低氣測(cè)儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別

龔一順，劉洪彬，鄧超，李世舉，夏竹君

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司，廣東 深圳 518000；2.大慶鉆探工程公司錄井二公司，吉林 松原 138000)

0 引言

南海東部某油田歷經(jīng)多年勘探，在韓江組到珠海組之間獲得諸多商業(yè)性油氣發(fā)現(xiàn)。但該油田的油藏表現(xiàn)出氣測(cè)值低、氣體組分不齊全、熒光顯示難以觀察等特點(diǎn)，對(duì)儲(chǔ)層流體判別造成很大困擾。由于油田中氣體組分特征不明顯，氣測(cè)三角圖版等常規(guī)氣測(cè)判別法無(wú)法正確識(shí)別油水層，因此，增加地化錄井技術(shù)并總結(jié)出一套能夠準(zhǔn)確識(shí)別儲(chǔ)層流體的方法尤為重要。

1 油藏特點(diǎn)

南海東部某油田為珠江口盆地珠一坳陷內(nèi)的富烴洼陷，該洼陷受東側(cè)NE-SW 向斷層控制。該油田是典型的上下構(gòu)造層二元結(jié)構(gòu)，下構(gòu)造層表現(xiàn)為恩平組薄、文昌組厚的特點(diǎn)。現(xiàn)階段研究認(rèn)為文昌組主要是烴源巖，烴源巖生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為氯仿瀝青“A”的飽和烴色譜峰型均為單峰型，碳數(shù)范圍一般在C12～C37之間，有機(jī)質(zhì)母質(zhì)來(lái)源以藻類(lèi)及水生生物為主，上構(gòu)造層整體呈現(xiàn)出一個(gè)海侵的過(guò)程，油藏段主要以三角洲平原-前緣相帶為主，珠海組—韓江組含砂率逐漸降低。該油田新近系油氣成藏與富集主要受晚期斷裂體系的控制，油藏具有淺層以重質(zhì)油為主、深層以中-輕質(zhì)油為主的特點(diǎn)。

2 低氣測(cè)原因分析

一般而言，油藏氣測(cè)值低有兩方面原因；其一與烴源巖生成的氣體含量有關(guān)；其二與儲(chǔ)層保存條件有關(guān)。對(duì)第一方面，據(jù)已鉆井資料分析研究認(rèn)為該油田文昌組中深湖相烴源巖以Ⅰ-Ⅱ1型為主，具有類(lèi)型好、有機(jī)質(zhì)豐度高、烴源巖成熟度較高的特征，Ro 為0.6%～1.1%，大部分大于0.7%處于成熟階段中期到晚期，為此認(rèn)為烴源巖生氣量并非該油田油藏氣測(cè)值低的主因。第二方面，一般研究認(rèn)為地溫低于80 ℃可能存在生物降解作用，該油田油藏埋深淺，較低的地層溫度為微生物提供了生長(zhǎng)條件，且淺層原油距離地表更近，與地表流體相通的機(jī)會(huì)更大，導(dǎo)致該區(qū)塊淺層油藏生物降解作用以及水洗作用明顯。

石油的生物降解作用實(shí)際上是某些喜氧微生物對(duì)石油中某些烴類(lèi)化合物的選擇性利用，而根據(jù)前人研究發(fā)現(xiàn)正構(gòu)烷烴的抗生物降解能力最弱，其次為類(lèi)異戊二烯烷烴、甾烷、藿烷、重排甾烷等。水洗作用下溶解有烴類(lèi)物質(zhì)但未達(dá)到飽和的地層水沿著油水界面流動(dòng)會(huì)把一部分可溶于水的烴類(lèi)帶走，改變了剩下原油的化學(xué)組成，而通常情況下輕烴較重?zé)N更易于溶解在水中。因此，總結(jié)分析認(rèn)為生物降解和水洗作用是造成該油田淺層油藏氣測(cè)低值的最主要原因之一。

3 地化錄井技術(shù)

3.1 基本原理

地化巖石熱解技術(shù)是通過(guò)高溫將含油的巖石樣品進(jìn)行熱解和裂解，由檢測(cè)器定量檢測(cè)氣態(tài)烴、液態(tài)烴和裂解烴的含量，以此來(lái)定量分析巖石中烴類(lèi)的含量。熱解氣相色譜是通過(guò)高溫將巖石樣品進(jìn)行熱解，通過(guò)色譜柱對(duì)不同組分的吸附或溶解能力不同，從而將石油的不同組分分離出來(lái)，并由檢測(cè)器檢測(cè)到，經(jīng)過(guò)計(jì)算機(jī)自動(dòng)處理得到各個(gè)組分的質(zhì)量百分含量和色譜圖。根據(jù)組分的相對(duì)含量和色譜圖能夠定性地識(shí)別流體性質(zhì)。目前所采用的色譜分析儀器可得到C8～C32的正構(gòu)烷烴、姥鮫烷及植烷色譜峰及各組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。研究區(qū)淺層低氣測(cè)油藏雖經(jīng)生物降解和水洗作用導(dǎo)致正構(gòu)烷烴組分減少，但仍可通過(guò)分析總結(jié)色譜圖特征來(lái)識(shí)別流體性質(zhì)。

