基于气相烃类的渤海油田储层含油气性定量评价新方法及其应用效果*

张建斌 谭忠健 胡 云

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300459；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

常用于储层流体评价的录井技术有常规气测录井、Flair实时流体分析、地化录井以及三维定量荧光录井等。利用录井参数建立的解释图版定性判别储层流体性质具有一定效果，但是不同地质条件下的油气层适用图版及方法差异性比较大，难以形成一套统一有效的储层流体评价体系[1-5]。同时，随着勘探目标向中深层迈进，低对比度等复杂油气层越来越多，导致储层流体识别难度越来越大，常规录井、测井资料评价难度大，此时通过录井参数进行定量解释并结合测井相关参数进行综合分析，可以更为准确地评价低对比度等复杂储层流体，不仅对取样或地层测试作业决策具有指导意义，而且能够有效降低勘探成本[6-8]。因此，如何建立录井测量参数与储层含油气丰度的数学关系是录井定量评价储层含油气性的关键以及难点所在。

1 基于气相烃类的渤海油田储层含油气性定量评价新方法

渤海油田气测录井目前使用的是GZG定量脱气器与Reserval气体检测设备组合，测量数据主要包括气全量(Tg)、甲烷(C1)、乙烷(C2)、丙烷(C3)、异丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)、异戊烷(iC5)及正戊烷(nC5)等气态烃含量(一般称C1与C2为气测轻组分，C3及以上为气测重组分)。常规气测录井主要从2个方面评价储层流体，一是气测值的高低，二是烃组分比值的变化规律。其中，气测值的纵向变化在一定程度上能够反映地层含油气性的变化，可以用来定性解释储层流体性质；而气测烃组分比值主要与地层油气的组分特征及流体在储层内垂向分异特征有关，烃组分比值的变化对储层垂向上含油气性的变化具有较强的指示意义，可以作为分析储层含油气性的特征参数[9-11]。

通过分析典型的油气水层剖面可以看出，在同一油水系统下，气测重组分在揭开气层时大幅升高，在气油界面附近再次整体抬升，钻遇到油水界面后迅速降低；而轻组分与重组分的比值在揭开气层时降低，在气油界面附近升高，钻遇到油水界面后再次整体降低(图1)。也就是说，二者的变化趋势在油气层顶底界面相反，而在油气层段内趋势相同。根据这个特点，利用气测重组分与轻重组分比值进行交会可以识别出油气层的顶底界面。分别定义2个油气指数Y与Z，即

图1 渤海油田储层含油气丰度计算模型Fig.1 The calculation model of oil and gas abundance of reservoirs in Bohai oilfield

Y=(4C4+5C5)/(C1+2C2)

(1)

Z=(C4+C5)/(C1+C2)

(2)

通过对大量油气水层分析发现油气指数与气测重组分交会面积大小与储层含油气性存在关联，利用这一特点可以建立气测烃组分与储层含油气丰度之间的数学关系，从而得到一种定量评价储层含油气性的模型。由于不同构造及不同层位油气层烃类组分构成的差异性，综合利用这2个油气指数与气测烃类组分中的重组分C3及C4+C5分别进行交会得到4个交会指数(即S1、S2、S3、S4)，并最终拟合成一个综合性参数——含油气丰度SH(图1)，以适应不同类型油气层的评价。

S1=(C3-Y)/C3×100%

(3)

S2=(C4+C5-Y)/(C4+C5)×100%

(4)

S3=(C3-Z)/C3×100%

(5)

S4=(C4+C5-Z)/(C4+C5)×100%

(6)

SH=(S1+S2+S3+S4)/4

(7)

含油气丰度是利用气测重组分与重轻组分比值交会关系计算出来的反映储层含油气性的一个量化指标。渤海油田多个井区不同层位的油气水层统计规律显示，含油气丰度与测井解释含油饱和度具有较高的可比性，据此建立了渤海油田常规储层流体定量解释标准(表1)，这样在利用含油气丰度快速评价储层流体性质时只需考虑储层厚度及含油气丰度大小。

表1 渤海油田常规储层流体定量解释标准Table 1 The quantitative interpretation standard of conventional hydrocarbon reservoirs in Bohai oilfield

2 应用效果

2.1 新近系油气水层解释(以龙口9-A构造为例)

