资源描述
单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,油藏地球化学争论说明，砂层连通体不愿定等同于流体连通体，由于油层内可能存在由多种缘由形成的有机隔层如焦油席，从而导致油藏内部实际上是分隔的，消逝“储层连通，油层分隔”的现象，这对油田的生产和治理有着重要的影响。利用地球化学方法可以有效地争论油藏内部流体的非均质性，直接争论油藏的连通性。,第三节 油藏地球化学的应用,一、油藏连通性和分隔性争论,1根本原理,前已述及，尽管油藏内流体普遍存在非均质性，但油藏内流体的密度驱动混合作用和分子集中作用力图消退继承性的成分差异。就连通性良好的油层而言，由油源因素引起的组分差异将被不同程度地混合。但假设油藏内部存在流淌屏障，流体成分差异将被保存下来。,2油藏内流体流淌屏障确实定,1依据原油总体组成的变化争论油藏内流体流淌屏障,很多资料如气油比、凝析油气，以及储层条件下泡点压力和密度等PVT资料都可用来指示油层流体组成的变化，这些资料可以从中途测试原油或岩心抽提物中猎取，并能反映流体间的微小差异。因此，原油总体组成的变化参数可用于争论油藏内流体流淌屏障。,England1990依据油藏流体非均质性和混合作用原理，应用气油比等参数争论了英国北海Forties油田的横向分隔性。,Forties,油田位置和石油泡点压力分布图,福蒂斯油田地下原油密度梯度,通过对全球各油田的观看，觉察当取样避开油/水和油/气接触带时，在某个连续的储层中，原油中的烃组成都是一样的，而独立储层中的原油几乎总存在着可测量的组成差异分子组成差异。,方法：GC，LC，GC-MS，87Sr/86Sr剩余盐分析,2依据原油组成色谱指纹特征的变化争论油藏内流体流淌屏障,横向连通性,油层A,Hwang等1994利用此法争论了苏丹Unity油田的石油组成变化和油藏连通性。以以以下图为该油田Ghazal组砂岩层序的剖面图。,实例,上图为采自Ghazal组各砂岩层A、B、D和H原油的色谱图。可以看出除浅部砂岩A、B内的石油色谱特征在C12C13区间内有一个下凹外，其余特征都很相像。下凹消逝的缘由可能是A、B砂岩层内原油经受略微的生物降解作用造成的。D、H砂岩层内原油没有或只有少许生物降解作用的影响。,A,B,D,H,虽然Unity2井的D、H层内石油显示出极其相像的烃的外貌，但它们的具体指纹仍具有明显的差异以以以下图。D和H层原油所选择峰比率的平均差异为27.40，而D层原油的配对分析中只为1.3。在石油烃组成方面，A、B层原油也是彼此不同的，并且还与D和H层不同，这些组成的差异说明，该井的油藏在垂向上是不连续的。,依据Unity油田2号井和9号井的比照，H层的原油分析不仅表现了几乎一样的烃色谱外貌，而且也呈现了全都的指纹特征，这种相像性在色谱峰比率的星状图上更加明显图。这说明这两个原油来自一样的储层单元，且H砂层在2号井和9号井之间是连通的。与此比照，两井间B、D层的原油烃类组成则具明显的差异，这说明在B、D层内存在有侧向障碍。,3依据油田水组成的变化争论油藏内流体流淌屏障,油田水的化学组成的变化规律可以为井内确定潜在流淌屏障供给重要的信息。在水层和油层内，剩余盐分析RSA87Sr/86Sr突变通常说明油层间存在流淌混合的屏障。因此，RSA可供给一种猜测流体流淌屏障的方法，利用这种方法判别横向上分隔层，无论在含油区还是在含水区都是可能的Smalley等，1992，1995。,图8-3-7呈现了北海油田侏罗系浅海砂层的水分析资料。在这个层上有可能形成垂向流淌障碍的唯一地质因素是一层页岩和三个方解石胶结带。,图8-3-7 北海油田含水层RSA87Sr/86Sr,值变化,水平实线代表页岩，水平虚线代,表方解石胶结带Smalley，19994,最上部胶结带位于油水界面处，这可能反映侧向延伸的方解石胶结层，该带上下RSA,87,Sr/,86,Sr只有微小的变化，表明此带不一定存在屏障，也许仅反映油水界面的存在。