一种计算石油包裹体气液比的新方法

邓模

（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214126）



一种计算石油包裹体气液比的新方法

邓模

（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214126）

摘要：石油包裹体的气液比是热力学模拟的敏感性参数，应用石油包裹体热力学模拟方法可以获得古油气充注时的压力，通过石油包裹体二维平面分析和三维形态重构，可以获取石油包裹体的气液比。实例研究证明，在一定的石油包裹体形态范围内，通过二维平面分析和三维形态重构获取的石油包裹体气液比与共聚焦激光-荧光扫描显微镜所测得的气液比的相对误差可以控制在±10%内。在缺少共聚焦激光-荧光扫描显微镜条件下，石油包裹体二维平面分析和三维形态重构方法比目估测量法能更准确地计算石油包裹体气液比，可以满足石油包裹体捕获压力模拟的精度要求。

关键词：石油包裹体；气液比；热力学模拟；捕获压力

流体包裹体是指在矿物结晶生长时，被捕获在矿物晶格的缺陷或空穴内的成矿液体，只要流体包裹体在形成以后未发生破裂和漏失，它就包含着成矿、成藏流体的原始信息[1]。油气运移过程中形成的流体包裹体，一般生成于碳酸盐岩和碎屑岩中的方解石脉、石英脉、石英次生加大边、石英颗粒裂缝愈合处以及同期形成的萤石、硬石膏等自生矿物中[2-4]，是油气运移聚集过程的直接标志。流体包裹体，特别是其中的石油包裹体，在油气成因、油气运移以及成藏等研究方面具有不可替代的作用[5-6]。

包裹体气液比可以表示气泡的充填度，它不但是包裹体分类中的一个重要参数，同时也是包裹体捕获温度和捕获压力计算的基础数据[1]，由特定流体体系的温度、体积和压力决定[7]。已知石油包裹体的气液比、化学组成和均一温度及其同期盐水包裹体的均一温度，就可以进行热力学模拟，进而获得石油包裹体最小捕获压力[8]。因此，石油包裹体的气液比是热力学模拟的一个重要敏感性参数，气液比计算的准确性直接影响到捕获压力预测的精度。较为常用的石油包裹体气液比研究手段主要有共聚焦激光-荧光扫描显微镜测量法和目估测量法2种。

共聚焦激光-荧光扫描显微镜（CLFSM）以激光作为光源，通过激光孔及物镜的聚焦作用，形成一个光点照射到样品上，激发出荧光。共聚焦激光-荧光扫描显微镜测量原理：首先将石油包裹体薄片置于激光扫描共聚焦显微镜下，确定石油包裹体的顶、底界后，进行深度扫描，得到不同深度的系列切片，然后利用三维重建软件，对这些切片进行三维图像重构，分别计算出整个石油包裹体和气泡的体积，从而获得石油包裹体气液比，其精度可以达到95%[9-10].虽然共聚焦激光-荧光扫描显微镜测量方法的精度较高，但仍然存在一定局限性，表现在2方面：一是石油包裹体受激光照射时液体部分会发出较强荧光，使得气泡部分被照亮，造成气液比测试结果偏小；二是由于石油包裹体形态多不规则，利用圆台体积公式来计算气液体积比时，通常会产生一定的系统误差[9]，使计算结果失真。

目估测量法是目前较为常用的气液比计算方法，其原理是在荧光显微镜下，通过目测二维投影得到石油包裹体中不同相态的面积，对比已知各种石油包裹体三维形态图的标准气液比来综合确定[11-12]。该方法用目估的面积比代替了体积比，虽然成本低、流程简单，但由于目测过程中受人为因素影响较大，测试精度难以满足较高的要求。

为了在保证测试精度的前提下降低实验成本、提高便捷性，本文通过一系列实验对比研究，结合计算机编程，提出了一种新的石油包裹体气液比计算方法，兼顾了共聚焦激光-荧光扫描显微镜测量法和目估测量法的优点。

