地质科学  2016, Vol. 51 Issue (3): 946-960   PDF    
应用流体包裹体研究致密砂岩储层多期油气充注历史*——以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组长8段砂岩为例

杨鹏1, 2, 张立宽1, 曹斌风1, 2, 胡才志3, 邱桂强3, 马立元3, 尹伟3, 李超1, 2, 雷裕红1    
1. 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究重点实验室 北京 100029;
2. 中国科学院大学 北京 100049;
3. 中国石化石油勘探开发研究院 北京 100083
基金项目: 国家自然科学基金项目(编号: 41372151)和国家重大油气专项“深层油气、 非常规天然气成藏规律与有利勘探区评价技术”(编号: 2011ZX08005-004)资助
杨鹏, 男, 1990年5月生, 硕士研究生, 矿物学、 岩石学、 矿床学专业。E-mail: yangp0000@163.com
2015-11-24 收稿, 2016-01-04 改回.
摘要: 本文以鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区延长组长8段致密砂岩储层为例, 利用流体包裹体岩相学、 微束荧光光谱及显微测温等分析方法, 厘定油气充注期次和时间, 同时结合储层成岩演化, 探讨储层致密化与油气成藏过程。研究表明, 储层孔隙沥青呈黄色和蓝白色荧光, 并以蓝白色为主; 石油包裹体呈黄色、 黄绿色及蓝白色荧光, 并以后两者居多。与黄色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰为 80℃~90℃; 而与黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰分别为105℃~115℃和110℃~120℃。研究区储层主要经历了3期烃类充注: 第一期发生在早白垩世早期(138~130Ma), 表现为少量的低熟油充注; 第二期发生在早白垩世晚期(124~105Ma), 为关键成藏期, 与大规模成熟油充注相关; 第三期发生在晚白垩世(85~73Ma), 古油藏发生调整, 再次成藏。储层早成岩阶段以机械压实、 薄膜状绿泥石、 高岭石及微晶方解石胶结为主, 在中高孔渗条件下发生了早期石油充注; 随着继续压实, 石英加大、 孔隙填充绿泥石、 高岭石及亮晶方解石胶结发育, 储层逐渐致密化, 晚期石油在低渗致密储层内的运聚成藏主要受早期烃类充注路径控制。
关键词: 流体包裹体    油气充注历史    运聚成藏    长8段致密砂岩    镇泾地区    

中图分类号:P618.130.2     doi: 10.12017/dzkx.2016.040

近年来,致密砂岩油气已成为全球非常规油气勘探开发的热点之一(Law and Curtis, 2002贾承造等,2012)。与常规储层相比,致密砂岩储层具有的诸多特殊性(蒋凌志等,2004),使其油气运聚成藏过程及机理十分复杂(罗晓容等,2010邓秀芹等,2011),从而限制对油气分布规律的有效预测。致密砂岩储层在成岩致密化的过程中,往往存在多期油气充注,使得成岩—成藏活动交替进行(罗晓容等,2010赵洪等,2015)。目前,流体包裹体综合分析技术作为研究储层油气充注和成岩流体活动历史的重要手段,被广泛应用于恢复地层温度和压力历史(Aplin et al., 2000)、判断储层烃类充注年代(Karlsen et al., 1993Parnell,2010)和分析成岩环境演化(Hartmann et al., 2009)等。在油气运移和成岩过程中,烃类包裹体和盐水包裹体有时能被寄主矿物同时捕获,两者具有相同的捕获温度和压力。因此,通过流体包裹体的岩相学研究,利用与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度(饱和甲烷条件下),结合埋藏(热)史模拟,可确定储层油气充注的期次和年代。

鄂尔多斯盆地中生界延长组特低—超低渗砂岩油藏是我国典型的致密油藏(曹斌风等,2011邓秀芹等,2011姚泾利等,2013)。盆地西南缘镇泾地区延长组为典型的致密砂岩储层,具有岩石成熟度低、毛细管压力和束缚水饱和度高、基质渗透率低、成岩作用强烈、宏观和微观非均质性强等特点(祝海华等,2014胡才志,2015徐梦龙等,2015)。目前,众多学者对镇泾地区延长组的油气地质特征、成藏期次和时间及主要控制因素等进行了较广泛的研究(邓虎成等,2008陈小梅等,2009李松等,2011尹伟等,2012肖承钰等,2015)。但对于成藏期次及时间方面的认识,却存在一期充注成藏(李潍莲等,2012)和两期充注成藏(李松等,2011尹伟等,2012)两种不同观点。本文拟以镇泾地区延长组长8段致密砂岩储层为研究对象,综合利用流体包裹体岩相学、包裹体微束荧光光谱和显微测温分析等综合手段,系统分析储层孔隙沥青及烃类包裹体的特征,重新厘定烃类充注期次和时间,同时结合储层成岩演化历史,讨论储层致密化与油气运聚成藏过程,以期对该地区乃至鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油气勘探有所启示。

