渤海西部海域潜山储层流体类型轻烃录井识别方法

田青青 郭明宇 李鸿儒 黄子舰 方铁园 李艳霞

(①盘锦中录油气技术服务有限公司；②中海石油(中国)有限公司天津分公司；③中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

0 引 言

随着渤海海域勘探目标不断向中深层转化，潜山裂缝型储层流体性质及流体类型识别越来越困难，针对储层内流体相识别，国内外学者进行了大量研究[1]。陈继发[2]提出了利用气测资料 C1/C2、C1/C3交会图板,GWR/LHR 交会图板，以及异丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)比值法等气体参数对流体相态进行描述;蒲仁海等[3]利用气测Z值法、φ值法以及判别因子法识别储层内流体的相态；张海坤等[4]根据经验法、三角图板法推断深部气态烃流体的相态；胡云等[5]研究了星形图法、Bar 图法和 FLAIR 油气水指数法，有效识别储层内流体相变化特征。以上方法主要是基于气测烃组分来进行储层内流体相识别研究，但气测录井影响因素较多，气测数据一般需要进行校正，较为麻烦，因此有必要对其他录井资料进行深入研究，并建立快速有效的流体性质识别分析方法。

渤海是我国的内海，为华北盆地的一部分，在地壳漫长的板块与造山运动中，渤海经历了从陆地到湖泊，再到内海的沧桑演变，造成了构造破碎，断裂发育，油藏复杂，储层以河流相、三角洲、古潜山为主的地质油藏特点。笔者通过充分总结、挖掘潜山复杂储层地化轻烃录井数据，最终在研究区建立起一套基于轻烃录井数据的储层含水性判识及复杂流体类型识别解释评价图板，实现了轻烃录井技术在渤海西部海域潜山裂缝型储层流体性质识别的精细化，提高了解释评价精度，也为探井试油层段的优选提供了科学依据。

1 区域地质概况

主要研究区域为渤海西部海域沙垒田凸起和渤中凹陷。沙垒田凸起位于渤海海域西部，东接渤中凹陷，西邻歧口凹陷，是渤海海域面积最大的凸起，其面积为1 978 km2,走向为近东西向，凸起被沙北断裂和沙中1号断裂切割成连续的东西两块：东块的面积较大，除东南端是以地层的超覆形式接触外，凸起的周围均以断裂为边界，北界为沙北断裂，南界为沙南断裂；西块的面积较小，其东南界为沙中1号断裂，西北界为海河断裂，北端为地层超覆的斜坡，歧口1号断裂在其内部发育[6]。渤中凹陷位于渤海中部，也是渤中坳陷的主体，形状近矩形，是渤海海域最大的凹陷，面积达8 634 km2，其东边界是郯庐断裂带东支断层，西边缘连接沙垒田凸起和沙南凹陷，北临石臼坨凸起，南接渤南低凸起，渤中凹陷基底较平缓，起伏不大，以整体坳陷为特征，基底最大埋深可达11 km，其中包含多个次洼，是该海域最大的生烃凹陷[7]。沙垒田凸起及渤中凹陷的潜山埋藏深度大多位于海底4 km以下，流体性质复杂，流体类型混淆，这使得对渤海油田潜山储层流体含水性分析及流体相态的识别困难重重。

2 轻烃录井分析原理

轻烃录井技术原理是：气液平衡的样品气经过定量管由载气携带进入色谱柱[8]，样品气中不同组分在两相中分配系数具有微小差别，当流动相中携带的混合物流经固定相时，其与固定相发生相互吸附、溶解或离子交换等物理化学作用，由于混合物中各组分在性质和结构上的差异，与固定相之间产生的作用力的大小、强弱不同，随着流动相的移动，混合物在两相间经过反复多次的分配平衡，使得各组分被固定相保留的时间不同，从而按一定次序由固定相中流出，经检测器检测最终得到轻烃组分色谱图。

轻烃录井技术主要有样品分析量大、分析参数多、取样简单、人为影响因素小、抗污染能力强等特点[9]，轻烃录井依托样品岩样分析可准确评价油气显示，发现地下地质现象和规律，对储层含水识别具有优势，可为录井现场储层流体评价提供一种新方法和新思路。

3 解释图板的建立

3.1 储层含水性识别解释评价图板

轻烃可检测储层岩石C1-C9中的正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳香烃类，轻烃各参数的积分值、浓度、相对比值有众多的参数组合，包含了丰富的地质信息，轻烃化合物的含量和组成，不仅取决于原油的成因类型和演化程度，而且在更大程度上取决于成藏后的次生蚀变作用。水洗、生物降解等作用在很大程度上改变了储层中原油轻烃的分布特征，在成因类型、热演化程度相同的情况下，主要依据生物降解和水洗等作用形成的轻烃参数变化规律判断地层地质信息，从而识别油水层。

