吳健，張恒榮，胡向陽，等. 北部灣盆地稠油儲(chǔ)層流體識(shí)別問題探討. 吉林大學(xué)學(xué)報(bào)（地球科學(xué)版），2024，54（3）：10541067. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065.

Wu Jian， Zhang Hengrong， Hu Xiangyang， et al. Discussion on Fluid Identification of Heavy Oil Reservoir in Beibu Gulf Basin. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2024， 54 （3）：10541067. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065.

摘要：南海西部北部灣盆地的稠油油藏分布在潿西南凹陷和烏石凹陷，主要以普通稠油和特稠油為主。此類稠油埋深范圍較廣，從淺層到中深層均有發(fā)現(xiàn)，物性較好，呈中—高孔滲和高阻特征，但常規(guī)氣測(cè)往往僅有總烴和甲烷，氣測(cè)值很低且無異常顯示，錄井巖屑在大部分區(qū)域未見任何熒光和含油顯示，給地層流體識(shí)別帶來很大困難。為此，針對(duì)本區(qū)不同類型的稠油進(jìn)行分類并開展測(cè)、錄井特征分析；在此基礎(chǔ)上，以隨鉆測(cè)井曲線結(jié)合壁心含油性為主要手段，以氣測(cè)圖版和壁心三維定量熒光識(shí)別為輔助，提出了一套稠油快速識(shí)別方法。利用取樣過程中對(duì)井下地層流體性質(zhì)的監(jiān)測(cè)和巖石熱解分析結(jié)果，指出稠油本身典型的烴組分構(gòu)成造就了其獨(dú)特的氣測(cè)特征；同時(shí)，認(rèn)為強(qiáng)親水的巖石潤(rùn)濕性以及瀝青質(zhì)稠油與砂巖骨架顆粒之間特殊的粘附性是造成部分稠油儲(chǔ)層巖屑無熒光和含油顯示的主要原因，壁心和取樣流體的三維定量熒光能夠真實(shí)反映地層流體的性質(zhì)。

關(guān)鍵詞：稠油儲(chǔ)層；重?zé)N組分；潤(rùn)濕性；瀝青粘附性；熒光錄井；井下流體分析；北部灣盆地

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230065

中圖分類號(hào)：TE51

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

收稿日期：：20230321

作者簡(jiǎn)介：

吳?。?983-）， 男， 高級(jí)工程師， 主要從事測(cè)井綜合解釋、儲(chǔ)層參數(shù)研究、儲(chǔ)量評(píng)價(jià)和巖石物理研究， E-mail： wujian1@cnooc.com.cn

基金項(xiàng)目：中國海洋石油集團(tuán)公司“十四五”重大專項(xiàng)（KJGG20220301）

Supported by the Major Special Project of China National Offshore Oil Corporation During the 14th Five Year Plan （KJGG20220301）

Discussion on Fluid Identification of Heavy Oil Reservoir in Beibu Gulf Basin

Wu Jian， Zhang Hengrong， Hu Xiangyang， Liu Tuliang， Zhang Heng

Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd，Zhanjiang 524057， Guangdong， China

Abstract：

The heavy oil reservoirs in" Beibu Gulf basin of the western South China sea are mainly distributed in" Weixinan sag and Wushi sag， It is mainly composed of ordinary heavy oil and extra heavy oil. This type of heavy oil has a wide burial depth unit and can be discovered from shallow to middle-deep layers， with good physical properties and characteristics of medium high porosity， permeability， and high resistivity. However， conventional gas logging often only includes total hydrocarbons and methane， the gas measurement value is very low and there is no abnormal display， no fluorescence or oil bearing indication is found in most areas during cutting logging， which brings great difficulties to formation fluid identification. Therefore， classification and logging characteristics analysis are conducted for different types of heavy oil in this area. On this basis， a fast identification method for heavy oil is proposed by combining logging curves while drilling with the oil content of the wall core as the main means， supplemented by gas logging maps and three-dimensional quantitative fluorescence recognition of the wall core. By utilizing the monitoring of fluid properties in underground formations and the results of rock pyrolysis analysis during the sampling process， it is pointed out that the typical hydrocarbon composition of heavy oil itself creates its unique gas logging characteristics. Meanwhile， the analysis suggests that the strong hydrophilicity of rock wettability and the special adhesion between asphaltene heavy oil and sandstone skeleton particles are the main reasons for the lack of fluorescence and oil content display in some heavy oil reservoir cuttings. It is also pointed out that the three-dimensional quantitative fluorescence of the wall core and sampling fluid can truly reflect the properties of the formation fluid.

