景 社 蔡 軍 王 雷 蘭晶晶 袁勝斌

（①中法渤海地質服務有限公司;②中海石油（中國）有限公司上海分公司）

0 引言

西湖凹陷是我國近海海域油氣資源較豐富的沉積凹陷之一，主要目的層（花港組、平湖組）埋藏較深，鉆井裸眼井段長，同一井段孔隙壓力與垮塌壓力差異大?；ǜ劢M下部大套厚層砂巖易吸水縮徑，平湖組煤層微裂縫發(fā)育，易垮塌，鉆井過程中經常發(fā)生一系列井壁失穩(wěn)問題，導致鉆井阻卡、測井遇阻事故時常發(fā)生[1-5]?；诖?，自2017 年開始在探井鉆探中使用油基鉆井液，油基鉆井液以其良好的潤滑性、抑制性在穩(wěn)固井壁、提高鉆速、儲層保護等方面具有獨特優(yōu)勢[6]，目前已完成13 口重點探井的鉆探任務，與水基鉆井液鉆探相比，油基鉆井液井眼井壁規(guī)則，無垮塌和縮徑現(xiàn)象，鉆井時效和測井效率都得到大幅提高，利于作業(yè)成本的有效控制。但油基鉆井液具有較強的熒光背景，天然氣組分在井下溫壓條件下的溶解度和釋放規(guī)律復雜，同時該探區(qū)輕質油極易揮發(fā)、油氣界面不明顯，導致應用于區(qū)分流體類型的熒光特征、三角圖板、皮克斯勒圖板和3H 比值法的識別效果很不理想，給西湖凹陷儲層判識帶來了極大困難[7-10]。為滿足西湖凹陷勘探開發(fā)的需求，探索出一套能有效識別輕質油和凝析氣層的解釋方法，成為當前解釋評價西湖凹陷凝析油氣藏的關鍵技術難題。

本文重點剖析了西湖凹陷儲層的氣測資料，提出了油、氣敏感衍生參數(shù)GO-I 方法，利用交會圖技術，有效識別輕質油、氣層，并運用交會面積法回歸流體密度指數(shù)，達到了快速解釋、評價儲層的目的，為西湖凹陷凝析油氣藏高效勘探與開發(fā)提供科學的依據(jù)。

1 GO-I油氣指數(shù)評價方法的建立

氣測錄井技術在勘探開發(fā)過程中一直發(fā)揮著重要的作用，目前國內外石油行業(yè)使用的色譜分析儀以鉆井液為載體，檢測和采集的儲層烴類信息主要包括C1-C5[11-12]。與實際氣測解釋結果比較，烴類密度的增加將導致重組分比例增加，在儲層中烴類氣體的密度會反映到錄井房色譜儀的氣體組分上，因而從氣層到油層的重組分比例應該是增加的，據(jù)此可以判斷原油性質[13-16]。

1.1 傳統(tǒng)3H解釋模型

在傳統(tǒng)的解釋方法中，3H 比值法均采用絕對值百分比含量，側重于井筒內組分對比分析，其值取決于縱向地層中組分趨勢的變化[17]，各參數(shù)定義分別為：

式中：Wh為烴濕度比；Bh為烴平衡比；Ch為烴特征比；C4=iC4+nC4；C5=iC5+nC5。

3H 比值法的解釋模式是一個相對參考指標，在傳統(tǒng)的解釋模型中：0.50＜Wh＜17.50，Bh＜Wh，Ch＜0.50，為可采濕氣或凝析氣；0.50＜Wh＜17.50，Bh＜Wh，Ch＞0.50，為凝析油或高氣油比的輕質油。但在油基鉆井液中與傳統(tǒng)的解釋模型存在明顯差異。

B 2井是西湖凹陷使用油基鉆井液鉆探的一口探井，油氣顯示活躍（圖1），在井段3 709～3 719 m、3 727～3 732 m 和3 734～3 748 m 儲層氣測組分異常明顯，氣測全烴23.59%～28.15%，異常倍數(shù)為14.07～16.07，各組分含量C1為15.374 3%～17.028 6%，C2為 0.760 1%～1.427 4%，C3為0.193 5%～0.409 7%，iC4為0.068 0%～0.103 6%，nC4為 0.021 2%～0.048 3%，iC5為 0.004 5%～0.011 3%，nC5為0.002 6%～0.006 6%，整體峰形飽滿，熒光面積5%～10%。在油氣顯示段，整體氣測顯示無明顯變化，但作為含油參數(shù)的C4、C5組分在3 734～3 748 m 井段處有增大的趨勢。在井段3709～3 748 m 的3 套儲層中，3H 讀值為：5.0＜Wh＜10.0，Bh＞W(wǎng)h，0.4＜Ch＜1.0，表明傳統(tǒng)的3H 解釋模型已無法滿足油基鉆井液條件下的流體性質識別。在井深3 734 m 之后由氣向油的相態(tài)轉變過程中，3H 曲線形態(tài)發(fā)生變化，Wh略增大，Bh略減小，Wh和Bh交會面積變小，Ch略微減小，直至井深3 748 m 異常顯示結束。對B 2 井異常顯示段進行電纜測壓和取樣，結果證明了3H 比值趨勢圖板的有效性，但形態(tài)無法定量化，無法滿足現(xiàn)場準確、快速地評價儲層。因此，針對研究區(qū)域的特性和油基鉆井液對氣測的影響，可通過對3H 解釋模型進行優(yōu)化，建立適合油基鉆井液體系的解釋標準。

