低氣測儲層流體性質識別

龔一順，劉洪彬，鄧超，李世舉，夏竹君

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術深圳分公司，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多年勘探，在韓江組到珠海組之間獲得諸多商業性油氣發現。但該油田的油藏表現出氣測值低、氣體組分不齊全、熒光顯示難以觀察等特點，對儲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，氣測三角圖版等常規氣測判別法無法正確識別油水層，因此，增加地化錄井技術并總結出一套能夠準確識別儲層流體的方法尤為重要。

1 油藏特點

南海東部某油田為珠江口盆地珠一坳陷內的富烴洼陷，該洼陷受東側NE-SW 向斷層控制。該油田是典型的上下構造層二元結構，下構造層表現為恩平組薄、文昌組厚的特點。現階段研究認為文昌組主要是烴源巖，烴源巖生物標志化合物特征表現為氯仿瀝青“A”的飽和烴色譜峰型均為單峰型，碳數范圍一般在C12～C37之間，有機質母質來源以藻類及水生生物為主，上構造層整體呈現出一個海侵的過程，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油為主、深層以中-輕質油為主的特點。

2 低氣測原因分析

一般而言，油藏氣測值低有兩方面原因；其一與烴源巖生成的氣體含量有關；其二與儲層保存條件有關。對第一方面，據已鉆井資料分析研究認為該油田文昌組中深湖相烴源巖以Ⅰ-Ⅱ1型為主，具有類型好、有機質豐度高、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，為此認為烴源巖生氣量并非該油田油藏氣測值低的主因。第二方面，一般研究認為地溫低于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條件，且淺層原油距離地表更近，與地表流體相通的機會更大，導致該區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際上是某些喜氧微生物對石油中某些烴類化合物的選擇性利用，而根據前人研究發現正構烷烴的抗生物降解能力最弱，其次為類異戊二烯烷烴、甾烷、藿烷、重排甾烷等。水洗作用下溶解有烴類物質但未達到飽和的地層水沿著油水界面流動會把一部分可溶于水的烴類帶走，改變了剩下原油的化學組成，而通常情況下輕烴較重烴更易于溶解在水中。因此，總結分析認為生物降解和水洗作用是造成該油田淺層油藏氣測低值的最主要原因之一。

3 地化錄井技術

3.1 基本原理

地化巖石熱解技術是通過高溫將含油的巖石樣品進行熱解和裂解，由檢測器定量檢測氣態烴、液態烴和裂解烴的含量，以此來定量分析巖石中烴類的含量。熱解氣相色譜是通過高溫將巖石樣品進行熱解，通過色譜柱對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，并由檢測器檢測到，經過計算機自動處理得到各個組分的質量百分含量和色譜圖。根據組分的相對含量和色譜圖能夠定性地識別流體性質。目前所采用的色譜分析儀器可得到C8～C32的正構烷烴、姥鮫烷及植烷色譜峰及各組分的質量分數。研究區淺層低氣測油藏雖經生物降解和水洗作用導致正構烷烴組分減少，但仍可通過分析總結色譜圖特征來識別流體性質。

該油田油層的色譜圖表現為基線隆起、正構烷烴組分不齊全、輕組分相對減少，是生物降解作用的明顯特征。當儲層含水時，生物降解作用和水洗作用會加強，使得正構烷烴組分減少更劇烈，色譜峰值低，異構烷烴及不可分辨原子化合物增加，碳數范圍變窄。

3.2 油水識別圖版研究

通過對已鉆井巖石熱解及熱解氣相色譜分析數據的統計分析，優選出兩個能反映油氣水特征的參數，一個是(S0+S1)/S2為氣態烴與液態烴之和與裂解烴的比值，該比值越大說明輕質可流動性的烴越多；另一個是油產率指數(OPI)為液態烴與總烴的比值，該比值越大說明輕質可流動的烴占總烴比例越大。通過對南海東部某油田5 口井56 層地化特征參數的分析，本文建立了該油田淺層巖石熱解評價圖版(圖1)及熱解氣相色譜標準譜圖(圖2)。從圖1 可知，圖版右上方區域為油區，左下方區域為含水區。從圖2 可知，該油田油層氣相色譜圖峰型主要表現為后峰型，色譜總峰面積大，碳數分布范圍較廣，正構烷烴組分部分缺失，基線較隆起、尾部稍重，含異構烷烴和未分辨化合物(圖2(a))；儲層含水(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，正構烷烴組分不齊全，碳數范圍變窄，輕-中烴組分缺失，色譜基線尾部隆起嚴重，異構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率指數-(S0+S1)/S2交會圖

