油藏地球化学在油藏评价和油气田开发中的应用(2015-9)-(3)

2020/5/7,1,油藏地球化学在油藏评价和油气田开发中的应用,张枝焕中国石油大学（北京）2014年9月15日,地质学学科前沿课,2020/5/7,2,提纲,前言第一部分油藏地球化学的理论基础及基础研究第二部分油藏地球化学在油藏评价及油田开发中的应用一、油水层识别二、油层连通性分析三、混合开采油藏单层产能配比研究四、注水开发过程原油性质变化及水淹层识别五、古油层及古油水界面判断,2020/5/7,3,一、油藏地球化学的含义与发展历史,20世纪80年代中期以前石油有机地球化学的研究领域主要局限于油气资源评价、烃源岩研究和油源对比等方面，在油气田勘探、评价的其他领域以及油气田开发领域所发挥的作用比较有限。上世纪80年代中后期有机地球化学被用于储层成岩作用、油气运移、油气成藏期及油气田开发中的地球化学研究等方面从而促进了油藏地球化学学科的产生和发展。,前言,石油地球化学已有一百年多年发展历史。20世纪70年代，随着干酪根热降解生烃演化模式的提出，石油有机地球化学在油气田勘探中发挥了举足轻重的作用。,2020/5/7,4,2020/5/7,5,油藏地球化学的含义,油藏地球化学（ReservoirGeochemistry）是应用地球化学原理研究油气运移、聚集成藏和油气田开发过程中所发生的地球化学作用、成因机理及其在油气勘探、开发中应用的一门学科，是传统的有机地球化学和无机地球化学与油藏地质、油藏工程紧密结合的产物，是地球化学的一个分支学科。主要根据油藏流体的非均质性及混合作用、油藏中流体与矿物的相互作用及油藏内流体的地球化学变化等原理，采用现代地球化学分析测试技术，通过对油藏内流体组分和成岩矿物组成特征及分布规律的分析，结合油藏地质和油藏工程资料，研究油气充注、聚集历史与成藏机制，开展油藏地球化学评价、油田生产管理和动态监测。,2020/5/7,6,油藏地球化学发展历史,1984年Durand在一篇研究油气运移的综述性文章中提出了“油气藏有机地球化学”的概念。1987年England等通过北海Fortiers油田的地球化学研究，将人们早已认识到的油藏流体非均质性现象与成藏研究结合起来，提出了油藏充注与原油混合作用模式，并首次阐明了“油藏地球化学”的概念，奠定了油藏地球化学的理论基础。1989、1990年England及其合作者进一步论述了石油注入油藏后的混合作用机理，在一篇讨论油气运聚和混合作用的文章中除了用“油藏有机地球化学”标题外，在关键词中还用了“油藏地球化学”（ReservoirGeochemistry）这一术语。,2020/5/7,7,20世纪80年代末期，一个主要由英国纽卡斯尔大学和挪威奥斯陆大学的地球化学家和沉积学家等参与的国际合作研究项目，将油藏流体地球化学描述与成岩作用研究相结合，成功地剖析了北海Ula油田的油藏地球化学动态特征，将油藏地球化学研究提高到一个新的水平（Larter等,1989）。1995年9月中旬在西班牙巴斯克召开的第16届有机地球化学会议上，油藏地球化学成为石油地球化学领域的主要研究方向。20世纪80年代末期90年代初期，油藏地球化学理论与方法被引进国内，目前油藏地球地球化学在油气田勘探、油气田评价和油田开发领域都取得了广泛的应用。,2020/5/7,8,第16届有机地球化学会议征文范围中与油藏地球化学有关的内容,1.油藏空间分隔性与渗透屏障的评价;2.油水界面焦油(超重油)席的探测与解释;3.流体充注与油藏聚集史的确定与重建;4.流体充注与混合时间规模的模拟;5.油藏内部的生物降解作用;6.油藏演化中的水洗和次生断裂的影响;7.探测不同含油与含水区块的统计学方法;8.油水和油矿物相互作用;9.采出流体的生产监测等。其中（1）、（2）、（6）、（7）)主要属油藏地球化学描述的研究内容，（3）、（4）、（5）、（6）、（8）主要归属于成藏演化机理的研究范畴，(9)则主要归属于直接服务于油田开发与开采工艺决策的工作内容。,2020/5/7,9,二、油藏地球化学在油田勘探、开发领域中的应用,2020/5/7,10,在油藏评价和储层评价中的应用流体界面的确定油、气、水层的地球化学识别油藏、储层连通性研究焦油席的确定石油水岩石相互作用研究,在油田开发和生产监测中的应用混合开采油层产能配比研究中途测试前原油物性预测油层润湿性研究生物标志物在油藏管理中的应用剩余油的地球化学研究（水淹层识别）,2020/5/7,11,第一部分油藏地球化学的理论基础与基础研究,1油气充注与成藏模式2油气藏内流体非均质性特征及混合作用机理3油藏内非烃及高分子量烃类化合物地球化学特征4储层固体沥青和焦油席成因机理5储层中流体岩石相互作用6流体包裹体和自生矿物中放射性同位素7油藏中原油的次生变化其中核心问题是油藏内流体的非均质性、混合作用及控制因素,2020/5/7,12,2020/5/7,13,二、油藏内流体成分非均质性及混合作用,1烃源岩的有机相、成熟度和生排烃及油气聚集史的差异;2流体岩石相互作用和油气运移过程中的分馏作用；3原油的生物降解作用和水解作用;4油藏内原油的热蚀变作用；5重力分异作用和焦油席的形成;6油气在油藏内的渗漏作用；7.