油藏地化应用解析

会计学1油藏地化应用解析England（1990）根据油藏流体非均质性和混合作用原理，应用气油比等参数研究了英国北海Forties油田的横向分隔性。Forties油田位置和石油泡点压力分布图第2页/共49页福蒂斯油田地下原油密度梯度第3页/共49页通过对全球各油田的观察，发现当取样避开油/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 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 ：GC，LC，GC-MS，87Sr/86Sr残余盐 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 （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第4页/共49页横向连通性油层A第5页/共49页Hwang等（1994）利用此法研究了苏丹Unity油田的石油组成变化和油藏连通性。下图为该油田Ghazal组砂岩层序的剖面图。实例第6页/共49页　　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C12～C13区间内有一个下凹外，其余特征都很相似。下凹出现的原因可能是A、B砂岩层内原油经受轻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。ABDH第7页/共49页虽然Unity2井的D、H层内石油显示出极其相似的烃的外貌，但它们的详细指纹仍具有明显的差异（下图）。D和H层原油所选择峰比率的平均差别为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 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明，该井的油藏在垂向上是不连续的。第8页/共49页根据Unity油田2号井和9号井的对比，H层的原油分析不仅表现了几乎相同的烃色谱外貌，而且也展现了一致的指纹特征，这种相似性在色谱峰比率的星状图上更加明显（图）。这表明这两个原油来自相同的储层单元，且H砂层在2号井和9号井之间是连通的。与此对照，两井间B、D层的原油烃类组成则具明显的差异，这表明在B、D层内存在有侧向障碍。第9页/共49页（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可以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，残余盐分析（RSA）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）。第10页/共49页图8-3-7展示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动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RSA87Sr/86Sr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RSA87Sr/86Sr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，RSA87Sr/86Sr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87Sr/86Sr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。第11页/共49页图8-3-8展示北海某油藏RSA87Sr/86Sr分析资料。根据砂岩储层压力资料表明，流体垂向上流动有两个主要屏障，分别位于5、6储集带的顶部。A、B、C三口井RSA87Sr/86Sr形态特征十分相似，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值随深度增加基本不变或稍有增加。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。这表明储集带内部可能存在流动屏障。图8-3-8北海某油藏RSA87Sr/86Sr值剖面图（smallay等，1995）第12页/共49页可能的隔层第13页/共49页二、有机隔层（焦油席）研究在一些油藏中的贫油带和含水区内，通常可发现呈席状分布的焦油席（Tarmats）。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，其浓度达到石油Ｃ15+馏分的20％～30％（Wt），厚度一般为1～5ｍ。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表明，在轻质油油藏中，小型（10cm至1m）的焦油席是普通存在的。第14页/共49页重质组分倾向于残留在储层中第15页/共49页棒色谱第16页/共49页第17页/共49页三、油气运聚成藏史研究成藏石油在组成上往往具有非均质性，England等（1987）以及England和Mackenzie（1989）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集期间继承性保留的油源相和成熟度的差异所致。第18页/共49页1．研究内容应用油藏地球化学原理研究油气藏运聚史的主要目标是:根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，来反映盆地构造发展史，烃源岩成熟度的分布，油气运移路径和聚集时间等。第19页/共49页2．研究方法用于确定油气藏形成时间的传统方法主要有：（1）根据圈闭形成时间确定油气藏形成时间；（2）根据生油岩主要排烃期确定油气藏形成时间；（3）根据饱和压力确定油气藏形成时间等（据张厚福、张万选，1989）。第20页/共49页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根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，综合研究油气运移的方向、通道和油气运聚成藏的时间。（如包裹体、年龄测定）第21页/共49页3．油气运移方向和通道的确定（1）根据石油成熟度梯度研究油气充注方向油藏流体在横向上扩散混合作用是缓慢的，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。由于石油聚集成藏过程中不同组分相互混合作用的不完全性，那些由油藏充注聚集期间所保留的、由油源相和成熟度差异造成的组成变化往往在地质时期遍及连续的油藏在横向上保留下来。