改進后的烴類流體包裹體熱力學模擬方法及其在油氣成藏研究中的應用

毛 毳，陳 勇，周瑤琪，葛云錦，王有智，周振柱

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東 青島 266555 2.東北石油大學地球科學學院，黑龍江 大慶 163318 3.陜西延長石油(集團)研究院，西安 710075 4.中國石油大慶油田勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163000 5.山東科技大學地質科學與工程學院，山東 青島 266590

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改進后的烴類流體包裹體熱力學模擬方法及其在油氣成藏研究中的應用

毛 毳1，2，陳 勇1，周瑤琪1，葛云錦3，王有智4，周振柱5

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東 青島 266555 2.東北石油大學地球科學學院，黑龍江 大慶 163318 3.陜西延長石油(集團)研究院，西安 710075 4.中國石油大慶油田勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163000 5.山東科技大學地質科學與工程學院，山東 青島 266590

烴類包裹體成分和熱力學行為非常復雜，準確恢復捕獲條件一直是一個難點。以往的研究一般用鹽水包裹體的均一溫度來代替捕獲溫度，但是均一溫度和捕獲溫度之間有誤差，用均一溫度代替捕獲溫度不夠準確，因此需要校正。筆者對烴類和同期鹽水包裹體的均一溫度先校正后模擬，減少了烴類包裹體熱力學模擬誤差；通過對儲層流體包裹體進行顯微熒光、顯微測溫、顯微共聚焦激光掃描、顯微傅里葉變換紅外光譜等實驗分析，得到流體包裹體均一溫度(90～170 ℃)、鹽度(0.71%～11.1%)、氣液比(7%～9%)、CH4的摩爾分數(20%～25%)和CH2/CH3(4～8)等參數；結合鹽水包裹體均一溫度校正曲線，利用FIT-Oil軟件進行PIT(烴類包裹體熱力學)模擬，恢復儲層包裹體的捕獲壓力和捕獲溫度，提高了包裹體捕獲條件獲得的精度。為了驗證此方法的準確性，以人工合成包裹體作為標準樣品，獲得鹽水包裹體均一溫度與捕獲溫度關系校正曲線，參數校正后利用軟件計算出的捕獲溫壓與實驗設定的溫壓條件吻合良好。以東營凹陷豐深10井沙四下亞段儲層包裹體為實例,進行了古溫壓和成藏期的估算，與前人通過其他方法得出的結論一致，證實了捕獲條件獲得的準確性。

烴類包裹體；鹽水包裹體；合成包裹體；捕獲溫度；捕獲壓力；PIT模擬

0 引言

流體包裹體記錄了大量的成巖成礦環境信息[1-2]，被廣泛應用于確定成巖成礦流體的性質、溫壓條件與形成時代研究，一直是當前地質流體研究的重要內容之一[3-4]。含油氣盆地p-T-t(壓力-溫度-時間)路徑恢復是評估沉積盆地油氣潛力的關鍵參數之一，捕獲成巖流體的流體包裹體已經成為恢復p-T-t條件的一個有力工具[5-6]。烴類包裹體是氣液包裹體的一種特殊類型，記錄了盆地油氣生成和演化的信息，最近二十多年來日益受到石油地質工作者的重視[7-11]。因此，流體包裹體在儲層成巖階段判斷、油氣運移示蹤、成藏期確定、盆地溫壓史分析等領域有著廣泛的應用，在復雜油氣田勘探中已經成為一種地球化學勘探的重要工具。

烴類包裹體熱力學(petroleum inclusion thermodynamic，PIT)方法對準確厘定油氣成藏期次具有非常重要的作用。以往流體包裹體的p-V-T模擬，主要通過pVTsim或VTFlinc等軟件計算捕獲溫度及壓力[12-20]，需要的參數較多，如必須提供烴類包裹體成分。單個烴類包裹體的成分測定很難實現，通常以原油或群體包裹體成分替代，存在較大誤差；而且鹽水包裹體的均一溫度也未進行校正，致使均一溫度較高包裹體捕獲溫度的計算存在較大誤差。

