一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法

摘要

本发明属于油气开发技术领域，特别是涉及到一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法；该方法主要通过流体包裹体测试、原油特征分析、烃源岩特征分析、盘底模拟地质参数步骤进行判断，该精确判断油气藏成藏期次时间的方法采用了流体包裹体综合技术、盆地数值模拟技术、烃源岩地球化学技术进行了油气藏成藏时间综合判识，成藏期次时间精度与以往的技术相比得到了提高。

说明书

技术领域

本发明属于油气开发技术领域，特别是涉及到一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法。

背景技术

成藏期次研究是含油气盆地油气藏分布及形成规律研究的关键，成藏年代学正确的认识是成藏模式和油气富集规律研究的重要基础和前提，油气富集规律和成藏模式研究只有建立在正确的时-空格架下才有意义。油气成藏期次成为当代石油天然气地质学的一个前沿领域，也是我国多含油气系统、多旋回演化、多运聚期次的复杂叠合盆地油气藏形成与分布规律研究的难点之一。烃类流体从源岩到圈闭的过程也是油气藏的形成过程,成藏研究的焦点便是烃类流体和圈闭。成藏期次是烃类流体运聚成藏的时限，这是含油气系统形成的关键时刻。因此，成藏期次研究对于预测油气藏的形成、分布以及勘探评价均具有十分重要的指导意义，是勘探评价的重要依据之一。特别是对于多期成藏、成藏历史复杂的叠合盆地或成藏史比较短暂的盆地而言，成藏年代学研究尤其不可或缺。流体历史分析为油气成藏期次研究提供了理论、方法和必要的技术手段，成为了油气地球化学和沉积成岩研究的热点之一。

反映油气运移充注历史的最好记录是烃类包裹体的形成期次。确定成藏期次的关键是在显微镜下准确进行流体包裹体的分期，主要是利用镜下观察包裹体在成岩矿物中的分布位置、产状及其交切关系。Burrus等(1985)通过对烃类包裹体的产状及其交切关系，并结合埋藏生烃史分析，搞清了阿曼和阿拉伯联合酋长国白垩系灰岩储层中的油气运聚期次和时间。成藏温度确定之后，采用接近实际的古地温模型和埋藏史模型，根据烃源层和储层的沉积埋藏史便可以精确地确定油气藏的成藏时限。

如何实现油气藏成藏期的精确定年是油藏地球化学研究中棘手但又不得不面对的问题，以前研究油气藏的成藏期次主要是根据油气藏中油气(现今油气)组分的地化指标以及地质构造运动等手段确定，这些方法存在一些不确定因素，因为烃源岩生成的油气经过漫长的地质历史时期的演化和交换而生成的，现今油气藏中的油气成分和古油气成分在油气组成、成熟度和物化特征等方面都有较大差别；盆地数值模拟、烃源岩生排烃时正演反演等手段仅能大致定性地推断油气藏时间，属于间接方法确定成藏年代。近年来国内外学者开始利用K(Ar)-Ar、Re-Os、U-Pb、Rb-Sr、Sm-Nd同位素等时线方法确定油气成藏年代，尤其利用Re-Os同位素测年法对烃源岩、固体沥青、油砂等直接定年，但该方法的精度在±15Ma，对于研究成藏历史比较短暂的第三系盆地，其方法精度还远不能完全解决油气藏形成时间问题。另外在盆地数值模拟软件中，大地热流值在不同地质时代是有变化的，是影响埋藏史图精度的重要参数，也最终影响了成藏时间的精度，因此，精确计算古地温梯度对大地热流值进行校正是确定成藏时间的关键。

