CN110095546B - 一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法 - Google Patents

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Abstract

一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，包括如下步骤：将钻井岩心按非常规致密及泥页岩岩心岩性精细准确描述方法进行处理，得到致密储层岩心岩性描述结果；按照得到的致密储层岩心岩性描述结果，将岩心冷冻后切开，得到冷冻岩心样品；将冷冻岩心样品，在致密储层及生储微组合的厘米级或毫米级条带上钻取样品，包装后冷冻保存样品；将冷冻保存样品，称量毫克级样品，置于致密储层油源直接分析对比系统的热释管中，热释后得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析谱图和数据并进行分析数据处理，得到烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数；利用地质实验参数和指纹比值参数，进行非常规致密油及泥页岩油生储微组合油源对比及含油性评价。

Description

一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法
技术领域
本发明涉及油气地质实验分析方法，具体涉及一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比系统及方法，属于非常规油气形成机理及勘探领域。
背景技术
近年来，致密砂岩油（简称致密油）、致密砂砾岩气（简称致密气）、泥页岩油、页岩气等非常规油气资源实现规模开发，推动全球石油工业进入了常规与非常规油气资源并重的新阶段。松辽盆地北部中浅层致密油和泥页岩油勘探相继在YP1和QP1 、SYY1井等取得工业突破，展示了致密油、泥页岩油勘探开发的良好前景，资源量已达几十亿吨，成为大庆油田主要接替和储备资源及持续发展的物质基础。深入开展致密储层油源对比研究，对致密油和泥页岩油储层品质及“七性”评价、形成机理和富集规律研究及精细勘探具有重要的现实意义。
致密油是夹在或紧邻烃源岩层系的致密砂岩储层中、未经过大规模长距离运移而形成的油聚集，致密砂岩储集层是具有连通孔隙、能使流体在其中储存和渗流的致密岩层；泥页岩油是指赋存于富有机质、纳米孔径为主泥页岩地层中的石油，是成熟有机质泥页岩石油的简称，泥页岩储集层是由能够生成油气的岩石组成的致密岩层。致密油具有生油层和储集层共生，厘米-毫米级致密砂岩和泥岩多层叠置的特点，具有资源丰度低、储层品质差、非均质性强的特征；泥页岩油储层品质差、非均质性强、流体渗流能力极差，泥页岩层中发育厘米-毫米级致密砂岩条带，致密储层中的砂岩条带与上下泥岩及生油层共同组成生储微组合，而致密储层尤其生储微组合是否含油及含油性评价，原油是来自下伏泥岩层，还是来自与之接触的薄层泥岩厘米-毫米级砂岩条带和薄层泥岩层纵向上多厚能构成生储盖组合致密油的来源及油源对比，致密油形成机理及泥页岩油富集特征尚缺乏地质实验方面的验证方法。
目前，关于油气勘探中源岩/油生储及油源对比实验方法的文献，参见以下文献：（1）宋换新、陈波、沈均均等“江汉盆地潜江凹陷致密油藏特征及成因”（新疆石油地质，2015年第2期）；（2）刘俊田、卿忠、张品等“马朗凹陷致密油藏烃源岩评价及油源分析”（特种油气藏，2015年第6期）；（3）段昕婷、贺永红、张彬等“鄂尔多斯盆地中西部延长组下组合油源对比”（西北大学学报(自然科学版)，2013年第4期）；（4）刘高红、龚建涛、王冬冬“鄂尔多斯盆地旬邑地区延长组油源对比研究”（石油天然气学报，2014年第12期）；（5）吴警、史建南、胡承飞等“鄂尔多斯盆地镇原地区长８油层组油气成藏模式”（成都理工大学学报（自然科学版），2015年第5期）等。
文献（1）通过源岩/油抽提及族组分（饱和烃、芳烃、非烃、沥青质）分离后做生物标志化合物分析，进行致密油与源岩对比，确定原油来源层位及成藏类型。文献（2）通过源岩/油抽提及族组分分离后做生物标志化合物、碳同位素分析，进行油源对比等。文献（3）通过源岩/油抽提及族组分分离后做正构烷烃、生物标志化合物分析，进行致密油源对比，确定致密油勘探方向等。文献（4）通过源岩/油抽提及族组分分离后，做碳同位素、饱和烃色谱及饱和烃、芳烃生物标志物等分析，进行油源岩对比，确定主力烃源岩等。文献（5）采用源岩/油抽提及族组分饱和烃油源对比、流体包裹体技术和油气运移路径示踪技术等方法，证实“上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源成藏”的模式等。
可见，上述地质实验分析方法文献不论是用于常规油勘探、还是非常规致密油勘探，都采用常规油勘探地质实验取样和分析方法，即采集岩心样品（一般为厘米级以上岩心）100g以上，利用氯仿化学试剂抽提（SY/T 5118-2005岩石中氯仿沥青的测定）和族组分分离（SY/T5119-2016岩石中可溶有机物及原油族组分分析）后得到饱和烃、芳烃样品等，做色谱、色谱-质谱、同位素分析等，开展油源对比及形成（成藏）和勘探研究，但都不能解决非常规致密储层毫米级样品油源直接分析及对比问题。
发明内容
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，本发明利用岩心精细描述、毫米级岩石冷冻取样技术和毫米级样品油源直接分析烃类指纹方法，可获得致密储层及厘米-毫米级致密岩条带中C1～C40烃类及相关地质实验参数，再利用这些参数指标对非常规致密储层（特别是生储微组合）进行油源对比及含油性评价，为非常规致密油和泥页岩油形成机理研究提供了地质实验的直接证据，对致密油和泥页岩油“甜点”优选等勘探及部署有重要指导作用。本发明的直接分析对比方法达到了对致密储层毫米级样品含油性评价及油源对比的目的，满足非常规致密油和泥页岩油精细勘探对地质实验技术的需求，解决了非常规致密储层生储微组合中原油来源及含油性无法明确的问题。
本发明的技术方案是：该种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，包括如下步骤：
第一步，将钻井岩心按非常规致密及泥页岩岩心岩性精细准确描述方法进行处理，得到致密储层岩心岩性描述结果；
第二步，按照第一步得到的致密储层岩心岩性描述结果，将岩心冷冻后切开，得到冷冻岩心样品；
第三步，将经由第二步得到的冷冻岩心样品，在致密储层及生储微组合的厘米级或毫米级条带上钻取样品，包装后冷冻保存粉末状样品；
第四步，将经由第三步得到的冷冻保存粉末状样品，称量毫克级样品，置于致密储层油源直接分析对比系统的热释管中，按照致密储层油源直接分析对比系统的操作方法进行操作并分析数据，得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析谱图和数据；
第五步，将经由第四步得到的分析谱图和数据，进行分析数据处理，得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数；