在本文中，筆者利用人工合成包裹體作為標樣，對儲層烴類包裹體和同期鹽水包裹體進行顯微熒光、顯微測溫、顯微共聚焦激光掃描、顯微傅里葉變換紅外光譜等實驗分析，得到流體包裹體均一溫度、鹽度、氣液比和CH4含量等參數；結合鹽水包裹體均一溫度與捕獲溫度關系校正曲線，對烴類包裹體進行熱力學模擬，恢復包裹體捕獲時的古溫壓[21]。此方法經過人工合成包裹體驗證準確性，再以東營凹陷豐深10井為實例進行含油氣盆地古溫壓估算和油氣成藏期探討，以證實改進方法的可靠性及重要理論意義和應用價值。

1 工區概況

東營凹陷位于渤海灣盆地東部，東西長90 km，南北寬65 km，面積約5 700 km2，屬于濟陽坳陷中的一個次級構造單元，是一個四周有凸起環繞的斷陷復合盆地，具有北斷南超的特點。它包括北部陡坡帶、中央斷裂背斜帶(中央隆起帶)、利津洼陷、民豐洼陷、牛莊洼陷、博興洼陷及南部緩坡帶(后兩個位于牛莊洼陷西南部)等二級構造單元[22-23](圖1)。筆者選取東營凹陷北部陡坡帶豐深10井沙四下亞段儲層包裹體，來驗證PIT模擬方法及應用的可行和實用性。

圖1 東營凹陷位置圖Fig.1 Location of Dongying sag

2 儲層流體包裹體分析方法

2.1 包裹體巖相學

選取東營凹陷豐深10井沙四下亞段的砂巖和砂礫巖儲層樣品，磨制包裹體薄片。薄片中包裹體的主礦物為石英，鹽水包裹體和烴類包裹體均十分發育，數量較多，具有很好的代表性。其巖相學特征如下:

1)包裹體大小及形狀。鹽水包裹體一般較大，主要為10～20 μm，以橢圓形、長條形為主，少數呈不規則形態；烴類包裹體大小差異較大，1～50 μm均有分布，主要集中于3～20 μm，較小的烴類包裹體以橢圓形為主，稍大的呈橢圓形、矩形、三角形和不規則形狀分布。實驗室測試的包裹體需≥5 μm，否則在顯微鏡下無法準確觀察氣泡的變化，本文測試所選擇的包裹體主要集中于5～20 μm[24]。

2)包裹體產狀。樣品薄片中的包裹體主要為沿裂隙分布(圖2a)或成群分布(圖2b)的次生鹽水包裹體和烴類包裹體。一般情況下，根據包裹體發育的產狀和沿裂隙分布包裹體的切穿狀態，可以將鹽水包裹體大致分為兩個期次，后一期包裹體切穿前一期包裹體(圖3)。烴類包裹體亦十分發育，數量很多，主要沿裂隙分布。

3)包裹體顏色。顯微鏡單偏光下鹽水包裹體透明(圖2)；烴類包裹體呈淡褐色或灰色，氣泡為黑色。

a.沿裂隙分布的包裹體；b.成群分布的包裹體圖2 豐深10井儲層鹽水包裹體顯微鏡下照片Fig.2 Microscope photos of reservoir aqueous inclusions in well Fengshen 10

圖3 豐深10井儲層鹽水包裹體發育產狀Fig.3 Occurrence model of reservoir aqueous inclusions in well Fengshen 10

2.2 顯微測溫分析

流體包裹體顯微測溫是目前應用最廣泛的一種非破壞包裹體分析技術，具有操作簡單、觀察方便的特點。它通過觀察和辯別流體包裹體在冷凍和加熱過程中所發生的各種相變過程，記錄準確的相變溫度，來判斷捕獲流體所屬體系及捕獲時的溫度條件。測溫分析方法主要有均一法和冷凍法。

