引用本文
杨蕴泽, 刘庆新, 张发强, 杨晶, 张丽雪, 迟敬柏. 定量颗粒荧光分析技术在准噶尔盆地哈山地区浅部储层中的应用研究[J]. 录井工程, 2023,34(3): 22-31.
YANG Yunze, LIU Qingxin, ZHANG Faqiang, YANG Jing, ZHANG Lixue, CHI Jingbai. Study on quantitative grain fluorescence analysis technique applied to shallow reservoirs in Hashan area, Junggar Basin[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(3): 22-31.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.03.004  
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定量颗粒荧光分析技术在准噶尔盆地哈山地区浅部储层中的应用研究
杨蕴泽①, 刘庆新②, 张发强②, 杨晶①,②, 张丽雪③, 迟敬柏③
①东北石油大学石油工程学院
②东北石油大学环渤海能源研究院
③东北石油大学地球科学学院

作者简介：杨蕴泽 2000 年生,东北石油大学石油工程学院在读硕士,主要从事油气藏形成机理与分布规律的研究。通信地址：066000 河北省秦皇岛市海港区白塔岭街道东北石油大学环渤海能源研究院。电话：15246698507。E-mail：1370915484@qq.com

收稿日期: 2023-04-29
摘要

引进定量颗粒荧光分析技术对准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系古油藏和残余油藏进行定量荧光QGF和QGF-E分析,该技术在浅部储层研究中的应用结果表明,准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系的颗粒荧光指数和QGF-E值呈现由西向东逐渐降低的趋势,且二者强度呈正相关,越临近油源的取样井,荧光现象越明显,含油丰度越好。研究层位疏导性能强,浅层的反冲断裂和断展褶皱导致油气轻烃组分的散失,垂向上油气具有从深部向浅部运移的趋势,且浅部现今油藏烃类组分更重,含油丰度更高;侧向上整体流体势呈现由西向东逐渐降低的趋势,逆冲断层自西向东由陡变缓,烃类流体荧光强度、密度及粘度也随之呈现逐渐减小趋势。通过该应用研究可知,定量颗粒荧光分析技术是检验含油层段的有效手段,对于揭示研究区域油气运移路径,研究油气成藏特征具有重要意义。

关键词: 定量颗粒荧光分析; 侏罗系; 白垩系; 准噶尔盆地; 浅部储层; 油气运移; 古油藏
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Study on quantitative grain fluorescence analysis technique applied to shallow reservoirs in Hashan area, Junggar Basin
YANG Yunze①, LIU Qingxin②, ZHANG Faqiang②, YANG Jing①,②, ZHANG Lixue③, CHI Jingbai③
①School of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China
②Bohai RIM Energy Research Institute of Northeast Petroleum University, Qinhuangdao, Hebei 066000, China
③School of Earth Sciences, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China
Abstract

Quantitative grain fluorescence analysis technique was introduced to conduct QGF and QGF-E analyses of Jurassic-Cretaceous paleo-reservoirs and residual reservoirs in Hashan area of Junggar Basin. Application of the technique in shallow reservoir study shows that the QGF Index and QGF-E values of Jurassic-Cretaceous in Hashan area of Junggar Basin gradually decrease from west to east, and their intensities are positively correlated. The closer the sampling wells to oil sources, the more obvious the fluorescence phenomenon and the better the oil abundance. The study horizon has strong dredging performance, shallow recoil faults and fault-spreading folds lead to the loss of light hydrocarbon components of oil and gas, vertical oil and gas have a trend of migration from deep to shallow, the hydrocarbon components of shallow reservoirs are heavier and the oil abundance is higher. The lateral fluid potential decreases gradually from west to east and the thrust fault changes from steep to flat from west to east. The fluorescence intensity, density and viscosity of hydrocarbon fluids also decrease gradually. Through this application study, it can be seen that quantitative grain fluorescence analysis technique is an effective means to test oil-bearing intervals, and it is of great significance to reveal the migration path of oil and gas in the study area and study the characteristics of oil and gas accumulation.

