储层定量荧光技术在渤海油田油层判别及油气充注过程分析中的应用*

刘庆顺 杨 波 杨海风 郭 涛 吴景超 王利良

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

储层定量荧光技术在渤海油田油层判别及油气充注过程分析中的应用*

刘庆顺 杨 波 杨海风 郭 涛 吴景超 王利良

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

刘庆顺,杨波,杨海风，等.储层定量荧光技术在渤海油田油层判别及油气充注过程分析中的应用[J].中国海上油气，2017,29(2)：27-35.

LIU Qingshun,YANG Bo,YANG Haifeng,et al.Application of quantitative fluorescence techniques in oil zone identification and hydrocarbon charging process research in Bohai oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):27-35.

通过对渤海油田16口井204块次样品进行储层萃取液定量荧光(QGF-E)分析，表明现今油层的QGF-E强度普遍大于40 pc，且荧光光谱在370 nm附近有明显的荧光峰，可作为渤海油田的油层判别界限值和参考依据。应用颗粒定量荧光(QGF)技术并结合烃类包裹体和甾烷异构化分析对曹妃甸6-4油田充注过程进行了重构，认为古近系与新近系油藏具有不同的充注特征：古近系油藏具有典型的2期成藏特征，早期为低成熟度的烃类充注成藏，晚期为高成熟度的烃类充注成藏；而新近系油藏仅有晚期高成熟烃类充注成藏。本文研究成果可为渤海油田油层判别及油气成藏过程研究提供新的可靠证据。

颗粒定量荧光；储层萃取液定量荧光；油层判别；油气充注过程；渤海油田

储层定量荧光技术是一项高灵敏度的烃类荧光检测技术，它通过定量检测储层颗粒内部油包裹体及颗粒表面吸附烃的荧光光谱和荧光强度等信息，来反映储层颗粒内部烃类包裹体丰度及储层的含烃饱和度，进而用来判别古油层、现今油层及水层，其中储层颗粒定量荧光(QGF)技术及储层萃取液定量荧光(QGF-E)技术应用最为广泛[1-2]。

储层定量荧光技术具有快速、简便、经济、灵敏度高、检测荧光波段长等特点。一般情况下3～5 d即可完成一批次样品分析，能够满足油田快速评价的需求；同时，分析化验所需样品量少，通常岩屑取样量为20～50 g，而岩心取样量仅为5～10 g；该技术利用高灵敏度的荧光分光光度计对样品荧光光谱信息进行检测，可检测到浓度低于10×10-6的烃类，检测灵敏度高。由于储层定量荧光技术具有这些优点，已广泛应用到现今油层、残留油层和古油层识别，以及油气运移路径追踪和成藏历史恢复等方面[3]。

由于受原油性质、储层性质及包裹体发育程度等因素影响，不同地区油层的QGF界限值有所不同，没有一个明确的界限值来判别油层和水层，因此须对渤海油田样品进行系统的分析和对比，建立适合本地区的油层判别方法和依据。同时，随着渤海油田勘探节奏加快，储层颗粒定量荧光技术可以对油气充注和成藏过程进行快速评价，从而弥补传统包裹体分析周期长、费用高的不足。

笔者通过对渤海油田16口井204块次样品进行筛选、统计分析和对比，尝试建立适合本地区的QGF-E油层判别方法或参考依据；同时，以曹妃甸6-4油田为例，结合烃类包裹体及甾烷异构化分析，探讨QGF技术在油气充注过程研究中的应用。

1 实验方法及原理

本次研究所有样品数据由中国石油大学(北京)王飞宇教授分析并提供。样品经过标准化清洗流程：首先，将原始样品经过适当破碎、轻微研磨，然后筛选出80 mash粒径作为分析样品，依次用二氯甲烷、双氧水及盐酸对样品进行处理、烘干，最终使岩样呈颗粒状态(通过镜检确定)，其主要含有石英和长石，在Varian荧光分光光度计中测定岩样的荧光强度，即可得到QGF分析主要参数QGF指数(QGFI)、最大颗粒荧光强度对应的波长(λmax)及半峰宽(Δλ)。将烘干后的岩样用一定体积的二氯甲烷抽提，测定抽提液的荧光强度，即可得到QGF-E分析主要参数颗粒萃取液荧光强度(IQGF-E)及颗粒萃取液最大荧光强度对应的波长(λQGF-E)[4-6]。其中，QGFI为375～475 nm之间荧光强度的平均值与300 nm附近荧光强度的比值；IQGF-E为将颗粒萃取液的最大荧光强度(Imax)归一到1 g储层颗粒和20 mL萃取液之后得到的光谱强度[2，7-9](图1)。

