北部灣盆地稠油儲層流體識別問題探討

吳健，張恒榮，胡向陽，等. 北部灣盆地稠油儲層流體識別問題探討. 吉林大學學報（地球科學版），2024，54（3）：10541067. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065.

Wu Jian， Zhang Hengrong， Hu Xiangyang， et al. Discussion on Fluid Identification of Heavy Oil Reservoir in Beibu Gulf Basin. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2024， 54 （3）：10541067. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065.

摘要：南海西部北部灣盆地的稠油油藏分布在潿西南凹陷和烏石凹陷，主要以普通稠油和特稠油為主。此類稠油埋深范圍較廣，從淺層到中深層均有發現，物性較好，呈中—高孔滲和高阻特征，但常規氣測往往僅有總烴和甲烷，氣測值很低且無異常顯示，錄井巖屑在大部分區域未見任何熒光和含油顯示，給地層流體識別帶來很大困難。為此，針對本區不同類型的稠油進行分類并開展測、錄井特征分析；在此基礎上，以隨鉆測井曲線結合壁心含油性為主要手段，以氣測圖版和壁心三維定量熒光識別為輔助，提出了一套稠油快速識別方法。利用取樣過程中對井下地層流體性質的監測和巖石熱解分析結果，指出稠油本身典型的烴組分構成造就了其獨特的氣測特征；同時，認為強親水的巖石潤濕性以及瀝青質稠油與砂巖骨架顆粒之間特殊的粘附性是造成部分稠油儲層巖屑無熒光和含油顯示的主要原因，壁心和取樣流體的三維定量熒光能夠真實反映地層流體的性質。

關鍵詞：稠油儲層；重烴組分；潤濕性；瀝青粘附性；熒光錄井；井下流體分析；北部灣盆地

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065

中圖分類號：TE51

文獻標志碼：A

收稿日期：：20230321

作者簡介：

吳健（1983-）， 男， 高級工程師， 主要從事測井綜合解釋、儲層參數研究、儲量評價和巖石物理研究， E-mail： wujian1@cnooc.com.cn

基金項目：中國海洋石油集團公司“十四五”重大專項（KJGG20220301）

Supported by the Major Special Project of China National Offshore Oil Corporation During the 14th Five Year Plan （KJGG20220301）

Discussion on Fluid Identification of Heavy Oil Reservoir in Beibu Gulf Basin

Wu Jian， Zhang Hengrong， Hu Xiangyang， Liu Tuliang， Zhang Heng

Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd，Zhanjiang 524057， Guangdong， China

Abstract：

The heavy oil reservoirs in" Beibu Gulf basin of the western South China sea are mainly distributed in" Weixinan sag and Wushi sag， It is mainly composed of ordinary heavy oil and extra heavy oil. This type of heavy oil has a wide burial depth unit and can be discovered from shallow to middle-deep layers， with good physical properties and characteristics of medium high porosity， permeability， and high resistivity. However， conventional gas logging often only includes total hydrocarbons and methane， the gas measurement value is very low and there is no abnormal display， no fluorescence or oil bearing indication is found in most areas during cutting logging， which brings great difficulties to formation fluid identification. Therefore， classification and logging characteristics analysis are conducted for different types of heavy oil in this area. On this basis， a fast identification method for heavy oil is proposed by combining logging curves while drilling with the oil content of the wall core as the main means， supplemented by gas logging maps and three-dimensional quantitative fluorescence recognition of the wall core. By utilizing the monitoring of fluid properties in underground formations and the results of rock pyrolysis analysis during the sampling process， it is pointed out that the typical hydrocarbon composition of heavy oil itself creates its unique gas logging characteristics. Meanwhile， the analysis suggests that the strong hydrophilicity of rock wettability and the special adhesion between asphaltene heavy oil and sandstone skeleton particles are the main reasons for the lack of fluorescence and oil content display in some heavy oil reservoir cuttings. It is also pointed out that the three-dimensional quantitative fluorescence of the wall core and sampling fluid can truly reflect the properties of the formation fluid.