Keyword: quantitative grain fluorescence analysis; Jurassic; Cretaceous; Junggar Basin; shallow reservoir; oil and gas migration; paleo -reservoir
0 引言

储层中烃类包裹体和赋存在岩石孔隙和裂隙中的游离烃包含了油气运移、成藏时间以及成藏期次等相关信息, 通常采用荧光显微镜观察与显微光谱检测对储层颗粒中烃类包裹体与颗粒表面吸附烃的性质进行分析, 初步认识油气二次运移、聚集及演化历程[1, 2]。目前采用定量颗粒荧光分析技术的QGF（储层颗粒定量荧光分析）和QGF-E（储层萃取液定量荧光分析）对连续采自多口井不同深度的样品进行系统的光谱分析, 进而以整体样品荧光特征的剖面变化和横向变化来识别取样井的古今油水界面, 根据荧光显示、颗粒荧光指数（QGF Index）与QGF-E值判断储层含油性, 识别出古今油水界面中的油水分布关系, 分析油气性质等[3, 4, 5, 6]。勘探实践表明, 该分析技术相对经济并且不破坏样品物质组成, 且该技术在识别储层烃类包裹体与古流体类型、检测储层含油层段、识别油气运移通道、推测油气运移途径, 以及界定古油水界面及残余油水界面进而解释复杂的油气充注过程等方面已经取得了大量成果[3, 7]。因此, 本文在已有的研究基础上, 通过应用定量颗粒荧光分析技术, 对准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系古油藏、残余油藏及其油气性质进行综合分析, 为探究定量颗粒荧光分析技术在浅部储层研究中的应用提供依据。

1 区域地质概况

准噶尔盆地作为我国内陆第二大盆地, 区域上受哈萨克斯坦板块南东向、西伯利亚板块北西向与塔里木板块南东向两两之间发生的陆陆碰撞, 以及海西、印支、燕山等多期构造运动的影响, 盆地周缘发育众多山系, 隶属于叠合型盆地, 油气资源前景广阔[8, 9]。尤其是位于准噶尔盆地西北缘前陆冲断带东北段的哈拉阿拉特山（简称哈山）地区（图1）, 夹持于准噶尔盆地与和什托洛盖盆地之间, 其南面紧邻玛湖生烃凹陷北部缓坡带, 北面以达尔布特断裂为界, 西靠克百断裂带, 东至夏子街断裂带地区[9, 10], 是一条典型的具有逆冲推覆性质的隐伏断裂系统。其平面上走向大致呈北西向, 以北西-南东向逆断裂体系控制为主体, 整体以逆冲推覆叠加构造为主; 在纵向上具有明显的分层性, 断裂带内部风化严重, 发育了多条以东西向为主的地表断裂, 上部构造层受断裂挤压影响较小, 浅层前缘超剥带整体呈单倾斜坡状, 地层超覆-剥蚀关系十分明显[9, 10, 11]。研究区构造体系复杂且有特色, 南北分段、纵横交错、深浅耦合, 其油源主要来自玛湖凹陷风城组烃源岩, 晚期泥岩发育, 盖层封闭性良好, 研究区块具有典型的源外成藏特征[11, 12]。

图1 准噶尔盆地西北缘哈山地区构造位置[11]

2 定量颗粒荧光分析技术

定量颗粒荧光分析技术是一种新型油藏识别技术, 将荧光探针添加到油藏中, 采用高精度荧光光谱分析的方法, 通过对油藏岩石或油藏中的颗粒所发出的荧光光谱进行测定, 利用探针的荧光特性来识别古油藏和残余油藏, 推断储层颗粒中吸附烃的成分和化学性质[13, 14, 15]。该技术可以用于古油藏及残余油藏的勘探和开发。