利用流体包裹体技术分析油气藏的成藏期次，克服了一些不确定因素，其定年精度相对于其它方法更高，但流体包裹体方法应用中也存在一些尚未解决的问题，即根据流体包裹体均一温度计算的古成藏深度，在埋藏史图中可能会出现多个交汇点，这种情形需要有效烃源岩排烃时间来大致圈定油气藏成藏年代，以此判断多个时期油气成藏条件的可能性，再最终确定油气藏成藏时间；利用GI正演法确定烃源岩排烃门限为常规方法，另外，可溶有机质组组成特征、总烃转化率、烃类化合物分布规律(丰度、特征性生物标志物异构化程度)都应成为确认烃源岩是否达到生、排烃门限的重要识别指标。烃源岩成熟度较低时，抽提物主要为富杂原子的酸、醇及酯类，与石油烃类截然不同，当烃源岩中可溶有机质的化学组成与原油成分比较接近时，才可以证明已达到烃源岩的生、排烃门限。利用原油及烃源岩的生物标志物异构化参数C₂₉20S/(20S+20R)反演判断排烃门限更为精确，利用排烃门限即可确定排烃时间。

发明内容

本发明的目的是为了解决现有技术中存在的技术不足，提供一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法，本发明的判断方法更加精确，可以控制在±2.5Ma左右。

本发明的目的通过以下技术方案来实现：

1.一种精确判断油气藏成藏期次时间的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、流体包裹体测试：包括流体包裹体的岩相分析、温度分析、成分分析及体积分析；

