库车前陆盆地玉东地区白垩系油气成藏过程

利用流体包裹体岩相学观察和显微测温、定量荧光分析和盆地模拟技术,研究了库车前陆盆地玉东地区白垩系储集层油气成藏过程。结果表明,玉东地区经历了晚期油、气充注和后期调整富集。其成藏过程：①来自库车坳陷中侏罗统的湖相原油在距今4 Ma时充注到玉东地区下白垩统储集层,充注量较少,形成的轻质油包裹体丰度较低,黄色荧光轻质油包裹体记录了该期原油充注;②来自库车坳陷中-下侏罗统的煤型天然气在距今3.5 Ma时充注进来,天然气对早期原油气洗,轻质组分溶解到天然气中形成次生凝析气,重质组分和沥青质富集残留,蓝白色荧光油包裹体和气烃包裹体记录了该期天然气充注;③随着天然气持续充注和库车组沉积晚期构造抬升,天然气与早期原油发生混合作用的同时,在浮力驱动下,向上运移,并在古近系膏泥岩盖层之下富集成藏,形成凝析气藏。现今气水界面位于深度为4 776 m处,该界面之下形成以凝析油、重质油和沥青质为主的残余油藏,残余油水界面位于深度4 798.5 m处,但残余油饱和度较低。     

库车坳陷迪北气藏2期油气充注古流体证据

采用包裹体岩相学观察、显微测温、储层定量颗粒荧光分析、红外光谱分析及油气地球化学分析等方法,从古流体证据的角度对迪北气藏的油气充注历史进行研究。结果表明迪北气藏具有2期油气充注特征：第Ⅰ期主要源自三叠系湖相烃源岩排出的油,对应于镜下发浅黄色荧光的油气包裹体,红外光谱分析表明其成熟度相对较低,定量颗粒荧光分析表明存在古油藏,也是此期原油充注的证据;第Ⅱ期主要源自侏罗系煤系烃源岩排出的天然气,对应于发蓝白色荧光的油气包裹体,红外光谱分析表明其成熟度相对较高,且此期高成熟天然气充注使得早期充注的原油遭受气洗脱沥青作用。迪北气藏的2期油气充注使其具有中新世早中期的原油充注、上新世以来的致密深盆气藏叠加、西域期以来的致密气藏调整改造再富集的成藏过程。     

利用流体历史分析技术研究库车坳陷大北气田油气充注史

运用流体包裹体岩相学、均一温度、含油包裹体丰度及储层颗粒荧光定量等多种流体历史分析方法,对塔里木盆地库车坳陷大北气田储层古流体特征、油气充注期次和时间进行了研究,并结合构造演化及沉积埋藏史恢复了大北气田油气充注史。研究表明,库车坳陷大北气田发育2期油气充注：第一期为6~4Ma的凝析油充注,该期充注被蓝白色荧光液态烃包裹体记录下来,QGF波长峰值也显示凝析油的特征,QGF指数分布在1.7~24之间,表明凝析油在大北古构造内形成有效充注,聚集形成古油层,库车中期凝析油沿穿盐断裂大量散失;第二期为3Ma至今的天然气充注,灰黑色的气态烃包裹体记录了该期充注,QGF-E谱图显示烃类流体整体偏轻,轻质的烃类流体充注与晚期的油气快速充注是该地区含油包裹体丰度偏低的原因。库车组沉积晚期以来天然气持续充注、优良储盖组合与构造演化的时空配置使该时期成为大北气田的主要成藏期,具有晚期成藏的特点。     

库车坳陷克拉2气田油气充注和超压对储层孔隙的影响

为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素,在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上,采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史,并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明,库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6 000 m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下,砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有：①高的定量荧光参数QGF指数和QGF-E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高,而在古油水界面之下,砂岩孔隙度和渗透率都很低;②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期,对应砂岩储层的埋藏深度比较小,孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。     

库车前陆盆地吐北2构造油气充注过程分析

基于定量颗粒荧光、流体包裹体等技术,结合埋藏史、热史及生烃史对库车前陆盆地吐北2构造的油气充注史进行分析。分析结果表明,储层的QGF指数均大于5,表示测点的深度层段均为古油层段;而大部分层段的QGF-E强度都大于20pc,显示出残余油层的特点;TSF显示油质成分单一,说明现今储层烃类具有同源的特点。结合流体包裹体及储层沥青分析表明吐北2构造经历了3期油气充注:中新世康村组晚期(11~6Ma)经历了成熟油气的充注,包裹体显示出黄色、黄白色的荧光,由于后期断层穿盐导致古油藏破坏形成储层沥青;随着埋深加大,膏盐岩发生强烈的塑性流动使断裂愈合,同时伴随着轻质油的充注(4.5~2Ma),对应的包裹体显示出蓝色的荧光;上新世库车组末期(2.5Ma)储层又经历一期高过成熟气的充注,与第二期轻质油充注连续无间断。由于研究区白垩系储层普遍发育泥岩隔层,导致部分层段现今仍存在残余油层。     

