页岩是油气储层的主要类型之一，其微量有机质的准确表征是油气资源勘探中的一大热点和难点。利用太赫兹时域光谱技术(THz-TDS)对不同原油含量(ppm级)的页岩进行测试与分析，结果表明，太赫兹光谱响应与页岩有机质含量存在单调关系：随着原油浓度增加，单位厚度太赫兹时域光谱幅值衰减系数线性增加。结合有效介质理论，确定了太赫兹介电常数与200 ppm以下原油含量之间的线性关系。研究表明，太赫兹时域光谱技术可作为页岩中微量原油表征的有效方法，对提高油气资源勘探效率具有重要意义。

准确及时的检测原油含水率对注水策略调整、 原油开采能力评估、 油井开发寿命预测等均具有重要意义。 然而, 当前我国大多数油田均已进入高含水的开发中晚期, 含水率测量难度大且准确率不高。 在此背景下, 开展了高含水情况下利用近红外光谱进行原油含水率测量的研究。 首先介绍了目前原油含水率检测的常用方法, 分析了它们的优劣。 理论上, 由于水的近红外光吸收带与原油中C—H键的吸收带有明显区别, 根据Lambert-Beer吸收定律和吸光度线性叠加定律可知, 不同含水率高含水原油近红外光谱会存在较强响应差异。 为此, 对高含水原油进行近红外光谱检测, 建立原油含水率与近红外光谱响应间的非线性映射模型, 可实现高含水原油含水率的精确测量。 为了验证该方法的有效性, 搭建了近红外光谱数据采集实验装置: 采用白炽灯作为光源, 经过光路调节成平行光后垂直射入样品池, 用近红外光谱仪(海洋光学NIR512)采集光谱用于分析。 其中, 接收光谱仪带宽为900～1 700 nm, 平均分成512个波段。 光谱数据利用光谱仪配套软件储存在电脑中。 样本采用相同厚度不同比例的油水混合物, 样本含水率范围为70%～99%, 共采集数据60组, 每组重复3次取平均值。 得到原始数据后, 先进行原始数据预处理, 以减少数据采集时来自高频随机噪音及温度不稳定、 样本不均匀、 基线漂移、 光散射等不利因素的影响。 分别选用了S-G滤波、 一阶导数和S-G滤波+一阶导数作为数据预处理的方法, 利用连续投影算法(SPA)对光谱数据进行降维, 并利用偏最小二乘法(PLS)和多元线性回归(MLR)进行建模, 模型精度通过计算均方根误差值(RMSE)和相关系数(r)来验证。 对比发现, 使用S-G滤波+一阶导数建立的模型RMSE值最小(RMSE=0.007 0, r=0.998 3)。 使用SPA降维后的模型要优于全波段PLS模型(RMSE=0.083 3, r=0.920 6)与MLR模型(RMSE=0.099 9, r=0.967 1)。 利用SPA提取出的31个特征波长建立的模型仅占全波段的6.05%, 并获得了较好的精度。 证明了利用光谱检测高含水原油含水率可行性, 并且得到了满意的精度, 为高含水原油的含水率检测提供了新的方法, 为进一步利用近红外光进行高含水原油的快速检测与在线监测提供参考。

混源油比例定量分析对于判识不同成藏期的油源贡献度具有重要意义, 为建立一种快捷确定混源油贡献度的方法, 采用显微荧光光谱技术对同源混合原油贡献度进行了定量表征。 以东营凹陷王家岗地区为例, 通过γ蜡烷/C30霍烷、 Ts/(Tm+Ts)、 Ts/Tm及C2920S/(20S+20R)等生物标志化合物参数对沙四段原油进行了的原油组群划分与油源对比, 对原油类型和成熟度进行了限定。 选择具有代表性的X1和X2井作为沙四型成熟原油和低熟原油的两个端元组分进行人工配比实验, 在验证端元组分可靠性的基础上, 对端元油按照质量分数进行了配比, 分别为0∶10, 2∶8, 4∶6, 6∶4, 8∶2, 10∶0。 对配比进行了原油族组分和显微荧光光谱分析, 分析了混合原油成熟度、 端元油贡献度和荧光光谱参数之间的关系。 结果表明: 配比混源油继承了端元油“三峰型”的荧光光谱谱形特征, 混源油荧光颜色明显不同, 通过荧光颜色定量系数(CIE-X, CIE-Y)分析可知, 在CIE色度图上表现为近线性渐变的荧光特征; 随着沙四型成熟油混入量的增加, 混源油中芳香烃含量逐渐减少, 荧光强度也逐渐降低, 荧光颜色发生了明显的蓝移; 原油混合使荧光光谱参数发生了变化, 荧光光谱参数(QF-535、 荧光强度-567 nm、 红绿商、 黄绿商)与混合比例呈现良好的线性关系, 能够较好的反映原油成熟度; 随着混源油成熟度增高, 高分子量烃类组分含量降低, 荧光光谱参数逐渐降低。 通过配比实验建立的数学关系能够定量判别原油混合比例, 实验证实可以利用荧光光谱参数定量表征混源油中端元组分的贡献度。

