地球化学录井热解评价技术在内蒙古二连盆地的应用

2022-10-09

二连盆地是在内蒙古—大兴安岭西褶带基底上发育起来的中、新生代沉积断凹陷盆地。其大地构造位置处于中国板块与西伯利亚板块的缝合线上。它主要是燕山期的多期断构造运动作用下, 大批早白垩世段陷湖盆应运而生, 接受了厚达5000余m的山间盆地河湖相含煤粗碎屑岩沉积, 期间大体经历了侏罗纪末期、白垩纪阿尔善组四段沉积末期、腾格尔组一段沉积末期、腾格尔组二段沉积末期和赛汉塔拉组沉积末期的沉积构造, 相应形成了5次大的区域性不整合沉积间断面, 多为暗黑色泥岩, 厚度大, 有机质丰富, 储油条件也比较好。从1977年开始勘探到现在, 先后对数十凹陷进行钻探。并发现多种油、气储集层和多种油、气圈闭类型, 其中以断裂背斜圈闭最为发育, 其次是潜山。这些不同类型的油藏, 纵向上往往上下叠置, 平面上不同含油层系连片, 发育各自独立的体系具有多物源、近物源、小水系、粗碎屑, 相变快、相带窄的沉积特征, 而且埋藏浅, 一般深度为600m～2000m左右。地球化学录井热解技术在二连盆地的应用也有20年, 油气显示评价仪由最初的DH-910到如今的YQ-VI型, 是以实物检测对象的录井技术, 能够定量检测实物样品中的液态烃的含量, 结合储层物性、原油性质、试油结论, 根据检测样品液态烃的含量可以分析出储层流体性质。初期由于资料点较少, 随着资料的不断积累, 对有些地区标准进行了细化与完善, 曾强了以下两个凹陷的地化录井解释方法。

1 地球化学录井热解技术简介

1.1 分析原理

地化录井热解技术是在程控升温的热解炉中对生储油岩样品进行加热, 使岩石中的烃类蒸发成气体, 并使高聚合的有机质 (干酪根、沥青质、胶质) 热裂解成挥发性的烃类产物, 这些经过热蒸发或热裂解的气态烃类, 在载气的携带下, 直接用氢火焰离子检测器 (FID) 进行检测。将其浓度的变化转换成相应的电流信号, 经计算机处理, 将得到各组分的含量及最高热解温度。将热解分析后的残余样品送入氧化炉中氧化, 样品中残余的有机碳转化为CO2及少量的CO, 由红外检测器 (或 (TCD检测器) 检测CO及CO2的含量, 将得到残余碳的含量。

1.2 分析参数及计算参数

1.2.1 储集岩热解分析参数及计算参数

(1) S0为90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量, mg/g。

(2) S1为300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量, mg/g。

(3) S2为300℃～600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量, mg/g。

(4) Tmax为S2峰的最高点相对应的温度, ℃。

(5) Pg为含油气总量, Pg=S0+S1+S2, mg/g。

(6) G P I为气产率指数, G P I=S0/ (S0+S1+S2) 。

(7) O P I为油产率指数, O P I=S1/ (S0+S1+S2) 。

(8) T P I为油气总产率指数, T P I= (S0+S1) / (S0+S1+S2) ;P S-原油轻重比, P S=S1/S2。

1.2.2 烃源岩热解分析参数及计算参数

(1) S0为90℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量, mg/g。

(2) S1为300℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量, mg/g。

(3) S2为300℃～600℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量, mg/g。

(4) S4为单位质量烃源岩热解后的残余有机碳含量, mg/g。

(5) RC为单位质量烃源岩热解后的残余有机质的碳占岩石质量的百分比, %。

(6) Tmax为S2峰的最高点相对应的温度, ℃。

(7) Pg为烃源岩生烃潜量, Pg=S1+S2, mg/g。

(8) Cp为有效碳含量, Cp=0.083×P g;T O C为烃源岩有机碳含量, T O C=Cp+RC, %。

(9) HI为氢指数, HI=100×S2/TOC;D为降解潜率, D=100×Cp/TOC。

(10) 有机质母质类型——Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ, 依次为腐泥型、腐殖腐泥型、腐泥腐殖型、腐殖型。

2 地球化学录井热解解释方法

2.1 吉尔嘎朗图凹陷解释方法

二连盆地吉尔嘎郎图凹陷为一北断南超的不对称箕状凹陷, 由西北陡坡断阶构造带、中央洼槽构造带和东南缓坡鼻状构造带组成。宝饶构造带位于该凹陷中次洼断槽区缓坡一侧, 该区褶心, 成藏条件良好, 是该凹陷中油气最为富集的构造带。