2.2.1 流體包裹體均一溫度分布范圍

根據東營凹陷北部陡坡帶豐深10井4 320.1～4 325.1 m深度范圍內的樣品分析，發現東營凹陷豐深10井沙四下亞段(Es4x)烴類包裹體的均一溫度主要集中在90～120 ℃，鹽水包裹體的均一溫度主要集中在120～140 ℃和140～170 ℃兩個區間(圖4)。有少數包裹體的均一溫度較高，超過170 ℃，其原因可能是深部熱液的作用或者是含烴鹽水包裹體的不均勻捕獲等。

圖4 豐深10井Es4x儲層流體包裹體均一溫度直方圖Fig.4 Histogram of reservoir fluid inclusions homogenization temperature in Well Fengshen 10

2.2.2 流體包裹體鹽度分布范圍

對東營凹陷北部陡坡帶豐深10井4 320.1～4 325.1 m深度范圍內樣品進行分析，將儲層鹽水包裹體冷凍到-50 ℃致完全凍結，然后慢慢回溫，測得初熔溫度為19.8～22.0 ℃。根據流體包裹體初熔溫度與流體體系的關系[25]，判斷包裹體中流體主要為NaCl鹽水體系，冰點范圍為-7.5～-0.4 ℃。通過鹽水包裹體冷凍法冰點與鹽度關系表[26]，查得流體鹽度范圍為0.71%～11.1%。從圖5中可以看出豐深10井鹽水包裹體鹽度普遍低于8%，屬低鹽度流體體系[27]。

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圖5 豐深10井Es4x儲層鹽水包裹體鹽度直方圖Fig.5 Histogram of reservoir aqueous inclusions salinity in well Fengshen 10

2.3 顯微熒光分析

烴類包裹體在受到紫外光、紫光或藍光照射時，會在極短時間內發射出比照射光波長更長的光，這種光即為熒光。烴類包裹體的熒光是辨別烴類包裹體和鹽水包裹體的有效方法[28]。熒光的顏色和強度與包裹體中有機組成的分子結構類型有關。純飽和烴不發熒光，含C=C共軛雙鍵的分子易發熒光。烴類包裹體的熒光顏色可以反映有機質的成分及其熱演化程度[28-32]。一般認為，隨著油氣演化程度的提高，烴類包裹體的熒光顏色變化為褐色→桔黃色→淺黃色→藍色→藍白色，即發生藍移[33]。豐深10井烴類包裹體的顏色主要為亮黃色、黃綠色(圖6)，從烴類包裹體的熒光顏色上大致判斷，其烴類包裹體的熱演化程度為中等偏高。

2.4 顯微傅里葉變換紅外光譜分析

顯微傅里葉變換紅外光譜(FT-IR)采用近紅外激光消除了大部分分子產生的熒光，而且礦物基體影響較小，使得顯微傅里葉變換紅外光譜無損鑒別烴類包裹體成為一種十分有效的方法[34]。應用顯微紅外可以獲得包裹體中很多有機分子和基團的吸收峰，利用包裹體中有機化合物的特征吸收峰強度比值可以定量表征有機質的結構性質及演化過程[35-36]。利用顯微傅里葉變換紅外光譜分析可以獲得亞甲基和甲基的比值(CH2/CH3)，近而計算CH4的摩爾分數[37]，結果顯示包裹體中CH2/CH3值越小，有機質的成熟度越高[35]。Pironon 等[37]提出的計算公式如下：

(1)

a.烴類包裹體顯微鏡下液相呈淡褐色；a′.烴類包裹體液相熒光黃綠色；b.烴類包裹體顯微鏡下液相無色；b′.烴類包裹體液相熒光亮黃色。圖6 豐深10井烴類包裹體顯微與熒光照片Fig.6 Microscopic photography and fluorescence photography of petroleum inclusion in well Fengshen 10

其中：x(CH4)為CH4的摩爾分數；ACH4為甲烷的峰面積；Aalk為烷烴的峰面積；CH2/CH3可以從紅外光譜測試的軟件中直接讀取。由紅外光譜CH2/CH3、ACH4和Aalk讀數，根據公式(1)可以計算出x(CH4)。x(CH4)是利用pVT模擬軟件進行烴類流體包裹體PIT模擬的重要參數。豐深10井CH2/CH3范圍為4～8，x(CH4)20%～25%。

