萨尔图油田萨葡高油层剩余油烃类组成及组分特征——以萨尔图油田Z44-J204井为例

闫天骥，任冠宇

（1.大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江大庆 163114；2.大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆 163150）

原油是一种复杂的、多组分的均质混合物，主要的组成是烃类（烷烃、环烷烃、芳烃），还有少量的非烃组分（含硫、含氧、含氮化合物）及胶质和沥青质等；油层剩余油是指采用不同采油方式(如自然产出、水驱或聚合物驱等)未采出仍储存在地下油藏中的原油，剩余油烃类组成直接影响油田开采效果，轻组分越多一般越易开采，故油层剩余油烃类组成特征是油田开发的重要研究内容。同时，由于同一油层内岩性或不同油层岩性及物性等储层非均质性的影响，使油层剩余油具有非均质性，在油田开采过程中需要对非均质性较强的不同油层剩余油采用不同的驱油技术（如水驱、聚合物驱、三元复合驱）或措施（如调驱挖潜），以提高油层剩余油驱油效率及油田采收率。因此，油层剩余油烃类组成特征研究是油田开发的重要基础，尤其在水驱及二次采油、聚驱和三元复合驱及三次采油的油田开发中后期，是油田剩余油精细精准开发、提高采收率的重要依据。

目前,国内专家学者主要开展了油藏剩余油剩余油粘度、剩余油分布及提高剩余油采收率研究。徐正顺等[1]利用原油烃类中高分子量组分C40+(%)与原油粘度的相关性预测油层剩余油粘度；张居和等[2]利用全二维气相色谱和全二维气相色谱—飞行时间质谱技术研究松辽盆地北部原油烃类组成特征及预测粘度；范鹏[3]、黄艳梅[4]等学者[5-6]开展油藏剩余油分布规律及挖潜技术研究。本文利用萨尔图油田密闭取芯检查井油砂样品，采用全自动多功能抽提仪和混合化学试剂制备得到油层剩余油样品，采用气相色谱检测烃类组分，研究烃类组成C21-（%）、C21～C40（%）、C40+（%）及组分（C11～C68）分布特征，以期为油田剩余油精细精准开发、提高采收率提供重要依据。

1 地质背景与实验样品

大庆油田位于松辽盆地北部，是目前世界上已发现的最大的陆相含油气盆地，在上白垩统发育了有利的生、储、盖组合（图1），主要形成了青一段、青二三段、嫩一段和嫩二段共4套烃源岩，烃源岩有机质丰度高、TOC值平均大于2%，母质类型好、以Ⅰ和Ⅱ型为主，生成的大量油气排出源岩进入砂岩储层，形成了黑帝庙（H）、萨尔图（S）、葡萄花（P）、高台子（G）、扶余（F）、杨大城子（y）6套储油层。萨尔图油田是大庆油田的主力产油油田，主要开采油层为萨尔图（S，简称萨油层）、葡萄花（P，简称葡油层）、高台子（G，简称高油层）3套主力产油层。为掌握萨尔图油田原油开采状况及精细挖潜剩余油的需要，钻了密闭取芯检查井Z44-J204井。本文采集Z44-J204井3套主力产油层油砂样品11件，开展不同油层剩余油烃类分析及特征研究，以期为萨尔图油田开发及提高采收率提供实验依据。

图1 松辽盆地白垩统地层综合柱状图（据徐正顺[1]修改，2009）

2 实验方法

2.1 油层剩余油制备方法

采集油田密闭取芯检查井油砂样品，称取40g，用研钵粉碎后装入滤纸筒中，置于全自动多功能抽提仪的抽提瓶内，用氯仿∶甲醇（93∶7，V/V）250mL抽提样品，在80℃的恒温水浴中抽提10h，转移至称量瓶中，恒温（40℃）浓缩，得到油层剩余油样品。

