0 引 言

自2007年渤海油田引进地化录井技术以来,地化录井技术得到了广泛应用,丰富了井场储集层流体性质评价手段,但轻烃气相色谱技术作为地化录井技术的重要分支,其技术应用相对较少,轻烃数据中所蕴含的储集层地化信息缺乏深度挖掘,究其原因,主要有以下两点:

(1)目前,轻烃形成机理主要存在热裂解成因和催化成因两大理论体系,由于对热力学作用及催化物质作用认识不足,轻烃基础理论仍待完善^[1]。在轻烃应用方面,国内外学者在有机质类型与形成环境判断、成熟度判识、油气源岩对比和油气藏次生变化等方面进行了大量研究,但影响轻烃组分变化因素较多,不同地质条件、不同反应阶段、不同反应条件均会对轻烃组分产生影响,导致没有系统的轻烃应用方法可以借鉴。

(2)目前,除去九碳环烷,轻烃分析原始数据中包含了103个组分参数,并且在研究及应用轻烃数据的长期实践中,又不断定义大量衍生参数。据不完全的统计,轻烃原始参数和衍生参数多达223个。轻烃参数多、杂,并且没有统一的使用标准,给轻烃资料的应用带来困难。

为更好地利用轻烃数据资料,在调研的基础上,基于井场积累的大量轻烃数据,采用聚类分析方法开展轻烃参数应用研究,以期提高轻烃录井技术资料应用水平,为井场录井油气水解释评价服务。

1 研究靶区确定及数据来源

渤海油田二级构造众多,不同二级构造地质条件、油气来源及特征各不相同,选择具有代表性的区块进行轻烃参数应用研究至关重要。经充分比较后选择石臼坨凸起作为研究靶区,主要是因为:

(1)石臼坨凸起处于渤海海域西北部,在平面上呈近东西向宽缓型凸起^[2],南北两侧被渤中凹陷、秦南凹陷包围,成藏条件优越,油气富集(图1)。同时,在渤海油田中,石臼坨凸起勘探历程相对较长,前人在地质构造、油气来源、储盖组合特征及油气成藏模式等方面已做过大量且充分的研究。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图1   石臼坨凸起构造

   

(2)渤海油田新生代地层主要包括新近系(明化镇组、馆陶组)和古近系(东营组、沙河街组、孔店组)^[3],石臼坨凸起在新近系、古近系均钻遇大量油层,包括未成熟重油、低成熟中质油、较成熟中质油、成熟轻质油、高成熟度凝析油等类型,样本数据多且类型丰富。

井场轻烃参数应用研究数据来源于石臼坨凸起探井,主要为井壁取心样品和岩心样品。在研究过程中,总共收集整理33口井的681个样品,覆盖石臼坨凸起各个区块,主要来源于凸起西段W 6-4构造,凸起中段M 32-6、M 33-1等构造,凸起东段E 29-2E构造。

2 轻烃应用基本原理

“轻烃”泛指原油中的汽油馏分,主要为C₁-C₉间正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳香烃^[4]。一般来说,对于不同区块、不同层位的原油,轻烃组分差异主要与原油母质类型及沉积环境、有机质热演化程度和次生演化程度有密切关系。对于相同区块、相同层位的原油,可以简单认为油田充注期间原油的源岩有机相和成熟度是相同的,轻烃组分构成相对稳定;若存在差异,主要是与油气成藏后的次生变化作用有关,包括水洗、生物降解、氧化、脱沥青和蒸发分馏等,而是否遭受次生变化作用主要取决于储集层性质和油藏结构。

由于轻烃各组分的沸点、溶解度、化学稳定性不同,当遭受次生变化作用时,各组分的变化程度亦不同。当发生生物降解作用时,微生物依次消耗正构烷烃、异构烷烃和环烷烃,对于生物降解相对较强的储集层,烷烃含量降低,环烷烃含量升高。当发生水洗作用时,同碳数轻烃减少速率从大到小依次为芳烃、异构烷烃、正构烷烃、环烷烃^[5],溶解度相对较高的芳烃含量降低,环烷烃含量升高。

综上所述,轻烃分析技术是基于油气中轻烃化合物的含量、分布、稳定性及在水中的溶解度等物理化学性质差异,根据油气成因类型、遭受的热演化及次生演化规律来进行油气水识别和储集层评价^[6]。

3 轻烃参数优选

轻烃参数选择是轻烃资料应用的关键,根据轻烃组分的物理化学性质并结合轻烃参数应用于井场油气水评价的目的,确定下述轻烃参数优选思路。

(1)C₁-C₄在常温下为气体,容易散失、难以准确定量,因而不作为优选参数;C₉相关组分由于化学性质过于稳定,受水洗作用影响较小,也应排除。C₅-C₈烃类含量高、可准确定性定量、相互间物理化学性质差异大^[7],所以C₅-C₈烃类参数是首选参数。

