江凱禧，彭麗，何文祥，陳祖林，朱俊章，姚長華，葛巖

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司非常規(guī)技術(shù)研究所，天津300452；2.長江大學(xué)地球環(huán)境與水資源學(xué)院，湖北 武漢430100；3.中海油實驗中心，天津300452；4.中海石油有限公司深圳分公司技術(shù)部，廣東 廣州510240）

0 引言

油水界面是指帶氣頂油藏或油藏中純油層的底部界面（SY/T 6313.1—1998)，確定油藏油水界面關(guān)鍵是識別油層、油水層、水層、干層。D.K.Baskin［1］于1993年用儲層砂巖抽提物飽和烴氣相色譜特征來識別氣層、油層、水層。此后國內(nèi)的王廷棟等［2-5］沿用了飽和烴氣相色譜法并增加了Rock-Eval 熱解技術(shù)及其他相關(guān)參數(shù)，對各種碎屑巖和碳酸鹽巖儲層的現(xiàn)今油水界面或古油水界面進行了研究。在中等（4—5 級）生物降解油藏中，儲層有機抽提物或原油飽和烴中的輕組分（正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴、無環(huán)類異戊二烯烴）會大量被生物降解，用飽和烴氣相色譜法已不能有效表征油水界面上下儲層內(nèi)原油組成的差異，識別油水界面難度大。目前國內(nèi)利用有機地球化學(xué)方法研究生物降解油藏油水界面還較少。LH11-1 油田為一大型背斜底水塊狀的生物礁油藏［6-7］，油源類型單一，具單一油水界面，原油普遍受3—5 級生物降解。選取其中LH11-1-2 井為先行研究對象，運用有機地球化學(xué)方法對其儲層巖心進行分析，以原油在水中溶解規(guī)律和生物降解特征為出發(fā)點，識別油水界面。為評估LH11-1 油田的周邊勘探潛力，進行老油田挖潛提供新認識。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

LH11-1 油田位于中國南海珠江口盆地東部的東沙隆起上（見圖1），所在海域水深約200～380 m。珠江口盆地是中國南海北部最大的中生代被動大陸邊緣盆地，面積近20×104km2，呈北東-南西向展布。東沙隆起帶位于珠江口盆地中央隆起帶的東段，呈北東向展布，地形簡單、平緩，基底為中生界—古近系的巖漿巖基底。LH11-1 油田為一大型背斜塊狀底水油藏，儲層為珠江組生物礁灰?guī)r，巖心物性較好，平均孔隙度為22.4%，平均滲透率為652×10-3μm2，發(fā)育次生孔隙、微裂縫和溶洞。原油地球化學(xué)特征分析表明，該油藏原油由惠州凹陷文昌組烴源生成，并通過構(gòu)造脊長距離運移（約45 km）聚集成藏［8］。

圖1 LH11-1 油田構(gòu)造區(qū)劃

2 樣品與實驗

采集LH11-1-2 井儲層巖樣35 個，其中巖心樣品31 個，巖屑樣品4 個。所有巖樣利用破碎機粗碎后，在瑪瑙罐里研磨細碎，分成等量2 部分，分別進行Rock-Eval 熱解和索氏抽提。將抽提出的氯仿瀝青“A”用正己烷沉淀瀝青質(zhì)，然后用SiO2-AL2O3柱色層分離成飽和烴、芳烴和非烴。巖樣有機物抽提、分離和測定均在長江大學(xué)地球化學(xué)教育部重點實驗室完成。GC/MS 分析采用惠普公司5890 臺式質(zhì)譜儀。色譜柱為HP-5 ms石英彈性毛細管柱（30 m×0.25 mm×0.25 μm）。升溫程序：50 ℃恒溫2 min，從50～100 ℃的升溫速率為20 ℃/min，100～310 ℃的 升 溫 速 率 為3 ℃/min，310 ℃恒 溫15.5 min。進樣器溫度300 ℃，載氣為氦氣，流速為1.04 mL/min，掃描范圍為50～550 M/Z，全掃描檢測。