库车坳陷阿瓦特地区油气动态演化过程

阿瓦特地区为库车坳陷克拉苏构造带上的典型含气区域。基于储层定量颗粒荧光测试手段、流体包裹体分析技术及储层沥青特点,结合埋藏史及热史,对其油气动态演化过程进行分析。结果表明:阿瓦特地区定量颗粒荧光QGF指数普遍超过4,QGF光谱峰值集中在400 nm左右,油包裹体主要呈现蓝色荧光,结合均一温度及埋藏史认为,第1期成熟轻质油充注时期约为15.0 Ma;晚期天然气充注时间大致为2.5 Ma,黑色气包裹体记录了该期充注,天然气充注对早期油藏进行改造在储层中形成了残余沥青,不同层段含油性相差较大可能是由于储层物性差异造成的。     

南阳凹陷古近系核桃园组二段储集层流体包裹体

根据南阳凹陷东庄、张店和北马庄油田古近系核桃园组二段储集层岩心样品的流体包裹体资料，对核二段储集层油气充注史和主成藏期进行了研究。对各期次流体包裹体的均一温度、盐水包裹体的盐度以及油包裹体的荧光观察等综合分析表明，核二段储集层共经历3期热流体活动，前两期发生油充注。时间温度埋藏史研究表明，第一期油充注发生于凹陷逐渐抬升的廖庄组沉积期及之后的整体抬升剥蚀阶段，第二期油充注发生于凹陷再次下沉接受沉积的拗陷期。综合油包裹体荧光分析、均一温度分布特征和油充注时生油凹陷烃源岩的热演化特征认为，第一期油充注以低-中成熟原油为主，对成藏贡献不大；第二期以中-高成熟原油为主，为南阳凹陷主要充注成藏期。图7表1参14     

川东北元坝地区长兴组流体包裹体特征及油气充注史

元坝气田长兴组生物礁(滩)相天然气藏是川东北地区近期勘探的热点。采用流体包裹体显微荧光技术和测温技术,结合IES(Integrated Exploration Systems)软件模拟的埋藏史和热演化史,对该区油气充注时间和成藏期次进行了研究。结果表明,元坝地区长兴组生物礁储集层大致经历了晚三叠世和晚三叠世–早白垩世2 期原油充注。烃源岩生烃高峰与原油充注时间的高度匹配是元坝气田成藏的重要因素之一。     

库车坳陷吐北1 井区古流体演化过程

塔里木盆地库车坳陷吐北地区受膏盐岩和断层的综合影响，其流体的历史演化过程复杂，但过去对此研究较少，制约 了对该区油气分布规律的认识。为此， 对吐北1 井区的储集层进行了流体包裹体分析和定量颗粒荧光分析，并结合构造演化史、埋藏史、 热演化史和生烃史恢复了该区的古流体演化过程。研究结果认为，该区经历了2 期油气充注：①第一期为中新世-上新世康村组（N_1-2k） 早中期（距今16 ～ 9 Ma）原油充注，对应的包裹体荧光呈黄色、黄白色，各层段的定量颗粒荧光（QGF）指数均大于4，表明储层 早期的确存在古油藏；而后期由于膏盐岩被断层切穿使得早期流体逸散，形成储层中的残余沥青，现今的储层表面吸附烃的三维全 息扫描荧光光谱普遍显示单峰，也证明早期原油逸散。②第二期为上新世库车组（N₂k）沉积晚期（距今3 Ma）天然气和轻质油充注， 对应的包裹体为赋存于石英颗粒边缘的蓝色荧光包裹体以及黑色气态烃包裹体；该时期膏盐岩盖层埋深加大，强烈的塑性流动恢复 了盖层的封盖能力，同时喜马拉雅造山运动使得圈闭剧烈隆升，聚集了大量的天然气和少量的轻质油。     