2.5 激光掃描共聚焦顯微分析

烴類包裹體的氣液比是進行包裹體熱力學模擬的重要參數，準備獲得烴類包裹體的氣液比也是包裹體測試中的難題。近年來國內外學者使用激光掃描共聚焦顯微鏡，通過沿軸掃描三維重建，確定烴類包裹體的氣液比并進行包裹體pVT模擬取得了較好應用效果[38-39]。利用烴類包裹體在激光照射時會在極短的時間內發射出熒光這一原理，將烴類包裹體薄片置于激光掃描共聚焦顯微鏡下，識別出烴類包裹體的頂底界后進行z軸掃描，可以得到不同深度的系列切片。應用軟件對這些切片進行三維重建，計算出整個包裹體的體積，同時獲取烴類裹體中氣泡部分的最大直徑，并按球體計算出氣泡體積，從而可以獲取烴類包裹體的氣液比[38-39]。豐深10井中流體包裹體多為氣液兩相，少數為單相，實驗所用的包裹體均為兩相包裹體。鹽水包裹體氣液比主要為3%～6%;烴類包裹體氣液比值較大，主要集中在6%～9%。

3 PIT熱力學模型方法原理

PIT模擬是Thiéry等[40]應用烴類包裹體顯微測溫數據和體積測定資料建立的烴類包裹體熱力學模擬的一種計算方法。計算包括兩方面要點：一方面是將共聚焦激光掃描顯微鏡測定的烴類包裹體的氣相充填度(即氣液比)與顯微測溫結果相結合，建立烴類包裹體的氣相充填度與溫度的曲線Fv(T)；另一方面是用Montel[41]提出的α(重組分)、β(輕組分)參數限定復雜的原油組成(式2)。

(2)

式中：xn和xn-1為碳數為n和n-1原油組分的摩爾分數；α為無量綱參數，與重組分≥C10+的分布和含量有關；β為無量綱參數，與原油中輕組分(甲烷等)

FIT-Oil軟件是與PIT模擬匹配的一套軟件，它采用α和β兩個參數代替烴類包裹體的成分。在確定烴類包裹體的氣相充填度Fv和均一溫度Th的基礎上，就可以通過FIT軟件模擬出一系列可以滿足該Fv-Th的α、β值。圖7列出了北美地區重質油、富CO2的石油、臨界油、輕質油、凝析氣等烴類的α、β值，這些值可以作為標準。輸入參數后通過軟件模擬出α-β曲線，該曲線跟圖8陰影部分相交區域可以限定α、β的賦值范圍，根據其中一組α-β值計算出甲烷的摩爾分數，將得到的濃度值跟顯微傅里葉變換紅外光譜分析獲得的烴類包裹體的甲烷濃度值相比較:如果二者相吻合，則該組α-β可以代表烴類包裹體成分；不吻合則重新選擇一組α-β值進行計算。Thiéry等[42-43]列舉了北海油田中Alwyn油田中烴類包裹體研究的實例，模擬得到的壓力范圍與Alwyn油田預測出的p-T條件非常相似。

1.重質油；2.富CO2的揮發油；3、4.輕質油；5.臨界油；6.凝析氣；7.濕氣；8.干氣。a、b、c為α、β的可能取值點。圖7 石油和天然氣的α-β圖[31]Fig.7 α-β diagram of oil and gas

4 利用合成包裹體驗證PIT模擬方法的準確性

利用PIT模擬方法獲得包裹體捕獲壓力需要以下參數[43-45]：①同期捕獲的鹽水、烴類包裹體的均一溫度；②烴類包裹體室溫下的氣液比；③烴類包裹體甲烷的摩爾分數。改進后的PIT模擬方法需要對鹽水包裹體均一溫度進行校正得到捕獲溫度，下面利用人工合成流體包裹體實驗進行均一溫度校正曲線的建立。人工合成流體包裹體是在流體組分、鹽度、溫度、壓力和含氣量等參數已知情況下捕獲的包裹體，因此能直觀反映均一溫度和捕獲溫度的溫度差，校正曲線的建立也比較可靠。