不同性质原油的混合作用和气洗作用；8.石油注入储层后，储层孔隙度和渗透率以及油藏构造、地层特征的差异也可造成流体组成的非均质性。造成油藏内流体(不同规模上)非均质性的原因可能是不同的。,2020/5/7,14,（England，2007）,2020/5/7,15,造成油藏内流体(不同规模)非均质性的原因,2020/5/7,16,油藏内流体混合作用,密度驱动混合作用热对流作用扩散作用,连通性良好的单个流体柱内，除非存在垂向混合作用的隔层，流体柱将迅速达到力学平衡。垂向上存在地质屏障，将阻碍石油混合作用，就可能出现石油柱垂向上变化的不连续性。从充注期间继承下来的大规模横向成分梯度则可能保持相当长的地质时期。,流体组成的非均质性必然导致油藏流体化学组成的不平衡，油藏内流体的混合作用力图从力学上和化学上建立流体的平衡状态，其速率取决于不稳定性存在的距离和油藏渗透性结构。,2020/5/7,17,三、储层内流体与岩石相互作用,1.有机无机相互作用与储层中次生孔隙的形成2.流体在矿物表面的吸附作用以及流体岩石相互作用对流体性质和介面润湿性的影响3.油气运聚成藏过程中石油的侵入对储层成岩演化的影响,2020/5/7,18,1.有机无机作用与储层中次生孔隙的形成,次生孔隙的成因：是无机作用还是有机作用的结果?,2020/5/7,19,粒间孔中充注原油,原生孔隙被方解石充填,石英次生加大使孔隙减小,成岩作用对孔隙分布的影响,原生孔隙的分布特征,2020/5/7,20,长石颗粒边缘溶解形成次生孔隙,方解石胶结物溶解形成溶蚀孔隙,长石被溶解形成粒内孔隙,长石被溶解后被方解石充填形成铸模孔,次生孔隙类型,2020/5/7,21,A胶结作用,石英次生加大,港深40,4101.95m,港深33,4114.03m,引起储层孔隙变化的化学成岩作用,2020/5/7,22,方解石、白云石的沉淀作用,港深37,3631.8m,港深37,3631.8m,港深39,3964.97m,2020/5/7,23,B.胶结与压实,硅质胶结物终止于颗粒接触处,2020/5/7,24,港深47,4062.61m,C.溶蚀作用长石溶蚀作用,港深33,4164.88m,港深47,4149.84m,2020/5/7,25,碳酸盐矿物的溶解作用,Es1下，港深48，3627.12m。,Es1下，港深47，4158.12m,2020/5/7,26,GS33,4112.20m,发白色的斜长石具钠长石边（暗蓝色）并具溶蚀特征,Es1下，港深40，4101.95m。,D.交代作用,方解石交代长石,2020/5/7,27,次生孔隙形成机理示意图（据I.D.Meshri,1986）,溶蚀作用机理,2020/5/7,28,在成岩作用的地球化学系统中，所发生的化学作用取决于系统中的温度、pH值缓冲剂（有机酸阴离子和碳酸盐）的性质、组成岩石的矿物颗粒和胶结物类型、有机酸阴离子以及PCO2之间的关系。,碎屑岩成岩作用与有机质演化过程有很好的对应关系,PCO2起作用,H2CO3起作用,有机酸酸性地层水（pH低）,2020/5/7,29,有机酸的作用机理,1.可能是氢离子H+的主要来源和受体。2.在热和细菌的促进下，它们可以脱羧形成二氧化碳和气态烃（Kharaka,1983)，二氧化碳的溶解，能够降低地层水的pH值和地层水中碳酸根的活度，从而能够引起碳酸盐和其它矿物的溶解（Curtis，1978；Schmidt和McDonald，1979；Kharaka等）。3.它们能够与金属或其它无机元素组分形成可溶络合物，从而促进这些无机组分的迁移，改变它们的成岩反应；4.作为还原剂，控制地下水的氧化态(Eh)和多价元素的浓度。,2020/5/7,30,油层中长石不均匀溶蚀,长石,石油,牛11井，3317m,坨32井，1498m,（1）对长石溶蚀作用的影响,2.运聚成藏过程中石油的灌注对储层成岩演化的影响,2020/5/7,31,长石溶蚀后SiO2就近沉淀,SiO2,SiO2,原油,a-钾长石溶解成残余骨架，SiO2就近形成硅球沉淀，二次电子成像。坨32井，1498b.上一照片视域的硅元素X射线扫描图像。