劉慶順，郭 濤，王思權(quán)，李正宇，涂 翔

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

顆粒熒光定量分析技術(shù)在致密油藏研究中的應用
——以渤南低凸起傾末端B油田沙二段為例

劉慶順，郭 濤，王思權(quán)，李正宇，涂 翔

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

黃河口凹陷渤南低凸起B(yǎng)油田沙二段埋深大（大于3 600 m），儲層物性普遍較差，給測井解釋及油氣成藏研究帶來了難度。為判識致密儲層含油氣性，恢復沙二段油氣充注史，利用顆粒熒光定量分析（QGF）及顆粒萃取液熒光定量分析（QGF-E）技術(shù)開展了詳細研究。結(jié)果表明，B油田B2井沙二段QGF-Index及QGF-E因儲層物性差異性明顯，且現(xiàn)今油水界面之下存在古油層和殘余油層。結(jié)合成藏條件分析認為，沙二段致密儲層的油氣充注過程可分為三類：排烴高峰期充分充注型、排烴高峰期欠充注型、未充注型，B2井含油氣層為“早晚油氣充注型”，而測井解釋“干層”大部分為“早油氣充注型”或“未充注型”。顆粒熒光定量分析技術(shù)可在致密儲層中有效判識含油氣層段。

定量顆粒熒光；古油層；充注史；渤南低凸起

隨著渤海油田勘探程度越來越高，中深層致密儲層油氣勘探已成為目前和今后重點的勘探和攻關(guān)方向之一。本次研究區(qū)B油田沙二段儲層碳酸鹽含量較高，期質(zhì)量分數(shù)在7%~75%之間，膠結(jié)作用強烈，電阻率普遍較高，依靠常規(guī)測井資料很難判別致密儲層的含油氣性。為有效識別致密儲層的含油氣性，2014年在渤海油田首次應用了顆粒熒光定量分析技術(shù)。

顆粒熒光定量分析技術(shù)是由澳大利亞CSIRO石油資源部提供的QGF和QGF-E分析專利技術(shù)，該分析技術(shù)能快速探測儲層顆粒中油氣包裹體和顆粒表面吸附烴，從而反映儲層中油氣包裹體豐度及油氣的性質(zhì)，具有相對經(jīng)濟、不破壞樣品的優(yōu)點。其中，QGF技術(shù)是一項通過測量石英和長石顆粒中烴類物質(zhì)被紫外激發(fā)光激發(fā)出的熒光的強度來探測古油層的技術(shù)。由于不同烴類具有不同的光譜特征，利用QGF分析可以幫助識別樣品中油氣包裹體的存在，也可用于確認油層、水層、古油藏和現(xiàn)今油藏。QGF-E技術(shù)是QGF技術(shù)的拓展，它測量吸附于儲層石英和長石顆粒表面的DCM可溶烴抽提物的紫外激發(fā)熒光光譜強度，分析結(jié)果可用于勘探和鉆井評價中現(xiàn)今殘余油層的判定，從而識別古油水界面[1]。本次顆粒熒光定量分析研究中的“古油層”是指儲層中含有油氣包裹體，可以確定地質(zhì)歷史中發(fā)生過油氣充注。“殘余油層”的定義為在油層泄露后，殘留在水層孔隙中，受礦物潤濕性、油水兩相界面張力和儲層孔喉毛細管力等因素控制的不可動的油。由于不同地區(qū)受巖性、油氣充注速率和沉積環(huán)境條件等因素的影響，QGF及QGF-E主要參數(shù)反映古油層、現(xiàn)今油層有所差異[2-6]。Keyu Liu等[1]研究認為，古油層和現(xiàn)今油層具有明顯QGF光譜，光譜峰介于375~475 nm波長范圍；現(xiàn)今油層及殘余油層具有明顯QGF-E光譜，光譜峰在370 nm波長附近。李素梅等[7]通過統(tǒng)計分析認為，現(xiàn)今油層的QGF-E值一般為40~1 000 pc，而水層樣品一般為4~21 pc，低一個數(shù)量級；施偉軍等[8]認為，對現(xiàn)今油層和古油層樣品的分析顯示，QGF 指數(shù)大于6，而水層樣品的光譜曲線通常較平坦，接近基線，QGF指數(shù)小于6。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

黃河口凹陷地理位置上位于渤海南部海域，地質(zhì)上處于濟陽坳陷的東北部、渤中坳陷的南部，夾在渤南低凸起和墾東凸起、萊北低凸起之間，東部為廟西凹陷，西部為埕北凹陷，凹陷總面積約3 300 km2，基底最大埋深約7 000 m。渤南低凸起傾末端是渤南低凸起向黃河口凹陷傾末，三面環(huán)洼，構(gòu)造位置有利，油氣運移活躍，成藏條件十分優(yōu)越（圖1）。

