應用定量顆粒熒光技術研究準噶爾盆地腹部侏羅系油氣運聚規律

周勇水，邱楠生，曹環宇，賈京坤

(1. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；2. 中國石油大學(北京) 盆地與油藏研究中心，北京，102249)

準噶爾盆地腹部油氣資源前景廣闊，已發現多個三級地質儲量達1～2 億t 的油氣田。經過多年勘探，基本明確了二疊系烏爾禾組和侏羅系八道灣組是其主要油氣來源，主成藏期分別為晚白堊世早期至古近紀晚期和新近紀至今[1-3]。圍繞圈閉描述而進行的層序地層、沉積體系、砂體成因地質模型和儲層描述方法研究也相對成熟[4-5]。已有成果表明，腹部主要儲層是侏羅系三工河組二段(J1s2)發育的三角洲砂體，與上覆三工河組三段(J1s3)展布穩定的區域性泥巖蓋層形成良好儲蓋組合。J1s2砂體又可分為上、下2 個砂組：上砂組(J1s22)由于側向快速相變，砂體層數和厚度不穩定，不能聯片分布；下砂組(J1s21)由一系列板狀砂體拼合而成，砂體整體連續性較好，其上部偶夾分隔各單元的低滲或非滲透層[6-7]。目前，上砂組已發現很多低飽和度油藏，下砂組雖然油氣顯示豐富，卻至今沒有發現。導致目前腹部油氣勘探受阻的主要原因是油氣富集規律尚不明確，因此，查明油氣運聚規律是目前腹部侏羅系油氣勘探急需解決的關鍵地質問題。定量顆粒熒光技術(quantitative grain fluorescence (QGF)和QGF on extract(QGF-E))通過檢測儲層巖石顆粒(QGF)及其二氯甲烷抽提物(QGF-E)的熒光響應，可有效識別顆粒含油氣豐度與性質。目前，該技術在檢測儲層含油氣性、識別油氣運移通道、識別古油層進而解釋復雜的油氣充注過程等方面取得了大量成果[8-11]。本文作者在現有地質研究成果的基礎上，利用定量顆粒熒光技術和包裹體薄片觀察及含油包裹體豐度統計(grains containing oil inclusions, GOI)統計追蹤油氣運移和分布規律，結合砂體發育特征，探討油氣在侏羅系內的運聚規律。

1 石油地質背景

圖1 研究區構造單元和取樣井位圖Fig.1 Tectonic units and distribution of sample in study area

準噶爾盆地位于新疆北部，是我國大型含油氣盆地之一。本文研究區域為準噶爾盆地腹部西段，主體位于中央坳陷帶盆1 井西凹陷至昌吉凹陷，東為馬橋凸起，西至中拐凸起，南部緊靠南部山前構造帶，北至達巴松凸起(圖1)。地層主要分布有石炭系、二疊系和中新生界。研究區早中生代處于相對穩定狀態，中晚侏羅世末期構造有過抬升，地層遭受了強烈的剝蝕，白堊紀以后沉積速率加快，快速堆積了白堊系和新生界巨厚沉積[12]。研究區存在盆1 井西和昌吉2 個生烴凹陷，主要發育二疊系和侏羅系兩套烴源巖，其中主力烴源巖為中上二疊統烏爾禾組，主要油氣聚集層位為侏羅系砂巖儲層[5]。侏羅系三工河組(J1s)沉積期辮狀三角洲沉積體系較發育，大部分地區為三角洲前緣亞相，以水下分流河道最發育。其中侏羅系三段(J1s3)只發育少量砂壩或灘壩砂體，屬典型泥包砂結構，是良好的區域性蓋層；J1s2砂體最發育，是三工河組最有利儲層和輸導層，目前也是腹部勘探的主要目的層。J1s2依巖性可分為J1s22(上)和J1s21(下)2 個砂組。受沉積相的控制，J1s22因側向快速相變，砂體平面變化較大，砂體主要呈孤立狀分布，底部發育一套穩定泥巖隔層；J1s21自下往上總體呈一個進積序列，砂體連片發育，橫向分布穩定；下部(J1s211)由一系列板狀砂體拼合而成，上部(J1s212)砂地比(即砂巖總厚度與地層厚度之比)有所降低，分隔各單元的低滲或非滲透層明顯增多[4-7]。