坨32井，1498,a,b,2020/5/7,32,石油充注孔隙后，晚期方解石胶结物不发育,河156井，3344m,利92井，3102.5m,（2）石油充注对碳酸盐矿物成岩演化的影响,2020/5/7,33,含油层中方解石胶结物不发育,2020/5/7,34,含水层或干层中的方解石胶结物发育,金31井，1260.19m,金31井，1328m,滨425井，2583.5m,利92井，3083.1m,2020/5/7,35,东营凹陷中央隆起带不同含油级别储层中方解石含量分布图,油层,油浸,油斑,油迹,水层或干层,对碳酸盐矿物成岩演化的影响,在早期溶解（长石与方解石溶解）作用阶段形成的次生孔隙，在晚期方解石胶结之前油气在储层中聚集最有利，孔隙中的油气可抑制晚期方解石胶结物的充填，有利于次生孔隙的保留。如果在晚期方解石胶结之前，没有油气聚集，将被晚期方解石等自生矿物充填形成胶结致密的岩石，不利于后期有机的聚集。成藏史分析时应当综合考虑储层的成岩作用历史。,2020/5/7,36,东营凹陷中部Es3-Es4不同含油级别砂岩中伊利石相对含量随深度的变化饱含油油浸油斑油迹荧光水层,不同含油级别的储层中，随深度变化伊利石含量都有较大的增长。这种现象表明，油充注后,如果未占据伊利石晶体的生长空间,并且对伊利石的成岩环境未造成决定性影响,伊利石仍然在生长。但在不同含油级别的砂岩层中，伊利石含量会有所不同。饱含油层或富含油层中，伊利石含量较低。而含油级别较低的砂层中伊利石含量较高，这说明烃类的充注，引起了伊利石成岩环境的变化，在饱含油层或富含油层中，伊利石生长受到抑制,（3）石油聚集对粘土矿物成岩作用的影响,2020/5/7,37,东营凹陷南带伊利石分布特征,2020/5/7,38,史102井，3312.25m，含油砂岩,史102井，3314.65m，砂岩（水层）,史102井，3312.25m,含油砂岩,史102井，3312.25m，砂岩（水层）,2020/5/7,39,2020/5/7,40,四、油藏内原油的地球化学变化,生物降解作用（Connan，1984)水洗作用（Palmer，1984)硫酸盐热化学还原作用（Orr，1974)热蚀变作用（Tissot和Welte，1984)原油（生物标志物）浸析作用（Peters和Moldowan，1993；William和Leon，1995)等。,2020/5/7,41,水洗作用和生物降解作用是油藏内石油发生次生变化最主要的原因，水洗作用和生物降解作用是在许多含油气盆地边缘油层中经常见到的现象。也是造成油藏内流体非均质性的重要原因之一。,2020/5/7,42,生物降解难易顺序为：正构烷烃无环异戊二烯烷烃藿烷（有25-降藿烷）甾烷藿烷（无25-降藿烷）重排甾烷芳香甾烷卟啉(Peters和Moldowam，1993)。,喜氧细菌能代谢分解石油的条件:（1）近地表补给水中含有氧；（2）温度不超过6580；（3）石油中不存在H2S。,1.氧化和生物降解作用,2020/5/7,43,大庆新站油田黑帝庙油层不同降解程度原油气相色谱特征,大庆新站油田黑帝庙油层中不同降解原油中甾烷和五环三萜烷系列化合物色谱/质谱图,2020/5/7,44,准噶尔盆地车排子隆起排602井油砂抽提物部分生物标志物分布特征,环烷烃,2020/5/7,45,2.水洗作用,(1)水洗作用结果都使原油的密度和粘度升高，但水洗作用对灰岩油层内原油的影响比砂岩的大。(2)水洗作用造成芳香烃含量相对降低，饱/芳值相对上升，NSO化合物含量相对增多；Pr/nC17、Ph/nC18、C31/C19都相对增大，而Pr/Ph、CPI基本不变。(3)不同组分稳定碳同位素组成的变化程度不同。其中饱和烃同位素值略微降低，芳香烃基本不变，NSO化合物的同位素值有较大的降低，全油碳同位素降少0.30.4。(4)C158（H）补身烷（drimane）/C168-升补身烷（homodrimane）(DRI/HDR)轻微增大，C15重排补身烷（drimane）/C158(H)补身烷（drimane）(RD/DRI)有较大的增加；水洗作用对二萜烷影响很小，C24/C25，C26/C28二萜烷变化很小；三萜烷、甾烷组成及藿烷的成熟度指标受水洗作用的影响较小。,2020/5/7,46,3.热蚀变作用,不同化合物的稳定性差别很大：（1）在较低温下，链烷烃最稳定，芳烃最不稳定；（2）链烷烃的稳定性随碳原子数减少而增大；（3）环烷烃的稳定性介于芳香烃和链烷烃之间。链烷烃中碳链断裂形成低分子量烃，异构烷烃脱去侧链形成正构烷烃。芳香烃的热裂解产物是低分子量芳香烃、烷烃和高度聚合的高碳物质。环烷烃一方面加氢开环形成链烷烃，多环裂解为双环、单环，另一方面脱氢形成芳香烃。