繆 云， 夷曉偉， 王丹翎

(中海石油(中國(guó))有限公司 深圳分公司 研究院,廣東 深圳 518000)

MM油田的成藏特點(diǎn)與珠江口盆地其它油田一樣,都具有“上生下儲(chǔ),陸生海儲(chǔ)”的特點(diǎn)[1]。該油田群中的MM1油田屬于“源內(nèi)”成藏,MM2屬于“近源”成藏，它們的運(yùn)移模式具有較大差別[2]。由于洼陷內(nèi)發(fā)育“通源斷層”,油氣從烴源巖向上運(yùn)移至斷層和不整合面,經(jīng)垂向運(yùn)移至區(qū)域性的蓋層,封閉成藏,所以MM1油田的成藏主要是通過垂向運(yùn)移形成；而MM2油田的原油是屬于“源外”成藏,油氣穿過東部控洼斷層經(jīng)側(cè)向運(yùn)移至封閉蓋層成藏,該油田的成藏主要是通過側(cè)向運(yùn)移形成的[3]。本文實(shí)例分析的MM1和MM2油田具備兩種不同的油氣運(yùn)聚模式,不同運(yùn)移聚集模式下形成的原油油品性質(zhì)在縱向上和平面上可能具有不同的分布規(guī)律和特征。本文根據(jù)MM1和MM2油田大量的探井、生產(chǎn)井分析化驗(yàn)資料以及原油常規(guī)物性實(shí)驗(yàn)結(jié)果,總結(jié)油田油品的分布規(guī)律,并且提出利用平面差異分布特點(diǎn)和單井API的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)來分析油田開發(fā)過程中油水的運(yùn)動(dòng)規(guī)律，利用縱向差異特征來推測(cè)未知產(chǎn)層的油品性質(zhì)。

1 油品縱向分布規(guī)律研究與應(yīng)用

MM油田位于中國(guó)南海珠江口盆地,具有“先陸后?！?、“陸生海儲(chǔ)”的成油組合。油田儲(chǔ)層巖性主要為海相砂巖沉積。MM油田包括兩大主力油田MM1和MM2,其中MM1油田屬于“源內(nèi)”成藏,MM2屬于“近源”成藏。

依據(jù)MM1和MM2油田大量的原油特征評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)(包括PVT實(shí)驗(yàn)、地面原油分析、色譜質(zhì)譜分析、原油及族組分碳同位素分析等)結(jié)果，發(fā)現(xiàn)油藏埋深與原油密度、粘度之間存在較好的線性關(guān)系。如圖1、圖2所示,MM1和MM2油田原油的粘度與埋深呈對(duì)數(shù)關(guān)系,隨著埋深的增加,原油的粘度呈逐漸減小的趨勢(shì)。

研究發(fā)現(xiàn),原油的相對(duì)密度和粘度呈指數(shù)正相關(guān)關(guān)系,隨著相對(duì)密度的增大,粘度逐漸增大,當(dāng)相對(duì)密度>0.93 g/cm3時(shí),原油的粘度急劇升高(如圖3)。API度常作為原油分類的基準(zhǔn)，它和相對(duì)密度的關(guān)系為API=141.5/ρ-131.5，其中ρ表示15.6 ℃時(shí)的相對(duì)密度。將MM油田的原油相對(duì)密度轉(zhuǎn)化為API，發(fā)現(xiàn)原油API和粘度呈指數(shù)負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖4)。

圖1 MM1油田原油粘度與埋深關(guān)系圖

圖2 MM2油田原油粘度與埋深關(guān)系圖

圖3 MM油田群原油相對(duì)密度與粘度關(guān)系圖

圖4 MM油田群原油API與粘度關(guān)系圖

綜上所述,粘度隨著油藏埋深的增加,呈現(xiàn)逐漸變小的規(guī)律;由于MM油田原油的相對(duì)密度與粘度呈現(xiàn)指數(shù)正相關(guān)性，所以密度也是隨著油藏埋深的增加,呈現(xiàn)逐漸變小的規(guī)律。造成這一特征規(guī)律的主要原因是，由于受構(gòu)造地質(zhì)背景和油氣運(yùn)移過程中氧化、生物降解作用影響[4],呈現(xiàn)出原油相對(duì)密度下輕上重的特點(diǎn)。運(yùn)用這一線性規(guī)律,可以巧妙地采用埋深內(nèi)插或外插法預(yù)測(cè)未知產(chǎn)層(無測(cè)試資料油層)的原油相對(duì)密度和粘度值,為油田開發(fā)方案的制定與動(dòng)態(tài)分析提供有利的依據(jù)。

