渤中凹陷西南環(huán)M構(gòu)造太古界潛山油氣藏流體類型隨鉆識(shí)別方法

李鴻儒，譚忠健，胡 云，郭明宇，別旭偉，杜 波，田青青

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459；2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459；3.盤錦中錄油氣技術(shù)服務(wù)有限公司，遼寧盤錦 124010）

油氣藏流體類型識(shí)別的方法較多，孫志道在國(guó)外研究的基礎(chǔ)上，基于中國(guó)的生產(chǎn)實(shí)踐，利用井流物數(shù)據(jù)系統(tǒng)總結(jié)出了4 種相態(tài)研究方法和18 種經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)方法進(jìn)行油氣藏類型判別［1-4］，應(yīng)用最為廣泛。朱化蜀在中外井流物相態(tài)特征分析的理論方法研究的基礎(chǔ)上，開展利用現(xiàn)場(chǎng)取樣數(shù)據(jù)回歸流體高壓物性參數(shù)經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式的方法研究和油氣藏流體高壓物性參數(shù)預(yù)測(cè)方法的一系列研究［5］。彭永燦等從相態(tài)、物性、組成等方面對(duì)石西油田石炭系原油類型進(jìn)行綜合研究，判斷油氣藏類型，為準(zhǔn)確判定油藏流體類型提供了可借鑒的方法［6］。常澗峰等利用經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)方法和流體相態(tài)分析方法對(duì)埕北古7潛山太古界油氣藏流體類型進(jìn)行識(shí)別，具有很好的一致性［7］。王軍委對(duì)油氣藏流體相態(tài)數(shù)據(jù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用進(jìn)行研究，但僅限于開發(fā)生產(chǎn)方面的應(yīng)用［8］。譚忠健等利用相態(tài)分析判別法和烴組成組合參數(shù)經(jīng)驗(yàn)判別法對(duì)渤海油田渤中凹陷復(fù)雜儲(chǔ)層油氣藏流體類型進(jìn)行識(shí)別［9-11］，都具有很好的效果。以上方法主要基于井流物數(shù)據(jù)分析或取樣數(shù)據(jù)，并不適用于海上井場(chǎng)隨鉆油氣藏流體類型識(shí)別。

M構(gòu)造處于渤中凹陷西南環(huán)，位于渤中西南洼、渤中南洼和渤中主洼之間的近南北向構(gòu)造脊上，整體為多個(gè)具有背斜、斷鼻形態(tài)的復(fù)雜斷塊圈閉［12-15］。太古界變質(zhì)巖潛山長(zhǎng)期遭受風(fēng)化、淋濾、剝蝕，發(fā)育大量的構(gòu)造縫、溶蝕孔洞等，縱向差異大［16-17］，PVT樣品分析表明潛山地層流體以凝析氣為主［18］。裂縫型潛山地層油氣藏流體類型比較復(fù)雜［19-20］，為此，筆者針對(duì)渤中凹陷西南環(huán)M 構(gòu)造太古界潛山，建立一套潛山油氣藏流體類型隨鉆快速識(shí)別方法，應(yīng)用效果良好。

1 油氣藏流體類型井場(chǎng)數(shù)據(jù)適應(yīng)性分析

常見的18種經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)方法中，四組合參數(shù)判別法和φ1參數(shù)判別法這2 種方法參數(shù)多，且絕大多數(shù)數(shù)據(jù)井場(chǎng)能夠獲取，優(yōu)選這2 種方法在M 構(gòu)造進(jìn)行隨鉆識(shí)別研究。其中四組合參數(shù)判別法是根據(jù)C2+，C2/C3，100C2（/C3+C4），100C2+/C1四組合參數(shù)的范圍判斷油氣藏流體類型［1-2］；φ1參數(shù)判別法（φ1=C2/C3+（C1+C2+C3+C4）/C5+）是根據(jù)φ1參數(shù)的范圍判斷油氣藏流體類型（表1）［1，3］。

表1 不同類型油氣藏的φ1參數(shù)范圍Table1 Range of φ1 parameter for different types of reservoirs