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气藏形成过程

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气资源丰富,勘探程度低,厘清成藏过程对该区油气勘探具有重要的指导意义。利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法,结合原油和天然气的物理及地球化学特征,以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析,系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的形成过程。研究表明：①独山子背斜头屯河组储集层中存在2期烃类包裹体,第一期为黄色荧光的液烃包裹体,烃类以低成熟—成熟原油为主,该期包裹体丰度低,油气充注强度较低,未形成规模油气藏;第二期为发蓝色荧光的成熟—高成熟轻质油包裹体,包裹体丰度较高。②独山1井头屯河组部分层段（6 416 m、6 493 m）储层颗粒表面吸附烃浓度较高,表明头屯河组存在油层,吸附烃以低密度轻质油为主;储集层中也可见沥青及沥青质较高的稠油,指示油气藏形成后遭受过一定程度破坏调整。③独山子背斜头屯河组油气充注最早始于古近纪早期,但油气充注量有限,并未形成规模油气藏,直至中新世时期（5~3 Ma）,烃源岩生排烃强度显著增强,油气快速充注并形成油气藏,之后受到喜马拉雅构造运动的影响,油气藏遭受不同程度破坏改造,油气沿断裂向浅层溢散,早期的古油藏呈现为不同烃类饱和度的残留油层,部分层段饱和度较高（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m）,推测试油可获工业油流。     

塔北英买力低凸起奥陶系油藏充注历史的流体包裹体证据

通过流体包裹体偏光-荧光镜下观察、均一温度测试、红外光谱等分析手段,结合埋藏热演化史分析,确定了塔北隆起西部英买力低凸起奥陶系油藏充注期次。奥陶系储层共发育4类烃类包裹体,根据荧光颜色对液烃包裹体进一步划分为重质油包裹体和中-轻质油包裹体;根据包裹体岩相学特征将烃类包裹体分为早、晚两期,均一温度峰值分别为66.7~72.5℃和86.4~95.3℃,表明主要发生过两期原油运移、充注过程。石油包裹体红外光谱特征及参数计算结果表明,早期充注原油成熟度较低,烃类包裹体主要发褐色、黄褐色荧光;晚期充注原油成熟度相对较高,烃类包裹体显示黄白-蓝绿色荧光。包裹体均一温度结合埋藏热演化史确定早、晚两期原油充注过程分别对应于晚加里东期和晚海西期。根据油藏沥青特征和现今油藏原油密度等综合因素分析认为,油藏降解过程主要发生在早海西期,而晚海西期是主成藏期。     

应用流体包裹体和沥青特征判别天然气的成因

中国已发现多种成因类型的大气田,为了给气田的成因、成藏判识提供新的科学依据,对原油裂解成因气藏、煤成气藏和高成熟度干酪根热解成因气藏的矿物包裹体和储集层沥青的分布特征及包裹体的激光拉曼测定结果进行了对比研究.样品实际观测结果表明,油裂解气藏中,储集层中富含热演化程度很高的中间相结构焦沥青,矿物包裹体的组构复杂,并且发现在高温高压条件下捕获的甲烷包裹体中含少量H2S、CO2、重烃、沥青质,部分储集层中存在含自然硫的不混溶包裹体等,可作为油裂解气藏鉴别的重要依据.与油裂解气藏相比,煤成气藏和高成熟干酪根热解成因气藏主要由气态烃运聚成藏,储集层中不含中间相结构焦沥青,矿物包裹体的丰度较低,类型和组构比较简单,以不含沥青和重烃的甲烷包裹体为主.     

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。      

库车坳陷北部单斜带油气充注史及成藏潜力分析

北部单斜带是库车坳陷油气成藏研究程度最低的构造带。基于流体包裹体、定量颗粒荧光和激光拉曼等分析技术对北部单斜带的油气充注史进行详细的研究,并结合生储盖和圈闭条件对其成藏潜力进行了评价。根据其常规孔隙型储层和裂缝储层的岩心样品对比分析表明,孔隙型储层中流体包裹体主要为单相黄色荧光油包裹体,储层QGF指数都大于6,QGF-E强度都大于20pc,油气充注显示出明显的继承性特点;裂缝型储层中包裹体主要为蓝白色荧光固液气三相包裹体和气液两相包裹体,储层QGF指数、QGF-E强度和R₁都显示出异常值,与孔隙型储层原油物性具有较大差异,认为储层早期(65Ma左右)经历一期油充注,晚期喜马拉雅造山运动使地层强烈褶皱产生大量裂缝,沟通了其他储层或源岩,使得晚期(10Ma左右)生成的轻质油沿裂缝网络发生一期充注,之后又经历一期(3Ma左右)气洗。研究区生储盖条件匹配良好。烃源岩演化达到主要生油阶段,部分地区的三叠系甚至达到生气阶段。储层物性致密,裂缝控制“甜点”发育,致密油气的勘探具有广阔的潜力。     