,2020/5/7,47,在高温条件下，烃类接近无水石膏等含硫矿物时而产生的硫酸盐的非生物还原作用。其可能的反应式如下：原油SO42-轻质油H2S(PS-复硫化物)CH4固体沥青CH4+CaSO4CaCO3+H2S+H2O沥青分布特征及其与成岩矿物的共生关系：（1）沥青与瘤状或砖块堆积硬石膏交错生长；（2）分布在富含硫气藏中，包含单质硫包裹体的沥青；（3）沥青与热化学硫酸盐还原作用的方解石和鞍形白云石共生；（4）沥青分布在晚成岩硬石膏的粒间孔隙和流体包裹体中。,4.硫酸盐热化学还原作用（TSR）,2020/5/7,48,a,b,c,d,热化学硫酸盐还原作用形成的沥青包括与深埋的瘤状或砖块堆积硬石膏交错生长的沥青,c,d,沥青中的单质硫晶体集合体,晚成岩硬石膏的粒间空间和流体包裹体中的沥青,2020/5/7,49,a,b,（a）加拿大Alberta盆地泥盆系Nisku组疏松多孔的白云石中TSR形成的沥青;（b）TSR方解石胶结物的边缘存在着白云石胶结物和热裂解或TSR形成的副产物固体沥青（黑色）。,a,b,白云石胶结物晶簇包含着固体沥青,样品中心的沥青呈圆形突起形分布,2020/5/7,50,永1井侏罗系原油总离子流图,原油具有生物降解原油的生物标志物特征；从气相色谱特征分析，GC谱图完整,所反映生物降解现象不明显，表明存在两期充注，早期原油被降解，晚期充注的原油未被降解，且以晚期未被降解的原油为主。,5.原油的混合作用,2020/5/7,51,2020/5/7,52,-29.3,-27.9,正构烷烃的峰面积与未知化合物鼓包峰面积比值为0.059,正构烷烃的峰面积与未知化合物鼓包峰面积比值为0.089,正构烷烃的峰面积与未知化合物鼓包峰面积比值为0.264,正构烷烃的峰面积与未知化合物鼓包峰面积比值为0.957,-30.1,原油具有后期充注现象,2020/5/7,53,大港三马地区部分油层中包裹体与开放孔隙中甾烷分布特征,2020/5/7,54,6.浸析作用,浸析作用，又称”油藏印记”（William和Leon，1995)或“溶解作用”（Peters和Moldown，1993)。是指原油在聚集过程或聚集后受到与油层交互分布的或相邻的富含有机质的沉积物或源岩的浸析，造成原油组成和生物标志物特征发生变化。在与富含有机的低成熟（接近生油窗早期，此时生物标志物浓度最高）岩石相邻的油藏最有利于这一过程发生。由于在生油阶段早期，与正构烷烃和类异戊间二烯烷烃相比，原油中具有高含量的生物标志物，随着成熟度增大，这些饱和烃生物标志物被热降解或稀释，导致其在原油中的相对比例降低。因而，少量这种富含生物标志物的低成熟原油与成熟的、生物标志物含量较少的原油混合，这时，原油中的稳定碳同位素、正构烷烃和类异戊二烯化合物只受很少的影响，而对生物标志物则有着重要的影响。,2020/5/7,55,1研究区概况,主力烃源岩包括二叠系、侏罗系、白垩系及古近系,排8井,实例准噶尔盆地车排子地区原油混合与浸析作用,2020/5/7,56,艾卡断裂带,车排子凸起带,卡北斜坡带,E-K-J烃源岩提供油源,2020/5/7,57,董1井煤成油,排2井原油,Pr/Ph3.5,Pr/Ph=2.25,PrPh,PrPh,-胡萝卜烷,-胡萝卜烷,13C油-26.6,13C油-26.6,沙湾组轻质油正构烷烃、类异戊间二烯烷烃组成特征及碳同位素特征与侏罗系烃源岩比较接近，与来源于侏罗系烃源岩的董1井原油也比较接近。,轻质油主要来源于侏罗系成熟，受到白垩系低成熟烃源岩的侵染,2020/5/7,58,甾、萜化合物组成特征与侏罗系烃源岩存在较明显的差别,C27/C29=0.68,排2井轻质油,伽马蜡烷指数=0.19Ts/(Tm+Ts)=0.44S/H0.58,排2井轻质油,伽马蜡烷指数=0.02Ts/(Tm+Ts)=0.17S/H0.17,董1井煤成油,C27/C29=0.07,董1井煤成油,卡6井J1b煤系泥岩,13C-26.2伽马蜡烷指数=0.03,C27/C29=0.19,卡6井J1b煤系泥岩,2020/5/7,59,四棵树凹陷下白垩统烃源岩,排2井原油（N）,排2井与永1井白垩系烃源岩甾萜烷质量色谱图,生物标志物特征与白垩系烃源岩比较接近,但也存在差别,白垩系烃源岩,白垩系烃源岩,排2井原油,白垩系烃源岩,2020/5/7,60,B,A,C,A,B,C,B,A,生物标志物参数及同位素组成具有侏罗系与白垩系烃源岩混源油的特点,1.从碳同位素组成、族组成、正构烷烃分布、Pr/Ph和奇偶指数(OEP)来看都与典型煤成油类似;2.成熟度参数、伽玛蜡烷指数、-胡萝卜烷、甾萜化合物及多环芳烃化合物分布特征与来源于侏罗系的原油存在明显的差别，而与白垩系烃源岩的生物标志物组合特征接近。