热解气相色谱录井技术在储集层流体性质识别中的应用

荆文明 方铁园 田青青 李艳霞

(①中法渤海地质服务有限公司；②盘锦中录油气技术服务有限公司)

0 引 言

在油气勘探开发中，流体性质的识别是录井解释的重要任务，同时也是常规测录井解释中的难点之一。热解气相色谱录井技术在渤海油田油气资源勘探开发推广应用以来，由于勘探盆地内不同区域的物性、岩性、岩石成分、原油性质不同[1]，解释人员利用热解气相色谱谱图直观识别法判断储集层流体性质时可能造成解释的误判，从而降低解释符合率。鉴于在储集层流体性质识别方面较为常用的解释方法分为定性解释与定量解释[2]，本文对利用热解气相色谱资料建立的适用于渤海油田不同原油性质的储集层定量化解释评价图板进行阐述，通过对不同原油性质储集层热解气相色谱谱图进行拆分，并准确计算拆分后谱图包络线面积，进而实现定量化。轻中质油储集层原谱图拆分为正构烷烃与未分辨峰化合物2个谱图，建立了原油性质为轻中质油储集层正构烷烃×1 000/总峰面积与未分辨峰化合物总峰面积交会图板；重质油储集层原谱图拆分为轻、中、重组分三部分，建立了原油性质为重质油储集层(中+重)/总峰面积与总峰面积交会图板。两图板的建立实现了热解气相色谱技术在渤海不同原油性质储集层流体性质识别的定量化，提高了解释评价精度，也为探井试油层段优选提供了科学依据。

1 区域地质概况与勘探难题

渤海是由山东半岛和辽东半岛环抱的半封闭内海，面积7.3×104km2，由10个凸起12个凹陷组成，属于华北沉积盆地的一部分，石油天然气资源十分丰富，近年来仍有大、中、小油田不断被发现[3]。在勘探过程中第三系地层内发现了沙二段、沙三段、东下段、东上段、馆陶组及明下段6套含油层系，由于勘探目标地质条件多变，储集层物性、原油性质及油气水关系更为复杂[4-5]，重点勘探区域油气类型包括降解原油、低熟油、低阻油、正常原油和凝析油气等，不同类型的油气藏地球化学资料特征差异明显[6]。

2 热解气相色谱录井分析原理

热解气相色谱录井以岩屑、岩心、壁心为分析对象，直接将样品中的原油在300℃下加热，热蒸发出来nC10-nC40的正构烷烃、姥鲛烷及植烷，通过色谱峰求取各组分的相对百分含量[7-8]。热解气相色谱录井的突出特点是可以快速、定量地得到储集层油气性参数，可获得油气组成等微观信息，了解储集层原油性质的细微变化、原油遭受破坏的程度，与其他专业技术相比，手段更直接，可为录井现场储集层流体评价提供一种新方法和思路[9]。

3 储集层解释评价

为了更深入了解热解气相色谱录井技术对储集层流体性质判识的应用情况，笔者进行了精细研究与总结，重新统计了40多口测试井的热解气相色谱分析资料，并结合试油结果对谱图形态进行归类，将其分为轻中质油储集层、重质油储集层，并对测试结果为不同流体性质的储集层轻中质油谱图形态、重质油谱图形态充分挖掘，尝试以新的方法对热解气相色谱谱图进行拆分，准确计算拆分后包络线面积，从而建立不同原油性质定量化解释评价图板。