Key words：

heavy oil reservoir; heavy hydrocarbon component; wettability; bitumen adhesion; fluorescence logging; downhole fluid analysis; Beibu Gulf basin

0" 引言

隨著南海西部海域油氣勘探工作的持續推進和力度的不斷加大，近些年來在北部灣盆地發現了越來越多的稠油儲層，從流體性質來看主要以普通稠油和特稠油為主，其埋深范圍較廣，在淺層和中深層均有分布，物性較好，呈中—高孔滲和高阻特征。與通常典型的稠油層不同，本區有相當數量的稠油儲層氣測無任何異常，組分僅有總烴和甲烷，重組分基本看不到，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，錄井含油無顯示。而且，該類儲層常分布在地質設計的非目的層，往往在鉆進途中鉆遇，一般只有電阻率和自然伽馬曲線，沒有孔隙度測井曲線，因此給地層流體識別帶來很大困難，測井解釋極易漏掉該類稠油儲層。

目前，不同國家都有各自針對稠油油藏的分類標準［12］。國內普遍以原油黏度為第一指標，相對密度為第二指標，將稠油細分為普通稠油、特稠油和超稠油［3］。關于稠油的地質成因機制，已有大量研究指出稠油主要由生物降解作用和地下水流動過程中的水洗作用以及氧化作用等造成［46］。曹志壯［7］闡述了對稠油氣測顯示規律的認識，并利用全烴數據與地質熒光級別的氣測交會圖版來定性識別稠油、氣和水層。總體上，該方法適用于氣測和錄井含油顯示較明顯的稠油儲層識別，但由于本區有大量稠油儲層無熒光和含油顯示，因此該方法不適用。曹鵬飛等［8］總結了珠江口盆地陽江凹陷稠油層現場地質錄井的特征和識別方法。車曉峰等［9］和鄭玉朝等［10］提出了利用地化錄井參數和巖石熱解錄井開展現場定量評價稠油的方法。王佳凡等［11］根據稠油儲層泥漿侵入較淺的特征，利用深、淺雙側向電阻率的幅度差做交會圖來定性判別稠油儲層。該方法可用在泥漿浸泡等待時間較長的非低孔滲致密儲層段的電纜測井評價中，但對于海上油田廣泛采用的隨鉆測井則不適用。田鑫等［12］利用二維核磁共振測井從兩個緯度上展現不同擴散系數和弛豫時間的流體信息，進而有效識別稠油信號。此方法對儀器和現場采集方式都有較高的要求，需要特殊的反演處理，且目前應用數量過少，所得成果代表性有限且時效性較低，因此難以大范圍推廣使用。綜上所述，目前已有針對稠油儲層評價的方法大都具有地區經驗性，適用于特定地區、稠油特征的流體識別和儲層評價，因此從應用角度存在一定局限性，并非適用于所有地區。

北部灣盆地稠油儲層的常規測井和氣測特征與部分其他油田已發表文獻中的稠油特征相似。文獻中對各區稠油的普遍描述為，錄井巖屑從性狀看有明顯粘連性黑色稠油充填，油味重且沾手，熒光直照無熒光，但滴照均有較強顯示，含油為油斑—油浸，巖屑三維定量熒光圖譜顯示為重質油，依據這些特征可及時發現稠油儲層；而本區很多稠油儲層巖屑從各方面均看不到含油的痕跡，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，與鄰近不含油的純水層砂巖無異，但壁心熒光直照為暗黃色，熒光面積可高達50%～70%，且部分巖樣可見原油外滲，含油顯示以油斑—油浸為主。針對北部灣盆地部分區塊稠油儲層評價中面臨的新問題，在實踐中總結出了一套行之有效的地層流體識別方法。本文利用有限的常規測井曲線并結合鉆速特征，可有效發現潛在的稠油儲層。在此基礎上，加測補償中子、密度曲線以證實儲層物性，加測井壁取心以證實儲層含油性，并進一步開展測壓取樣或地層測試以證實儲層的流體性質。同時，對稠油儲層的烴組分特征和巖石潤濕性的差異展開分析，對氣測無異常和巖屑含油無顯示的原因進行探討，并指出壁心或取樣流體更能夠有效反映稠油儲層的真實特性，應予以高度重視。最后，利用區域氣測比值圖版、巖石熱解圖譜以及壁心三維定量熒光等方法，綜合開展地層流體輔助識別，由此建立一套針對本區稠油儲層的綜合快速流體識別和評價方法。