1)高阻水层(LK9-A-2井)。

LK9-A-2井新近系馆陶组2 055.0～2 145.0 m井段录井油气显示活跃，气测录井气全量(Tg)3.5%～5.9%，烃组分齐全，地化热解值S1最高2.0 mg/g，S0最高0.17 mg/g；同时层段①、②、③电阻率达20～30 Ω·m，层段④气测及地化值低，电阻率4.0 Ω·m为标准水层。从常规资料来看，层段①、②、③为油气层特征，层段④为水层特征。但是通过本文新方法含油气丰度的计算，可以看出：层段②含油气丰度达60%，且C1/C3值为高值，为气层特征；而层段①、③与层段④一样，油气指数与重烃组分未交会，反映储层含油气丰度低，达不到油气层标准。针对该井录井与测井解释的矛盾，最终在井深2 062.1 m处取样得到气50 mL、油0 mL、水400 mL，在2 128.0 m处取样得到气400 mL、油50 mL、水100 mL，取样结果与录井解释结论相符(图2)。

2)低阻油层(LK9-A-1井)。

根据LK9-A-1井新近系馆陶组油气显示特征可以分为3个层段，其中层段①、③油气显示较好，气测录井气全量(Tg)10.0%～20.0%，烃组分齐全，本文方法计算的含油气丰度65.0%～90.0%(薄层40.0%～50.0%)，结合C1/C3比值可知层段①、③表现为油气层特征；但是该井段地化热解值S1普遍小于1.0 mg/g，S0最高0.04 mg/g，同时电阻率值在10.0 Ω·m左右，特别是层段③底部两层油气层的电阻率约5.0 Ω·m，部分录测井特征与层段②没有明显区别，录井与测井资料存在明显矛盾(图3)。最终该井在1 796.5～1 809.8 m井段进行地层测试，日产原油113.52 m3、日产气9 171 m3、日产水0 m3，测试结论为低阻油层，与含油气丰度计算结论相符。同时，分析认为由于该井机械钻速快(储层段平均机械钻速超100 m/h)，基于岩屑的地化录井受到岩屑样品代表性低的影响，不能有效地反映储层含油气性的变化，此时基于钻井液的气测录井具有明显的优势。因此，在渤海油田浅层探井优快钻井条件下，本文方法为该地区录井解释符合率低的问题提供了有效的配套解决方案。

对渤海油田龙口9-A构造主要油气显示层(共29层)进行统计，结果表明本文方法解释符合层数为27层，符合率达93.1%，而且计算含油气丰度与测井解释含油饱和度吻合度高(表2、3)，同时在低对比度等疑难储层的解释方面取得了较好应用效果。

图2 渤海油田LK9-A-2井油气水层解释成果Fig.2 The interpretation of oil,gas and water layers in Well LK9-A-2，Bohai oilfield

图3 渤海油田LK9-A-1井油气水层解释成果Fig.3 The interpretation of oil,gas and water layers in Well LK9-A-1,Bohai oilfield

表2 渤海油田龙口9-A构造新近系储层流体录测解释对比Table 2 The fluid interpretation conclusions contrast of Neogene reservoirs in structure LK9-A,Bohai oilfield

表3 渤海油田龙口9-A构造新近系储层录测解释符合率统计Table 3 The fluid interpretation coincidence rate of Neogene reservoirs in structure LK9-A,Bohai oilfield

2.2 古近系油气水层解释(以垦利6-A构造为例)

钻探证实，垦利6-A构造油气显示活跃，东营组东二下段发育多套油气层，但由于气层岩屑荧光微弱，同时烃损速度较快，地化热解等基于岩屑的评价方法应用效果差。通过本文方法计算储层含油气丰度，结合C1/C3比值快速定性及定量评价储层含油气性，结果表明录井综合解释上部以气层为主，下部以油层为主。最终在井深1478.5 m处电缆取样得到气40 mL、油600 mL以及泥浆滤液200 mL，与录井解释相符。对垦利6-A构造主要油气显示层(共45层)进行统计，结果表明解释符合层数为40层，符合率88.9%，而且计算含油气丰度与测井解释含油饱和度可对比性较好(图4，表4)。

图4 渤海油田KL6-A-3Sa井油气水层解释成果Fig.4 The interpretation of oil,gas and water layers in Well KL6-A-3Sa,Bohai oilfield

表4 渤海油田垦利6-A构造古近系储层录测解释符合率统计Table 4 The fluid interpretation coincidence rate of Palaeogene reservoirs in structure KL6-A,Bohai oilfield

3 结论

基于气相烃类的新参数——含油气丰度可以有效定量评价储层含油气性，据此建立了渤海油田常规储层含油气性定量解释标准。经过多个构造不同层位的油气水层验证，本文方法评价结果与测井测试结论符合度较高，在低对比度等疑难储层的解释方面取得了较好的应用效果，从而为渤海油田储层流体性质的快速评价提供了一种定量化的解决思路。