第五步，将经由第四步得到的分析数据，进行分析数据处理，得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数；
所述分析数据处理按照如下过程进行：
（1）烷烃化合物定性，对C1～C40中正构烷烃、Pr、Ph化合物进行定性；
（2）地质实验参数计算，采用C1～C40中正构烷烃、Pr、Ph化合物的峰面积计算地质实验参数；
（3）指纹峰选择，依据分离效果好、性质稳定、峰强度相对较强的原则选择指纹峰，并进行峰号标注；
（4）指纹比值参数计算，将相邻或相近及结构类似的两个指纹峰作为指纹峰对，采用指纹峰的面积计算指纹比值参数，以尽可能消除运移对油源对比的影响。
所述岩石烃类指纹分析地质实验参数共五组，第一组至第三组分别为：Pr/Ph、Pr/nC17以及Ph/nC18；式中:nC17、nC18、Pr和Ph分别是正十七烷烃、正十八烷烃、姥鲛烷、植烷的峰面积；第四组为：OEP=
Figure DEST_PATH_IMAGE001
，式中：i—主峰碳数，Ci—正烷烃i峰面积，其余类推；第五组为：烃类总面积∑C总=所有烃类峰面积之和；
所述指纹比值参数为：指纹比值参数=两个指纹化合物的峰面积之比，指纹比值参数的最少数量为5个；
第六步，将经由第五步得到的岩石烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数，进行非常规致密油及泥页岩油生储微组合油源对比及含油性评价；
所述生储微组合油源对比是将岩心毫米级样品直接热释气相色谱分析得到的地质参数、谱图及正构烷烃分布、指纹及指纹比值参数的对比，只要生储对比结果类似就表明致密储层及砂岩条带中的原油由这一泥页岩所生，不一致则为另外泥页岩所生；
所述含油性评价是将致密储层及砂岩条带或泥页岩中的含油情况进行评价，按照如下方式进行判定，即岩石热释气相色谱烃类指纹分析中烃类组分齐全表明储层含油，参数Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18分别介于0.7～1.8、0.1～0.5、0.1～0.6为腐泥型原油，分别为＞1.7、＞0.9、＞0.6为腐殖型原油；参数OEP越趋近于1，原油越成熟、含油性越好；参数∑C总值越大、碳数范围及正烷烃分布越宽含油性越好。
本发明具有如下有益效果：致密油和泥页岩油的形成机理是目前非常规油气勘探研究的主要内容之一，致密储层中生储微组合的含油性及来源一直缺乏地质实验分析方法。而已公开的文献则是通过常规油气的地质实验取样和分析方法来研究非常规油气的油源对比问题，即采集岩心样品100g以上（一般为厘米级以上岩心），氯仿抽提与族组分分离制备得到饱和烃、芳烃等样品（样品完全损失了C1～C12轻烃组分），再进行色谱、色谱-质谱、碳同位素分析等，利用Pr/Ph、Pr/nC17、烃类分布等色谱分析参数，甾烷生物标志化合物等色谱-质谱分析参数，单体烃碳同位素分析参数等进行油源对比。
本发明提出的一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，主要是利用岩心精细描述、毫米级样品冷冻取样和毫克级样品直接分析系统检测C1～C40烃类指纹，达到对非常规致密储层，特别是生储微组合含油性评价及油源对比的目的，为致密油和泥页岩油形成机理及勘探研究提供了直接证据，满足了非常规油气勘探对地质实验技术的需求。
本发明给出的直接分析对比方法冷冻采集毫米级岩心保存几十毫克的砂岩和泥岩样品，样品针对的是致密储层及毫米级和厘米级的条带，既包括砂岩储集层又包括泥岩层，直接将采集的岩石样品置于本发明的直接分析对比系统中加热释放出烃类，进行气相色谱C1～C40烃组分检测，然后进行含油性评价和油源对比，从根本上突破了通过氯仿抽提和经族组分分离成饱和烃、芳烃、非烃、沥青质后，再用实验仪器分析及常规油源对比的方法，同时避免了岩石中C1～C12轻烃组分的损失。本发明的直接分析对比方法，首次将集热释-气相色谱装置于一体的直接分析对比系统及烃类指纹分析技术，应用在非常规致密储层毫米级样品的油源对比及含油性评价上。
附图说明：
图1是本发明具体实施时所应用的致密储层毫米级样品油源直接分析对比系统的结构示意图。
图中1-载气软管，2-热释管，3-热释炉， 4-加热管， 5-热电偶，6-热释炉腔，7-热释炉保温层， 8-第一温控器，9- U型富集管，10-热阱，11-热阱加热管， 12-热阱热电偶，13-热阱保温层，14-第二温控器，15-气相色谱仪， 16-毛细柱， 17-FID检测器， 18-化学工作站。
图2是致密储层毫米级样品冷冻精确取样示意图。
图3是现场冷冻新鲜泥岩毫米级样品直接分析气相色谱图。
图4是QP1井放置岩心毫米级样品直接分析气相色谱及指纹峰号图。
图5是QP1井1982.550～1982.557m生储微组合烃类分析对比图。
图6是QP1井1986.4～1989.4m井段中生储微组合烃类分析对比图。
图7是QP1井致密砂岩段烃类对比图。
图8是QP1井致密泥岩段烃类指纹参数对比图。
图9是QP1井致密砂岩与下伏泥岩生储组合烃类对比图。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
鉴于本发明的实施需要应用到致密储层毫米级样品油源直接分析对比系统，先对该系统进行介绍：该种致密储层毫米级样品油源直接分析对比系统，包括载气软管1、热释炉3、热释管2、U型富集管9、热阱10、冷阱、用于控制所述热释炉的第一温控器8、第二温控器14以及气相色谱仪15。
所述热释炉3具有加热管4、热电偶5、热释炉腔6以及热释炉保温层7；其中，热释管2用于盛放岩石样品，置于热释炉腔6中，第一温控器8与加热管4及热电偶5连接，用于监控热释炉腔6及热释管2内的热释温度；第一温控器8包括处理器以及电连接至所述处理器的存储器和通信接口，热电偶5和加热管4分别通过各自的通信接口电连接至所述处理器，处理器根据预设的控制参数生成控制指令并发送至加热管4对应的通信接口，以此控制加热管4按照预设升温速率工作，同时处理器接收热电偶5检测的热释管2的温度值，并判断该温度值是否达到预设温度值，如果达到预设温度值，处理器控制加热管4停止加热；加热管4为石英加热管。
用于提供载气的载气软管1与热释管2连接；所述热释管为镍基合金钢材质的不锈钢管，所述热释管的内径范围为0.3mm至0.6mm，所述热释管进载气端与热释炉腔之间采用石墨垫及卡扣密封，所述热释管的出口端通过不锈钢管与U型富集管9的入口端连接；U型富集管9内装填具有微孔的若干微型玻璃球，以增大冷冻烃类富集面积及效果。
热阱10或所述冷阱用于放置U型富集管9；U型富集管9的出口端与气相色谱仪15中的毛细柱16连接，再连接FID检测器17及化学工作站18，组成一个岩石烃类热释、富集、分析对比的系统。具体实施时，选择的气相色谱仪需要本身带FID检测器和化学工作站。可以是美国安捷伦公司、日本岛津公司或者国产的也可以，只要是具有程序升温功能、FID检测器和化学工作站的气相色谱仪就行，例如日本岛津公司生产的GC-14B气相色谱仪。毛细柱可以选用聚甲基硅氧烷弹性石英毛细柱，规格为30m×0.25mm×0.5µm6。
热阱10和所述冷阱分别用于载气携带热释烃类通过U型富集管9时，对烃类的高温加热释放或低温冷冻富集；所述冷阱可以由置有液氮的保温杯构成，热阱10包括热阱加热管11、热阱热电偶12以及热阱保温层13，第二温控器14与热阱加热管11及热阱热电偶12连接，用于监控热阱10及富集烃类的热释温度；其温控原理与热释炉温控器8相同。
