应用定量颗粒荧光技术研究准噶尔盆地腹部侏罗系油气运聚规律

周勇水，邱楠生，曹环宇，贾京坤

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；2. 中国石油大学(北京) 盆地与油藏研究中心，北京，102249)

准噶尔盆地腹部油气资源前景广阔，已发现多个三级地质储量达1～2 亿t 的油气田。经过多年勘探，基本明确了二叠系乌尔禾组和侏罗系八道湾组是其主要油气来源，主成藏期分别为晚白垩世早期至古近纪晚期和新近纪至今[1-3]。围绕圈闭描述而进行的层序地层、沉积体系、砂体成因地质模型和储层描述方法研究也相对成熟[4-5]。已有成果表明，腹部主要储层是侏罗系三工河组二段(J1s2)发育的三角洲砂体，与上覆三工河组三段(J1s3)展布稳定的区域性泥岩盖层形成良好储盖组合。J1s2砂体又可分为上、下2 个砂组：上砂组(J1s22)由于侧向快速相变，砂体层数和厚度不稳定，不能联片分布；下砂组(J1s21)由一系列板状砂体拼合而成，砂体整体连续性较好，其上部偶夹分隔各单元的低渗或非渗透层[6-7]。目前，上砂组已发现很多低饱和度油藏，下砂组虽然油气显示丰富，却至今没有发现。导致目前腹部油气勘探受阻的主要原因是油气富集规律尚不明确，因此，查明油气运聚规律是目前腹部侏罗系油气勘探急需解决的关键地质问题。定量颗粒荧光技术(quantitative grain fluorescence (QGF)和QGF on extract(QGF-E))通过检测储层岩石颗粒(QGF)及其二氯甲烷抽提物(QGF-E)的荧光响应，可有效识别颗粒含油气丰度与性质。目前，该技术在检测储层含油气性、识别油气运移通道、识别古油层进而解释复杂的油气充注过程等方面取得了大量成果[8-11]。本文作者在现有地质研究成果的基础上，利用定量颗粒荧光技术和包裹体薄片观察及含油包裹体丰度统计(grains containing oil inclusions, GOI)统计追踪油气运移和分布规律，结合砂体发育特征，探讨油气在侏罗系内的运聚规律。

1 石油地质背景

图1 研究区构造单元和取样井位图Fig.1 Tectonic units and distribution of sample in study area

准噶尔盆地位于新疆北部，是我国大型含油气盆地之一。本文研究区域为准噶尔盆地腹部西段，主体位于中央坳陷带盆1 井西凹陷至昌吉凹陷，东为马桥凸起，西至中拐凸起，南部紧靠南部山前构造带，北至达巴松凸起(图1)。地层主要分布有石炭系、二叠系和中新生界。研究区早中生代处于相对稳定状态，中晚侏罗世末期构造有过抬升，地层遭受了强烈的剥蚀，白垩纪以后沉积速率加快，快速堆积了白垩系和新生界巨厚沉积[12]。研究区存在盆1 井西和昌吉2 个生烃凹陷，主要发育二叠系和侏罗系两套烃源岩，其中主力烃源岩为中上二叠统乌尔禾组，主要油气聚集层位为侏罗系砂岩储层[5]。侏罗系三工河组(J1s)沉积期辫状三角洲沉积体系较发育，大部分地区为三角洲前缘亚相，以水下分流河道最发育。其中侏罗系三段(J1s3)只发育少量砂坝或滩坝砂体，属典型泥包砂结构，是良好的区域性盖层；J1s2砂体最发育，是三工河组最有利储层和输导层，目前也是腹部勘探的主要目的层。J1s2依岩性可分为J1s22(上)和J1s21(下)2 个砂组。受沉积相的控制，J1s22因侧向快速相变，砂体平面变化较大，砂体主要呈孤立状分布，底部发育一套稳定泥岩隔层；J1s21自下往上总体呈一个进积序列，砂体连片发育，横向分布稳定；下部(J1s211)由一系列板状砂体拼合而成，上部(J1s212)砂地比(即砂岩总厚度与地层厚度之比)有所降低，分隔各单元的低渗或非渗透层明显增多[4-7]。