吉尔嘎朗图凹陷油气具有围绕生烃中心呈环带状展布的特征, 并主要受构造带的控制。宝饶构造带的北西向断层为沟通生烃中心与聚集区的油源断层, 形成时间晚, 封闭性较差, 是油气运移的良好通道;北东向断层形成时间早, 且长期活动, 封闭性较好, 在一定程度上决定了油气的短距离运移、聚集与保存条件。

因此吉尔嘎朗图凹陷原油以中质原油为主, 密度为0.83～0.88, 多在0.85左右, 粘度8.98～76.28, TPI:0.40～0.80, 多为0.55～0.70。本凹陷地化解释标准:含油水层:Pg<3.0mg/g, 油水同层:8.0mg/g>Pg>3.0mg/g, 油层:Pg>8.0mg/g。

2.2 赛汉塔拉凹陷解释方法

赛汉塔拉凹陷位于二连盆地腾格尔坳陷西部, 为一北东走向、典型东断西超的单断箕状凹陷, 面积约2300km2, 是二连盆地腾格尔坳陷内最大的一个凹陷, 其构造具有明显的三分性, 可以划分为东部洼槽带、中央隆起带、西部斜坡带3个构造单元。自下而上发育有侏罗系、白垩系、第三系和第四系地层。其中白垩系为主要勘探目的层, 自下而上又可分为阿尔善组、腾格尔组一段、腾格尔组二段和赛汉塔拉组, 阿尔善组及腾格尔组为油气主要的产出层段, 据数据做样分析, 本凹陷的沉积为继承性发育的深湖-半深湖相沉积, 腾一段和阿尔善组暗色泥岩厚度大, 有机质丰度高, 为好生油岩。赛汉塔拉凹陷为单断断槽式凹陷, 发育了多种类型的沉积体, 斜坡带以辫状河三角洲为主, 局部发育有冲积扇, 陡坡带以扇三角洲和水下扇沉积为主, 砂体在向洼槽区搬运的过程中逐渐减薄甚至尖灭, 储盖组合和油气的保存条件变好, 形成各种类型的岩性地层圈闭。

因此赛汉塔拉凹陷原油密度为0.82～0.88, 多在0.85左右, 黏度:7.95～76.31, TPI:0.40～0.85, 多为0.50～0.80, 原油性质:中质～轻质。地化解释标准:含油水层:Pg<6mg/g, 0.400.50;油层:Pg>12mg/g, TPI>0.50。

3 地球化学录井热解解释方法应用

3.1 吉尔嘎朗图凹陷实例T 1 3井

T13井1645.0m～1648.4m, 岩性为灰色油斑白云质砂岩, 地层岩性较细, 分选中等居多, 结构成熟度较好。砂岩成分中以石英、长石为主, 岩屑仅为23.80%。成分较成熟。个别样品面孔率较好, 但整体较差, 胶结物含量较高, 种类较多, 造成孔隙欠发育, 镜下仅在个别样品中见到原油充填, 下部自生粘土矿物有所增多。气测全烃从0.246%～1.45%, 解释为差油层。

地化录井分析:S0:0.001mg/g～0.082mg/g, S1:1.176mg/g～4.152mg/g, S2:0.869mg/g～1.748mg/g, Pg:2.05mg/g～5.98mg/g, 平均为3.78mg/g, TPI:0.58～0.71, 针对单块样品解释为:含油水层～油水同层, 根据其层内平均值在地化解释方法的油水同层区范围, 所以地化录井综合解释该层为油水同层, 试油结果日产量:油 (t) :油1.13 (t) , 水20.7 (m3) , 原油性质:密度:0.8 4 8 6, 黏度:14.44。试油结论为工业油水层, 与解释结论相符。

3.2 赛汉塔拉凹陷实例L 3 3井

L33井1848.4m～1864.2m, 岩性为油斑灰质砂砾岩, 孔隙度1.5%……～17.7%;渗透率 (0.023～40.9) ×10-3μm2;物碎屑成分及含量分别为石英3 9%～4 2%;长石45%～48%;岩屑10%～15%;填隙物7%～29%, 本段石英、长石含量高, 岩屑及以云泥质为包壳的鲕粒减少, 填隙物含量降低, 面孔率升高。部分样品粒间溶孔和粒内溶孔较发育, 气测分析全烃最高为7.423%气测解释为差油层。

地化录井分析:S0:0.146mg/g～0.409 mg/g, S1:8.218mg/g～10.614mg/g, S2:5.685mg/g～8.478mg/g, Pg:13.90mg/g～19.24mg/g平均为16.51mg/g, TPI:0.56～0.63, 5个数据点在地化解释方法的油层区范围, 所以地化录井综合解释该层为油层, 试油结果日产量油 (t) :初:2.75, 原油性质:油密度:0.8228, 油黏度:21.59。试油结果为油层, 与解释结论相符。