1　石油包裹体气液比计算方法基本原理

捕获于成岩矿物晶体缺陷和裂纹中的石油包裹体除部分呈负晶形之外，多数呈极其不规则的形态，石油包裹体大小从一微米以下到数十微米不等，显微镜下的包裹体以二维形态呈现。在透射光下可利用长宽比和不规则度2个参数来表征石油包裹体的二维形态，并基于2个假设，一是认为石油包裹体中的气泡是一个球体，二是认为石油包裹体由n个高为Lmax/n、底面积为πR2/4的圆柱体组成。在此基础上，进行石油包裹体各相态体积三维重构，运用CorelDraw软件进行VisualBasic编程，获取石油包裹体体积，结合气泡体积计算，最终得到石油包裹体的气液比。

2　石油包裹体体积及气相体积计算

2.1石油包裹体体积计算

（1）二维形态分析石油包裹体形态种类丰富，其中不规则形态占绝大多数，负晶形石油包裹体相对较少，笔者采用长宽比（Lmax/Lmin）和不规则度C2/（4πA）参数来表征显微镜下观测到的石油包裹体的二维形态。其中Lmax与Lmin分别代表将石油包裹体二维形态沿某一端点旋转90°过程中测定的最大水平长度与最小水平长度，C和A分别为石油包裹体二维形态的周长和面积。图1中D，E，F代表在显微镜下观测的石油包裹体二维平面绕左端点旋转不同角度（根据包裹体Lmax的位置，若Lmax方向垂直x轴，则旋转90°，将包裹体旋转到图1中F位置）所获得的石油包裹体形态，从而来确定Lmin和Lmax.

Lmax/Lmin和C2/（4πA）这2个参数共同决定了石油包裹体形态，若石油包裹体的形态为正圆形，则长宽比（Lmax/Lmin)和不规则度C2/（4πA）均为1，长宽比越大，表明石油包裹体的形态越扁，不规则度越大，表明石油包裹体棱角越分明。

（2）三维体积重构石油包裹体二维平面形态分析是石油包裹体三维体积重构的基础，图1中石油包裹体F表示二维形态分析后得到的石油包裹体二维平面图。从图1中看出二维分析后的包裹体形态并没有变化，发生变化的是石油包裹体二维形态Lmax与水平面的夹角。在显微镜下测定的原始二维形态的Lmax与水平面的夹角总是大于或等于0（位置D或位置E），而石油包裹体二维形态变化后Lmax与水平面的夹角为0（位置F）。石油包裹体二维平面形态分析完成后就可以通过假定石油包裹体二维平面与三维形态之间的某种关系，进而重构石油包裹体三维形态，计算公式为

在水平x方向上，石油包裹体由垂直于Lmax方向的n个直径为R的圆所组成，R表示石油包裹体垂直Lmax方向的宽度（R≤Lmin）（图1）。当n较大时，可以近似认为石油包裹体是由n个高为Lmax/n、底面积为πR2/ 4的圆柱体组成，因此石油包裹体的体积可以通过（1）式计算。

2.2气相体积计算

石油包裹体中的气泡可分为规则和不规则2类[13]，形状规则的气泡主要为球形或近球形，而形状不规则的气泡主要为纺锤形、酒桶形或其他立体形态。

当气泡较小时，石油包裹体在各个方向上的长度都比气泡的直径大，那么就可以认为气泡是个球体，则可以通过测定二维形态中气泡直径，计算得到气泡体积；而当气泡较大或石油包裹体形状极不规则时，由于受到石油包裹体壁的影响，气泡表现出纺锤形、酒桶形或其他的不规则形态，气泡体积的计算则需要通过三维重构来进行，与石油包裹体体积计算方法类似。

3　计算实例及误差分析

文献［14］认为包裹体热力学模拟精度的主要影响因素有包裹体流体成分、包裹体气液比精度、古地层压力计算范围有限等。因此，只有准确获取了石油包裹体的气液比，才可以较为客观地进行热力学模拟，进而准确获取古地层压力。

