原油体积系数是指原油在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比, 是油藏储量计算中的关键参数^[1]。石油储量计算是油田勘探开发的核心工作, 原油体积系数取值是否合理, 不仅影响储量规模及商业性认定, 还会影响勘探开发决策, 对于提高油气田的开发效率、降低经济风险具有重要意义。

目前, 高压物性（PVT）取样分析是获取原油体积系数最直接有效的方法^[2], 该方法主要利用第三代电缆地层测试技术（RCI、MDT、EFDT等）获取地层原油样品, 经原油高压物性分析, 可测得地层原油体积系数, 也能获得与原油体积系数相关的溶解气油比、地层原油密度等参数。尽管海上大中型油田PVT取样分析必不可少, 但在油田滚动开发中的扩边区块一般不设计, 影响气油比的计算, 进而影响体积系数预测。在未获取PVT所需的原油样品时, 一般使用C₂/C₁与C₃/C₁气测图板类比法估算原油体积系数, 首先将已通过PVT实验测得原油体积系数的不同区块不同层位的气测数据投到气测图板中, 并进行分区, 再将待测数据投到图板进行对比, 确定落入哪个分区。对比主要注意以下几点：①选取待测油田区块井点纯油层气测数据; ②要求总烃含量大于2%; ③尽量选择相邻较近井点数据进行类比; ④注意断层等影响因素。该方法较适用于轻质油藏, 对中质油和稠油预测误差相对较大, 不建议使用。另有学者^[3]提出用烃湿度和平衡值与组分气油比建立相关关系, 但因其相关程度不高, 计算误差较大。

针对前人预测原油体积系数方法存在的不足, 提出基于天然气碳同位素录井的原油体积系数预测方法, 用于未开展电缆地层测试情况下地层原油体积系数的预测。

原油体积系数与气油比、地层油密度、饱和压力之间均有较好的相关关系^[1]。其中, 气油比与原油体积系数关系最为密切, 在胜利油区溶解气油比与原油体积系数的相关系数达到0.98。因此只要得到可靠的原油气油比数据, 即可推算出对应层段的原油体积系数。

本文采用美国加州理工学院能源与环境研究中心开发的碳同位素动力学专用软件IsoBox推算原油气油比。该软件综合了全球各大油田石油地球化学数据及油气、烃源岩样品的实验分析和数学建模成果, 经过典型烃源岩和原油的金管高压热解实验和数值拟合校正得到的动力学模型, 包括标准Ⅰ 型、Ⅱ 型和Ⅲ 型干酪根模型, 以及标准Ⅰ 型、Ⅱ 型原油裂解模型。该软件结合研究区烃源岩有机质类型、岩石孔隙特征、埋藏史和热史, 依据对应区域的标准干酪根模型, 模拟有机质在实际地质升温历史中的油气生成和油气组成变异, 预测烃源岩和常规储层中的气油比演化, 并以录井气体碳同位素为源数据, 标定特定深度的气油比。

IsoBox软件耦合了生烃动力学模拟、碳同位素分馏模拟和排烃模拟3个核心模型。生烃动力学模拟引入SARA生烃动力学模式, 实现组分间生烃动力学的定量计算^[4]。SARA生烃动力学模式是一种基于烃源岩（或原油）中饱和烃、芳香烃、胶质、沥青质四组分划分的化学动力学模型, 用于模拟有机质经热演化生成油气的动态过程, 该模型通过将烃源岩的复杂有机质分解为不同反应活性的化学组分, 结合热力学和动力学参数, 可定量预测油气生成的时间、温度窗口及产物组成。碳同位素动力学理论依据来源于Tang模型^{[5, 6]}。碳同位素分馏模拟基于气体生成过程中同位素分馏随温度变化的理论, 模拟各个时刻新生成的气体中的同位素水平, 并结合排烃模型计算烃源岩和油藏中混合气的同位素。碳同位素动力学模型将重碳甲烷和正常甲烷视为两个不同的产物, 分别计算各自的反应速率和产率。排烃模拟考虑烃源岩特性, 油、气各自的排烃效率和排烃阈值, 或者考虑烃源岩孔隙（有机孔隙和无机孔隙）储存空间。天然气的碳同位素组成一般与源岩母质类型及成熟度密切关联^{[7, 8, 9, 10]}, 通过油气PVT和质量守恒计算求解残留在烃源岩中和排出烃源岩的油气分配^{[11, 12]}。

基于北部湾盆地涠西南凹陷12口井的流三段高压物性分析数据, 建立气油比与原油体积系数的相关公式, 统计涠洲X 6油田5口探井天然气碳同位素数据, 利用IsoBox软件拟合其与气油比的关系, 依据天然气碳同位素录井获得的气油比计算原油体积系数。将通过本方法预测获得的原油体积系数与高压物性分析得到的原油体积系数进行对比, 验证本方法的可靠性。