Key words：

heavy oil reservoir; heavy hydrocarbon component; wettability; bitumen adhesion; fluorescence logging; downhole fluid analysis; Beibu Gulf basin

0" 引言

隨著南海西部海域油氣勘探工作的持續(xù)推進(jìn)和力度的不斷加大，近些年來在北部灣盆地發(fā)現(xiàn)了越來越多的稠油儲(chǔ)層，從流體性質(zhì)來看主要以普通稠油和特稠油為主，其埋深范圍較廣，在淺層和中深層均有分布，物性較好，呈中—高孔滲和高阻特征。與通常典型的稠油層不同，本區(qū)有相當(dāng)數(shù)量的稠油儲(chǔ)層氣測(cè)無任何異常，組分僅有總烴和甲烷，重組分基本看不到，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，錄井含油無顯示。而且，該類儲(chǔ)層常分布在地質(zhì)設(shè)計(jì)的非目的層，往往在鉆進(jìn)途中鉆遇，一般只有電阻率和自然伽馬曲線，沒有孔隙度測(cè)井曲線，因此給地層流體識(shí)別帶來很大困難，測(cè)井解釋極易漏掉該類稠油儲(chǔ)層。

目前，不同國家都有各自針對(duì)稠油油藏的分類標(biāo)準(zhǔn)［12］。國內(nèi)普遍以原油黏度為第一指標(biāo)，相對(duì)密度為第二指標(biāo)，將稠油細(xì)分為普通稠油、特稠油和超稠油［3］。關(guān)于稠油的地質(zhì)成因機(jī)制，已有大量研究指出稠油主要由生物降解作用和地下水流動(dòng)過程中的水洗作用以及氧化作用等造成［46］。曹志壯［7］闡述了對(duì)稠油氣測(cè)顯示規(guī)律的認(rèn)識(shí)，并利用全烴數(shù)據(jù)與地質(zhì)熒光級(jí)別的氣測(cè)交會(huì)圖版來定性識(shí)別稠油、氣和水層?？傮w上，該方法適用于氣測(cè)和錄井含油顯示較明顯的稠油儲(chǔ)層識(shí)別，但由于本區(qū)有大量稠油儲(chǔ)層無熒光和含油顯示，因此該方法不適用。曹鵬飛等［8］總結(jié)了珠江口盆地陽江凹陷稠油層現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)錄井的特征和識(shí)別方法。車曉峰等［9］和鄭玉朝等［10］提出了利用地化錄井參數(shù)和巖石熱解錄井開展現(xiàn)場(chǎng)定量評(píng)價(jià)稠油的方法。王佳凡等［11］根據(jù)稠油儲(chǔ)層泥漿侵入較淺的特征，利用深、淺雙側(cè)向電阻率的幅度差做交會(huì)圖來定性判別稠油儲(chǔ)層。該方法可用在泥漿浸泡等待時(shí)間較長(zhǎng)的非低孔滲致密儲(chǔ)層段的電纜測(cè)井評(píng)價(jià)中，但對(duì)于海上油田廣泛采用的隨鉆測(cè)井則不適用。田鑫等［12］利用二維核磁共振測(cè)井從兩個(gè)緯度上展現(xiàn)不同擴(kuò)散系數(shù)和弛豫時(shí)間的流體信息，進(jìn)而有效識(shí)別稠油信號(hào)。此方法對(duì)儀器和現(xiàn)場(chǎng)采集方式都有較高的要求，需要特殊的反演處理，且目前應(yīng)用數(shù)量過少，所得成果代表性有限且時(shí)效性較低，因此難以大范圍推廣使用。綜上所述，目前已有針對(duì)稠油儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的方法大都具有地區(qū)經(jīng)驗(yàn)性，適用于特定地區(qū)、稠油特征的流體識(shí)別和儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，因此從應(yīng)用角度存在一定局限性，并非適用于所有地區(qū)。