步骤2、原油特征：分析原油成熟度及原油全烃特征；

步骤3、根据步骤1和步骤2的分析结果确定油气藏成藏期次；

步骤4、根据步骤1中所述的流体包裹体的温度分析计算油气藏古埋藏深度；

步骤5、烃源岩特征：分析烃源岩成熟度及烃源岩丰度；

步骤6、盆地模拟地质参数：包括地层剥蚀厚度、地层分层数据、古水深古热流值及岩石类型；

步骤7、利用含油气系统模拟技术进行盆地模拟，获取埋藏生烃史图；

步骤8、将步骤7得到的埋藏生烃史图中的古热流值用古地温梯度进行校正，获取古地温梯度校正埋藏生烃史图；

步骤9、根据烃源岩生烃潜力GI正演法和C₂₉20S/(20S+20R)反演法确定有效烃源岩排烃门限；

步骤10、根据步骤9得到的有效烃源岩排烃门限确定有效烃源岩排烃时间；

步骤11、根据油藏成藏期次、古埋藏深度与流体包裹体取样层位深度在古地温梯度校正埋藏生烃史图中的交汇点所对应的年代，确定为油气成藏时间；

步骤12、若古地温梯度校正埋藏生烃史图中的交汇点不止一个，根据有效烃源岩排烃时间判断成藏时间。

本发明的目的还可以通过以下技术方案来实现：

上述精确判断油气藏成藏期次时间的方法，步骤1中流体包裹体测试步骤包括：

(1)所述的岩相分析包括包裹体产状与包裹体类型，初步判断油气充注期次；

(2)所述的温度分析包括冰点温度和均一温度，判断油气充注期次的主要依据；

(3)所述的成分分析采用荧光光谱、显微红外光谱和激光拉曼光谱分析，辅助判断油气充注期次；

(4)所述的体积分析包括烃包裹体气液比，辅助判断油气充注期次。

进一步地，步骤(1)中，所述的包裹体产状利用光学显微镜下观察，判断标准从成岩作用的早晚序次分别为：

1)原生颗粒中的包裹体；

2)次生加大边边缘包裹体；

3)石英颗粒裂隙中的包裹体；

4)次生加大边中的包裹体；

5)穿颗粒裂隙和次生加大边中的包裹体；

6)切穿至少三个颗粒以上，愈合裂隙中的包裹体；

所述的包裹体类型判断标准为油气成分成熟度分类，依据烃类包裹体在荧光及透射光显微镜下的颜色区分6类：(i)重(稠)油包裹体，透视单偏光镜下为深颜色，深黄褐色、褐黄色；在紫外光下显褐色、黄褐色、暗褐色荧光；(ii)中质油包裹体，气相呈灰色、球形度高，在透视单偏光镜下，液烃呈黄色、浅黄色；在紫外光下显黄色、浅黄色、黄白色荧光；(iii)轻质油包裹体，在透视单偏光镜下，液烃呈淡黄色、无色，气相呈灰色；在紫外光下绿色、蓝绿色、黄绿色荧光；(iv)；凝析油气包裹体，在透视单偏光镜下，液烃呈透明无色，气相呈灰色；在紫外光下显蓝色、蓝白色荧光；(v)湿气包裹体，液烃呈透明无色，在紫外光下显蓝色荧光，气烃弱荧光；(vi)干气包裹体，在透视单偏光镜下呈灰色；在紫外光照射下无荧光显示；

根据观察到的包裹体产状、包裹体类型时，同时观察包裹体宿主矿物的共生组合关系及成岩过程中宿主矿物与胶结物自生矿物之间的先后生长次序，初步判断油气充注期次。

进一步地，步骤(2)中，温度分析中所述的均一温度相差不超过10℃～15℃，冰点温度相差不超过5℃，依此统计温度结果判断流体充注期次。

进一步地，步骤(3)中，所述的荧光光谱获取的流体包裹组合体红/绿商值不超过0.2～0.3；显微红外光谱分析获取的流体包裹组合亚甲基与甲基的比值不超过0.5～0.8；激光拉曼光谱分析识别烃类包裹体中的链烷烃、芳香烃、环烷烃、烯烃和炔烃以及包裹体中含沥青、自然硫的固体物质；依据烃类包裹体成分分析结果，辅助判断油气充注期次。

进一步地，步骤(4)包括：利用激光共聚焦显微镜测量烃类包裹体气液比，同一个流体包裹体组合其气液比不超过0.5％～1％，依据统计结果辅助判断油气充注期次。

该精确判断油气藏成藏期次时间的方法，步骤2包括：饱和烃色质分析原油成熟度，C₂₉20S/(20S+20R)比值<0.35为低熟油，C₂₉20S/(20S+20R)比值>0.35～0.5为成熟油，根据原油成熟度类型不同初步判断油气发生过几次充注，以此初步判断油气成藏期次；

原油全烃特征分析获取原油全烃特征谱图，根据谱图变化特征，判断油气是否降解发生过二次充注，以此初步判断油气成藏期次。

该精确判断油气藏成藏期次时间的方法，步骤4中：根据步骤1中所述的流体包裹体的温度分析中的均一温度计算油气藏古埋藏深度；由与油气同期的盐水包裹体计算连续沉降盆地某层段的古埋藏深度公式计算得到：

H_i＝(T_i-T₀)/△T×100(Ⅰ)

式(Ⅰ)中H_i：层段i点的古埋藏深度；T_i：层段i点的均一温度；T₀：古地表的年平均温度；△T：地层剖面的古地温梯度。

该精确判断油气藏成藏期次时间的方法，步骤5为：判断烃源岩成熟度指标为地球化学指标：镜质体反射率Ro；

判断烃源岩丰度指标为地球化学指标：生烃潜量S₁+S₂、烃源岩残余有机碳含量TOC。

该精确判断油气藏成藏期次时间的方法，步骤8中：所述的古地温梯度计算公式：

△T＝(T₁-T₂)/(H₁-H₂)×100(Ⅱ)

式(Ⅱ)中△T：平均古地温梯度；T₁，T₂：代表同一构造层不同深度的两个测点，在同时期形成的流体包裹体的均一温度；H₁，H₂：分别代表上述构造层中不同深度的两个测点，在同时期形成的流体包裹体在地层剖面上的深度。

该精确判断油气藏成藏期次时间的方法，，步骤9包括：烃源岩生烃潜力可以通过生烃潜力指数来表达，如下式：

GI＝(S₁+S₂)/TOC×100(Ⅲ)