1 地质背景

镇泾地区位于鄂尔多斯盆地西南缘、天环坳陷的南部,勘探面积为2515km2(图 1)。构造上,总体为一近西倾的平缓单斜,仅在局部发育小型低幅度鼻状隆起。研究地区在晚印支期遭受构造隆升和剥蚀,至燕山早期开始下沉;燕山中期,由于受陆块西缘逆冲推覆挤压的影响,快速下沉并卷入其前陆区天环坳陷的范围内,并一直保持这种面貌至今(李江涛,2001)。

图1 研究区构造位置及钻井分布 Fig.1 Location of the study area and borehole distribution

研究区中生界主要包括上三叠统延长组、中下侏罗统延安组及下白垩统地层,其中延长组自下而上分为10个油层组,因遭受后期抬升剥蚀,普遍缺失长4+5段以上地层,其中长8段是最主要的勘探层段。延长组沉积时期,主要物源来自盆地西部的隆起区,发育河流三角洲—湖泊沉积体系。长7段泥页岩有机质丰度高、类型好、成熟度高,为主要烃源岩(姚素平等,2009)。长8段广泛发育辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体,并与长7段烃源岩构成“上生下储”式的生储盖组合(尹伟等,2012肖承钰等,2015)。

2 实验样品采集与方法

本次研究共采集了6口井18块长8段砂岩样品(表 1),取样井分布见 图 1。参考Taylor and Glick(1998)Amijaya and Littke(2006)等制定的样品前处理及制片工作流程,对所有样品进行切割和双面剖光,制备流体包裹体薄片。使用Nikon 80I双通道荧光显微镜,进行孔隙沥青、流体包裹体岩相学观察和分析,紫外发射波长为330~380nm。利用HORIBA IHR320 Core3微束荧光光谱仪获得单个包裹体的荧光光谱,曝光时间统一设定为2s,进而通过光谱计算得到CIE-XYZ色度坐标及最大强度波长(λmax)。同时通过光谱进一步读取波长为650nm和500nm处的荧光强度,计算其红绿商(Q650/500)。

表1 样品及流体包裹体测试情况 Table 1 Summary of general information of the studied samples and fluid inclusion data

在进行显微均一温度测试过程中,遵循以下两点原则:1)岩相学上,对流体包裹体进行系统观察,识别并确认流体包裹体组合(FIA)(Goldstein and Reynolds, 1994)。2)对所确认的FIA进行测温,如果一个FIA内不同大小和形态的包裹体的均一温度相差10℃~15℃内,那么该FIA可被认为具有一致的均一温度,测温数据有效。使用Linkam THMSG 600显微冷热台,依据“循环”测试方法(Goldstein and Reynolds, 1994)获得均一温度,初始加热速率为10℃/min,当加热气泡减小,包裹体临近均一状态时升温速率调整为1℃/min,精度为0.1℃。利用Petromod盆地数值模拟软件,获得单井埋藏—热演化史,古地温信息参考任战利等(1994)的研究成果。最后,将盐水包裹体均一温度投影到埋藏史—热演化史图上,进而确定油气充注的期次与年代。