B油田是黃河口凹陷渤南低凸起中一個典型的復雜致密油氣藏，由于其主要目的層沙二段埋深大（大于3 600 m），儲層物性普遍較差，依靠錄井、測井及測試資料判別油氣層難度大[9-11]。本次研究利用顆粒熒光定量分析技術(shù)，結(jié)合錄井、測井及測試等相關(guān)地質(zhì)資料，對致密儲層含油氣性進行精細研究，有效地識別出了現(xiàn)今油層、古油層、殘余油層及水層。結(jié)合圍區(qū)烴類包裹體發(fā)育特征，恢復了B油田烴類充注史，加深了對該區(qū)油氣藏的成藏認識。B1井和B2井是B油田同一構(gòu)造圈閉內(nèi)的兩口探井，其主要含油氣層位為沙二段，通過對B2井沙二段3 835~3 937 m井段進行測試，日產(chǎn)水96.96 m3，下部見水層，綜合考慮錄井、測井、測試及QGF-E分析結(jié)果，基本確定現(xiàn)今油水界面在3 890 m左右。

圖1 渤南低凸起傾末端區(qū)域位置圖

2 樣品與實驗

本次研究11個樣品來自B油田B2井沙二段巖心、壁心，其中，1~4號樣品為巖心，5~11號樣品為壁心，巖性以含礫粗砂巖、中砂巖和細砂巖為主（本文為保證實驗數(shù)據(jù)的可對比性及準確性，未采用巖屑實驗數(shù)據(jù)）。顆粒熒光定量分析（QGF）及顆粒萃取物熒光定量分析（QGF-E）是由澳大利亞CSIRO石油資源部提供的專利技術(shù)，本次研究樣品數(shù)據(jù)是由中國石油大學（北京）王飛宇教授分析并提供。樣品經(jīng)過標準化清洗流程，首先，將原始樣品經(jīng)過適當破碎、輕微研磨，然后篩選出80 目粒徑作為分析樣品（0.2~2.2 g），依次用二氯甲烷、雙氧水及鹽酸對樣品進行處理、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度，即可得到QGF分析主要參數(shù)QGF Index、最大熒光強度波長（Lam Max）及波長半高寬（Delta Lam）。將上一步得到的巖樣用一定體積的二氯甲烷（DCM）抽提，測定抽提液的熒光強度QGF-E及最大熒光強度波長（LamQGF-E）。熒光分析波長為300~600 nm。

表1 定量顆粒熒光檢測結(jié)果

3 結(jié)果與討論

3.1 QGF實驗結(jié)果與分析

B2井沙二段11個樣品的QGF實驗結(jié)果見表1、圖2，該井QGF Index范圍是2.91~12.95，最大值為10號樣品（3 904 m），最小值為5號樣品（3 868 m）?，F(xiàn)今油水界面（3 890 m左右）及以上8個樣品中的7個樣品QGF Index值大于4，僅5號樣品QGF Index值小于4，且7個樣品均具有較強的QGF熒光光譜，為古油層或油層特征；現(xiàn)今油水界面（3 890 m左右）之下3個樣品的QGF Index值大于4，其中9號、10號樣品的QGF Index值分別達到了11.05、12.95，熒光光譜圖具有一明顯的峰，QGF Max也分別為9.70 pc、9.66 pc，具有強的QGF熒光光譜，為典型的古油層特征。根據(jù)11個樣品的QGF Index值、熒光光譜特征及鄰井B1井同層位的流體包裹體數(shù)據(jù)（早期GOI為4%±），結(jié)合Keyu Liu等前人的研究成果，認為B油田沙二段早期經(jīng)歷了油氣普遍充注的過程，未見古油水界面。目前3 901~3 905 m測井解釋為油水同層，進而可判斷該段現(xiàn)今為“殘余油層”。5號樣品QGF Index值偏低，僅為2.91，認為是由于儲層物性較差（GR值達到150API），導致早期油氣難以充注。

3.2 QGF-E實驗結(jié)果與分析

B2井沙二段11個樣品的QGF-E實驗結(jié)果見表1、圖2，該井QGF-E強度為34.40~291.01 pc，最大值為3號樣品（3 747 m），最小值為5號樣品（3 868 m）?，F(xiàn)今油水界面（3 890 m左右）之上熒光響應普遍較強，QGF-E強度普遍大于65 pc（除5號、6號樣品外），尤其7號樣品（3 885 m）的QGF-E強度達到了171.48 pc，為典型的油層特征?，F(xiàn)今油水界面（3 890 m左右）之下熒光相應均較弱，光譜形態(tài)平緩位于基線附近，QGF-E強度均小于68 pc，為典型的水層特征。