該油田油層的色譜圖表現(xiàn)為基線隆起、正構(gòu)烷烴組分不齊全、輕組分相對(duì)減少，是生物降解作用的明顯特征。當(dāng)儲(chǔ)層含水時(shí)，生物降解作用和水洗作用會(huì)加強(qiáng)，使得正構(gòu)烷烴組分減少更劇烈，色譜峰值低，異構(gòu)烷烴及不可分辨原子化合物增加，碳數(shù)范圍變窄。

3.2 油水識(shí)別圖版研究

通過(guò)對(duì)已鉆井巖石熱解及熱解氣相色譜分析數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)分析，優(yōu)選出兩個(gè)能反映油氣水特征的參數(shù)，一個(gè)是(S0+S1)/S2為氣態(tài)烴與液態(tài)烴之和與裂解烴的比值，該比值越大說(shuō)明輕質(zhì)可流動(dòng)性的烴越多；另一個(gè)是油產(chǎn)率指數(shù)(OPI)為液態(tài)烴與總烴的比值，該比值越大說(shuō)明輕質(zhì)可流動(dòng)的烴占總烴比例越大。通過(guò)對(duì)南海東部某油田5 口井56 層地化特征參數(shù)的分析，本文建立了該油田淺層巖石熱解評(píng)價(jià)圖版(圖1)及熱解氣相色譜標(biāo)準(zhǔn)譜圖(圖2)。從圖1 可知，圖版右上方區(qū)域?yàn)橛蛥^(qū)，左下方區(qū)域?yàn)楹畢^(qū)。從圖2 可知，該油田油層氣相色譜圖峰型主要表現(xiàn)為后峰型，色譜總峰面積大，碳數(shù)分布范圍較廣，正構(gòu)烷烴組分部分缺失，基線較隆起、尾部稍重，含異構(gòu)烷烴和未分辨化合物(圖2(a))；儲(chǔ)層含水(偏向水層) 氣相色譜圖峰型為后峰型，出峰位置較油層更后，峰值較低，正構(gòu)烷烴組分不齊全，碳數(shù)范圍變窄，輕-中烴組分缺失，色譜基線尾部隆起嚴(yán)重，異構(gòu)烷烴和未分辨化合物增多(圖2(b))。

圖1 南海東部某油田淺層的油產(chǎn)率指數(shù)-(S0+S1)/S2交會(huì)圖

圖2 南海東部某油田淺層氣相色譜圖譜特征

4 應(yīng)用實(shí)例分析

本文通過(guò)總結(jié)南海東部某油田低氣測(cè)儲(chǔ)層的地化錄井方法特征，形成了一套適用于該區(qū)塊淺層油水識(shí)別的地化錄井識(shí)別新方法。

4.1 準(zhǔn)確識(shí)別低氣測(cè)油層

A 井為南海東部某油田含油氣系統(tǒng)東沙隆起西部的一口評(píng)價(jià)井，該井在珠江組1 530～1 590 m 為一套連續(xù)互層砂巖顯示段，巖屑錄井巖性為中砂巖、灰質(zhì)中砂巖及細(xì)砂巖。該段3、4 號(hào)層含油面積20%～40%、熒光面積20%～50%，由巖屑含油級(jí)別可知該兩層含油性好。對(duì)3、4 號(hào)層氣測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化處理(表1)，該兩層氣體曲線形態(tài)為山峰狀且組分相對(duì)異常明顯，氣測(cè)無(wú)下降趨勢(shì)，氣測(cè)資料初步解釋為油層(圖3)。這里需要指出的是，歸一化校正氣指數(shù)參考了儲(chǔ)層鉆時(shí)這一變量，由于A 井儲(chǔ)層頂部發(fā)育薄層鈣頂，而儲(chǔ)層頂部氣體含量充足，因此薄鈣尖在一定程度上影響了校正氣指數(shù)(分析認(rèn)為厚層且穩(wěn)定的鉆時(shí)對(duì)校正氣指數(shù)更具代表性)，發(fā)育薄層鈣尖的各儲(chǔ)層頂部氣測(cè)曲線形態(tài)都會(huì)顯示一尖峰。