式(Ⅲ)中：GI：生烃潜力指数，mg/g；S₁：挥发烃产率，mg/g，为Rock-Eval热解仪加热不超过300℃挥发烃；S₂：热解烃产率，mg/g，为Rock-Eval热解仪加热300℃～600℃热解生成烃；TOC：总有机碳含量，％；

利用生烃潜力指数GI判断烃源岩的排烃门限，生烃潜力指数随埋深增大而增加至某一极大值后再相对降低，拐点即为其降低的转变点即为排烃门限；

利用原油的生物标志物异构化参数C₂₉20S/(20S+20R)反演判断排烃门限；

根据烃源岩的生烃潜力指数GI和生物标志物异构化参数C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化，得到烃源岩的有效烃源岩排烃门限。

进一步地，所述的反演判断排烃门限得具体步骤为：

①首先确定烃源岩和原油之间的亲缘关系；

②绘制烃源岩成熟度参数C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化散点图，形成自然演化曲线；

③将原油的成熟度参数C₂₉20S/(20S+20R)按其原油埋深，对应到步骤②中的散点图中；

④将步骤③中的原油C₂₉20S/(20S+20R)参数，纵向上垂直划线延伸至步骤②中烃源岩的自然演化曲线，形成交叉点；

⑤将步骤④中形成的交叉点水平划线，其对应的深度值，即为排烃门限。

其中本发明的生物标志物异构化参数、烃源岩成熟度参数、原油成熟度参数均可以采用C2920S/(20S+20R)表示。

本发明中的精确获取油气藏成藏期次时间的方法，涉及到利用流体包裹体技术、原油特征综合划分油气藏成藏期次；利用盆地模拟技术并通过流体包裹体古地温梯度对古热流值进行校正，获取更精准的埋藏生烃史图；利用烃源岩地球化学技术GI正演法和C₂₉20S/(20S+20R)反演法确定有效烃源岩排烃门限及排烃时间，解决了流体包裹体确定成藏年代中出现的多解问题。流体包裹体定年的精度在±2.5Ma左右，与以往的技术相比得到显著提高。

附图说明

图1为本发明的具体实施例中利用排烃门限及排烃时间判识流体包裹体定年中的多交汇点埋藏生烃史图；

图2为本发明的具体实施例中利用C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化确定排烃门限图。

图3为本发明的具体实施例中原油全烃特征分析获取原油全烃特征谱图；

图4为一次充注后降解的原油全烃特征谱图；

图5为二次充注后降解的原油全烃特征谱图。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、优点和特征能更浅显易懂，下文特举出较佳实施例，并匹配附图所示，作具体说明如下。

实施例一种精确判断油气藏成藏其次时间的方法

包括以下步骤：

步骤1、流体包裹体测试：包括流体包裹体的岩相分析、温度分析、成分分析及体积分析；

(1)所述的岩相分析包括包裹体产状与包裹体类型，初步判断油气充注期次；

所述的包裹体产状利用光学显微镜下观察，判断标准从成岩作用的早晚序次分别为：(1)原生颗粒中的包裹体；2)次生加大边边缘包裹体；3)石英颗粒裂隙中的包裹体；4)次生加大边中的包裹体；5)穿颗粒裂隙和次生加大边中的包裹体；6)切穿至少三个颗粒以上，愈合裂隙中的包裹体；)

其中本实施例属于：1)石英颗粒裂隙中的包裹体；2)次生加大边中的包裹体；

所述的包裹体类型判断标准为油气成分成熟度分类，依据烃类包裹体在荧光及透射光显微镜下的颜色区分6类：((i)重(稠)油包裹体，透视单偏光镜下为深颜色，深黄褐色、褐黄色；在紫外光下显褐色、黄褐色、暗褐色荧光；(ii)中质油包裹体，气相呈灰色、球形度高，在透视单偏光镜下，液烃呈黄色、浅黄色；在紫外光下显黄色、浅黄色、黄白色荧光；(iii)轻质油包裹体，在透视单偏光镜下，液烃呈淡黄色、无色，气相呈灰色；在紫外光下绿色、蓝绿色、黄绿色荧光；(iv)；凝析油气包裹体，在透视单偏光镜下，液烃呈透明无色，气相呈灰色；在紫外光下显蓝色、蓝白色荧光；(v)湿气包裹体，液烃呈透明无色，在紫外光下显蓝色荧光，气烃弱荧光；(vi)干气包裹体，在透视单偏光镜下呈灰色；在紫外光照射下无荧光显示；)