图1 QGF光谱及其参数Fig .1 QGF spectrum and the parameters

QGF光谱反映了颗粒内部油包裹体及颗粒表面部分残留吸附烃的荧光特征，QGF强度越大，油包裹体丰度越高，原始含油饱和度越大，可作为识别古油层的标志。QGF参数λmax是区分不同类型、不同成熟度烃类的重要参数，凝析油和轻质油发射光谱具有特征波长相对小、且向短波长方向倾斜的特征，其λmax为375～475 nm；而重质油发射光谱具有特征波长相对大、波峰较宽的特征，光谱曲线往往在475 nm 附近形成宽峰。也就是说，QGF两个参数λmax及Δλ随着原油密度增大而逐渐增大。IQGF-E反映储层颗粒表面吸附烃的荧光特征，可用于现今油层或残留油层的判定。一般情况下，现今油层或残留油层样品的QGF-E光谱具有较高的荧光强度，而水层样品的QGF-E光谱强度很低且很平缓。QGF-E参数λQGF-E同样可以反映原油的成分和成熟度[10-11]。

2 应用QGF-E技术判别现今油层和水层

2.1 数据选取

为了确保统计样本数据的准确性和可对比性，剔除掉2类样品：测井解释泥岩夹层，此类样品的岩性不能作为有效储层；强非均质性储层，该类样品流体性质暂未明确。最后共筛选出16口井204组具有明确油水性质的有效样本(表1)。

2.2 QGF-E强度界限值的确定

将204组有效样本的QGF-E荧光强度IQGF-E及λQGF-E投到图版中(图2)，可以看出，现今油层和差油层的IQGF-E为27～6 000 pc，大部分大于40 pc，且λQGF-E为352～399 nm，集中于370 nm附近。油层样品荧光光谱在370 nm附近有明显的荧光峰，这与四环芳烃和极性化合物在二氯甲烷溶剂中的荧光光谱相似。而水层的IQGF-E为5～225 pc，大部分小于40 pc，且λQGF-E较为散乱地分布于301～380 nm之间。水层样品荧光光谱具有光谱形态平缓、无明显峰的特点(图2a)。由于油水同层、含油水层处于油水界面附近，其IQGF-E变化较大，介于5～2 582 pc之间，无明显规律，其λQGF-E分布于300～415 nm之间，大部分处于370 nm附近(图2b)。

综上分析认为，根据QGF-E的2个主要参数IQGF-E及λQGF-E可有效判别现今油层、水层，却难以将过渡带的油水同层、含油水层与油层、水层区分开来。渤海油田现今油层IQGF-E值大都大于40 pc，最小为27 pc，且荧光光谱在370 nm附近有明显的荧光峰，以此可作为渤海地区油层的界限值或参考依据。

图2 渤海油田QGF-E判别油层图版Fig .2 Qil zone identification by QGF-E in Bohai oilfield

2.3 实例验证

通过分析垦利10-4油田KL10-4-A井样品的IQGF-E及其光谱形态，认为在2 060～2 220 m深度段存在2套不同的油水系统。其中第1套油水系统位于2 060～2 140 m，测井解释油层段2 065 m的样本点IQGF-E较大(28.9 pc)，λQGF-E为379 nm，光谱形态在370 nm附近有明显峰值，具有典型的油层特征；测井解释水层段2 105、2 135 m的样本点IQGF-E均较弱(分别为10.2、11.0 pc)，λQGF-E分别为307、308 nm，且光谱形态平缓、近于基线、无明显峰值，具有典型水层的特征。第2套油水系统位于2 150～2 220 m深度段，测井解释油层段2 165、2 175 m的样本点IQGF-E值高(分别为86.9、110.6 pc)，λQGF-E分别为373、374 nm，光谱形态在370 nm附近有明显峰值，具有典型油层的特征；而测井解释水层段2 215 m的样本点IQGF-E较低(仅为14.4 pc)，且光谱形态平缓、近于基线、无明显峰值，具有典型水层的特征(图3)。