表1 各井段歸一化氣測(cè)組分特征

圖3 A 井歸一化氣測(cè)組分特征

地化熱解氣相色譜圖分析顯示，3、4 號(hào)層熱解S1峰值高，色譜圖雖有異構(gòu)烷烴組分，基線呈逐漸隆起狀，但色譜總峰面積較大，碳數(shù)分布范圍廣，組分峰整體呈后峰型展布(圖4)，總體表現(xiàn)為生物降解重質(zhì)油層特征，對(duì)其進(jìn)行巖石熱解評(píng)價(jià)圖版投點(diǎn)，落在油區(qū)(圖1)。

圖4 A 井地化巖石熱解氣相色譜特征

結(jié)合氣測(cè)、地化綜合分析，3、4 號(hào)層為油層。該兩層測(cè)井電阻率異常明顯，由2.0 Ω·m 最高上升到9.0 Ω·m，測(cè)井解釋為油層(圖3)，錄井與測(cè)井解釋結(jié)論相符。

4.2 準(zhǔn)確判別低氣測(cè)油水界面

以PY-A-2 井為例，該井1 號(hào)層熒光面積20%，2 號(hào)層熒光面積5%。由巖屑含油級(jí)別可知，1 號(hào)層含油性好，2 號(hào)層熒光特征指示含油性差。對(duì)1、2 號(hào)層氣測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化處理(表1)，1 號(hào)層氣體曲線形態(tài)為山峰狀且組分相對(duì)異常明顯，氣測(cè)無(wú)下降趨勢(shì)，氣測(cè)資料初步解釋為油層，2 號(hào)層在1 號(hào)層下部且與1 號(hào)層連通，1 號(hào)層氣測(cè)特征表現(xiàn)為流體組分下降為低值，指示儲(chǔ)層含烴飽和度下降，氣測(cè)資料初步解釋為含油水層，根據(jù)歸一化氣測(cè)曲線下降形態(tài)劃分1 551 m 為1、2 號(hào)層分界面(圖3)。

地化熱解氣相色譜圖分析顯示，1 號(hào)層熱解S1峰值高，色譜圖表現(xiàn)為基線呈逐漸隆起狀，色譜總峰面積較大，碳數(shù)分布范圍廣，組分峰整體呈后峰型展布，表現(xiàn)為油層特征。2 號(hào)層與1 號(hào)層對(duì)比，輕-中組分正構(gòu)烷烴明顯缺失，碳數(shù)范圍變窄，各組分峰值偏低且峰型位置極后，基線尾部隆起嚴(yán)重，表現(xiàn)為以水為主的特征(圖4)。對(duì)1、2 號(hào)層進(jìn)行巖石熱解評(píng)價(jià)圖版投點(diǎn)，1 號(hào)層落在油區(qū)，2 號(hào)層落在水區(qū)(圖1)。

綜合分析1 號(hào)層為油層，2 號(hào)層為含油水層，且1、2 號(hào)層油水界面在1 551 m。

本井段1 號(hào)層測(cè)井電阻率由2.0 Ω·m 最高上升到30.0 Ω·m，測(cè)井解釋為油層，在1 535.5 m 處進(jìn)行RCI 取樣分析，取得油樣650 mL，RCI 取樣證實(shí)本層段為油層。2 號(hào)層電阻率相對(duì)1 號(hào)層低，但因巖性影響，電阻率并未降至水層電阻率，在1 553.2 m 處進(jìn)行RCI 取樣分析，取得水樣650 mL，測(cè)井解釋為含油水層(圖3)。1 號(hào)層與2 號(hào)層測(cè)壓回歸油水界面為井深1 550.3 m(海拔-1 448.5 m)，錄井解釋油水界面深度與測(cè)壓回歸結(jié)論相符。

5 結(jié)論

(1)本文總結(jié)了珠江口盆地南海東部某油田含油氣系統(tǒng)內(nèi)的構(gòu)造成藏特點(diǎn)，并對(duì)系統(tǒng)內(nèi)油藏低氣測(cè)值原因進(jìn)行了分析。分析認(rèn)為，生物降解作用導(dǎo)致殘余原油生氣潛力降低及生物降解容易消耗低碳數(shù)正構(gòu)烷烴為油藏低氣測(cè)主因。

(2)本文總結(jié)了地化巖石熱解氣相色譜在生物降解原油中的響應(yīng)特征，并建立了圖版。地化氣相色譜圖顯示為后峰型，正構(gòu)烷烴組分部分缺失，基線較隆起，能指示原油特性，提高油層判斷的準(zhǔn)確性。

(3) 通過(guò)對(duì)熒光、歸一化氣測(cè)數(shù)據(jù)及地化巖石熱解氣相色譜的分析，形成一套南海東部某油田綜合錄井解釋評(píng)價(jià)方法，能更充分、準(zhǔn)確地對(duì)該區(qū)塊儲(chǔ)層流體性質(zhì)及油水界面作出評(píng)價(jià)，解決了氣測(cè)顯示不明顯、熒光不易觀察的淺層低氣測(cè)油藏難以識(shí)別的困擾。