研究区位于车莫古隆起北侧及核部，其局部构造特征、烃源岩的形成演化、油气运聚及后期调整都受车莫古隆起形成与演化的影响。中晚侏罗世车莫古隆起形成后，受车莫古隆起控制的构造圈闭、地层与岩性圈闭中已有盆1 井西凹陷二叠系油气早期充注，并开始早期的古油气藏成藏过程；早白垩世—新近纪随着车莫古隆起的埋藏、隐伏，盆1 井西凹陷二叠系大规模生油，油气通过各层次疏导体系向上运移，继续在车莫古隆起圈闭中成藏，此时征沙村位于构造最高点，可能同时接受来自昌吉凹陷的油气充注；自新近纪以来，受喜马拉雅掀斜作用的影响，车莫古隆起消失，开始形成南倾北抬构造格局，至今研究区整体为一南倾单斜，由于构造调整，只能聚集来源于南部昌吉凹陷侏罗系的油气，并与已有油藏内二叠系原油混合继续向北调整运移[13-16]。

2 样品与实验

30 块储层岩心样品分别取自沙窝地地区准沙5 井(6 块)、征沙村地区征1 井(5 块)和莫西庄地区庄1 井(6块)、庄2 井(6 块)庄102 井(7 块)，主要取自J1s21和J1s22，岩性为长石碎屑细砂岩。样品制成双面抛光薄片后，使用OLYMPUS BX51 荧光显微镜及相应照相系统进行流体包裹体观察和GOI(grains containing oil inclusions)统计。GOI 指含油包裹体的矿物颗粒数目占总矿物颗粒数目的比例，用于反映储层含油饱和度，油层、运移通道和水层的GOI 指数通常分别为大于5%，1%～5%和小于1%[17]。统计方法是借助显微镜对岩石薄片进行观察，任选100 个观察视域，分别统计出这些视域内所有包含的含油包裹体的矿物颗粒数目和总矿物颗粒数目，最后求取平均值即为该样品GOI值。

鉴于单井可取岩心样品数量有限，难以有效进行垂向上的精细对比，本文在研究区内选取4 口典型井，针对J1s 岩屑密集取样，进行定量颗粒荧光分析(QGF和QGF-E)，解剖油气垂向上含量(体积分数)与性质的变化特征。总共取样79 件，分别取自沙窝地地区准沙5 井(19 件)、莫西庄地区庄1 井(23 件)、征沙村地区征101 井(18 件)和永进地区永1 井(19 件)，岩性为长石碎屑细砂岩。定量颗粒荧光技术通过检测储层岩石颗粒(QGF)及其二氯甲烷抽提物(QGF-E)的荧光响应，可有效识别颗粒含油气丰度与性质。目前，该技术在检测储层含油气性、识别油气运移通道、识别古油层进而解释复杂的油气充注过程等方面取得了大量成果[8-11]。QGF 光谱是颗粒中油包裹体的荧光响应，主要分析参数有QGF 指数(QGF index)、最大荧光强度所对应的波长(λmax)和光谱半峰宽(Δλ)。QGF index 是波长为375～475 nm 的平均光谱强度与300 nm 处光谱强度的比值，能够反映同一地区同批次样品的相对含油丰度。λmax是最大荧光强度所对应的波长，Δλ为2个最大光谱强度半值所对应波长间的宽度。因不同的芳烃与极性化合物具有不同的光谱特征，λmax和Δλ能够反映不同颗粒内石油性质的差异[10]。QGF-E 光谱是对颗粒表面吸附油的荧光响应，主要分析参数有QGF-E 强度和λmax。QGF-E 强度是归一化到1 g 样品20 mL 二氯甲烷抽提物溶液的最大光谱强度，能有效表征样品含油级别。样品处理、测试流程和各参数详细获取方法见文献[8]。

3 结果与讨论

3.1 包裹体薄片观察和GOI 统计结果

研究区砂岩薄片样品中可观察到的油包裹体主要为发蓝白色荧光油包裹体，征1 井部分样品可见少量发黄色荧光油包裹体，主要分布于石英颗粒愈合裂纹和次生加大边中(图2)，最大内径不超过10 μm(一般为5 μm 左右)，各样品GOI 值统计结果见表1。从表1 可见：整体来讲，庄1、庄2 和庄102 井GOI 较准沙5 和征1 井GOI 值稍高，但5 口井GOI 值垂向上分布具有相同的规律，J1s211内样品GOI 值极低，如准沙5 井3 363.6 m 和3 365.2 m 处样品GOI 值分别0.1%和0.2%，庄1 井4 379.0 m 和4 384.5 m 处样品GOI值分别0.3%和0.2%，庄2 井和征1 井的略高，达2.5%和4.3%；J1s212或J1s22底部样品GOI 值最高，往上略呈降低趋势，如准沙5 井3 331.4 m 样品GOI 值达到9.6%，往上降低至4.0%(3 311.9 m)，庄1 井4 372.5 m处样品GOI 值高达13.8%，往上降低至7.5%(4 333.5 m)，征1 井4 824.2 m 样品GOI 值为11.7%，往上降低至2.4%(4 791.8 m)。

