李瑞彪,石 寧,陳兆明,徐 徽,柳保軍,劉 浩

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司, 廣東 深圳 518000)

珠江口盆地白云西洼經歷過多輪的勘探, 早年鉆探了多個目標, 雖未獲商業(yè)發(fā)現, 但多口井鉆遇不同程度油氣顯示。 其中以A1井為代表, 該井從珠江組下段開始至恩平組均有不同程度的熒光顯示, 從鉆后的巖屑樣品抽提物地化分析對比來看, 發(fā)現了與白云主洼類型不同的烴源巖, 證實白云西洼具有一定的生烴潛力。 此后, 深圳分公司又對白云西洼進行了一次探索, 鉆探了B1井, 該井鉆后未發(fā)現任何油氣顯示, 這使得白云西洼的油氣勘探再次陷入沉寂。

結合中國海洋石油總公司的合作勘探戰(zhàn)略, 在深圳分公司的大力推動下, 2013年在白云西洼鉆探了X1井, 該井在珠江組下段測井解釋油層2層、 氣層1層、 油水同層1層、 含油水層3層、 含氣水層1層, 并分別取到2個油樣(Oil 1、 2)、1個氣樣(Gas 1)和1個水樣(取樣深度3 092.0 m)。 該井的鉆探再次證實了白云西洼的生烴潛力, 揭開了白云西洼油氣勘探的序幕。

隨著勘探工作向深部儲層發(fā)展, 世界上越來越多的近臨界油氣藏被發(fā)現,相比于常規(guī)油氣藏,近臨界油氣藏具有極其復雜的相態(tài)變化[1-3],如相態(tài)變化敏感性極強,微小的壓降都可能導致氣體或凝液的大量生成,因此,近臨界油氣藏的開采難度極大,需要在高壓物性實驗研究的基礎上利用油氣藏數值模擬技術來研究此類油氣藏的開發(fā)開采方式。關于近臨界流體的相態(tài)特征,前人已經作了大量較深入的研究,但多側重于試驗研究[4-6],鮮有文獻涉及到對近臨界流體成因的分析,為了進一步了解近臨界流體的成因，本文在對白云西洼近臨界油藏的流體特征進行總結的基礎上，嘗試對其成因進行探討，以期為下一步的勘探和開采提供科學依據。

1 問題的提出——白云西洼油藏的“近臨界流體”組成特征

將從X1井井下取出的2個油樣(Oil 1: 取樣深度3 070.5 m, 3支; Oil 2: 取樣深度3 240.2 m, 2支)和1個氣樣(Gas 1: 取樣深度3 181.0 m, 3支)送往實驗室進行PVT實驗分析。在得到的PVT分析報告(表1)中, 樣品Oil 1的C樣品在恒質膨脹實驗中可見明顯的流體收縮,且閃蒸和定容衰竭實驗得到的氣油比都極高,分別為1 456.3和2 099.7 m3/m3, 同時基于成分數據, 實驗人員認為這一樣品為“近臨界流體”。截至目前,珠江口盆地已經發(fā)現了多個油氣藏,且已對重要的PVT油氣樣品進行過多樣次的PVT實驗分析,但從未見過流體收縮如此明顯、氣油比如此高的情況。X1井的PVT分析報告中出現的“近臨界流體”這一流體類型,在珠江口盆地尚屬于第一次出現。該層“油”到底屬于何種流體相態(tài)類型?它具有怎樣的特征?又是怎么形成的?這些都成為了亟待解決的問題。

表1 白云西洼X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1樣品PVT分析Table 1 PVT analysis of Oil 1, Oil 2 and Gas 1 of Well X1 in western Baiyun sag

2 白云西洼揮發(fā)油特征

2.1 油氣藏流體類型判別

對于油氣藏流體類型的判別,常用的方法有3種,即經驗統計法、三元組成三角圖判別法和相態(tài)研究判別法。

2.1.1 經驗統計法 經驗統計法主要是根據氣油比和地面原油密度兩項指標來判斷流體類型(表2)。

表2 經驗統計法判別油氣藏流體類型[7]Table 2 Hydrocarbon fluid type discriminant by empirical statistical method

X1井Oil 1有3支PVT樣品,其氣油比為1 379.6～1 846.9 m3/m3, 地面原油密度為0.779 9～0.811 1 g/cm3。 按照經驗統計法來判別, 則Oil 1被劃分為凝析氣, Oil 2被劃分為普通黑油, Gas 1被劃分為凝析氣。