1" 北部灣盆地稠油儲層特征

北部灣盆地稠油油藏主要分布于含油氣盆地的邊緣斜坡地帶以及邊緣隆起傾沒帶。以潿西南凹陷為例（圖1），稠油主要分布在北部隆起帶、南部隆起帶和斜陽斜坡帶，大部分稠油埋藏深小于2 700 m，儲層膠結疏松，成巖作用低，物性較好。根據壓汞曲線特征，可將本區稠油儲層分為兩類：Ⅰ類儲層和Ⅱ類儲層（圖2a），二者在儲層微觀孔隙結構上有顯著差異。Ⅰ類儲層為優質儲層，在本區占絕大多數，巖性以細砂巖為主，粉砂巖次之，孔喉半徑分布單峰特征明顯，小于0.1" μm的無效微孔隙占比很低，中—大孔喉對滲透率貢獻起著決定性作用（圖2b），孔喉分選性、連通性好，原始粒間孔保存較好，顆粒接觸以線點為主（圖3a）；從Ⅰ類儲層巖心核磁t2（橫向弛豫時間）譜（圖3b）特征來看，低于33 ms的束縛流體很少，以可動流體占絕對優勢，屬于典型的高孔高滲儲層。Ⅱ類儲層則以砂礫巖和灰質中—細砂巖為主，巖石顆粒分選性較差，孔隙局部較發育，分布不均，整體孔隙連通性一般，局部存在裂縫可對孔隙結構和滲透性有所改善，多呈點狀孔喉產出，微—小毛細孔喉較發育，有效孔喉分選性較差，儲層非均質性強（圖3c）；從Ⅱ類儲層巖心核磁t2譜（圖3d）特征來看，t2譜為典型的雙峰分布，束縛流體含量較高，

此類儲層一般呈中孔低滲特征［1315］，在本區局部構造少量發育，總體占比很低。

區域原油樣品和pVT（p為壓力，V為體積，T為溫度）流體分析顯示，本區稠油具有“四高三低”的特征：相對密度高（0.92～1.00 g/cm3，20 ℃）、黏度高且分布范圍較廣（50～10 000 mPa·s，50 ℃運動黏度）、膠質和瀝青質質量分數高（普遍高于25%），一般呈黑色果凍狀或黏稠狀，流動性差，而含蠟量、含硫量和傾點低。在稠油油藏形成過程中，由于生物降解、水洗作用對油藏的破壞，天然氣及輕烴成分大量散失，導致本區稠油原始氣油比一般為1～20，此類稠油需要通過熱采措施才能釋放產能。

以原油分析、pVT流體分析的相對密度和黏度為依據［16］，參照表1中的量化標準對本區稠油進行分類，得到區域不同類型稠油的埋深、相對密度、黏度、含油顯示和氣測組分等特征（表2），其測、錄井曲線特征如圖4所示，原油性狀如圖5所示。

綜合分析認為，北部灣盆地稠油的測、錄井顯示有如下特征：1）從常規測井曲線來看，稠油儲層巖性較純，自然伽馬絕對值降低明顯，深電阻率升高，鉆速相對穩定或升高，地層密度低，指示物性較好；2）部分區域的稠油儲層錄井巖屑有含油顯示，但還