,C,2020/5/7,61,假设B类原油是典型煤成油董1井原油和来源于白垩系烃源岩的原油（永1井白垩系泥岩抽提物）的混合的产物，煤成油（董1井）中甾烷/正构烷烃很低（0.0018），而正常湖相原油（永1井白垩系泥岩抽提物）中甾烷/正构烷烃相对较高(0.022)。根据原油中甾烷化合物的相对含量估算混源比：,结果：卡6井和排2井原油中侏罗系煤系烃源岩和白垩系烃源岩的贡献分别为91.2%和8.8%，92.2%和7.8%。,混源比估算,（甾烷%）混源油（饱和烃）混源油=（甾烷%）董1井原油（饱和烃）董1井原油X+（甾烷%）泥岩抽提物（饱和烃）泥岩抽提物(1-X)泥岩,根据饱和烃和芳烃的碳同位素组成估算卡6井和排2井原油的混源比：,(13C饱)混源油(饱和烃%)混源油=(13C油)董1井原油(饱和烃%)董1井原油X+(13C油)霍10井原油(饱和烃%)霍10井原油(1X),计算结果为：排2井原油和卡6井原油中侏罗系煤系烃源岩的贡献分别是89.2%95.0%和90.7%94.1%。,2020/5/7,62,白垩系储层中分布有来源于白垩系烃源岩的原油显示,2020/5/7,63,第二部分油藏地球化学在油气藏评价中的应用,一、油、气、水层的地球化学识别（流体界面的确定）二、油层连通性研究三、混合开采油层产能配比动态监测四、注水开发过程中原油组成的变化及水淹层识别五、石油水岩石相互作用研究六、中途测试前原油物性预测七、油层润湿性的地球化学变化分析八、剩余油的地球化学研究,2020/5/7,64,油水层识别的常规方法,1.常规电法测井该方法是判别油水层的最常规方法之一。其主要机理是利用阿尔奇（1942年）创立的纯砂岩地质模型和阿尔奇公式。几乎所有的电法测井均使用阿尔奇公式或由该公式派生的其它公式，利用地层电阻率求解地层的含水饱和度。2.密闭取心分析油层物理研究结果表明，在纯含油层中，岩石中原始水主要为附着在岩石颗粒表面的束缚水，束缚水的含量为原始含水饱和度，所以原始含水饱和度随渗透率的增加而降低，从而可以建立两者的关系图版。,一、油、气、水层的地球化学识别（流体界面的确定）,2020/5/7,65,3.荧光图象分析技术荧光图象分析技术将荧光显微技术与图象半定量分析技术相结合，以岩石中油、水分布的显微特征为研究对象，不仅可以清楚地反映烃类不同成分和含量以及石油烃类在岩石中的存在方式，更能够直观地揭示岩石中石油烃类分布与岩石结构、构造等关系，量化岩心孔隙中的油水含量，从而判断油、水层。4.碳氧比能谱测井方法由于地层不同元素俘获热中子后产生的俘获伽马射线以及与快中子发生非弹性反应产生的非弹性散射伽马谱线的光电峰特征能量各不相同，因而在碳氧比能谱测井中通常是通过对俘获伽马谱、非弹性散射伽马谱开启不同能量的“窗口”来探测不同元素的相对分布信息的。,2020/5/7,66,油水层识别的地球化学方法,（一）地球化学录井1.岩石热解录井2.轻烃色谱分析3.岩石热解气相色谱分析（二）其它方法：储层抽提物的含量(棒色谱资料)1.划分油、水、干层的地球化学指标及图版的建立2.油、水、干层的地球化学识别效果分析3.油、水、干层的地球化学特征,2020/5/7,67,1.岩石热解录井,（1）地化参数含义及求取,S0升温至90时检测到的单位质量岩石中气态烃的含量，反映烃源岩或储集层中气态烃（C1C7）残余量，mgg-1；S190300间检测到的单位质量岩石中液态烃的含量，反映烃源岩或储集层中（C7C32）液态烃残留量，可以作为识别油层和原油性质的指标，mgg-1；S2300600间检测到的单位质量岩石中裂解烃的含量，反映烃源岩干酪根或储集层中重质油、胶质和沥青质裂解量，mgg-1；S4（RC）烃源岩残余碳经氧化加氢气生成的油气量或储集层中残余的重烃量，mgg-1；TmaxS2峰最高的裂解温度，反映干酪根的成熟度，；ST储层总烃量，mgg-1。,(一)地球化学录井,原油轻重组分指数PS：PS=S1/S2,ST=S0+S1+S2+10RC/0.9,2020/5/7,68,含油饱和度估算含油饱和度是反映储层产油能力的主要参数之一。录井上可以应用岩石热解分析参数求取含油饱和度（郎东升等，1999）。,热解分析资料的校正,（2）油水层识别,岩心、岩屑、井壁取心热解分析值校正含油岩屑上返过程中烃类损失量校正样品保存过程烃类损失量的恢复,2020/5/7,69,利用地化仪分析储集层样品可得到S0、S1、S2、S4（RC）数据，结合孔隙度和含油饱和度资料，能够定量评价储集层油气产能等。在油层中，S0、S1值都较高，且S1比S2值高，气层中S0值比S1高，水层S0，S1值都较低。因此，可以利用这些地化参数与储集岩含油性之间的关系进行储集层含油级别、油水界面确定等研究。