CN108982442A - 一种确定油包裹体捕获时间的方法 - Google Patents

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陈红汉
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Abstract

本发明提供一种确定油包裹体捕获时间的方法，步骤如下：采集分析井的岩芯或岩屑样品，制作双面剖光流体包裹体薄片；检测流体包裹体薄片，确定油包裹体的捕获相对序次；将油包裹体划分为不同期次，测定不同期次的油包裹体的气泡填充度、均一温度和与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度；计算不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量；计算不同期次的油包裹体中的甲烷的摩尔含量；计算不同期次的油包裹体的最终捕获压力；计算不同期次的油包裹体的捕获深度；获取分析井位置处的地质数据，重构单井埋藏史图；获取流体包裹体薄片所在深度的埋藏史曲线；将不同期次的油包裹体的捕获深度投影到埋藏史曲线上，即得到油包裹体捕获时期。

Description

一种确定油包裹体捕获时间的方法
技术领域
本发明涉及油气成藏技术领域，尤其涉及一种确定油包裹体捕获时间的方法。
背景技术
油气充注时期确定是油气成藏研究的重要内容。传统方法是利用流体包裹体均一温度和热演化史投点法确定油气充注时期。然而，该方法主要适用于传导型温度场条件下油气充注时期确定，而不能解决热流体活动条件下油气充注时期的确定。
发明内容
有鉴于此，本发明提供了一种利用油包裹体捕获深度来确定热流体活动条件下油气充注时期的方法。
本发明提供一种确定油包裹体捕获时间的方法，包括以下步骤：
S1，采集分析井的岩芯或岩屑样品，利用采集到的岩芯或岩屑样品制作双面剖光流体包裹体薄片；
S2，利用荧光显微镜检测所述流体包裹体薄片，确定油包裹体的捕获相对序次；
S3，根据油包裹体的捕获相对序次将油包裹体划分为不同期次，利用显微测温技术测定不同期次的油包裹体的气泡填充度、均一温度和与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度；
S4，利用所述不同期次的油包裹体的气泡填充度和均一温度计算不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量；
S5，利用所述不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量计算不同期次的油包裹体中的甲烷的摩尔含量；
S6，利用所述不同期次的油包裹体的均一温度、与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度和油包裹体中的甲烷的摩尔含量计算不同期次的油包裹体的最终捕获压力；
S7，利用不同期次的油包裹体的最终捕获压力计算不同期次的油包裹体的捕获深度；
S8，获取分析井位置处的地质数据，根据所述地质数据重构单井埋藏史图；
S9，利用所述单井埋藏史图获取流体包裹体薄片所在深度的埋藏史曲线；
S10，将不同期次的油包裹体的捕获深度投影到埋藏史曲线上，即得到油包裹体捕获时期。
进一步地，步骤S4中，所述油包裹体中的重组分为碳分子数大于7的烃类，所述油包裹体中重组分的摩尔含量的计算公式为：
x7+＝A1Fv B1×100％
式中，Fv为气泡充填度(％)，
A1＝-1.81674×10-8Thoil 4+7.49047×10-6Thoil 3-9.20595×10-4Thoil 2+6.52266×10-2Thoil-9.89904×10-1，
B1＝7.56250×10-6Thoil 2-4.45141×10-3Thoil-4.12191×10-1，Thoil为油包裹体的均一温度(℃)。
进一步地，步骤S5中，油包裹体中的甲烷的摩尔含量的计算公式为：
x1＝A2x7+ 5+B2x7+ 4+C1x7+ 3+D1x7+ 2+E1x7++F1，
式中，A2＝-1.434×10-7；B2＝4.065×10-5；C1＝-4.240×10-3；D1＝2.051×10-1；E1＝-5.509；F1＝1.080×102。
进一步地，步骤S6中，油包裹体的最终捕获压力的计算过程为：
6.1计算油包裹体的均一化压力，所述油包裹体的均一化压力的计算公式为：
Ph＝A3x1 2+B3x1+C2，
式中，A3＝(a1Thoil 4+a2Thoil 3+a3Thoil 2+a4Thoil+a5)×10-4，
B3＝(b1Thoil 4+b2Thoil 3+b3Thoil 2+b4Thoil+b5)×10-2,C2＝c1Thoil 4+c2Thoil 3+c3Thoil 2+c4Thoil+c5，其中，a1＝-1.31×10-7，a2＝4.99×10-5，a3＝-8.31×10-3，a4＝6.72×10-1，a5＝20.30；
b1＝4.14×10-8，b2＝-1.56×10-5，b3＝2.17×10-3，b4＝2.88×10-2，b5＝18.70；