2 油品平面分布規(guī)律研究與應(yīng)用

原油油品平面的非均質(zhì)性受油氣運(yùn)移和充注方式的影響[5-6],原油在經(jīng)過孔隙介質(zhì)中時(shí)產(chǎn)生組分變化導(dǎo)致不同區(qū)域的API分布差異。

MM油田在長(zhǎng)期生產(chǎn)過程中取得了大量API動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)值,對(duì)API的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)即是檢測(cè)原油相對(duì)密度[7]。由原油API值等值線圖(圖5-圖8)可知,“近源”成藏的MM2油田API值在平面上從西南向東北方向逐漸變大，“源內(nèi)”成藏的MM1油田原油API值在平面上從低部位向高部位逐漸變大。另外,兩個(gè)油田均發(fā)現(xiàn),斷層附近的API值偏低,油品性質(zhì)偏差。

圖5 MM2油田L(fēng)AYER1油藏API等值線圖

圖6 MM2油田L(fēng)AYER2油藏API等值線圖

圖7 MM1油田L(fēng)AYER3油藏API等值線圖

圖8 MM1油田L(fēng)AYER4油藏API等值線圖

研究提出利用油田平面上的API分布規(guī)律性分析油水的運(yùn)動(dòng)規(guī)律。如MM1油田的LAYER4層現(xiàn)投產(chǎn)的生產(chǎn)井有6口,分別是GLA03H、GLA04H、GLA17H、GLA20H、GLA09H1、GLB01H。從生產(chǎn)井API測(cè)試的情況來看,相鄰的GLA20H和GLA09H1井的API變化曲線呈現(xiàn)兩種不同的變化趨勢(shì)(如圖9)，說明兩口井采出油品存在較大差異。綜合LAYER4層原油API平面分布特點(diǎn)發(fā)現(xiàn),GLA20H井在GLA09H1井投產(chǎn)之后，單井含水上升加快,由此推斷構(gòu)造鞍部附近的GLA09H1井在投產(chǎn)后實(shí)際搶占了GLA20H井的資源,動(dòng)用的是北邊油品較好的原油。從流線模型模擬的情況看出(如圖10),GLA20H井的上水方式主要以底部來水為主,該井受GLA09H1井的影響,含水加速上升,同時(shí)在開采過程中受到地層水的水洗作用[8](相伴而生的生物降解作用)，導(dǎo)致在開發(fā)過程中出現(xiàn)油品性質(zhì)逐漸變差。由于GLA09H1井主要?jiǎng)佑玫氖潜边叺脑?斷層附近的API較低的原油并沒有動(dòng)用到,據(jù)此分析斷層北部剩余油富集。在此項(xiàng)研究基礎(chǔ)上,油田后期實(shí)施了一口加密井GLB01H(斷層附近),模擬投產(chǎn)前后的流線發(fā)現(xiàn)(如圖11)，在GLB01H井投產(chǎn)前,受定壓邊界影響,斷層附近幾乎沒有流線波及；當(dāng)GLB01H井投產(chǎn)以后,斷層附近剩余油才被動(dòng)用起來。

流線模擬結(jié)果較好地驗(yàn)證了API動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，即GLA09H1井投產(chǎn)后并沒有動(dòng)用斷層附近API值較低的原油,而是動(dòng)用油藏北邊油品較好的原油,所以該井投產(chǎn)后出現(xiàn)API逐漸變大、原油油品性質(zhì)逐漸變好的特殊現(xiàn)象。因此采用API動(dòng)態(tài)分析原油的動(dòng)用情況具有較強(qiáng)的直觀性和可靠性。

圖9 GLA20H和GLA09H1井API變化曲線圖

圖10 流線模型模擬單井上水特征圖

圖11 MM1油田L(fēng)AYER4層流線模擬生產(chǎn)全過程圖

3 總結(jié)

(1) 通過大量的原油特征評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，MM油田原油粘度、相對(duì)密度隨著油藏埋深的增加,呈現(xiàn)逐漸變小的規(guī)律。運(yùn)用這一線性規(guī)律,可以采用埋深內(nèi)插或外插法預(yù)測(cè)未知產(chǎn)層(無測(cè)試資料油層)的原油相對(duì)密度和粘度值,為油田開發(fā)方案的制定與動(dòng)態(tài)分析提供有利的依據(jù)。

(2) 原油油品平面的非均質(zhì)性受油氣運(yùn)移和充注的方式影響,原油在經(jīng)過孔隙介質(zhì)中時(shí)產(chǎn)生組分變化導(dǎo)致不同區(qū)域的API分布存在差異性。利用API值平面分布規(guī)律,可以分析油田實(shí)際開發(fā)過程中油水的運(yùn)動(dòng)規(guī)律,并采用流線模擬動(dòng)態(tài)證實(shí)API分析法的可靠性和直觀性。