地化录井技术在莱州湾凹陷油质类型判别中的应用

0 引 言

莱州湾凹陷位于渤海南部、济阳坳陷东部,是在中生界基底之上发育的新生代凹陷。在多期次构造演化作用的影响下,凹陷内不同时期烃源不同,主要存在以北洼、东北洼为主力的生烃洼陷和沙河街组各层段有利生烃层系^[1,2]。多个生油中心,不同生烃时间,加上多期次断裂活动的影响,使凹陷内油气藏具有混源、多期次充注的特点^[2]。目前在已发现的原油中既有高成熟原油,又有低成熟原油,不同成熟度的原油在埋深和次生作用的影响下,形成多种类型油质的油藏。不同油质其录井响应特征也不同,及时准确地判断钻遇显示层的油质类型,有利于提高井场录井油气解释符合率,对油气藏勘探开发起到重要作用^{[1,2,3,4,5,6,7,8,9]}。本文根据井场获取的地化资料,通过统计已有的试油井数据,寻求一种适合于莱州湾凹陷的油质类型识别方法,旨在为区域内不同油质类型油藏录井解释方法的选取提供指导。

1 地化录井技术简介

目前渤海湾地区现场地化录井技术主要包括轻烃分析、岩石热解、热解气相色谱等,本文应用岩石热解和热解气相色谱技术获取的样品资料来评价原油性质。

1.1 岩石热解

岩石热解技术是根据有机质热蒸发或热裂解特性,对含有机质的岩样进行程序升温加热,使其中烃类(油、气)热蒸发成气体,并使高聚合有机质(干酪根、沥青质、胶质)热裂解为挥发性的烃类产物,通过惰性气体携带走热解产物,以氢焰检测器定量鉴定的方法。

储集岩热解分析参数意义:S₀为90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量,mg/g ;S₁为300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量,mg/g;S₂为300~600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量,mg/g。

1.2 热解气相色谱

热解气相色谱技术是直接将样品中的原油在300℃下热蒸发出来,利用毛细管柱程序升温方法将其中各个组分分开鉴定,在分子水平上系统评价样品性质。仪器分析热蒸发烃组分可提供以下参数:油气组分随时间的变化曲线;样品中所能检测到的最低碳数和最高碳数正构烷烃的范围;样品中相对百分含量最大值的正构烷烃碳数C_max;C₂₁以前各碳数百分含量总和与C₂₂之后各碳数百分含量总和之比∑ C21-/∑ C22+。

2 油质类型判别方法

本文油质类型划分(表1)参照中国海洋石油总公司企业标准Q/HS 1026-2007《油气层、油气(藏)田及油气性质分类规范》^[3]。

统计2016年前莱州湾凹陷12口井25个试油层的原油密度发现,该区域不同深度油藏的油质特征表现为:明化镇组和馆陶组上部多为重质油,馆陶组下部至沙河街组上部为重质-中质油,沙河街组下部及中生界潜山油藏多为中质-轻质油(表2)。不同油质油藏的录井响应特征亦不相同,具体表现为:重质油气测组分不全,C₁占各组分之和的百分比(以下统称为C₁%)高,岩屑荧光强度亦高;中质油气测组分全,C₁%较低,C₄和C₅正构组分高于异构组分,岩屑荧光强度较高;轻质油气测组分全,C₁%低,C₄和C₅正构组分明显高于异构组分,岩屑荧光强度一般。

据此,通过统计这25层合计386个现场地化样品分析结果,总结出热解气相色谱形态法和参数图板法2种油质判别方法。

2.1 热解气相色谱形态法

该方法主要利用热解气相色谱谱图特征,定性判断油质类型^[4,5,6](图1)。

重质油:莱州湾地区重质油多为浅层生物降解油,热解色谱图表现为正构组分峰不可分辨或仅有部分可分辨,基线中前部开始抬升,隆起明显,主峰位置靠后,异构烷烃及一些未分辨化合物含量较大,重质及胶质沥青质含量高。

中质油:原油密度中等,受次生改造程度小, 热解色谱分析主要表现为正构烷烃组分齐全,碳数分布范围在nC₁₂-nC₃₅之间,正构组分含量高,峰形明显,主峰位置居中,基线相对平直,隆起不明显,形成的不可分辨物含量较低,色谱图曲线形态接近梳状。

轻质油:原油密度低,主要存在于沙河街组底部砂岩和潜山致密储集层中,表现为热解组分峰形明显,轻烃含量高,轻烃混合峰明显,热解色谱碳数范围在nC₁₂-nC₃₃之间,主峰碳数一般位于nC₁₉以前,异构组分含量低,色谱基线平直。