c1＝-9.18×10-10，c2＝3.42×10-7，c3＝-6.60×10-5，c4＝1.39×10-2，c5＝4.28×10-1；
6.2计算温度比油包裹体的均一温度高5℃时的初始捕获压力，所述初始捕获压力的计算公式为：
式中，A4＝(a6Thoil 4+a7Thoil 3+a8Thoil 2+a9Thoil+a10)×10-4，
B4＝(b6Thoil 4+b7Thoil 3+b8Thoil 2+b9Thoil+b10)×10-2,C3＝c6Thoil 4+c7Thoil 3+c8Thoil 2+c9Thoil+c10,其中，a6＝-1.56×10-7，a7＝5.72×10-5，a8＝-9.06×10-3，a9＝7.09×10-1，a10＝19.70；
b6＝5.25×10-8，b7＝-1.91×10-5，b8＝2.55×10-3，b9＝1.43×10-2，b10＝17.00；
c6＝-1.98×10-9，c7＝6.60×10-7，c8＝-6.46×10-5，c9＝-5.23×10-3，c10＝5.05；
6.3计算油包裹体单相区的等容线斜率，所述油包裹体单相区的等容线斜率的计算公式为：
6.4计算油包裹体的最终捕获压力，所述油包裹体的最终捕获压力的计算公式为：Pt＝Ph+k(Tt-Thoil)，式中，Tt＝Thaqu，Thaqu为与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度。
进一步地，步骤S7中，油包裹体的捕获深度的计算公式为：
Dt＝1000Pt/ρwg，
式中，Pt为油包裹体的最终捕获压力(MPa)，ρw为地层水密度(g/cm3)，g为重量加速度(m/s2)。
进一步地，步骤S8中，所述地质数据包括获取单井埋藏史图需要的单井地层沉积年龄、地层抬升剥蚀时间及剥蚀厚度、分层数据、岩性数据和孔隙度数据。
本发明提供的技术方案带来的有益效果是：本发明提供的确定油包裹体捕获时间的方法不再将流体包裹体均一温度作为确定油气充注时期的直接参数，而是通过流体包裹体均一温度以及其他参数重构油气充注时期的古压力，然后将古压力转化为古埋藏深度，最终利用油包裹体捕获时的古埋藏深度和埋藏史图确定油气充注时期；本发明提供的方法主要适用于古油气充注时期为静水压力系统条件下油气充注时期的确定，特别是对于静水压力条件下存在热流体活动时油气充注时期的确定具有显著效果，我国海域盆地深水-超深水区储层基本为静水压力系统并多伴随热流体活动，本发明提供的方法对准确厘定我国海域盆地深水-超深水区油气成藏过程具有重要意义，在油气成藏领域中具有广阔的应用前景。
附图说明
图1是本发明一种确定油包裹体捕获时间的方法的流程示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地描述。
请参考图1，本发明的实施例提供了一种确定油包裹体捕获时间的方法，包括以下步骤：
步骤S1，采集分析井的岩芯或岩屑样品，利用采集到的岩芯或岩屑样品制作双面剖光流体包裹体薄片；
步骤S2，利用荧光显微镜检测制得的流体包裹体薄片，确定油包裹体的类型、产状和捕获相对序次；
步骤S3，根据油包裹体的捕获相对序次将油包裹体划分为不同期次，利用显微测温技术测定不同期次的油包裹体(在室温20℃下)的气泡填充度Fv、均一温度Thoil和与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度Thaqu，气泡填充度Fv为油包裹体气泡体积占整个包裹体的体积百分比；
步骤S4，利用不同期次的油包裹体的气泡填充度Fv和均一温度Thoil计算不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量x7+；油包裹体中的重组分为碳分子数大于7的烃类，油包裹体中重组分的摩尔含量x7+的计算公式为：
x7+＝A1Fv B1×100％
式中，
A1＝-1.81674×10-8Thoil 4+7.49047×10-6Thoil 3-9.20595×10-4Thoil 2+6.52266×10-2Thoil-9.89904×10-1，
B1＝7.56250×10-6Thoil 2-4.45141×10-3Thoil-4.12191×10-1；Fv为气泡充填度(％)；Thoil为油包裹体的均一温度(℃)；
步骤S5，利用不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量x7+计算不同期次的油包裹体中的甲烷的摩尔含量x1；油包裹体中的甲烷的摩尔含量x1的计算公式为：
x1＝A2x7+ 5+B2x7+ 4+C1x7+ 3+D1x7+ 2+E1x7++F1，
式中，A2＝-1.434×10-7；B2＝4.065×10-5；C1＝-4.240×10-3；D1＝2.051×10-1；E1＝-5.509；F1＝1.080×102；