图2 准噶尔盆地腹部J1s 包裹体显微照片Fig.2 Micrograph of fluid inclusions of J1s in hinterland of Junggar Basin

表1 GOI 值统计结果Table1 Results of GOI values

3.2 QGF 和QGF-E 实验结果

准沙5 井QGF 和QGF-E 主要分析参数测试结果见表2 和图3。从表2 和图3 可见：QGF index 范围为0.7～38.5，3 374 m 以下样品QGF index 均小于5，平均值为3.5；往上除3 个样品QGF index 较低(＜5.0)外，样品荧光响应逐渐加强，QGF index 从3.0 逐渐升高到最大值38.5(3 321 m)，平均值为19.7。QGF 光谱λmax均位于440 nm 左右，Δλ范围为100～170 nm，总体表现出随深度增加逐渐增大的趋势；QGF-E 光谱λmax位于360 nm 左右，QGF-E 强度为6.3～60.3，最小值位于3 389 m，该深度以下样品QGF-E 强度也较小(11.0 左右)，往上QGF-E 强度逐渐增大至60.3(3 313 m)。

表2(续)

庄1 井QGF 和QGF-E 主要分析参数测试结果见表2 和图4。从表2 和图4 可见：QGF index 范围为1.6～19.0，4 371 m 以下样品QGF index 均小于3.5；往上样品QGF index 表现出增大的趋势，从8.3 逐渐升高到最大值19.0(4 320 m)；QGF 光谱λmax位于440 nm 左右，Δλ范围为70～140 nm，总体也表现出随深度增加逐渐增大的趋势；QGF-E 光谱λmax位于370 nm左右，QGF-E 强度为3.5～116.0，4 391～4 366 m 和4 341～4 300 m 内样品QGF-E 强度较大(＞30.0)，且在2 个深度范围内，QGF-E 强度均随深度减小而逐渐增大，分别从34.4 增大至98.0，从57.6 增大至116.0。

图3 准沙5 井GOI，QGF 和QGF-E 参数分布图Fig.3 GOI,QGF and QGF-E parameter depth profile of well ZS5

征101 井QGF 和QGF-E 主要分析参数测试结果见表2 和图5。从表2 和图5 可见：QGF index 总体较低，范围为0.1～5.8，4 824 m 以下样品QGF index 大多小于2.5，往上升高到最大值5.8(4 769 m)；QGF 光谱λmax位于440 nm 左右，Δλ范围为50～150 nm，4 876 m 之上表现出随深度增加逐渐增大的趋势，在该深度之下呈无序分布；QGF-E 光谱λmax位于380 nm 左右，QGF-E 强度为4.9～44.2，最小值位于4 849 m，该深度以下样品QGF-E 强度主要为20 左右，往上QGF-E 强度逐渐增大至44.2(4 818 m)。

永1 井QGF 和QGF-E 主要分析参数测试结果见表2 和图6。从表2 和图6 可见：QGF index 范围为0.1～30.5，6 166～6 147 m 处样品QGF Index 由1.8 增大至7.8，往上至6 109 m 又逐渐减低至0.1，6 109～6 055 m 处样品QGF Index 快速增大至30.5；QGF 光谱λmax位于470 nm 左右，Δλ范围为100～200 nm，分布无明显规律；QGF-E 光谱λmax位于370 nm 左右，QGF-E 强度为2.2～179.9，6 157m 以下样品QGF-E 强度较小(＜20.0)，该深度之上样品QGF-E 强度均大于20.0，最大值为179.9(6 109 m)，平均值为104.5。