不同烴類的QGF光譜特征反映油質(zhì)由輕至重，光譜向長波長方向偏移，B2井11個樣品QGF最大光譜強度Lam Max介于421~488 nm之間，說明早期充注油氣偏重。而現(xiàn)今油水界面以上QGF-E最大熒光強度波長LamQGF-E基本介于306~408 nm之間，明顯低于QGF的Lam Max，表明晚期充注油氣較輕。

3.3 討論

通過對B油田沙二段11個巖心、壁心樣品進行QGF、QGF-E及兩者參數(shù)匹配關(guān)系進行分析，并結(jié)合巖礦及流體包裹體發(fā)育特征，識別出B油田沙二段致密儲層3種油氣充注模式：①早晚油氣充注型（QGF Index值高、QGF-E值高），巖內(nèi)主要發(fā)育2期次的油氣包裹體，第1期次發(fā)育于石英次生加大早期或方解石膠結(jié)期間，第2期次發(fā)育于石英次生加大期后，以第2期為主；②早油氣充注型（QGF Index值高、QGF-E值低），巖內(nèi)主要發(fā)育1期次的早期油氣包裹體，油氣包裹體發(fā)育于石英次生加大早期；③未充注型（QGF Index值低、QGF-E值低），巖內(nèi)未發(fā)育明顯的油氣包裹體。

《說文·山部》：“，山骨也，從山網(wǎng)聲?！薄啊彪`定作?！墩滞āど讲俊罚骸埃瑢咀?。”改變構(gòu)件布局圖式，字又作?！督?jīng)典文字辨證書·山部》：“，正；崗，俗?！币蚵暦熬W(wǎng)”訛作“”，“”便簡作“岡”。如唐《凈善塔銘》作，唐《石經(jīng)》作。調(diào)查字書及碑刻文字，“岡”字的形體演變主要表現(xiàn)在如下三個方面。

（1）早晚油氣充注型的特點是QGF Index值較高，均大于4，QGF-E值也較高，普遍大于70 pc，說明含油氣包裹體多，孔隙中殘留油氣也多，是大規(guī)模成藏期油氣充分充注的產(chǎn)物（見圖3右上區(qū)）。QGF參數(shù)Lam Max值介于442~487 pc之間，而QGF-E參數(shù)LamQGF-E值介于380~425 nm之間，吸附烴成分明顯不同于包裹體烴成分，表明B油田是由晚期大規(guī)模輕質(zhì)烴類充注成藏。

（2）早油氣充注型的特點是QGF Index值較高，普遍大于4，而QGF-E值較低，普遍小于70 pc，比如3 903 m壁心樣品QGF Index值高達11.05，QGF-E值僅為42.97 pc，說明含油氣包裹體多，孔隙中殘留油氣較少，一般為大規(guī)模成藏期油氣充注不充分的致密儲層，測井往往解釋為“干層”（見圖3右下區(qū)）。

（3）未充注型的特點是QGF Index值很低，小于4，而QGF-E值也很低，小于70 pc，說明含油氣包裹體少， 孔隙中殘留石油也少， 屬于油氣難以充注的致密薄砂層或水層（見圖3左下區(qū)）。如3 868 m壁心樣品QGF Index值僅為2.91，QGF-E值僅為34.40 pc，其GR值達到150 API，屬于從未充注的致密儲層。

圖2 B2井砂巖樣品QGF、QGF-E分析

圖3 B2井砂巖樣品QGF Index與QGF-E強度關(guān)系

4 結(jié)論

（1）利用顆粒熒光定量分析（QGF及QGF-E），認為B2井沙二段早期經(jīng)歷了油氣普遍充注的過程，未見古油水界面，而現(xiàn)今油水界面之下存在殘余油層。

（2）B2井11個樣品QGF最大光譜強度波長Lam Max普遍大于QGF-E最大熒光強度波長LamQGF-E，反映包裹烴的成分不同于吸附烴，為兩期油氣充注特征，且晚期充注油氣較輕。

（3）根據(jù)圍區(qū)烴類包裹體發(fā)育特征，沙二段致密儲層油氣充注過程可分為三類：早晚油氣充注型、早油氣充注型、未充注型；結(jié)合儲層物性分析，認為儲層物性的差異演化造成了油氣充注過程的不同。

參考文獻：

[1]LIU K Y， EADINGTON P. Quantitative Fluorescence Techniques for Detecting Residual Oils and Reconstructing Hydrocarbon Charge History[J]. Organic Geochemistry， 2005， 36（6）： 1023-1036.