在常温下不同烃溶解度大小顺序是芳香烃>烷烃>环烷烃[10]。由于石油中不同组分在水中的溶解度存在差异(表1)，在饱含水的地层内运移过程中，油气组分要发生一定的变化，但在潜山储层，芳香烃化合物易受Ⅲ型干酪根影响，从而影响储层含水性的识别。从表1中也可以看出，除正构烷烃及环烷烃之外，异构烷烃2-甲基戊烷(2MC5)的溶解度相对较高，也就是说，储层含水，正构烷烃C1-C5及异构烷烃2-甲基戊烷轻烃丰度将减小。基于以上原理，对轻烃参数进行了含水性分析，笔者选取研究区10多口测试井的数据通过对比分析研究，总结出两个敏感性参数轻烃丰度∑(C1-C5)、2MC5/22DMC4，针对潜山储层建立了一套含水性精细解释交会图板(图1)，有效解决了渤海西部海域潜山储层含水性识别的难题。

表1 部分烃组分标准状态下的水中溶解度

图1 轻烃潜山储层含水性解释图板

3.2 储层流体相对比识别评价图板

正常情况下，轻烃浓度和地层的含油气丰度相关，轻烃分析结果与储层原始轻烃相比丰度减少很多，轻烃分布也会发生较大变化，但碳原子数相同的烃类组分含量的相对高低保持不变，特别是对于结构和性质相似、沸点相近的烃类组分之间的比值仍然保持不变。因此，轻烃的丰度反映了地层油气的丰度和组成，在轻-中质油条件下，储层含油气丰度越高，所溶解的轻烃含量越大，轻烃丰度即所有组分的峰面积总和就越大。∑(C1-C5)是C1-C5中所有组分的峰面积之和，没有油显示的储层可能含有水溶气和较多的游离气，表现为∑(C1-C5)较大，有油气显示的储层，轻质组分含量较高时，也表现为∑(C1-C5)较大；∑(C6-C7)是C6-C7中所有组分的峰面积之和，中、重质组分增加时表现为∑(C6-C7)增大。对于流体相的研究，一般选取特征对比的方法，用已测试井段的流体组分特征为依据，将被研究井同层位井段的数据与已知流体相数据进行对比分析来判断储层流体性质，从而达到较好的流体相区分效果。

通过总结14口已测试井共824个轻烃数据点平均值(表2)建立相态图，基于石油和天然气烃类组分特征差异明显的原理，结合轻烃录井数据总结分析情况，优选3个参数：轻质组分峰面积∑(C1-C5)，中、重质组分峰面积∑(C6-C7)，总峰面积∑(C1-C7)。将3个参数进行交叉组合，组合参数轻重比∑(C1-C5)/∑(C6-C7)越大，则轻质组分含量越高；组合参数重总比∑(C6-C7)/∑(C1-C7)越大，则重组分含量越高。每口井选取测试井段轻烃重总比平均值作为相态图横坐标，轻重比平均值作为相态图纵坐标，建立储层流体相态识别评价图板(图2)。如果储层中流体特征相近或相同，数据点则会落在图中相近或相同的位置，即可以反映流体特征的差异性[10]。通过相态图结合PVT分析结论可以看出:BZ 19-6构造太古界潜山油气藏流体以凝析气层为主，数据点主要集中在相态图左上方区域;BZ 13-2构造太古界潜山油气藏流体以挥发性油为主，数据点主要集中在相态图中下方区域;CFD 2-2构造古生界潜山油气藏流体以轻质油为主，数据点主要集中在相态图右下方区域。

表2 14口已测试井轻烃平均值数据

图2 储层流体相态识别评价图板

4 应用案例分析

4.1 储层含水性识别

以渤海西部海域渤中凹陷BZ 19-6构造BZ 19-6-A井及BZ 19-6-B井潜山储层含水性识别为例。

4.1.1 BZ 19-6-A井

BZ 19-6-A井太古界井段4 830.0～5 656.0 m，岩性描述为浅灰色荧光花岗片麻岩，成分主要为石英及长石，少量暗色矿物，荧光湿照浅黄色，面积5%。电性特征表现为平均电阻率1 204.1 Ω·m，平均孔隙度4.9%，平均渗透率4.5 mD，储层物性一般，测井解释为有效储层。该井段轻烃录井共采集岩屑样品114个，用此114个数据进行参数组合，利用含水识别图板进行验证，大部分落在图板含水样点处(图1)，储层含水特征明显，轻烃录井解释为含气水层。最终测试产气62 942 m3/d，产水118.92 m3/d，测试结论为含气水层，天然气相对密度0.736 g/cm3，表明轻烃录井图板法解释结论与测试结论一致。

