三维荧光指纹技术及其在石油地球化学勘探中的应用

作者对三维荧光指纹分析技术进行研究。提出原油及有关样品三维荧光指纹图的共性指标T₁(Ex228nm/Em340nm)和差异指标(S、X、K、F、R),并将指纹图分为O、B、Q、P四种类型,这些共性指标和差异指标有利于鉴别样品的荧光异常,可为油/油对比、油/岩对比、地表化探应用等提供可靠的依据。      

三维荧光光谱分析技术和应用

三维荧光的荧光光谱分析技术解决了钻井液添加剂、芳烃化合物的问题,改进了传统的荧光录井技术的局限性。芳烃化合物是原油、烃源岩、油田水有机组分中的重要组成部分。通过对不同类型样品的三维荧光光谱图的分析,可以进行油油对比、油源对比等石油地质研究工作,展现了三维荧光光谱技术在油气勘探中具有良好的应用前景。     

南黄海中部隆起区海底沉积物三维荧光特征及其油气指示意义

通过分析南黄海中部隆起及北部坳陷海域1.0～1.5m深度海底沉积物三维荧光特征,对油气渗漏类型及油气指示意义进行了探讨。研究区内共分析样品497件,主峰荧光强度介于56.8～1003.6之间,通过频率直方图法确定最大荧光强度标准化异常下限值为1.5,并据此识别出2个高置信度异常区及1个低置信度异常区。据w(T)/w(D)指标确定的异常范围与这3个异常区互为印证,说明异常区的划分较为可靠。研究区绝大多数样品主峰荧光强度出现在230nm、337.5～348nm的波长范围内,次峰强出现在248～260nm、357～361.5nm之间,表明沉积物中芳烃以萘系为主,次含量为菲和蒽及其衍生物,指示了原油信息。三维荧光主峰陡度K为0.21～0.94,生烃潜力指标R1介于1.44～8.05,由K-R标准图版判断异常区内有10个站位表现出异常属性,其中7个为凝析油,3个为轻质油。通过对比分析中部隆起和北部坳陷内烃源岩特征,表明该方法能部分地反映深部油气类型信息。     

原油样品芳烃同步荧光光谱测定技术

同步荧光光谱技术是同时扫描激发波长和发射波长来测定样品荧光强度及波长变化。用该方法测定原油样品的芳烃荧光光谱，可以判断原油的属性和成因类型：图谱中出现一定强度的４３０～４５０ｎｍ峰，表明是陆相成因油；若只出现较强的３００ｎｍ和３３０ｎｍ峰，则为海相成因油。用于分析岩石、土壤和油田水样品，可以预测油气层。通过谱图对比，还可以探索油气来源。技术的关键在于样品的保鲜和测定条件的选择     

乌尔禾地区油砂光谱特征及其与烷烃含量的关系

通过对准噶尔盆地乌尔禾地区典型油气渗漏区地物光谱测量和化学分析测试,讨论油气渗漏引起的地物异常光谱特征及其与烷烃含量的关系。结果表明,不同烷烃含量的宏观渗漏异常光谱在2 310—2 350 nm的"W"型双吸收峰较稳定,在1 725 nm和1 760 nm附近的单吸收峰变化较大;微观渗漏异常由于烃类含量较少,其光谱在烃类吸收波段的吸收特征不明显,但岩石薄片和光谱显示黏土化蚀变明显。乌尔禾地区油气渗漏引起的黏土化主要为蒙脱石化和伊利石化,通过对不同程度油气渗漏引起的黏土化光谱测量和观察,发现强油气渗漏引起的黏土化光谱在2 210 nm附近的羟基吸收峰深度大,弱油气渗漏引起的黏土化光谱在2 210 nm附近的吸收峰深度较小,此吸收峰深度可间接反映油气渗漏的强弱。通过对油砂光谱在2 310 nm附近的吸收峰("W"型双吸收峰的左侧峰)宽度、深度、面积、对称度等参数统计和饱和烃色谱质谱分析,发现吸收峰深度与油砂中烷烃含量呈明显的线性关系,通过拟合的线性表达式,可用吸收峰深度参数估算烷烃的含量,为区域油气探测提供参考。     