圖1 B 2井3H比值趨勢圖板

1.2 GO-I油氣指數(shù)解釋模型

氣測解釋是一個看似簡單，實際上復雜的過程。分析方法建立在對流體認識的基礎上，每一種分析方法都是部分錄井信息的一種而不是全部的表現(xiàn)形式[18]。因此，本文針對流體性質變化對氣態(tài)烴、液態(tài)烴的影響和油基鉆井液對重組分C4、C5溶解吸附的情況，在3H 比值法的基礎上進行改進，著重對輕、重組分進行刻畫分析，突出重組分在評價方法中的權重，該方法由GI、OI兩個參數(shù)組成：

式中：GI為含氣指數(shù)，無量綱；OI為含油指數(shù)，無量綱。

在新建立的GO-I 油氣指數(shù)解釋模型中，組分值均采用絕對值百分比含量，GI代表儲層流體輕組分，一定程度上反映了氣的特征；OI代表儲層流體重組分分，一定程度上反映了油的特征。對西湖凹陷已鉆探井的錄測數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，將儲層流體類型分為氣層、油層、含油（氣）水層和水層，建立了該區(qū)GO-I 油氣指數(shù)解釋模型及解釋標準（圖2），在解釋模型中GI和OI縱向交會，根據(jù)兩條曲線在剖面上交會形態(tài)的變化和參數(shù)范圍，參考氣體組分峰基比及熒光顯示的強弱，可有效判別儲層流體性質。利用GO-I 油氣指數(shù)解釋模型，可連續(xù)成圖，縱向對比，更直觀、詳實、快捷地呈現(xiàn)儲層流體性質的變化，可大幅提高氣測解釋符合率。通過在西湖凹陷已鉆探輕質油、凝析氣藏中的應用效果，驗證該解釋方法具有較強的適用性。

圖2 西湖凹陷GO-I油氣指數(shù)解釋模型及解釋標準

1.3 GO-I交會面積預測流體密度

針對油基鉆井液已鉆探井氣測的特點，本文建立了GO-I油氣指數(shù)解釋模型，通過GI和OI在剖面上的形態(tài)變化，可以很好地反映儲層油氣縱向分布特征，同時通過實際對比研究，GI和OI交會面積S值的大小與流體密度存在很好的相關性。主要原因是S值受氣測輕、重組分的直接影響，并間接地綜合了儲層孔隙度、泥質含量、滲透率、厚度等關鍵參數(shù)，因此可以用S值預測流體密度。

在綜合錄井圖上GI和OI縱向交會，使用一定程度的刻度進行重疊，由定積分幾何意義可知，在某個深度區(qū)間上的圖像[a，b]分成n份，用垂直于深度軸的直線將其分割成無數(shù)個矩形，再求當n→+∞時所有這些矩形面積的和，即可得出各深度區(qū)間GI和OI的交會面積S值，通過建立聯(lián)立式（6）-（7），獲得單位儲層交會面積Sa。

式中：S為儲層GI和OI交會面積，無量綱；Sa為單位儲層GI和OI交會面積，無量綱；a為積分下限，即儲層開始深度，m；b為積分上限，即儲層結束深度，m。

如圖2 中GI和OI交會黃色填充區(qū)域所示，求取儲層3 611.00～3 616.00 m 井段GI、OI反向交會面積，即GI、OI在深度∈[3 611，3 616]所圍成的平面圖形面積，計算數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 儲層3611～3616 m井段交會面積數(shù)據(jù)

通過對西湖凹陷N 2、N 3、N 4 和N 4Sa 井4 口油氣顯示比較活躍的探井烴組分進行處理分析，將得到的氣測數(shù)據(jù)導入Sa求取公式，結合儲層電纜測試的密度數(shù)據(jù)（表2），建立單位儲層交會面積和流體密度的關系圖（圖3），得出平湖組油基鉆井液下流體密度預測公式（8），相關系數(shù)r2為0.913 5：

