水下分流河道砂體連通性的定量分析方法*

于喜艷，肖麗華，李 帆，宋 鑫，呂 鵬

（中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452）

油藏地球化學研究成果表明，儲層在多因素作用下可能存在有機隔層（如焦油席），造成油藏內部出現“儲層連通，油層分隔”的現象，即砂層連通體不一定等同于流體連通[1,2]。開發初期依靠三維地震資料無法直接確定砂層內部流體連通程度，進而影響開發方案的決策部署。受測試條件等因素的影響，注示蹤劑、不穩定試井等傳統的用于連通性識別方法[3,4]得到的連通性認識不能有效指導生產實際。因無需關井、取樣易操作等優點，油藏地球化學這一連通性識別方法被逐漸認可，已在國內外油田逐步得到應用[5-7]。

Z油田S砂體為沿南西-北東向展布的河道型含油砂體，屬明化鎮組下段淺水三角洲體系下的分流河道沉積（見圖1）。S砂體投產初期部署2口油井S1、S2井，該砂體天然能量不發育，衰竭開發只持續1年時間，地層壓降達12MPa，2口油井的產量及井底流壓也呈持續下降趨勢，急需研究轉注補充地層能量的可行性。而2口油井間的儲層流體連通認識將影響S1井的轉注方案決策。本文通過油藏化學方法研究了Z油田S砂體的井間流體連通性，為轉注的決策提供理論指導。

圖1 明下段S砂體構造圖Fig.1 Tectonic map of the lower S sand body

1 實驗部分

1.1 材料及儀器

地化分析實驗所用試劑正己烷、二氯甲烷、CS2，均為分析純，天津市科密歐化學試劑有限公司；材料層析硅膠（0.149～0.075mm）、中性氧化鋁（0.149～0.075mm），國藥集團化學試劑有限公司。

原油分析所用試劑 苯、石油醚60～90℃、無水乙醇、丙酮，均為分析純，天津市科密歐化學試劑有限公司。

材料5mL注射器、吸油棉。實驗用油為渤海Z油田S砂體S1井、S2井脫氣、脫水原油。

SVM3001運動粘度/密度計（82075309奧地利安東帕（中國）有限公司）；SYP1008-V石油產品凝點測定儀（1201503上海神開石油儀器有限公司）；Sindie7039XR含硫測定儀（BT-110107001美國XOS公司）；Agilent 7890B氣相色譜儀（安捷倫科技（中國）有限公司）；Agilent7890B-5977A氣相色譜質譜聯用儀（CN15013089/US1450L431安捷倫科技（中國）有限公司）。

1.2 實驗原理

利用指紋色譜的方法可以直接研究油藏內部流體的非均質性，有效判斷油藏的分隔性和連通性，解決斷層是否連通以及層間分布的問題，為油田開發奠定基礎。對于連續油藏的石油表現出一致的色譜特征，而來源于不同油藏或不連通的石油則具有明顯不同的色譜指紋。因此，可以應用石油色譜指紋的對比判斷油藏的連通性。按一定的原則從氣相色譜圖上選擇一批配對的相關烴類，計算每對化合物的相對組成(計算峰高比率)；采用極坐標方式，繪成表征氣相色譜指紋分布的星狀圖，用來區分原油族群，辨別油藏流體的連通性[8-13]。

引入“相關系數”量化指標判定標準，見表1。該標準用于研究油藏流體連通性/油源示蹤，輔助判斷指紋星狀圖連通性判定。相關系數r計算方法見公式（1）。

表1 相關系數r判定標準Tab.1 Criteria of correlation coefficient r

2 結果與討論

2.1 原油物性研究

色譜指紋用于判斷連通性的主要實驗流程步驟如下：原油樣品的選取；原油物性分析包括原油API、含硫，粘度等參數測定；柱層析法分析原油中的飽和烴，芳香烴，極性組分和瀝青質含量；飽和烴色譜分析；原油飽和烴、芳香烴組分GC/MS分析，對生物標志化合物進行分析，再確認原油中生物標志化合物組成。

原油物性分析，主要進行原油密度、粘度、硫含量、凝固點、蠟含量、膠質、瀝青質等基礎物性分析。

（1）原油密度、粘度 使用SVM3001運動粘度/密度計，將試樣注入精確控溫（樣品檢測所需溫度）的測量池中，測量池由一對同心旋轉的圓筒和一個U型振動管組成。通過測定試樣在剪切應力下內圓筒的平衡旋轉速度和渦流制動（與校準數據相關）得到動力黏度，通過測定U型管的振動頻率（與校準數據相關）得到密度。運動黏度由動力黏度與密度的比值計算得到。

（2）凝固點 潤滑油、深色石油產品及原油在試驗條件下冷卻到液面不移動時的最高溫度，稱為凝點。使用SYP1008-V石油產品凝點測定儀（1201503），將試樣裝在規定的試管中，并冷卻到預期的溫度時，將試管傾斜45°經過1min，觀察液面是否移動。

（3）含硫量 采用Sindie7039XR含硫測定儀（BT-110107001），將樣品置于從X射線源發射出來的射線束中，測定0.5373nm波長下硫Kα譜線強度。將最高強度減去在0.5190nm（對于銠靶X射線管為0.5437nm）的推薦下測得的背景強度，作為凈計數率與預先制定的校準曲線進行比較，從而獲得質量分數（%）或毫克每千克（mg·kg-1）表示的硫含量。

通過原油物性分析可以看出，S砂體2口油井原油物性，包括密度、粘度等參數，差異都很小。數據結果見表2。

表2 S砂體2口井原油物性數據表Tab.2 Crude oil physical properties data table for 2 Wells with S sand body