3 实验结果 3.1 孔隙沥青、流体包裹体岩相学特征

镇泾地区延长组长8段储层孔隙中充填油质沥青,包括自由烃和吸附烃及少量固体碳质沥青。碳质沥青在单偏光下呈黑色,不透明状,边缘常具港湾状、不规则状等溶蚀特征,几乎无荧光显示,但见其与其他发荧光的烃类共生(图 2a图 2b),可能指示多期油气充注或不彻底的石油降解。油质沥青在单偏光下多呈半透明的黄褐—浅黄色,具有黄色和蓝白色荧光,且以蓝白色荧光为主(图 2c图 2d)。黄色荧光烃类主要呈分散状附着在颗粒表面或者位于孤立的细小孔隙内,而蓝白色荧光烃类则主要位于较大的连通性较好的粒间孔隙中,表现出连片状分布的特点。此外,可见两种荧光颜色烃类共存于一些连通性较好的大孔隙中。究其原因,可能为早期黄色荧光烃类充注后,储层孔隙随埋深减小,流体流通性减弱,早期烃类保留于孤立的小孔内;而在一些保存下来的连通的大孔隙中,早期烃类受晚期蓝白色荧光烃类不同程度侵位,形成两种荧光烃类共存的现象(图 2c图 2d)。 碎屑石英颗粒加大边内缘(尘线附近)常见呈黄色荧光发育,而紧临其外缘的孔隙内则多为蓝白色荧光(图 2c图 2d),可能表明在早期烃类充注后,石英加大边不同程度生长,之后晚期烃类充注于残余孔隙中,这也说明了早期烃类充注并不能完全抑制后期石英加大发育。

图2 长8段砂岩储层孔隙沥青及石油包裹体岩相学特征 a、b. 黄色荧光烃类及碳质沥青,红河1057-3井,2224.1m,×200,a单偏光,b荧光;c、d. 石英次生加大边内缘烃类呈黄色荧光,外部烃类呈黄色和蓝白色荧光,红河12井,2100.11m,×200,c单偏光,d荧光;e、f. 方解石胶结物内发育黄色荧光石油包裹体,红河44井,2435.05m,×200,e单偏光,f荧光;g、h. 石英颗粒的愈合缝中可见发黄绿色荧光的石油包裹体,红河44井,2432.27m,×200,g单偏光,h紫荧光;i、j. 石英加大边中含有石油包裹体,呈黄绿色荧光,红河12井,2091m,×500,i单偏光,j荧光;k、l. 石英颗粒及次生加大边的愈合缝中见蓝白色荧光石油包裹体,红河73井,2265.47m,×200,k单偏光,l荧光 Fig.2 Photomicrographs showing intergranular bitumens and oil-bearing fluid inclusions in the Chang 8 sandstone reservoirs

石油包裹体主要呈气液两相,且一些包裹体中见碳质沥青。包裹体大小为4~20μm,一般小于10μm。气液比为2%~10%,大部分在8%以下。包裹体形态以近椭圆形、近圆形及不规则状为主,呈线状、群状或孤立状分布。

石油包裹体荧光颜色为黄色、黄绿色及蓝白色,且以后两者为主。黄色荧光石油包裹体常沿石英颗粒内愈合缝发育,且在细晶方解石胶结物中亦可见到(图 2e图 2f)。黄绿色石油包裹体主要沿切穿石英颗粒的愈合缝发育(图 2g图 2h),在石英加大边中亦发育(图 2i图 2j)。蓝白色荧光石油包裹体主要发育在切穿石英颗粒甚至部分胶结物的愈合缝(图 2k图 2l)及晚期粗晶方解石中。初步推测黄色荧光石油包裹体形成时间最早,其次是黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体。

3.2 荧光光谱谱特征

肉眼鉴定石油包裹体荧光颜色,往往因一些主观性因素而导致结果存在差异,因此对单个包裹体进行微束荧光光谱定量分析有着重要意义。对比不同荧光颜色的石油包裹体,其荧光光谱特征存在较明显的差异(图 3)。其中,黄色荧光石油包裹体最大强度波长较大,主要分布在540~560nm之间;黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体最大强度波长分别位于500~520nm和480~500nm之间。

图3 长8段砂岩储层3种石油包裹体微束荧光光谱(部分实验曲线) Fig.3 Micro-beam fluorescence spectra of three typical oil-bearing fluid inclusions in the Chang 8 sandstone reservoirs(part of the experimental curves)

从石油包裹体显微荧光光谱获得国际照明委员会(CIE)色度指数图表明石油包裹体的CIE-X和CIE-Y值分别位于在0.27~0.36和0.33~0.42之间(图 4)。其中,黄色荧光石油包裹体的CIE-X和CIE-Y值分别为0.33~0.36和0.37~0.42,而黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体的CIE-X和CIE-Y值分别为0.29~0.33和0.35~0.40、0.27~0.28和0.33~0.36。此外,Q650/500λmax 交会图显示出不同荧光颜色的石油包裹体分布于图中不同区域(图 5)。黄色荧光石油包裹体位于图中右上方位置,Q650/500为0.5~0.9;黄绿色荧光石油包裹体分布在中间,Q650/500为0.3~0.6;而蓝白色荧光石油包裹体则分布在左下方,Q650/500为0.2~0.4。