单体烃类包裹体在油气地球化学中的应用——以塔河油田为例

利用近年来发展的烃类包裹体研究新方法,综合分析了塔河油田油气成藏期次与油气来源特征。结果表明,塔河油田具有多期油气充注特征,其中海西中期和喜马拉雅晚期占优势,单体烃类包裹体激光剥蚀在线成分分析表明,早期原油（黄色荧光包裹体）具有饱和烃色谱呈双峰型、芳烃含量较高的特征,属于成熟度相对较低的中质原油;而晚期原油（蓝色荧光包裹体）具有饱和烃呈单主峰型、芳烃含量较低的特征,属成熟中晚期轻质原油。结合研究区原油的来源或烃源岩沉积环境、成烃生物、成熟度、运移距离和成藏过程及时间,推测早期原油主要来源于下寒武统—下奥陶统优质烃源岩,晚期原油主要来自上奥陶统碳酸盐岩烃源岩。      

川西地区浅、中层天然气藏化探判别模型

川西地区上沙溪庙组储层的物上气甲烷、丙烷、重烃,酸解烃甲烷、丙烷、重烃,荧光320 nm和360 nm等浓度指标及物上气湿度系数、物上气丙烷/甲烷、酸解烃湿度系数、酸解烃丙烷/甲烷、荧光360 nm/320 nm、荧光405 nm/320 nm等比值指标均明显高于蓬莱镇组储层,具有显著的浓度降或浓度正向梯度,确实存在烃类的垂向微运移。上沙溪庙组储层天然气三维荧光图谱具有明显的T₂峰,峰型相对复杂,与蓬莱镇组储层具有显著的差异性。聚类、模糊聚类、因子分析、非线性映射和对应分析等可以很好地将蓬莱镇组、上沙溪庙组储层划分为两大类,反映了蓬莱镇组和上沙溪庙组储层具有良好的自然分群特征及可判别性。依据费歇尔准则建立的判别模型表明,物上气甲烷作用最大,反映了物上气在井中化探判别天然气储层中的重要作用。     

三维荧光分析技术在东濮凹陷西斜坡油源分析中的应用

采用三维荧光分析方法,结合芳烃馏分分析结果,对胡庆油田油藏中原油、油砂和烃源岩展开了对比研究。研究结果表明,油藏中原油和油砂的三维荧光光谱具有5种类型,烃源岩存在3种类型光谱特征,所有油藏的主波长低于 Type C类烃源岩,而高于 Type A 和 Type B 类烃源岩。因此确定,广泛分布于胡庆油田二台阶不同断块带的原油是早期成烃旋回期间低成熟、成熟原油混合的结果。     

溱潼凹陷红庄构造凝析油气地化特征研究

通过凝析油与正常原油及烃源岩的饱和烃、芳烃生物标志物及稳定碳同位素组成特征的对比分析，文章推测红庄构造古近系CO₂气层中的凝析油气不是来源于古近系烃源岩中的有机质高成熟阶段生成的产物，而是来源于深部上古生界烃源岩。深部CO₂气体向上运移过程中，经过上古生界烃源岩或储层时，对烃源岩中的沥青或原先存在于储层中原油发生气洗（超临界萃取）作用，导致原油或储层沥青中低分子量烃类选择性地溶解在CO₂中，并随CO₂气体向上运移进入古近系储层。当溶解在CO₂中的烃类化合物向上部运移过程中，由于温度、压力的降低而从CO₂中析出，形成了凝析油气。     

准噶尔盆地石炭系烃源岩发育模式及地球化学特征

石炭系是准噶尔盆地油气勘探的重要层系,油气成藏具有明显的源控特征。查明石炭系烃源岩地球化学特征,对于精细厘定有效烃源岩,指导油气勘探具有重要的现实意义。系统采集露头和钻井烃源岩样品,采用总有机碳含量、岩石热解、饱和烃色谱-质谱、单体烃碳同位素和金管-高压釜生烃热模拟实验等分析手段,对烃源岩地球化学特征及生烃能力开展对比研究。结果表明:准噶尔盆地石炭纪残留洋(海)、弧后盆地、弧内盆地、海相裂谷环境和陆相裂谷盆地等沉积环境形成了5种烃源岩发育模式;不同环境的烃源岩表现出不同的地球化学特征,可分为5种类型,分别为乌参1井型烃源岩、滴水泉型烃源岩、扎河坝型烃源岩、滴西8井型烃源岩和五彩城型烃源岩;不同环境发育的烃源岩的生烃能力存在明显差异,其中,弧后盆地和弧内盆地烃源岩表现为强生烃能力,为优质烃源岩,其生成的油气是油气勘探的重要目标。     