3.1 轻中质油储集层定量解释图板

分析轻中质油储集层谱图，并经油层与油水同层谱图对比分析可知，热解气相色谱获得的信息较为齐全，可获得储集层饱和烃组分的丰度大小及碳数范围、主峰碳数、未分辨峰化合物的含量等微观信息，储集层含油性判识主要依据饱和烃组分丰度的大小、碳数范围，含水性识别主要依据未分辨峰化合物含量的多少。为此，准确求取未分辨峰化合物总峰面积成为区分储集层流体性质的关键因素。首先对油层、油水同层谱图进行拆分(图1a中油层拆分为图1b、图1c两个谱图，图1d油水同层拆分为图1e、图1f两个谱图)，拆分后直观分析组分谱图，对比分析发现油水同层的未分辨峰化合物(图1f)总峰面积明显大于油层(图1c)，总体上分析油水同层随着未分辨峰化合物面积的增多，正构烷烃总峰面积占总峰面积值会逐渐降低。正构烷烃总峰面积通过资料处理软件可采用“校正归一法”直接求取，未分辨峰化合物总峰面积则通过资料处理软件采用“归一法”在求取整个谱图包络线总峰面积后间接求取。据此，重新统计渤海区域近40口测试井200多个数据点，并建立了正构烷烃×1 000/总峰面积与未分辨峰化合物总峰面积定量解释图板(图2)，从油层到油水同层、含油水层、水层，可见随着含水量的增多，未分辨峰化合物总峰面积呈变大的趋势，图板规律性明显。

3.2 重质油储集层定量解释图板

分析重质油储集层谱图、并经油层与含油水层谱图对比可知，随着降解程度的增加，原油中正构烷烃基本缺失，主要成分为不可分辨的复杂混合物，以同样方法进行谱图拆分显然已经不再适用。为此，将重质油谱图按照热解气相色谱标准样品的出峰时间划分为轻、中、重三个部分，由含油水层与油层谱图直观对比分析可见，中、重部分组分包络线面积差距较大，轻部分组分包络线面积差距相对较小，准确求取中、重部分组分包络线面积能够实现对流体性质的判识。为统一标准，轻部分碳数范围规定为nC12-nC16，谱图保留时间为0～7 min，中部分碳数范围规定为nC17-nC25，谱图保留时间为7～13 min，重部分碳数范围规定为nC26-nC38，谱图保留时间为13～26 min(图3)，通过资料处理软件采用“归一法”分别求取这三段与热解气相色谱基线的下包面积实现定量化，重新统计渤海区域近20口测试取样井100多个数据点，并建立了(中+重)/总峰面积与总峰面积定量解释图板(图4)，发现储集层含水特征越明显，(中+重)/总峰面积比值越小，图板规律性明显。该图板测试层目前只有油层、含油水层两个解释级别，随着数据点的增多，可在后期对解释图板进行完善补充。

图1 轻中质油储集层谱图拆分

图2 正构烷烃×1 000/总峰面积与未分辨峰化合物总峰面积定量解释图板

图3 重质油储集层谱图拆分

图4 总峰面积与(中+重)/总峰面积定量解释图板

4 应用分析

在实际生产中，应用新建立的热解气相色谱资料解释评价方法对渤海油田2020年生产井进行验证，综合解释符合率由77.8%提高到87.9%。这充分说明所建立的解释评价图板适合渤海油田不同原油性质储集层流体性质的识别。

4.1 轻中质油储集层流体性质识别

4.1.1 油层

渤海区域LD 19-X井沙河街组，井段3 168.0～3 178.0 m，岩性描述为浅灰色荧光含砾细砂岩，成分以石英为主，长石次之。荧光直照暗黄色，荧光面积20%。电性特征表现为平均电阻率3.3 Ω·m，电阻值较低，平均孔隙度20.8%，平均渗透率178.7 mD，储集层物性好，测井解释为油水同层。

热解气相色谱录井采集岩屑样品10个，典型谱图定性识别储集层原油性质为中质油，峰型饱满，含油性较好，对典型谱图进行拆分(图5)，然后求取图板数据。分析本段储集层正构烷烃×1 000/总峰面积为827.64～869.38；未分辨峰化合物总峰面积为12 230.54～18 687.37 mV·s，定量解释图板投在油层区域(图2)，热解气相色谱解释为油层。

