渤中M构造太古界潜山裂缝型储层流体性质随钻识别方法

李战奎 刘松宇 高强勇 管宝滦 马福罡 张 恒

（①中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；②中海石油（中国）有限公司天津分公司）

0 引言

渤中19-6潜山千亿方大气田的发现，突破了对于渤海湾油型盆地的传统认识，深层潜山油气藏已经成为渤海储量增长的重要领域[1-3]。2021 年和2023 年又相继发现了渤中13-2 和渤中26-6 等大型潜山油气田[4]，现场录井过程中准确识别潜山油气显示和流体性质对潜山储层油气勘探具有重要意义[5]。由于潜山储层以裂缝为主，成藏模式受岩性和构造等多重因素的影响，油气分布不均，储层非均质性强、流体性质复杂[6]，部分井出水却无法确定出水位置，给勘探研究造成很大困扰，裂缝型储层流体性质识别存在巨大的挑战。

本文以渤海油田渤中M 构造太古界潜山花岗片麻岩录井特征为基础，挖掘气测录井、三维定量荧光录井、地化录井、测井和测试等数据潜力，结合太古界潜山储层发育情况，建立了一套太古界潜山裂缝型储层油水层随钻识别方法，极大地提高了太古界潜山流体性质识别的准确率，特别是为渤中M 构造太古界潜山油水界面的准确判断，为渤海湾盆地裂缝型潜山流体性质识别提供了借鉴。

1 地质背景

渤中M 构造位于渤南低凸起，紧邻渤中凹陷、渤东凹陷两个富烃凹陷，主力烃源岩为沙河街组（沙三段和沙一、沙二段）及东营组（东三段），现今均处于成熟阶段，生烃潜力大[7]，构造位置极有利于油气聚集。其自上而下发育明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组和太古界地层，目的层为太古界潜山。岩性以花岗片麻岩为主，储集空间主要是裂缝以及沿微裂缝的溶蚀扩大孔，属于裂缝型储层，太古界潜山受构造和溶蚀双重控制，优质储层发育。潜山油气显示活跃，其油气主要来源于黄河口凹陷和渤中凹陷，为高挥发性油藏，地面原油密度为0.81～0.84 g/cm3（20℃）。

渤中M 构造断裂系统发育，储层物性复杂，油气来源和充注方式不同，在实钻过程中发现不同构造位置油水关系复杂，油水界面位置难以确定，油气藏流体性质判别极为困难，亟需一种录井随钻过程中快速识别油层和水层的方法，为勘探决策和油气藏评价提供依据。

2 太古界潜山裂缝型储层流体性质识别方法

为了能够准确识别渤中M 构造潜山裂缝型储层流体性质情况，通过对渤海油田近50口潜山井的实钻资料进行分析，将气测录井、地化录井和三维定量荧光录井等数据与荧光显示相结合，建立了渤中M 构造潜山裂缝型储层流体性质识别方法，实现录井随钻过程中识别油层、水层发育情况。

2.1 气测组分纵向趋势法及图板法

2.1.1 气测组分纵向趋势法

气测录井在渤海油田的应用表明，深层潜山储层埋深一般超过3 500 m，油质主要为中-轻质油或凝析气藏，油层的气测组分齐全且组分值都比较大，水层的气测组分相对于油层会明显降低，且组分值变小或无。因此，可以利用气测组分在纵向上的变化趋势，初步判断流体性质变化，实现油层和水层识别。以渤中M 构造为例，油层段气测全烃一般大于0.5%，气测组分齐全，特别是重组分C4和C5异常明显；水层段气测全烃为0.1%左右，无明显波动，气测组分以C1为主，重组分值低或无（图1）。

图1 渤中M构造太古界潜山气测组分纵向趋势图

2.1.2 气测图板法

根据前人研究可知，正构烷烃相比于异构烷烃水溶性好，如果储层含水，正构烷烃相对于异构烷烃会出现含量明显下降的趋势[8]。对于气测录井分析的iC4与nC4而言，nC4在水中的溶解度大于iC4，nC4的稳定性相对iC4差一些，因此气测组分nC4值减小明显，而iC4值会相应增大，根据nC4/iC4比值的变化可以初步判断储层是否含水，利用nC4/iC4比值与全烃建立气测图板，可以评价油层和水层。通过对渤中M 构造潜山油水层的统计发现，一般nC4/iC4比值大于2，储层为油层，而nC4/iC4比值小于2，储层为水层（图2）。由于不同油田、不同层位和不同油源油水层气测录井特征和数值都不同，需要针对性确定评价阈值。

图2 渤中M构造太古界流体性质气测识别图板

2.2 裂缝含油气丰度交会图板法及图谱法

2.2.1 裂缝含油气丰度交会图板法

正常情况下，地层的流体性质变化与储层的含油气丰度相关，储层含油气丰度越高，说明地层中油气含量越高，储层含水量越少。地化录井的含油气总量Pg和三维定量荧光录井的含油浓度C以不同的方式反映储层含油气情况，基于以上原理，通过对反映流体性质的参数进行分析对比研究，利用地化录井含油气总量和三维定量荧光录井含油浓度两个敏感性参数，针对渤中M 构造潜山储层建立了一套含油气丰度交会图板（图3），能够有效识别太古界潜山储层油层和水层。