图4 长8段砂岩储层石油包裹体荧光颜色CIE色度指数图 Fig.4 Chromaticity(CIE)plot showing the fluorescence colors of oil-bearing inclusions in Chang 8 sandstone reservoirs

图5 长8段砂岩储层石油包裹体荧光光谱Q650/500λmax 关系图 Fig.5 Q650/500 vs. λmax cross plot of fluorescence spectra of oil-bearing fluid inclusions in Chang 8 sandstone reservoirs
3.3 流体包裹体显微测温

选择与不同荧光颜色的石油包裹体同期的盐水包裹体组合进行显微测温(表 1图 6),结果表明:与黄色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度为70℃~100℃,主峰为80℃~90℃;与黄绿色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度为95℃~140℃,主峰为105℃~115℃;与蓝白色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度为110℃~125℃,主峰为110℃~120℃。

图6 长8段砂岩储层中包裹体均一温度统计分布图 Fig.6 Histogram of homogenization temperature for associated aqueous inclusions coeval with oil-bearing fluid inclusions fluorescing three different colors in Chang 8 sandstone reservoirs
4 讨 论 4.1 石油包裹体荧光特征对油气充注期次的制约

原油的荧光颜色与其物理化学性质(如API和热成熟度)密切相关,刘德汉等(2007)曾指出包裹体中原油随成熟度增加,其荧光颜色依次出现黄白色—黄绿色—乳蓝色—蓝色的一系列变化。因此利用荧光颜色可区分不同类型石油包裹体,从而对储层油气充注期次及油气成藏过程进行综合分析(Burruss,1991Stasiuk and Snowdon, 1997陈红汉,2014)。

近年来,国内外学者针对单个石油包裹体紫外—荧光光谱提出了诸多特征参数,如λmaxQ650/500(Hagemann and Hollerbach, 1986Stasiuk and Snowdon, 1997)及 QF535,并在油气成藏研究工作中取得了较好的应用效果。石油包裹体随着光谱λmax 减小,其荧光颜色出现“蓝移”现象,表明包裹体石油成熟度增加;反之,λmax 增加,出现“红移”现象,成熟度降低。Q650/500 值越大,说明油的成熟度越低;反之,油的成熟度越高。此外,CIE色度指数图亦可对石油包裹体荧光光谱特征进行定量表征(Hagemann and Hollerbach, 1986)。根据研究区石油包裹体的荧光光谱特征,可判断研究区长8段储层发生过3期油气充注。早期充注油气成熟度较低,其荧光颜色呈黄色;随着烃源岩热演化程度提高,当油气再次发生充注时,其荧光颜色依次呈现黄绿色和蓝白色。

然而,仅简单依靠石油包裹体荧光颜色及显微荧光光谱特征参数进行油气成藏期次划分并非完全可靠,这是因为石油在运聚、捕获及捕获后所经历的复杂物理—化学过程,其荧光颜色会受到外界不同程度影响(George et al., 2001),往往不能反映其真实的成熟度。只有对流体包裹体岩相学、荧光及均一温度分布特征进行综合分析,才能对油气成藏历史做出合理的解释。

4.2 油气充注期次划分及年代

参考前人的研究成果 罗晓容,张立宽,胡才志等. 2015. 典型致密砂岩储层油气运聚成藏动力学过程研究(内部报告).,鄂尔多斯盆地南缘长7烃源岩从晚侏罗世末(约140Ma)开始进入生烃门限,但Ro值普遍不高,介于0.42%~0.55%,仅有部分烃源岩Ro值大于0.5%,生成少量低成熟油气。自早白垩世初,区域开始快速沉降,随着埋深增大,烃源岩进一步热演化,成熟度逐渐增大,早白垩世中期进入成熟阶段,距今约105Ma时,埋深达到最大,有机质普遍成熟,Ro值介于0.76%~0.98%,平均为0.88%,达到生排烃高峰。晚白垩世后,区域发生大幅度抬升剥蚀,烃源岩生排烃基本停止。通过结合单井均一温度与埋藏(热)史数据,可获得单井油气充注期次与地质年代。以红河44井为例(图 7),储层经历了3期油气充注:第一期距今约132~130Ma,第二期距今约123~112Ma,第三期距今约82~73Ma。将各单井油气充注年代统一到同一时间轴上,并消除样品深度差异的影响,结果表明,研究区目的储层经历了3期油气充注(图 8):第一期油气充注发生于早白垩世早期,距今约138~130Ma,为少量低熟油充注;第二期油气充注发生在早白垩世晚期,距今约124~102Ma,与大量成熟油充注相关;第三期发生在晚白垩世后,研究区抬升,烃源岩生排烃基本停止,古油气藏发生改造调整,烃类再运聚成藏,形成时间距今约85~73Ma。