1.1 隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化處理

由于現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境、工程、人為等因素不同，對(duì)隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)都會(huì)造成不同的影響，為了便于分析對(duì)比，首先整理井場(chǎng)隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)化處理方法對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行無(wú)量綱、標(biāo)準(zhǔn)化預(yù)處理［21］；筆者采用的歸一標(biāo)準(zhǔn)化方法是各組分?jǐn)?shù)據(jù)除以全烴乘以100，以M-2Sa 井為例，隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)與標(biāo)準(zhǔn)化處理數(shù)據(jù)對(duì)比見表2。

表2 M-2Sa井隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)與標(biāo)準(zhǔn)化處理數(shù)據(jù)對(duì)比Table2 Comparison between gas logging-while-drilling data with standardized data in Well M-2Sa

1.2 隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)應(yīng)用效果分析

基于M-2Sa 井標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)四組合參數(shù)判別法及φ1參數(shù)判別法識(shí)別油氣藏流體類型進(jìn)行適應(yīng)性分析。3 875～3 900 m 井段四組合參數(shù)值有3個(gè)點(diǎn)位于帶油環(huán)凝析氣藏或凝析氣頂油藏正方形內(nèi)，識(shí)別為帶油環(huán)凝析氣藏或凝析氣頂油藏（圖1）；φ1值為66.11，識(shí)別為過渡帶，無(wú)油環(huán)或帶小的輕質(zhì)油環(huán)凝析氣藏；M-2Sa 井潛山測(cè)試流體PVT相態(tài)分析為凝析氣藏，在地層條件下地層流體是氣相［22-31］（圖2），2 種方法識(shí)別結(jié)果不一致，且與PVT相態(tài)分析結(jié)果不一致。3 900～4 000 m 井段四組合參數(shù)判別為帶油環(huán)凝析氣藏或凝析氣頂油藏（圖1），φ1值為32.11，識(shí)別為帶油環(huán)凝析氣藏，2 種方法識(shí)別結(jié)果基本一致，但與PVT 相態(tài)分析結(jié)論不一致。4 000～4 100 和4 100～4 200 m 井段四組合參數(shù)判別為帶油環(huán)凝析氣藏或凝析氣頂油藏（圖1），φ1值分別為61.96和71.04，識(shí)別為過渡帶，無(wú)油環(huán)或帶小的輕質(zhì)油環(huán)凝析氣藏，2 種方法識(shí)別結(jié)果不一致，且與PVT 相態(tài)分析結(jié)果不一致。整體而言，基于標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)利用四組合參數(shù)判別法及φ1參數(shù)判別法識(shí)別油氣藏流體類型效果一般。

圖1 基于M-2Sa井標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)的四組合參數(shù)判別結(jié)果Fig.1 Four combined parameters based discriminant results according to standardized gas logging-while-drilling data in Well M-2Sa

圖2 M-2Sa井測(cè)試流體P-T相圖Fig.2 P-T phase diagram of test fluid in Well M-2Sa

1.3 井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)應(yīng)用效果分析

基于M-1 井、M-2 井、M-2Sa 井、M-4 井、M-11井（4 578.64～5 500.00 m 井段）、M-13 井及M-15 井井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)對(duì)四組合參數(shù)判別法及φ1參數(shù)判別法識(shí)別油氣藏流體類型進(jìn)行適應(yīng)性分析，7 口井四組合參數(shù)判別法均識(shí)別為無(wú)油環(huán)氣藏或凝析氣藏（圖3），對(duì)應(yīng)的φ1值為97.09，101.05，105.17，107.38，136.58，144.42，95.62，均識(shí)別為無(wú)油環(huán)凝析氣藏，與PVT 相態(tài)分析結(jié)論一致。表明基于井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)利用該組合方法能有效識(shí)別研究區(qū)潛山儲(chǔ)層油氣藏類型。

圖3 7口井井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)的四組合參數(shù)判別結(jié)果Fig.3 Four combined parameters based discriminant results of test gas component from 7 well sites