2.2 油层剩余油烃类气相色谱分析方法

将制备的油层剩余油样品直接进样进行烃类毛细柱气相色谱分析。实验分析仪器采用美国安捷伦7890A气相色谱仪及化学工作站；烃类分析毛细柱为25m×0.32mm×0.1μm，最高使用温度450℃；进样口温度390℃，脉冲不分流进样；检测器FID温度400℃，检测器补充气体为高纯氦气；载气为高纯氦气（纯度99.999%），柱流量为1mL/min；燃气为氢气，流量为45mL/min；助燃气为空气，流量为450mL/min。柱箱及毛细柱升温程序：初温50℃，恒温1min，以升温速率10℃/min升到400℃，恒温到组分全部流出。

采用标样及有关文献定性（图2），获得油层剩余油烃类检测数据，面积归一化法计算C21-、C21～C40、C40+烃类组成化合物的相对含量(%)。

图2 油层剩余油烃类气相色谱分析定性谱图（据徐正顺[1]，2009）

3 实验结果及讨论

3.1 重复性实验

油层剩余油样品制备和气相色谱重复性实验分析结果表明，同一样品重复分析组分一致、重复性好，油层剩余油中正构烷烃质量分数范围0.5%～1.0%、1.0%～5.0%、5.0%～10.0%的相对偏差分别小于15%、10%、5%。如萨尔图油田Z44-J204井972.99m油砂样品重复性分析的正构烷烃质量分数的最大相对偏差为13.51%，最小为2.03%（表1），说明油层剩余油实验方法的重复性好。

表1 油层剩余油烃类气相色谱重复性实验对比数据

3.2 不同油层剩余油的烃类组成及谱图特征

3.2.1 不同油层剩余油的烃类组成特征

萨尔图油田Z44-J204井油层剩余油烃类组成（表2）萨尔图油层（S）剩余油的C21-、C21～C40、C40+分别分布于9.95%～25.69%、18.95%～67.72%、6.92%～71.10%，平均分别为20.48%、53.71%、25.81%，烃类组成差别及变化范围大；葡萄花油层的分别为18.81%～26.99%、55.92%～63.55%、25.27%～9.46%，平 均 分 别 为22.90%、59.74%、17.36%，烃类组成差别及变化范围较大；高台子油层的分别为20.79%～30.11%、55.43%～61.90%、23.78%～7.99%，平均分别为25.45%、58.67%、15.88%，烃类组成差别及变化范围较大。可见，萨尔图油田剩余油C21～C40烃类平均占55.90%为主、C40+和C21-烃类分别占22.14%和21.96%，烃类组成表现出较强的非均质性，其中萨尔图油层剩余油C21-和C21～C40烃类平均之和占20.48%和53.71%为最低、C40+烃类平均占25.81%为最高、非均质性最强，高台子油层剩余油C21-烃类平均占25.45%为最高、C40+烃类平均占15.88%为最低，随油层埋深增加从萨尔图到高台子油层C21-和C21～C40烃类轻组分含量趋于增加、C40+烃类重组分含量趋于降低，越有利于开采，明显受埋深、温度及成熟度的控制。

表2 油层剩余油烃类组成分析数据

3.2.2 不同油层剩余油的烃类化合物及谱图特征

萨尔图油田Z44-J204井萨尔图油层（S）818.88m剩余油碳数范围C14～C63呈双峰型分布（图3），前主峰群C14～C40、主峰碳nC23，后主峰 群C41～C63主峰 碳nC47，以前主峰群烃类为主，在nC30～nC37之间有丰度较低的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，在nC40正构烷烃之后出现丰度低的异构烷烃系列、烷基环己烷系列化合物、烷基环戊烷系列化合物[1]。

图3 萨、葡、高油层剩余油烃类气相色谱分析图

萨尔图油层877.59m剩余油碳数范围C11～C68呈双峰型分布，前主峰群C11～C37、主峰碳nC23，后主峰群C38～C68、主峰碳nC47，后主峰群烃类为主，与其它油层剩余油的谱图明显不同；在nC30～nC37之间有丰度很低的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，在nC40正构烷烃之后出现丰度很低的异构烷烃系列、烷基环己烷系列化合物、烷基环戊烷系列化合物。