北部灣盆地稠油儲(chǔ)層的常規(guī)測(cè)井和氣測(cè)特征與部分其他油田已發(fā)表文獻(xiàn)中的稠油特征相似。文獻(xiàn)中對(duì)各區(qū)稠油的普遍描述為，錄井巖屑從性狀看有明顯粘連性黑色稠油充填，油味重且沾手，熒光直照無熒光，但滴照均有較強(qiáng)顯示，含油為油斑—油浸，巖屑三維定量熒光圖譜顯示為重質(zhì)油，依據(jù)這些特征可及時(shí)發(fā)現(xiàn)稠油儲(chǔ)層；而本區(qū)很多稠油儲(chǔ)層巖屑從各方面均看不到含油的痕跡，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，與鄰近不含油的純水層砂巖無異，但壁心熒光直照為暗黃色，熒光面積可高達(dá)50%～70%，且部分巖樣可見原油外滲，含油顯示以油斑—油浸為主。針對(duì)北部灣盆地部分區(qū)塊稠油儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中面臨的新問題，在實(shí)踐中總結(jié)出了一套行之有效的地層流體識(shí)別方法。本文利用有限的常規(guī)測(cè)井曲線并結(jié)合鉆速特征，可有效發(fā)現(xiàn)潛在的稠油儲(chǔ)層。在此基礎(chǔ)上，加測(cè)補(bǔ)償中子、密度曲線以證實(shí)儲(chǔ)層物性，加測(cè)井壁取心以證實(shí)儲(chǔ)層含油性，并進(jìn)一步開展測(cè)壓取樣或地層測(cè)試以證實(shí)儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。同時(shí)，對(duì)稠油儲(chǔ)層的烴組分特征和巖石潤(rùn)濕性的差異展開分析，對(duì)氣測(cè)無異常和巖屑含油無顯示的原因進(jìn)行探討，并指出壁心或取樣流體更能夠有效反映稠油儲(chǔ)層的真實(shí)特性，應(yīng)予以高度重視。最后，利用區(qū)域氣測(cè)比值圖版、巖石熱解圖譜以及壁心三維定量熒光等方法，綜合開展地層流體輔助識(shí)別，由此建立一套針對(duì)本區(qū)稠油儲(chǔ)層的綜合快速流體識(shí)別和評(píng)價(jià)方法。

1" 北部灣盆地稠油儲(chǔ)層特征

北部灣盆地稠油油藏主要分布于含油氣盆地的邊緣斜坡地帶以及邊緣隆起傾沒帶。以潿西南凹陷為例（圖1），稠油主要分布在北部隆起帶、南部隆起帶和斜陽斜坡帶，大部分稠油埋藏深小于2 700 m，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，成巖作用低，物性較好。根據(jù)壓汞曲線特征，可將本區(qū)稠油儲(chǔ)層分為兩類：Ⅰ類儲(chǔ)層和Ⅱ類儲(chǔ)層（圖2a），二者在儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)上有顯著差異。Ⅰ類儲(chǔ)層為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，在本區(qū)占絕大多數(shù)，巖性以細(xì)砂巖為主，粉砂巖次之，孔喉半徑分布單峰特征明顯，小于0.1" μm的無效微孔隙占比很低，中—大孔喉對(duì)滲透率貢獻(xiàn)起著決定性作用（圖2b），孔喉分選性、連通性好，原始粒間孔保存較好，顆粒接觸以線點(diǎn)為主（圖3a）；從Ⅰ類儲(chǔ)層巖心核磁t2（橫向弛豫時(shí)間）譜（圖3b）特征來看，低于33 ms的束縛流體很少，以可動(dòng)流體占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，屬于典型的高孔高滲儲(chǔ)層。Ⅱ類儲(chǔ)層則以砂礫巖和灰質(zhì)中—細(xì)砂巖為主，巖石顆粒分選性較差，孔隙局部較發(fā)育，分布不均，整體孔隙連通性一般，局部存在裂縫可對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)和滲透性有所改善，多呈點(diǎn)狀孔喉產(chǎn)出，微—小毛細(xì)孔喉較發(fā)育，有效孔喉分選性較差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)（圖3c）；從Ⅱ類儲(chǔ)層巖心核磁t2譜（圖3d）特征來看，t2譜為典型的雙峰分布，束縛流體含量較高，

此類儲(chǔ)層一般呈中孔低滲特征［1315］，在本區(qū)局部構(gòu)造少量發(fā)育，總體占比很低。

區(qū)域原油樣品和pVT（p為壓力，V為體積，T為溫度）流體分析顯示，本區(qū)稠油具有“四高三低”的特征：相對(duì)密度高（0.92～1.00 g/cm3，20 ℃）、黏度高且分布范圍較廣（50～10 000 mPa·s，50 ℃運(yùn)動(dòng)黏度）、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高（普遍高于25%），一般呈黑色果凍狀或黏稠狀，流動(dòng)性差，而含蠟量、含硫量和傾點(diǎn)低。在稠油油藏形成過程中，由于生物降解、水洗作用對(duì)油藏的破壞，天然氣及輕烴成分大量散失，導(dǎo)致本區(qū)稠油原始?xì)庥捅纫话銥?～20，此類稠油需要通過熱采措施才能釋放產(chǎn)能。

