应用地化录井技术判别渤海油区原油性质

2018-11-01马金鑫李鸿儒苑仁国邓贵柏

复杂油气藏 2018年3期

刘坤,马金鑫,李鸿儒,苑仁国,邓贵柏,李进

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450；2.武汉时代地智科技股份有限公司，湖北武汉 430040)

在油气藏形成过程中，烃类的运移、散失及微生物改造等作用会使原油性质发生变化而形成不同油质的油气藏[1]。有效判别原油性质是储层解释评价中不可或缺的关键环节[2]，原油性质的好坏也是确定油藏类型以及制定油藏开发方案的直接依据。

渤海海域为典型的断陷盆地，在主断裂的控制下，形成了多种类型的构造圈闭，具有油藏类型多，油气分布范围广，原油性质多样的特点。由于沉积的多旋回性与构造成因的多样性的叠置，该区以复式油气藏类型为主体，钻探显示同一单井钻遇不同油质的概率较高，油质具有深部轻、浅层重的特点，其中渤海油区稠油探明地质储量占50%以上[3]。为了在钻探过程中快速识别原油性质，对渤海油田岩石热解和热蒸发烃气相色谱等相关资料进行系统分析，寻找对油质轻重变化敏感的参数，并建立原油性质判别图版，在实际应用中油质类型识别符合度得到较大提升。

1 地化录井基本原理

地化录井技术由岩石热解分析、气相色谱分析(细分为饱和烃气相色谱和轻烃气相色谱)等技术组成。

岩石热解分析原理是通过加热，样品中的烃类蒸发成气体，而干酪根、沥青质、胶质等高聚合有机质则会发生裂解，生成具有挥发性的烃类。随后气态烃类通过载气携带，经过氢火焰检测器检测，输出的电流信号会随着检测浓度的不同而发生相应的变化，放大后经电脑运行处理，可以获得各组分峰的含量和最高热解温度[4]。

气相色谱分析是将样品放入热解炉，通过加热使岩样中的烃类挥发，并由载气携带进入色谱柱，穿过一定的柱长后因不同的吸附或溶解性会相互分离，有序地离开色谱柱后再依次进入FID检测器，产生的离子流信号经放大后，由计算机记录各组分色谱峰及其相对含量[5]。

2 原油性质评价方法

一般来说，原油性质与其组分含量有关，组分所含胶质和沥青质等重组分越高，则原油比重越大，油品质量也越差；反之，则比重越轻，原油质量越好。原油性质不同对应热解参数的相对含量也存在差异，通过峰面积与烃含量关系得出的S0代表气态烃组分含量，S1代表轻质油组分含量，S2为重质油的含量，以此热解参数为基础衍生出评价原油性质的参数，其中原油轻重组分指数PS、油产率指数OPI以及(S0+S1)/S2对油质较为敏感。不同性质的原油在气相色谱上也表现出不同的参数特征，轻质油主峰碳nC13～nC15，正构烷烃碳数在nC1～nC28之间，∑C21-/∑C22+比值较高，谱图呈前端高峰、坡度较陡的特征；中质油以饱和烃类为主，主峰碳nC18～nC20，正构烷烃碳数介于nC10～nC32之间，∑C21-/∑C22+比值小于轻质原油，谱图呈现中部高峰的特征；重质油以异构烃、环烷烃、胶质和沥青质为主，主峰碳nC23～nC25，正构烷烃碳数为nC11～nC33，∑C21-/∑C22+比值要小于中质原油，谱图呈现基线隆起、后端高峰的特征。

因此，充分利用热解参数和饱和烃气相色谱资料，研究(S0+S1)/S2、PS、OPI、主峰碳数以及∑C21-/∑C22+等参数随原油性质变化的不同响应特征，从而总结规律，建立图版，为该区储层评价、油源对比及后期制定油藏开发方案提供参考。

2.1 主峰碳数与∑C21-/∑C22+油质判断图版

在大量测试及试油化验资料统计的基础上，选取主峰碳数为纵坐标、衍生参数∑C21-/∑C22+为横坐标，在单对数坐标上进行散点投点，划分出油质分界线(图1)。图中显示原油性质界限明显，分布规律清晰；其中重质油主峰碳数在25以上、∑C21-/∑C22+分布在0.05～0.7之间；中质油主峰碳数在15～25之间、∑C21-/∑C22+主要介于0.5～0.8范围内；轻质油主峰碳数一般小于15，∑C21-/∑C22+在0.7以上。