,地化亮点法解释图版即为（S0+S1）/S2与（S0+S1）/S2（S0+S1+S2）的交会情况，该图版一定程度上反映了油质的轻重和储层含油性情况。,轻烃/重烃与油产率图版，即为S1/S2与S1/St的交会情况，S1/St反映不同油质岩样的产油量）。,（1）地化亮点法解释图版,（2）轻烃/重烃与油产率图版,（毛平等，2009）,2020/5/7,70,重总烃比值图版即为S2100/（S0+S1+S2）与S2/S1的关系，该图版横坐标反映S2占总热解值的百分数，纵坐标S2/S1反映油质。,该图版S1为横坐标，反映油显示特征，纵坐标反映不同油显示情况下的含油气总量值。,（5）应用岩石热解分析资料判别轻质油层,主要是应用原油轻重组分指数PS判别轻质油层。PS值越大，表明油质越轻；PS值越小，表明油质越重。PS指数识别轻质油标准：1.5PS5.0。,（3）重总烃比值图版,（4）轻烃与含油气总量图版,（毛平等，2009）,2020/5/7,71,2.热解气相色谱分析,不同含油性砂岩储层样品热解色谱特征（王胜等，2011）,油层正构烷烃组分齐全，碳数分布范围宽，C13C33；异构烷烃相对正构烷烃的丰度值较底，不可分辨物含量较低，色谱流出曲线基线较平直。油水同层正构烷烃组分较齐全，碳数分布范围较宽，C14C30；不可分辨物含量变高，基线逐渐隆起；峰值有所损失，峰型异常，双峰现象突出。含油水层正构烷烃组分缺失严重，碳数分布范围窄，C13C17，正构烷烃呈不规则缺齿梳状结构，多缺少某些正构烷烃组分，异构烷烃相对正构烷烃的丰度值高。不可分辨物含量较高，高基线隆起明显。,2020/5/7,72,3.轻烃色谱分析,气层和水层的轻烃色谱特征对比（王胜等，2011）,油层谱图出峰组分相对较全，且丰度较高；气层由于以气态轻烃组分C1C4含量为主，出峰范围变窄，气态轻烃丰度值明显高于液态轻烃丰度值；油水同层组分个数较油层少，丰度也较油层低。由于油水共存，较易溶于水的组分如苯、甲苯等组分发生缺失或组分丰度值有不同程度的降低。因此，油水同层与油层最大的区别是苯指数明显低于油层，甲苯相对含量也明显低于油层，有时甲苯不出现。,2020/5/7,73,（二）抽提物含量分析,1定量分析储层样品中抽提物（DEM）含量和烃含量采用棒色谱或热抽提热裂解分析法确定油层中残余油的含量（用单位重量岩石所占的抽提物或岩石样品热解烃表示，“mg抽提物/g岩石”或“mg热解烃/g岩石”）和组成特征。结合储层物性及原油性质资料间接确定储层中的含油饱和度。2油层含油级别划分和油水层的地球化学识别结合油层物理、地层测试及试油资料标绘各参数的关系图板，确定油层的地球化学下限值。,2020/5/7,74,黑帝庙油层油、水、干层识别图版,2020/5/7,75,干层,油层,水层或同层,葡萄花油层油、水、干层识别图版,2020/5/7,76,与传统解释结果比较,不同含油产状（录井）储层中有机质含量平均值直方图,不同含油级别（综合）储层中抽提物含量平均值直方图,2020/5/7,77,2020/5/7,78,黑帝庙油层地球化学解释结果与地质录井含油级别对比图1-富含油2-油浸3-油斑4-油迹5-水层6-干层试油结论为油层试油结论为水层试油结论为油水同层,2020/5/7,79,葡萄花油层地球化学解释结果与地质录井含油级别对比图1-富含油2-油浸3-油斑4-油迹5-水层6-干层试油结论为油层试油结论为水层试油结论为油水同层,2020/5/7,80,2020/5/7,81,典型的油层棒薄层色谱图（英41井，HII22，1043.75m）,由水洗作用造成的水层中岩心抽提物棒薄层色谱图（大408井，HII21，1159.19m）,油气水层的地球化学特征,2020/5/7,82,油气水层的地球化学特征,2020/5/7,83,油层中岩样S1、S2色谱图（大424井，PI22，1603.7m）,水层中岩样S1、S2色谱图（大421井，PI22，1723.05m）,2020/5/7,84,气层中S1、S2色谱图英41井，HII21，1030.20m,生物降解原油中S1、S2色谱图大424井，HII1，1055.18m,2020/5/7,85,尽管油藏内流体普遍存在非均质性，但一旦油藏灌满，在石油柱逐步建立力学和化学平衡的过程中，密度驱动的混合和分子扩散等作用将力图消除继承性的成分变化。就连通性良好的油层而言，由于油源因素引起的组分的差异将被不同程度地混合。但如果油藏内部存在流动屏障，流体成分上的差异将保留下来。在流体柱中横向成分非均质性可能指示石油充注方向、生物降解油田中的水流方向以及油藏内部流体流动屏障的存在，这种侧向上的屏障往往是由于断层或储层质量的变化造成的。