2.2 地化参数图板法

本文利用不同油质油层的地化热解参数(S₀+S₁)/S₂值、主峰碳数、∑ C21-/∑ C22+值建立油质识别图板^[5]。这3个参数都能反映不同油质的特征,其中(S₀+S₁)/S₂为不同温度下热解烃量的比值,S₀+S₁为300℃以下检测到的烃含量,视为轻质组分相对总含量,S₂为300~6 00℃条件下检测到的烃含量,视为重质组分相对总含量;主峰碳数是指样品中相对百分含量最大值的正构烷烃碳数,油质轻则主峰碳数小,油质重则主峰碳数大;∑ C21-/∑ C22+比值越高,反映油质越轻。利用这3个参数建立3个交会图板,其中主峰碳数选用线性刻度,(S₀+S₁)/S₂和∑ C21-/∑ C22+均选用对数刻度,图板投点情况如图2所示。

由以上图板可以看出,利用这3个参数互相交会的方法能较好地区分不同类型油质,其划分标准见表3。轻质油与重质油3参数特征值差异均较明显,虽然中质油的(S₀+S₁)/S₂取值范围与轻、重质油存在交集,但轻质油与中质油主峰碳位置差异较明显,中质油与重质油主峰碳数及∑ C21-/∑ C22+值差异明显。

3 应用实例

应用上述方法判别莱州湾地区2016年所钻4口探井中8个试油层的油质类型,然后与试油结论对比,其符合率达100%。现举例说明该方法判别油质类型的可靠性及不同油质油层的录井响应特征。

3.1 重质油解释实例

KL 13井1 447.00~1 468.00 m显示段位于馆陶组顶部,岩性为含砾中砂岩,测试结果为:产油72.00 m³/d,无气、水产出,原油密度(20℃条件下)为0.95 g/cm³,属重质油。

热解分析结果为:S₀ 0.031~0.144 mg/g ,S₁11.775~17.193 mg/g,S₂17.572~27.362 mg/g,P_g 29.378~44.699 mg/g,(S₀+S₁)/S₂0.33~0.67,含油丰度较高。热解气相色谱分析碳数范围在nC₁₂-nC₃₃之间,主峰碳在nC₃₀-nC₃₂之间,色谱峰面积较大,基线抬升较高,正构组分可辨性差,∑ C21-/∑ C22+值介于0.24~0.47之间,热解气相色谱形态法(图3)和地化参数图板法(图2)都解释为重质油,与试油结论一致。

该段常规录井:岩屑荧光面积50%,C级,井壁取心为黑褐色富含油含砾中砂岩,含油面积85%,含油较饱满,油脂感较强,油味淡。该段气测值为:T_g11.39%,C₁10.614 7%,iC₄ 0.010 6%,nC₄ 0.006 3%,iC₅ 0.002 7%,nC₅ 0.000 1%;T_g异常倍数21.07,C₁异常倍数3.79,C₁%值为98.01%。气测数据表现为气测组分不全,T_g和C₁值较高,相对重组分C₄和C₅含量低且异构组分明显高于正构组分(图4)。

3.2 中质油解释实例

KL 14井1 429.00~1 445.00 m显示段位于沙四段顶部,岩性为砂砾岩,该段测试结论为:平均产油45.12 m³/d,不含水,原油密度(20℃条件下)0.882 4 g/cm³,为中质油。

热解分析结果为:S₀ 0.031~0.377 mg/g,S₁ 2.039~6.068 mg/g,S₂ 3.436~6.204 mg/g, (S₀+S₁)/S₂ 0.43~0.98;热解气相色谱分析碳数范围在nC₁₂-nC₃₄之间,主峰碳在nC₂₂-nC₂₅之间,正构组分峰齐全,可辨性好,呈规则的梳状,基线平直,整体丰度较高,未分辨化合物含量较低,∑ C21-/∑ C22+为0.92~3.60。热解气相色谱谱图形态分析属中质油(图5),参数图板法分析(按表3标准)属中质油,与试油结论一致。

该段常规岩屑录井特征为:岩屑荧光面积35%,C级,井壁取心为油斑砂砾岩,荧光面积70%,含油面积10%,具油脂感,油味浓。气测值为:T_g 20.64%, C₁9.676 3%, iC₄0.172 1%, nC₄0.469 1%, iC₅0.192 1%, nC₅0.173 9%, C₁%为76.69%; C₁异常倍数为5.97,iC₄异常倍数为23.87,nC₄异常倍数为25.36,iC₅异常倍数为30.88,nC₅异常倍数为34.50。从气测数据来看气测组分齐全,C₁%和异常倍数较低,相对重组分C₄和C₅含量高,正构组分异常倍数高于异构组分异常倍数(图6)。