需要注意的是，QGF-E光谱形态不仅与样品的含烃量有关，还与样品的质量有关。比如，KL10-4-A井1 982 m样品的IQGF-E值(83.6 pc)高于2 005 m样品(47.59 pc)，而前者光谱形态比后者光谱形态低，这是由于1 982 m样品质量(0.2 g)小于2 005 m样品质量(2.1 g)。

图3 KL10-4-A井QGF-E强度及光谱形态Fig .3 QGF-E intensity and spectral shape of Well KL10-4-A

3 应用QGF技术重构烃类充注过程

QGF技术可对储层微观充注机理、油藏充注史及成藏演化等方面进行研究[12-14]。以曹妃甸6-4油田新近系明化镇组、馆陶组及古近系东营组油藏为例，探讨该技术在渤海油田烃类充注过程等方面的应用。

3.1 数据选取

曹妃甸6-4油田共进行了6口井73块次QGF分析。为了确保统计样本数据的准确性和可对比性，剔除掉测井解释为水层、含油水层及油水同层的样品，仅保留测井解释为油层的样品，共计9个，其中新近系样品6个，古近系样品3个(表2)。

3.2 充注过程分析

曹妃甸6-4油田9个样品的QGF指数为6.1～47.3，均大于4，且光谱具有明显特征峰(图4)，说明成藏期发生过烃类充分充注过程。新近系样品QGF光谱形态特征一致，均具有明显的单峰结构，其参数λmax较小，为414～423 nm，集中分布在420 nm附近，且半峰宽Δλ也较小，为120～186 nm，反映颗粒内部包裹烃性质较轻(图4a)。结合渤海油田热史，较轻的包裹烃反映新近系油藏具有晚期快速成藏特征[15-18]。而古近系样品的QGF光谱形态具有明显的双峰结构特征,其中第1个峰光谱强度较弱(不足5 pc)，波长分布在420nm附近，反映包裹烃性质较轻；第2个峰光谱强度较强(6～7 pc)，波长对应于QGF参数λmax介于467～505 nm之间，反映包裹烃性质较重(图4b)。2种不同性质的包裹烃说明古近系油藏发生过2期烃类充注。另外，古近系样品QGF光谱第1个峰的波长与新近系样品QGF参数λmax均位于420 nm附近，说明包裹烃性质相近，表明古近系油藏与新近系油藏在晚期发生过相近期次的烃类充注过程。

表2 曹妃甸6-4油田油层样本QGF检测结果Table 2 QGF results of oil samples in CFD 6-4 oilfield

图4 曹妃甸6-4油田油层样品QGF光谱Fig .4 QGF fluorescence spectral of oil samples in CFD6-4 oilfield

曹妃甸6-4油田烃类包裹体分析同样能够反映古近系与新近系油藏具有不同烃类充注特征(图5)。该油田新近系油藏仅有1个期次的油气包裹体，发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后，沿切穿砂岩石英颗粒的微裂隙成带状分布，包裹体液烃呈淡黄色，显示黄绿色荧光，反映晚期高成熟度的轻质烃类(图5a—c)。新近系油藏的油气包裹体特征与新近系油层样品QGF光谱的单峰结构相对应。古近系油藏发育2个期次的油气包裹体，其中第1期油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大早中期，沿石英颗粒加大边内侧成带分布，为呈深褐色的重质油包裹体(图5d)；第2期油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后，沿切穿砂岩石英颗粒的微裂隙成线状分布，包裹体液烃呈淡黄色，显示黄绿色荧光(图5e—f)。古近系油藏2期烃类包裹体与古近系油层样品QGF光谱的双峰结构一致。

曹妃甸6-4油田原油甾烷异构化分析结果也与QGF分析结果相一致。新近系原油的C29ββ/(ββ+αα)为0.45～0.50，C2920S/(20S+20R)为0.40～0.45，这2个参数均较大，反映原油成熟度较高，且分布较为集中，说明具有相近期次的烃类充注过程(图6)。古近系原油的C29ββ/(ββ+αα)及C2920S/(20S+20R)分散在2个区域，第1个区域原油C29ββ/(ββ+αα)为0.40～0.45，C2920S/(20S+20R)为0.39～0.40，反映原油成熟度较低；第2个区域原油C29ββ/(ββ+αα)为0.46～0.53，C2920S/(20S+20R)为0.43～0.45，反映原油成熟度较高(图6)。