所述的气相色谱仪15包括毛细柱16、FID检测器17、化学工作站18，所述的毛细柱16的进口端通过管线与U型富集管9出口端连接，用于热释烃类组分的精细分离，所述毛细柱出口端与FID检测器17连接，用于热释烃类组分的检测，FID检测器17通过通讯接口与化学工作站18连接，用于记录烃类检测数据及数据处理。
该系统使用时，按照如下步骤进行：
步骤一，接通载气，打开第一温控器8、第二温控器14、气相色谱仪15、化学工作站18的电源开关，分别设定其工作及分析参数，待达到所有设定工作及分析参数值；
步骤二，将U型富集管9完全置于冷阱10保温杯及液氮中，称取毫克级样品，放入热释管2中，置于热释炉3的热释炉腔6内。
步骤三，热释管2中样品热释及U型富集管9冷阱富集15min后，将冷阱换成热阱，同时启动气相色谱仪15分析，化学工作站18自动记录分析数据。
下面给出本发明的具体实施例：
以大庆探区致密油预探井Qp1井为例说明本发明方法的实施过程。
Qp1井是大庆探区中浅层致密油预探井，位于松辽盆地中央坳陷区齐家凹陷杏西鼻状构造上，目的是钻探青山口组致密砂岩和泥岩裂缝的含油情况。钻遇的地层为第四系，第三系泰康组，白垩系上统明水组、四方台组，白垩系下统嫩江祖、姚家组、青山口组地层。在青山口组青二、三段采用大规模体积压裂，获得日产10.2t的工业油流，展示了松辽盆地北部高台子源内致密油勘探的良好前景。为深入研究非常规致密油和泥页岩油形成机理及含油性，在非常规致密砂岩及泥页岩油岩心岩性精细准确描述基础上，开展了致密储层及生储微组合毫米级样品油源直接分析对比实验方法及应用研究。
第一步，非常规致密油及泥页岩油生储微组合岩心岩性精细准确描述。
利用非常规致密砂岩及泥页岩岩心岩性精细准确描述方法（参见发明专利申请号zl 201310659696.4），进行非常规致密油和泥页岩油储层及生储微组合岩心岩性精细描述，得到研究井段厘米级和毫米级岩性描述结果。
具体过程如下：
1）将钻取的致密及泥页岩岩心，采用颜色＋含油级别＋含有物＋岩性的定名原则进行现场岩性常规方法描述，获得致密及泥页岩岩心岩性常规描述结果；
2）在步骤1）得到的致密及泥页岩岩心岩性常规描述结果后，按2厘米的最小尺度进行厘米级岩心岩性描述，获得致密及泥页岩岩心岩性厘米级描述结果；
3）在步骤2）得到致密及泥页岩岩心岩性厘米级描述结果后，按1毫米的最小尺度进行毫米级岩心岩性描述，获得致密及泥页岩岩心岩性毫米级描述结果；
4）在步骤1）2）3）岩心岩性三尺度精细描述后，根据岩心条件和岩性描述结果选取实验样品，一般为岩性变化时取样、泥岩段连续1m至少取1个、砂岩段20cm至少取1个，进行样品薄片鉴定，获得致密及泥页岩油岩心岩性薄片鉴定结果；
5）将步骤4）得到的致密及泥页岩油岩心岩性薄片鉴定结果，对步骤1）2）3）岩心岩性三尺度精细描述结果校正，获得致密及泥页岩油岩心岩性三尺度精细准确描述结果。
6) 将步骤5）得到的致密及泥页岩油岩心岩性精细准确描述结果，绘制致密及泥页岩油岩心岩性剖面柱状图。
采用步骤1）骤2）骤3）方法对Qp1井1980-2000m井段进行岩心岩性三尺度方法描述，按步骤4）方法采集实验样品，薄片鉴定实验样品见表1。
表1 Qp1井致密及泥页岩岩心薄片鉴定实验样品表
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE002
将步骤1）骤2）骤3）方法对Qp1井1980-2000m进行岩心岩性三尺度方法描述结果，用步骤4）得到的致密及泥页岩油岩心岩性薄片鉴定结果校正，得到岩心岩性三尺度方法精细准确描述结果。致密及泥页岩岩心岩性常规准确描述结果见表2，致密及泥页岩岩心岩性厘米级精细准确描述结果见表3，致密及泥页岩岩心岩性毫米级精细准确描述结果见表4。
表2 Qp1井致密及泥页岩岩心岩性常规准确描述结果表
顶深（m） 底深（m） 厚度（m） 岩性描述
1980.00 1982.63 2.63 灰黑色泥岩
1982.63 1982.69 0.06 深灰色含砂泥岩
1982.69 1983.46 0.77 灰黑色泥岩
1983.46 1983.69 0.23 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1983.69 1983.82 0.13 灰黑色泥岩
1983.82 1983.97 0.15 灰黑色含砂泥岩
1983.97 1984.12 0.15 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1984.12 1984.61 0.49 灰黑色含砂泥岩
1984.61 1984.81 0.20 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1984.81 1985.03 0.22 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1985.03 1985.11 0.08 深灰色油迹粉砂质泥岩
1985.11 1985.16 0.05 灰黑色泥岩
1985.16 1985.30 0.14 棕灰色油迹粉砂岩
1985.30 1985.55 0.25 深灰色油迹粉砂质泥岩
1985.55 1985.79 0.24 棕灰色油迹粉砂岩
1985.79 1985.99 0.20 深灰色油迹粉砂质泥岩
1985.99 1986.06 0.07 棕灰色油迹粉砂岩
1986.06 1986.28 0.22 深灰色油迹粉砂质泥岩
1986.28 1986.40 0.12 棕灰色油迹粉砂岩
1986.40 1986.95 0.55 灰黑色泥岩
1986.95 1987.12 0.17 棕灰色油迹粉砂质泥岩
1987.12 1987.43 0.31 灰黑色含砂泥岩
1987.44 1989.37 1.93 灰黑色泥岩
1989.37 1989.57 0.20 深灰色油迹粉砂质泥岩
1989.57 1989.73 0.16 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1989.73 1990.04 0.31 棕灰色油斑含泥粉砂岩
1990.04 1990.15 0.11 灰棕色油斑粉砂岩
1990.15 1990.38 0.23 灰黑色泥岩
1990.38 1990.57 0.19 深灰色油迹粉砂质泥岩
1990.57 1990.72 0.15 灰黑色泥岩
1990.72 1990.87 0.15 深灰色油迹粉砂质泥岩
1990.87 1991.17 0.30 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1991.17 1991.22 0.05 灰黑色泥岩
1991.22 1991.29 0.07 深灰色油迹粉砂质泥岩
1991.29 1991.34 0.05 灰黑色泥岩
1991.34 1991.40 0.06 深灰色油迹粉砂质泥岩
1991.40 1991.57 0.17 灰黑色泥岩
1991.57 1991.63 0.06 深灰色粉砂质泥岩
1991.63 1992.37 0.74 灰黑色泥岩
