柴北缘流体包裹体特征与油气运移
发布网友
发布时间：2022-04-23 01:27
共1个回答
热心网友
时间：2023-10-10 02:17
分析样品为柴北缘冷湖构造和南八仙构造区第三系的砂岩、细砂岩或含砾细砂岩。镜下观察发现，颗粒间结晶胶结物（方解石、白云石等）不是很发育，仅在局部区域见有硅质胶结物，颗粒间多数为杂基充填。但石英加大边及成岩期裂隙较发育。石英加大边主要为早期次生加大。成岩期裂隙较发育，类型较多、分布广泛，主要有粒内裂隙（有的横切整个颗粒，有的仅存在于颗粒边缘，系成岩压实过程中颗粒被压裂形成的）、穿越颗粒以外的裂隙及仅存在于粒间填隙物中的裂隙（这种类型分布较为局限）。
所测包裹体主要为石英加大边及次生裂隙中的包裹体，部分为硅质胶结物中的包裹体。因这类包裹体透明度较高，相界、相变清晰，便于观察测试，故实验中均选择气液两相盐水溶液包裹体进行均一温度及冰点和盐度的测定。
一、油气形成期次
在整个成岩成油成气过程中，只要有自生矿物的形成或矿物的重结晶，均会发生油、气、水流体被包裹形成包裹体。这些包裹体只要未经过后期再平衡或破坏，即代表了当时的流体介质特征，通过包裹体可获得不同成油（气）时期流体性质的重要信息。
测试结果表明，同一样品中不同自生矿物或次生裂隙中的包裹体形成的温度差异较大，说明是在成岩过程中不同时期形成的。总的来看，石英加大边中的包裹体均一温度普遍较低，而裂隙中的包裹体形成温度较高（表6-1）。本次所测样品深度多数在 2000 m左右，未对均一温度进行压力校正。根据均一温度、盐度的不同及有机包裹体的特征，可将所测样品中的包裹体划分为先后不同的期次：均一温度和盐度较低的包裹体、有机包裹体颜色较浅和气液比较小的为早期形成的；均一温度和盐度较大、有机包裹体颜色较深较暗、气液比较大、气态烃包裹体和沥青包裹体含量较高的则是较晚期形成的。
本区自生矿物或成岩裂隙中的有机包裹体类型和特征呈现有规律的变化。早期石英加大边中的有机包裹体数量相对较少；而次生裂隙中的有机包裹体丰度较高，多数为气液两相有机包裹体，气液比较大10%～30%（表6-2）。在晚期裂隙或硅质胶结物中含有较多的气态烃包裹体及沥青包裹体。
在柴北缘地区，东部和西部在成岩演化及油气的充注和运移方面存在一定差异。从自生矿物的发育、有机包裹体的变化特征来看，冷湖地区主要有两期石油的形成和运移（仅冷四1井出现三期）。早期主要体现在石英加大边中的有机包裹体，多数为气液相烃类包裹体，部分为液态烃包裹体。根据有机包裹体的相组成及物理特征来看，有机质处于成熟阶段。而这一期的成岩温度较低（平均温度61～87 ℃），可能是石油形成后经较长距离垂向运移而受上部较浅地层温度影响的结果。第二期石油的运移和充注可由石英裂隙及次生石英中的有机包裹体反映出来。该期有机包裹体颜色较深，出现较多的气液包裹体，气液比较高，并有一些气态烃包裹体（表6-2）。从与有机包裹体共生的盐水溶液包裹体的盐度和均一温度来看，潜参1 样品中边缘裂隙中的包裹体与冷四 1 石英裂隙、深86 井的次生石英及冷七 1 的石英裂隙中的包裹体的盐度和均一温度比较接近（平均值范围分别为9.8%～13.0%和91～114 ℃），普遍比石英加大边中的高，这些次生矿物或裂隙中的包裹体应属同一成岩期形成的。但冷七1井第Ⅰ期包裹体中未见有机包裹体，说明未发生油气运移进入该地层。仅见到后期石英裂隙中出现有机包裹体，即冷七1 井地层只有一期油气充注。其余潜参1、冷四1井和深86井均有两期石油充注。根据本区构造沉积和热演化史，这两期油气充注分别发生于 E3 和时期。
表6-1 柴北缘流体包裹体测试数据表
表6-2 柴北缘 E—N有机包裹体特征表