图1 主峰碳数与∑C21-/∑C22+模版

2.2 (S0+S1)/S2与∑C21-/∑C22+油质判断模版

分别选择(S0+S1)/S2和∑C21-/∑C22+为纵、横坐标，采用双对数刻度，通过大量散点投点绘制图版(图2)。图中可以划分出3个区域，分别代表轻质油、中质油和重质油，其中重质油的色谱衍生参数∑C21-/∑C22+在0.05～0.7之间，热解参数(S0+S1)/S2位于0.07～1.0的范围内，处于分界线y=0.248 6x-3.918左下方区域；轻质油的∑C21-/∑C22+参数大多在0.7以上，(S0+S1)/S2参数多位于0.6以上，位于分界线y=12.04x-3.728右上方区域；中质油的参数∑C21-/∑C22+主要在0.5～0.8，(S0+S1)/S2介于0.5～5的区域内，介于两条分界线之间。

图2 (S0+S1)/S2与∑C21-/∑C22+模版

2.3 主峰碳数与(S0+S1)/S2油质判断模版

分别以主峰碳数和(S0+S1)/S2为纵、横坐标并建立单对数图版(图3)，散点图中显示不同油质的分界趋势线明显。其中重质油位于分界线①之上的区域，(S0+S1)/S2主要位于0.07～1.0、主峰碳数在25以上；轻质油位于分界线②以下的区域，(S0+S1)/S2大于0.6、主峰碳数小于15；两条分界线之间为中质油分布区，其(S0+S1)/S2参数主要分布在0.5～5.0的区域、主峰碳数一般为15～25之间。

图3 主峰碳数与(S0+S1)/S2模版

2.4 油产率指数OPI与PS·Pg油质判断模版

OPI和PS随着原油密度的增加逐渐递减，但不同性质的原油随OPI的减小其密度增加的幅度不同，其中轻质油和中质油增加幅度较大，重质油增加幅度较小。参数的计算公式如下：

(1)

PS=S1/S2

(2)

Pg=S0+S1+S2

(3)

其中：OPI为油产率指数，无量纲；PS为原油轻重组分指数，无量纲；Pg为产烃潜量，mg/g。

图4OPI与PS·Pg模版

分别以OPI和PS·Pg为纵、横坐标并建立单对数图版(图4)，交会图上不同油质分界线较为明显，可以进行有效划分。图版显示在方程OPI=0.25lg(PS·Pg)+0.324 7左上方为轻质油，在方程OPI=0.25lg(PS·Pg)+0.124 7右下侧为重质油，两条直线之间为中质油。

2.5 PS指数与主峰碳数油质判断标准

为满足现场快速判断原油油质类型，通过大量数据的统计分析建立了PS、主峰碳数判别原油油质类型的标准(表1)。

表1 PS指数和主峰碳数判断油质类型标准

3 应用实例

在实际应用中，以主峰碳数和轻重组分指数PS进行初步分析，结合以上四种原油性质判别模板相互补充与验证，图版显示结论更为准确和明了。基于衍生参数的解释图版中原油性质规律，结合前人研究，将研究区原油分为轻质油(原油密度ρ<0.87 g/cm3)、中质油(0.87 g/cm3≤ρ<0.92 g/cm3)和重质油(ρ≥0.92 g/cm3)。

实例1：JZ20-2N-2井位于LX凹陷，在井段2 055～2 070 m录井见油气显示，计算地化录井参数得出(S0+S1)/S2=7.19，∑C21-/∑C22+=1.69，主峰碳数为12，OPI为0.789，PS·Pg值为40.263。分别在以上四个模版上进行投点，图版显示位于轻质油区域(图1～图4)。后期在该层试油时对原油进行取样化验，原油密度为0.757 7 g/cm3，按照原油分类标准划归为轻质油的范畴，图版解释与实际化验结论相吻合。

实例2：KL6-4-2井位于LZW凹陷，录井在2 569～2 586 m见油气显示，计算热解衍生参数(S0+S1)/S2为0.72，OPI为0.428，PS·Pg值为10.25，色谱衍生参数∑C21-/∑C22+为0.21，主峰碳数为25。在模版上进行投点，其中(S0+S1)/S2与∑C21-/∑C22+模板显示在重质区域，而另外3个图版解释为中质油(图1～图4)，综合解释为中质油。该层取样进行油分析，原油密度为0.888 9 g/cm3，属于中质油，录井解释结论与油样分析结论相符。

实例3：LD6-2-4井位于HHK凹陷，井段1 564～1 574 m录井见油气显示，计算衍生参数(S0

(S0+S1)/S2为0.38，OPI为0.346，PS·Pg值为31，

∑C21-/∑C22+为0.42，主峰碳数为31；将计算参数分别投点在模版上，图中显示均落在重质油区域(图1～图4)。对该层取样进行油分析，原油密度为0.951 0 g/cm3，属于重质油类型，模版解释与油分析结论完全吻合。