1～47.3，均大于4，且光譜具有明顯特征峰(圖4)，說明成藏期發(fā)生過烴類充分充注過程。新近系樣品QGF光譜形態(tài)特征一致，均具有明顯的單峰結(jié)構(gòu)，其參數(shù)λmax較小，為414～423 nm，集中分布在420 nm附近，且半峰寬Δλ也較小，為120～186 nm，反映顆粒內(nèi)部包裹烴性質(zhì)較輕(圖4a)。結(jié)合渤海油田熱史，較輕的包裹烴反映新近系油藏具有晚期快速成藏特征[15-18]。而古近系樣品的QGF光譜形態(tài)具有明顯的雙峰結(jié)構(gòu)特征,其中第1個峰光譜強(qiáng)度較弱(不足5 pc)，波長分布在420nm附近，反映包裹烴性質(zhì)較輕；第2個峰光譜強(qiáng)度較強(qiáng)(6～7 pc)，波長對應(yīng)于QGF參數(shù)λmax介于467～505 nm之間，反映包裹烴性質(zhì)較重(圖4b)。2種不同性質(zhì)的包裹烴說明古近系油藏發(fā)生過2期烴類充注。另外，古近系樣品QGF光譜第1個峰的波長與新近系樣品QGF參數(shù)λmax均位于420 nm附近，說明包裹烴性質(zhì)相近，表明古近系油藏與新近系油藏在晚期發(fā)生過相近期次的烴類充注過程。

表2 曹妃甸6-4油田油層樣本QGF檢測結(jié)果Table 2 QGF results of oil samples in CFD 6-4 oilfield

圖4 曹妃甸6-4油田油層樣品QGF光譜Fig .4 QGF fluorescence spectral of oil samples in CFD6-4 oilfield

曹妃甸6-4油田烴類包裹體分析同樣能夠反映古近系與新近系油藏具有不同烴類充注特征(圖5)。該油田新近系油藏僅有1個期次的油氣包裹體，發(fā)育于砂巖石英顆粒成巖次生加大期后，沿切穿砂巖石英顆粒的微裂隙成帶狀分布，包裹體液烴呈淡黃色，顯示黃綠色熒光，反映晚期高成熟度的輕質(zhì)烴類(圖5a—c)。新近系油藏的油氣包裹體特征與新近系油層樣品QGF光譜的單峰結(jié)構(gòu)相對應(yīng)。古近系油藏發(fā)育2個期次的油氣包裹體，其中第1期油氣包裹體發(fā)育于砂巖石英顆粒成巖次生加大早中期，沿石英顆粒加大邊內(nèi)側(cè)成帶分布，為呈深褐色的重質(zhì)油包裹體(圖5d)；第2期油氣包裹體發(fā)育于砂巖石英顆粒成巖次生加大期后，沿切穿砂巖石英顆粒的微裂隙成線狀分布，包裹體液烴呈淡黃色，顯示黃綠色熒光(圖5e—f)。古近系油藏2期烴類包裹體與古近系油層樣品QGF光譜的雙峰結(jié)構(gòu)一致。

曹妃甸6-4油田原油甾烷異構(gòu)化分析結(jié)果也與QGF分析結(jié)果相一致。新近系原油的C29ββ/(ββ+αα)為0.45～0.50，C2920S/(20S+20R)為0.40～0.45，這2個參數(shù)均較大，反映原油成熟度較高，且分布較為集中，說明具有相近期次的烴類充注過程(圖6)。古近系原油的C29ββ/(ββ+αα)及C2920S/(20S+20R)分散在2個區(qū)域，第1個區(qū)域原油C29ββ/(ββ+αα)為0.40～0.45，C2920S/(20S+20R)為0.39～0.40，反映原油成熟度較低；第2個區(qū)域原油C29ββ/(ββ+αα)為0.46～0.53，C2920S/(20S+20R)為0.43～0.45，反映原油成熟度較高(圖6)。

綜上所述，曹妃甸6-4油田古近系與新近系油藏具有不同的烴類充注過程。其中，古近系油藏具有典型的2期成藏特征，早期為低成熟度的烴類充注成藏，晚期為高成熟度的烴類充注成藏；而新近系油藏僅具有晚期高成熟烴類充注成藏過程。