古代生物残骸经过长时间的压缩和生物化学作用所形成的油气深埋于地下形成古油藏, 其形成时间达数百万年甚至数亿年, 所含油气大多经地层构造运动挤压逐渐释放, 沉积过程中形成的化石和微化石在沉积岩石中具有特殊的荧光特征, 通过添加荧光探针可以识别、推断古油藏中的油气来源和类型及所含有机质的化学成分和分布, 从而判断古油藏中的油气含量和分布, 确定勘探方向[4, 5, 15]。

残余油藏是经过初期开采后, 仍然存在大量无法通过常规采油技术开采出来的油气, 可以通过添加荧光探针来识别残余油藏中的有机物质[13, 14]。由于在沉积过程中形成的矿物质和有机质颗粒在残余油藏中具有特殊的荧光特征, 采用定量颗粒荧光分析技术对残余油藏中沉积物颗粒和有机质进行识别, 可以确定残余油藏中的油气分布和储量, 为提高残余油藏的开采效率, 指导油气勘探和开发提供更准确的支持。

总之, 应用定量颗粒荧光分析技术可以更好地了解油藏的结构和特征, 对于提高油气勘探和开发效率及油气资源利用率具有积极的作用。

3 定量颗粒荧光分析样品与流程
3.1 定量颗粒荧光分析样品的来源

为保证实验数据的准确性及可靠性, 室内实验多选用研究区储层岩心样品, 但在现场录井中为了更及时地观察烃类包裹体微观镜像, 通常采用岩屑样品。本研究所选83个样品均为研究区储层岩心样品, 均采自哈山地区白垩系及侏罗系储层。

白垩系储层样品共计58个, 其中取自HQ 23-Q10井的样品28个, 取样层位分布在K1h3与K1h2组; 取自HQ 216井的样品7个, 取样层位为K1h3组、K1h2组与K1q2组; 取自HQ 30井的样品14个, 取样层位为K1h2组、K1h1组、K1q3组及K1q2组; 取自HQ 31井的样品9个, 取样层位为K1h3组、K1h1组、K1q3组及K1q2组。白垩系储层样品岩性包括泥岩、细砂岩、中砂岩、粉砂岩、砂砾岩等, 颜色多为灰色、灰绿色、灰褐色。

侏罗系储层样品共计25个, 分别取自HQ 21-Q8井与HQ 22-Q1井, 取样层位均为J2x组, 其中HQ 21-Q8井取样7个, HQ 22-Q1井取样18个。侏罗系储层样品岩性主要为泥岩、砂砾岩、细砂岩、粉砂岩等。上述6口取样井位置如图2所示。

图2 哈山地区井位关系示意

3.2 定量颗粒荧光分析流程

样品经过标准化流程进行处理和分析[4]。首先取少量岩心样品进行适当破碎后轻微研磨, 根据砂岩颗粒粒径使用标准筛筛出粒径范围在0.063~1 mm（80~120目/份）的样品进行分析; 其次加入20 mL二氯甲烷（DCM）及蒸馏水浸泡, 超声清洗颗粒表面的黏土与吸附烃后静置, 再加入40 mL浓度为10%的双氧水, 超声清洗后静置一段时间再超声清洗, 每次超声清洗时间均为10 min, 之后用去离子水冲洗直至洗净双氧水溶解下来的残渣为止[4, 13, 14, 15], 接下来加入40 mL浓度为3.6%的稀盐酸继续超声清洗, 用玻璃棒搅拌至无气泡出现, 用蒸馏水清洗直至将溶解下来的残渣洗净为止[4, 5, 13, 14]; 然后将样品进行烘干处理, 使用磁力分选仪对颗粒样品进行分选, 剔除重矿物及岩屑, 最终使岩样呈颗粒状态（通过镜检确定）, 其主要成分石英和长石用于QGF分析[4, 13, 14], 再用20 mL二氯甲烷浸泡超声清洗后, 将烧杯中的二氯甲烷萃取液倒入15 mL的试剂瓶中封存, 所得溶液用作QGF-E分析; 最后采用 Agilent Cary Eclipse 荧光分光光度计测定岩样的荧光强度, 即可得到所分析的参数：QGF Index、最大颗粒荧光强度对应波长（λ max）、QGF-E 强度（QGF-E）、颗粒萃取液的最大荧光强度对应波长（λ QGF-E）。荧光分析波长为300~600 nm, 检测环境为激发波长（Ex）254 nm, 发射波长（Em）295~605 nm。