3 結(jié)果與討論

3.1 有機抽提物組分特征

含油量等于每克巖石或巖屑中含有氯仿瀝青“A”的毫克數(shù)。Tissot 等認為儲層巖石含油量低于3.00 mg/g 沒有開采價值，能試出工業(yè)油流的儲層必須高于此值。王廷棟認為，非生物降解砂巖油藏儲層巖石含油量大于10.00 mg/g 是油層判別下限，生物降解砂巖油藏儲層巖石含油量下限為29.00 mg/g，而裂縫性油藏因其孔隙度低且壓力高其含油量為7.00 mg/g 就可能是高產(chǎn)油層。因此，定量分析儲層巖石含油量來劃分有工業(yè)開采價值油層、非工業(yè)價值油層和水層，需要根據(jù)油藏類型、儲層特征等地質(zhì)情況。LH11-1-2 井儲層巖樣含油量在垂向上的變化特征顯示（見圖2a），深度小于1 250.9 m 的巖樣含油量最大62.80 mg/g，平均25.60 mg/g，大部分樣品高于砂巖儲層下限值10.00 mg/g，僅有4 個樣品能達到生物降解油藏29.00 mg/g 的標(biāo)準，深度大于1 250.9 m 的巖樣含油量小于0.98 mg/g，全部在上述下限值以下。根據(jù)實驗樣品所處深度，認為1 250.9 m 處是可能的油水界面。

Pow 值代表每克儲層巖樣所含極性化合物量（mg/g）等于單位含量非烴加上單位含量瀝青質(zhì)，Pow 值越高代表樣品極性化合物含量越高。水層礁灰?guī)r儲層吸附的是水中溶解的烴，是水洗的逆過程，所富集烴類中輕烴多極性組分少，因此含水層段Pow 值低，油層段Pow 值高。LH11-1-2 井儲層深度小于1 250.9 m 巖樣Pow 值普遍大于0.4 mg/g（若干樣品低于此值則認為可能是含油性差的致密層，孔隙度小于10%），深度大于1 250.9 m 的巖樣的Pow 值小于0.4 mg/g（見圖2b），由此可判斷1 250.9 m 是可能的油水界面。

3.2 巖石Rock-Eval 熱解參數(shù)特征

S1，S2及殘余油（用符號“R”代替）都是儲層巖心樣品熱解參數(shù)（mg/g）。S1代表在200 ℃檢測到的烴含量，S2是在200～600 ℃持續(xù)升溫過程中檢測到的烴含量，殘余油（R）是指在600 ℃檢測到的烴含量。（S1+S2）/R參數(shù)值在油水界面上下有明顯差異，在水層中參數(shù)值最小，另外生物降解作用也會使 （S1+S2）/R 參數(shù)值變小。重質(zhì)油指數(shù)IS=（10RC/0.9）/ST×100 （其中RC，ST分別為Rock-Eval 巖石熱解參數(shù)中的殘余有機碳量和含油氣總量），油水界面以下含水層中IS 會明顯增大。

水層中礁灰?guī)r儲層所吸附烴量很小，故（S1+S2）/R參數(shù)值在水層段變小而重質(zhì)油指數(shù)IS 變大。LH11-1-2井儲層巖樣（S1+S2）/R 參數(shù)值在深度小于1 250.9 m 的樣品中普遍大于3.0，大于1 250.9 m 的樣品中小于0.5（見圖3a）； 重質(zhì)油指數(shù)則在深度小于1 250.9 m 的樣品中普遍小于0.6，深度大于1 250.9 m 的樣品中大于0.6（見圖3b）。因此，綜合（S1+S2）/R 參數(shù)值和重質(zhì)油指數(shù)變化特征，判明1 250.9 m 是可能的油水界面深度。

圖2 不同深度巖樣有機抽提物組分變化特征

圖3 Rock-Eval 巖石熱解參數(shù)沿儲層垂向變化特征

3.3 飽和烴GC/MS 分析

在一些塊狀底水生物降解油藏內(nèi)，越靠近油水界面，生物降解程度越高。通過有機地球化學(xué)方法（GC/MS 等）可以表征原油化學(xué)組分的梯度變化，并在一些生物標(biāo)志化合物上識別出規(guī)律性變化特征［9-12］。

LH11-1-2 井儲層巖石飽和烴中的正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴全部被降解，無環(huán)類異戊烯烴部分降解，不同深度降解程度不同，單環(huán)烷烴和二環(huán)烷烴保存較好。參照Peters and Moldowan 原油生物降解級別劃分標(biāo)準，LH11-1-2 井原油生物降解級別為3—5 級。對M/Z 85，M/Z183 為特征碎片的類異戊二烯烴GC/MS 總離子流圖（見圖4）進行分析，樣品中類異戊二烯烴化合物類型在深度大于1 250.9 m 后減少，相對豐度明顯降低，復(fù)雜不溶化合物（UCM）增加，與前述確定的新油水界面深度1 250.9 m 有較好的對應(yīng)關(guān)系。

