原油指纹技术在JZ油田潜山油藏连通性判别中的应用

程 奇 刘宗宾 郑 浩 李广龙 王双龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)



原油指纹技术在JZ油田潜山油藏连通性判别中的应用

程 奇 刘宗宾 郑 浩 李广龙 王双龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

渤海湾盆地断裂系统极其复杂，盆地内JZ油田太古宇潜山油藏平面上按断块系统可分为多个油区，由于潜山裂缝油藏储层强非均质性，油区内、油区间油藏连通关系难以明确。尝试利用石油色谱指纹技术对油田不同油区原油分别开展原油族群划分、原油生物标志化合物分析、原油同源性对比分析，根据单层原油指纹差异及混合原油的指纹变化特征，最终确定了JZ油田不同油区潜山油藏储层纵横向的连通性，有效指导了油田后续开发方案部署。

渤海湾； 潜山油藏； 原油指纹； 连通性

目前，研究油藏连通性的常用方法有电缆测井、油藏模拟、压力测试、示踪剂等，而应用油藏流体进行研究的较少。1987年Kaufman等人首次公布原油色谱指纹研究成果以来，原油色谱指纹已被成功地用于判别油藏连通性、分层产能监测、窜层和套管泄露检测、混采油井产液剖面的测定等多个领域[1-5]。以渤海湾JZ油田潜山油藏为例，通过应用原油色谱指纹技术分析同一油区内及不同油区间的连通关系。

JZ油田位于辽西低凸起中北段，西侧以辽西大断层为界紧邻辽西凹陷中洼，东南呈缓坡向辽中凹陷中、北洼过渡，处于油气富集的有利地带。辽西2号断层将构造整体分为东、西块(见图1)，属风化体块状储集层地貌潜山[6-7]，油藏类型为正常温压系统、块状裂缝性底水油藏。

图1 研究区构造位置图

1 原油指纹技术原理

同源油藏的原油正构、异构烷烃及芳香烃等具有相同的色谱，而不同源油藏的原油异构、环烷等通常会有不同特征，即拥有不同指纹特征[8]。首先，根据原油物性、原油族组分、原油及其组分同位素开展原油族群划分；其次，采用色谱、质谱-色谱技术、全油及四组分碳同位素分析等技术，通过对饱和烃、芳香烃的色质分析，得到生物标志化合物的信息，进行油源和指纹峰的比对；最后，综合分析族群、油源及指纹数据，结合靶区地质特征，对油藏的连通性进行研究，并利用压力监测数据对判别结果进行验证[9-11]。

2 技术应用

2.1 原油族群划分

(1) 原油物性。JZ油田太古宇潜山油藏原油整体密度与井深的线性关系不明显，西块原油密度为863.9 kg/m3，接近凝析油，东块原油密度随深度增加而增加，呈较好的线性关系；平面上西块原油黏度、含硫均低于东块原油(见表1)。

(2) 原油族组分。根据JZ油田太古宇潜山原油族组分分析数据，西块(4D井)原油饱和烃含量普遍高于东块(剩余井)原油饱和烃含量；西块(4D井)芳香烃、非烃及沥青质含量低于东块(剩余井)含量(见图2)。

(3) 原油及其组分同位素。根据JZ油田太古宇潜山原油族组分分析结果(见图3)，西块(4D井)原油全油及组分同位素普遍低于东块(剩余井)同位素，而西块(4D井)原油组分非烃及沥青质同位素值高于东块(剩余井)。

(4) JZ太古宇原油族群划分。分析JZ油田太古宇原油物性发现，西块4D井原油密度、黏度和含硫量与东块原油有差异；从族组分分析数据得知，西块原油饱和烃、芳香烃、非烃、沥青质均与东块原油有差异；从原油及四组分同位素分析可知，西块原油与东块原油有差异；与郭令智院士研究得到的饱和烃生物标志化合物Pr/Ph和芳香烃生物标志化合物DBT/P(二苯并噻吩/菲)图版进行对比，发现西块原油与东块原油有明显的区别(见图4)。

图2 JZ油田太古宇潜山原油族组分分布图

图3 JZ油田太古宇潜山原油同位素分布图

图4 JZ油田太古宇潜山原油PrPh与DBTP关系图

结合分析原油四组分同位素、饱和烃Pr/Ph、芳香烃DBT/P等参数，可将JZ油田太古宇潜山东、西块原油划分为2个不同族群。

2.2 原油生物标志化合物分析

利用质谱-色谱技术，分离复杂混合物样品，按离子质荷比进行扫描记录，通过计算机处理后，结合标样或标准谱图，对化合物逐个作出定性鉴定与定量分析，得到潜山东块、西块生物标志物分布特征及相互之间对比特征。

(1) 东块内部各井原油生物标志物特征分析。东块从A17H、A35S这2口井中取样，分析其生物标志物特征。对其正烷烃组分的定量结果分析显示，太古宇单层原油油样中C12-C30正构烷烃的含量差异不明显，且碳数的烷烃分布无明显差异，以低碳数烷烃(