以原油分析、pVT流體分析的相對(duì)密度和黏度為依據(jù)［16］，參照表1中的量化標(biāo)準(zhǔn)對(duì)本區(qū)稠油進(jìn)行分類，得到區(qū)域不同類型稠油的埋深、相對(duì)密度、黏度、含油顯示和氣測(cè)組分等特征（表2），其測(cè)、錄井曲線特征如圖4所示，原油性狀如圖5所示。

綜合分析認(rèn)為，北部灣盆地稠油的測(cè)、錄井顯示有如下特征：1）從常規(guī)測(cè)井曲線來看，稠油儲(chǔ)層巖性較純，自然伽馬絕對(duì)值降低明顯，深電阻率升高，鉆速相對(duì)穩(wěn)定或升高，地層密度低，指示物性較好；2）部分區(qū)域的稠油儲(chǔ)層錄井巖屑有含油顯示，但還

a. Ⅰ類儲(chǔ)層薄片特征；b. Ⅰ類儲(chǔ)層巖心核磁共振t2譜；c. Ⅱ類儲(chǔ)層薄片特征；d. Ⅱ類儲(chǔ)層巖心核磁共振t2譜。回波間隔為1.2 ms。

有相當(dāng)數(shù)量的稠油儲(chǔ)層巖屑無含油顯示，巖屑直照、丙酮滴照均無熒光顯示，現(xiàn)場(chǎng)濾紙上未見油質(zhì)殘留物，石英顆粒周圍未見油狀物充填，巖屑基本無油味，不污手，無粘連性，但取到的壁心有明顯的油斑—油浸含油顯示；3）稠油儲(chǔ)層氣測(cè)均無明顯異常，組分不全，往往只有總烴和甲烷曲線，沒有或僅略有升高趨勢(shì)，總烴體積分?jǐn)?shù)基本小于2.5%，與圍巖非儲(chǔ)層差異不明顯，而乙烷—戊烷等重組分幾乎看不到；4）本區(qū)稠油通過鉆桿地層測(cè)試和取樣流體證實(shí)氣油比范圍為1～20。

2" 北部灣盆地稠油儲(chǔ)層綜合識(shí)別方法

2.1" 基于常規(guī)測(cè)井曲線和壁心分析的稠油識(shí)別方法

在探井鉆進(jìn)過程中常鉆遇泥質(zhì)含量低、巖性較純的砂巖儲(chǔ)層，氣測(cè)無明顯異常且組分不全，巖屑錄井無含油顯示，但電阻率升高明顯，鉆速較圍巖相對(duì)穩(wěn)定或略有升高，判斷儲(chǔ)層物性并不差（圖4c、d），且地層中含高阻流體或礦物，這種特征與區(qū)域典型的水層和灰質(zhì)干層有明顯不同，此時(shí)果斷改變?cè)?jì)劃，加測(cè)中子、密度曲線并實(shí)施井壁取心作業(yè)。以圖4c為例，2 035.0～2 054.5 m高電阻率儲(chǔ)層段有效孔隙度高達(dá)30%，壁心含油性為油浸—油斑，熒光面積達(dá)35%～55%，且局部見原油外滲，測(cè)井初步解釋為油層。為了進(jìn)一步證實(shí)本段流體性質(zhì)，進(jìn)行了鉆桿地層測(cè)試，在50.8 mm油嘴條件下，二開井日產(chǎn)稠油106.6 m3，未出氣和水；同時(shí)，實(shí)施了電纜地層測(cè)壓取樣作業(yè)（模塊式地層動(dòng)態(tài)測(cè)試器MDT），現(xiàn)場(chǎng)取到的油樣顯示色黑、污手、油味重、不具透光性、黏稠呈糊狀、流動(dòng)性差，判斷為重質(zhì)原油。

隨著電纜地層測(cè)試技術(shù)的發(fā)展，測(cè)壓取樣工具已不僅僅局限于取到原狀地層流體樣品，還能夠在泵抽的過程中通過井下流體實(shí)驗(yàn)室對(duì)流經(jīng)管線的地層流體進(jìn)行實(shí)時(shí)分析，進(jìn)而得到泵抽流體的流度、組分、氣油比、電阻率、熒光顯示以及突破時(shí)間等一系列關(guān)鍵數(shù)據(jù)，為地層流體性質(zhì)的判別提供了重要依據(jù)［1719］。圖6為圖4c所示井利用MDT超大直徑探針對(duì)稠油儲(chǔ)層進(jìn)行泵抽的綜合分析圖，可見泵抽27 min后即實(shí)現(xiàn)原油突破，泵抽突破后電阻率由烴類出現(xiàn)前的0.028 Ω·m升至24.000 Ω·m（圖6e），電阻率在油突破前基線沒有變化，油突破后以