a. Ⅰ類儲層薄片特征；b. Ⅰ類儲層巖心核磁共振t2譜；c. Ⅱ類儲層薄片特征；d. Ⅱ類儲層巖心核磁共振t2譜。回波間隔為1.2 ms。

有相當數量的稠油儲層巖屑無含油顯示，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，現場濾紙上未見油質殘留物，石英顆粒周圍未見油狀物充填，巖屑基本無油味，不污手，無粘連性，但取到的壁心有明顯的油斑—油浸含油顯示；3）稠油儲層氣測均無明顯異常，組分不全，往往只有總烴和甲烷曲線，沒有或僅略有升高趨勢，總烴體積分數基本小于2.5%，與圍巖非儲層差異不明顯，而乙烷—戊烷等重組分幾乎看不到；4）本區稠油通過鉆桿地層測試和取樣流體證實氣油比范圍為1～20。

2" 北部灣盆地稠油儲層綜合識別方法

2.1" 基于常規測井曲線和壁心分析的稠油識別方法

在探井鉆進過程中常鉆遇泥質含量低、巖性較純的砂巖儲層，氣測無明顯異常且組分不全，巖屑錄井無含油顯示，但電阻率升高明顯，鉆速較圍巖相對穩定或略有升高，判斷儲層物性并不差（圖4c、d），且地層中含高阻流體或礦物，這種特征與區域典型的水層和灰質干層有明顯不同，此時果斷改變原計劃，加測中子、密度曲線并實施井壁取心作業。以圖4c為例，2 035.0～2 054.5 m高電阻率儲層段有效孔隙度高達30%，壁心含油性為油浸—油斑，熒光面積達35%～55%，且局部見原油外滲，測井初步解釋為油層。為了進一步證實本段流體性質，進行了鉆桿地層測試，在50.8 mm油嘴條件下，二開井日產稠油106.6 m3，未出氣和水；同時，實施了電纜地層測壓取樣作業（模塊式地層動態測試器MDT），現場取到的油樣顯示色黑、污手、油味重、不具透光性、黏稠呈糊狀、流動性差，判斷為重質原油。

隨著電纜地層測試技術的發展，測壓取樣工具已不僅僅局限于取到原狀地層流體樣品，還能夠在泵抽的過程中通過井下流體實驗室對流經管線的地層流體進行實時分析，進而得到泵抽流體的流度、組分、氣油比、電阻率、熒光顯示以及突破時間等一系列關鍵數據，為地層流體性質的判別提供了重要依據［1719］。圖6為圖4c所示井利用MDT超大直徑探針對稠油儲層進行泵抽的綜合分析圖，可見泵抽27 min后即實現原油突破，泵抽突破后電阻率由烴類出現前的0.028 Ω·m升至24.000 Ω·m（圖6e），電阻率在油突破前基線沒有變化，油突破后以

油的電阻率為主。在整個泵抽過程中，熒光值（圖6c）和電阻率穩定，由烴類出現前的電阻率以及泵抽過程中的電阻率可知，泵抽過程中的少量非烴類流體為泥漿濾液而非地層水。由光譜道（圖6d）可以看到，在泵抽初期，流體為泥漿濾液和原油的混合流體，隨著泵抽過程的進行，含油率越來越高，210.5 min后，含水率分析顯示出現了高分散流體（紅色），并持續了一段時間（到310 min），該高分散流體段塞可能由于固相顆粒進入流線和IFA（井下流體實驗室）導致。由氣油比道（圖6a）可以看到，穩定后地層原油的氣油比較低（約為13）。流體分析模塊的光譜熒光值顯示流體為烴類（圖6c），反射率較低（約為0.06）和熒光值較高（為0.40～0.45）說明烴

類為油，光譜熒光值較低（為0.10～0.17）說明流體中輕烴組分很低。由烴組分道（圖6b）可以看到，在泵抽時間320 min之前，管線的流體主要是泥漿濾液和地層稠油的混合液體，受到泥漿濾液的影響，表現為各種烴組分混雜和重疊在一起；泵抽時間