,在该胶结带下约到15m的距离内RSA,87,Sr/,86,Sr值几乎为一常数，表明水完全均一化。所以页岩层和中间方解石胶结带没有成为流动屏障。,在油水界面下大约16m处，穿过下部胶结带约2m距离内，RSA,87,Sr/,86,Sr值迅速增加，扩散作用在这样短的距离内只需几千年就可使,87,Sr/,86,Sr均一化，因此最可能的解释是，这个胶结带是一个侧向延伸很远的屏障。,图8-3-8 呈现北海某油藏RSA87Sr/86Sr分析资料。依据砂岩储层压力资料说明，流体垂向上流淌有两个主要屏障，分别位于5、6储集带的顶部。A、B、C三口井RSA87Sr/86Sr形态特征特殊相像，储集带4的RSA87Sr/86Sr比值随深度增加稍有下降，储集带5的RSA87Sr/86Sr值随深度增加根本不变或稍有增加。在储集带6的顶部，三口井的RSA87Sr/86Sr均明显增加，进入储集带7后变化又慢下来。这说明储集带内部可能存在流淌屏障。,图8-3-8 北海某油藏RSA87Sr/86Sr值剖面图smallay等，1995,可能的隔层,二、有机隔层焦油席争论,在一些油藏中的贫油带和含水区内，通常可觉察呈席状分布的焦油席Tar mats。,焦油席是油藏内一种特殊的石油非均质性现象，一般分布在石蜡型原油的油藏中，富含沥青质，其浓度到达石油15+馏分的2030Wt，厚度一般为15。焦油席与上覆石油柱间具有成分突变的界面，一般都接近于地质上的不连续面如油水界面或渗透率差异带。焦油席是从与其所处油柱中的原油衍生而来的，但与油柱比较，含焦油席的岩心样品呈现出较高的孔隙度和横向渗透率。岩心抽提物的棒色谱分析说明，在轻质油油藏中，小型10cm至1m的焦油席是一般存在的。,重质组分倾向于残留在储层中,棒色谱,三、油气运聚成藏史争论,成藏石油在组成上往往具有非均质性，England等1987以及England和Mackenzie1989提出，油藏内部诸如气油比和生物标志物比值之类石油成分参数的变化，可以解释为由于油藏石油充注聚拢期间继承性保存的油源相和成熟度的差异所致。,1争论内容,应用油藏地球化学原理争论油气藏运聚史的主要目标是:依据油气藏内油气水和自生矿物的分布与来源及其在空间上、组成上的变化，来反映盆地构造进展史，烃源岩成熟度的分布，油气运移路径和聚拢时间等。,2争论方法,用于确定油气藏形成时间的传统方法主要有：,1依据圈闭形成时间确定油气藏形成时间；,2依据生油岩主要排烃期确定油气藏形成时间；,3依据饱和压力确定油气藏形成时间等据张厚福、张万选，1989。,这些方法都只是从区域地质演化或生烃史的某些方面定性地分析油气藏形成的时间序列。地球化学方法则可以依据油藏内石油的组成特性及变化规律，流体岩石相互作用原理，综合争论油气运移的方向、通道和油气运聚成藏的时间。如包裹体、年龄测定,3油气运移方向和通道确实定,1依据石油成熟度梯度争论油气充注方向,油藏流体在横向上集中混合作用是缓慢的，在公里级规模上，继承性石油柱非均质性的均一化时间大约为100Ma。由于石油聚拢成藏过程中不同组分相互混合作用的不完全性，那些由油藏充注聚拢期间所保存的、由油源相和成熟度差异造成的组成变化往往在地质时期普及连续的油藏在横向上保存下来。,实例：挪威北海Gullfaks油田油藏的成熟度非均质性及其油气的充注,0.43,0.40,0.38,Forties,油田位置和石油泡点压力分布图,2依据石油在运载层中的地球化学变化确定油气运移通道和方向,成藏石油、初次运移排出的石油与源岩沥青抽提物之间，无论是总体组成还是分子组成都存在差异Tissot和Pelet，1971；Leythaeusr等1983，1986，1988，这说明，初次运移和二次运移过程对油气的物理、化学特征也有猛烈的影响。影响油气在多孔介质通道上运移过程中发生组成变化的因素主要包括地色层作用、石油组成在水中的溶解度以及相控作用。