4 储层定量颗粒荧光分析结果与讨论
4.1 储层颗粒定量荧光（QGF）特征分析

储层颗粒定量荧光可检测储层石英内部烃类包裹体信息, 通过烃类流体的荧光强度探测古油藏[16]。

4.1.1 白垩系储层QGF特征分析

哈山地区白垩系储层QGF特征分析所选样品取自HQ 23-Q10、HQ 216、HQ 30、HQ 31井。最西侧的HQ 23-Q10井QGF荧光响应如图3（QGF Index图道）所示, 白垩系K1h组QGF Index的范围为2.9~10.1, 该层段内数值绝大多数大于4, 表明取样井测试深度区间内为古油层所在区域, QGF光谱λ max介于388.7~433.2 nm之间, 为轻质油到正常原油范围。其中K1h3组QGF Index在166.9~177.74 m井段荧光响应明显, 自177.74 m向下QGF Index变化幅度不大; K1h2组QGF Index在192~207.8 m井段荧光响应逐渐加强, 自207.8 m向下QGF Index变化幅度不大。该井QGF Index自下向上整体呈递增趋势, 表明取样段古油藏发育, 推测HQ 23-Q10井存在两个油水界面, 古油水界面发育在177.74 m和207.8 m附近。HQ 23-Q10井位于哈山地区偏西缘处, 将该井白垩系K1h组与同层段的其他井组进行比较, 发现最东侧的HQ 31井的QGF Index均小于4, 向西方向的HQ 30井的QGF Index大都小于4, 再向西方向的HQ 216井的QGF Index大都处于4附近, 仅小部分数值小于4, 而绝大多数数值大于4, 表明哈山地区白垩系古油藏侧向自东向西荧光反映逐渐增强, 古油藏发育愈好。

图3 哈山地区白垩系储层定量颗粒荧光响应

4.1.2 侏罗系储层QGF特征分析

哈山地区侏罗系储层QGF特征分析所选样品取自HQ 22-Q1井和HQ 21-Q8井。偏东部的HQ 22-Q1井QGF荧光响应如图4（QGF Index图道）所示, 侏罗系J2x组QGF Index的范围为1.8~26.1, QGF光谱λ max介于390.4~493.9 nm之间。研究表明, 古油藏的QGF Index一般大于4, 不同区域的QGF Index不同, 需要根据该指数变化趋势对不同区域进行分析[17]。HQ 22-Q1井侏罗系层位荧光现象较为明显, 其QGF Index多数大于4或在4附近, 在井深585.4 m处达到最小值, 整体自上而下呈增大趋势, 说明该层段存在古油藏且古油藏发育更好。偏西部的HQ 21-Q8井QGF Index的范围为2.4~23.4, 仅有两个样品的分析值较低。将该两口井侏罗系储层QGF Index整体趋势进行对比发现, 偏西缘地层含油显示总量更多。

图4 哈山地区侏罗系储层定量颗粒荧光响应

4.1.3 白垩系、侏罗系储层QGF特征对比

将白垩系样品与侏罗系样品整体对比分析, 偏西缘的HQ 23-Q10井白垩系、HQ 22-Q1与HQ 21-Q8井侏罗系的QGF Index值较高, 且据QGF Index平均值来看, 位于深部侏罗系的值更为突出, 据此认为研究区深部荧光反映更为明显。依据录井数据与岩性可知, 该研究区储层主要发育砂岩和泥岩, 整体泥质含量较低, QGF Index相对较高, 说明其含油性较好, 因此准噶尔盆地西缘侏罗系-白垩系层位是古油藏分布的有利层段[13, 14, 15]。