图7 红河44井埋藏史—热史及流体包裹体均一温度 Fig.7 Reconstructed stratigraphic burial and thermal history of well Honghe 44,and the microthermometric data plotted

图8 长8段砂岩储层油气成藏期次划分图 Fig.8 Inferred oil charge timing in Chang 8 sandstone reservoirs
4.3 储层成岩—成藏过程

胡才志(2015)对研究区长8段致密储层的成岩作用进行了系统研究,在此我们借鉴了该项研究成果:目的储层成岩作用主要包括压实、胶结及溶蚀作用。压实作用对储层改造强烈,镜下可见颗粒紧密堆积、定向排列,黑云母、千枚岩岩屑等塑性碎屑受压实弯曲变形及假杂基化严重(图 7a)。自生成岩矿物主要包括方解石、石英次生加大及黏土矿物(图 8b图 8c图 8d)。长石和岩屑等溶蚀现象普遍发育(图 8d)。成岩矿物共生序列简化为:绿泥石薄膜、高岭石→细晶方解石→石英加大边→粗晶方解石、高岭石、绿泥石→石英加大边、粗晶方解石。结合镜下成岩矿物与烃类(烃类包裹体)的相互接触关系及相关的测温信息,建立目的储层成岩—油气充注序列:压实作用→绿泥石薄膜、高岭石→微晶方解石→Ⅰ期烃类充注→石英加大边→溶蚀作用I→Ⅱ期烃类充注→细晶方解石、高岭石、绿泥石→石英加大边→溶蚀作用II→Ⅲ期烃类充注→粗晶方解石(图 10)。

图9 镇泾地区长8段储层铸体薄片及SEM照片 a. 千枚岩、黑云母弯曲变形呈片状顺层定向排列,红河12井,2096.1m,正交光,×200;b. 石英次生加大及碳酸盐胶结物使孔隙致密化,次生加大形成早于碳酸盐胶结物,红河1057-3井,2224.1m,正交光,×400;c. 石英、长石等碎屑颗粒表面发育绿泥石膜,红河37井,2003.41m,SEM,×2000;d. 碎屑颗粒表面发育绿泥石膜,长石颗粒溶蚀形成铸模孔隙,红河44井,2435.05m,单偏光,×400 Fig.9 Photomicrographs showing diagenetic characteristics in Chang 8 sandstone reservoirs

图10 镇泾地区长8段储层成岩演化序列(修改自胡才志,2015) Fig.10 Generalized diagenetic sequence of Chang 8 sandstone reservoirs(modified from Hu,2015)

近年来,国内外学者就早期烃类充注对储层的影响做过较多研究(张枝焕等,1998Walderhaug,2000Marchand et al., 2002蔡进功等,2003),主要概括为3个方面:1)减缓石英和伊利石等胶结物沉淀;2)促进有机酸溶蚀;3)利于超压发育,减缓机械压实。Worden(2000)罗晓容等(2010)认为早期烃类充注会不同程度地影响储层岩石润湿性。在不同润湿性条件下,毛管压力在油气运移过程中会起到不同的作用(李明诚,2004罗晓容等,2010),即当烃类注入亲水岩石,烃类为非润湿相,毛管压力表现为阻力,而当岩石亲油,烃类为润湿相,毛细管力则表现为动力。因此,在油气充注过程中,与亲水砂岩相比,亲油砂岩发生充注只需克服较小的阻力。

根据前面讨论,可将研究区长8段储层成岩与油气充注历史划分为3个阶段:

1) 晚侏罗世末,盆地南缘地区长7烃源岩进入生烃门限,生成少量低熟油。 储层在早成岩阶段以机械压实、薄膜状绿泥石、高岭石及微晶方解石胶结为主,并保持较好的孔渗性。该期石油充注尽管规模较小,但在储层中形成彼此连通的运移通道网,并不同程度地影响储层岩石颗粒表面的润湿性,使得相当一部分原先水润湿颗粒变成油润湿。该期油气充注在孔隙沥青及石油包裹体记录中表现为黄色荧光

