低气测储层流体性质识别

龚一顺，刘洪彬，邓超，李世举，夏竹君

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东 深圳 518000；2.大庆钻探工程公司录井二公司，吉林 松原 138000)

0 引言

南海东部某油田历经多年勘探，在韩江组到珠海组之间获得诸多商业性油气发现。但该油田的油藏表现出气测值低、气体组分不齐全、荧光显示难以观察等特点，对储层流体判别造成很大困扰。由于油田中气体组分特征不明显，气测三角图版等常规气测判别法无法正确识别油水层，因此，增加地化录井技术并总结出一套能够准确识别储层流体的方法尤为重要。

1 油藏特点

南海东部某油田为珠江口盆地珠一坳陷内的富烃洼陷，该洼陷受东侧NE-SW 向断层控制。该油田是典型的上下构造层二元结构，下构造层表现为恩平组薄、文昌组厚的特点。现阶段研究认为文昌组主要是烃源岩，烃源岩生物标志化合物特征表现为氯仿沥青“A”的饱和烃色谱峰型均为单峰型，碳数范围一般在C12～C37之间，有机质母质来源以藻类及水生生物为主，上构造层整体呈现出一个海侵的过程，油藏段主要以三角洲平原-前缘相带为主，珠海组—韩江组含砂率逐渐降低。该油田新近系油气成藏与富集主要受晚期断裂体系的控制，油藏具有浅层以重质油为主、深层以中-轻质油为主的特点。

2 低气测原因分析

一般而言，油藏气测值低有两方面原因；其一与烃源岩生成的气体含量有关；其二与储层保存条件有关。对第一方面，据已钻井资料分析研究认为该油田文昌组中深湖相烃源岩以Ⅰ-Ⅱ1型为主，具有类型好、有机质丰度高、烃源岩成熟度较高的特征，Ro 为0.6%～1.1%，大部分大于0.7%处于成熟阶段中期到晚期，为此认为烃源岩生气量并非该油田油藏气测值低的主因。第二方面，一般研究认为地温低于80 ℃可能存在生物降解作用，该油田油藏埋深浅，较低的地层温度为微生物提供了生长条件，且浅层原油距离地表更近，与地表流体相通的机会更大，导致该区块浅层油藏生物降解作用以及水洗作用明显。

石油的生物降解作用实际上是某些喜氧微生物对石油中某些烃类化合物的选择性利用，而根据前人研究发现正构烷烃的抗生物降解能力最弱，其次为类异戊二烯烷烃、甾烷、藿烷、重排甾烷等。水洗作用下溶解有烃类物质但未达到饱和的地层水沿着油水界面流动会把一部分可溶于水的烃类带走，改变了剩下原油的化学组成，而通常情况下轻烃较重烃更易于溶解在水中。因此，总结分析认为生物降解和水洗作用是造成该油田浅层油藏气测低值的最主要原因之一。

3 地化录井技术

3.1 基本原理

地化岩石热解技术是通过高温将含油的岩石样品进行热解和裂解，由检测器定量检测气态烃、液态烃和裂解烃的含量，以此来定量分析岩石中烃类的含量。热解气相色谱是通过高温将岩石样品进行热解，通过色谱柱对不同组分的吸附或溶解能力不同，从而将石油的不同组分分离出来，并由检测器检测到，经过计算机自动处理得到各个组分的质量百分含量和色谱图。根据组分的相对含量和色谱图能够定性地识别流体性质。目前所采用的色谱分析仪器可得到C8～C32的正构烷烃、姥鲛烷及植烷色谱峰及各组分的质量分数。研究区浅层低气测油藏虽经生物降解和水洗作用导致正构烷烃组分减少，但仍可通过分析总结色谱图特征来识别流体性质。

该油田油层的色谱图表现为基线隆起、正构烷烃组分不齐全、轻组分相对减少，是生物降解作用的明显特征。当储层含水时，生物降解作用和水洗作用会加强，使得正构烷烃组分减少更剧烈，色谱峰值低，异构烷烃及不可分辨原子化合物增加，碳数范围变窄。

3.2 油水识别图版研究

通过对已钻井岩石热解及热解气相色谱分析数据的统计分析，优选出两个能反映油气水特征的参数，一个是(S0+S1)/S2为气态烃与液态烃之和与裂解烃的比值，该比值越大说明轻质可流动性的烃越多；另一个是油产率指数(OPI)为液态烃与总烃的比值，该比值越大说明轻质可流动的烃占总烃比例越大。通过对南海东部某油田5 口井56 层地化特征参数的分析，本文建立了该油田浅层岩石热解评价图版(图1)及热解气相色谱标准谱图(图2)。从图1 可知，图版右上方区域为油区，左下方区域为含水区。从图2 可知，该油田油层气相色谱图峰型主要表现为后峰型，色谱总峰面积大，碳数分布范围较广，正构烷烃组分部分缺失，基线较隆起、尾部稍重，含异构烷烃和未分辨化合物(图2(a))；储层含水(偏向水层) 气相色谱图峰型为后峰型，出峰位置较油层更后，峰值较低，正构烷烃组分不齐全，碳数范围变窄，轻-中烃组分缺失，色谱基线尾部隆起严重，异构烷烃和未分辨化合物增多(图2(b))。