本实施例属于(i)和(ii)类；

根据观察到的包裹体产状、包裹体类型时，同时观察包裹体宿主矿物的共生组合关系及成岩过程中宿主矿物与胶结物自生矿物之间的先后生长次序，初步判断油气充注期次有两期；

(2)所述的温度分析包括冰点温度和均一温度，判断油气充注期次的主要依据；

温度分析中所述的均一温度相差不超过10℃～15℃，与油气同期的盐水包裹体均一温度分别为：110～120℃，130～135℃；冰点温度相差不超过5℃，分别为：-0.3℃～-4.0℃，-12.0℃～-16.0℃；依此统计温度结果判断流体充注期次有两期；

(3)所述的成分分析采用荧光光谱、显微红外光谱分析，辅助判断油气充注期次；

所述的荧光光谱获取的流体包裹组合体红/绿商值不超过0.2～0.3，分别为0.53～0.7，1.22～1.34；显微红外光谱分析获取的流体包裹组合亚甲基与甲基的比值不超过0.5～0.8，分别为2.03～2.24，3.65～3.88；辅助判断油气充注期次有两期。

(4)所述的体积分析包括烃包裹体气液比，辅助判断油气充注期次；

利用激光共聚焦显微镜测量烃类包裹体气液比，同一个流体包裹体组合其气液比不超过0.5％～1％，分别为3％～4％，7％～8％；依据统计结果辅助判断油气充注期次有两期。

步骤2、原油特征：分析原油成熟度及原油全烃特征；

饱和烃色质分析原油成熟度有两类，一类C₂₉20S/(20S+20R)为0.24～0.33，比值<0.35为低熟油，另一类C₂₉20S/(20S+20R)为0.36～0.5，比值>0.35～0.5为成熟油，根据原油成熟度类型初步判断油气发生过两次充注；

原油全烃特征分析获取原油全烃特征谱图，根据谱图变化特征，判断油气是否降解发生过二次充注，以此初步判断油气成藏期次，本实施例原油全烃特征分析获取原油全烃特征谱图，根据谱图变化特征，如图3所示，对比图4和图5，判断油气降解发生过两次充注。

步骤3、根据步骤1和步骤2的分析结果确定油气藏成藏期次有两期；

步骤4、根据步骤1中所述的流体包裹体的温度分析中的均一温度计算油气藏古埋藏深度，利用两期的成藏期流体包裹体均一温度分别为114.0℃，130.0℃；计算得到古成藏深度H1、H2分别为2357m，2738m；由与油气同期的盐水包裹体计算连续沉降盆地某层段的古埋藏深度公式计算得到：

H_i＝(T_i-T₀)/△T×100(Ⅰ)

式(Ⅰ)中H_i：层段i点的古埋藏深度；T_i：层段i点的均一温度；T₀：古地表的年平均温度为15℃；△T：地层剖面的古地温梯度为4.2。

步骤5、烃源岩特征：分析烃源岩成熟度及烃源岩丰度；

判断烃源岩成熟度指标为地球化学指标：镜质体反射率Ro达到0.5％～0.8％；

判断烃源岩丰度指标为地球化学指标：生烃潜量S₁+S₂在1.87～26.15mg/g岩石，平均为10.46mg/g岩石；烃源岩残余有机碳含量(TOC)在1.78～5.88％之间，平均为2.79％；

