楊紀(jì)磊，郝 鵬，賀銀軍，庾永釗

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司中海油實(shí)驗(yàn)中心，天津 300452）

渤海油田中深部儲層孔隙類型多樣，孔隙結(jié)構(gòu)及巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性明顯，測井錄井資料解釋低孔低滲儲層的含油氣性存在多解性[1-5]。低孔低滲儲層的強(qiáng)非均質(zhì)性往往導(dǎo)致油層段巖石物理響應(yīng)關(guān)系復(fù)雜，曲線差異不明顯[6-7]。氣測井錄井的優(yōu)勢在于直接測試返回泥漿的烴類，但受泥漿密度影響較大[8]。地化錄井求取的單位體積含烴量易受樣品性質(zhì)影響，恢復(fù)系數(shù)的選取因地區(qū)而存在差異[9]。運(yùn)用常規(guī)的錄井和測井資料對低孔低滲甚至致密儲層的水層、油層及現(xiàn)今油水界面的解釋結(jié)果與現(xiàn)場試油結(jié)論不一致[10-11]。

劉可禹等發(fā)明了儲層萃取液定量熒光分析技術(shù)（QGF-E），利用少量新鮮巖石樣品進(jìn)行一系列標(biāo)準(zhǔn)處理后，實(shí)驗(yàn)測試得出的熒光信號代表儲層顆粒表面吸附烴的熒光光譜特征[12-15]。近些年，該技術(shù)配合儲層顆粒定量熒光分析技術(shù)、包裹體分析等手段進(jìn)行古油層識別、追蹤油氣運(yùn)移路徑等，已成為油氣充注史重建的重要手段之一[16-19]。儲層萃取液定量熒光分析技術(shù)具有簡單、快捷、靈敏度高的特點(diǎn)，可以定量化反映儲層含油豐度，且受儲層地質(zhì)單元影響小。

本文統(tǒng)計分析儲層萃取液定量熒光分析技術(shù)在渤海油田20余口探井的應(yīng)用數(shù)據(jù)，結(jié)合現(xiàn)場試油結(jié)論，剖析中深層低孔低滲儲層油層識別的應(yīng)用實(shí)例，總結(jié)應(yīng)用成果，探討技術(shù)推廣的適用條件，為渤海油田中深層油氣田的勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1 QGF-E技術(shù)原理

QGF-E技術(shù)是利用重蒸后的二氯甲烷溶劑對標(biāo)準(zhǔn)流程前處理后的巖石顆粒樣品進(jìn)行烴類萃取，萃取液經(jīng)過統(tǒng)一參數(shù)設(shè)置的高靈敏熒光分光光度儀連續(xù)激發(fā)掃描，得出的熒光光譜曲線代表了儲層顆粒表面芳烴、脂肪烴、極性化合物等吸附烴的熒光特征[12]。主要分析參數(shù)是 QGF-E強(qiáng)度和最高峰波長（λmax），QGF-E強(qiáng)度是曲線最大光譜強(qiáng)度平均到20 mL二氯甲烷溶液和1 g儲層顆粒樣品的熒光強(qiáng)度值，λmax是譜峰最大熒光強(qiáng)度對應(yīng)的波長值，反映了原油的成分和密度。

前人對澳大利亞Eromanga盆地常規(guī)砂巖儲層萃取液定量熒光實(shí)驗(yàn)表明，油層樣品的QGF-E熒光光譜強(qiáng)度較高，熒光特征峰在370 nm附近，與原油光譜相似，而水層樣品的熒光強(qiáng)度很低，譜峰平坦接近基線[13-14]，與現(xiàn)今海岸砂層光譜峰相近（圖1）。QGF-E強(qiáng)度與萃取液烴類、儲層含油豐度成正相關(guān)關(guān)系，代表了儲層表面有機(jī)烴類濃度的高低，能夠指示和判定現(xiàn)今油層，為判別低孔低滲儲層的含油性提供了理論依據(jù)。