步骤S6，利用不同期次的油包裹体的均一温度Thoil、与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度Thaqu和油包裹体中的甲烷的摩尔含量x1计算不同期次的油包裹体的最终捕获压力Pt；油包裹体的最终捕获压力Pt的计算过程为：
6.1利用油包裹体的均一温度Thoil计算油包裹体的均一化压力Ph，油包裹体的均一化压力Ph的计算公式为：
Ph＝A3x1 2+B3x1+C2，
式中，A3＝(a1Thoil 4+a2Thoil 3+a3Thoil 2+a4Thoil+a5)×10-4，
B3＝(b1Thoil 4+b2Thoil 3+b3Thoil 2+b4Thoil+b5)×10-2,C2＝c1Thoil 4+c2Thoil 3+c3Thoil 2+c4Thoil+c5，其中，a1＝-1.31×10-7，a2＝4.99×10-5，a3＝-8.31×10-3，a4＝6.72×10-1，a5＝20.30；
b1＝4.14×10-8，b2＝-1.56×10-5，b3＝2.17×10-3，b4＝2.88×10-2，b5＝18.70；
c1＝-9.18×10-10，c2＝3.42×10-7，c3＝-6.60×10-5，c4＝1.39×10-2，c5＝4.28×10-1；
6.2利用油包裹体的均一温度Thoil计算温度比油包裹体的均一温度高5℃(即Thoil+5)时的初始捕获压力初始捕获压力的计算公式为：
式中，A4＝(a6Thoil 4+a7Thoil 3+a8Thoil 2+a9Thoil+a10)×10-4，
B4＝(b6Thoil 4+b7Thoil 3+b8Thoil 2+b9Thoil+b10)×10-2,C3＝c6Thoil 4+c7Thoil 3+c8Thoil 2+c9Thoil+c10,其中，a6＝-1.56×10-7，a7＝5.72×10-5，a8＝-9.06×10-3，a9＝7.09×10-1，a10＝19.70；
b6＝5.25×10-8，b7＝-1.91×10-5，b8＝2.55×10-3，b9＝1.43×10-2，b10＝17.00；
c6＝-1.98×10-9，c7＝6.60×10-7，c8＝-6.46×10-5，c9＝-5.23×10-3，c10＝5.05；
6.3利用均一化压力Ph和初始捕获压力计算油包裹体单相区的等容线斜率k，油包裹体单相区的等容线斜率k的计算公式为：
6.4利用均一化压力Ph、等容线斜率k、油包裹体的均一温度Thoil和与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度Thaqu计算油包裹体的最终捕获压力Pt，油包裹体的最终捕获压力Pt的计算公式为：Pt＝Ph+k(Tt-Thoil)，式中，Tt＝Thaqu；
步骤S7，假设油包裹体捕获时期为静水压力系统，则油包裹体捕获压力可以转化为捕获深度，利用不同期次的油包裹体的最终捕获压力Pt计算不同期次的油包裹体的捕获深度Dt；油包裹体的捕获深度Dt的计算公式为：
Dt＝1000Pt/ρwg，
式中，Pt为油包裹体的最终捕获压力(MPa)，ρw为地层水密度，ρw的取值为1g/cm3,g为重量加速度,g的取值为9.8m/s2；
步骤S8，获取分析井位置处的地质数据，地质数据包括获取单井埋藏史图所需要的单井地层沉积年龄、地层抬升剥蚀时间及剥蚀厚度、分层数据、岩性数据和孔隙度数据等，根据这些地质数据重构单井埋藏史图；
步骤S9，利用单井埋藏史图获取流体包裹体薄片所在深度的埋藏史曲线；
步骤S10，将不同期次的油包裹体的捕获深度Dt投影到埋藏史曲线上，即得到油包裹体捕获时期，即油充注时期。
本发明提供的确定油包裹体捕获时间的方法不再将流体包裹体均一温度作为确定油气充注时期的直接参数，而是通过流体包裹体均一温度以及其他参数重构油气充注时期的古压力，然后将古压力转化为古埋藏深度，最终利用油包裹体捕获时的古埋藏深度和埋藏史图确定油气充注时期；本发明提供的方法主要适用于古油气充注时期为静水压力系统条件下油气充注时期的确定，特别是对于静水压力条件下存在热流体活动时油气充注时期的确定具有显著效果，我国海域盆地深水-超深水区储层基本为静水压力系统并多伴随热流体活动，本发明提供的方法对准确厘定我国海域盆地深水-超深水区油气成藏过程具有重要意义，在油气成藏领域中具有广阔的应用前景。
在不冲突的情况下，本文中上述实施例及实施例中的特征可以相互结合。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，采集分析井的岩芯或岩屑样品，利用采集到的岩芯或岩屑样品制作双面剖光流体包裹体薄片；
S2，利用荧光显微镜检测所述流体包裹体薄片，确定油包裹体的捕获相对序次；
S3，根据油包裹体的捕获相对序次将油包裹体划分为不同期次，利用显微测温技术测定不同期次的油包裹体的气泡填充度、均一温度和与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度；
S4，利用所述不同期次的油包裹体的气泡填充度和均一温度计算不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量；