若垂向上流体柱存在明显的非均质性,则表明油藏在垂向上是相互分隔的,这些分隔层往往分布在油层中被低渗透岩层侧向延伸带分隔的地段。,二、油藏流体的连通性和分隔性研究,2020/5/7,86,油藏内流体流动屏障的确定方法及研究实例,1根据原油总体组成的变化研究油藏内流体流动屏障2根据原油组成色谱指纹特征的变化研究油藏内流体流动屏障3根据油田水组成的变化研究油藏内流体流动屏障（1）含水层内流体流动屏障的确定（2）含油区内流体流动屏障的确定,2020/5/7,87,1.根据原油总体组成的变化研究油藏内流体流动屏障,2020/5/7,88,2.根据原油组成色谱指纹特征的变化研究油藏内流体流动屏障,这种方法的基本原理是，来源于一个连续油藏的石油表现出一致的色谱特征，而来源于不同油藏的石油则具有明显不同的色谱指纹。因此，可以应用石油色谱指纹的对比判断油藏的连通性。目前主要采用烃类化合物指纹星状图法，其基本研究方法是：先通过标准化程序确定石油整体性质（API、含硫量和碳同位素组成）；再用高效液相色谱（HPLC）分离石油中的饱和烃、芳香烃、极性组分和沥青质，对原油及各个组分进行气相色谱分析或者对岩样进行热抽提气相色谱或热抽提气相色谱质谱对生物标志物进行分析，在确认化合物组成、结构的基础上，按一定的原则从气相色谱图上固定选择一批配对的相关烃类，计算每对化合物的相对组成（采用相邻的或相隔近的峰计算峰高比率）；采用极座标方式，绘成表征气相色谱指纹分布的星状图，可用来区分原油族群，辩别油藏流体的连通性。,2020/5/7,89,原油色谱指纹峰编号,2020/5/7,90,气相色谱指纹星状图,2020/5/7,91,2020/5/7,92,3.根据油田水组成的变化研究油藏内流体流动屏障,油田水的化学组成的变化规律将为井内确定潜在流动屏障提供重要的信息。在水层和油层内，RSA（残余盐分析）87Sr/86Sr突变通常表明油层间存在流动混合的屏障。因此RSA可提供一种预测流体流动屏障的方法，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）。,2020/5/7,93,2020/5/7,94,2020/5/7,95,三、应用原油色谱指纹分布特征研究油藏产能分配,2020/5/7,96,假如有A、B两个相互分隔的油层，油层A原油中的化合物Aa、Ab、Ac的浓度分别为CAa、CAb、CAc，油层B原油中的化合物Ba、Bb、Bc的浓度分别为CBa、CBb、CBc。这两个油层的原油以一定的比例混合后，其中任意一种的浓度都将按一定的比例发生变化，混合油中该化合物浓度的大小取决于该化合物在两层的浓度和A、B层原油的比例。以化合物a为例，假如这种化合物在油层A、B原油中的浓度分别为CAa、CBa，混合油中来源于A、B油层的石油所占的比例分别为KA、KB，混合油中化合物a的浓度为Ca，则：Ca=(KACAa+KBCBa)/(KA+KB)两种原油的比例为：KA/KB=(CBa-Ca)/(Ca-CAa)如果我们知道了混合前不同石油中某种化合物的浓度，就可求出混合油中两种原油所占的比例。因此可以在相同气相色谱条件下，将各单层油以不同比例进行混合配比，分析对比各单层原油组成中一些相对稳定的化合物与不同比例混合油中对应化合物含量的变化关系，建立混采油单层产能分配标准图版，进而可以确定或预测混合开采油层中各单个油层的产能分配情况。,理论依据与分析原理,2020/5/7,97,分析程序,1.用气相色谱法分析每个单层油样。选择指纹化合物，计算指纹化合物的峰高比值，用极坐标做简单的标绘构成一个类似星状的图形（星状图）。,2020/5/7,98,2.用不同比例的单油层配制混合油样并分别进行色谱分析，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，从图板上可以确定每个油层的贡献。对于多层混采油藏，建立相应的数学模型和原油混合比例分析程序，对来自油藏的混合油进行分析，测定每个油层的相对贡献；3.如果得到生产数据，将根据生产数据对原油混合比例分析程序的结果进行评价，对程序进行检验和校正。