2.1.2 三元組成三角圖判別法 三元組成三角圖判別法主要是根據PVT樣品井流物的C7+、C1+N2、C2～C6+CO2這3種組分端元來劃分流體類型(表3)。從Oil 1的3個PVT樣品井流物組成(表4)可以看出, 非烴成分CO2和N2含量有限、 C1含量中等、 富含中間烴C2～C6。 其中: C1+N2為38.255%～40.461%, C2～C6+CO2為51.311%～51.653%, C7+為8.228%～10.092%, 據此投圖(圖1), Oil 1雖然落在了凝析氣區(qū), 但是非常靠近凝析氣區(qū)和揮發(fā)油區(qū)的邊界,仍然劃分為凝析氣;Oil 2落在了黑油油藏區(qū);Gas 1落在了凝析氣區(qū)。

表3 三元組成油氣藏判別Table 3 Hydrocarbon fluid type discriminant by ternary composition

表4 X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1井流物組成Table 4 Well fluids composition of Oil 1, Oil 2 and Gas1 in Well X1 mol%

圖1 X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1井流物三元組成三角投圖Fig.1 Triangular chart of well fluids ternary composition of Oil 1, Oil 2 and Gas 1 in Well X1

2.1.3 相態(tài)研究判別法 相態(tài)研究判別法是根據流體相圖來識別流體的相態(tài)的。 在多組分混合相圖中, 地層溫度高于臨界溫度的油氣藏屬于氣藏, 否則屬于油藏。 根據地層溫度在油氣藏流體相圖中的位置, 可以進一步把油氣藏流體分為干氣、 濕氣、 凝析氣、 揮發(fā)油和黑油, 這幾種油氣藏各自的相圖形態(tài)不盡相同。 PVT實驗分析一般會繪制出樣品的P-T相圖,在相圖上可以最直觀、 最準確地判斷出所研究烴類樣品的具體類型, 這是判斷流體相態(tài)最準確可靠的方法。 但可惜的是,X1井的 PVT實驗分析中并未提供Oil 1的相圖,只是根據其成分和高的氣油比將其定義為“近臨界流體”。

2.2 白云西洼“近臨界流體”物理性質

從地下取出的PVT樣品被帶到實驗室, 在進行各種實驗分析后得到各種數據, 包括井流物組分組成分析數據、 油藏流體P-V關系測定數據、 定容衰竭采出井流物組成測定數據、 定容衰竭過程累積產出量實驗計算、 定容衰竭過程瞬時產出量實驗計算等項目。 通過其中的油藏流體P-V關系, 可以對流體的相態(tài)作出判斷。P-V關系實驗, 也稱恒質膨脹實驗, 是指在地層溫度下測定恒定質量的地層流體的壓力與體積的關系。

通過Oil 1的恒質膨脹實驗結果(表5)發(fā)現, 該流體在儲層溫壓下完全呈液態(tài), 從飽和壓力點開始降壓,受溶解氣逸出的影響, 在降壓初期地層流體液相體積具有很強的收縮性(圖2), 這是典型的近臨界原油的特征,故Oil 1為近臨界原油。

圖2 X1井Oil 1的近臨界特征(Pb為飽和壓力)Fig.2 Near-critical features of Oil 1 in Well X1

表5 X1井Oil 1恒質膨脹實驗結果Table 5 Experimental results of constant composition expansion of Oil 1 in Well X1

此外, 與白云凹陷已發(fā)現的其他油藏相比, Oil 1除了收縮性極強外, 其還具有氣油比超高、 體積系數大、 泡點壓力高、 儲層原油密度低(表1)、 原油黏度低(0.120 mPa·s)等特點。

3 白云西洼揮發(fā)油成因探討

3.1 有機質類型是形成不同類型油氣相態(tài)的物質基礎

白云西洼A1井是白云西洼唯一一口鉆至恩平組烴源巖的探井, 故A1井烴源巖的分析結果代表了白云西洼烴源巖的情況。 基于烴源巖顯微組分和烴源巖級別劃分可知, 白云西洼A1井烴源巖顯微組分以鏡質組+惰性組占優(yōu)勢, 其次為腐泥組, 殼質組含量低; A1井恩平組和珠海組烴源巖有機質豐度較高, 大部分屬于中等—好烴源巖級別, 而珠江組烴源巖有機質豐度和生烴潛力偏低(圖3、 圖4), A1井烴源巖有機質類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型(圖5)。經過PVT分析,得到的Oil 1氣液摩爾分數比約為10∶1, 即極少的油里面溶著極多的氣。 而前人的大量研究認為， Ⅱ2-Ⅲ型的生氣為主、 生油為輔的烴源巖是形成揮發(fā)油的物質基礎[8-10]。 再者, X1井距離白云西洼烴源巖較近, 因為運移距離越遠,洼陷生成的烴類物質的溫壓越難保持, 臨近烴源巖在一定程度上起到了對運移流體保溫保壓的作用。

圖3 白云西洼A1井烴源巖顯微組分Fig.3 Micro components of source rock of Well A1 in western Baiyun sag

圖4 A1井恩平組、珠海組、珠江組烴源巖級別劃分Fig.4 Source rock grades of Enping Formation, Zhuhai Formation and Zhujiang Formation in Well A1