2 油氣藏流體類型隨鉆識(shí)別方法

以鉆井液為載體的井場(chǎng)氣測(cè)錄井能采集到實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)進(jìn)行隨鉆流體評(píng)價(jià)［32］，然而隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)使用四組合參數(shù)判別法及φ1參數(shù)判別法難以準(zhǔn)確進(jìn)行油氣藏流體類型隨鉆識(shí)別。井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)雖然能有效使用該組合方法判別油氣藏類型，但是不具備實(shí)時(shí)隨鉆識(shí)別的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)，一方面井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)僅在測(cè)試期間采集，在鉆進(jìn)期間無(wú)法獲取；另一方面海洋石油測(cè)試高成本決定了海上僅有少部分井的部分井段進(jìn)行測(cè)試作業(yè)［33］。

海上井場(chǎng)隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)及井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)均采用統(tǒng)一的Reserval 氣體采集系統(tǒng)獲取，使用井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)判別油氣藏流體類型準(zhǔn)確度高主要是由于其直接從產(chǎn)層中通過管柱進(jìn)入Reserval 氣體采集系統(tǒng)分析獲取，而隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)必須以鉆井液為載體進(jìn)入Reserval 氣體采集系統(tǒng)，不確定性和影響因素更多。對(duì)隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)通過標(biāo)準(zhǔn)化處理盡可能消除影響因素后，嘗試建立標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)與井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)之間的擬合關(guān)系，然后利用擬合數(shù)據(jù)進(jìn)行油氣藏流體類型判別，以提高油氣藏流體類型判別的準(zhǔn)確性。

選取研究區(qū)M-1井、M-2井、M-2Sa井、M-4井、M-11 井（4 578.64～5 500.00 m 井段）、M-13 井和M-15 井測(cè)試井段井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)以及相對(duì)應(yīng)井段的標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，進(jìn)行多元線性回歸擬合，擬合關(guān)系（圖4）及擬合公式為：

圖4 渤中凹陷西南環(huán)M構(gòu)造井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)-標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)擬合關(guān)系Fig.4 Fitting relationship between test gas component and standardized gas logging-while-drilling data of M structure at southwest margin of Bozhong Sag

3 應(yīng)用分析

以M-11 井太古界潛山4 578.64～4 817.00 m 井段為例，對(duì)其標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合（表3），并以擬合數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，利用四組合參數(shù)判別法，對(duì)該儲(chǔ)層進(jìn)行油氣藏流體類型識(shí)別，表明為無(wú)油環(huán)氣藏或凝析氣藏（圖5）。

圖5 M-11井4 578.64～4 817.00 m井段擬合數(shù)據(jù)四組合參數(shù)判別結(jié)果Fig.5 Four combined parameters based discriminant results of fitting data from 4 578.64-4 817.00 m section in Well M-11

表3 M-11井4 578.64～4 817.00 m井段標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)及擬合結(jié)果Table3 Standardized gas logging-while-drilling data and fitting results from 4 578.64-4 817.00 m section in Well M-11

基于M-11 井4 578.64～4 817.00 m 井段擬合數(shù)據(jù)，利用φ1參數(shù)判別法對(duì)該儲(chǔ)層進(jìn)行油氣藏流體類型識(shí)別，計(jì)算φ1值為156.767，屬于無(wú)油環(huán)凝析氣藏，與四組合參數(shù)判別法結(jié)論一致，與PVT 相態(tài)分析結(jié)論也一致（圖6）。

圖6 M-11井4 578.64～4 817.00 m井段地層流體P-T相圖Fig.6 P-T phase diagram of formation fluid from 4 578.64-4 817.00 m section in Well M-11

以M-7 井、M-10 井、M-12 井及M-14 井潛山儲(chǔ)層為例，對(duì)標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合（表4），并以擬合數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，利用四組合參數(shù)判別法進(jìn)行油氣藏流體類型識(shí)別，均為無(wú)油環(huán)凝析氣藏或凝析氣藏（圖7）。

圖7 4口井?dāng)M合數(shù)據(jù)四組合參數(shù)判別結(jié)果Fig.7 Four combined parameters based discriminant results of fitting data in 4 wells

表4 M-7井、M-10井、M-12井及M-14井標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)及擬合結(jié)果Table4 Standardized gas logging-while-drilling data and fitting results in Wells M-7，M-10，M-12 and M-14