4.2 储层萃取液定量荧光（QGF-E)特征分析

4.2.1 白垩系储层QGF-E特征分析

QGF-E反映了储集岩颗粒表面吸附烃萃取液的荧光特征, 其强度可以通过所含有机化合物浓度的高低来表征, 可反映储层中的烃类性质。一般油层的QGF-E强度大于40 p.c.[16], HQ 23-Q10井QGF-E荧光响应如图3 （QGF-E图道）所示, 该井QGF-E强度的范围为6.7~36 448.8 p.c., QGF-E强度变化较大, 其值多数处于几百到几万区间内, 部分层位远大于40 p.c., 表现出富油充注特征。λ QGF-E介于316~383 nm之间, QGF-E强度的拐点在井深207.8 m处, 拐点向上QGF-E强度总体呈增大趋势, 代表该井早期有油气充注, 后期不断充填使其下移, 表明研究区西缘白垩系储层物性及其含油性较好。对比HQ 23-Q10、HQ 216、HQ 30、HQ 31井发现, 偏东侧的3口井荧光反映都很弱且含水特征明显, 而位于最西侧的HQ 23-Q10井现今油藏荧光反映比较强, 据此推测白垩系东部油藏受达尔布特断裂影响, 油气未能得到有效保存, 导致古油气散失。

4.2.2 侏罗系储层QGF-E特征分析

HQ 22-Q1井储层颗粒萃取液荧光特征明显, 其QGF-E强度范围为3.2~137 603.2 p.c., 但弱于HQ 21-Q8井, 如图4（QGF-E图道）所示, 两井QGF-E值远大于40 p.c., 均表现出富油充注的油层特征。HQ 22-Q1井λ QGF-E介于316~383 nm之间, 平均值为356.85 nm, HQ 21-Q8井λ QGF-E介于329~379 nm之间, 平均值为366 nm, 两口井的平均值均显示与极性化合物的光谱特征类似, 由于波长主峰值越大, 原油越重, 据此可推测烃类组成中含有较多的极性化合物[15], 反映出重质油的特征, 表明研究区具有典型的稠油特征。QGF Index与QGF-E强度呈正相关, 二者显示侏罗系取样层段油层特征明显, 研究区西缘荧光反映良好, 推测取样地层早期与后期均经过原油充注, 致使侏罗系整体荧光显示明显。

4.3 荧光光谱特征分析

定量颗粒荧光分析技术可以刻画古油藏与储层残余油藏的范围, 一般古油藏的QGF Index超过4.0, 残余油藏的QGF-E强度超过40 p.c.[17]。HQ 31井深度钻至K1q组, HQ 23-Q10井深度钻至白垩系K1h组。如图5a、图5c所示, HQ 31井样品的QGF光谱峰值主要集中在395~405 nm波长之间, HQ 23‍-Q10井样品的QGF光谱峰值主要集中在395~408 nm波长之间, 各深度储层原油峰型较为一致, 说明该区发育古油藏并且古油藏中原油成分特征相近。HQ 31井与HQ 23-Q10井样品均具有单峰特征, 代表同一期油气贡献。如图5b、图5d所示, HQ 31井样品的QGF-E光谱峰值处在311~321 nm波长之间, HQ 23-Q10井样品的QGF-E光谱峰值处在359~378 nm波长之间, 随着深度的增加, 峰值前移, 与QGF光谱峰相比, QGF-E光谱峰变短, 说明烃类组成总体变轻, 证明晚期充注的原油已经达到了较高的成熟度, 这是由于成藏期大规模的石油充分充注所导致的[14, 15]。HQ 22-Q1井深度钻至侏罗系J2x组, 如图5e所示, 该井QGF光谱峰值处在421~502 nm波长之间, 各储层原油峰型相似; 如图5f所示, HQ 22-Q1井样品的QGF-E光谱峰值处在378~384 nm波长之间, 与QGF光谱峰值相比, QGF-E光谱峰值前移, 谱峰变短, 表明烃类组成总体变轻[14]。