研究區位于車莫古隆起北側及核部，其局部構造特征、烴源巖的形成演化、油氣運聚及后期調整都受車莫古隆起形成與演化的影響。中晚侏羅世車莫古隆起形成后，受車莫古隆起控制的構造圈閉、地層與巖性圈閉中已有盆1 井西凹陷二疊系油氣早期充注，并開始早期的古油氣藏成藏過程；早白堊世—新近紀隨著車莫古隆起的埋藏、隱伏，盆1 井西凹陷二疊系大規模生油，油氣通過各層次疏導體系向上運移，繼續在車莫古隆起圈閉中成藏，此時征沙村位于構造最高點，可能同時接受來自昌吉凹陷的油氣充注；自新近紀以來，受喜馬拉雅掀斜作用的影響，車莫古隆起消失，開始形成南傾北抬構造格局，至今研究區整體為一南傾單斜，由于構造調整，只能聚集來源于南部昌吉凹陷侏羅系的油氣，并與已有油藏內二疊系原油混合繼續向北調整運移[13-16]。

2 樣品與實驗

30 塊儲層巖心樣品分別取自沙窩地地區準沙5 井(6 塊)、征沙村地區征1 井(5 塊)和莫西莊地區莊1 井(6塊)、莊2 井(6 塊)莊102 井(7 塊)，主要取自J1s21和J1s22，巖性為長石碎屑細砂巖。樣品制成雙面拋光薄片后，使用OLYMPUS BX51 熒光顯微鏡及相應照相系統進行流體包裹體觀察和GOI(grains containing oil inclusions)統計。GOI 指含油包裹體的礦物顆粒數目占總礦物顆粒數目的比例，用于反映儲層含油飽和度，油層、運移通道和水層的GOI 指數通常分別為大于5%，1%～5%和小于1%[17]。統計方法是借助顯微鏡對巖石薄片進行觀察，任選100 個觀察視域，分別統計出這些視域內所有包含的含油包裹體的礦物顆粒數目和總礦物顆粒數目，最后求取平均值即為該樣品GOI值。

鑒于單井可取巖心樣品數量有限，難以有效進行垂向上的精細對比，本文在研究區內選取4 口典型井，針對J1s 巖屑密集取樣，進行定量顆粒熒光分析(QGF和QGF-E)，解剖油氣垂向上含量(體積分數)與性質的變化特征。總共取樣79 件，分別取自沙窩地地區準沙5 井(19 件)、莫西莊地區莊1 井(23 件)、征沙村地區征101 井(18 件)和永進地區永1 井(19 件)，巖性為長石碎屑細砂巖。定量顆粒熒光技術通過檢測儲層巖石顆粒(QGF)及其二氯甲烷抽提物(QGF-E)的熒光響應，可有效識別顆粒含油氣豐度與性質。目前，該技術在檢測儲層含油氣性、識別油氣運移通道、識別古油層進而解釋復雜的油氣充注過程等方面取得了大量成果[8-11]。QGF 光譜是顆粒中油包裹體的熒光響應，主要分析參數有QGF 指數(QGF index)、最大熒光強度所對應的波長(λmax)和光譜半峰寬(Δλ)。QGF index 是波長為375～475 nm 的平均光譜強度與300 nm 處光譜強度的比值，能夠反映同一地區同批次樣品的相對含油豐度。λmax是最大熒光強度所對應的波長，Δλ為2個最大光譜強度半值所對應波長間的寬度。因不同的芳烴與極性化合物具有不同的光譜特征，λmax和Δλ能夠反映不同顆粒內石油性質的差異[10]。QGF-E 光譜是對顆粒表面吸附油的熒光響應，主要分析參數有QGF-E 強度和λmax。QGF-E 強度是歸一化到1 g 樣品20 mL 二氯甲烷抽提物溶液的最大光譜強度，能有效表征樣品含油級別。樣品處理、測試流程和各參數詳細獲取方法見文獻[8]。

3 結果與討論

3.1 包裹體薄片觀察和GOI 統計結果

研究區砂巖薄片樣品中可觀察到的油包裹體主要為發藍白色熒光油包裹體，征1 井部分樣品可見少量發黃色熒光油包裹體，主要分布于石英顆粒愈合裂紋和次生加大邊中(圖2)，最大內徑不超過10 μm(一般為5 μm 左右)，各樣品GOI 值統計結果見表1。從表1 可見：整體來講，莊1、莊2 和莊102 井GOI 較準沙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規律，J1s211內樣品GOI 值極低，如準沙5 井3 363.6 m 和3 365.2 m 處樣品GOI 值分別0.1%和0.2%，莊1 井4 379.0 m 和4 384.5 m 處樣品GOI值分別0.3%和0.2%，莊2 井和征1 井的略高，達2.5%和4.3%；J1s212或J1s22底部樣品GOI 值最高，往上略呈降低趨勢，如準沙5 井3 331.4 m 樣品GOI 值達到9.6%，往上降低至4.0%(3 311.9 m)，莊1 井4 372.5 m處樣品GOI 值高達13.8%，往上降低至7.5%(4 333.5 m)，征1 井4 824.2 m 樣品GOI 值為11.7%，往上降低至2.4%(4 791.8 m)。