4.1 5%濃度NaCl溶液合成包裹體均一溫度校正曲線

流體包裹體的均一溫度和捕獲溫度在油氣勘探領域得到廣泛應用，尤其在判斷成藏期次方面取得較好的效果。一般情況下，很少有人對均一溫度進行校正，普遍采用均一溫度代替捕獲溫度。但實際應用過程中，均一溫度和捕獲溫度差異較大，這是由于包裹體捕獲時受到儲層溫度、壓力等多種條件影響，需要對常壓下測得的均一溫度進行校正，才能較好地還原捕獲時的物理化學條件[3，34]。

鹽水包裹體成分簡單，均一溫度較準確。烴類包裹體中由于存在微量水，且成分復雜，測均一溫度時易出現假均一現象，測得溫度比共生的鹽水包裹體低，不利于研究；因此，采用鹽水包裹體的均一溫度和捕獲溫度的關系做校正曲線。本文校正曲線引自葛云錦[44]，實驗合成烴類包裹體及鹽水包裹體，測得與烴類包裹體同期捕獲的鹽水包裹體均一溫度。其值(表1)顯示不同溫壓條件下的合成包裹體均一溫度與實驗設定溫度之間均存在一定的差值，這符合了流體包裹體研究的基本理論，即均一溫度僅代表捕獲溫度的最低估計值。在一定圍壓條件下自然界形成的包裹體，均一溫度不能簡單等同于包裹體形成的捕獲溫度。 為了還原捕獲溫度，必須進行壓力校正，這是由于合成包裹體是在高壓的條件下形成，而測溫是在常壓條件下完成，這個差只是由于缺少環境壓力導致的。鹽水包裹體的捕獲溫度可以由均一溫度加上校正溫度(ΔT)來獲得。即剔除均一溫度過高或過低的零散數據，對主要溫度段均一溫度取平均值，平均均一溫度與設定溫度(即捕獲溫度)之間的差值ΔT為校正溫度(表1)。根據表1數值繪制出鹽水包裹體均一溫度校正曲線[44-45](圖8)。從圖8可以看出，均一溫度越高，均一溫度與捕獲溫度之間的差值就越大；說明利用均一溫度時，均一溫度值越高越需要校正，體現了溫度校正的必要性。

表1 5%鹽水合成包裹體均一溫度校正值

Table 1 The correction value of 5% salinity aqueous synthetic inclusions

原油樣品均一溫度平均值/℃實驗設定溫度(捕獲溫度)/℃ΔT/℃181909210412016312615024415318027517721033

圖8 5%鹽度儲層鹽水包裹體均一溫度校正曲線Fig.8 Homogenization temperature calibration curve of 5% salinity reservoir saline inclusions

4.2 合成包裹體熱力學模擬

首先，設定實驗溫度150 ℃，實驗壓力為38 Mpa，實驗測得烴類包裹體和鹽水包裹體的均一溫度分別為107 ℃和129 ℃。烴包裹體的氣液比為12.5%。將上述參數輸入軟件α-β曲線模塊，軟件可以自動計算出包裹體內捕獲烴類物質的x(CH4)，當計算值與顯微紅外測得的x(CH4)數值接近時，模擬的烴類成分可近似代表包裹體內捕獲的烴類成分。然后打開相圖計算模塊，輸入得到的α-β值，就可以得到包裹體內捕獲的烴類物質的相圖； 再輸入烴類包裹體的均一溫度，就繪制出烴類包裹體的等容曲線(圖9a)。在計算包裹體捕獲壓力時，先通過同期捕獲鹽水包裹體均一溫度129 ℃替代捕獲溫度，得到捕獲壓力值為29.4 MPa，比實驗預設壓力38 MPa低，證實用鹽水包裹體的均一溫度替代捕獲溫度計算捕獲壓力，得到的結果偏差較大。將鹽水包裹體均一溫度進行校正，得到鹽水包裹體捕獲溫度為150 ℃，此時計算得到捕獲壓力值為37.8 MPa，與實驗設定壓力誤差較小。又將實驗溫度設定為120 ℃，實驗壓力為30 MPa，重復上述實驗和計算步驟，測得烴類包裹體均一溫度為88 ℃，鹽水包裹體均一溫度為107 ℃。烴類包裹體氣液比為6.7 %。未校正得到的捕獲壓力為23.2 MPa，比實驗設定壓力30 MPa低6.8 MPa，校正后得到鹽水包裹體捕獲溫度為120 ℃，捕獲壓力為29.4 MPa，與設定壓力吻合較好(圖9b)。兩次實驗結果顯示,利用PIT模擬的方法求取包裹體捕獲溫度壓力方法可行，且較準確，計算結果如表2所示。