油的電阻率為主。在整個(gè)泵抽過程中，熒光值（圖6c）和電阻率穩(wěn)定，由烴類出現(xiàn)前的電阻率以及泵抽過程中的電阻率可知，泵抽過程中的少量非烴類流體為泥漿濾液而非地層水。由光譜道（圖6d）可以看到，在泵抽初期，流體為泥漿濾液和原油的混合流體，隨著泵抽過程的進(jìn)行，含油率越來越高，210.5 min后，含水率分析顯示出現(xiàn)了高分散流體（紅色），并持續(xù)了一段時(shí)間（到310 min），該高分散流體段塞可能由于固相顆粒進(jìn)入流線和IFA（井下流體實(shí)驗(yàn)室）導(dǎo)致。由氣油比道（圖6a）可以看到，穩(wěn)定后地層原油的氣油比較低（約為13）。流體分析模塊的光譜熒光值顯示流體為烴類（圖6c），反射率較低（約為0.06）和熒光值較高（為0.40～0.45）說明烴

類為油，光譜熒光值較低（為0.10～0.17）說明流體中輕烴組分很低。由烴組分道（圖6b）可以看到，在泵抽時(shí)間320 min之前，管線的流體主要是泥漿濾液和地層稠油的混合液體，受到泥漿濾液的影響，表現(xiàn)為各種烴組分混雜和重疊在一起；泵抽時(shí)間

光譜熒光值#0指示烴類和輕烴組分大??；光譜熒光值#1指示烴類和輕烴組分大?。粺晒庵捣从沉黧w性質(zhì)，指示油和氣。

320 min之后，管線中主要為地層稠油，烴組分整體上以C6+占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)。井下測(cè)量?jī)x器記錄的數(shù)據(jù)顯示，C1體積分?jǐn)?shù)在1 %左右，C3—C5體積分?jǐn)?shù)在1%左右，C6+體積分?jǐn)?shù)在98%左右。 泵抽初期測(cè)壓流度為474.4 mD①/（mPa·s），泵抽后期穩(wěn)態(tài)流流度為13 mD/（mPa·s）（現(xiàn)場(chǎng)泵抽過程中測(cè)量計(jì)算得到），流度的變化反映測(cè)壓和泵抽后期管線流體黏度的變化，由于重油黏度高，流動(dòng)性差，導(dǎo)致泵抽流度下降。

①mD（毫達(dá)西）為非法定計(jì)量單位，1 mD=0.987×10-3 μm2，下同。

通過以上特征，亦證實(shí)了本段為稠油，原油樣品分析顯示相對(duì)密度為0.956 g/cm3，氣油比為8.1，運(yùn)動(dòng)黏度（50 ℃）為862 mPa·s。

綜上所述，在氣測(cè)和巖屑錄井無任何異常顯示的情況下，利用自然伽馬、電阻率和鉆速曲線，可有效判斷隱蔽的稠油潛力層，在此基礎(chǔ)上加測(cè)物性曲線并取壁心（壁心能夠有效反映稠油儲(chǔ)層的含油性），基于上述多種手段開展綜合分析，對(duì)于稠油的發(fā)現(xiàn)和現(xiàn)場(chǎng)流體快速識(shí)別起著關(guān)鍵作用。

2.2" 稠油儲(chǔ)層氣測(cè)組分特征及基于氣測(cè)圖版的流體識(shí)別

不同類型和品質(zhì)的原油和天然氣，其氣測(cè)組分也不同［20］，氣測(cè)異常和巖屑錄井熒光顯示亦有顯著差異。稠油油藏復(fù)雜的流體特性和烴組分構(gòu)成，導(dǎo)致目前基于氣測(cè)錄井的稠油流體識(shí)別存在困難［21］。