利用荧光光谱进行原油测定及对比的方法

利用原油及烃源岩抽提物中的芳烃在紫外光下能发荧光的特点，根据其荧光主峰波长及油性指数的差异判断原油性质，并且将荧光谱形、主峰位置及油性指数相结合，还可进行油油对比和油岩对比。这种新型的地球化学分析方法是利用荧光分析仪来完成的，方法简单、快速、准确，具有普遍推广的意义。表2图4参12（杨杰摘）     

定量荧光录井在三塘湖盆地火成岩储集层评价中的应用

随着定量荧光录井技术的广泛应用,如何将储集层评价由以相对独立的参数特征为基础上升到量化且系列与标准化评价已成为人们关注的焦点。针对三塘湖盆地火成岩储集层与原油性质的特点,进行了几十口井的定量荧光录井技术应用研究,分析了不同油质类型的谱图特征和利用主峰波长及油性指数识别储集层原油性质的方法;在此基础上,通过相当油含量与油性指数和岩心与岩屑样含油产状的统计分析,结合试油与测试结果对比,提出了利用相当油含量、油性指数与含油产状评价储集层的标准,形成了适用于三塘湖盆地火成岩储集层相对规范的评价方法。实际应用表明,该评价方法解释符合率较高,为该盆地原油油质与储集层解释评价提供了有效手段。     

青西油田稠油及沥青成因探讨

酒泉盆地青西油田的原油主要是正常密度的原油，但部分探井揭示有稠油及沥青分布。探讨稠油与沥青的形成机制有助于解决本区长期争论的烃源岩成烃演化史、生烃期次等问题。根据对稠油与沥青的物性及地化参数分析结果，对比与母源性质、沉积环境、成熟度、微生物作用有关的17项指标，认为二者与正常原油同源，均处于成熟状态，稠油主要成因为油藏内部原油的混合作用以及储集层分异作用，沥青主要成因是油田伴生气的气体脱沥青作用。图1表3参9     

东营凹陷稠油油藏成因机制探讨

东营凹陷的稠油油藏多分布在凹陷边缘的非生油岩系中,它们是凹陷内的油气经地层不整合通道运移,并在不整合伴生圈闭中聚集而形成的次生油气藏。烃类沿地层不整合运移所留下的各种痕迹,揭示了稠油地层油藏的成因机制。油质变稠的原因,主要是油气长距离运移,高地温的作用和区域盖层封堵性变差,促使原油中轻组分大量散失,重组分浓缩的结果。     

原油与其烃源岩中甾萜类化合物指标的差异

甾萜类化合物是油源对比过程中的重要指标,但原油与其烃源岩中残留的抽提物的组分的化合物指标存在一定差异.导致这种差异的影响因素很多,如水洗作用、气洗作用、氧化作用、生物降解作用等等都可使油气发生一定的次生变化; 另外,吸附作用、层析效应等也具有明显影响.因此,在对比的过程中要结合地质资料,分析成藏过程,解释各个指标发生不同变化的原因,不应该过分强调指标的完全一致性.在任何一个成藏过程中,油气都会或多或少受以上各种作用的影响,油、源之间必然会存在差异.     

气田水三维荧光特征对天然气运聚的指征——以川中—川西地区二叠系—三叠系气田水为例

依据气田水芳烃荧光光谱的三维形态、激发光强度及指纹图谱特征等,研究四川盆地川中—川西地区二叠系—三叠系天然气的运移路径与聚集规律。川中—川西地区二叠系—三叠系气田水具有(凝析)气藏影响特征,存在基峰、双峰与异峰等3大亚类7种三维荧光特征的气田水,以基峰亚类中的稳定型为主。二叠系—中下三叠统地层水与上三叠统须家河组地层水三维荧光特征有较大差异,前者主要受高—过成熟的下古生界海相泥页岩及上二叠统龙潭组煤系所生烃类的影响;而后者主要受其自身烃源岩成熟度差异与有机质类型差异的影响。气田水三维荧光特征研究表明,磨溪构造上二叠统—中下三叠统气藏以垂向运移聚集为主,雷口坡组以下气藏的天然气主要来自龙潭组煤系,而雷口坡组气藏还存在膏盐岩层段生成的天然气;平落坝构造须家河组气藏的天然气主要通过构造中南部的断裂运移而来,平面上储集层非均质性强烈。     