最终测试产油30.59 m3/d，产气4 677 m3/d，测试结论为油气层，原油密度0.81 g/cm3，热解气相色谱解释结论与测试结论相符。

图5 LD 19-X井3 170.00 m储集层典型谱图拆分

4.1.2 油水同层

渤海区域KL 16-X井沙河街组，井段1 685.0～1 704.0 m，岩性描述为浅灰色荧光含砾细砂岩，成分以石英为主，长石次之。荧光湿照暗黄色，荧光面积5%。电性特征表现为平均电阻率6.93 Ω·m，电阻值较低，平均孔隙度10.2%，平均渗透率42.3 mD，储集层物性一般，测井解释为干层。

热解气相色谱录井采集岩屑样品19个，典型谱图定性识别储集层原油性质为中质油，峰型饱满，含油性较好，对典型谱图进行拆分(图6)，并求取图板数据，分析本段储集层正构烷烃×1 000/总峰面积为710.23～797.33；未分辨峰化合物总峰面积为99 658.24～125 340.83 mV·s，定量解释图板投在油水同层区域(图2)，热解气相色谱解释为油水同层。

最终测试产油57.25 m3/d，产水24.83 m3/d，测试结论为油水同层，原油密度0.88 g/cm3，热解气相色谱解释结论与测试结论相符。

图6 KL 16-X井1 688.00 m储集层典型谱图拆分

4.2 重质油储集层流体性质识别

4.2.1 油层

渤海区域BZ 29-X井明下段，井段1 777.0～1 807.0 m，岩性描述为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，长石次之，荧光直照暗黄色，荧光面积10%。电性特征表现为平均电阻率24.2 Ω·m，电阻值较高，孔隙度33.62%，渗透率444.54 mD，储集层物性较好，测井解释为油层。

热解气相色谱录井采集岩屑样品30个，典型谱图定性识别储集层原油性质为重质油，中、重组分部分峰型饱满，含油性较好，对典型谱图进行拆分(图7)，求取图板数据，分析本段储集层总峰面积为15 484 616～21 664 511 mV·s，(中+重)/总峰面积为0.29～0.34，定量解释图板投在油层区域(图4)，热解气相色谱解释为油层。

图7 BZ 29-X井1 800.00 m储集层典型谱图拆分

最终测试井段1 779.0～1 805.0 m，产油64.14 m3/d，不产水，测试结论为油层，原油密度0.98 g/cm3，热解气相色谱解释结论与测试结论相符。

4.2.2 含油水层

渤海区域KL 9-X井明下段，井段947.0～950.0 m，岩性描述为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，少量长石及暗色矿物，荧光直照暗黄色，荧光面积5%。电性特征表现为平均电阻率20.6 Ω·m，电阻值较高，孔隙度36.1%，渗透率1 557.4 mD，储集层物性较好，测井解释为油水同层。

热解气相色谱录井采集岩屑样品3个，典型谱图定性识别储集层原油性质为重质油，中、重组分部分峰型不饱满，含油性较差，对典型谱图进行拆分求取图板数据(图8)，分析本段储集层总峰面积为2 354 521～2 654 120 mV·s，(中+重)/总峰面积为0.21～0.23，定量解释图板投在含油水层区域(图4)，热解气相色谱解释为含油水层。

最终测试井段949.0～959.0 m，产油2.72 m3/d，产水35.49 m3/d，测试结论为含油水层，原油密度0.99 g/cm3，热解气相色谱解释与测试结论相符。

图8 KL 9-X井949.00 m储集层典型谱图拆分

5 结 论

在渤海油田勘探开发过程中开展热解气相色谱录井资料的定量化应用研究，为油田勘探开发提供了精细的储集层和流体性质评价服务，提高了油田勘探开发效益。轻中质油储集层所建立的正构烷烃×1 000/总峰面积与未分辨峰化合物总峰面积交会图板，重质油储集层所建立的(中+重)/总峰面积与总峰面积交会图板，解决了单用谱图直观识别法不能准确识别储集层流体性质的难题，该解释方法的成功应用将为越来越多新油田的发现提供基础研究依据，在渤海油田勘探、评价和开发阶段都具有十分重要的意义。