为降低长距离原油输送过程中混油产生的损失,需定时检测管线原油成分以确定是否出现混油事故。常规检测输油管线原油成分需从现场管线中取样后,再进行室内检测,该类技术操作复杂且易受环境因素的影响,未能实时反映管道混油后油品成分变化。文中应用激光拉曼光谱对原油识别检测进行了实验研究,试验选取辽河油田不同区块2种原油,通过特征峰及图谱分析,实现不同类型原油的识别。结果表明,2 800 cm-1~3 000 cm-1区域特征峰是激光拉曼证明烷烃存在的重要标志,该段拉曼谱图特征峰的不同代表了烷烃组分的差异性,可以有效区分不同类型的原油。该方法的进一步研究,有望形成一套油品快速、实时检测的技术方法。

采用恒波长同步荧光光谱法检测分析8种燃料油、 7种中东原油、 14种非中东原油的荧光特征, 结合离散小波变换以及Fisher判别法建立海上溢油油种鉴别的模型。 29种油样风化前后均在波长(280±2), (302±2), (332±2)和(380±2) nm处有典型的荧光峰, 但在(380±2) nm处风化油样的荧光强度的离散度过大, 该波长不适于油种鉴别。 在db7小波基函数下对29种原始油样荧光谱图进行6层分解, 提取d3细节系数特征, 确定波长(255±2), (280±2), (302±2), (332±2)和(354±2) nm处的小波系数并用于Fisher判别模型建立。 29种油样在(280±2) nm处均有极值点, 燃料油小波系数位于44.06±5.62之间, 原油位于22.47±5.12之间, 此波长处的小波系数可区分燃料油与原油。 建立的Fisher判别模型不仅能区分燃料油和原油还能进一步区分中东原油, Wilks’s lambda分布所对应的P值分别为0和0.02, 表明模型是可行的。 模型验证结果显示, 对风化后的建模油样的鉴别正确率达到96.6%, 对非建模23种油样鉴别正确率达到95.7%。 由于建模油样风化前后的修正余弦相似度为0.91~0.98, 因而以未风化油样建立的油种鉴别模型同样适用于风化后油样的辨别。

显微荧光光谱已经成为流体包裹体系统测试分析中较为成熟的一项技术, 可用于区分不同类型的原油与油包裹体, 从而为研究含油气盆地的油气成藏历史提供重要依据。 不同来源的原油在运聚的过程中可能会发生不同程度的混合作用, 为了有效识别这一类地质过程, 基于不同比例的原油配比混合实验, 研究原油混合后的显微荧光光谱的具体变化特征。 结果表明: 原油混源使得显微荧光光谱参数λmax, QF-535和CIE-XY发生了非线性变化, 具体表现为混源后原油的荧光光谱参数均介于两个端元油之间, 混源油中某一端元油的比例越大, 其荧光光谱参数越靠近这一端元油。 在CIE-XY色品图中主要表现为非线性渐变的荧光颜色特征。 光谱谱形的改变主要表现为谱形由“单峰型”变为“双峰型”和“三峰型”, 同时主峰波长和次峰波长保留了两个端元油的信息; QF-535与混源比例可建立曲线用来定量计算两端元油的相对贡献度。 综合上述荧光光谱参数和谱形的变化特征, 利用原油和油包裹体的显微荧光分析, 识别出东海盆地西湖凹陷A气田有三种不同类型原油充注, 中间还发生了一次原油混源作用, 即蓝绿色荧光原油和黄色荧光原油发生了混合, 定量计算其混源程度为介于47%~55%。