光譜熒光值#0指示烴類和輕烴組分大小；光譜熒光值#1指示烴類和輕烴組分大小；熒光值反映流體性質，指示油和氣。

320 min之后，管線中主要為地層稠油，烴組分整體上以C6+占絕對優勢。井下測量儀器記錄的數據顯示，C1體積分數在1 %左右，C3—C5體積分數在1%左右，C6+體積分數在98%左右。 泵抽初期測壓流度為474.4 mD①/（mPa·s），泵抽后期穩態流流度為13 mD/（mPa·s）（現場泵抽過程中測量計算得到），流度的變化反映測壓和泵抽后期管線流體黏度的變化，由于重油黏度高，流動性差，導致泵抽流度下降。

①mD（毫達西）為非法定計量單位，1 mD=0.987×10-3 μm2，下同。

通過以上特征，亦證實了本段為稠油，原油樣品分析顯示相對密度為0.956 g/cm3，氣油比為8.1，運動黏度（50 ℃）為862 mPa·s。

綜上所述，在氣測和巖屑錄井無任何異常顯示的情況下，利用自然伽馬、電阻率和鉆速曲線，可有效判斷隱蔽的稠油潛力層，在此基礎上加測物性曲線并取壁心（壁心能夠有效反映稠油儲層的含油性），基于上述多種手段開展綜合分析，對于稠油的發現和現場流體快速識別起著關鍵作用。

2.2" 稠油儲層氣測組分特征及基于氣測圖版的流體識別

不同類型和品質的原油和天然氣，其氣測組分也不同［20］，氣測異常和巖屑錄井熒光顯示亦有顯著差異。稠油油藏復雜的流體特性和烴組分構成，導致目前基于氣測錄井的稠油流體識別存在困難［21］。

本區稠油探井鉆進中均使用水基泥漿，因此基本不存在油基添加物的影響，從氣測組分來看，本區稠油的總烴體積分數主體在0.09%～4.00%之間，甲烷體積分數主體在0.01%～2.00%之間（表2），較區域典型常規輕質油和氣層明顯偏低；常規氣測組分（C1—C5）以甲烷占絕對優勢（90%以上），乙烷—戊烷占比非常低，從氣測組分相對值來看類似凝析氣的特征。由于現場色譜分析儀只能測量C1—C5范圍內的氣測值，對于其他的烴類氣體色譜柱無法吸附和分離，因此不能反映高碳烴類組分的特征。根據氣測氫焰鑒定器的工作原理［22］，總烴檢測值與烴組分含量本質上沒有直接關系，是各自單獨測量的，但從理論上講，氣測總烴應該等于各組分碳原子濃度之和［23］，所以總烴值能夠反映更多烴組分的含量。因此，在稠油儲層中常出現總烴值遠大于C1—C5組分之和的情況，說明高碳的重烴組分占比較大。

為了進一步明確地層流體的烴組分及其含量，可對壁心或流體樣品進行熱解氣相色譜分析。石油是由烴類、膠質、瀝青質和少量非烴組成的混合物，這些物質具有不同的沸點，因此在程序升溫過程中石油能夠蒸發、裂解出不同烴類物質，進而獲得蒸發烴組成及相對含量［24］。原油中的液態烴與氣態烴，其碳數范圍在C1—C37之間，油質越輕，輕組分含量越高，油質越重，則重組分含量越高。圖7為北部灣盆地潿西南凹陷不同油品性質的熱蒸發烴氣相色譜圖，可以看到：氣層是以甲烷為主的氣態烴，同時含有一定量的C2—C5組分，主碳峰為C1—C2（圖7a）；輕質油中正構烷烴碳數主要分布在nC1—nC16，主碳峰為nC6—nC11，色譜峰為前端高峰型，峰坡度陡（圖7b）；中質油正構烷烴碳數主要分布在nC11—nC32，主碳峰為nC18—nC23，屬中部高峰型（圖7c）；稠油中異構烴和環烷烴豐富，膠質、瀝青質含量較高，幾乎看不到C1—C5組分，正構烷烴碳數主要分布在nC12—nC37，主碳峰為nC28—nC32，主峰碳數高，譜圖基線隆起，為后端高峰型（圖7d、e）。隨著油質由輕到重，正構烷烴碳數分布范圍和主碳峰不斷后移，由此可輔助快速判定地層流體性質。