1992.37 1992.42 0.05 灰黑色含砂泥岩
1992.42 1992.57 0.15 灰黑色泥岩
1992.57 1992.62 0.05 深灰色油迹粉砂质泥岩
1992.62 1992.76 0.14 灰黑色含砂泥岩
1992.76 1992.86 0.10 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1992.86 1993.49 0.63 灰黑色泥岩
1993.49 1993.56 0.07 深灰色油迹粉砂质泥岩
1993.56 1994.11 0.55 灰黑色含砂泥岩
1994.11 1994.33 0.22 棕灰色油迹粉砂质泥岩
1994.33 1994.44 0.11 灰黑色泥岩
1994.44 1994.73 0.29 深灰色油迹粉砂质泥岩
1994.73 1994.94 0.21 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1994.94 1995.06 0.12 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1995.06 1995.19 0.13 深灰色油迹粉砂质泥岩
1995.19 1998.36 3.17 灰黑色泥岩
1998.36 1998.47 0.11 灰黑色含砂泥岩
1998.47 1998.76 0.29 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.76 1998.93 0.17 灰黑色泥岩
1998.93 1999.04 0.11 深灰色油迹粉砂质泥岩
1999.04 1999.14 0.10 灰黑色泥岩
1999.14 1999.19 0.05 深灰色油迹粉砂质泥岩
1999.19 1999.65 0.46 灰黑色泥岩
1999.65 1999.79 0.14 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.79 1999.98 0.19 灰黑色含砂泥岩
1999.98 2000.07 0.09 棕灰色油迹泥质粉砂岩
表3 Qp1井致密及泥页岩岩心岩性厘米级精细准确描述结果表
顶深（m） 底深（m） 厚度（m） 岩性描述
1980.00 1982.63 2.63 灰黑色泥岩
1982.63 1982.69 0.06 深灰色含砂泥岩
1982.69 1983.46 0.77 灰黑色泥岩
1983.46 1983.54 0.08 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1983.54 1983.62 0.08 灰黑色泥岩
1983.62 1983.76 0.14 灰色油迹粉砂岩
1983.76 1983.96 0.20 灰黑色含砂泥岩
1983.96 1984.12 0.16 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1984.12 1984.44 0.32 灰黑色含砂泥岩
1984.44 1984.48 0.04 灰黑色泥质粉砂岩
1984.48 1984.58 0.10 灰黑色含砂泥岩
1984.58 1984.82 0.24 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1984.82 1985.04 0.22 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1985.04 1985.12 0.08 深灰色油迹粉砂质泥岩
1985.12 1985.16 0.04 灰黑色含粉砂泥岩
1985.16 1985.30 0.14 棕灰色油迹粉砂岩
1985.30 1985.34 0.04 灰黑色泥岩
1985.34 1985.42 0.08 灰色油迹粉砂岩
1985.42 1985.44 0.02 灰黑色泥岩
1985.44 1985.78 0.34 棕灰色油迹粉砂岩
1985.78 1985.98 0.20 深灰色油迹粉砂质泥岩
1985.98 1986.06 0.08 棕灰色油迹粉砂岩
1986.06 1986.22 0.16 深灰色油迹粉砂质泥岩
1986.22 1986.40 0.18 棕灰色油迹粉砂岩
1986.40 1986.74 0.34 灰黑色泥岩
1986.74 1986.78 0.04 灰色粉砂岩
1986.78 1986.98 0.20 灰黑色泥岩
1986.98 1987.00 0.02 灰色含泥粉砂岩
1987.00 1987.04 0.04 棕灰色油迹含粉砂泥岩
1987.04 1987.12 0.08 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1987.12 1987.24 0.12 灰黑色含砂泥岩
1987.24 1987.26 0.02 灰色粉砂岩
1987.26 1987.44 0.18 灰黑色含砂泥岩
1987.44 1987.46 0.02 灰色泥质粉砂岩
1987.46 1987.48 0.02 灰黑色含砂泥岩
1987.48 1987.50 0.02 灰色含泥粉砂岩
1987.50 1987.54 0.04 灰黑色含砂泥岩
1987.54 1987.56 0.02 灰色含泥粉砂岩
1987.56 1988.40 0.84 灰黑色泥岩
1988.40 1988.42 0.02 灰色泥质粉砂岩
1988.42 1989.38 0.96 灰黑色泥岩
1989.38 1989.50 0.12 灰黑色油迹泥质粉砂岩
1989.50 1989.62 0.12 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1989.62 1990.04 0.42 棕灰色油斑含泥粉砂岩
1990.04 1990.14 0.10 灰棕色油斑粉砂岩
1990.14 1990.38 0.24 灰黑色泥岩
1990.38 1990.44 0.06 灰黑色含粉砂泥岩
1990.44 1990.57 0.13 深灰色油迹泥质粉砂岩
1990.57 1990.72 0.15 灰黑色泥岩
1990.72 1990.78 0.06 深灰色油迹粉砂质泥岩
1990.78 1990.82 0.04 灰色油迹含泥粉砂岩
1990.82 1990.88 0.06 灰黑色泥岩
1990.88 1991.18 0.30 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1991.18 1991.22 0.04 灰黑色泥岩
1991.22 1991.29 0.07 深灰色油迹粉砂质泥岩
1991.29 1991.34 0.05 灰黑色泥岩
1991.34 1991.36 0.02 深灰色油迹含泥粉砂岩
1991.36 1991.40 0.04 深灰色油迹粉砂质泥岩
1991.40 1991.58 0.18 灰黑色泥岩
1991.58 1991.64 0.06 深灰色粉砂质泥岩
1991.64 1992.38 0.74 灰黑色泥岩
