儲層萃取液定量熒光分析技術識別含油性的分析
——以渤海油田低孔低滲儲層為例

2020-04-16 13:24:38楊紀磊賀銀軍庾永釗

石油地質與工程 2020年2期

楊紀磊，郝鵬，賀銀軍，庾永釗

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司中海油實驗中心，天津 300452）

渤海油田中深部儲層孔隙類型多樣，孔隙結構及巖性復雜，非均質性明顯，測井錄井資料解釋低孔低滲儲層的含油氣性存在多解性[1-5]。低孔低滲儲層的強非均質性往往導致油層段巖石物理響應關系復雜，曲線差異不明顯[6-7]。氣測井錄井的優勢在于直接測試返回泥漿的烴類，但受泥漿密度影響較大[8]。地化錄井求取的單位體積含烴量易受樣品性質影響，恢復系數的選取因地區而存在差異[9]。運用常規的錄井和測井資料對低孔低滲甚至致密儲層的水層、油層及現今油水界面的解釋結果與現場試油結論不一致[10-11]。

劉可禹等發明了儲層萃取液定量熒光分析技術（QGF-E），利用少量新鮮巖石樣品進行一系列標準處理后，實驗測試得出的熒光信號代表儲層顆粒表面吸附烴的熒光光譜特征[12-15]。近些年，該技術配合儲層顆粒定量熒光分析技術、包裹體分析等手段進行古油層識別、追蹤油氣運移路徑等，已成為油氣充注史重建的重要手段之一[16-19]。儲層萃取液定量熒光分析技術具有簡單、快捷、靈敏度高的特點，可以定量化反映儲層含油豐度，且受儲層地質單元影響小。

本文統計分析儲層萃取液定量熒光分析技術在渤海油田20余口探井的應用數據，結合現場試油結論，剖析中深層低孔低滲儲層油層識別的應用實例，總結應用成果，探討技術推廣的適用條件，為渤海油田中深層油氣田的勘探開發提供技術支撐。

1 QGF-E技術原理

QGF-E技術是利用重蒸后的二氯甲烷溶劑對標準流程前處理后的巖石顆粒樣品進行烴類萃取，萃取液經過統一參數設置的高靈敏熒光分光光度儀連續激發掃描，得出的熒光光譜曲線代表了儲層顆粒表面芳烴、脂肪烴、極性化合物等吸附烴的熒光特征[12]。主要分析參數是 QGF-E強度和最高峰波長（λmax），QGF-E強度是曲線最大光譜強度平均到20 mL二氯甲烷溶液和1 g儲層顆粒樣品的熒光強度值，λmax是譜峰最大熒光強度對應的波長值，反映了原油的成分和密度。

前人對澳大利亞Eromanga盆地常規砂巖儲層萃取液定量熒光實驗表明，油層樣品的QGF-E熒光光譜強度較高，熒光特征峰在370 nm附近，與原油光譜相似，而水層樣品的熒光強度很低，譜峰平坦接近基線[13-14]，與現今海岸砂層光譜峰相近（圖1）。QGF-E強度與萃取液烴類、儲層含油豐度成正相關關系，代表了儲層表面有機烴類濃度的高低，能夠指示和判定現今油層，為判別低孔低滲儲層的含油性提供了理論依據。

圖1 典型油層、水層的QGF-E光譜

2 儲層QGF-E強度差異分析

2.1 低孔低滲儲層油層段與非油層段

墾利A油田構造位于渤海油田萊州灣凹陷東北洼萊東-廟南構造帶，目的層沙河街組儲層屬于三角洲前緣沉積。該區塊沙二段-沙三中段平均孔隙度 13.6 %，滲透率為 15×10-3～60 ×10-3μm2，整體屬于低孔低滲儲層，局部致密。KL-A-3井測井錄井解釋油層29.9 m，油水同層12.6 m，含油水層65.9 m，水層6.8 m。為了研究QGF-E識別儲層含油氣性的可行性，連續采集 13塊壁心樣品進行QGF-E實驗分析。實驗結果如圖2所示，所有樣品的QGF-E強度為85.5～500.6 pc，測井曲線解釋為油水同層及油層段的砂巖樣品共 6塊，QGF-E強度為236.6～500.6 pc，顯示相對較強的熒光信號。測井曲線解釋為水層及含油水層段的砂巖樣品共 7塊，QGF-E強度為85.5～215.3 pc，顯示相對平緩的熒光信號。取樣點的QGF-E強度與依據測井解釋對應深度得出的含油飽和度，在縱向上整體呈正相關關系，綜合解釋為油層段QGF-E強度大于220.0 pc，儲層含油飽和度大于35%。該井3 354.0～3 359.0 m層段QGF-E強度高達410.5～500.6 pc，顯示為油層，λmax為373 nm，QGF-E光譜峰具有典型輕質油特征[13]，試油結論為油層。2 984.5～2 988.6 m層段測井解釋結果為水層，試油結論為水層，在層段 2 985.4 m儲層樣品的QGF-E強度僅為132.7 pc，小于220.0 pc。QGF-E技術應用于萊州灣凹陷東北洼墾利A油田低孔低滲儲層，解釋油層段與試油結論吻合，證明了該方法的可行性。

2.2 致密儲層“甜點區”油水界面

渤中B油田位于渤南低凸起西段邊界斷層下降盤，位于黃河口凹陷北部陡坡帶。該區塊沙河街組砂巖廣泛發育碳酸鹽膠結，孔隙度為3.8%～13.4 %，平均滲透率小于 1×10-3μm2，整體屬于致密砂巖儲層。沙二段上部和沙一段下部儲層非均質性強，局部孔隙度相對較高，發育相對優質儲層，測井解釋有油氣發現。但在探井評價作業過程中，錄井測井解釋結果與試油結論差距大，為了研究目的層含油氣性，取BZ-B-2井沙河街組儲層28塊巖石樣品進行QGF-E分析。