图5 哈山地区部分单井储层QGF与QGF-E荧光图谱

哈山地区部分井储层QGF荧光图谱对比如图6a所示, QGF荧光图谱对比分析发现, HQ 31井与HQ 23-Q10井白垩系储层的原油峰型相似, 但HQ 23-Q10井荧光反映更为明显, HQ 31井则曲线平缓, 近似于基线, 表明研究区东部古油藏含油级别低。哈山地区部分井储层QGF-E荧光图谱对比如图6b所示, HQ 31井图谱曲线前移趋势明显, 仍近似于基线, HQ 23-Q10井、HQ 22-Q1井荧光反映突出, 侏罗系井、白垩系井间QGF峰型与QGF-E峰型相似, 表明现今油藏与古油藏油气成分相似。从整体来看, 针对古油藏而言, 处于西缘的HQ 23-Q10、HQ 22-Q1井荧光现象明显, 而位于东侧的HQ 31井荧光现象较弱, 推测HQ 31井受达尔布特断裂影响油气散失较快。针对现今油藏而言, 位于西侧的3口井中的HQ 23-Q10井白垩系浅部与HQ 22-Q1井侏罗系荧光反映最佳, 表明靠近玛湖凹陷的井含油丰度较高。根据QGF光谱显示古油藏深部烃类组分较重, QGF-E光谱显示现今油藏浅部烃类组分较重, 表明研究层位疏导性能强, 油藏的分布和流动受地质结构控制, 垂向上表现为深部向浅部运移的趋势。

图6 哈山地区部分井储层QGF与QGF-E荧光图谱对比

5 构造演化过程分析

准噶尔盆地西北缘处于扎伊尔山-哈拉阿拉特山系与玛湖凹陷之间, 根据不同时期地层变形特征及接触关系与构造变形样式、区域应力演化等特征分析, 在构造解释模型的基础上, 初步明确了哈山地区构造演化阶段, 主要分为4个阶段, 即晚石炭世-早二叠世的前陆洋盆地阶段、中-晚二叠世的周缘前陆盆地阶段、三叠纪-白垩纪的陆内拗陷阶段、古近纪-第四纪的前陆盆地活化阶段, 其中前3个阶段为构造演化发育的主要阶段[8, 9]。

晚石炭世-早二叠世的前陆洋盆地阶段为原地冲断阶段（C-P）, 准噶尔盆地西北缘处于弧后盆地环境, 从北西向南东方向挤压推覆, 断层上盘地层剧烈抬升, 形成断层相关褶皱[18], 推覆构造运动发生之前, 风城组烃源岩已开始进入生烃阶段, 此时南北向向上挤压作用于断层面, 三角带开始形成, 成熟度较低的油气沿断层往上部运移[8, 9, 18]。中-晚二叠世的周缘前陆盆地阶段为弧后挤压阶段（P2-T）, 中二叠世构造活动较弱, 深部潜在的俯冲趋于稳定, 地壳运动平缓[9, 10, 19], 晚二叠世的晚海西运动与印支运动加重推覆和挤压, 达尔布特断裂向准噶尔盆地发生冲断推覆, 断层上盘地层继续逆冲抬升, 哈山地区构造基本成型[9, 20, 21]。三叠纪-白垩纪的陆内拗陷阶段（T-K）, 早三叠纪哈山地区持续抬升, 玛湖凹陷相对沉降, 准噶尔盆地向拗陷型盆地转化; 三叠纪末, 玛湖凹陷继续沉降, 西部造山带持续推覆, 使哈山地区进一步隆升, 烃源岩开始大量生烃, 成熟油气沿断裂向上运移, 前陆盆地持续发展, 准西北缘再次进入了强烈挤压推覆的构造作用时期, 哈山地区在挤压的过程中由于剪切作用呈现逆冲断层特征, 三叠系与上覆侏罗系之间发育削截不整合[9, 10, 20]。侏罗纪及以后, 构造活动明显减弱, 哈山山体形成, 分隔南北, 在哈山地区冲断作用和右旋扭动作用下, 准西北缘前陆盆地中断层沉降导致断拗型沉积拗陷的形成, 这些拗陷也会在脆弱的构造部位发生变化。侏罗纪的地层从南向北呈现超覆状态, 而顶部则出现了明显的削蚀现象[14, 20, 21]。侏罗纪末烃源岩进入生烃高峰期, 此时油气运移动力强, 玛湖凹陷烃源岩生成的油气沿断-毯向研究区侏罗系聚集成藏[14, 21]。白垩纪以超覆为主要特征, 但是随着局部地区的伸展构造的出现, 挤压应力也随之释放, 此时构造活动更弱, 使得整个构造更加稳定和完整。达尔布特断裂向西北部高角度冲断, 哈山构造最终成型[20, 21]。白垩纪末, 烃源岩进入高熟阶段, 由于地壳升降运动, 一方面使得哈山地区侧翼烃源岩生成的高熟油气沿断裂向上运移, 另一方面玛湖凹陷烃源岩生成的油气沿断-毯向研究区运移, 在侏罗系、白垩系聚集成藏[21], 如图7所示。