第22页/共49页实例：挪威北海Gullfaks油田油藏的成熟度非均质性及其油气的充注0.430.400.38第23页/共49页Forties油田位置和石油泡点压力分布图第24页/共49页（2）根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别（Tissot和Pelet，1971；Leythaeusr等1983，1986，1988），这表明，初次运移和二次运移过程对油气的物理、化学特征也有强烈的影响。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。第25页/共49页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）根据一系列原油和烃源岩的分析表明，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，具有强烈的影响。因而，含氮化合物组成的变化可用于石油运移的地球化学研究。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，石油组成要发生一定的变化。第26页/共49页第27页/共49页第28页/共49页第29页/共49页四、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　　　根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察发现：在某个连续的储层中，原油的烃类组成基本上都是一样的；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非常小，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离、测定其含量。第30页/共49页第31页/共49页第32页/共49页　　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(如图8-3-12为一个简单的二元混合图示)，从上可以确定每个油层的贡献。第33页/共49页2．中途测试前原油API值的预测　　一些裂缝性油藏或源岩与储层交错分布的油藏，测井技术难以区分可产油和不可产油（API＜14），此外，中途测试的费用一般是昂贵的，因此为了减少或避免对不可产油层的测试，有必要在测试前进行原油API值的预测。Baskin等（1993）提出了这一方法，并介绍了两个油田的实例研究。该技术的主要依据是对储集岩抽提沥青的地球化学分析。第34页/共49页许多原油，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，因此可根据油藏沥青热解产物中的S1和S2的相对大小推测对应原油的密度（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）表明：S1的相对大小可用于预测原油的密度，S1＜450mg/g，则原油API＜14，S1＞450mg/g，则原油API＞14，为可产油。（1）抽提沥青热解第35页/共49页油藏沥青的S1/S2值也可用于判别可产油和不可产油。据Baskin等（1993）的研究，S1/S2与API关系为:S1/S2＜0.7，API＜12；S1/S2＜1.0～2.0，API＝12～25；S1/S2＞2.0，API＞25。第36页/共49页原油密度与抽提沥青热解S1的关系（Baskin等，1993）第37页/共49页（2）全岩热解一种更理想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，可用于预测原油的API值。其中S1/S2＜0.2与不可产油对应；S1/S2＞0.4与高API的可生产原油对应；S1/S2介于0.2～0.4之间时，必须结合其它资料测定相关原油的API值。第38页/共49页原油密度与全岩热解S1/S2的关系（Baskin等，1993）第39页/共49页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，目前正在不断发展和实践中。生油量计算影响因素多，所以方法也多，各种方法在一定程度上都存在缺陷和不足。基本上可归纳为：第40页/共49页Q1=SHDA排油量：Q2=Q1×K（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—烃源岩表面积；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—我国常用的方法第41页/共49页K的求取：模拟实验求取，用不同的生储盖组合及横向变化情况实验后得出数据。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。聚集量Q3=Q2×aa—聚集系数第42页/共49页原始生油量Q=Q残余+Q排出=Q残余+Q聚集+Q散失生油量：Q=HSDCKcD—比重S—烃源岩表面积；H—烃源岩厚度；C—烃源岩有机碳含量%；Kc—有机碳转化系数（二）有机碳法（三）聚集法第43页/共49页二、比较法将所研究的盆地与地质情况类似、勘探程度很高的已知盆地进行对比；对比条件根据控制油气生成的主要条件制定；每项条件皆根据相似性定出分数；将各项累积分与已知盆地累积分相比，得到一个百分数；这个百分数就反映了该盆地与已知盆地在生油量方面的相似性。第44页/共49页对比项目逐个项目评分的原则：10分（对比盆地基本相同）；6分（相当于已知盆地的1/2-3/4；4分（相当于已知盆地的1/2）；2分（与已知盆地相比较差）；0分（无相应的条件）第45页/共49页美国常用这种方法评价盆地的生油量、资源量和储量等等，可以以它作已知盆地进行生油量类比，项目有：沉积盆地盖层厚度、面积;烃源岩厚度、面积;有机质丰度;有机质类型;有机质成熟度;缺氧盆地的发育情况;有效烃源岩体积;古地温;生油期的连续性;油气排出效率。最后与已知盆地的总分（满分）相比的比值（%）第46页/共49页三、化学动力法该方法是Tissot根据干酪根的热降解过程符合化学动力学一级反应定律的原理提出的，它把时间、温度因素引入干酪根的热降解过程，在干酪根各键合物质的活化能、对应于每个活化能的各种干酪根所具有的生烃潜量和频率因子等热模拟资料的基础上，模拟干酪根浓度的变化，求出产烃率史，最终用体积公式法计算出烃源岩的生烃量史。该方法一般适用于勘探的各个阶段。用上述方法求产烃率史时最好采用模拟地区的实际热模拟资料，在模拟区有关资料无法获取的情况下，可考虑用类比法借用相邻地区或其它类似地区的资料。第47页/共49页对“一套烃源岩层”用盆地模拟方法计算其生烃量史，一般经过以下步骤：①由成熟度史模型模拟各人工井该烃源岩层中有机质成熟度史（Ro）。②根据求出的成熟度史，按产烃率计算方法求出各人工井有机质的产烃率史。③以体积法模型为基础，由产烃率史计算各人工井烃源岩的生烃量史。④综合各模拟点的结果，统计各人工井，得出整个工区该烃源岩层的生烃量史。最终计算生烃量还是以传统的体积法模型为基础第48页/共49页感谢您的观看！第49页/共49页