本區(qū)稠油探井鉆進(jìn)中均使用水基泥漿，因此基本不存在油基添加物的影響，從氣測(cè)組分來看，本區(qū)稠油的總烴體積分?jǐn)?shù)主體在0.09%～4.00%之間，甲烷體積分?jǐn)?shù)主體在0.01%～2.00%之間（表2），較區(qū)域典型常規(guī)輕質(zhì)油和氣層明顯偏低；常規(guī)氣測(cè)組分（C1—C5）以甲烷占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)（90%以上），乙烷—戊烷占比非常低，從氣測(cè)組分相對(duì)值來看類似凝析氣的特征。由于現(xiàn)場(chǎng)色譜分析儀只能測(cè)量C1—C5范圍內(nèi)的氣測(cè)值，對(duì)于其他的烴類氣體色譜柱無法吸附和分離，因此不能反映高碳烴類組分的特征。根據(jù)氣測(cè)氫焰鑒定器的工作原理［22］，總烴檢測(cè)值與烴組分含量本質(zhì)上沒有直接關(guān)系，是各自單獨(dú)測(cè)量的，但從理論上講，氣測(cè)總烴應(yīng)該等于各組分碳原子濃度之和［23］，所以總烴值能夠反映更多烴組分的含量。因此，在稠油儲(chǔ)層中常出現(xiàn)總烴值遠(yuǎn)大于C1—C5組分之和的情況，說明高碳的重?zé)N組分占比較大。

為了進(jìn)一步明確地層流體的烴組分及其含量，可對(duì)壁心或流體樣品進(jìn)行熱解氣相色譜分析。石油是由烴類、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和少量非烴組成的混合物，這些物質(zhì)具有不同的沸點(diǎn)，因此在程序升溫過程中石油能夠蒸發(fā)、裂解出不同烴類物質(zhì)，進(jìn)而獲得蒸發(fā)烴組成及相對(duì)含量［24］。原油中的液態(tài)烴與氣態(tài)烴，其碳數(shù)范圍在C1—C37之間，油質(zhì)越輕，輕組分含量越高，油質(zhì)越重，則重組分含量越高。圖7為北部灣盆地潿西南凹陷不同油品性質(zhì)的熱蒸發(fā)烴氣相色譜圖，可以看到：氣層是以甲烷為主的氣態(tài)烴，同時(shí)含有一定量的C2—C5組分，主碳峰為C1—C2（圖7a）；輕質(zhì)油中正構(gòu)烷烴碳數(shù)主要分布在nC1—nC16，主碳峰為nC6—nC11，色譜峰為前端高峰型，峰坡度陡（圖7b）；中質(zhì)油正構(gòu)烷烴碳數(shù)主要分布在nC11—nC32，主碳峰為nC18—nC23，屬中部高峰型（圖7c）；稠油中異構(gòu)烴和環(huán)烷烴豐富，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，幾乎看不到C1—C5組分，正構(gòu)烷烴碳數(shù)主要分布在nC12—nC37，主碳峰為nC28—nC32，主峰碳數(shù)高，譜圖基線隆起，為后端高峰型（圖7d、e）。隨著油質(zhì)由輕到重，正構(gòu)烷烴碳數(shù)分布范圍和主碳峰不斷后移，由此可輔助快速判定地層流體性質(zhì)。

從地質(zhì)成因上分析，正常的輕質(zhì)原油在長(zhǎng)期遭受生物降解、水洗及氧化作用等破壞的過程中，輕質(zhì)

組分和低分子量烷烴顯著減少，而更穩(wěn)定的高分子衍生物、多環(huán)芳烴和膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等顯著增加，由此形成了稠油油藏。這種典型的烴組分構(gòu)成決定了稠油儲(chǔ)層在常規(guī)氣測(cè)錄井中的特征。

實(shí)踐應(yīng)用表明，利用區(qū)域氣測(cè)圖版可有效判別凝析氣、揮發(fā)油和常規(guī)輕質(zhì)原油［25］。區(qū)域油巖對(duì)比研究已證實(shí)，北部灣盆地不同生油洼陷，不同油源、烴源巖在不同成熟階段生成的烴類物質(zhì)以及后期油藏在遭受破壞過程中所處的不同階段，導(dǎo)致其密度、黏度等油品特征以及烴組分存在顯著差異。因此，針對(duì)不同的生油洼陷及構(gòu)造需要采用不同的流體劃分標(biāo)準(zhǔn)。