3.3 轻质油解释实例

KL 15井1 517.00~1 599.40 m显示段位于沙四段顶部,岩性为泥灰岩,试油结论为:平均产油55.80 m³/d,产气4 008.00 m³/d,气油比72,原油密度(20℃条件下)0.858 7 g/cm³,为轻质油。

热解分析结果为:S₀0.052~0.146 mg/g,S₁1.803~6.239 mg/g,S₂ 1.727~4.902 mg/g,(S₀+S₁)/S₂1.07~2.31;热解气相色谱分析碳数范围在nC₁₂-nC₃₈之间,主峰碳在nC₁₆-nC₁₉之间,∑ C21-/∑ C22+为0.62~1.84,正构组分峰齐全,轻烃含量高,轻烃混合峰明显,基线平直,整体丰度较高,未分辨化合物含量低(图7)。地化录井解释为油层,属轻质油,与试油结论一致。

该段常规录井特征:岩屑荧光面积为5%,D级,井壁取心为油斑泥灰岩,致密,含油面积为10%,无油脂感,油味较浓。受岩性、钻时的影响,气测值相对低:T_g为10.69%, C₁为2.0986%, iC₄为0.0449%, nC₄为0.138 0%, iC₅为0.068 6%, nC₅为0.081 6%, C₁占各组分之和的百分比为71.57%;C₁异常倍数为3.20,iC₄异常倍数为5.36,nC₄异常倍数为6.16,iC₅异常倍数为6.99,nC₅异常倍数为8.76。表现为气测组分齐全,C₁%较低,C₄和C₅正构组分含量和异常倍数均明显大于异构组分(图8)。

4 结束语

莱州湾凹陷油质类型多样,随层位由浅至深,油质逐渐由重质变为轻质,具体表现为明化镇组和馆陶组上部多为浅层生物降解重质油,馆陶组下部至沙二段多为中质油,沙三段以下地层则多为中质-轻质油。

不同油质类型油藏的录井响应特征不同,轻质油、中质油油藏一般气测组分全,C₄和C₅正构组分含量高于异构组分,但岩屑荧光强度一般;重质油油藏埋深浅,多遭受次生作用改造,表现为气测组分不全,C₁相对含量高,荧光强度较高。

利用地化资料判断油质类型可靠性强,与试油结论吻合度高,其中热解气相色谱形态法能定性判断油质轻重类型,参数图板法则定量性好,当二者判别油质类型结论有冲突时,有可能是受取样的影响,建议重新取样再次分析,直到二者结论一致为止。在现场钻进速度快、分析时间短、技术方法有限的情况下,该方法能快速准确地判断油质类型,对油气藏后期勘探开发具有重要意义。

The authors have declared that no competing interests exist.

---

参考文献

文献选项

• 原文顺序
• 文献年度倒序
• 文中引用次数倒序
• 被引期刊影响因子

[1]	彭文绪,辛仁臣,孙合风,等. 渤海海域莱州湾凹陷的形成和演化 [J]. 石油学报,2009,30(5):654-660. [本文引用: 2]
[2]	牛成民. 渤海南部海域莱州湾凹陷构造演化与油气成藏 [J]. 石油与天然气地质,2012,33(3):425-430. [本文引用: 3]
[3]	中国海洋石油总公司勘探专业标准化委员会. Q/HS 1026-2007油气层、油气(藏)田及油气性质分类规范[S]. 北京:中国标准出版社,2007. [本文引用: 2]
[4]	胡云,谭忠健,张建斌,等. 利用录井图版判别渤海油田原油性质的新方法 [J]. 中国海上油气,2016,28(5):44-48. [本文引用: 2]
[5]	炳磊,倪朋勃,刘坤,等. 油质类型判断方法及其在渤海A油田的应用 [J]. 录井工程,2017,28(2):68-71,77. [本文引用: 3]
[6]	张丛秀,夏育新. 利用地化录井数据综合评价储集层流体性质 [J]. 录井工程,2008,19(2):45-49. [本文引用: 2]
[7]	向斌,陈永胜,唐新运,等. 岩石热解地化录井在吐鲁番坳陷储集层评价中的应用 [J]. 录井工程,2011,22(4):48-50. [本文引用: 1]
[8]	毛平,姚红舵,余逸凡,等. 地化录井解释评价技术研究 [J]. 断块油气田,2009,16(2):55-57. [本文引用: 1]
[9]	兰晶晶,熊亭,陈伟. 三维定量荧光录井技术在渤海湾盆地A油田的应用 [J]. 录井工程,2016,27(2):15-19. [本文引用: 1]