從地質成因上分析，正常的輕質原油在長期遭受生物降解、水洗及氧化作用等破壞的過程中，輕質

組分和低分子量烷烴顯著減少，而更穩定的高分子衍生物、多環芳烴和膠質、瀝青質等顯著增加，由此形成了稠油油藏。這種典型的烴組分構成決定了稠油儲層在常規氣測錄井中的特征。

實踐應用表明，利用區域氣測圖版可有效判別凝析氣、揮發油和常規輕質原油［25］。區域油巖對比研究已證實，北部灣盆地不同生油洼陷，不同油源、烴源巖在不同成熟階段生成的烴類物質以及后期油藏在遭受破壞過程中所處的不同階段，導致其密度、黏度等油品特征以及烴組分存在顯著差異。因此，針對不同的生油洼陷及構造需要采用不同的流體劃分標準。

針對北部灣盆地烏石凹陷和潿西南凹陷B生油洼陷分別開展氣測圖版研究，以TG（總烴）/C1為橫坐標，以（C1+C2）/（C3+C4+C5）為縱坐標，在區域已有的凝析氣和揮發油氣測識別圖版基礎上，新增加烏石凹陷9口稠油井以及潿西南凹陷12口稠油井中有代表性的稠油數據，可見稠油數據點基本分布在凝析氣的區域，且油質越重，點分布的位置越高，中質油數據點則基本分布在揮發油的區域（圖8）。不同生油洼陷的稠油其氣測組分特征不同：在烏石凹陷，（C1+C2）/（C3+C4+C5）值高于6.5則判別為稠油；在潿西南凹陷B生油洼陷，當（C1+C2）/ （C3+C4+C5）值高于26判別為稠油，高于100則為特稠油。

利用該區域氣測圖版可輔助判別稠油，并根據落點的相對位置大致判斷稠油的油品，但首先需要結合其他有效方法來綜合排除凝析氣層的可能性。本區凝析氣層的氣測總烴體積分數高（均在8%以上），甲烷體積分數高，同時C2—C5重組分異常明顯，這是本區凝析氣與稠油在測、錄井特征上最明顯的區別；但對于一些致密和物性較差的差氣層，其氣測值較低，特征與稠油區別不明顯，易造成流體性質

誤判，需要結合其他方法開展綜合判別。

2.3" 巖屑含油性影響因素探討及基于三維定量熒光的流體識別

將區域錄井巖屑無任何熒光和含油顯示的稠油儲層，與較好含油顯示的稠油儲層進行對比。首先，二者在鉆進過程中均使用的是水基泥漿，泥漿化學成分類似，儲層特征亦相似；第二，二者均為稠油和超稠油，呈黑色黏稠或果凍狀，流動性差，油品性質和性狀類似，瀝青質和膠質含量均較高；第三，通過

巖心潤濕性分析，發現近年來鉆遇的無含油顯示的

稠油儲層潤濕性均為中—強親水，而有含油顯示的稠油儲層其潤濕性一般為親油或中性潤濕（既親油又親水，即在油層中親油，在水層中親水）。綜合分析認為，巖石潤濕性的差異可能會導致錄井熒光和含油顯示不同，潤濕性對錄井巖屑顆粒表面附著的以束縛狀態存在的烴類物質含量產生較大的影響，強親水巖石顆粒中的束縛流體基本為水，理論上殘余油很少，在聚晶金剛石復合片（polycrystalline diamond compact， PDC）鉆頭鉆進過程中，巖屑被研磨成粉末狀細小顆粒，在地層溫壓條件和泥漿沖刷環境下大大降低了以自由狀態賦存的瀝青質稠油與巖石顆粒之間的粘附性［26］，導致含烴物質發生剝離進入鉆井液，而不會像常規輕質原油一樣在巖石顆粒表面包裹和附著一層以束縛狀態存在的油膜。因此，返出的巖屑經過反復沖洗后很難保留以自由狀態和束縛狀態存在的稠油烴類物質，導致錄井巖屑無熒光和含油顯示。