1992.38 1992.42 0.04 灰黑色泥质粉砂岩
1992.42 1992.60 0.18 灰黑色泥岩
1992.60 1992.64 0.04 深灰色油迹泥质粉砂岩
1992.64 1992.72 0.08 灰黑色含砂泥岩
1992.72 1992.76 0.04 灰色含泥粉砂岩
1992.76 1992.86 0.10 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1992.86 1993.48 0.62 灰黑色泥岩
1993.48 1993.56 0.08 深灰色油迹泥质粉砂岩
1993.56 1993.98 0.42 灰黑色含砂泥岩
1993.98 1994.02 0.04 灰色含泥粉砂岩
1994.02 1994.04 0.02 灰黑色含砂泥岩
1994.04 1994.10 0.06 灰黑色粉砂质泥岩
1994.10 1994.34 0.24 灰黑色油迹泥质粉砂岩
1994.34 1994.44 0.10 灰黑色泥岩
1994.44 1994.46 0.02 灰色油迹含泥粉砂岩
1994.46 1994.58 0.12 灰黑色油迹粉砂质泥岩
1994.58 1994.68 0.10 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1994.68 1994.74 0.06 灰黑色油迹粉砂质泥岩
1994.74 1994.94 0.20 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1994.94 1995.24 0.30 棕灰色油迹粉砂岩
1995.24 1997.85 2.61 灰黑色泥岩
1997.85 1997.87 0.02 灰色泥质粉砂岩
1997.87 1998.18 0.31 灰黑色泥岩
1998.18 1998.26 0.08 灰黑色含粉砂泥岩
1998.26 1998.36 0.10 灰黑色泥岩
1998.36 1998.47 0.11 灰黑色含砂泥岩
1998.47 1998.76 0.29 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.76 1998.92 0.16 灰黑色泥岩
1998.92 1999.04 0.12 灰黑色油迹泥质粉砂岩
1999.04 1999.14 0.10 灰黑色泥岩
1999.14 1999.18 0.04 深灰色油迹粉砂质泥岩
1999.18 1999.24 0.06 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.24 1999.65 0.41 灰黑色泥岩
1999.65 1999.79 0.14 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.79 1999.98 0.19 灰黑色含砂泥岩
1999.98 2000.07 0.09 棕灰色油迹泥质粉砂岩
表4 Qp1井致密及泥页岩岩心岩性毫米级精细准确描述结果表
顶深（m） 底深（m） 厚度（m） 岩性
1997.800 1997.818 0.018 灰黑色泥岩
1997.818 1997.824 0.006 灰黑色含砂泥岩
1997.824 1997.828 0.004 灰黑色泥岩
1997.828 1997.832 0.004 灰黑色含砂泥岩
1997.832 1997.845 0.013 灰黑色泥岩
1997.845 1997.850 0.005 灰黑色含砂泥岩
1997.850 1997.854 0.004 深灰色泥质粉砂岩
1997.854 1997.856 0.002 深灰色含泥粉砂岩
1997.856 1997.860 0.004 深灰色泥质粉砂岩
1997.860 1997.864 0.004 深灰色含泥粉砂岩
1997.864 1997.866 0.002 深灰色泥质粉砂岩
1997.866 1997.870 0.004 深灰色含泥粉砂岩
1997.870 1997.878 0.008 灰黑色泥岩
1997.878 1997.895 0.017 灰黑色含砂泥岩
1997.895 1997.906 0.011 灰黑色粉砂质泥岩
1997.906 1998.018 0.112 灰黑色泥岩
1998.018 1998.039 0.021 灰黑色粉砂质泥岩
1998.039 1998.048 0.009 灰黑色含砂泥岩
1998.048 1998.055 0.007 灰黑色粉砂质泥岩
1998.055 1998.180 0.125 灰黑色泥岩
1998.180 1998.204 0.024 灰黑色含砂泥岩
1998.204 1998.210 0.006 深灰色泥质粉砂岩
1998.210 1998.215 0.005 灰黑色含砂泥岩
1998.215 1998.218 0.003 深灰色泥质粉砂岩
1998.218 1998.223 0.005 灰黑色含砂泥岩
1998.223 1998.225 0.002 深灰色泥质粉砂岩
1998.225 1998.240 0.015 灰黑色含砂泥岩
1998.240 1998.255 0.015 灰黑色泥岩
1998.255 1998.260 0.005 深灰色泥质粉砂岩
1998.260 1998.360 0.100 灰黑色泥岩
1998.360 1998.380 0.020 灰黑色含砂泥岩
1998.380 1998.388 0.008 灰黑色粉砂质泥岩
1998.388 1998.419 0.031 灰黑色含砂泥岩
1998.419 1998.427 0.008 灰黑色粉砂质泥岩
1998.427 1998.444 0.017 灰黑色含砂泥岩
1998.444 1998.450 0.006 灰黑色粉砂质泥岩
1998.450 1998.462 0.012 灰黑色含砂泥岩
1998.462 1998.470 0.008 灰黑色粉砂质泥岩
1998.470 1998.477 0.007 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.477 1998.484 0.007 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.484 1998.504 0.020 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.504 1998.520 0.016 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.520 1998.541 0.021 棕灰色油迹含介形虫钙质粉砂岩
1998.541 1998.542 0.001 灰黑色粉砂质泥岩
1998.542 1998.544 0.002 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.544 1998.562 0.018 棕灰色油迹粉砂岩
1998.562 1998.586 0.024 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.586 1998.610 0.024 棕灰色油迹粉砂岩