南八仙构造区仙3和仙4样品中有两期包裹体，但只有一期油气充注。早期包裹体赋存于较晚期的石英加大边（Ⅱ）中（早期石英加大边中的包裹体形态较小，主要为液相盐水溶液包裹体，本次未进行研究），包裹体的类型主要为气液两相盐水溶液包裹体，气液比较大，有机包裹体不很发育，仅见少量的液态烃包裹体。晚期包裹体赋存于石英裂隙及次生石英中，有机包裹体很发育，包裹体呈深褐色，气液比也较大（多数为10%～35%），并见有一些气态烃包裹体和沥青包裹体。反映该期包裹体中有机质成熟度较高。根据有机包裹体的特征，结合本区的沉积埋藏史和热演化史，为大量湿气和凝析油形成的重要时期。南八仙构造仙5、仙6、仙7井有三期包裹体，但仅后两期发育有较多的有机包裹体，反映出两期油气充注。石英加大边、硅质胶结物（早期）及石英细脉中包裹体多数为盐水溶液包裹体（液相和气液相两类），无色、浅黄及浅褐*，有机包裹体不发育，仅偶见少量液态烃包裹体。盐水溶液包裹体均一温度较低，平均温度为74～81 ℃，盐度为9.6%～10.2%，应属同一演化阶段的产物（为第Ⅰ期包裹体）。仙7井次生裂隙、仙5井石英加大边（较晚期）及仙6井硅质胶结物中的包裹体，颜色均较暗，主要为灰、黑灰色、深褐色，以气液两相烃类包裹体为主，含有一定的沥青和气态烃包裹体（占10%～15%），与其同期的气液相盐水溶液包裹体的均一温度和盐度较为接近（平均温度为88～95 ℃、盐度为10.8%～11.5%），是同一成岩阶段的产物（为第Ⅱ期包裹体）。从有机包裹体的特征看，应处于正常原油的生成时期。本期包裹体的均一温度较低，可能是富油气流体经历了长距离的垂向运移受浅部低温地层影响所致。从有机包裹体的特征看，这一期包裹体与仙三和仙四井的第Ⅰ期包裹体是同一期形成的。赋存于硅质胶结物、石英裂隙（晚期）及颗粒间胶结物裂隙中的包裹体，与盐水溶液包裹体的盐度也较为接近（平均值范围分别为104～112 ℃和13.0%～13.5%），应为同一期的产物（即第Ⅲ期包裹体）。与盐水溶液包裹体共生的有机包裹体几乎都是气态烃包裹体和沥青包裹体，呈黑色、深褐、褐黑色。包体大小悬殊较大，形态不规则，从有机包裹体的特征看，应处于大量湿气和凝析油的形成阶段。从有机包裹体的特征看，这一期包裹体与仙三和仙四井的第Ⅱ期包裹体是同一期的。根据有机包裹体的特征及本区的沉积埋藏史和热演化史，仙5、仙6、仙7井样品中两期充注的油气分别形成于E3—N1和N2时期。
二、油气运移
研究中每口井只测了一个样品，无法进行古地温梯度的计算，而不同地区样品所处层位、深度均不相同，故也难以进行不同地区古地温高低的比较。本文根据不同地区同期包裹体的均一温度，并结合相对温度（均一温度/样品深度）概略分析冷湖及南八仙构造不同地区古地温的变化情况。从平均温度及相对温度的总体情况来看，冷湖构造（从北西到南东方向），古地温有增高的趋势。从北西部的潜参1井到南东的冷四1、深86井和冷七1井，温度总体上逐步升高。不论早期石英加大边的成岩温度，还是晚期次生裂隙的形成温度情况均是如此。表明冷湖构造自北西到南东方向，热演化程度逐步提高。盐度与古地温有同等的变化趋势，且早期的盐度低于晚期的盐度，表明晚期成岩流体浓度逐步增高。但是由老第三系至新第三系流体的盐度逐步降低（这与地层水中的矿化度的变化趋势正好相反），可见新第三系中包裹体所捕获的流体并非来自本层，而是下部地层流体运移上来的。
比较不同层位盐水溶液包裹体的盐度发现，层位越新盐度越低，这反映出流体的垂向运移特征（运移通道为断裂和裂隙）。南八仙地区总体上自南西至北东方向盐度逐步降低，反映出地下流体的运移方向是仙3→仙7→仙5→仙6→仙4井。沿着这个方向油气的成熟度也逐渐增高，这从有机包裹体的特征上也可体现出来，即沿上述方向有机包裹体颜色逐渐变深，气态烃及沥青包裹体含量增高，气液两相有机包裹体的气液比也有逐渐增高的趋势（表6-2）。
表6-3 不同期次流体包裹体划分表
三、有机包裹体中的生物标志物特征
储层中含油气孔隙可分为开放孔隙和封闭孔隙两种（潘长春等，1997）。开放型孔隙中的油气组分随不断注入的油气组分变化而变化；封闭型孔隙中的油气组分则自孔隙封闭之时起就保持不变。在同一孔隙内部，油气组分的分布也是十分复杂的。油气组分可分为自由态和束缚态两类。油相与矿物相必然会发生相互作用，形成接触界面。油相中含N、S、O元素的极性组分（主要是沥青质等大分子），可被优先吸附在矿物颗粒表面。这类被吸附的组分相对保持稳定，不容易被置换和发生变化。被吸附的极性大分子本身又可吸附、携带饱和烃、芳烃等非极性或极性弱的油气组分，这些组分也相对保持不变，可以认为是束缚态油气组分。自由态油气组分则不受接触界面影响，可以自由和外来组分混合（潘长春等，1997）。