,2020/5/7,99,原油样品（266号）色谱分析结果重复性检验（大415井，HII1原油；a、b为两次重复分析结果）,实例分析松辽盆地新站油田,2020/5/7,100,特征指纹参数的选择,167号原油色谱指纹峰编号（大415井，PI1-2原油）,2020/5/7,101,387号（大426井，HII2）原油两次色谱指纹参数对比图,2020/5/7,102,I：A-B；II：A-C；III：A-D；IV：A-E195号原油在各组混合模式中所占百分数,2020/5/7,103,（A）I型混合模式产能预测标准图版,2020/5/7,104,（B）型混合模式产能预测标准图版,2020/5/7,105,（C）型混合模式产能预测标准图版,2020/5/7,106,（D）型混合模式产能预测标准图版不同模式混合配比产能分配预测图板,2020/5/7,107,各混合模式经回归所选出的关系直线,2020/5/7,108,自配混合油检验标准图版结果,2020/5/7,109,油藏内流体性质是由油藏的形成条件、构造特征、储层非均质性等因素共同决定的。但油田的开发过程对油藏内的流体性质也有不同程度的影响，在油藏注水开发过程中，由于注入水与地层流体的长期接触，油藏内部各种流体的原始相平衡状况被破坏，从而导致地层内流体性质发生变化，无论是油田水性质，还是油层内原油物理性质和化学组成均可能发生变化。这些复杂的变化使得油藏内流体的非均质性增强。流体非均质性对水驱油效率的影响在注水开发初期表现不太明显，但在注水开发中后期表现得越来越明显，成为影响油田水驱油效率和地下剩余油分布的一个十分重要、不可忽视的因素。此外，原油性质的变化可作为水淹层识别的理论依据。,研究意义,四、注水开发过程中原油性质和化学组成的变化及水淹层的识别,2020/5/7,110,1.饱和压力和气油比的下降幅度随含水量的增加而增加，这就意味着随原油含水量增加，原油中溶解的气体量降低。,饱和压力差值和气油比与含水量的关系图（引自大庆石油管理局资料）,（一）原油物性的动态变化,2020/5/7,111,SPG油层不同含水条件下的原油饱和压力,SII层不同含水条件下的原油饱和压力,原油饱和压力随含水率上升而降低，但由于各油层层深度、油气组成等因素不同，含水率上升，原油饱和压力下降的幅度有所差异（郑俊德等，1997）。,2020/5/7,112,2.随含水量的增加，原油粘度、密度增大，原油的流动性变差,（鞠斌山等，2006）,2020/5/7,113,胡十二块油藏不同开发阶段原油密度、粘度变化特征表,胜坨油田二区不同含水时期的原油性质（邓玉珍等，1996）,2020/5/7,114,3.水洗作用可能导致原油的凝固点升高,新村地区原油凝固点与水洗判断指标的关系（徐志明，2000）,2020/5/7,115,（二）原油化学成分的动态变化,1.原油族组分的变化（1）在水洗过程中，原油中烃类化合物含量相对降低，NSO化合物（极性化合物）含量相对增大。（2）油层中芳烃含量相对增加，导致后期开采出来的原油的饱/芳比值低于前期开采的原油。（3）注水开发过程对油藏内原油沥青质和胶质的含量有十分明显的影响，这主要与沥青质及胶质的性质及其与储层中矿物的相互作用有关。,2020/5/7,116,2.原油中饱和烃化合物组成的变化（1）随开发时间的增长，采出程度的提高和含水率的增加，采出原油饱和烃中中低分子量正烷烃（nC15以下）逐渐减少，高分子量化合物相应增加，主峰碳数后移，nC31/nC19相对增大。饱和烃轻重比参数与含水率具有明显相关性，具有随着含水率增加而减小的趋势。这与不同碳数的正构烷烃在水中的具有不同的溶解度有关。（2）原油样品中Pr/nC17和Ph/nC18均随含水率升高而呈升高趋势。同一区块的相同层位这种规律性就比整个区块中要更为明显。Pr/Ph是相对稳定的，CPI基本不变。,2020/5/7,117,3.原油中生物标志物及碳同位素组成的变化（1）水洗作用对二萜烷影响很小，C24/C25，C26/C28二萜烷变化很小；三萜烷、甾烷组成及藿烷的成熟度指标受水洗作用的影响较小（Kao,1994）。（2）在水洗作用下，芳烃中的化合物二甲基联苯、二苯并噻吩、1-甲基二苯并噻吩、2-甲基二苯并噻吩、3-甲基二苯并噻吩在芳烃中的相对含量明显的降低，二苯并噻吩/菲、二苯并噻吩/C1-菲、二苯并噻吩/C1-二苯并噻吩明显减小（郭建军等，2007）。（3）不同组分稳定碳同位素组成的变化程度不同。其中饱和烃同位素值略微降低，芳香烃基本不变，NSO化合物的同位素值有较大的降低，全油碳同位素降少0.30.4（Kao,1994）。,2020/5/7,118,（三）油田水性质的变化,在油气藏投入开发之前，油田水主要为原始油藏地层水，其性质与油气藏水文地质条件密切相关；在油气投入开发之后，油田水成分比较复杂，既有原始地层水又有注入水，此时地层水的特征既受原始油藏地层水的影响，又受非油层补充地层水和注入水的影响。在注水开发过程中，如果注入水与地层水不配伍，在储层内会引起有害的化学反应，可能损害油层。,2020/5/7,119,1.不同水淹程度油层原油气相色谱特征,油藏经过注水开发以后,原油性质(烃含量、烃组成、原油性质等)将发