(2)轻烃原始参数反映的是各组分浓度,易受原油性质、温度、烃损、进样量等影响^[8],而轻烃比值参数只与原油组分相关,应优先选择。

(3)由于生物降解作用对轻烃组分损耗较大,影响轻烃资料的应用,结合井场轻烃资料服务于油气水解释的目的,优选的参数应能辨识是否遭受生物降解或判别流体类型。

(4)尽量在应用广泛的成熟参数中选取。

4 轻烃参数分布特征分析

基于石臼坨凸起轻烃数据,按照轻烃参数优选思路探索有效参数,最终优选出正庚烷值、异庚烷值、正构烷烃含量、环烷烃比值、BZ/nC₆、TOL/MCYC₆等参数。

4.1 正庚烷值、异庚烷值

正庚烷值和异庚烷值由Thompson于1979年提出,常用于表征原油成熟度^[9],其公式定义如下:

正庚烷值PI₂=100nC₇H₁₆/(CYC₆+2MC₆+23DMC₅+11DMCYC₅+3MC₆+c13DMCYC₅+t13DMCYC₅+t12DMCYC₅+224TMC₅+nC₇H₁₆+MCYC₆)

异庚烷值PI₁=100(2MC₆+3MC₆)/(11DMCYC₅+c13DMCYC₅+t13DMCYC₅+t12DMCYC₅)

使用经测试证实为油层的56个样品数据进行正庚烷值与异庚烷值关系研究发现(图2),受到生物降解作用的样品点落在正庚烷值为0~18、异庚烷值在0~80的区域(A区),与Thompson的研究结果相符。正庚烷值大于18、异庚烷值大于80的区域为非生物降解区域,根据样品点聚类情况,可细化为B-Ⅰ、B-Ⅱ、B-Ⅲ三个区域,其正庚烷值范围分别为18~23、23~33和33~60,异庚烷值范围分别为80~120、120~140、140~700,样品分别来源于W 6-4构造东营组、M 32-6构造东营组和E 29-2E构造沙河街组、E 29-2E构造东营组。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图2   石臼坨凸起油层正庚烷值与异庚烷值关系

   

4.2 环烷烃比值、正构烷烃含量

一般来说,原油遭受水洗或生物降解作用时,由于正构烷烃首先受到破坏,使得环烷烃相对富集,环烷烃比值相对增大,正构烷烃含量随水洗或生物降解作用程度增加而减小。环烷烃比值和正构烷烃含量可识别经水洗或生物降解作用造成的细微化学差异,其中,环烷烃比值为∑(CYC₅-CYC₆)/∑(nC₅-nC₈),正构烷烃含量为100(nC₆+nC₇+nC₈)/∑(C₆-C₈)。

使用经试油证实为油层的56个样品数据研究环烷烃比值与正构烷烃含量关系发现(图3),受到生物降解作用的样品点落在趋势线(拟合方程为y= 56693x^-4.357)的左侧区域(A区),且正构烷含量参数值均小于24.5%。趋势线右侧区域为非生物降解区域,与正庚烷值和异庚烷值的关系类似,同样可细化为B-Ⅰ、B-Ⅱ、B-Ⅲ三个区域,且样品来源相同,正构烷烃含量范围分别为24.5%~27.7%、27.7%~36.2%和36.2%~45%。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图3   石臼坨凸起油层环烷烃比值与正构烷烃含量关系

   

由于东营组和沙河街组遭受生物降解作用较小,研究轻烃参数与流体类型间关系时仅采用东营组和沙河街组样品数据。为研究环烷烃比值和正构烷烃含量两个参数与不同流体类型间是否存在聚类关系,分别使用W 6-4构造东营组、M 32-6构造东营组及E 29-2E构造沙河街组、E 29-2E构造东营组的井壁取心或岩心样品数据进行图板分析。进行图板分析后发现,相对含油水层和水层,油层参数更容易聚集,W 6-4构造东营组、M 32-6构造东营组及E 29-2E构造沙河街组、E 29-2E构造东营组油层参数分别聚集于B-Ⅰ、B-Ⅱ和B-Ⅲ三个区域,而含油水层和水层的样品数据会偏离对应区域。如W 6-4构造东营组(图4),环烷烃比值和正构烷烃含量分别聚集于0.26~0.37和24.5%~27.7%之间,含油水层仅少量点(6%)处于该区间。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图4   W 6-4构造东营组环烷烃比值与正构烷烃含量关系

   

4.3 BZ/nC₆、TOL/MCYC₆

对于生物降解相对较弱且含水的储集层,由于受水洗作用影响,芳烃含量降低,环烷烃含量升高,因此,BZ/nC₆、TOL/MCYC₆常用于识别储集层含水性。与环烷烃比值和正构烷含量参数研究相似,分别使用W 6-4构造东营组、M 32-6构造东营组及E 29-2E构造沙河街组、E 29-2E构造东营组的井壁取心或岩心样品数据进行BZ/nC₆、TOL/MCYC₆与流体类型间规律研究。在进行图板分析后发现,BZ/nC₆和TOL/MCYC₆可较好地区分油层和含水层,如W 6-4构造东营组油层样品(图5),均处于BZ/nC₆>0.027、TOL/MCYC₆>0.1的范围内,而含油水层、水层混杂在油层区域外。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图5   W 6-4构造东营组BZ/nC₆和TOL/MCYC₆关系