图1 南海东部某油田浅层的油产率指数-(S0+S1)/S2交会图

图2 南海东部某油田浅层气相色谱图谱特征

4 应用实例分析

本文通过总结南海东部某油田低气测储层的地化录井方法特征，形成了一套适用于该区块浅层油水识别的地化录井识别新方法。

4.1 准确识别低气测油层

A 井为南海东部某油田含油气系统东沙隆起西部的一口评价井，该井在珠江组1 530～1 590 m 为一套连续互层砂岩显示段，岩屑录井岩性为中砂岩、灰质中砂岩及细砂岩。该段3、4 号层含油面积20%～40%、荧光面积20%～50%，由岩屑含油级别可知该两层含油性好。对3、4 号层气测数据进行归一化处理(表1)，该两层气体曲线形态为山峰状且组分相对异常明显，气测无下降趋势，气测资料初步解释为油层(图3)。这里需要指出的是，归一化校正气指数参考了储层钻时这一变量，由于A 井储层顶部发育薄层钙顶，而储层顶部气体含量充足，因此薄钙尖在一定程度上影响了校正气指数(分析认为厚层且稳定的钻时对校正气指数更具代表性)，发育薄层钙尖的各储层顶部气测曲线形态都会显示一尖峰。

表1 各井段归一化气测组分特征

图3 A 井归一化气测组分特征

地化热解气相色谱图分析显示，3、4 号层热解S1峰值高，色谱图虽有异构烷烃组分，基线呈逐渐隆起状，但色谱总峰面积较大，碳数分布范围广，组分峰整体呈后峰型展布(图4)，总体表现为生物降解重质油层特征，对其进行岩石热解评价图版投点，落在油区(图1)。

图4 A 井地化岩石热解气相色谱特征

结合气测、地化综合分析，3、4 号层为油层。该两层测井电阻率异常明显，由2.0 Ω·m 最高上升到9.0 Ω·m，测井解释为油层(图3)，录井与测井解释结论相符。

4.2 准确判别低气测油水界面

以PY-A-2 井为例，该井1 号层荧光面积20%，2 号层荧光面积5%。由岩屑含油级别可知，1 号层含油性好，2 号层荧光特征指示含油性差。对1、2 号层气测数据进行归一化处理(表1)，1 号层气体曲线形态为山峰状且组分相对异常明显，气测无下降趋势，气测资料初步解释为油层，2 号层在1 号层下部且与1 号层连通，1 号层气测特征表现为流体组分下降为低值，指示储层含烃饱和度下降，气测资料初步解释为含油水层，根据归一化气测曲线下降形态划分1 551 m 为1、2 号层分界面(图3)。

地化热解气相色谱图分析显示，1 号层热解S1峰值高，色谱图表现为基线呈逐渐隆起状，色谱总峰面积较大，碳数分布范围广，组分峰整体呈后峰型展布，表现为油层特征。2 号层与1 号层对比，轻-中组分正构烷烃明显缺失，碳数范围变窄，各组分峰值偏低且峰型位置极后，基线尾部隆起严重，表现为以水为主的特征(图4)。对1、2 号层进行岩石热解评价图版投点，1 号层落在油区，2 号层落在水区(图1)。

综合分析1 号层为油层，2 号层为含油水层，且1、2 号层油水界面在1 551 m。

本井段1 号层测井电阻率由2.0 Ω·m 最高上升到30.0 Ω·m，测井解释为油层，在1 535.5 m 处进行RCI 取样分析，取得油样650 mL，RCI 取样证实本层段为油层。2 号层电阻率相对1 号层低，但因岩性影响，电阻率并未降至水层电阻率，在1 553.2 m 处进行RCI 取样分析，取得水样650 mL，测井解释为含油水层(图3)。1 号层与2 号层测压回归油水界面为井深1 550.3 m(海拔-1 448.5 m)，录井解释油水界面深度与测压回归结论相符。

5 结论

(1)本文总结了珠江口盆地南海东部某油田含油气系统内的构造成藏特点，并对系统内油藏低气测值原因进行了分析。分析认为，生物降解作用导致残余原油生气潜力降低及生物降解容易消耗低碳数正构烷烃为油藏低气测主因。

(2)本文总结了地化岩石热解气相色谱在生物降解原油中的响应特征，并建立了图版。地化气相色谱图显示为后峰型，正构烷烃组分部分缺失，基线较隆起，能指示原油特性，提高油层判断的准确性。

(3) 通过对荧光、归一化气测数据及地化岩石热解气相色谱的分析，形成一套南海东部某油田综合录井解释评价方法，能更充分、准确地对该区块储层流体性质及油水界面作出评价，解决了气测显示不明显、荧光不易观察的浅层低气测油藏难以识别的困扰。