圖9 烴類包裹體捕獲壓力模擬Fig.9 Simulation of trapping pressure for hydrocarbon inclusions

樣品編號包裹體類型實驗條件包裹體數據均一溫度/℃氣液比/%鹽水包裹體Th計算壓力/MPa捕獲壓力/MPa1烴類150℃10712．529．437．8鹽水38MPa1292烴類120℃886．723．229．4鹽水30MPa107

5 利用PIT模擬恢復東營凹陷豐深10井沙四下亞段成藏期古溫壓

對東營凹陷沙四下亞段豐深10井的烴類包裹體和鹽水包裹體進行顯微測溫分析、激光共聚焦掃面和傅里葉變換紅外光譜的測定，獲得同期烴類包裹體和鹽水包裹體的均一溫度、烴類包裹體準確的氣液比和CH4的摩爾分數，即可利用FIT軟件對儲層包裹體進行精細的PIT模擬(表3)。豐深10井屬于低鹽度流體體系，鹽水包裹體的均一溫度代入圖8的擬合公式y=0.260 2x-11.153，得到校正差值，然后加上均一溫度即為鹽水包裹體的捕獲溫度[44]。

通過東營凹陷北部陡坡帶沙四下亞段烴類包裹體的捕獲溫度和捕獲壓力分析，結合豐深10井的埋藏史曲線及古埋深，即可計算壓力系數。國內通常用壓力系數來表示地層壓力。計算得出豐深10井4 320.1 m深度的古壓力系數為1.065 1～1.273 6，主要集中在1.16～1.27，屬于異常高壓范圍。總的來說東營凹陷北部陡坡帶沙四下亞段屬于異常高壓-低鹽度流體動力系統，可能與沙四段和孔一段發育兩套膏鹽泥層有關，鹽巖或膏泥巖影響流體體系與地層壓力。圖10為流體包裹體pVT模擬的捕獲條件與埋藏史、地溫史對比，豐深10井烴類的包裹體都有兩期油氣充注，與前人的認識基本吻合[46]。第一期在距今12～16 Ma，處于古新世東營末期；第二期在距今2～6 Ma，處于新近紀明化鎮中--末期。根據埋藏史分析，兩個生油期，目的層位均處于中--高成熟生油階段。

圖10 豐深10井流體包裹體pVT模擬的捕獲條件與埋藏史、地溫史對比Fig.10 The comparison of trapping conditions and burial history, geothermal history of fluid inclusions simulated by pVT, well Fengshen 10

6 結論及認識

本文對儲層包裹體的實驗分析和PIT模擬進行了系統研究，得到以下結論和認識：

1)對顯微測溫的結果，做均一溫度和鹽度分布直方圖，顯示豐深10井儲層中流體包裹體的均一溫度范圍為90～200 ℃，主要集中在120～130 ℃和140～170 ℃兩個溫度區間。鹽度范圍為0.71%～11.1%，主要集中在5%，判斷研究區屬于低鹽度流體系統。