2.1 地质概况

北部湾盆地位于中国南海北部湾海域, 为新生代陆内裂谷盆地, 处在华南板块的西南边缘, 总面积约2.2× 10⁴ km²。涠西南凹陷是该盆地的一个三级构造单元, 位于盆地北部坳陷以北, 面积约3 800 km²。盆地区域构造演化经历了古近纪张裂阶段（断陷）和新近纪裂后阶段（拗陷）, 盆地充填系列自下而上依次为古近系长流组、流沙港组、涠洲组陆相沉积, 新近系下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组海相沉积, 以及第四系灰黄色砂层和灰色黏土^[13]。

涠洲X 6油田位于北部湾盆地涠西南凹陷一号和二号断裂带之间（图1）, 该油田的主力烃源岩为流二段油页岩, 有机质丰度高, 属于优质生油岩^[14]。主力烃源岩生烃形成异常高压, 生成的油气在源储压差下沿“ 裂缝网” 从烃源层向下部流三段充注成藏。流三上亚段薄互层源储紧邻、压差驱动、微断裂调节, 广覆式连片含油^{[15, 16]}。

图1

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	图1 北部湾盆地涠西南凹陷构造区划分

2.2 方法流程

2.2.1 确定区域原油体积系数与气油比相关性

选取涠西南凹陷12口已钻井的流三段高压物性分析数据（表1）, 其中包括涠洲X 6油田X 1-X 6井, 对气油比（GOR）与原油体积系数（B_oi）进行相关性分析, 拟合得到线性相关公式, 即：B_oi=0.003 3GOR+1.05, 其决定系数达0.990 6（图2）。

表1

表1

表1 涠西南凹陷探井流三段地层测试样品高压物性分析数据 井号 取样深度/m 油组 气油比/（m3· m-3） 原油体积系数 A 1 2 678.00~2 720.00 流三段Ⅲ B油组 444.0 2.505 A 1 2 678.00~2 720.00 流三段Ⅲ B油组 414.0 2.500 A 2 2 696.20~2 778.20 流三段Ⅱ +Ⅲ 油组 448.1 2.394 A 3 3 287.79~3 383.65 流三段Ⅲ 油组 114.5 1.441 A 4 2 969.00~3 031.00 流三段Ⅰ +Ⅱ 油组 142.5 1.523 A 5 2 639.00~2 653.00 流三段Ⅱ 油组 125.3 1.528 A 6 2 155.00 流三段Ⅰ 油组 43.1 1.186 A 6 2 159.00 流三段Ⅰ 油组 43.7 1.195 A 6 2 151.00 流三段Ⅰ 油组 44.2 1.199 A 6 2 136.11 流三段Ⅰ 油组 40.9 1.173 X 1 3 178.40 流三段Ⅰ 下油组 91.0 1.344 X 2 2 981.50 流三段Ⅰ 下油组 82.9 1.289 X 3 2 498.60 流三段Ⅰ 下油组 81.3 1.295 X 4 2 796.50 流三段Ⅲ 上油组 124.0 1.419 X 5 3 371.30 流三段Ⅰ 上油组 70.7 1.272 X 6 2 793.60 流三段Ⅱ 下油组 83.9 1.323 注：A 1井2 678.00~2 720.00 m井段开展了2次不同深度测试。

表1 涠西南凹陷探井流三段地层测试样品高压物性分析数据

图2

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	图2 涠西南凹陷流三段气油比与原油体积系数相关关系

2.2.2 关键地质资料和数据分析

IsoBox软件需要的地质参数包括烃源岩类型、源储关系, 储层岩石孔隙度、地温梯度、埋藏史等信息, 以及评价井储层目标深度录井天然气碳同位素分析数据。涠西南凹陷主力烃源岩主要为流二段油页岩, 有机质类型主要为Ⅰ -Ⅱ ₁型, 以Ⅱ 型干酪根为主^[14]。流三段地温梯度关系为T=0.034 8H+35.238, R²=0.983（T为地层温度, ℃; H为海拔深度, m）, 流三段岩石密度取值2.4 g/cm³, 热史取值2 ℃/Ma^[17]。

涠洲X 6油田X 1-X 5这5口探井的天然气碳同位素数据源于中法渤海地质服务有限公司与苏州冠德能源科技有限公司联合研发的GRAND-3色谱-红外激光光谱联用测量仪, 采用吸收光谱测量随钻井液循环上返的地层破碎释放气体的碳同位素。实时同位素录井技术具有分析周期短、数据点多且连续的特点^[18], 测量误差小于0.5‰ ^{[19, 20]}。这5口井的天然气碳同位素录井数据较连续, 并且与地层测试原油取样深度匹配（图3）。