[2]李卓， 姜振學， 李峰. 應用定量顆粒熒光技術(shù)恢復塔中地區(qū)石炭系油氣充注歷史[J]. 石油學報， 2013， 34（3）： 427-434.

[3]蔣宏， 施偉軍， 秦建中， 等. 顆粒熒光定量分析技術(shù)在塔河油田儲層研究中的應用[J]. 石油實驗地質(zhì)， 2010， 32（2）： 201-204.

[4]邢恩袁， 龐雄奇， 肖中堯， 等. 利用顆粒熒光定量分析技術(shù)研究塔里木盆地庫車坳陷大北1氣藏充注史[J]. 石油實驗地質(zhì)，2012， 34（4）： 432-437.

[5]施和生， 吳建耀， 朱俊章， 等. 應用定量熒光技術(shù)判識番禺低隆起——白云凹陷北坡殘余油藏并重構(gòu)烴類充注史[J]. 中國海上油氣， 2007， 19（3）： 149-153.

[6]李素梅， 龐雄奇， 劉可禹， 等. 一種快速檢測油包裹體的新方法——顆粒包裹烴定量熒光分析技術(shù)及其初步應用[J]. 石油實驗地質(zhì)， 2006， 28（4）： 386-390.

[7]劉可禹， BOURDET J， 張寶收，等. 應用流體包裹體研究油氣成藏——以塔中奧陶系儲集層為例[J]. 石油勘探與開發(fā)，2013， 40（2）： 171-180.

[8]施偉軍， 蔣宏， 席斌斌， 等. 油氣包裹體成分及特征分析方法研究[J]. 石油實驗地質(zhì)， 2009， 31（6）： 643-648.

[9]彭文緒， 孫和風， 張如才， 等. 渤海海域黃河口凹陷近源晚期優(yōu)勢成藏模式[J]. 石油與天然氣地質(zhì)， 2009， 30（4）： 510-518.

[10]劉慶順， 牛成民， 張新濤， 等. 渤南低凸起傾末端白云巖化作用對儲層物性及油氣成藏控制作用[C]//第七屆渤海灣油氣田勘探開發(fā)技術(shù)論文集. 2014： 120-127.

[11]孫玉梅， 李友川， 龔再升， 等. 渤海灣盆地渤中坳陷油氣晚期成藏的流體包裹體證據(jù)[J]. 礦物巖石地球化學通報， 2009， 28（1）： 24-33.

Application of Quantitative Grain Fluorescence Analyzing Technology to Study of Tight Reservoir: A Case Study of Sha2 Member in Bozhong 27-2 Oilfeld at Pitching End of Bonan Lower-uplift

LIU Qingshun, GUO Tao, WANG Siquan, LI Zhenyu, TU Xiang
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China）

The reservoirs at Sha2 Member of Bozhong 27-2 Oilfeld is buried deeply (over 3 600 m) in Bonan lower-uplift of Huanghekou Depression, with very poor reservoir physical properties, which bring diffculty to interpretation of logging data and study of hydrocarbon accumulation. In order to identify reservoir hydrocarbon bearing conditions and restore the hydrocarbon flling history of Sha2 Member, a detailed study has been carried out with the technology of quantitative grain fuorescence analysis (QGF) and technology of quantitative grain fuorescence analysis of extracted fuid (QGF-E). The results show that QGF-Index and QGF-E of Sha2 member has obvious difference due to the difference in reservoir physical property. There is a palaeo-oil zone and a residual oil layer below the present oil-water contact. Combined with the analysis of hydrocarbon accumulation conditions, it is believed that hydrocarbon charging process of the tight reservoir of Sha2 member can be divided into three types, suffcient hydrocarbon charging type at hydrocarbon expulsion peak, not suffcient hydrocarbon charging type at hydrocarbon expulsion peak, and no charging type. The charging type at hydrocarbon bearing layer in B2 well belongs to early and late hydrocarbon charging type, while the dry layer from interpretation of logging data belongs to early hydrocarbon charging type or no charging type. The technique of quantitative grain fuorescence analysis can be used to identify hydrocarbon bearing layers in tight reservoir.

Quantitative grain fuorescence; palaeo-oil zone; hydrocarbon charging history; Bonan lower-uplift

P631.8

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.064

1008-2336（2017）01-0064-05

2016-07-11；改回日期：2016-08-12

劉慶順，男，1980年生，2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京）礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲碩士學位。E-mail：liuqsh5@cnooc.com.cn。