4.1.2 BZ 19-6-B井

BZ 19-6-B井太古界井段4 639.0～5 013.0 m，岩性描述为浅灰色荧光花岗片麻岩，成分主要为石英及长石，少量暗色矿物，荧光直照亮白色，面积5%。电性特征表现为平均电阻率57.3 Ω·m，平均孔隙度4.2%，平均渗透率1.4 mD，储层物性一般，测井解释为有效储层。该井段轻烃录井共采集岩屑样品128个，用此128个数据进行参数组合，利用含水识别图板进行验证，一部分数据落在图板含水样点处，一部分数据落在不含水样点处(图1)，储层有明显的含水特征，轻烃录井解释为气水同层。最终测试产气4 477 m3/d，产水24.35 m3/d，测试结论为气水同层，天然气相对密度0.736 g/cm3，表明轻烃录井图板法解释结论与测试结论一致。

4.2 储层流体类型对比识别评价

以渤海西部海域渤中凹陷BZ 19-6构造BZ 19-6N-A井和BZ 13-2构造BZ 13-2-D井为例。

4.2.1 BZ 19-6N-A井

BZ 19-6N-A井古生界井段4 741.0～5 283.2 m，岩性为灰色白云质灰岩，部分浅灰色,成分主要为石灰石,少量白云石,微含泥质,性硬，片-块状，部分岩屑见微小裂缝，被方解石填充，与稀盐酸反应强烈，无显示。电性特征表现为平均电阻率1 114.2 Ω·m，平均孔隙度4.9%，平均渗透率3.7 mD，测井解释为气层。该井本套储层共录取轻烃184个数据点，总峰面积∑(C1-C7)平均值为45 765 mV·s，轻质组分峰面积∑(C1-C5)平均值为31 456 mV·s，重质组分峰面积∑(C6-C7) 平均值为14 309 mV·s，轻重比平均值为2.736 7，重总比平均值为0.316 3，相态图投点落在了凝析气层区域(图2)，轻烃录井解释为凝析气层。最终测试产油143.88 m3/d，产气1 228 023 m3/d，产水113.7 m3/d，测试结论为凝析气层，原油相对密度0.769 g/cm3，天然气相对密度0.740 g/cm3，轻烃相态图对比识别分析结果与测试结论一致，与本区域认识一致。

4.2.2 BZ 13-2-D井

BZ 13-2-D井太古界井段4 903.0～5 385.0 m，浅灰色荧光花岗片麻岩，成分主要为石英及长石，少量角闪石、黑云母等暗色矿物，荧光湿照蓝白色，少量浅黄色，面积5%。电性特征表现为平均电阻率207.7 Ω·m，平均孔隙度6.7%，测井解释为有效储层。这套储层共录取轻烃13个数据点，总峰面积∑(C1-C7)平均值为14 573 mV·s，轻质组分峰面积∑(C1-C5)平均值为9 064 mV·s，重质组分峰面积∑(C6-C7) 平均值为5 508 mV·s，轻重比平均值为1.396 0，重总比平均值为0.429 8，相态图投点落在了挥发性油区域(图2)，轻烃录井解释为挥发性油。该井并未进行最终测试，井深5 078.0 m进行MDT取样，取样结论为气2 000 m3，油1 300 m3，水+滤液500 m3，样品氯根13 000 mg/L。轻烃相态图投点对比分析与取样结论及区域评价认识一致。

5 结 论

(1)通过轻烃含水敏感参数交会图板的应用，有效地提高了潜山裂缝型储层含水性识别的准确性，弥补了潜山储层测井无法准确识别含水性的缺陷。

(2)统计总结轻烃轻重比及重总比参数发现其对储层流体相态识别具有一定的优势，能够快速、准确、有效地识别储层内流体相变化特征，为后期储量的预估及提交提供了技术保障。

(3)利用轻烃含水识别图板及流体相对比识别图板分析表明：渤中凹陷BZ 19-6构造整体流体性质为凝析气层，个别井潜山储层有含水特征；渤中凹陷BZ 13-2构造流体性质为挥发性油；沙垒田凸起CFD 2-2构造流体性质为轻质油。其结果与相态分析结论一致，能有效地识别潜山储层油气流体类型，实现了潜山储层油气流体类型快速、有效的识别。