图3 渤中M构造潜山储层含油气丰度交会图板

2.2.2 裂缝含油气丰度图谱法

含油气丰度大小也可以通过图谱形态的变化进行判断[9]，通过利用地化录井热解气相色谱图谱和三维定量荧光图谱在横向上和纵向上的变化，反映出油层和水层的区别特征。以渤中M 构造为例，油层段地化录井热解气相色谱图谱，含油气丰度较高，组分齐全，碳数范围nC12-nC34，主峰碳nC19，峰型饱满，呈轻质油特征，相对峰面积较大（图4a）；油层段三维定量荧光二维图谱形态饱满完整，Ex＝310 nm，Em＝375 nm，三维图谱荧光峰值400 nm（图4b、图4c）。水层段地化录井热解气相色谱图谱，含油气丰度低，无组分或组分少（图5a）；水层段三维定量荧光二维图谱形态无或不完整，三维图谱荧光峰值低，一般小于100 nm（图5b、图5c）。

图4 油层段标准图谱

图5 水层段标准图谱

随钻过程中，通过类比标准图谱特征，可判断流体性质的变化。

2.3 岩屑荧光显示观察法

石油的荧光性非常灵敏，只要在氯仿等溶剂中含有十万分之一的石油就可以发出荧光[10]，因此可以使用氯仿等溶剂萃取岩石孔隙中的原油，通过观察荧光直照颜色、滴照扩散速度、滴照光圈颜色和光圈强度来判断油层状况和含油气丰度，准确落实和评价油水层。通过实践证明，不同类型、不同含量烃类的荧光特征是不一样的，与油质轻重和含水情况有一定相关性（表1）。

表1 渤海油田不同流体性质荧光特征

随钻过程中，通过实钻荧光直照和滴照情况与标准图谱进行对比，可以对流体性质和含水情况及时进行判断。

3 应用成效分析

通过以上方法在渤中M 构造10 口井的成功应用，证实了太古界花岗片麻岩裂缝发育，含油气丰度高，取得了油气勘探的重大突破。其中，现场录井过程中对潜山储层流体性质，特别是储层含水性的判断起到了关键作用。

渤中M 2 井是一口预探井，目的层为太古界花岗片麻岩潜山，设计井深4 800 m。潜山在实钻录井过程中根据油气显示变化情况分为两段。

井段一：3660～3 827 m，气测全烃最高达8%，组分齐全，nC4/iC4比值均大于2，气测识别图板落在油层区（图2）；地化录井热解气相色谱分析，组分齐全，峰型饱满，与标准油层特征一致（图6a），含油气总量Pg在3.5～5.6 mg/g 之间；三维定量荧光二维图谱形态饱满完整，三维图谱荧光峰值304 nm（图6b、图6c），含油浓度C在18.54～31.98 mg/L 之间，含油气丰度交会图板落在油层区（图3）；岩屑荧光直照蓝白色、滴照光圈乳白色，反应快（1 s），光圈明显。

井段二：3 827～3880 m，气测全烃最高0.5%，组分不全，nC4/iC4比值在1.2～1.8 之间，气测识别图板落在水层区（图2）；地化录井热解气相色谱分析无组分值（图7a），含油气总量Pg在0.3～0.7 mg/g 之间；三维定量荧光二维图谱形态不完整，三维图谱荧光峰值50 nm（图7b、图7c），含油浓度C在1.71～3.9 mg/L 之间，含油气丰度交会图板落在水层区（图3）；岩屑直照无荧光、不扩散。

图7 渤中M 2井井段二（3827～3880 m）图谱

通过气测组分纵向变化、气测识别图板、裂缝含油气丰度交会图板及图谱，结合荧光显示情况，认为整个潜山段上部含油、下部含水，且含油与含水特征明显，因此录井随钻过程中将3 660～3 827 m 井段解释为油层，3 827～3880 m 井段解释为水层（图8）。经过测试，井段一产油205 m³/d，未见水，井段二产水105 m³/d，未见油，与录井综合解释结果相符。

图8 渤中M 2井综合解释图

4 结论

采用气测组分纵向趋势法及图板法、裂缝含油气丰度交会图板法及图谱法，结合荧光显示情况，可以综合判断渤海油田渤中M 构造储层流体性质。渤海油田渤中M 构造储层含水识别特征：气测值为基值，组分不全，nC4/iC4比值小于2；含油气丰度交会图板落在含水区，地化录井热解气相色谱分析，含油丰度低，无组分或组分个数少；三维定量荧光二维图谱形态无或不完整，三维图谱峰值低；岩屑直照无荧光，滴照不扩散。实钻过程中，可以通过油层与水层的纵向图谱和数值对比，综合判断储层含水情况。

通过多口井的应用表明，该方法在随钻过程中能够实时判断储层含水情况，提高了潜山裂缝型储层流体性质识别准确性，能够为勘探决策提供重要依据，具有推广意义。