注：(a)1 893 m，N1g，細(xì)砂巖，UV激發(fā)熒光照片，粒間孔隙及微裂縫顯示較強(qiáng)黃綠色熒光；(b)1 893 m，N1g，細(xì)砂巖，單偏光照片，沿微裂隙分布，呈淡黃色的輕質(zhì)油包裹體；(c)1 893 m，N1g，細(xì)砂巖，UV激發(fā)熒光照片，輕質(zhì)油包裹體顯示黃綠色熒光；(d)2 928 m，E3d3，細(xì)砂巖，單偏光照片，環(huán)石英顆粒加大邊內(nèi)側(cè)成帶分布，呈深褐色的重質(zhì)油包裹體；(e)2 928 m，E3d3，細(xì)砂巖，單偏光照片，沿切穿石英顆粒及其加大邊的成巖期后微裂隙成帶分布，呈淡黃色—灰色的輕質(zhì)油-氣包裹體；(f)2 928 m，E3d3，細(xì)砂巖，UV激發(fā)熒光照片，輕質(zhì)油-氣包裹體顯示黃色熒光。

圖5 CFD6-4-g井烴類包裹體特征

Fig .5 Hydrocarbon inclusion characteristics of Well CFD6-4-g

圖6 曹妃甸6-4油田原油C29甾烷異構(gòu)化Fig .6 Crude oil C29 sterane isomerization in CFD6-4 oilfield

4 結(jié)論

1) 渤海油田現(xiàn)今油層的QGF-E強(qiáng)度普遍大于40 pc，且熒光光譜在370 nm附近有明顯的熒光峰，可作為渤海油田油層的界限值或參考依據(jù)，依據(jù)QGF-E熒光強(qiáng)度及其光譜形態(tài)可有效識別現(xiàn)今油層和水層。

2) 應(yīng)用QGF光譜及其參數(shù)λmax分析顆粒內(nèi)部的包裹體烴類性質(zhì)，進(jìn)而研究油氣充注過程，并結(jié)合烴類包裹體及甾烷異構(gòu)化分析，確定曹妃甸6-4油田古近系油藏發(fā)生過2期油氣充注，其中早期為低成熟度的烴類充注成藏，晚期為高成熟度的烴類充注成藏，新近系油藏為晚期高成熟的烴類充注成藏。

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(編輯：張喜林)

Application of quantitative fluorescence techniques in oil zone identification and hydrocarbon charging process research in Bohai oilfield

LIU Qingshun YANG Bo YANG Haifeng GUO Tao WU Jingchao WANG Liliang

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

According to quantitative grain fluorescence on extract(QGF-E) study of 204 samples from 16 wells in Bohai oilfield, the results show that QGF-E fluorescence intensity of present oil zone is generally larger than 40 pc, and fluorescence spectrum has obvious fluorescence peak near 370 nm, which can be used as oil zone threshold and reference in Bohai oilfield. Combining hydrocarbon inclusion and sterane isomerization information, hydrocarbon accumulation processes are analyzed with quantitative grain fluorescence(QGF) information in CFD6-4 oilfield, and the results show that the Paleogene and Neogene reservoirs have different hydrocarbon accumulation processes. The Paleogene reservoir has 2-stage accumulation characteristics, in which it is charged with low mature hydrocarbon in the early stage and with high mature hydrocarbon in the late stage. The Neogene reservoir is late accumulation with high maturity hydrocarbon. The study can provide a new and reliable evidence for oil zone identification and hydrocarbon accumulation process in Bohai oilfield.

quantitative grain fluorescence; quantitative grain fluorescence on extract; oil zone identification; hydrocarbon charging process; Bohai oilfield

劉慶順，男，工程師，2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)并獲碩士學(xué)位，從事渤海油田勘探地質(zhì)研究工作。地址：天津市濱海新區(qū)海川路2121號渤海石油管理局B座1023室(郵編：300459)。E-mail:liuqsh5@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0027-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.004

TE122.1

A

2016-07-05 改回日期：2016-12-13

*“十二五”國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)(編號：2011ZX05023-002)”部分研究成果。