2.2 生標參數研究

利用氣相色譜-質譜聯用儀，對族組分分離得到的飽和烴組分進行分析，檢測原油飽和烴中各類生物標志物的色譜峰，通過比較不同類型生標物質的峰高或峰面積，得到原油的有機質來源、沉積環境以及成熟度等信息。

主要儀器參數 色譜載氣:99.999%He；進樣口：300℃；傳輸線：250℃；色譜柱:HP-5MS彈性石英毛細柱（60m×0.25mm×0.25m）；柱溫：初溫50℃1min;15℃·min-1升溫至100℃,以2℃·min-1升溫至200℃,再以1℃·min-1升至315℃，保持20min；載氣流速：1mL·min-1；質譜EI源，70eV；燈絲電流：100A；倍增器電壓：1200V；sim模式。

各井飽和烴色質分析結果（見圖2）通過生物標志物分析，正構烷烴均保存完整，姥/植比均為1.3，正構烷烴的分布特征也略有差異，主峰碳位置略有不同。C27-C28-C29甾烷呈“V”型分布，4-甲基甾烷含量較高，中等C19/C23三環萜烷，T s/T m大于1，低伽馬蠟烷/藿烷值。綜合上述特征，推測上述原油為混源成熟原油。選取常用的油源參數進行比較（圖3），其計算結果基本一致，生標參數區分度不大，推斷2口井為同一油源。

圖2 各井生標特征對比圖Fig.2 Comparison of the characteristics of each well

圖3 各井油源參數對比圖Fig.3 Comparison of the characteristics of each well

2.3 色譜指紋分析

利用氣相色譜儀，對原油樣品進行色譜分析，得到其中碳氫類化合物的信息。

主要儀器參數 載氣:99.999%N2；進樣口：310℃；檢測器FID：320℃；色譜柱:HP-1彈性石英毛細柱（50m×200m×0.5m）；柱溫:初溫40℃保持10min，4℃·min-1升溫至50℃,4℃·min-1升溫至315℃保持67min；載氣流速：恒流60mL·min-1，分流60∶1。

對2口井原油樣品進行了原油全烴分析，選取合適的指紋峰對，進行指紋比對，結果見圖4。指紋結果一致性很好，結果見圖5，相關系數0.97。

圖4 2口井樣品全烴色譜比較Fig.4 Total hydrocarbon chromatographic comparisons of samples from 2 Wells

圖5 全烴色譜指紋峰比較Fig.5 Total hydrocarbon chromatographic fingerprint peak comparison

2.4 飽和烴、芳烴色質指紋峰研究

利用氣相色譜-質譜聯用儀，對族組分分離得到的飽和烴、芳烴組分進行分析。

芳烴色質儀器參數如下：色譜載氣:99.999%He；進樣口：300℃；傳輸線：250℃；色譜柱:HP-5MS彈性石英毛細柱（60m×0.25mm×0.25m）；升溫程序：50℃保持1min；再以15℃·min-1升至120℃，以3℃·min-1升至300℃，保持25min；載氣流速：1mL·min-1。質譜EI源，絕對電壓1023V；全掃描。

對2個原油樣品進行族組分分離，對分離得到的飽和烴組分和芳烴組分進行了色譜質譜分析，選取色譜圖上豐度較高的色譜峰對進行指紋比較，比較結果見圖6、7。

圖6 2口井飽和烴色質指紋峰比較Fig.6 Comparison of saturated hydrocarbon chromatographic fingerprint peaks in 2 Wells

各項分析結果指紋峰對的相關系數的結果見表3，相關系數均較好，證明兩口井之間的連通性較好。

圖7 2口井芳烴色質指紋峰比較Fig.7 Comparison of color fingerprint peaks of aromatics in 2 Wells

表3 2口油井相關系數表Tab.3 Correlation data of 2 Oil Wells

2.5 色譜指紋判斷連通性評價

通過原油物性、生標參數的比較，初步判定Z油田的2口井原油物性較為相似，生標特征一致，為相同來源的原油。通過進一步的指紋比較，初步判定明下段S砂體S1、S2兩口井指紋特征一致，推測其原油連通，因此，可以確定S砂體S1、S2兩口井儲層流體處于連通狀態。

靜態資料分析 地震資料分析S砂體井震匹配較好，河道方向儲層連續、發育穩定；主河道方向地震資料連續性較好。

動態資料分析 S1、S2井生產動態參數變化趨勢相似，產氣量同一時間段突升，2口油井產油、產氣量基本相同。數模擬合S2井地層壓力變化趨勢（見圖8），用物質平衡法反算S2井地質儲量，如按S1、S2井井間儲層不連通，2019年11月S2井地層壓力即降為0MPa，與該井在低壓力系數下（0.35）穩定自噴生產動態矛盾，表明2口井儲層應為連通狀態。

圖8 S2井地層壓力預測對比圖Fig.8 Formation pressure prediction correlation diagram of Well S2

3 結論

（1）通過對生標參數、色譜指紋峰的測試分析，對Z油田S砂體井間流體連通性進行了定量識別。所測試兩口井的全烴相關系數為0.97、飽和烴色質相關系數為0.97、芳烴色質相關系數為0.98，可判定S砂體內部井間儲層流體處于連通狀態。

（2）分析表明，該指紋色譜分析認識與地震及油井生產參數分析結果相一致。指紋色譜分析方法可以有效判斷水下分流河道砂體的分隔性和井間連通性。該方法與傳統方法相比具有時效快、成本低、易操作等優點，尤其適用于油田開發初期的油井轉注及中后期注采方案調整決策，提高油田開發效率。