2)以顯微測溫得到烴類包裹體與同期的鹽水包裹體的均一溫度；激光共聚焦掃描顯微鏡獲得烴類包裹體的氣液比以及紅外測試獲得的烴類包裹體的甲烷摩爾分數為參數，利用人工合成流體包裹體實驗建立的均一溫度校正曲線，結合PIT熱力學模擬軟件FIT-Oil對合成包裹體進行捕獲溫壓恢復。結果表明，采用校正后的同期鹽水包裹體均一溫度與FIT-Oil軟件相結合求取包裹體捕獲溫度壓力是比較準確可行的方法。

3)通過對東營凹陷北部陡坡帶豐深10井沙四下亞段的烴類包裹體進行PIT模擬，獲得的捕獲溫度和捕獲壓力與埋藏史及地溫史結合，得出結論是研究區屬于異常高壓-低鹽度流體動力系統，具有兩期成藏的特點，與前人利用其他方法得到的認識基本吻合。該方法可以廣泛應用到各類油藏成藏期的估算中，通過合成包裹體和東營凹陷豐深10井儲層包裹體的驗證，具有較高的準確性。

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Improved Simulation Method of Petroleum Inclusions Thermodynamics and Its Application in Hydrocarbon Accumulations

Mao Cui1, 2, Chen Yong1, Zhou Yaoqi1, Ge Yunjin3, Wang Youzhi4, Zhou Zhenzhu5

1.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266555,Shandong,China2.SchoolofGeosciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,Heilongjiang,China3.ResearchInstituteofShanxiYanchangPetroleumCO.,LTD.,Xi’an710075,China4.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofDaqingOilfieldCompany,PetroChina,Daqing163000,Heilongjiang,China5.CollegeofGeologicalScienceandEngineering,ShandongUniversityofScienceandTechnology,Qingdao266590,Shandong,China

Composition and thermodynamic behavior of hydrocarbon are complicated; so it is difficult to recover its trapping conditions. In this paper，by ways of petroleum inclusions and the corresponding period aqueous inclusions homogenization temperature correction before simulation, we reduced the petroleum inclusions thermodynamic error, increased the accuracy of trapping conditions. Through microthermometry，fluorescence spectroscopy，confocal scanning laser microscopy, and Fourier transform infrared spectrum analysis we obtained the homogenization temperature(90-170 ℃)，salinity(0.71%-11.1%)，gas and fluid ratio(7%-9%)，and mole percent content of CH4(20%-25%)，CH2/CH3(4-8)of reservoir fluid inclusions. Based on these thermodynamic parameters，using PIT simulated data of FIT-Oil and aqueous inclusions homogenization temperature calibration curve，we recovered the trapping pressure(22-27 Mpa) and temperature(125-157 ℃)of reservoir inclusions. By taking the synthetic hydrocarbon inclusion as a standard sample, we applied the PIT to the reservoir fluid inclusions of Fengshen 10 well in Dongying sag Es4x to estimate the original temperature, pressure, and the accumulation period；by which the accuracy of the PIT method is verified. Because of its high effectivity that determine period of hydrocarbon accumulation, the method can be applied widely in various oil fields.

hydrocarbon inclusion; aqueous inclusions; synthetic inclusions; trapping temperature; trapping pressure; PIT simulation

10.13278/j.cnki.jjuese.201505109.

2014-10-27

國家“973”計劃項目(2011CB201001)；國家重大科技專項(2011ZX05014)；國家自然科學基金項目(40772082, 41172111)；中央高校基本科研業務專項基金項目(10CX05004A)

毛毳(1984--)，女，博士，主要從事儲層地質學的研究，E-mail:maocui_2008@163.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201505109

P618.13

A

毛毳，陳勇，周瑤琪，等. 改進后的烴類流體包裹體熱力學模擬方法及其在油氣成藏研究中的應用.吉林大學學報:地球科學版,2015,45(5):1352-1364.

Mao Cui, Chen Yong, Zhou Yaoqi, et al. Improved Simulation Method of Petroleum Inclusions Thermodynamic and Its Application in Hydrocarbon Accumulations.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(5):1352-1364.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201505109.