渤中M構(gòu)造太古界潛山裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)隨鉆識(shí)別方法

李戰(zhàn)奎 劉松宇 高強(qiáng)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(shù)分公司；②中海石油（中國(guó)）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(duì)于渤海灣油型盆地的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，深層潛山油氣藏已經(jīng)成為渤海儲(chǔ)量增長(zhǎng)的重要領(lǐng)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(chǎng)錄井過(guò)程中準(zhǔn)確識(shí)別潛山油氣顯示和流體性質(zhì)對(duì)潛山儲(chǔ)層油氣勘探具有重要意義[5]。由于潛山儲(chǔ)層以裂縫為主，成藏模式受巖性和構(gòu)造等多重因素的影響，油氣分布不均，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、流體性質(zhì)復(fù)雜[6]，部分井出水卻無(wú)法確定出水位置，給勘探研究造成很大困擾，裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別存在巨大的挑戰(zhàn)。

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

1 地質(zhì)背景

渤中M 構(gòu)造位于渤南低凸起，緊鄰渤中凹陷、渤東凹陷兩個(gè)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(yíng)組（東三段），現(xiàn)今均處于成熟階段，生烴潛力大[7]，構(gòu)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(yíng)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(chǔ)集空間主要是裂縫以及沿微裂縫的溶蝕擴(kuò)大孔，屬于裂縫型儲(chǔ)層，太古界潛山受構(gòu)造和溶蝕雙重控制，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育。潛山油氣顯示活躍，其油氣主要來(lái)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(gòu)造斷裂系統(tǒng)發(fā)育，儲(chǔ)層物性復(fù)雜，油氣來(lái)源和充注方式不同，在實(shí)鉆過(guò)程中發(fā)現(xiàn)不同構(gòu)造位置油水關(guān)系復(fù)雜，油水界面位置難以確定，油氣藏流體性質(zhì)判別極為困難，亟需一種錄井隨鉆過(guò)程中快速識(shí)別油層和水層的方法，為勘探?jīng)Q策和油氣藏評(píng)價(jià)提供依據(jù)。

2 太古界潛山裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法

為了能夠準(zhǔn)確識(shí)別渤中M 構(gòu)造潛山裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)情況，通過(guò)對(duì)渤海油田近50口潛山井的實(shí)鉆資料進(jìn)行分析，將氣測(cè)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(jié)合，建立了渤中M 構(gòu)造潛山裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法，實(shí)現(xiàn)錄井隨鉆過(guò)程中識(shí)別油層、水層發(fā)育情況。

2.1 氣測(cè)組分縱向趨勢(shì)法及圖板法

2.1.1 氣測(cè)組分縱向趨勢(shì)法

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

圖1 渤中M構(gòu)造太古界潛山氣測(cè)組分縱向趨勢(shì)圖

2.1.2 氣測(cè)圖板法

根據(jù)前人研究可知，正構(gòu)烷烴相比于異構(gòu)烷烴水溶性好，如果儲(chǔ)層含水，正構(gòu)烷烴相對(duì)于異構(gòu)烷烴會(huì)出現(xiàn)含量明顯下降的趨勢(shì)[8]。對(duì)于氣測(cè)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(duì)iC4差一些，因此氣測(cè)組分nC4值減小明顯，而iC4值會(huì)相應(yīng)增大，根據(jù)nC4/iC4比值的變化可以初步判斷儲(chǔ)層是否含水，利用nC4/iC4比值與全烴建立氣測(cè)圖板，可以評(píng)價(jià)油層和水層。通過(guò)對(duì)渤中M 構(gòu)造潛山油水層的統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，一般nC4/iC4比值大于2，儲(chǔ)層為油層，而nC4/iC4比值小于2，儲(chǔ)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(cè)錄井特征和數(shù)值都不同，需要針對(duì)性確定評(píng)價(jià)閾值。

圖2 渤中M構(gòu)造太古界流體性質(zhì)氣測(cè)識(shí)別圖板

2.2 裂縫含油氣豐度交會(huì)圖板法及圖譜法

2.2.1 裂縫含油氣豐度交會(huì)圖板法

正常情況下，地層的流體性質(zhì)變化與儲(chǔ)層的含油氣豐度相關(guān)，儲(chǔ)層含油氣豐度越高，說(shuō)明地層中油氣含量越高，儲(chǔ)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(chǔ)層含油氣情況，基于以上原理，通過(guò)對(duì)反映流體性質(zhì)的參數(shù)進(jìn)行分析對(duì)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(gè)敏感性參數(shù)，針對(duì)渤中M 構(gòu)造潛山儲(chǔ)層建立了一套含油氣豐度交會(huì)圖板（圖3），能夠有效識(shí)別太古界潛山儲(chǔ)層油層和水層。