S5，利用所述不同期次的油包裹体中重组分的摩尔含量计算不同期次的油包裹体中的甲烷的摩尔含量；
S6，利用所述不同期次的油包裹体的均一温度、与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度和油包裹体中的甲烷的摩尔含量计算不同期次的油包裹体的最终捕获压力；
S7，利用不同期次的油包裹体的最终捕获压力计算不同期次的油包裹体的捕获深度；
S8，获取分析井位置处的地质数据，根据所述地质数据重构单井埋藏史图；
S9，利用所述单井埋藏史图获取流体包裹体薄片所在深度的埋藏史曲线；
S10，将不同期次的油包裹体的捕获深度投影到埋藏史曲线上，即得到油包裹体捕获时期。
2.如权利要求1所述的确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，步骤S4中，所述油包裹体中的重组分为碳分子数大于7的烃类，所述油包裹体中重组分的摩尔含量的计算公式为：
式中，Fv为气泡充填度(％)，
A1＝-1.81674×10-8Thoil 4+7.49047×10-6Thoil 3-9.20595×10-4Thoil 2+6.52266×10- 2Thoil-9.89904×10-1，
B1＝7.56250×10-6Thoil 2-4.45141×10-3Thoil-4.12191×10-1，Thoil为油包裹体的均一温度(℃)。
3.如权利要求2所述的确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，步骤S5中，油包裹体中的甲烷的摩尔含量的计算公式为：
x1＝A2x7+ 5+B2x7+ 4+C1x7+ 3+D1x7+ 2+E1x7++F1，
式中，A2＝-1.434×10-7；B2＝4.065×10-5；C1＝-4.240×10-3；D1＝2.051×10-1；E1＝-5.509；F1＝1.080×102。
4.如权利要求3所述的确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，步骤S6中，油包裹体的最终捕获压力的计算过程为：
6.1计算油包裹体的均一化压力，所述油包裹体的均一化压力的计算公式为：
Ph＝A3x1 2+B3x1+C2，
式中，A3＝(a1Thoil 4+a2Thoil 3+a3Thoil 2+a4Thoil+a5)×10-4，
B3＝(b1Thoil 4+b2Thoil 3+b3Thoil 2+b4Thoil+b5)×10-2,C2＝c1Thoil 4+c2Thoil 3+c3Thoil 2+c4Thoil+c5，
其中，a1＝-1.31×10-7，a2＝4.99×10-5，a3＝-8.31×10-3，a4＝6.72×10-1，a5＝20.30；
b1＝4.14×10-8，b2＝-1.56×10-5，b3＝2.17×10-3，b4＝2.88×10-2，b5＝18.70；
c1＝-9.18×10-10，c2＝3.42×10-7，c3＝-6.60×10-5，c4＝1.39×10-2，c5＝4.28×10-1；
6.2计算温度比油包裹体的均一温度高5℃时的初始捕获压力，所述初始捕获压力的计算公式为：
式中，A4＝(a6Thoil 4+a7Thoil 3+a8Thoil 2+a9Thoil+a10)×10-4，
B4＝(b6Thoil 4+b7Thoil 3+b8Thoil 2+b9Thoil+b10)×10-2,C3＝c6Thoil 4+c7Thoil 3+c8Thoil 2+c9Thoil+c10,
其中，a6＝-1.56×10-7，a7＝5.72×10-5，a8＝-9.06×10-3，a9＝7.09×10-1，a10＝19.70；
b6＝5.25×10-8，b7＝-1.91×10-5，b8＝2.55×10-3，b9＝1.43×10-2，b10＝17.00；
c6＝-1.98×10-9，c7＝6.60×10-7，c8＝-6.46×10-5，c9＝-5.23×10-3，c10＝5.05；
6.3计算油包裹体单相区的等容线斜率，所述油包裹体单相区的等容线斜率的计算公式为：
6.4计算油包裹体的最终捕获压力，所述油包裹体的最终捕获压力的计算公式为：Pt＝Ph+k(Tt-Thoil)，式中，Tt＝Thaqu，Thaqu为与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度。
5.如权利要求1所述的确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，步骤S7中，油包裹体的捕获深度的计算公式为：
Dt＝1000Pt/ρwg，
式中，Pt为油包裹体的最终捕获压力(MPa)，ρw为地层水密度(g/cm3)，g为重量加速度(m/s2)。
6.如权利要求1所述的确定油包裹体捕获时间的方法，其特征在于，步骤S8中，所述地质数据包括获取单井埋藏史图需要的单井地层沉积年龄、地层抬升剥蚀时间及剥蚀厚度、分层数据、岩性数据和孔隙度数据。
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