3.3 讨论

近年来，一些学者分析了研究区烃源岩与原油地球化学特征[2]，通过烃源岩生排烃史[18]和储层中含油包裹体地球化学特征及分布规律研究[3]，基本确认研究区侏罗系晚白垩世早期至古近纪接受了二叠系湖相高熟原油的充注，形成了高含油饱和度古油藏。自新近纪以来，受喜马拉雅掀斜作用的影响，古油藏泄漏，油气发生大规模调整，导致现今储层含油饱和度普遍偏低(0.4%～40.0%)[19-20]。从储层岩心样品可见油包裹体主要为石英颗粒愈合裂纹及次生加大边中发育的蓝白色荧光油包裹体(图2)，表现为高熟轻质油包裹体特征[21]，J1s212之上样品GOI 值均大于5.0%(表1)，平均值为9.8% ，远大于普遍认为的油柱标准值(5.0%)[22-23]，表明研究区J1s 确实有古油柱存在。本文通过定量颗粒荧光分析为这一认识提供了新的证据，并进一步揭示了油气在准噶尔盆地腹部J1s 内运聚的基本规律。

与未接受过油气充注的储层相比，古油层具有强QGF 荧光响应，油层会检测到强QGF-E 荧光响应，而水层通常只具有弱的荧光响应[8-9]。准沙5 井3 367 m 上下样品的QGF 荧光响应存在明显差异。在该深度之上，除少数样品QGF 荧光响应极弱(QGF index 小于4)外，其余样品QGF index 达到12.1～38.5，Δλ范围为80～145 nm，具有典型的轻质油的QGF 光谱特 征[8-9](图3)，表明该深度段储层曾发生过轻质油成藏。在该深度之下，样品QGF Index 都很低(0.7～8.3)，Δλ增大至110～170 nm(见图3)，指示没有油气聚集。3 395 m 之上样品QGF-E 强度均大于20.0，往上逐渐增大至60.3(图3)，QGF-E 强度总体偏低，体现了现今储层低含油饱和度的特点，λmax位于360 nm 左右(表2)，为轻质油特征。有几个样品具有极低的QGF index，却仍然检测到较强的QGF-E 荧光响应，说明早期没有油气充注的砂体，在新近纪油藏调整过程中聚集了油气。将各指标与岩性剖面对比，可发现J1s212上部和J1s22泥岩隔层和夹层发育的砂体具有高的GOI 值、QGF index 和QGF-E 强度以及较小的Δλ，且随着深度的减小，QGF Index 和QGF-E 强度逐渐增大，Δλ逐渐减小；而J1s212下部和J1s211大套板状砂岩中具有极低的GOI值、QGF Index 和QGF-E 强度以及较大的Δλ(图3)。结合准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组砂体发育特征发现：无论是在主成藏期还是新近以来油气调整期，因J1s211砂体垂向上缺少有效的封隔层，油气在进入J1s储层后，首先在浮力的作用下快速通过J1s211砂体往上运移至有泥岩封隔层封堵的J1s22和J1s212砂体，然后沿着泥岩封隔层底面往低势区运移，直至遇到侧向封堵性好的砂体才能成藏。因此，J1s211虽然砂体厚度大，且横向展布稳定，但由于地层整体为南倾单斜，缺少大的构造圈闭，砂体连续性好使得侧向上缺少有利的封堵条件，造成油气无法成藏，而J1s22和J1s212因侧向快速相变，发育大量泥岩夹层形成侧向封闭，为油气成藏提供了有利条件。庄1 井、征101 井和永1 井J1s样品QGF和QGF-E 荧光响应特征与准沙5井具有类似分布规律，这进一步说明这一规律的可靠性和普遍性。

庄1 井4 325～4 375 m 泥岩隔夹层发育的砂岩样品在具有高GOI 值(7.5%～13.8%)的同时，QGF 荧光响应也较强，QGF index 达8.3～19.0，Δλ范围为50～100 nm，QGF-E 强度均大于30.0，最大值达116，λmax为370 nm 左右(见图4 和表2)，表明该深度段储层曾有过高饱和度轻质油聚集，是油气运移与聚集的主要场所；4 371～4 415 m 的样品具有极低GOI 值(0.2～0.3)，QGF index 也很低(1.6～3.6)，Δλ增大至70～140 nm；QGF-E 强度明显降低，总体位于35.0 左右，最大值不超过50，λmax同样位于370nm 左右(见图4 和表2)，各项指标均指示该深度段储层未曾有油气聚集，在油气运聚过程中只起通道作用。

征101 井QGF index 较低，分布范围为0.1～5.8，而4 849～4 849 m 处样品仍具有较高的QGF-E 强度(22.5～44.2)，λmax位于370 nm 左右，表明早期未曾有过油气聚集，在新近纪油气调整过程中聚集了轻质油(见图5 和表2)；在4 825～4 850 m 的大套砂体发育段，样品QGF index 与QGF-E 强度明显较4 800～4 825 m泥岩隔夹层发育段的样品响应值低(见图5)，同样说明油气进入J1s储层后优先发生垂向运移，至泥岩隔层之下J1s212砂体聚集。

