李戰(zhàn)奎 劉松宇 高強勇 管寶灤 馬福罡 張 恒

（①中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司；②中海石油（中國）有限公司天津分公司）

0 引言

渤中19-6潛山千億方大氣田的發(fā)現(xiàn)，突破了對于渤海灣油型盆地的傳統(tǒng)認識，深層潛山油氣藏已經(jīng)成為渤海儲量增長的重要領域[1-3]。2021 年和2023 年又相繼發(fā)現(xiàn)了渤中13-2 和渤中26-6 等大型潛山油氣田[4]，現(xiàn)場錄井過程中準確識別潛山油氣顯示和流體性質對潛山儲層油氣勘探具有重要意義[5]。由于潛山儲層以裂縫為主，成藏模式受巖性和構造等多重因素的影響，油氣分布不均，儲層非均質性強、流體性質復雜[6]，部分井出水卻無法確定出水位置，給勘探研究造成很大困擾，裂縫型儲層流體性質識別存在巨大的挑戰(zhàn)。

本文以渤海油田渤中M 構造太古界潛山花崗片麻巖錄井特征為基礎，挖掘氣測錄井、三維定量熒光錄井、地化錄井、測井和測試等數(shù)據(jù)潛力，結合太古界潛山儲層發(fā)育情況，建立了一套太古界潛山裂縫型儲層油水層隨鉆識別方法，極大地提高了太古界潛山流體性質識別的準確率，特別是為渤中M 構造太古界潛山油水界面的準確判斷，為渤海灣盆地裂縫型潛山流體性質識別提供了借鑒。

1 地質背景

渤中M 構造位于渤南低凸起，緊鄰渤中凹陷、渤東凹陷兩個富烴凹陷，主力烴源巖為沙河街組（沙三段和沙一、沙二段）及東營組（東三段），現(xiàn)今均處于成熟階段，生烴潛力大[7]，構造位置極有利于油氣聚集。其自上而下發(fā)育明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組和太古界地層，目的層為太古界潛山。巖性以花崗片麻巖為主，儲集空間主要是裂縫以及沿微裂縫的溶蝕擴大孔，屬于裂縫型儲層，太古界潛山受構造和溶蝕雙重控制，優(yōu)質儲層發(fā)育。潛山油氣顯示活躍，其油氣主要來源于黃河口凹陷和渤中凹陷，為高揮發(fā)性油藏，地面原油密度為0.81～0.84 g/cm3（20℃）。

渤中M 構造斷裂系統(tǒng)發(fā)育，儲層物性復雜，油氣來源和充注方式不同，在實鉆過程中發(fā)現(xiàn)不同構造位置油水關系復雜，油水界面位置難以確定，油氣藏流體性質判別極為困難，亟需一種錄井隨鉆過程中快速識別油層和水層的方法，為勘探?jīng)Q策和油氣藏評價提供依據(jù)。

2 太古界潛山裂縫型儲層流體性質識別方法

為了能夠準確識別渤中M 構造潛山裂縫型儲層流體性質情況，通過對渤海油田近50口潛山井的實鉆資料進行分析，將氣測錄井、地化錄井和三維定量熒光錄井等數(shù)據(jù)與熒光顯示相結合，建立了渤中M 構造潛山裂縫型儲層流體性質識別方法，實現(xiàn)錄井隨鉆過程中識別油層、水層發(fā)育情況。

2.1 氣測組分縱向趨勢法及圖板法

2.1.1 氣測組分縱向趨勢法

氣測錄井在渤海油田的應用表明，深層潛山儲層埋深一般超過3 500 m，油質主要為中-輕質油或凝析氣藏，油層的氣測組分齊全且組分值都比較大，水層的氣測組分相對于油層會明顯降低，且組分值變小或無。因此，可以利用氣測組分在縱向上的變化趨勢，初步判斷流體性質變化，實現(xiàn)油層和水層識別。以渤中M 構造為例，油層段氣測全烴一般大于0.5%，氣測組分齊全，特別是重組分C4和C5異常明顯；水層段氣測全烴為0.1%左右，無明顯波動，氣測組分以C1為主，重組分值低或無（圖1）。

圖1 渤中M構造太古界潛山氣測組分縱向趨勢圖

2.1.2 氣測圖板法

根據(jù)前人研究可知，正構烷烴相比于異構烷烴水溶性好，如果儲層含水，正構烷烴相對于異構烷烴會出現(xiàn)含量明顯下降的趨勢[8]。對于氣測錄井分析的iC4與nC4而言，nC4在水中的溶解度大于iC4，nC4的穩(wěn)定性相對iC4差一些，因此氣測組分nC4值減小明顯，而iC4值會相應增大，根據(jù)nC4/iC4比值的變化可以初步判斷儲層是否含水，利用nC4/iC4比值與全烴建立氣測圖板，可以評價油層和水層。通過對渤中M 構造潛山油水層的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，一般nC4/iC4比值大于2，儲層為油層，而nC4/iC4比值小于2，儲層為水層（圖2）。由于不同油田、不同層位和不同油源油水層氣測錄井特征和數(shù)值都不同，需要針對性確定評價閾值。

圖2 渤中M構造太古界流體性質氣測識別圖板

2.2 裂縫含油氣豐度交會圖板法及圖譜法

2.2.1 裂縫含油氣豐度交會圖板法

正常情況下，地層的流體性質變化與儲層的含油氣豐度相關，儲層含油氣豐度越高，說明地層中油氣含量越高，儲層含水量越少。地化錄井的含油氣總量Pg和三維定量熒光錄井的含油濃度C以不同的方式反映儲層含油氣情況，基于以上原理，通過對反映流體性質的參數(shù)進行分析對比研究，利用地化錄井含油氣總量和三維定量熒光錄井含油濃度兩個敏感性參數(shù)，針對渤中M 構造潛山儲層建立了一套含油氣豐度交會圖板（圖3），能夠有效識別太古界潛山儲層油層和水層。