幔源CO2对渤海海域秦皇岛29构造带油气成藏的影响

秦皇岛29构造带是渤海海域为数不多的典型高含CO₂气体的油气带,研究油气充注与高丰度CO₂气体运移、聚集之间的相互关系,对于油气勘探和CO₂气藏的发现都具有重要意义。基于原油饱和烃和芳烃等地球化学实验分析结果以及流体包裹体岩石学特征等,系统开展了CO₂气体充注与秦皇岛29构造带油气成藏的相互关系及影响,研究并深入探讨了秦皇岛29构造带高含CO₂气体的油气藏形成机理。研究认为：(1)构造带油气主要赋存于沙河街组一段(沙一段)和东营组,油气来源于秦南凹陷沙一段和沙三段烃源岩,以沙一段为主;(2)构造带油气藏经历了两期油气充注事件,早期以原油充注为主,运移方向以横向为主,石油自北向南沿着砂体运移,由秦南凹陷运移至凸起带,晚期发生了岩浆热流体引起的气体瞬时充注事件,以垂向运移为主,富含烃类的超临界CO₂流体先沿着深大断裂向上运移,进入主力油层后,自南向北横向运移;(3)构造带油气藏气洗作用比较明显,形成了主力油气藏底部富集稠油和沥青、中部为轻质油、上部为凝析油,以...     

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF THE SKRUGARD OIL DISCOVERY,BARENTS SEA,ARCTIC NORWAY: A “PALAEO‐BIODEGRADED – GAS REACTIVATED” HYDROCARBON ACCUMULATION

This paper investigates the filling history of the Skrugard and Havis structures of the Johan Castberg field in the Polheim Sub‐Platform and Bjørnøyrenna Fault Complex, Barents Sea (Arctic Norway). Oil and gas occurs in the Early Jurassic and Middle Jurassic Nordmela and Stø Formations at Johan Castberg, and both free oil and bitumen are interpreted to be sourced from the Upper Jurassic Hekkingen Formation (Kimmeridge Formation equivalent). The geochemical characteristics of the petroleum from Skrugard and Havis, including the GOR, API and facies and maturity signatures, can be understood within a complex fill history which includes a palaeo oil charge, Tertiary uplift (>2 km), dismigration, in‐reservoir biodegradation, and late‐stage refill with gas. The API and GOR of the Skrugard oil are 31° and 60m³/m³, respectively. The petroleum is geochemically similar to that in the nearby Havis structure, to that in the Snøhvit region to the south of the Loppa High, and also to the petroleum recorded as traces in well 7219/9‐1, approximately 16 km SW of Johan Castberg field. However, the petroleum differs from the oil in the Alta well 7120/2‐1, located in the southern part of the Loppa High, illustrating the complexity of the regional petroleum systems. The Skrugard oil is of medium maturity (ca. 0.8–0.9% R_c), and is significantly biodegraded despite being gas‐saturated. Evidence for biodegradation includes the reduced concentrations of C₁₀‐C₂₅ n‐alkanes and the presence of a prominent unresolved complex mixture (UCM) in gas chromatogram traces. However non‐biodegraded C₄‐C₈ range hydrocarbons are also present in the reservoir. This suggests a recent charge of gas/condensate into the structure which therefore contains a mixture of palaeo‐degraded and unaltered petroleum. Oil‐type inclusions within authigenic quartz and feldspar from reservoir sandstones at Skrugard were analysed. The results indicate that the structure (present‐day depth 1276–1395m) underwent Tertiary uplift by ca. 2–3km following an earlier phase of oil emplacement. The presence of the oil type inclusions, both in the current gas zone (Stø Formation) and in the oil zone (Stø and Nordmela Formations), indicates that the positions of the oil‐water and gas‐oil contacts have changed over time. This is consistent with a recent gas charge to the upper part of the reservoir, and also with the gas being at dew point. These observations are supported by analyses of core extracts which show an increasing bitumen content towards the OWC, and the oil‐type bitumen in the present‐day gas zone. A charge history model for the Skrugard structure is proposed which integrates both the observations concerning the petroleum inclusions and the biodegraded oil together with observations of seismically‐monitored gas fluxes along the rim of the Loppa High. Improved understanding of the Skrugard structure and its filling history will assist exploration in similar settings in other parts of the Barents Sea and worldwide, particularly where multiple source rocks and a multi‐stage charge history have controlled reservoir filling.