2口井中选取的原油样品从色谱-质谱分析得到的生物标志物分布特征一致。例如，萜类化合物中都以五环三萜类系列为主，五环三萜类主要由藿烷类化合物构成，表明细菌对萜类的化合物的贡献显著。藿烷在碳数分布(C29/C30藿烷比值)以及相对含量的分布特征上十分相似，Ts/Tm以及C29ααS/(S+R)，C29ββ/(αα+ββ)比值也一致(图6)，表明东块内部2口井间原油成熟度类似。三环萜烷的相对含量普遍较低，推测原油具有成熟度不高及运移距离较小的特点。原油中甾烷化合物也表现出类似的特征，重排甾烷的相对含量较高，指示源岩中泥质源岩为主，规则甾烷中C27/C28/C29的碳数分布特征具有C27>C29的特点，4-甲基甾烷的相对含量较高，指示水生生物具有一定的贡献。东块原油的芳香烃生物标志物的分布特征也表现出相似性，也可用于储层连通性的研究。

图5 JZ油田太古宇潜山原油饱和烃组分生物标志物的分布特征

(2) 西块原油生物标志物特征分析。西块未正式投产，以4D井为靶区分析其生物标志物分布特征。正烷烃组分的定量结果显示，此井单层原油油样中以C11 — C35正构烷烃分布为主，碳链分布较东块长，峰型为单峰型，各个峰奇偶优势不明显(见图6)。

对比分析4D井与东块生物标志物特征，峰型特征见图6。4D井萜类化合物中都以五环三萜类系列为主，五环三萜类主要由霍烷类化合物构成，表明细菌对萜类的化合物的贡献显著。Dia.sC27/C29s为0.76，较东块高(比值低于0.5)；重排甾烷明显高于规则甾烷系列。Ts/Tm以及C29ααS/(S+R)，C29ββ/(αα+ββ)比值较东块高(见图7)，表明西块原油成熟度高于东块原油。三环萜烷的相对含量普遍较低，推测原油具有成熟度不高以及运移距离较小的特点。原油中甾烷化合物重排甾烷的相对含量较高，指示源岩中泥质源岩为主，规则甾烷中C27/C28/C29的碳数分布特征具有C29>C27的特点。

图6 JZ油田太古宇潜山原油饱和烃组分中甾烷成熟度特征

2.3 原油同源性对比分析

对比分析JZ油田东块、西块生物标志物特征差异不是非常明显，都为单峰型。但西块(4D井)Dia.sC27/C29s为0.76，较东块高(比值低于0.5)；西块原油生标重排甾烷也明显高于规则甾烷系列。Ts/Tm以及C29ααS/(S+R)，C29ββ/(αα+ββ)比值较东块高，表明西块原油成熟度高于东块。西块规则甾烷中C27/C28/C29的碳数分布特征具有C29>C27的特点，与东高带(剩余井)相反。

对比东块、西块原油生物标志化合物参数，发现参数整体变化趋势不相似(见图7)，故初步判别西块原油与东块原油不同源。

图7 JZ油田东、西块生物标志化合物参数比对图

对比分析东、西块原油指纹(见图8)，红色曲线显示的是西块指纹特征，其指纹变化趋势与东块(绿色和蓝色曲线)明显不相似，考虑到西块原油与东块原油形成于不同油源，结合东、西高带原油族群分析的结果，认为西块与东块不连通。

3 压力监测数据验证

通过压力参数研究变质岩油藏静态和动态特征，可为油藏连通关系提供重要的判别依据。对比东、西块生产井压力测试信息，分析对比两个相邻油区压力值，东、西块原始地层压力分别为17.5、17.2 MPa。东块投产6 a多，采用注水开发，但地层压力仍从17.5 MPa降至12.01～13.71 MPa；西块投产时间较晚，投产时间不到1 a，目前地层压力保持在16.025～16.593 MPa(见表2)，明显高于东块，进一步验证西块原油与东块不连通。

表2 JZ油田东、西块压力测试统计

4 结 论

(1) 原油指纹技术在地质开发研究中能较好地分析油藏的连通性，为科学制定油田开发调整方案提供依据。

(2) JZ油田太古宇潜山原油物性平面差异不大，但其原油族群可划分为东块、西块2个族群。

(3) 根据JZ油田太古宇潜山不同区块生物标志物分布特点，通过原油指纹分析表明，JZ油田太古宇东块内部连通，西块与东块储层不连通，可利用压力动态监测数据进一步验证。

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Application of Oil Fingerprint Technique in the Discrimination of Connectivity of Archean Buried Hill Reservoir of JZ Oilfield

CHENGQiLIUZongbinZHENGHaoLIGuanglongWANGShuanglong

(Bohai Petroleum Research Institute of Tianjin Branch, CNOOC (China) Co. Ltd., Tianjin 300452, China)

The fault system of the Bohai Bay basin is famous for the complexity. The Archean buried hill reservoir of JZ oilfield in the basin can be divided into many areas according to the fault block system. The connectivity in and between the areas is difficult to define because of the strong heterogeneity. In this paper, with the help of oil chromatographic fingerprint technology, we carry on experiments and analysis about the crude oil group division, biomarker, homology and so on. Finally we determine the vertical and horizontal connectivity of different areas in Archean buried hill according to the crude oil fingerprint differences and the fingerprint characteristics of mixed crude oil.

Bohai Bay; the Archean buried hill reservoir; crude oil fingerprint; connectivity

2016-12-01

国家自然科学基金重点项目“储层裂缝形成机理 ”(40772089)；中国海洋石油总公司“十二五”重点科技攻关项目(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02)

程奇(1986 — )，女，硕士，工程师，研究方向为油气田开发。

P618.13

A

1673-1980(2017)03-0019-05