圖2 準噶爾盆地腹部J1s 包裹體顯微照片Fig.2 Micrograph of fluid inclusions of J1s in hinterland of Junggar Basin

表1 GOI 值統計結果Table1 Results of GOI values

3.2 QGF 和QGF-E 實驗結果

準沙5 井QGF 和QGF-E 主要分析參數測試結果見表2 和圖3。從表2 和圖3 可見：QGF index 范圍為0.7～38.5，3 374 m 以下樣品QGF index 均小于5，平均值為3.5；往上除3 個樣品QGF index 較低(＜5.0)外，樣品熒光響應逐漸加強，QGF index 從3.0 逐漸升高到最大值38.5(3 321 m)，平均值為19.7。QGF 光譜λmax均位于440 nm 左右，Δλ范圍為100～170 nm，總體表現出隨深度增加逐漸增大的趨勢；QGF-E 光譜λmax位于360 nm 左右，QGF-E 強度為6.3～60.3，最小值位于3 389 m，該深度以下樣品QGF-E 強度也較小(11.0 左右)，往上QGF-E 強度逐漸增大至60.3(3 313 m)。

表2(續)

莊1 井QGF 和QGF-E 主要分析參數測試結果見表2 和圖4。從表2 和圖4 可見：QGF index 范圍為1.6～19.0，4 371 m 以下樣品QGF index 均小于3.5；往上樣品QGF index 表現出增大的趨勢，從8.3 逐漸升高到最大值19.0(4 320 m)；QGF 光譜λmax位于440 nm 左右，Δλ范圍為70～140 nm，總體也表現出隨深度增加逐漸增大的趨勢；QGF-E 光譜λmax位于370 nm左右，QGF-E 強度為3.5～116.0，4 391～4 366 m 和4 341～4 300 m 內樣品QGF-E 強度較大(＞30.0)，且在2 個深度范圍內，QGF-E 強度均隨深度減小而逐漸增大，分別從34.4 增大至98.0，從57.6 增大至116.0。

圖3 準沙5 井GOI，QGF 和QGF-E 參數分布圖Fig.3 GOI,QGF and QGF-E parameter depth profile of well ZS5

征101 井QGF 和QGF-E 主要分析參數測試結果見表2 和圖5。從表2 和圖5 可見：QGF index 總體較低，范圍為0.1～5.8，4 824 m 以下樣品QGF index 大多小于2.5，往上升高到最大值5.8(4 769 m)；QGF 光譜λmax位于440 nm 左右，Δλ范圍為50～150 nm，4 876 m 之上表現出隨深度增加逐漸增大的趨勢，在該深度之下呈無序分布；QGF-E 光譜λmax位于380 nm 左右，QGF-E 強度為4.9～44.2，最小值位于4 849 m，該深度以下樣品QGF-E 強度主要為20 左右，往上QGF-E 強度逐漸增大至44.2(4 818 m)。

永1 井QGF 和QGF-E 主要分析參數測試結果見表2 和圖6。從表2 和圖6 可見：QGF index 范圍為0.1～30.5，6 166～6 147 m 處樣品QGF Index 由1.8 增大至7.8，往上至6 109 m 又逐漸減低至0.1，6 109～6 055 m 處樣品QGF Index 快速增大至30.5；QGF 光譜λmax位于470 nm 左右，Δλ范圍為100～200 nm，分布無明顯規律；QGF-E 光譜λmax位于370 nm 左右，QGF-E 強度為2.2～179.9，6 157m 以下樣品QGF-E 強度較小(＜20.0)，該深度之上樣品QGF-E 強度均大于20.0，最大值為179.9(6 109 m)，平均值為104.5。