2) 早白垩世初,研究区开始快速沉降,烃源岩随埋深有机质成熟度增加。自早白垩世中期,长7烃源岩普遍进入大量生排烃阶段。此时,储层因继续压实,发育石英次生加大、亮晶方解石、孔隙填充式绿泥石和高岭石等胶结物,使得储层逐渐致密化。油气在低渗—特低渗储层中优先沿着曾经发生过油气运聚的亲油性、低阻力通道运聚成藏。该期油气充注持续时间长,为最关键的油气充注期。孔隙沥青和石油包裹体以黄绿色荧光为主。

3) 自晚白垩世区域抬升剥蚀,烃源岩生烃基本停止。此时储层物性差,流体活动性受限,溶蚀作用范围有限,储层发生石英次生加大和粗晶方解石等胶结作用,变得更为致密。古油藏改造调整,烃类再次发生运聚成藏。孔隙沥青及石油包裹体主要为蓝白色荧光为主。

5 结 论

(1) 镇泾地区长8段砂岩储层孔隙沥青呈黄色和蓝白色荧光,且以蓝白色为主;石油包裹体呈黄色、黄绿色及蓝白色荧光,其中黄绿色及蓝白色居多。初步判断目的层发生过3期油气充注。

(2) 与黄色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰位于80℃~90℃;而与黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰分别位于105℃~115℃和110℃~120℃。储层发生过3期油气充注或成藏:第一期发生在早白垩世早期,距今约138~130Ma;第二期在早白垩世晚期,距今约124~102Ma;第三期于晚白垩世,距今约85~73Ma。其中,第二期油气充注为最关键油气成藏期。

(3) 长8段致密储层具有早期石油充注控制晚期成藏的模式,即晚期总体低渗致密储层条件下,油气主要沿着曾经发生过运聚而形成的亲油性、低阻力通道运聚成藏。

致谢 本文研究过程中得到了中国科学院地质与地球物理研究所罗晓容研究员的指导,同时李照阳博士在荧光光谱测试过程中提供了帮助,在此表示感谢。

参考文献
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Study of hydrocarbon charging history of tight sandstone reservoirs using an integrated fluid inclusion approach exemplified by Chang 8 sandstone reservoir in Zhenjing area, Ordos Basin

Yang Peng1, 2, Zhang Likuan1, Cao Binfeng1, 2, Hu Caizhi3, Qiu Guiqiang3, Ma Liyuan3, Yin Wei3, Li Chao1, 2, Lei Yuhong1    
1. Key Laboratory of Petroleum Resource Research, Institute of Geology and Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Beijing100029;
2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing100049;
3. SINOPEC Exploration & Production Research Institute, Beijing100083
Abstract: With an integrated approach based on multi-technique analysis of fluid inclusions, including petrography, micro-beam fluorescence spectroscopy and microthermometry, the paper determined oil charge timing, and revealed coupled diagenetic evolution and hydrocarbon accumulation in Yanchang Formation Chang 8 Member of Zhenjing area, Ordos Basin. There exist two distinct intergranular oils with yellow and blue-white fluorescence, with the latter more frequently observed. Unlike intergranular free oils, three types of oil inclusions are identified. They also show fluorescence, varying from yellow, yellow-green to blue-white, and the dominant fluorescence color is yellow-green to blue-white. Aqueous fluid inclusions, associated with oil inclusions fluorescing yellow color, exhibit the peak homogenization temperatures of 80 ℃~90 ℃, whereas those coeval with oil inclusion fluorescing yellow-green to blue-white fall in the range of 105 ℃~115 ℃ and 110 ℃~120 ℃ respectively. It was revealed that three phases of hydrocarbon charging occurred, respectively, during early part(138~130 Ma)and late part(124~105 Ma)of the Early Cretaceous, and in Late Cretaceous. The first phase was related to small amounts of low-maturity oil, while the second phase, the most critical stage for hydrocarbon accumulation, was dominated by mature oil. The last phase was secondary accumulation accompanied by destruction of ancient oil pools. The early diagenesis of the studied reservoir, highlighted by physical compaction, grain-coating chlorite and kaolinite and micritic calcites, was followed by early hydrocarbon injecting in intermediate-high permeability conditions. With continued burial and compaction, quartz overgrowth, kaolinite and sparry calcites was precipitated, markedly making the reservoir tightened. In low-permeability reservoirs, late hydrocarbon migration and accumulation was determined by early charging.
Key words: Fluid inclusions    Hydrocarbon charging history    Hydrocarbon migration and accumulation    Chang 8 tight sandstone    Zhenjing area