图7 哈山地区构造演化过程

QGF Index与QGF-E的数值可以判断储层含油性, 进而推测油气输导机制[13, 14, 15, 16], HQ 23-Q10、HQ 22-Q1、HQ 21-Q8井邻近玛湖凹陷, 受断裂影响小, 荧光现象明显, 而HQ 31、HQ 30、HQ 216井受主要发育在浅层的反冲断裂和断展褶皱影响, 逸散作用严重, 自西向东逆冲断层与地层变形程度逐渐变缓, 断裂样式为叠瓦型断裂; 研究区北部以达尔布特断裂为界, 逆冲和反冲叠加区由南向北过渡, 毯状底板砂（砾）岩是重要的油气聚集层[22]。油源断裂沟通了深部烃源岩和浅部的输导砂层, 加剧了油气散失, 垂向上表现为油气运移古动力衰减, 荧光强度与油气含量逐渐减少[9, 22]。研究区断裂不发育区域荧光响应显著强于其他各小层, 研究区整体流体势由西向东逐渐降低, 流体的粘度、密度也逐渐减小, 因此相对低势区为油气聚集的有利区域[22]。

6 结论

（1）利用定量颗粒荧光分析技术（QGF和QGF-E）能够较好地识别出古今油水界面中的油水分布关系, 根据QGF Index与QGF-E确定现今的干层或砂泥岩薄互层在地质历史时期中是否有油气充注, QGF Index值相对较高, 说明其含油性较好, 且QGF Index与QGF-E强度近似呈正相关性。该技术是检验含油层段的有效手段。

（2）准噶尔盆地哈山地区浅层整体逆冲断层自西向东由陡变缓, 侏罗系-白垩系的QGF Index值和QGF-E值呈现由西向东逐渐降低的趋势, 侧向上整体流体势逐渐降低, 荧光强度也随之逐渐减小, 油气含量逐渐减少, 准西缘侏罗系-白垩系层位储层整体泥质含量较低, 主要发育砂岩和泥岩, QGF Index相对较高, 是含油分布良好的有利层段。

（3）研究区油源主要来自玛湖凹陷风城组烃源岩, 临近油源的井荧光现象明显, 浅层的反冲断裂和断展褶皱增强了目的层位的疏导性能, 导致油气轻烃组分的散失, 油气运移古动力衰减, 垂向表现为深部向浅部运移的趋势, 古油藏深部烃类组分较重, 现今油藏浅部烃类组分较重。

（编辑 唐艳军）

参考文献
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