图3

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	图3 涠洲X 6油田5口探井天然气碳同位素录井数据

2.2.3 地层原油体积系数预测

根据上述地质信息, 利用IsoBox软件拟合录井碳同位素数据与气油比的关系, 推测目标深度气油比。再将拟合推测的气油比代入气油比与原油体积系数相关公式, 计算得到目标深度原油体积系数。

以X 1井为例, 根据前人对涠洲X 6油田主力烃源岩研究^[14], 选择IsoBox Ⅱ 型干酪根模型进行动力学模拟计算。依据该井烃源岩的地质埋藏史和热史, 动态模拟原始干酪根在地质条件下的演化。通过耦合模拟烃源岩中不同时刻的干酪根及各油气组分的裂解反应、同位素分馏、超过排烃阈值的油气组分运移, 获得地质历史中任意时刻烃源岩内和排出烃源岩的油气组分、气体碳同位素, 进而计算气油比。

以乙烷碳同位素（δ¹³C₂）为横坐标, 甲烷碳同位素（δ¹³C₁）、丙烷碳同位素（δ¹³C₃）为纵坐标分别作出两条曲线, 用来展示该干酪根模型在该地质热史条件下产出的气体同位素的演化特性。将X 1井实测的天然气碳同位素录井数据叠加到IsoBox标准Ⅱ 型干酪根模型中可见（图4）, 实测数据与标准Ⅱ 型干酪根模型的动力学模拟结果比较吻合, 说明标准Ⅱ 型干酪根模型能够刻画该井烃源岩的生烃、排烃和同位素演化特征。乙烷碳同位素是生烃演化中单调变化的较好参考坐标, 通常可以唯一确定烃源岩成熟度, 而成熟度决定了烃源岩内外油气的组分和气油比。因此选择乙烷碳同位素模拟气油比的对应关系（图5）。

图4

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	图4 标准Ⅱ 型干酪根的动力学模拟结果

图5

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	图5 利用乙烷碳同位素值推算气油比

利用涠洲X 6油田X 1-X 5井5个深度点乙烷碳同位素录井数据, 通过IsoBoxⅡ 型干酪根模型计算得到对应深度气油比, 将预测得到的气油比代入涠西南凹陷流三段高压物性分析气油比与原油体积系数相关公式中, 可计算得到各深度点的预测原油体积系数（表2）。

表2

表2

表2 高压物性原油体积系数与天然气碳同位素模拟预测原油体积系数对比 井号 深度/m 层位 地层原油密度/ （g· cm-3） 溶解气油比/ （m3· m-3） 预测气油比/ （m3· m-3） 地层原油 体积系数 预测原油 体积系数 相对偏差/ % X 1 3 178.4 流三段Ⅰ 下油组 0.705 4 91.0 83 1.34 1.32 1.5 X 2 2 981.5 流三段Ⅰ 下油组 0.707 2 82.9 86 1.29 1.33 3.1 X 3 2 498.6 流三段Ⅰ 下油组 0.724 8 81.3 85 1.30 1.33 2.3 X 4 2 796.5 流三段Ⅲ 上油组 0.680 3 124.0 86 1.42 1.33 6.3 X 5 3 371.3 流三段Ⅰ 上油组 0.731 0 70.7 78 1.27 1.31 3.2

表2 高压物性原油体积系数与天然气碳同位素模拟预测原油体积系数对比

从表2可以看出, 天然气碳同位素录井模拟计算的原油体积系数与地层测试原油高压物性分析所得原油体积系数相对偏差总体小于6.3%, 准确性较高, 表明利用该方法预测涠西南凹陷流三段低渗储层原油体积系数应用效果较好。

针对地质储量计算中, 小块油田或油田拓边区块未开展电缆地层测试高压物性取样, 无法获得原油体积系数, 以及利用气测数据估算原油体积系数精度不高等问题, 通过结合区域烃源岩有机质特征、埋藏史、区域源储关系, 利用碳同位素动力学专用软件IsoBox, 以气体碳同位素为指纹标定特定成熟度下的气油比, 最后利用区域原油体积系数与气油比相关关系间接求取地层原油体积系数。

（1）利用天然气碳同位素录井数据求取的地层原油体积系数与地层测试原油高压物性分析所得原油体积系数相对偏差总体小于6.3%, 准确度较高。

（2）录井天然气碳同位素分析技术具有分析周期短、数据点多且连续、准确性较高的特点, 相比地层测试作业成本较低。该方法具有较好的经济性, 适用于源、储关系明确, 未取高压物性样品的油田探边区块和小型油田的储量评价。

需要指出的是, 本方法对于多套烃源岩、多成藏期次等复杂地质油藏的气油比预测, 尚需进一步完善IsoBox软件功能。

（编辑 陈 娟）