圖3 渤中M構造潛山儲層含油氣豐度交會圖板

2.2.2 裂縫含油氣豐度圖譜法

含油氣豐度大小也可以通過圖譜形態(tài)的變化進行判斷[9]，通過利用地化錄井熱解氣相色譜圖譜和三維定量熒光圖譜在橫向上和縱向上的變化，反映出油層和水層的區(qū)別特征。以渤中M 構造為例，油層段地化錄井熱解氣相色譜圖譜，含油氣豐度較高，組分齊全，碳數(shù)范圍nC12-nC34，主峰碳nC19，峰型飽滿，呈輕質油特征，相對峰面積較大（圖4a）；油層段三維定量熒光二維圖譜形態(tài)飽滿完整，Ex＝310 nm，Em＝375 nm，三維圖譜熒光峰值400 nm（圖4b、圖4c）。水層段地化錄井熱解氣相色譜圖譜，含油氣豐度低，無組分或組分少（圖5a）；水層段三維定量熒光二維圖譜形態(tài)無或不完整，三維圖譜熒光峰值低，一般小于100 nm（圖5b、圖5c）。

圖4 油層段標準圖譜

圖5 水層段標準圖譜

隨鉆過程中，通過類比標準圖譜特征，可判斷流體性質的變化。

2.3 巖屑熒光顯示觀察法

石油的熒光性非常靈敏，只要在氯仿等溶劑中含有十萬分之一的石油就可以發(fā)出熒光[10]，因此可以使用氯仿等溶劑萃取巖石孔隙中的原油，通過觀察熒光直照顏色、滴照擴散速度、滴照光圈顏色和光圈強度來判斷油層狀況和含油氣豐度，準確落實和評價油水層。通過實踐證明，不同類型、不同含量烴類的熒光特征是不一樣的，與油質輕重和含水情況有一定相關性（表1）。

表1 渤海油田不同流體性質熒光特征

隨鉆過程中，通過實鉆熒光直照和滴照情況與標準圖譜進行對比，可以對流體性質和含水情況及時進行判斷。

3 應用成效分析

通過以上方法在渤中M 構造10 口井的成功應用，證實了太古界花崗片麻巖裂縫發(fā)育，含油氣豐度高，取得了油氣勘探的重大突破。其中，現(xiàn)場錄井過程中對潛山儲層流體性質，特別是儲層含水性的判斷起到了關鍵作用。

渤中M 2 井是一口預探井，目的層為太古界花崗片麻巖潛山，設計井深4 800 m。潛山在實鉆錄井過程中根據(jù)油氣顯示變化情況分為兩段。

井段一：3660～3 827 m，氣測全烴最高達8%，組分齊全，nC4/iC4比值均大于2，氣測識別圖板落在油層區(qū)（圖2）；地化錄井熱解氣相色譜分析，組分齊全，峰型飽滿，與標準油層特征一致（圖6a），含油氣總量Pg在3.5～5.6 mg/g 之間；三維定量熒光二維圖譜形態(tài)飽滿完整，三維圖譜熒光峰值304 nm（圖6b、圖6c），含油濃度C在18.54～31.98 mg/L 之間，含油氣豐度交會圖板落在油層區(qū)（圖3）；巖屑熒光直照藍白色、滴照光圈乳白色，反應快（1 s），光圈明顯。

井段二：3 827～3880 m，氣測全烴最高0.5%，組分不全，nC4/iC4比值在1.2～1.8 之間，氣測識別圖板落在水層區(qū)（圖2）；地化錄井熱解氣相色譜分析無組分值（圖7a），含油氣總量Pg在0.3～0.7 mg/g 之間；三維定量熒光二維圖譜形態(tài)不完整，三維圖譜熒光峰值50 nm（圖7b、圖7c），含油濃度C在1.71～3.9 mg/L 之間，含油氣豐度交會圖板落在水層區(qū)（圖3）；巖屑直照無熒光、不擴散。

圖7 渤中M 2井井段二（3827～3880 m）圖譜

通過氣測組分縱向變化、氣測識別圖板、裂縫含油氣豐度交會圖板及圖譜，結合熒光顯示情況，認為整個潛山段上部含油、下部含水，且含油與含水特征明顯，因此錄井隨鉆過程中將3 660～3 827 m 井段解釋為油層，3 827～3880 m 井段解釋為水層（圖8）。經(jīng)過測試，井段一產(chǎn)油205 m3/d，未見水，井段二產(chǎn)水105 m3/d，未見油，與錄井綜合解釋結果相符。

圖8 渤中M 2井綜合解釋圖

4 結論

采用氣測組分縱向趨勢法及圖板法、裂縫含油氣豐度交會圖板法及圖譜法，結合熒光顯示情況，可以綜合判斷渤海油田渤中M 構造儲層流體性質。渤海油田渤中M 構造儲層含水識別特征：氣測值為基值，組分不全，nC4/iC4比值小于2；含油氣豐度交會圖板落在含水區(qū)，地化錄井熱解氣相色譜分析，含油豐度低，無組分或組分個數(shù)少；三維定量熒光二維圖譜形態(tài)無或不完整，三維圖譜峰值低；巖屑直照無熒光，滴照不擴散。實鉆過程中，可以通過油層與水層的縱向圖譜和數(shù)值對比，綜合判斷儲層含水情況。

通過多口井的應用表明，該方法在隨鉆過程中能夠實時判斷儲層含水情況，提高了潛山裂縫型儲層流體性質識別準確性，能夠為勘探?jīng)Q策提供重要依據(jù)，具有推廣意義。