3.3 討論

近年來，一些學者分析了研究區烴源巖與原油地球化學特征[2]，通過烴源巖生排烴史[18]和儲層中含油包裹體地球化學特征及分布規律研究[3]，基本確認研究區侏羅系晚白堊世早期至古近紀接受了二疊系湖相高熟原油的充注，形成了高含油飽和度古油藏。自新近紀以來，受喜馬拉雅掀斜作用的影響，古油藏泄漏，油氣發生大規模調整，導致現今儲層含油飽和度普遍偏低(0.4%～40.0%)[19-20]。從儲層巖心樣品可見油包裹體主要為石英顆粒愈合裂紋及次生加大邊中發育的藍白色熒光油包裹體(圖2)，表現為高熟輕質油包裹體特征[21]，J1s212之上樣品GOI 值均大于5.0%(表1)，平均值為9.8% ，遠大于普遍認為的油柱標準值(5.0%)[22-23]，表明研究區J1s 確實有古油柱存在。本文通過定量顆粒熒光分析為這一認識提供了新的證據，并進一步揭示了油氣在準噶爾盆地腹部J1s 內運聚的基本規律。

與未接受過油氣充注的儲層相比，古油層具有強QGF 熒光響應，油層會檢測到強QGF-E 熒光響應，而水層通常只具有弱的熒光響應[8-9]。準沙5 井3 367 m 上下樣品的QGF 熒光響應存在明顯差異。在該深度之上，除少數樣品QGF 熒光響應極弱(QGF index 小于4)外，其余樣品QGF index 達到12.1～38.5，Δλ范圍為80～145 nm，具有典型的輕質油的QGF 光譜特 征[8-9](圖3)，表明該深度段儲層曾發生過輕質油成藏。在該深度之下，樣品QGF Index 都很低(0.7～8.3)，Δλ增大至110～170 nm(見圖3)，指示沒有油氣聚集。3 395 m 之上樣品QGF-E 強度均大于20.0，往上逐漸增大至60.3(圖3)，QGF-E 強度總體偏低，體現了現今儲層低含油飽和度的特點，λmax位于360 nm 左右(表2)，為輕質油特征。有幾個樣品具有極低的QGF index，卻仍然檢測到較強的QGF-E 熒光響應，說明早期沒有油氣充注的砂體，在新近紀油藏調整過程中聚集了油氣。將各指標與巖性剖面對比，可發現J1s212上部和J1s22泥巖隔層和夾層發育的砂體具有高的GOI 值、QGF index 和QGF-E 強度以及較小的Δλ，且隨著深度的減小，QGF Index 和QGF-E 強度逐漸增大，Δλ逐漸減??；而J1s212下部和J1s211大套板狀砂巖中具有極低的GOI值、QGF Index 和QGF-E 強度以及較大的Δλ(圖3)。結合準噶爾盆地腹部侏羅系三工河組砂體發育特征發現：無論是在主成藏期還是新近以來油氣調整期，因J1s211砂體垂向上缺少有效的封隔層，油氣在進入J1s儲層后，首先在浮力的作用下快速通過J1s211砂體往上運移至有泥巖封隔層封堵的J1s22和J1s212砂體，然后沿著泥巖封隔層底面往低勢區運移，直至遇到側向封堵性好的砂體才能成藏。因此，J1s211雖然砂體厚度大，且橫向展布穩定，但由于地層整體為南傾單斜，缺少大的構造圈閉，砂體連續性好使得側向上缺少有利的封堵條件，造成油氣無法成藏，而J1s22和J1s212因側向快速相變，發育大量泥巖夾層形成側向封閉，為油氣成藏提供了有利條件。莊1 井、征101 井和永1 井J1s樣品QGF和QGF-E 熒光響應特征與準沙5井具有類似分布規律，這進一步說明這一規律的可靠性和普遍性。

莊1 井4 325～4 375 m 泥巖隔夾層發育的砂巖樣品在具有高GOI 值(7.5%～13.8%)的同時，QGF 熒光響應也較強，QGF index 達8.3～19.0，Δλ范圍為50～100 nm，QGF-E 強度均大于30.0，最大值達116，λmax為370 nm 左右(見圖4 和表2)，表明該深度段儲層曾有過高飽和度輕質油聚集，是油氣運移與聚集的主要場所；4 371～4 415 m 的樣品具有極低GOI 值(0.2～0.3)，QGF index 也很低(1.6～3.6)，Δλ增大至70～140 nm；QGF-E 強度明顯降低，總體位于35.0 左右，最大值不超過50，λmax同樣位于370nm 左右(見圖4 和表2)，各項指標均指示該深度段儲層未曾有油氣聚集，在油氣運聚過程中只起通道作用。

征101 井QGF index 較低，分布范圍為0.1～5.8，而4 849～4 849 m 處樣品仍具有較高的QGF-E 強度(22.5～44.2)，λmax位于370 nm 左右，表明早期未曾有過油氣聚集，在新近紀油氣調整過程中聚集了輕質油(見圖5 和表2)；在4 825～4 850 m 的大套砂體發育段，樣品QGF index 與QGF-E 強度明顯較4 800～4 825 m泥巖隔夾層發育段的樣品響應值低(見圖5)，同樣說明油氣進入J1s儲層后優先發生垂向運移，至泥巖隔層之下J1s212砂體聚集。