根據現場三維定量熒光，由于不同油質的原油中所含的熒光物質（烴類）具有不同的激發波長和發

射波長，反映在熒光圖譜中表現為最大熒光強度值（特征峰）所在的波長區間不同［2728］。基于此原理，可根據三維定量熒光譜圖特征來判別原油油品性質。

如圖9所示，由稠油逐漸過渡到輕質油，特征譜峰逐步前移，統計可得到北部灣盆地典型的稠油、

中質油和輕質油的壁心或流體樣品的三維定量熒光譜圖特征描述如下：

稠油激發波長主峰在360～400 nm，發射波長主峰在400～430 nm；中質油激發波長主峰在310～350 nm，發射波長主峰在350～390 nm；

輕質油激發波長主峰在280～310 nm，發射波長主峰在320～350 nm。

圖10為圖4c稠油儲層同一深度（2 047 m）的錄井巖屑（圖10a）、壁心（圖10b）、取樣流體樣品（圖10c）以及鉆井液（圖10d）的三維定量熒光譜圖，可見壁心和取樣稠油流體樣品的譜圖特征一致，其主峰最佳激發波長為380 nm，最佳發射波長為420 nm；而錄井巖屑主峰最佳激發波長為320 nm，最佳發射波長為360～380 nm，與區域中質油特征類似，與鉆井液的譜圖特征亦類似。壁心、流體與巖屑在譜圖上的特征差別很大，巖屑譜圖中的中—重質組分譜丟失，錄井無任何熒光和含油顯示，分析認為錄井巖屑譜圖中的異常峰主要是受到鉆井液及其添加劑的影響，并非是地層中含烴類物質的反映；而壁心則為油浸細砂巖，相比之下，在井下射孔取壁心以及提出井口的過程中能夠較好地保存樣品中稠油的含烴類物質，受泥漿沖刷作用較小。因此，壁心和取樣流體樣品更能代表稠油儲層真實的含油

性。利用壁心和取樣流體樣品而非錄井巖屑建立區域不同油品性質的三維定量熒光譜圖，以此作為標準對新鉆井的油品性質進行判斷。

綜上所述，針對稠油儲層尤其是氣測無異常和錄井無任何含油顯示的潛在稠油儲層，在隨鉆過程中應密切注意自然伽馬、電阻率和鉆速曲線的特征。當自然伽馬降低顯示鉆遇砂巖層時，若電阻率增加明顯（較區域水層電阻率明顯偏高）且鉆速較泥巖顯著升高，應考慮可能為稠油儲層。這種特征對于在隨鉆過程中及時發現稠油有重要的意義和實用價值。此時加測中子、密度曲線以明確儲層的物性，增加井壁取心以明確儲層的含油性，由此可對儲層流體性質有初步的判斷。在此基礎上，結合氣測比值圖版、巖石熱解和現場三維定量熒光（壁心）等多種

方法開展輔助驗證和綜合評價，最后通過電纜地層

測試取樣或鉆桿地層測試證實地層流體性質和產能。

3" 結論

1）針對氣測無異常、錄井無含油顯示的稠油儲層，根據自然伽馬、電阻率和鉆速曲線特征，結合孔隙度測井曲線和壁心含油顯示，可有效識別此類隱蔽油層。

2）壁心的三維定量熒光更能準確地反映地層真實流體特征，在隨鉆過程中能夠及時發現稠油。

3）根據取樣過程中井下流體監測和巖石熱解分析的結果，稠油儲層常規氣測值低且無異常主要由于其典型的烴組分構成，輕烴含量非常低，烴組分主要分布于C6+以上。

4）強親水的巖石潤濕性以及瀝青質稠油與砂巖骨架顆粒之間特殊的粘附性，是多數稠油儲層無錄井熒光和含油顯示的主要原因。

參考文獻（References）：

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