1998.610 1998.620 0.010 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.620 1998.636 0.016 棕灰色油迹粉砂岩
1998.636 1998.665 0.029 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1998.665 1998.725 0.060 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.725 1998.737 0.012 灰黑色粉砂质泥岩
1998.737 1998.748 0.011 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.748 1998.750 0.002 灰黑色粉砂质泥岩
1998.750 1998.756 0.006 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.756 1998.758 0.002 灰黑色粉砂质泥岩
1998.758 1998.760 0.002 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1998.760 1998.768 0.008 灰黑色泥岩
1998.768 1998.778 0.010 灰黑色粉砂质泥岩
1998.778 1998.786 0.008 灰黑色泥岩
1998.786 1998.790 0.004 灰黑色粉砂质泥岩
1998.790 1998.793 0.003 灰黑色泥岩
1998.793 1998.814 0.021 灰黑色含砂泥岩
1998.814 1998.840 0.026 灰黑色泥岩
1998.840 1998.850 0.010 灰黑色含砂泥岩
1998.850 1998.860 0.010 灰黑色泥岩
1998.860 1998.864 0.004 深灰色含介形虫粉砂岩
1998.864 1998.867 0.003 灰黑色粉砂质泥岩
1998.867 1998.874 0.007 深灰色泥质粉砂岩
1998.874 1998.878 0.004 灰黑色粉砂质泥岩
1998.878 1998.881 0.003 灰色粉砂岩
1998.881 1998.920 0.039 灰黑色泥岩
1998.920 1998.948 0.028 深灰色油迹泥质粉砂岩
1998.948 1998.974 0.026 深灰色油迹粉砂质泥岩
1998.974 1998.990 0.016 深灰色油迹含泥粉砂岩
1998.990 1998.995 0.005 深灰色油迹含砂泥岩
1998.995 1999.016 0.021 深灰色油迹粉砂质泥岩
1999.016 1999.040 0.024 深灰色油迹含泥粉砂岩
1999.040 1999.064 0.024 灰黑色含砂泥岩
1999.064 1999.077 0.013 深灰色泥质粉砂岩
1999.077 1999.140 0.063 灰黑色泥岩
1999.140 1999.180 0.040 深灰色油迹粉砂质泥岩
1999.180 1999.208 0.028 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.208 1999.216 0.008 棕灰色油迹粉砂岩
1999.216 1999.220 0.004 棕灰色油迹粉砂岩
1999.220 1999.228 0.008 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1999.228 1999.240 0.012 棕灰色油迹含介形虫粉砂岩
1999.240 1999.241 0.001 棕灰色油迹介形虫层
1999.241 1999.243 0.002 灰黑色含砂泥岩
1999.243 1999.244 0.001 深灰色泥质粉砂岩
1999.244 1999.247 0.003 灰黑色粉砂质泥岩
1999.247 1999.256 0.009 灰黑色泥岩
1999.256 1999.261 0.005 灰黑色含砂泥岩
1999.261 1999.286 0.025 灰黑色泥岩
1999.286 1999.320 0.034 灰黑色含砂泥岩
1999.320 1999.332 0.012 灰黑色粉砂质泥岩
1999.332 1999.348 0.016 灰黑色含砂泥岩
1999.348 1999.354 0.006 灰黑色粉砂质泥岩
1999.354 1999.362 0.008 深灰色泥质粉砂岩
1999.362 1999.366 0.004 灰黑色含砂泥岩
1999.366 1999.372 0.006 灰黑色粉砂质泥岩
1999.372 1999.386 0.014 灰黑色泥岩
1999.386 1999.390 0.004 深灰色泥质粉砂岩
1999.390 1999.399 0.009 灰黑色粉砂质泥岩
1999.399 1999.400 0.001 灰黑色泥岩
1999.400 1999.405 0.005 灰黑色粉砂质泥岩
1999.405 1999.420 0.015 灰黑色泥岩
1999.420 1999.430 0.010 灰黑色粉砂质泥岩
1999.430 1999.450 0.020 灰黑色泥岩
1999.450 1999.463 0.013 灰黑色含砂泥岩
1999.463 1999.473 0.010 灰黑色泥岩
1999.473 1999.490 0.017 灰黑色粉砂质泥岩
1999.490 1999.500 0.010 深灰色泥质粉砂岩
1999.500 1999.513 0.013 灰黑色粉砂质泥岩
1999.513 1999.540 0.027 灰黑色含砂泥岩
1999.540 1999.557 0.017 深灰色泥质粉砂岩
1999.557 1999.560 0.003 灰黑色泥岩
1999.560 1999.580 0.020 灰黑色含砂泥岩
1999.580 1999.630 0.050 灰黑色泥岩
1999.630 1999.633 0.003 深灰色泥质粉砂岩
1999.633 1999.640 0.007 灰黑色泥岩
1999.640 1999.645 0.005 深灰色泥质粉砂岩
1999.645 1999.650 0.005 灰黑色泥岩
1999.650 1999.666 0.016 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.666 1999.670 0.004 棕灰色油迹粉砂岩
1999.670 1999.680 0.010 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1999.680 1999.731 0.051 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.731 1999.748 0.017 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1999.748 1999.754 0.006 棕灰色油迹粉砂质泥岩