圖3 渤中M構(gòu)造潛山儲(chǔ)層含油氣豐度交會(huì)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(guò)圖譜形態(tài)的變化進(jìn)行判斷[9]，通過(guò)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(gòu)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(zhì)油特征，相對(duì)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(wú)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(wú)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(biāo)準(zhǔn)圖譜

圖5 水層段標(biāo)準(zhǔn)圖譜

隨鉆過(guò)程中，通過(guò)類比標(biāo)準(zhǔn)圖譜特征，可判斷流體性質(zhì)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(wàn)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(guò)觀察熒光直照顏色、滴照擴(kuò)散速度、滴照光圈顏色和光圈強(qiáng)度來(lái)判斷油層狀況和含油氣豐度，準(zhǔn)確落實(shí)和評(píng)價(jià)油水層。通過(guò)實(shí)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(zhì)輕重和含水情況有一定相關(guān)性（表1）。

表1 渤海油田不同流體性質(zhì)熒光特征

隨鉆過(guò)程中，通過(guò)實(shí)鉆熒光直照和滴照情況與標(biāo)準(zhǔn)圖譜進(jìn)行對(duì)比，可以對(duì)流體性質(zhì)和含水情況及時(shí)進(jìn)行判斷。

3 應(yīng)用成效分析

通過(guò)以上方法在渤中M 構(gòu)造10 口井的成功應(yīng)用，證實(shí)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(chǎng)錄井過(guò)程中對(duì)潛山儲(chǔ)層流體性質(zhì)，特別是儲(chǔ)層含水性的判斷起到了關(guān)鍵作用。

渤中M 2 井是一口預(yù)探井，目的層為太古界花崗片麻巖潛山，設(shè)計(jì)井深4 800 m。潛山在實(shí)鉆錄井過(guò)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(cè)全烴最高達(dá)8%，組分齊全，nC4/iC4比值均大于2，氣測(cè)識(shí)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(biāo)準(zhǔn)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(huì)圖板落在油層區(qū)（圖3）；巖屑熒光直照藍(lán)白色、滴照光圈乳白色，反應(yīng)快（1 s），光圈明顯。

井段二：3 827～3880 m，氣測(cè)全烴最高0.5%，組分不全，nC4/iC4比值在1.2～1.8 之間，氣測(cè)識(shí)別圖板落在水層區(qū)（圖2）；地化錄井熱解氣相色譜分析無(wú)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(huì)圖板落在水層區(qū)（圖3）；巖屑直照無(wú)熒光、不擴(kuò)散。

圖7 渤中M 2井井段二（3827～3880 m）圖譜

通過(guò)氣測(cè)組分縱向變化、氣測(cè)識(shí)別圖板、裂縫含油氣豐度交會(huì)圖板及圖譜，結(jié)合熒光顯示情況，認(rèn)為整個(gè)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(guò)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(guò)測(cè)試，井段一產(chǎn)油205 m3/d，未見(jiàn)水，井段二產(chǎn)水105 m3/d，未見(jiàn)油，與錄井綜合解釋結(jié)果相符。

圖8 渤中M 2井綜合解釋圖

4 結(jié)論

采用氣測(cè)組分縱向趨勢(shì)法及圖板法、裂縫含油氣豐度交會(huì)圖板法及圖譜法，結(jié)合熒光顯示情況，可以綜合判斷渤海油田渤中M 構(gòu)造儲(chǔ)層流體性質(zhì)。渤海油田渤中M 構(gòu)造儲(chǔ)層含水識(shí)別特征：氣測(cè)值為基值，組分不全，nC4/iC4比值小于2；含油氣豐度交會(huì)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(wú)組分或組分個(gè)數(shù)少；三維定量熒光二維圖譜形態(tài)無(wú)或不完整，三維圖譜峰值低；巖屑直照無(wú)熒光，滴照不擴(kuò)散。實(shí)鉆過(guò)程中，可以通過(guò)油層與水層的縱向圖譜和數(shù)值對(duì)比，綜合判斷儲(chǔ)層含水情況。

通過(guò)多口井的應(yīng)用表明，該方法在隨鉆過(guò)程中能夠?qū)崟r(shí)判斷儲(chǔ)層含水情況，提高了潛山裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別準(zhǔn)確性，能夠?yàn)榭碧經(jīng)Q策提供重要依據(jù)，具有推廣意義。