圖3 單位儲層交會面積和流體密度的關系

表2 西湖凹陷單位儲層交會面積與流體密度數(shù)據(jù)

式中：ρ為流體密度，g/cm3。

2 實例應用

應用本文介紹的GO-I油氣指數(shù)解釋模型及單位儲層交會面積法，對西湖凹陷13口井已電纜取樣或試油的29 層進行了實踐應用，其中27 層符合，解釋符合率高達93.1%，預測流體密度指數(shù)平均誤差為±0.06，解釋評價效果較好。

N 7 井是西湖凹陷W 構造高點的一口預探井，采用油基鉆井液體系，4 132.0～4 180.0 m 井段巖屑為淺灰色細砂巖，熒光直照亮白色，面積45%，C 級，A/C 反應快。氣測全烴值由1.63%上升至28.29%，峰基比為17.35，氣測烴組分含量C1為21.005 0%、C2為0.906 9%、C3為0.244 8%、iC4為0.103 3%、nC4為0.024 5%、iC5為0.005 5%、nC5為0.002 6%，氣體組分齊全，峰型飽滿，符合本區(qū)塊油、氣層解釋標準。儲層頂部電阻率曲線值比非儲層段相對較高，“中子-密度”挖掘效應不明顯（圖4），C1%（C1體積百分比）為94.22%，C4、C5少量，傳統(tǒng)烴三角圖板法失效，解釋為氣層，從測井曲線和錄井資料來看，流體性質和油（氣）水過渡帶識別困難。利用GO-I 油氣指數(shù)解釋模型（圖2），4 132.0～4 138.0 m 井段為熒光細砂巖，全烴值組分異常，儲層頂部GI＞OI，解釋為氣層；4 138.0～4 144.0 m 井段為熒光細砂巖，全烴值組分異常，GI與OI曲線反向交會，OI＞GI，解釋為油層；4 144.0～4 180.0 m 井段為細砂巖，無熒光顯示，各烴組分含量和異常幅度比上部井段明顯降低，OI數(shù)值迅速減少且接近為零，解釋為水層（圖4）。采用超大探針進行PVT（地層條件下的流體取樣）取樣分析：4 134.7 m 井深測壓流度9.07 mD/cP，在此深度取1個PVT 樣，地層流體密度0.45 g/cm3，IFA（流體井下光譜分析）流體識別結論凝析氣，氣油比1 347；4 139.4 m 井深測壓流度10.96 mD/cP，在此深度取1個PVT 樣，地層流體密度0.65 g/cm3，IFA 流體識別結論輕質油，氣油比207。對本層測壓結果進行分析（表3）：儲層頂部4 132.0～4 144.0 m 井段高電阻部分，可以回歸到0.61 g/cm3的壓力梯度；儲層底部4 144.0～4 180.0 m 井段可以回歸到0.98 g/cm3（水）的壓力梯度；兩條梯度線相交在4 144.63 m，定義為油水界面，結合PVT 取樣分析結論和測壓分析結果，本儲層流體垂向呈上氣、中油、底水的分布特征，與綜合氣測解釋結論一致（圖4）。

表3 西湖凹陷N 7井4132～4180 m井段儲層測壓分析數(shù)據(jù)

圖4 N 7井油氣指數(shù)解釋成果

利用單位儲層交會面積法得出的流體密度擬合公式（8），預測儲層純氣層流體密度為0.49 g/cm3，預測儲層純油層流體密度為0.64 g/cm3，與電纜取樣結果吻合較好（表4），證實了單位儲層交會面積法預測流體密度的準確性，實現(xiàn)了油基鉆井液下利用氣測資料進行儲層流體密度預測。

表4 N 7井PVT取樣流體密度與預測流體密度對比

3 結論

（1）受工程安全因素的影響，油基鉆井液被廣泛應用于西湖凹陷，傳統(tǒng)的氣測解釋方法和圖板已不適用。通過分析油基鉆井液對氣測的影響及機理分析，以氣、液態(tài)烴類物理與化學性質不同為基本原理，以3H 比值法的意義為核心基礎，提取氣測烴類敏感衍生參數(shù)，建立GO-I油氣指數(shù)解釋模型，對輕質油和凝析氣進行有效識別，顯著提高了解釋精度，為后期定量化解釋創(chuàng)造了條件。

（2）引入GO-I交會面積法，根據(jù)單位儲層交會面積，擬合了流體密度公式，實現(xiàn)了油基鉆井液下利用氣測資料進行儲層流體密度預測。同時利用單位儲層交會面積參數(shù)，比對和評價更廣泛的區(qū)域構造，拓展了錄井氣測解釋的思路。