步骤6、盆地模拟地质参数：包括地层剥蚀厚度、地层分层数据、古水深古热流值及岩石类型；

步骤7、利用含油气系统模拟技术进行盆地模拟，获取埋藏生烃史图；

步骤8、将步骤7得到的埋藏生烃史图中的古热流值用古地温梯度进行校正，获取古地温梯度校正埋藏生烃史图，如图1所示；

所述的古地温梯度计算公式：

△T＝(T₁-T₂)/(H₁-H₂)×100(Ⅱ)

式(Ⅱ)中△T：平均古地温梯度为4.2；T₁，T₂分别为116℃，73℃；H₁，H₂：分别为2900m，1880m。

步骤9、根据烃源岩GI正演法和C₂₉20S/(20S+20R)反演法确定有效烃源岩排烃门限；

烃源岩生烃潜力可以通过生烃潜力指数来表达，如下式：

GI＝(S₁+S₂)/TOC×100(Ⅲ)

式(Ⅲ)中：GI：生烃潜力指数，mg/g；S₁：挥发烃产率，mg/g，为Rock-Eval热解仪加热不超过300℃挥发烃；S₂：热解烃产率，mg/g，为Rock-Eval热解仪加热300℃～600℃热解生成烃；TOC：总有机碳含量，％；

利用GI生烃潜力指数判断烃源岩的排烃门限，生烃潜力指数随埋深增大而增加至某一极大值后再相对降低，拐点即为其降低的转变点即为排烃门限；

利用原油的生物标志物异构化参数C₂₉20S/(20S+20R)反演判断排烃门限；具体步骤为：

根据烃源岩的生烃潜力指数GI和生物标志物异构化参数C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化，得到烃源岩的有效烃源岩排烃门限，深度值为H3；

步骤10、根据步骤9得到的有效烃源岩排烃门限深度值H3确定有效烃源岩排烃时间；

步骤11、根据油藏成藏期次、古埋藏深度H1、H2与流体包裹体取样层位深度在古地温梯度校正埋藏生烃史图中的交汇点所对应的年代，确定为油气成藏时间，在图1中可以看到较早期成藏深度H1中有3个交汇点分别为T1-1、T1-2、T1-3，晚期成藏深度H2中有一个交汇点T2；

步骤12、古地温梯度校正埋藏生烃史图中的交汇点不止一个，根据有效烃源岩排烃时间判断成藏时间。

利用有效烃源岩排烃门限深度值H3水平划线投影到生烃埋藏史图(图1)中，而此排烃门限是所对应的Ed期油气成藏的必要条件；图1中H1深度值在排烃门限深度值H3之上，说明未达到排烃门限值，因此判断T1-1、T1-2所对应的Ed期不能成藏，应排除，仅T1-1对应的Ng能够成藏，纵向上垂直对应的成藏时间为7.8Ma。

其中，利用有效烃源岩排烃门限深度值H3水平划线投影到生烃埋藏史图中，而此排烃门限是所对应的Ed期油气成藏的必要条件；图1中H1深度值在排烃门限深度值H3之上，说明未达到排烃门限值，因此判断T1-1、T1-2所对应的Ed期不能成藏，应排除，仅T1-1对应的Ng能够成藏，纵向上垂直对应的成藏时间为7.8Ma；

晚期成藏深度H2中有1个交汇点，纵向上垂直对应的成藏时间为Nm时期的3.5Ma。

图2为本实施例利用C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化确定排烃门限图，具体步骤为：

①首先确定烃源岩和原油之间的亲缘关系；

②绘制烃源岩成熟度参数C₂₉20S/(20S+20R)随深度的变化散点图，形成自然演化曲线，如图2所示；

③将原油的成熟度参数C₂₉20S/(20S+20R)按其原油埋深，对应到图2中；

④将步骤③中的原油C₂₉20S/(20S+20R)参数，纵向上垂直划线延伸至步骤2中烃源岩的自然演化曲线，形成交叉点；

⑤将步骤④中形成的交叉点水平划线，其对应的深度值，即为排烃门限。