生標(biāo)參數(shù)伽馬蠟烷/奧利烷在可能的油水界面深度1 250.9 m 處值增大（見圖5），后又回返變小，表明該異常可指示油水界面位置，但不能定量判識油層和水層。文獻調(diào)研表明，伽馬蠟烷是一種廣泛分布的C30五環(huán)三萜烷生物標(biāo)志物，一般被用作指示高鹽度還原咸水沉積環(huán)境［13-14］。奧利烷則常被用作指示烴源巖有機質(zhì)輸入類型［15］。LH11-1 油田的油源類型單一，為惠州凹陷文昌組湖相烴源巖形成?；葜莅枷菸牟M湖相烴源巖成因原油的伽馬蠟烷、奧利烷豐度較高，為該套烴源巖成因原油常見生標(biāo)特征。分析認為，LH11-1-2井伽馬蠟烷/奧利烷值隨油水界面的變化特征與LH11-1 原油母質(zhì)生源特征和原油的生物降解密切相關(guān)。是否也與伽馬蠟烷、奧利烷抗生物降解能力的差異有關(guān)？ 相關(guān)問題還需更進一步的研究。

圖4 無環(huán)類異戊二烯烴質(zhì)量色譜圖

圖5 伽馬蠟烷/奧利烷參數(shù)值沿儲層縱向變化

3.4 討論

綜合利用儲層巖石有機抽提物組分含量特征、Rock-Eval 熱解分析、飽和烴GC/MS 分析，選取含油量、Pow 值、（S1+S2）/R、重質(zhì)油指數(shù)、伽馬蠟烷/奧利烷、飽和烴生物降解特征等6 個有機地球化學(xué)指標(biāo)，確定LH11-1-2 井新的油水界面深度為1 250.9 m，與測井解釋深度1 246.2 m 相差3.8 m，可能與測井解釋結(jié)果較為保守或油水過度帶范圍較大有關(guān)［16-18］。

LH11-1 油藏為中等生物降解油藏，利用6 個有機地球化學(xué)指標(biāo)對LH11-1-2 井油水界面進行判別，識別出新的油水界面，后續(xù)將對更多的取心井進行實驗分析，建立上述指標(biāo)定量或半定量標(biāo)準，為類似LH11-1 油藏油水界面研究提供借鑒。目前只對儲層巖心樣品飽和烴生物降解特征進行分析，芳烴及一些非烴化合物的變化特征還未知，并且對嚴重生物降解油藏油水界面研究也較少，這些都是以后需要開展的工作。

4 結(jié)論

1）儲層巖石烴類含量和組成在油層段、水層段、油水過渡帶各不相同。受原油充注方式、原油水中溶解規(guī)律及儲層巖石潤濕性影響，LH11-1-2 井生物降解程度為3—5 級，且隨深度增加而逐漸加強，無環(huán)類異戊二烯烴組成和相對豐度沿油水界面方向呈梯度變化，且在油水界面處具突變特征，表明生物降解油藏中可利用飽和烴生物降解特征來識別油水界面。伽馬蠟烷/奧利烷值雖不能區(qū)分油層段和水層段，但在油水界面處異常，可能與伽馬蠟烷、奧利烷抗生物降解能力有關(guān)，可輔助判別油水界面。

2）綜合樣品含油量、Pow 值、（S1+S2）/R、重質(zhì)油指數(shù)、飽和烴生物降解特征、伽馬蠟烷/奧利烷等6 個有機地球化學(xué)指標(biāo)，重新確定了LH11-1-2 的油水界面深度為1 250.9 m，與原測井解釋結(jié)果相差3.8 m，可能與油水過渡帶范圍較大或測井解釋結(jié)果較為保守有關(guān)?？傮w上，所分析的6 個有機地球化學(xué)指標(biāo)油水界面識別效果好，可為類似LH11-1 中等生物降解油藏的油水界判別提供參考。

致謝：感謝中海油深圳分公司地球化學(xué)首席專家朱俊章的熱情指導(dǎo)，感謝中海油能源發(fā)展非常規(guī)研究所葛巖博士提出的寶貴意見。

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