基于M-7，M-10，M-12及M-14井?dāng)M合數(shù)據(jù)，利用φ1參數(shù)判別法進(jìn)行油氣藏流體類型識(shí)別，計(jì)算φ1值分別為101.78，125.16，94.00，83.06，均屬于無(wú)油環(huán)凝析氣藏。

標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)經(jīng)過擬合公式校正后，利用四組合參數(shù)法與φ1參數(shù)判別法判別油氣藏流體類型一致。

截止到2021 年4 月，研究區(qū)內(nèi)潛山共有7 口井進(jìn)行生產(chǎn)，7 口開發(fā)井地面凝析油密度為0.798～0.807 g/cm3，與探井M-4 井（0.799 g/cm3）基本一致，沒有黑油的性質(zhì)，黑油的密度一般為0.820 g/cm3以上［23-24］；而且開發(fā)井A6 井的地露壓差為3.75 MPa，深度為4 551 m（垂深），一般無(wú)油環(huán)凝析氣藏具有一定的地露壓差，帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力為露點(diǎn)壓力，其地露壓差會(huì)變低到0［19］。目前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)表明研究區(qū)潛山油氣藏流體類型為無(wú)油環(huán)凝析氣藏。

截止到2021 年4 月，研究區(qū)內(nèi)完鉆并完成數(shù)據(jù)處理探井共18 口，其中2 口井太古界測(cè)試為干層，選取其他16口井中已測(cè)試7口井近350條數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理并建立擬合公式，擬合優(yōu)度R2大部分在0.95 之上，吻合程度較高，用5 口井進(jìn)行驗(yàn)證，應(yīng)用效果良好，與區(qū)域認(rèn)識(shí)一致，隨著后續(xù)勘探開發(fā)工作的深入，數(shù)據(jù)點(diǎn)不斷增加，擬合公式隨時(shí)更新，以確保整個(gè)研究區(qū)的更高適用性。

4 結(jié)論

對(duì)于渤中凹陷西南環(huán)M 構(gòu)造太古界潛山油氣藏，基于標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)的四組合參數(shù)判別法與φ1參數(shù)判別法識(shí)別油氣藏流體類型結(jié)論一致性不高，與相態(tài)分析結(jié)論也不完全一致，不能有效識(shí)別油氣藏流體類型；基于井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)的四組合參數(shù)判別法及φ1參數(shù)判別法識(shí)別油氣藏流體類型與相態(tài)分析結(jié)論一致，能有效識(shí)別油氣藏流體類型。建立了適于研究區(qū)的井場(chǎng)測(cè)試組分?jǐn)?shù)據(jù)與標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)之間的擬合關(guān)系，基于擬合數(shù)據(jù)的判別結(jié)論一致性高，能基本實(shí)現(xiàn)基于經(jīng)驗(yàn)方法的潛山油氣藏流體類型隨鉆快速識(shí)別。識(shí)別結(jié)果表明，渤中凹陷西南環(huán)M 構(gòu)造太古界潛山油氣藏流體以無(wú)油環(huán)凝析氣藏為主。

符號(hào)解釋

C1標(biāo)——甲烷標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，%；

C2標(biāo)——乙烷標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，%；

C3標(biāo)——丙烷標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，%；

C4標(biāo)——丁烷標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，%；

C5標(biāo)——戊烷標(biāo)準(zhǔn)化隨鉆氣測(cè)數(shù)據(jù)，%；

C1擬——甲烷多元線性回歸擬合值，%；

C2擬——乙烷多元線性回歸擬合值，%；

C3擬——丙烷多元線性回歸擬合值，%；

iC4擬——異丁烷多元線性回歸擬合值，%；

iC5擬——異戊烷多元線性回歸擬合值，%；

nC4擬——正丁烷多元線性回歸擬合值，%；

nC5擬——正戊烷多元線性回歸擬合值，%；

pC——臨界壓力，MPa；

pm——臨界凝析壓力，MPa；

pR——地層壓力，MPa；

TC——臨界溫度，℃；

Tm——臨界凝析溫度，℃；

TR——地層溫度，℃。