1999.754 1999.764 0.010 棕灰色油迹泥质粉砂岩
1999.764 1999.779 0.015 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.779 1999.783 0.004 棕灰色油迹粉砂岩
1999.783 1999.790 0.007 棕灰色油迹含泥粉砂岩
1999.790 1999.800 0.010 灰黑色含粉砂泥岩
第二步，非常规致密油及泥页岩油生储微组合岩石冷冻取样。
将研究层段的岩心样品用液氮冷冻15min以上，从中间部位切开，钻取厘米级或毫米级条带粉末状岩石样品，取样最小岩心条带为1mm，取样量一般为60～90mg，包装，冷冻保存。具体过程如下：取研究层段的岩心样品，用液氮冷冻15min以上，将岩心从中间部位切开，按照第一步中的岩心岩性精细描述结果，在泥岩段或砂岩段、厘米级或毫米级条带上，根据岩性宽度采用不同的钻头钻取粉末状岩石样品，如2毫米条带采用2毫米钻头、4毫米条带采用4毫米钻头等，得到取样量为毫克级的粉末状岩石样品，取样宽度最小岩石条带为1mm，取样量一般为60～90mg，用锡箔纸包装，在液氮中冷冻保存。
第三步，进行岩石烃类指纹检测。具体过程如下
Figure 29064DEST_PATH_IMAGE003
接通载气，打开热释炉温控器8、热阱温控器14、气相色谱仪15、化学工作站18的电源开关，分别设定其工作及分析参数：
热释炉升温速率30℃/ min，热释温度300℃；热阱升温速率30℃/ min，热阱及U型富集管加热释放温度320℃；点击进入化学工作站界面，输入气相色谱仪汽化室温度320℃，FID检测器温度330℃，柱箱初始温40℃，恒温5min，升温速率5℃/ min，终温320℃，恒温30min等；输入样品编号、井号、井深、岩性等信息。
Figure DEST_PATH_IMAGE004
待仪器设备达到工作及分析参数设定值后，将U型富集管9完全置于冷阱10保温杯及液氮中，称取第二步中获得冷冻保存的粉末状样品30mg，放入热释管2中，置于热释炉3的热释炉腔6内，热释管2中样品被加热释放出烃类，被载气携带进入U型富集管9，在液氮冷阱中烃类富集。
③热释及富集15min后，将冷阱换成热阱，同时启动气相色谱仪15分析，化学工作站18自动记录分析数据；待气相色谱分析的组分全部流出后，结束一次样品分析。
④将分析数据采用标样及色谱保留时间、文献定性，可得到致密储层及生储微组合岩石中C1～C40烃类数据谱图、地质实验及指纹比值参数。
富集和热释主要条件：称样量30mg，岩样热释温度300℃、控温精度0.1℃，U型富集管冷阱富集采用液氮，U型富集管加热释放温度320℃，热释及冷阱富集时间15min等；气相色谱分析主要条件：带程序升温的毛细管气相色谱仪及化学工作站，毛细柱：30m×0.25mm×0.5µm；汽化室温度320℃；检测器：FID温度330℃；柱温：40℃，恒温5min，以5℃/ min升温到320℃，再恒温30 min；燃气：氢气，流量45 ml/min； 助燃气：空气，流量为450ml/min。
定性定量：标样及色谱保留时间、文献定性，可得到致密储层岩石中C1～C40烃类数据（图3）、地质实验及指纹比值参数。
第四步，进行重复性实验分析。
同一样品重复分析的组分一致、重复性好。如Qp1井1982.554～1982.556m含介屑粗粉砂岩样品重复分析实验参数的最大相对偏差为6.45%、最小为0.00%（表5）。
表5 重复性实验数据
Figure 136085DEST_PATH_IMAGE005
进行致密储层生储微组合岩石冷冻取样。根据Qp1井致密砂岩及泥页岩岩心岩性精细准确描述结果，在泥岩段或砂岩段的厘米级或毫米级条带，利用本发明的致密储层毫米级样品岩石冷冻取样技术，如图2所示，得到取样量为毫克级（60～90mg）的粉末状岩石样品，取样最小岩石条带1mm。
进行致密储层及生储微组合烃类特征及源储对比评价：
（1）泥岩段中生储微组合烃类组分特征
泥岩段1981～1984.6m与其发育的毫米级（1～9mm）和厘米级（4～16cm）砂条的烃类特征类似。如1982.554～1982.556m含介屑粗粉砂岩条带（Ⅱ）与接触的上（Ⅰ）下泥岩（Ⅲ）的正构烷烃分布及包络线类似、烃类指纹比值参数接近，如图4、图5所示，其中下泥岩（Ⅲ）烃指纹比值参数35#/33#、39#/40#、41#/42#、46#/47#、47#/48#、48#/50#、58#/57#、65#/70#、70#/71#、Pr/Ph 、Pr/nC17、Ph/nC18、OEP分别为1.14、1.04、0.90、0.72、1.11、1.13、2.71、1.17、0.87、1.55、0.16、0.11、0.96，储层（Ⅱ）的分别为1.13、1.03、0.91、0.73、1.09、1.14、2.60、1.15、0.89、1.56、0.18、0.12、0.96，上泥岩（Ⅰ）的分别为1.12、1.03、0.92、0.77、1.01、1.12、2.50、1.12、0.9、1.64、0.18、0.12、0.97，可见，该泥岩段与薄纱条中原油的烃类特征类似且母质类型都为腐泥型、处于成熟阶段，说明薄砂条原油来自紧邻的泥岩，若上伏泥岩封挡住砂条中原油的运移则构成生储盖微组合，反之则不能构成生储盖微组合。同样，其它同一泥岩段1986.4～1989.4m（见图6）、1991.2～1994.1m、1995.2～1998.5m与各自发育的厘米-毫米级砂条的烃类特征类似，砂条中原油均来自紧邻的源岩，表明厘米-毫米级薄砂条与上下接触的泥岩都可能构成生储盖组合。
（2）致密砂岩段烃类及含油性特征
致密砂岩段1984.6～1986.4m厚度1.8m（发育2～11cm泥条），其中1984.85m与1985.61m粉砂岩烃类指纹参数特征类似（图7上），从评价参数Pr/Ph 、Pr/nC17 、Ph/nC18、OEP分别为1.63和1.64、0.18和0.18、0.12和0.13、0.98和0.97看，烃类母质类型为腐泥型、处于成熟阶段，说明该井段致密油为成熟原油。致密砂岩段1989.4～1991.2m厚度1.8m（发育2～23cm泥条），其中1990.500m～1990.504m含钙介屑粉砂岩与1990.660m～1990.664m泥岩的正构烷烃分布及包络线、烃指纹分布特征类似（图7中），从评价参数Pr/Ph 、Pr/nC17 、Ph/nC18、OEP分别为1.49和1.50、0.31和0.27、0.20和0.17、0.99和0.98看，储层原油和泥岩生烃母质类型为腐泥型、处于成熟阶段，说明该井段致密油为成熟原油。致密砂岩段1994.1～1995.2m厚度1.1m （发育11cm泥条）的正构烷烃分布及包络线、烃指纹比值参数及分布特征与上述2段砂岩的差别明显（图7下），原油烃类母质及成熟度一致。从1990.500～1990.504m含钙介屑质粉砂岩、1994.640～1994.648m含钙介屑质粉砂岩、1984.850～1984.854m含泥粉砂岩∑C总分别为89739、59224、57411看，前者含油性好于后两者；1987.090～1987.094m含泥粉砂岩和 1987.399～1987.403m泥质粉砂岩条带的∑C总分别为50103、19876看（图6），前者含油性明显好于后者。