針對(duì)北部灣盆地烏石凹陷和潿西南凹陷B生油洼陷分別開展氣測(cè)圖版研究，以TG（總烴）/C1為橫坐標(biāo)，以（C1+C2）/（C3+C4+C5）為縱坐標(biāo)，在區(qū)域已有的凝析氣和揮發(fā)油氣測(cè)識(shí)別圖版基礎(chǔ)上，新增加烏石凹陷9口稠油井以及潿西南凹陷12口稠油井中有代表性的稠油數(shù)據(jù)，可見稠油數(shù)據(jù)點(diǎn)基本分布在凝析氣的區(qū)域，且油質(zhì)越重，點(diǎn)分布的位置越高，中質(zhì)油數(shù)據(jù)點(diǎn)則基本分布在揮發(fā)油的區(qū)域（圖8）。不同生油洼陷的稠油其氣測(cè)組分特征不同：在烏石凹陷，（C1+C2）/（C3+C4+C5）值高于6.5則判別為稠油；在潿西南凹陷B生油洼陷，當(dāng)（C1+C2）/ （C3+C4+C5）值高于26判別為稠油，高于100則為特稠油。

利用該區(qū)域氣測(cè)圖版可輔助判別稠油，并根據(jù)落點(diǎn)的相對(duì)位置大致判斷稠油的油品，但首先需要結(jié)合其他有效方法來綜合排除凝析氣層的可能性。本區(qū)凝析氣層的氣測(cè)總烴體積分?jǐn)?shù)高（均在8%以上），甲烷體積分?jǐn)?shù)高，同時(shí)C2—C5重組分異常明顯，這是本區(qū)凝析氣與稠油在測(cè)、錄井特征上最明顯的區(qū)別；但對(duì)于一些致密和物性較差的差氣層，其氣測(cè)值較低，特征與稠油區(qū)別不明顯，易造成流體性質(zhì)

誤判，需要結(jié)合其他方法開展綜合判別。

2.3" 巖屑含油性影響因素探討及基于三維定量熒光的流體識(shí)別

將區(qū)域錄井巖屑無任何熒光和含油顯示的稠油儲(chǔ)層，與較好含油顯示的稠油儲(chǔ)層進(jìn)行對(duì)比。首先，二者在鉆進(jìn)過程中均使用的是水基泥漿，泥漿化學(xué)成分類似，儲(chǔ)層特征亦相似；第二，二者均為稠油和超稠油，呈黑色黏稠或果凍狀，流動(dòng)性差，油品性質(zhì)和性狀類似，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量均較高；第三，通過

巖心潤(rùn)濕性分析，發(fā)現(xiàn)近年來鉆遇的無含油顯示的

稠油儲(chǔ)層潤(rùn)濕性均為中—強(qiáng)親水，而有含油顯示的稠油儲(chǔ)層其潤(rùn)濕性一般為親油或中性潤(rùn)濕（既親油又親水，即在油層中親油，在水層中親水）。綜合分析認(rèn)為，巖石潤(rùn)濕性的差異可能會(huì)導(dǎo)致錄井熒光和含油顯示不同，潤(rùn)濕性對(duì)錄井巖屑顆粒表面附著的以束縛狀態(tài)存在的烴類物質(zhì)含量產(chǎn)生較大的影響，強(qiáng)親水巖石顆粒中的束縛流體基本為水，理論上殘余油很少，在聚晶金剛石復(fù)合片（polycrystalline diamond compact， PDC）鉆頭鉆進(jìn)過程中，巖屑被研磨成粉末狀細(xì)小顆粒，在地層溫壓條件和泥漿沖刷環(huán)境下大大降低了以自由狀態(tài)賦存的瀝青質(zhì)稠油與巖石顆粒之間的粘附性［26］，導(dǎo)致含烴物質(zhì)發(fā)生剝離進(jìn)入鉆井液，而不會(huì)像常規(guī)輕質(zhì)原油一樣在巖石顆粒表面包裹和附著一層以束縛狀態(tài)存在的油膜。因此，返出的巖屑經(jīng)過反復(fù)沖洗后很難保留以自由狀態(tài)和束縛狀態(tài)存在的稠油烴類物質(zhì)，導(dǎo)致錄井巖屑無熒光和含油顯示。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)三維定量熒光，由于不同油質(zhì)的原油中所含的熒光物質(zhì)（烴類）具有不同的激發(fā)波長(zhǎng)和發(fā)

射波長(zhǎng)，反映在熒光圖譜中表現(xiàn)為最大熒光強(qiáng)度值（特征峰）所在的波長(zhǎng)區(qū)間不同［2728］?；诖嗽?，可根據(jù)三維定量熒光譜圖特征來判別原油油品性質(zhì)。