萨尔图油层901.31m剩余油碳数范围从C13～C64呈单峰型分布，主峰碳nC23，在nC30～nC37之间有丰度最高的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，在nC40正构烷烃之后出现丰度最高的异构烷烃系列、烷基环己烷系列化合物、烷基环戊烷系列化合物。

葡萄花油层（P）972.65m剩余油碳数范围从C13～C64呈双峰型分布，前主峰群C13～C38、主峰碳nC23，后主峰群C39～C64、主峰碳nC45，总体以前主峰群烃类为主，在nC30～nC37之间有丰度较高的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，在nC40正构烷烃之后出现丰度较高的异构烷烃系列、烷基环己烷系列化合物、烷基环戊烷系列化合物。

高台子（G）1110.83m剩余油碳数范围从C13～C66呈单峰型分布，主峰碳nC23，在nC30～nC37之间有丰度低的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，在nC40正构烷烃之后出现丰度较低的异构烷烃系列、烷基环己烷系列化合物、烷基环戊烷系列化合物。

综上所述，萨尔图、葡萄花、高台子油层剩余油烃类组成及谱图呈现不同的特征。萨尔图油层原油主要来源于青二、三段和嫩一段生油岩，油层岩性主要为细砂岩、泥质粉砂岩，油层温度主要介于37℃～41℃；葡萄花油层原油主要来源于青二、三段和青一段生油岩，油层岩性主要为粉砂岩、细砂岩，油层温度主要介于42℃～45℃；高台子油层原油主要来源于青一段、青二、三段生油岩，油层岩性主要为粉砂岩，油层温度主要介于46℃～51℃。可见，油层剩余油烃类组成及组分分布主要受原油来源及生油岩性质、储层特征及埋深和温度等影响及控制。

3.2.3 油层剩余油含油特征及开采潜力

萨尔图Z44-J204井油层的岩性和含油级别有差别，萨尔图油层上部井段（818.88～820.47m）岩性主要为灰棕色泥质粉砂岩、含油级别为油浸，中部和下部井段（877.35～901.31m）岩性主要为棕色细砂岩、含油级别为饱含油，可见萨尔图油层上部岩性及物性相对差、含油性差、开采潜力小，中部和下部井段岩性及物性好、含油性高、开采潜力大；葡萄花油层岩性主要为棕色粉砂岩和棕色细砂岩、含油级别为含油和饱含油，岩性及物性较好、开采潜力较大；高台子油层岩性主要为棕色粉砂岩、含油级别为含油，岩性及物性较差、开采潜力较小。可见，萨、葡、高油层含油性及开采潜力，以萨尔图油层最大，葡萄花油层次之，高台子油层相对最小。

4 结论

（1）萨尔图油田萨葡高油层剩余油烃类组成C21-（%）、C21～C40（%）、C40+（%）呈现较强的非均质性，萨尔图油层剩余油C21-和C21～C40组成平均最低、C40+烃类平均最高、非均质性最强，高台子油层C21-（%）和C21～C40（%）组成最高、C40+（%）最低，从烃类组成看萨尔图油层剩余油相对最难开采，高台子油层剩余油则相对最易开采。

（2）萨尔图油田萨葡高油层剩余油的烃类组分分布及谱图呈现不同特征，萨尔图油层中部井段出现以主峰碳C47及后主峰群烃类为主的高分子量正构烷烃化合物，油层原油难以流动，该井段原油最难开采；萨尔图油层下部井段在nC30～nC37之间出现丰度最高的C29～C35藿烷系列生物标记化合物，与葡萄花油层上部井段在nC30～nC37之间出现丰度较高的C29～C35藿烷系列生物标记化合物类似，证实了两油层原油具有部分同源性。

（3）萨尔图油田含油及开采潜力以萨尔图油层最大，葡萄花油层次之，高台子油层相对最小。