（3）泥岩段烃类及生油特征
致密砂岩段1984.6～1986.4m的下伏泥岩段1986.4～1989.4m烃指纹比值参数35#/33#、39#/40#、41#/42#、46#/47#、47#/48#、48#/50#、58#/57#、65#/70#、70#/71#、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、OEP分别为1.15、1.06、0.89、0.72、1.11、1.13、1.21、1.17、0.87、1.55、0.16、0.11、0.95，致密砂岩段1989.4～1991.2m下伏泥岩段1991.2～1994.1m分别为2.54、1.92、0.73、0.65、0.53、1.00、2.99、0.74、0.65、1.50、0.26、0.22、1.00，致密砂岩段1994.1～1995.2m下伏厚泥岩段1995.2～1998.5m分别为1.48、0.70、1.10、0.50、0.70、1.30、1.91、0.90、0.81、1.45、0.35、0.24、0.98，三段泥岩烃类指纹比值参数差别明显（图8）；同样，三段泥岩的正构烷烃分布及包络线差别较明显。从母质类型评价参数Pr/Ph 、Pr/nC17、Ph/nC18和成熟度评价参数OEP值看，三段泥岩的生油母质类型均为腐泥型和处于成熟阶段。
（4）致密砂岩段与下伏泥岩段烃类特征对比
在井段1984.6～1989.4m中，1984.850～1984.854m含泥粉砂岩与1987.920～1987.924m泥岩的正构烷烃分布及包络线、烃指纹比值参数及分布特征类似（图9上）；在井段1989.4～1994.1m中，1990.500～1990.504m含钙介屑粉砂岩与1991.661～1991.665m泥岩的正构烷烃分布及包络线、烃指纹比值参数及分布特征类似（图9中）；在井段1994.1～1998.5m中，1994.640～1994.644m含钙介屑粉砂岩与1997.461～1997.465m泥岩的正构烷烃分布及包络线、烃指纹比值参数及分布特征类似（图9下）；同时，三段源储的烃类分布特征差别较明显。可见，致密砂岩段与各自下伏泥岩段的烃类特征类似，构成“下生上储”的生储组合。
以上通过实例具体说明了本发明致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法的全过程，其分析结果可用于致密储层油源对比、微组合含油性评价、形成机理研究等非常规油气勘探开发科研生产。本发明具有下述特点：
（1）提出并建立了一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，利用岩心精细描述技术、毫米级样品冷冻微量精确取样技术、全自动致密储层油源直接分析对比系统，分析生储微组合等粉末状岩石样品得到烃类分析结果；利用实验参数Pr/Ph 、Pr/nC17、 Ph/nC18、OEP等，指纹比值参数35#/33#、39#/40#、41#/42#、46#/47#、47#/48#、48#/50#、58#/57#、65#/70#、70#/71#等，烃类分析谱图和烃类总面积等，对致密储层及生储微组合含油性评价、油源对比、形成机理研究，满足致密油和泥页岩油精细勘探的需求。
（2）利用该地质实验方法在大庆探区中浅层源内致密油预探井Qp1井应用，提供了致密储层及生储微组合直接分析对比地质实验结果，厚度3.6m、3.0m、2.9m、3.3m的泥岩段中发育的厘米级（1～23cm）和毫米级（1～9mm）砂条的原油均来源于紧邻的泥岩，这些薄砂条与紧邻泥岩可能构成生储盖组合；厚度1.8m、1.1m、1.8m粉砂岩段中原油来源于下伏泥岩段，并与各自发育的泥条（2～23cm）烃类特征类似，纵向上泥岩厚度2.9m、砂岩厚度1.1m即可构成生储盖组合，具有“下生上储”近源聚集的源储配置关系，提供了致密储层中厘米-毫米级粉砂岩为致密油和泥页岩油的重要储集层的直接证据。

Claims (1)

1.一种致密储层毫米级样品油源直接分析对比方法，包括如下步骤：
第一步，将钻井岩心按非常规致密及泥页岩岩心岩性精细准确描述方法进行处理，得到致密储层岩心岩性描述结果；
第二步，按照第一步得到的致密储层岩心岩性描述结果，将岩心冷冻后切开，得到冷冻岩心样品；
第三步，将经由第二步得到的冷冻岩心样品，在致密储层及生储微组合的厘米级或毫米级条带上钻取样品，包装后冷冻保存粉末状样品；
第四步，将经由第三步得到的冷冻保存粉末状样品，称量毫克级样品，置于致密储层油源直接分析对比系统的热释管中，按照致密储层油源直接分析对比系统的操作方法进行操作并分析数据，得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析谱图和数据；
第五步，将经由第四步得到的分析谱图和数据，进行分析数据处理，得到致密储层及生储微组合岩石烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数；
所述分析数据处理按照如下过程进行：
（1）烷烃化合物定性，对C1～C40中正构烷烃、Pr、Ph化合物进行定性；
（2）地质实验参数计算，采用C1～C40中正构烷烃、Pr、Ph化合物的峰面积计算地质实验参数；
（3）指纹峰选择，依据分离效果好、性质稳定、峰强度相对较强的原则选择指纹峰，并进行峰号标注；
（4）指纹比值参数计算，将相邻或相近及结构类似的两个指纹峰作为指纹峰对，采用指纹峰的面积计算指纹比值参数，以尽可能消除运移对油源对比的影响；
所述岩石烃类指纹分析地质实验参数共五组，第一组至第三组分别为：Pr/Ph、Pr/nC17以及Ph/nC18；式中:nC17、nC18、Pr和Ph分别是这四个组分的峰面积；第四组为：OEP=
Figure DEST_PATH_IMAGE002
，式中：i—主峰碳数，Ci—正烷烃i峰面积，其余类推；第五组为：烃类总面积∑C总=所有烃类峰面积之和；
所述指纹比值参数为：指纹比值参数=两个指纹化合物的峰面积之比，指纹比值参数的最少数量为5个；
第六步，将经由第五步得到的岩石烃类指纹分析地质实验参数和指纹比值参数，进行非常规致密油及泥页岩油生储微组合油源对比及含油性评价；
所述生储微组合油源对比是将岩心毫米级样品直接热释气相色谱分析得到的地质参数、谱图及正构烷烃分布、指纹及指纹比值参数的对比，只要生储对比结果类似就表明致密储层及砂岩条带中的原油由这一泥页岩所生，不一致则为另外泥页岩所生；
所述含油性评价是将致密储层及砂岩条带或泥页岩中的含油情况进行评价，按照如下方式进行判定，即岩石热释气相色谱烃类指纹分析中烃类组分齐全表明储层含油，参数Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18分别介于0.7～1.8、0.1～0.5、0.1～0.6为腐泥型原油，分别为＞1.7、＞0.9、＞0.6为腐殖型原油；参数OEP越趋近于1，原油越成熟、含油性越好；参数∑C总值越大、碳数范围及正烷烃分布越宽含油性越好。
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