综上所述，曹妃甸6-4油田古近系与新近系油藏具有不同的烃类充注过程。其中，古近系油藏具有典型的2期成藏特征，早期为低成熟度的烃类充注成藏，晚期为高成熟度的烃类充注成藏；而新近系油藏仅具有晚期高成熟烃类充注成藏过程。

注：(a)1 893 m，N1g，细砂岩，UV激发荧光照片，粒间孔隙及微裂缝显示较强黄绿色荧光；(b)1 893 m，N1g，细砂岩，单偏光照片，沿微裂隙分布，呈淡黄色的轻质油包裹体；(c)1 893 m，N1g，细砂岩，UV激发荧光照片，轻质油包裹体显示黄绿色荧光；(d)2 928 m，E3d3，细砂岩，单偏光照片，环石英颗粒加大边内侧成带分布，呈深褐色的重质油包裹体；(e)2 928 m，E3d3，细砂岩，单偏光照片，沿切穿石英颗粒及其加大边的成岩期后微裂隙成带分布，呈淡黄色—灰色的轻质油-气包裹体；(f)2 928 m，E3d3，细砂岩，UV激发荧光照片，轻质油-气包裹体显示黄色荧光。

图5 CFD6-4-g井烃类包裹体特征

Fig .5 Hydrocarbon inclusion characteristics of Well CFD6-4-g

图6 曹妃甸6-4油田原油C29甾烷异构化Fig .6 Crude oil C29 sterane isomerization in CFD6-4 oilfield

4 结论

1) 渤海油田现今油层的QGF-E强度普遍大于40 pc，且荧光光谱在370 nm附近有明显的荧光峰，可作为渤海油田油层的界限值或参考依据，依据QGF-E荧光强度及其光谱形态可有效识别现今油层和水层。

2) 应用QGF光谱及其参数λmax分析颗粒内部的包裹体烃类性质，进而研究油气充注过程，并结合烃类包裹体及甾烷异构化分析，确定曹妃甸6-4油田古近系油藏发生过2期油气充注，其中早期为低成熟度的烃类充注成藏，晚期为高成熟度的烃类充注成藏，新近系油藏为晚期高成熟的烃类充注成藏。

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(编辑：张喜林)

Application of quantitative fluorescence techniques in oil zone identification and hydrocarbon charging process research in Bohai oilfield

LIU Qingshun YANG Bo YANG Haifeng GUO Tao WU Jingchao WANG Liliang

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

According to quantitative grain fluorescence on extract(QGF-E) study of 204 samples from 16 wells in Bohai oilfield, the results show that QGF-E fluorescence intensity of present oil zone is generally larger than 40 pc, and fluorescence spectrum has obvious fluorescence peak near 370 nm, which can be used as oil zone threshold and reference in Bohai oilfield. Combining hydrocarbon inclusion and sterane isomerization information, hydrocarbon accumulation processes are analyzed with quantitative grain fluorescence(QGF) information in CFD6-4 oilfield, and the results show that the Paleogene and Neogene reservoirs have different hydrocarbon accumulation processes. The Paleogene reservoir has 2-stage accumulation characteristics, in which it is charged with low mature hydrocarbon in the early stage and with high mature hydrocarbon in the late stage. The Neogene reservoir is late accumulation with high maturity hydrocarbon. The study can provide a new and reliable evidence for oil zone identification and hydrocarbon accumulation process in Bohai oilfield.

quantitative grain fluorescence; quantitative grain fluorescence on extract; oil zone identification; hydrocarbon charging process; Bohai oilfield

刘庆顺，男，工程师，2012年毕业于中国石油大学(北京)矿产普查与勘探专业并获硕士学位，从事渤海油田勘探地质研究工作。地址：天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局B座1023室(邮编：300459)。E-mail:liuqsh5@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0027-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.004

TE122.1

A

2016-07-05 改回日期：2016-12-13

*“十二五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发(编号：2011ZX05023-002)”部分研究成果。