有机包裹体组分代表了捕获当时的油气组成。本文通过有机包裹体的色谱、色-质谱分析，以恢复储集岩中初始（古）油气组分的地球化学特征，揭示储集岩中油气组分地球化学演化过程，进行油气藏油源的追踪。但实验方法和技术尚待进一步改进。理想的情况是测定单个或同一期次有机包裹体的组成和生标，但目前国内还只能测定整个岩样中的有机包裹体成分。这样，对不同演化阶段形成的包裹体的测试结果，解释起来势必有一定困难。
1.分析流程和实验条件
先分离成单颗砂粒，筛选0.1～0.3 mm粒级颗粒100～150 g，用二氯甲烷+甲醇抽提48小时，再用盐酸处理（12小时）。然后用重铬酸钾+浓硫酸（洗液，强氧化剂）处理（12小时），清洗干净，烘干后（40 ℃以下），用二氯甲烷+甲醇抽提48小时，再将样品磨碎，用二氯甲烷+甲醇抽提48小时，抽提物为油气包裹体。
包裹体组分用氧化铝/硅胶柱层析分离出饱和烃组分（用石油冲洗醚）。再将饱和烃作GC和 GC-MS分析。
表6-4 柴北缘样品油气包裹体色谱、色-质谱分析参数表
GC条件：HP6890GC色谱仪，30 m×0.32 mm i.d.，0.25μm，HP-5 色谱柱。升温程序：初始温度70 ℃，保持2分钟，以4 ℃/分升至290 ℃，然后保持45分钟，载气为氮气。
色-质谱分析条件：仪器 Micromass Peateform II（VG公司产品）接 HP5890 色谱。色谱柱：30 m×0.25 mm i.d.0.25μm涂层厚，HP-5 ms。载气为氦气。升温程序：70 ℃保持 5分钟，以8 ℃/分升至120 ℃，然后以2 ℃/分升至290 ℃，最后保持半小时。
2.测试结果
（1）饱和烃色谱特征。图6-1至图6-7 是包裹体样品的饱和烃色谱图。色谱图特征大致可分为两类：一类是冷七1、冷四1、仙6 和仙3 井，饱和烃具有双峰特征并以后峰型为主，反映有机质成熟度较低。另一类是仙 4、仙 5 井样品，为单峰型，表明成熟度较高。从图6-8也可见仙4、仙 5 井样品 Pr/n C17、Ph/n C18比值较低，表明成熟度较高。这两类包裹体可能为两期油气充注的产物。
（2）色-质谱特征。C27-C28-C29甾烷的组成含量是区分不同原油、烃源岩母质来源的重要参数。从表6-4可看出，冷湖和南八仙构造区有机包裹体的C29甾烷均占有较大优势，C27甾烷和 C28甾烷较接近，说明陆源有机质输入占很大比例。从甾烷 C27-C28-C29三角图（图6-9）看，有机包裹体的规则甾烷组成与原油基本一致，表明初始油（有机包裹体）的地球化学特征与原油的特征一致。Ts/Tm值从冷四 1 井到冷七 1 井、南八仙构造区从仙 3→仙5→仙6→仙4（CZ-6 样品）井逐渐增大，与油气成熟度的平面变化趋势相一致。但深度较浅的仙4CZ-5样品 Ts/Tm的值突然变小，可能与有机包裹体的类型、数量不同及后期变化有关。
图6-1 冷四1井2457.96 m（E1+2 l）包裹体饱和烃色谱图
图6-2 冷七1井2906.2 m（E3 x 1 ）包裹体饱和烃色谱图
图6-3 仙3井2909.7 m（N1 s）包裹体饱和烃色谱图
图6-4 仙6井2838.81 m（E3 x 2 ）包裹体饱和烃色谱图
图6-5 仙4井1130～1134 m（N1 s）包裹体饱和烃色谱图
图6-6 仙4井1806～1818 m（N1 s）包裹体饱和烃色谱图
图6-7 仙5井2880.45～2887.51 m（N1 s）包裹体饱和烃色谱图
图6-8 包裹体 Pr/n C17与 Ph/n C18关系
图6-9 有机包裹体样品与南八仙原油样品的规则甾烷组成图