圖5 A1井恩平組、珠海組、珠江組烴源巖類型Fig.5 Source rock types of Enping Formation, Zhuhai Formation and Zhujiang Formation in Well A1

此外, 對白云西洼烴源巖母質的沉積環(huán)境進行了分析。 通過白云西洼A1井恩平組泥巖巖心飽和烴氣相色譜圖及色質圖(圖6)可以看出, A1井恩平組泥巖巖心有兩類: 第1類, 具有高Pr/Ph值(姥鮫烷比植烷), 指示烴源巖沉積于偏氧化的沉積環(huán)境, 有機質以陸源高等植物為主, 低奧利烷, 高雙杜松烷, 貧C304-甲基甾烷, 推測為陸源有機質輸入量較高的三角洲-淺湖沼澤相沉積(圖6a、 b); 第2類, 具有姥鮫烷植烷均勢的特征, 指示烴源巖沉積于還原性的沉積環(huán)境, 烴源巖中陸源有機質輸入量低, 低奧利烷、低雙杜松烷推測為陸源有機質輸入較少的淺湖相沉積(圖6c、d)。

圖6 A1井恩平組泥巖巖心飽和烴氣相色譜圖及色質圖Fig.6 Saturated hydrocarbon gas chromatograms and gas chromatogram-mass spectrograms of Enping Formation mudstone cores in Well A1

3.2 烴源巖的熱演化階段對油氣相態(tài)的決定

通過對烴源巖的生排油氣相態(tài)的演化分析, 發(fā)現不同熱演化階段下, 生成的烴類產物的相態(tài)存在差異, 只有成熟—高成熟的熱演化階段的烴源巖才可以生成揮發(fā)性油藏和凝析氣藏[11]。白云西洼的烴源巖的成熟度在10 Ma的成藏期達到了1.3%及以上, 表明成藏期以來烴源巖已經處于成熟—高成熟階段的揮發(fā)油相階段——凝析氣相階段, 烴類產物氣相比例逐漸增加、原油穩(wěn)定性降低。烴源巖如此高的熱演化階段決定了白云西洼的烴類產物多為揮發(fā)油和凝析氣。

3.3 埋藏深、蓋層厚, 是其形成的重要原因

已有研究表明,埋藏深、 蓋層厚是揮發(fā)油形成的重要條件[12-13]。 白云西洼X1井Oil 1地層埋深約達3 000 m, 且該層之上是厚達近3 000 m的大套厚層泥巖, 如此大的埋深以及巨厚的泥巖蓋層, 可以起到保溫保壓的作用; 白云西洼地溫梯度在3.38～3.74 ℃/100 m, 地溫梯度中等, 埋藏深地層溫度勢必會上升, 而溫度上升則能導致重烴熱裂解為輕烴, 大大提高油藏的氣油比。 此外, 溫度和壓力對流體相態(tài)類型起著物理制約作用[14-16], 地層溫度與烴類體系的臨界溫度以及兩個溫度之差是決定相態(tài)的關鍵, 故Oil 1地層埋藏深、 蓋層厚, 是該近臨界揮發(fā)油形成的重要原因。

3.4 后期不受構造運動影響是其保存條件

如果揮發(fā)油藏和凝析氣藏遭受到后期構造運動的破壞, 有可能因為泄壓和降溫， 輕組分揮發(fā)散失而揮發(fā)為氣, 轉化為普通黑油形成次生油藏[12-13]。自Oil 1成藏時期至今, 控圈斷層活動性較弱, 這在一定程度上阻止了壓力泄漏和降溫。 后期構造運動較弱,是X1井的Oil 1揮發(fā)油能夠保存下來的重要條件。

4 結論及建議

(1)經過多種方法判定,最后基于PVT實驗分析認為白云西洼X1井的Oil 1流體類型為近臨界揮發(fā)油,其典型特征是具有極高的收縮率；此外,它還具有氣油比高、體積系數大、泡點壓力高、儲層原油密度低、黏度低等特點。

(2)對白云西洼近臨界油藏的流體特征進行總結的基礎上對其成因進行了探討, 成藏期成熟—高成熟的烴源巖對其形成起決定作用、 Ⅱ2-Ⅲ型烴源巖是其形成的物質基礎,埋藏深、 蓋層厚、 后期不受構造運動影響, 也是其形成的重要條件。

建議:用常規(guī)方法進行流體相態(tài)判別時,有時會出現偏差,務必參考流體PVT實驗結果來最終確定; 揮發(fā)油藏的泡點壓力比較高, 且與地層壓力之差較小, 所以此類油藏在開采過程中壓力要時刻保持高于泡點壓力, 否則會有大量油揮發(fā)成氣、 原油體積收縮、 原油黏度增大, 不利于開采。