永1 井QGF index 總體偏低，在6 140～6 170 m 板狀砂體內隨深度降低，QGF index 由1.8 增大至7.8，往上至6 109 m 沙泥巖互層段又逐漸減低至0.1，6 055～6 095 m 的J1s22孤立砂體中具有較高QGF index(5.0～19.8)，Δλ為100～200 nm(見圖6 和表2)，表明在主成藏期泥巖隔層下伏砂體曾有過輕質油氣運移，但未成藏。6 157 m 以下板狀砂體內樣品QGF-E強度極低(2.2～13.5)，該深度之上泥巖隔夾層發育的砂體內樣品QGF-E 強度最低為39.0，最大值達到179.9，λmax位于370 nm 左右(見圖6 和表2)，為輕質油特征，說明在新近紀油藏調整過程中，上部泥巖隔夾層發育的砂體聚集了其他油藏調整過來的輕質油，是油氣運移與聚集的有利場所；而下部板狀砂體沒有油氣聚集，只能起油氣運移通道作用。

圖4 莊1 井GOI，QGF 和QGF-E 參數分布圖Fig.4 GOI,QGF and QGF-E parameter depth profile of well Zhuang 1

圖5 征101 井QGF 和QGF-E 參數分布圖Fig.5 QGF and QGF-E parameter depth profile of well Zheng 101

圖6 永1 井QGF 和QGF-E 參數分布圖Fig.6 QGF and QGF-E parameter depth profile of well Yong 1

圖7 莫西莊油田油氣運聚模式Fig.7 Oil migration and accumulation model of well Moxizhuang field

綜上所述，準噶爾盆地腹部J1s22和J1s212泥巖隔夾層發育層段具有較高的GOI 值和強烈的輕質油QGF 及QGF-E 熒光響應特征，指示該層段早期經受過較大規模輕質油充注，但之后發生泄漏。而J1s211大套板狀砂巖發育層段顯示出低的GOI 值和微弱的QGF 及QGF-E 熒光響應，表明該層段未曾發生過油氣聚集，只起油氣運移通道作用。結合砂體發育特征分析認為，油氣在準噶爾盆地腹部J1s 內運聚普遍遵循如下規律(見圖7，以莫西莊油田為例，剖面位置見圖1 中的剖面1)：因J1s211砂體垂向上缺少有效的封隔層，油氣在進入J1s 儲層后，首先在浮力作用下快速通過J1s211砂體往上運移至有泥巖封隔層封堵的J1s22和J1s212砂體，然后順著泥巖隔層底面往低勢區運移，直至遇上側向封堵性好的砂體才能成藏。準噶爾盆地腹部J1s211雖然砂體厚度大，且橫向展布穩定，但由于地層整體為南傾單斜，缺少大的構造圈閉，砂體連續性好使得側向上缺少有利的封堵條件，造成油氣無法成藏，而J1s22和J1s212因側向快速相變，發育大量泥巖夾層形成側向封閉，為油氣成藏提供了有利條件。因此，識別有效的側向封閉對準噶爾盆地腹部侏羅系油氣勘探具有重要的意義。

4 結論

1) 高的GOI 值和強烈的輕質油QGF 及QGF-E熒光響應特征指示準噶爾盆地腹部J1s22和J1s212泥巖隔夾層發育層段早期經受過較大規模輕質油充注。

2)GOI，QGF 和QGF-E 指標在J1s22和J1s212泥巖隔夾層發育層段達到油藏標準值，各指標隨深度增加而逐漸降低，至J1s211大套板狀砂巖發育層段只達到油氣運移通道值或者水層值的規律表明：油氣在進入準噶爾盆地腹部J1s儲層后，首先在浮力的作用下快速垂向運移至有泥巖封隔層封堵的J1s22和J1s212，然后沿著泥巖隔層底面往低勢區運移，直至遇上側向封堵性好的砂體才能成藏。

3) 準噶爾盆地腹部J1s211雖然砂體厚度大，且橫向展布穩定，但由于地層整體為南傾單斜，缺少大的構造圈閉，砂體連續性好使得側向上缺少有利的封堵條件，造成油氣無法成藏；而J1s22和J1s212因側向快速相變，發育大量泥巖夾層形成側向封閉，為油氣成藏提供了有利條件：因此，識別有效的側向封閉對準噶爾盆地腹部侏羅系油氣勘探具有重要意義。

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