,地色层作用可引起石油组成在运移通道上发生变化，其中含氮化合物对地色层作用最敏感Brothers等，1991；Li，1995。Li等1995依据一系列原油和烃源岩的分析说明，石油的初次运移和二次运移对成藏石油的吡咯类含氮化合物的分布，具有猛烈的影响。因而，含氮化合物组成的变化可用于石油运移的地球化学争论。由于石油中不同组分在水中的溶解度存在差异，在饱含水地层的运移过程中，石油组成要发生确定的变化。,四、油田开发的地球化学动态监测,1.合采油层单层产量确定,理论方法,依据油藏油气注入方式和期次规律，和通过对全球各油田的观看觉察：,在某个连续的储层中，原油的烃类组成根本上都是一样的；,在相互独立的储层中，原油在组成上总是存在可测量到的差异。,尽管不同层位原油组成的差异特殊小，但利用高灵敏检测器可以将原油中成千上百中组分逐一分别、测定其含量。,用不同比例的单油层配制混合油样并分别进展色谱分析，以混合油比例参数作横坐标，色谱指纹化合物峰高比参数为纵坐标，建立混合油配产关系图版(如图8-3-12为一个简洁的二元混合图示)，从上可以确定每个油层的奉献。,2中途测试前原油API值的猜测,一些裂缝性油藏或源岩与储层穿插分布的油藏，测井技术难以区分可产油和不行产油API14，此外，中途测试的费用一般是昂贵的，因此为了削减或避开对不行产油层的测试，有必要在测试前进展原油API值的猜测。Baskin等1993提出了这一方法，并介绍了两个油田的实例争论。该技术的主要依据是对储集岩抽提沥青的地球化学分析。,很多原油，尤其是低API、含有大量高分子量极性化合物的原油，热解的S2峰类似于干酪根降解产物中的S2峰，且S2峰与原油中的沥青质含量有很好的相关性，因此可依据油藏沥青热解产物中的S1和S2的相对大小推想对应原油的密度Clementz，1979。,S1为挥发性的、更轻的烃类馏分，其含量随API的增大而增大，而S2则代表来源于高分子极性化合物的烃类，其含量在低API值的原油中含量较高。S1与原油的API值的相关性图8-3-13说明：,S1的相对大小可用于猜测原油的密度，,S1450mg/g，则原油API14，,S1450mg/g，则原油API14，为可产油。,1抽提沥青热解,油藏沥青的S1/S2值也可用于判别可产油和不行产油。据Baskin等1993的争论，S1/S2与API关系为:,S1/S20.7，API12；,S1/S21.02.0，API1225；,S1/S22.0，API25。,原油密度与抽提沥青热解S1的关系,Baskin等，1993,2全岩热解,一种更抱负的方法是不需要抽提沥青，直接通过全岩热解获得有关原油API值的信息。据Baskin等1993，全岩热解产物中的S1/S2与API也有良好的对应关系，可用于猜测原油的API值。其中,S1/S20.2与不行产油对应；,S1/S20.4与高API的可生产原油对应；,S1/S2介于0.20.4之间时，必需结合其它资料测定相关原油的API值。,原油密度与全岩热解S1/S2的关系,Baskin等，1993,体积法,比较法,化学动力法,第四节 资源量估算方法,在油气远景评价工作中，过去主要是定性地评价盆地生油潜力的大小，而估价盆地生油潜能的定量方法，目前正在不断进展和实践中。,生油量计算影响因素多，所以方法也多，各种方法在确定程度上都存在缺陷和缺乏。,根本上可归纳为：,Q1=SHDA 排油量：Q2=Q1K K排出系数,Q1残留在烃源岩中的沥青A或烃类含量；,D烃源岩比重；S烃源岩外表积；H烃源岩厚度；,A沥青A或烃类含量,一、体积法,一沥青A或烃类法我国常用的方法,K的求取：,模拟试验求取，用不同的生储盖组合及横向变化状况试验后得出数据。,通过勘探程度较高地区的生油量与残留量的计算求得：,K=(Q生-Q残)/Q生,K值一般在5-25%，很少在25%以上。,聚拢量Q3=Q2a a聚拢系数,原始生油量Q=Q剩余+Q排出=Q剩余+Q聚拢+Q散失,生油量：Q=HSDCKc,D比重,S烃源岩外表积；H烃源岩厚度；,C
展开阅读全文