为客观评价本文提出的气液比计算方法的精度和可行性，选择了13种不同的石油包裹体形态（图2），开展了石油包裹体二维形态分析、石油包裹体体积计算、气泡体积计算以及气液比计算，同时对这13种不同形态的石油包裹体进行了CLFSM法气液比测定（CLFSM法的计算结果可以近似认为是真实的气液比）。

图2　石油包裹体二维形态类型示意

表1详细列出了13种石油包裹体的形态参数（长宽比和不规则度）、新方法气液比计算结果、CLFSM法计算结果以及2种方法计算结果的绝对误差和相对误差。对比新方法与CLFSM法计算得到的气液比后不难发现，二者绝对误差主体控制在±2%内（图3），但是从表1中看到，受石油包裹体形态影响，二者的相对误差分布跨度较大，达到了±50%，表明本文提出的新方法具有一定的适用条件。

为进一步研究新方法的适用性，对造成新方法相对误差较大的原因进行了分析（图4），发现石油包裹体形态不规则是造成相对误差较大的主要原因。石油包裹体形态越不规则，则棱角化越明显，所计算的气液比相对误差越大。计算的13种石油包裹体的形态，主要有长条状、尖棱状、次尖棱状、水滴状、负晶型、近规则状等6种类型，从这6种类型石油包裹体的相对误差分布上来看（图4），水滴状、尖棱状（图2a，图2l，图2m）、次尖棱状以及负晶形的石油包裹体误差较大，而近规则状（图2e，图2g）和大部分长条状石油包裹体（图2f，图2i，图2k）相对误差则较小，主体在±10%内，因此对于形态较规则的石油包裹体，本文介绍的新方法可以较为客观地计算出气液比。

表1　不同形态石油包裹体气液比计算结果及误差对比

图3　石油包裹体形态参数与绝对误差分布示意

图4　不同石油包裹体形态相对误差分布

基于上述2种方法计算结果的误差分析，笔者认为在进行石油包裹体热力学模拟前，应选择形状较规则（长宽比和不规则度接近1）的石油包裹体气液比，尽量不要选择尖棱状、水滴状、负晶形等不规则形状石油包裹体气液比，以避免热力学模拟结果产生较大误差。

4　结论

（1）长宽比和不规则度可以有效表征石油包裹体二维形态，长宽比越大，表明石油包裹体的形态越扁；不规则度越大，表明石油包裹体棱角越分明。

（2）对于形状不规则的水滴状、尖棱状以及负晶形石油包裹体，用本文新方法计算气液比相对误差较大，但对于形态较规则的石油包裹体则可以获得较为客观的、相对误差较小的气液比。相比目估测量法，新方法更为便捷、实用。

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（编辑曹元婷）

A New Method for Calculating Ratio of Vapor to Liquid Phase Volume of Oil Inclusions

DENG Mo
(Wuxi Institute of Petroleum Geology,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Sinopec,Wuxi,Jiangsu 214151,China)

Abstract:Paleopressure can be obtained by oil inclusion thermodynamics modeling,and ratio of vapor to liquid phase volume of oil inclu⁃sion is a sensitive parameter in this modeling,which can be got by 2D plane analysis and 3D shape reconfiguration of petroleum inclusions. The case study shows that within a certain oil conclusions shape,this ratio obtained by 2D plane analysis and 3D shape reconfiguration has relative error within±10%,compared with the ratio given by confocal laser scanning⁃fluorescence scanning microscopy(CLFSM).Without CLFSM,the 2D plane analysis and 3D shape reconfiguration method is better than ocular estimation measurement method in calculation of the ratio,and can meet the accurate requirement for trappingpressure modelingof petroleum inclusions.

Keywords:oil inclusion;vapor⁃liquid ratio;thermodynamics modeling;trappingpressure

作者简介：邓模（1983-），男，贵州遵义人，工程师，石油地质，（Tel）13815104906（E-mail）dengmo.syky@sinopec.com

收稿日期：2014-12-05

修订日期：2015-12-22

文章编号：1001-3873（2016）02-0236-04

DOI：10.7657/XJPG20160221

中图分类号：TE124.1

文献标识码：A