如圖9所示，由稠油逐漸過渡到輕質(zhì)油，特征譜峰逐步前移，統(tǒng)計(jì)可得到北部灣盆地典型的稠油、

中質(zhì)油和輕質(zhì)油的壁心或流體樣品的三維定量熒光譜圖特征描述如下：

稠油激發(fā)波長(zhǎng)主峰在360～400 nm，發(fā)射波長(zhǎng)主峰在400～430 nm；中質(zhì)油激發(fā)波長(zhǎng)主峰在310～350 nm，發(fā)射波長(zhǎng)主峰在350～390 nm；

輕質(zhì)油激發(fā)波長(zhǎng)主峰在280～310 nm，發(fā)射波長(zhǎng)主峰在320～350 nm。

圖10為圖4c稠油儲(chǔ)層同一深度（2 047 m）的錄井巖屑（圖10a）、壁心（圖10b）、取樣流體樣品（圖10c）以及鉆井液（圖10d）的三維定量熒光譜圖，可見壁心和取樣稠油流體樣品的譜圖特征一致，其主峰最佳激發(fā)波長(zhǎng)為380 nm，最佳發(fā)射波長(zhǎng)為420 nm；而錄井巖屑主峰最佳激發(fā)波長(zhǎng)為320 nm，最佳發(fā)射波長(zhǎng)為360～380 nm，與區(qū)域中質(zhì)油特征類似，與鉆井液的譜圖特征亦類似。壁心、流體與巖屑在譜圖上的特征差別很大，巖屑譜圖中的中—重質(zhì)組分譜丟失，錄井無任何熒光和含油顯示，分析認(rèn)為錄井巖屑譜圖中的異常峰主要是受到鉆井液及其添加劑的影響，并非是地層中含烴類物質(zhì)的反映；而壁心則為油浸細(xì)砂巖，相比之下，在井下射孔取壁心以及提出井口的過程中能夠較好地保存樣品中稠油的含烴類物質(zhì)，受泥漿沖刷作用較小。因此，壁心和取樣流體樣品更能代表稠油儲(chǔ)層真實(shí)的含油

性。利用壁心和取樣流體樣品而非錄井巖屑建立區(qū)域不同油品性質(zhì)的三維定量熒光譜圖，以此作為標(biāo)準(zhǔn)對(duì)新鉆井的油品性質(zhì)進(jìn)行判斷。

綜上所述，針對(duì)稠油儲(chǔ)層尤其是氣測(cè)無異常和錄井無任何含油顯示的潛在稠油儲(chǔ)層，在隨鉆過程中應(yīng)密切注意自然伽馬、電阻率和鉆速曲線的特征。當(dāng)自然伽馬降低顯示鉆遇砂巖層時(shí)，若電阻率增加明顯（較區(qū)域水層電阻率明顯偏高）且鉆速較泥巖顯著升高，應(yīng)考慮可能為稠油儲(chǔ)層。這種特征對(duì)于在隨鉆過程中及時(shí)發(fā)現(xiàn)稠油有重要的意義和實(shí)用價(jià)值。此時(shí)加測(cè)中子、密度曲線以明確儲(chǔ)層的物性，增加井壁取心以明確儲(chǔ)層的含油性，由此可對(duì)儲(chǔ)層流體性質(zhì)有初步的判斷。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合氣測(cè)比值圖版、巖石熱解和現(xiàn)場(chǎng)三維定量熒光（壁心）等多種

方法開展輔助驗(yàn)證和綜合評(píng)價(jià)，最后通過電纜地層

測(cè)試取樣或鉆桿地層測(cè)試證實(shí)地層流體性質(zhì)和產(chǎn)能。

3" 結(jié)論

1）針對(duì)氣測(cè)無異常、錄井無含油顯示的稠油儲(chǔ)層，根據(jù)自然伽馬、電阻率和鉆速曲線特征，結(jié)合孔隙度測(cè)井曲線和壁心含油顯示，可有效識(shí)別此類隱蔽油層。

2）壁心的三維定量熒光更能準(zhǔn)確地反映地層真實(shí)流體特征，在隨鉆過程中能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)稠油。

3）根據(jù)取樣過程中井下流體監(jiān)測(cè)和巖石熱解分析的結(jié)果，稠油儲(chǔ)層常規(guī)氣測(cè)值低且無異常主要由于其典型的烴組分構(gòu)成，輕烴含量非常低，烴組分主要分布于C6+以上。

4）強(qiáng)親水的巖石潤(rùn)濕性以及瀝青質(zhì)稠油與砂巖骨架顆粒之間特殊的粘附性，是多數(shù)稠油儲(chǔ)層無錄井熒光和含油顯示的主要原因。

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