   

4.4 轻烃参数特征分析

由于埋深较浅,明化镇组、馆陶组油藏多为稠油,对渤海海域而言,生物降解作用是原油稠化的主要原因^[10]。生物降解导致正构烷、异构烷和环烷烃逐渐缺失,正庚烷值、异庚烷值、正构烷烃含量变小,正庚烷值小于18、异庚烷值小于80、正构烷烃含量值小于24.5%为生物降解层。

对于非生物降解油层,参数值自南西向北东方向存在细微差异,又可细分为B-Ⅰ、B-Ⅱ、B-Ⅲ三种类型,其差异可能主要由油源不同造成。由于渤中凹陷、秦南凹陷都能提供油源,凸起整体上表现出混源油特征^[11],但不同区块油气来源贡献大小不同,凸起西段主要来自渤中西次凹,凸起中段油源来自渤中东次凹和秦南凹陷的混源油,凸起东段以及东倾没端油源则以秦南凹陷为主。对于相同区块且均未遭受生物降解作用的储集层,由于储集层含水导致次生变化作用加强,与相对稳定的油层轻烃参数相比,含油水层或水层会表现出一定差异;同时,由于芳烃溶解度高,BZ/nC₆、TOL/MCYC₆值变小。

5 应用实例

5.1 生物降解辨识

X 8-4-7井在井段1 627~1 630 m钻遇油层,在井深1 629 m采集热解气相色谱分析井壁取心样品和轻烃分析井壁取心样品各1块。1 629 m热解气相色谱图谱(图6b)与上部邻近油层图谱(图6a)存在明显差异,而与下部邻近油层图谱(图6c)接近,但碳数范围较窄,初步定性为轻微生物降解。为进一步确定是否为生物降解,对轻烃参数进行比较,1 629 m井壁取心轻烃分析样品对应的正庚烷值为3.15、异庚烷值为38.29、正构烷含量值为9.44%,符合生物降解判别标准,最终确认为轻微生物降解。该井1 794 m井壁取心轻烃分析样品对应的正庚烷值为22.03、异庚烷值为110.87、正构烷烃含量值为25.08%,结合气相色谱分析可知,1 794 m样品未遭受生物降解。据此确认X 8-4-7井生物降解深度应在1 794 m以上。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图6   X 8-4-7井热解气相色谱图谱

   

5.2 流体类型判别

X 8-2-2井井段2 754~2 760 m,岩性为细砂岩、含砾细砂岩,荧光面积5%~50%,气测结果为:T_g 1.343%~3.702%,C₁0.814%~2.137%,C₂ 0.056%~0.139%,C₃ 0.005 2%~0.024 0%,iC₄ 0.011%~0.037%,nC₄ 0.005%~0.0105%。该井2 758 m井壁取心样品:S₀0.007 7,S₁2.146,S₂ 3.801,P_g 5.955 mg/g,正构烷烃含量22.88%,环烷烃比值0.0985,BZ/nC₆ 0.006 5,TOL/MCYC₆ 0。气测和热解分析总体表现为含油水层特征,结合轻烃分析数据,正构烷烃含量小于24.5%,环烷烃比值小于0.26,BZ/nC₆小于0.027,TOL/MCYC₆小于0.1,轻烃各参数均不处于油层标准区间,最终确定为含油水层。经过后期测试验证,产油4.2 m³/d,产水37.6 m³/d,结论与验证结果相符。

6 结 论

一般来说,相邻储集层轻烃参数的差异主要与储集层流体性质有关,而不同区块、不同层位储集层轻烃参数的变化与油源及其遭受的次生作用密切相关。对渤海油田石臼坨凸起33口井、681个岩样的轻烃组分数据进行聚类分析后发现,石臼坨凸起轻烃参数特征整体上表现为生物降解和非生物降解两种,其中不同区块的非生物降解特征略有差别且相对稳定,利用轻烃参数可有效辨识生物降解作用和流体类型。具体结论如下:

(1)针对油层,正庚烷值、异庚烷值、正构烷烃含量可应用于生物降解作用辨识。正庚烷值小于18、异庚烷值小于80、正构烷烃含量值小于24.5%,表明原油受到生物降解作用。

(2)同一区块同一层位油层,正构烷烃含量、环烷烃比值等参数相对稳定,因而可利用轻烃参数相对稳定的性质进行含水精细判别。同时,由于芳烃溶解度高,可利用BZ/nC₆、TOL/MCYC₆关系判断储集层含水情况。

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