通過數據處理，得出沙二段儲層 QGF-E強度隨深度的變化趨勢，在深度為3 885.0 m附近存在熒光強度的分異點：測試樣品在3 885.0 m以下QGF-E強度均低于70.0 pc；在3 885.0 m處熒光強度突然增加，為典型的現今油水界面，油水界面以下QGF-E強度小于70.0 pc，油水界面以上大于70.0 pc。據此得到的油水界面與錄井測井資料確定的界面深度相近，結合整體縱向檢測結果，熒光強度70.0 pc為該區塊判別油層、水層的基準線。

圖2 墾利A油田KL-A-3井低孔低滲儲層定量熒光綜合剖面

2.3 排除測井資料為“假油層”

研究區沙一段上部為優先試油層位，測井解釋顯示油氣最好，層段3 714.9～3 727.3 m測井解釋為油層，厚度12.4 m，孔隙度為10%～15%，物性相對較好。但是沙一段上部QGF-E強度低，局部僅8.0 pc，表明儲層樣品吸附烴極少，為干層或水層段；結合 BZ-B-2井現場試油測試記錄，證實為干層段，測井曲線解釋結論與試油結論不符。該層段實測孔隙度平均值僅6%，與測井孔隙度差別較大。巖石薄片分析有效面孔縫極少，證實了沙一段上部儲集空間不發育，測井曲線失真。

2.4 測井解釋干層段

BZ-B-2井沙一段下部層段測井解釋干層高達12.8 m，油層僅3.0 m，不是優先試油層段。但是該層位 QGF-E實驗分析數據顯示較強的熒光信號，部分樣品QGF-E強度達到了300.0 pc以上，表明含油飽和度較高，解釋為油層。分析偏光顯微鏡、陰極發光及背散射圖像資料顯示，沙一段下部白云石自形程度高，白云石化作用及溶蝕作用形成了較多的晶間孔、裂縫和生屑粒內溶孔，具有相對較好的儲集空間；該“甜點”層段最終試油結果為油層，平均日產油 36.43 m3，為該井試油結果最好的層段。渤中B構造利用QGF-E技術有效識別出沙一段上部干層段和沙一段下部遺漏油層段，流體性質判斷結果與試油結果較吻合，該技術為錄井測井資料解釋致密儲層疑難層位含油性提供依據。

3 儲層QGF-E適應性分析

匯總儲層萃取液熒光技術用于渤海油田的數據發現，現今油層段QGF-E強度絕大多數大于60.0 pc，而水層絕大多數小于40.0 pc（圖3a）。QGF-E技術可以有效區分油層、水層，但是區分過渡帶的含油水層與油水同層比較局限（圖 3b），含油水層段的 QGF-E強度值分布范圍與油水同層范圍相近，整體值較高。

圖3 渤海油田QGF-E判別儲層含油氣性

3.1 建立含油性判別基準線

油藏的地質情況不同（如油藏潤濕性、原油性質等），則油、水層解釋基線不同[12]。渤中B油田油、水層解釋基線是70.0 pc；墾利A油田油層的QGF-E強度大部分大于220.0 pc，含油水層均小于該值。應用QGF-E技術協助識別儲層含油性需要先建立研究區的含油性判別基準線。根據目的層情況，從儲層頂部至油水界面下方連續取樣測試，可以得出油層、水層的QGF-E強度范圍。

3.2 適用于后期無調整破壞型油藏的含油性識別

QGF-E技術用于渤中B油田和墾利A油田低孔低滲儲層效果較好，渤中B油田為黃河口凹陷沙河街組烴源巖近源供烴，主成藏期為明化鎮晚期以來，屬近源超晚期快速成藏，儲層顆粒表面的熒光響應代表了油層的熒光特征。墾利A油田主充注期為3.6 Ma，同樣為晚期充注成藏，油藏后期控藏斷裂活動性較弱，油藏無明顯調整破壞，定量熒光識別的油水層與試油結論較吻合。

QGF-E技術用于渤海油田后期調整破壞型低孔低滲油藏的含油氣性識別具有局限性。以石臼坨凸起西南陡坡帶的曹妃甸E井東三段低孔低滲儲層為例，該區塊為晚期成藏，淺層熒光信號和測井曲線較吻合，油層QGF-E強度大于60.0 pc，水層小于60.0 pc（圖4）。東三段2 880.0～2 960.0 m層段的QGF-E強度整體較高，為65.0～295.0 pc，顯示為油層，但是最終確定為含油水層。曹妃甸E井具有早成藏，晚破壞，淺層聚集的特征。油包裹體豐度和包裹烴熒光（QGF指數）顯示東三段存在大套古油藏，明化鎮晚期，邊界斷層活動性強，由封閉作用轉為輸導作用，古油藏破壞，油水界面變遷，油氣向淺層聚集，東三段定量熒光信號高，代表了早期油藏（現今含油水層）調整后的熒光特征，超晚期的構造活動導致了現今儲層萃取液定量熒光呈現高值。與曹妃甸E井相鄰的曹妃甸F區塊，深層可見原油運移后殘留的瀝青（油砂），現今已不見油氣聚集，油砂樣品的萃取烴類QGF-E測試為極高值，反映儲層中現今不可動油層的特征。因此，渤海油田晚期成藏特性為萃取液定量技術用于判別低孔低滲儲層含油氣性提供了有利條件，但在明化鎮晚期以來構造活動強烈區塊的應用需綜合考量。