永1 井QGF index 总体偏低，在6 140～6 170 m 板状砂体内随深度降低，QGF index 由1.8 增大至7.8，往上至6 109 m 沙泥岩互层段又逐渐减低至0.1，6 055～6 095 m 的J1s22孤立砂体中具有较高QGF index(5.0～19.8)，Δλ为100～200 nm(见图6 和表2)，表明在主成藏期泥岩隔层下伏砂体曾有过轻质油气运移，但未成藏。6 157 m 以下板状砂体内样品QGF-E强度极低(2.2～13.5)，该深度之上泥岩隔夹层发育的砂体内样品QGF-E 强度最低为39.0，最大值达到179.9，λmax位于370 nm 左右(见图6 和表2)，为轻质油特征，说明在新近纪油藏调整过程中，上部泥岩隔夹层发育的砂体聚集了其他油藏调整过来的轻质油，是油气运移与聚集的有利场所；而下部板状砂体没有油气聚集，只能起油气运移通道作用。

图4 庄1 井GOI，QGF 和QGF-E 参数分布图Fig.4 GOI,QGF and QGF-E parameter depth profile of well Zhuang 1

图5 征101 井QGF 和QGF-E 参数分布图Fig.5 QGF and QGF-E parameter depth profile of well Zheng 101

图6 永1 井QGF 和QGF-E 参数分布图Fig.6 QGF and QGF-E parameter depth profile of well Yong 1

图7 莫西庄油田油气运聚模式Fig.7 Oil migration and accumulation model of well Moxizhuang field

综上所述，准噶尔盆地腹部J1s22和J1s212泥岩隔夹层发育层段具有较高的GOI 值和强烈的轻质油QGF 及QGF-E 荧光响应特征，指示该层段早期经受过较大规模轻质油充注，但之后发生泄漏。而J1s211大套板状砂岩发育层段显示出低的GOI 值和微弱的QGF 及QGF-E 荧光响应，表明该层段未曾发生过油气聚集，只起油气运移通道作用。结合砂体发育特征分析认为，油气在准噶尔盆地腹部J1s 内运聚普遍遵循如下规律(见图7，以莫西庄油田为例，剖面位置见图1 中的剖面1)：因J1s211砂体垂向上缺少有效的封隔层，油气在进入J1s 储层后，首先在浮力作用下快速通过J1s211砂体往上运移至有泥岩封隔层封堵的J1s22和J1s212砂体，然后顺着泥岩隔层底面往低势区运移，直至遇上侧向封堵性好的砂体才能成藏。准噶尔盆地腹部J1s211虽然砂体厚度大，且横向展布稳定，但由于地层整体为南倾单斜，缺少大的构造圈闭，砂体连续性好使得侧向上缺少有利的封堵条件，造成油气无法成藏，而J1s22和J1s212因侧向快速相变，发育大量泥岩夹层形成侧向封闭，为油气成藏提供了有利条件。因此，识别有效的侧向封闭对准噶尔盆地腹部侏罗系油气勘探具有重要的意义。

4 结论

1) 高的GOI 值和强烈的轻质油QGF 及QGF-E荧光响应特征指示准噶尔盆地腹部J1s22和J1s212泥岩隔夹层发育层段早期经受过较大规模轻质油充注。

2)GOI，QGF 和QGF-E 指标在J1s22和J1s212泥岩隔夹层发育层段达到油藏标准值，各指标随深度增加而逐渐降低，至J1s211大套板状砂岩发育层段只达到油气运移通道值或者水层值的规律表明：油气在进入准噶尔盆地腹部J1s储层后，首先在浮力的作用下快速垂向运移至有泥岩封隔层封堵的J1s22和J1s212，然后沿着泥岩隔层底面往低势区运移，直至遇上侧向封堵性好的砂体才能成藏。

3) 准噶尔盆地腹部J1s211虽然砂体厚度大，且横向展布稳定，但由于地层整体为南倾单斜，缺少大的构造圈闭，砂体连续性好使得侧向上缺少有利的封堵条件，造成油气无法成藏；而J1s22和J1s212因侧向快速相变，发育大量泥岩夹层形成侧向封闭，为油气成藏提供了有利条件：因此，识别有效的侧向封闭对准噶尔盆地腹部侏罗系油气勘探具有重要意义。

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