四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配

四川盆地蜀南地区上二叠统长兴组下伏3套烃源岩,分别为下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤系,长兴组已发现多个大中型气田,但对天然气的烃源一直认识不清。通过天然气组成和碳同位素分析表明,该区长兴组天然气以原油裂解气为主、甲烷含量高、干燥系数大,属于典型的干气;结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试,并综合分析油气成藏时空匹配关系,首次发现并证实蜀南地区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源岩,并混入少量的龙潭组煤系成因气;长兴组储层未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃,以充气聚气为主;燕山运动早中期为主要充气期,而燕山末期—喜马拉雅早期为局部天然气充气期,与川东地区长兴组以龙潭组煤系来源的天然气不同。油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键,决定着油气来源和成藏富集程度,历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。      

松辽盆地北部大庆长垣浅层气成藏特征分析

近年来,松辽盆地在大庆长垣黑帝庙油层取得了浅层气勘探的新突破,发现了一系列新的气藏。为了认清该区浅层气成藏特征,通过开展精细地质研究并结合组分同位素分析、浅层气成因类型划分图版研究,分析了大庆长垣浅层气藏形成条件、划分了气藏成藏组合、分析了浅层气的成因类型与气藏类型,总结了气藏主控因素。结果表明,大庆长垣浅层气具有较好的形成条件,其环境条件、物质条件均较好;该区浅层气发育有下部、中部和上部3套含气组合,下部含气组合分布在嫩江组二段,为大庆长垣北部主要含气层;中部含气组合分布在嫩江组三段,为大庆长垣南部主要含气层;上部含气组合分布在嫩江组四段,含气程度一般。大庆长垣各地区浅层气成因不同,杏树岗地区与喇嘛甸地区为典型的原油伴生气,来自下伏油藏;葡南地区主要为原油菌解气,重烃组分混入油型气;敖南地区为原油菌解气与油型气的混合气。大庆长垣浅层气气藏类型主要为构造气藏,浅层气成藏主要受原油及气源岩、构造与储层和断裂控制。      

荧光方法应用于油气运移研究初探

对比研究了惠州地区和流花地区原油中芳烃或孔隙残留油的普通荧光光谱、芳烃同步荧光光谱和三维荧光光谱及其参数的差异.虽然上述三种荧光的光谱形式和所用参数不同,但所得的结果是一致的,即:惠州地区原油中轻芳烃含量低于流花地区,重芳烃含量高于流花地区,说明油气运移的方向是从惠州地区指向流花地区,这与本区地质和地化研究结果一致.     

准噶尔盆地陆南地区油气成因

陆南地区侏罗系和白垩系油气勘探获得重大突破,但其油气成因及来源存在争议。采用全烃地球化学方法,对天然气、原油轻烃和生物标志物特征进行分析,并与周缘构造油气特征进行对比,明确了陆南地区油气成因及来源。该区原油碳同位素较轻,轻烃庚烷值和异庚烷值较小,甲基环己烷含量较高,C₂₈甾烷丰度较低,与莫北凸起原油明显不同,与滴南凸起南分支原油和东道3井白垩系储层抽提物特征基本一致;天然气组分和甲、乙烷碳同位素特征与莫北凸起天然气以及典型的石炭系来源天然气均不同。结合区域构造和烃源岩分布特征,指出陆南地区浅层原油和天然气源区均为东道海子凹陷,原油主要为二叠系平地泉组成熟阶段产物,并存在侏罗系源岩成熟阶段产物的混合;天然气主要为石炭系高-过成熟阶段产物,存在二叠系来源的成熟阶段产物的混合。该区下步勘探应往东道海子凹陷延伸,凹陷北斜坡迎烃面大量发育的岩性圈闭和构造-岩性圈闭具有巨大勘探潜力。