圖2 南海東部某油田淺層氣相色譜圖譜特征

4 應用實例分析

本文通過總結南海東部某油田低氣測儲層的地化錄井方法特征，形成了一套適用于該區塊淺層油水識別的地化錄井識別新方法。

4.1 準確識別低氣測油層

A 井為南海東部某油田含油氣系統東沙隆起西部的一口評價井，該井在珠江組1 530～1 590 m 為一套連續互層砂巖顯示段，巖屑錄井巖性為中砂巖、灰質中砂巖及細砂巖。該段3、4 號層含油面積20%～40%、熒光面積20%～50%，由巖屑含油級別可知該兩層含油性好。對3、4 號層氣測數據進行歸一化處理(表1)，該兩層氣體曲線形態為山峰狀且組分相對異常明顯，氣測無下降趨勢，氣測資料初步解釋為油層(圖3)。這里需要指出的是，歸一化校正氣指數參考了儲層鉆時這一變量，由于A 井儲層頂部發育薄層鈣頂，而儲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(分析認為厚層且穩定的鉆時對校正氣指數更具代表性)，發育薄層鈣尖的各儲層頂部氣測曲線形態都會顯示一尖峰。

表1 各井段歸一化氣測組分特征

圖3 A 井歸一化氣測組分特征

地化熱解氣相色譜圖分析顯示，3、4 號層熱解S1峰值高，色譜圖雖有異構烷烴組分，基線呈逐漸隆起狀，但色譜總峰面積較大，碳數分布范圍廣，組分峰整體呈后峰型展布(圖4)，總體表現為生物降解重質油層特征，對其進行巖石熱解評價圖版投點，落在油區(圖1)。

圖4 A 井地化巖石熱解氣相色譜特征

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

4.2 準確判別低氣測油水界面

以PY-A-2 井為例，該井1 號層熒光面積20%，2 號層熒光面積5%。由巖屑含油級別可知，1 號層含油性好，2 號層熒光特征指示含油性差。對1、2 號層氣測數據進行歸一化處理(表1)，1 號層氣體曲線形態為山峰狀且組分相對異常明顯，氣測無下降趨勢，氣測資料初步解釋為油層，2 號層在1 號層下部且與1 號層連通，1 號層氣測特征表現為流體組分下降為低值，指示儲層含烴飽和度下降，氣測資料初步解釋為含油水層，根據歸一化氣測曲線下降形態劃分1 551 m 為1、2 號層分界面(圖3)。

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

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

本井段1 號層測井電阻率由2.0 Ω·m 最高上升到30.0 Ω·m，測井解釋為油層，在1 535.5 m 處進行RCI 取樣分析，取得油樣650 mL，RCI 取樣證實本層段為油層。2 號層電阻率相對1 號層低，但因巖性影響，電阻率并未降至水層電阻率，在1 553.2 m 處進行RCI 取樣分析，取得水樣650 mL，測井解釋為含油水層(圖3)。1 號層與2 號層測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壓回歸結論相符。

5 結論

(1)本文總結了珠江口盆地南海東部某油田含油氣系統內的構造成藏特點，并對系統內油藏低氣測值原因進行了分析。分析認為，生物降解作用導致殘余原油生氣潛力降低及生物降解容易消耗低碳數正構烷烴為油藏低氣測主因。

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

(3) 通過對熒光、歸一化氣測數據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價方法，能更充分、準確地對該區塊儲層流體性質及油水界面作出評價，解決了氣測顯示不明顯、熒光不易觀察的淺層低氣測油藏難以識別的困擾。