圖1 典型油層、水層的QGF-E光譜

2 儲層QGF-E強(qiáng)度差異分析

2.1 低孔低滲儲層油層段與非油層段

墾利A油田構(gòu)造位于渤海油田萊州灣凹陷東北洼萊東-廟南構(gòu)造帶，目的層沙河街組儲層屬于三角洲前緣沉積。該區(qū)塊沙二段-沙三中段平均孔隙度 13.6 %，滲透率為 15×10-3～60 ×10-3μm2，整體屬于低孔低滲儲層，局部致密。KL-A-3井測井錄井解釋油層29.9 m，油水同層12.6 m，含油水層65.9 m，水層6.8 m。為了研究QGF-E識別儲層含油氣性的可行性，連續(xù)采集 13塊壁心樣品進(jìn)行QGF-E實(shí)驗(yàn)分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示，所有樣品的QGF-E強(qiáng)度為85.5～500.6 pc，測井曲線解釋為油水同層及油層段的砂巖樣品共 6塊，QGF-E強(qiáng)度為236.6～500.6 pc，顯示相對較強(qiáng)的熒光信號。測井曲線解釋為水層及含油水層段的砂巖樣品共 7塊，QGF-E強(qiáng)度為85.5～215.3 pc，顯示相對平緩的熒光信號。取樣點(diǎn)的QGF-E強(qiáng)度與依據(jù)測井解釋對應(yīng)深度得出的含油飽和度，在縱向上整體呈正相關(guān)關(guān)系，綜合解釋為油層段QGF-E強(qiáng)度大于220.0 pc，儲層含油飽和度大于35%。該井3 354.0～3 359.0 m層段QGF-E強(qiáng)度高達(dá)410.5～500.6 pc，顯示為油層，λmax為373 nm，QGF-E光譜峰具有典型輕質(zhì)油特征[13]，試油結(jié)論為油層。2 984.5～2 988.6 m層段測井解釋結(jié)果為水層，試油結(jié)論為水層，在層段 2 985.4 m儲層樣品的QGF-E強(qiáng)度僅為132.7 pc，小于220.0 pc。QGF-E技術(shù)應(yīng)用于萊州灣凹陷東北洼墾利A油田低孔低滲儲層，解釋油層段與試油結(jié)論吻合，證明了該方法的可行性。

2.2 致密儲層“甜點(diǎn)區(qū)”油水界面

渤中B油田位于渤南低凸起西段邊界斷層下降盤，位于黃河口凹陷北部陡坡帶。該區(qū)塊沙河街組砂巖廣泛發(fā)育碳酸鹽膠結(jié)，孔隙度為3.8%～13.4 %，平均滲透率小于 1×10-3μm2，整體屬于致密砂巖儲層。沙二段上部和沙一段下部儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，局部孔隙度相對較高，發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)儲層，測井解釋有油氣發(fā)現(xiàn)。但在探井評價作業(yè)過程中，錄井測井解釋結(jié)果與試油結(jié)論差距大，為了研究目的層含油氣性，取BZ-B-2井沙河街組儲層28塊巖石樣品進(jìn)行QGF-E分析。

通過數(shù)據(jù)處理，得出沙二段儲層 QGF-E強(qiáng)度隨深度的變化趨勢，在深度為3 885.0 m附近存在熒光強(qiáng)度的分異點(diǎn)：測試樣品在3 885.0 m以下QGF-E強(qiáng)度均低于70.0 pc；在3 885.0 m處熒光強(qiáng)度突然增加，為典型的現(xiàn)今油水界面，油水界面以下QGF-E強(qiáng)度小于70.0 pc，油水界面以上大于70.0 pc。據(jù)此得到的油水界面與錄井測井資料確定的界面深度相近，結(jié)合整體縱向檢測結(jié)果，熒光強(qiáng)度70.0 pc為該區(qū)塊判別油層、水層的基準(zhǔn)線。

圖2 墾利A油田KL-A-3井低孔低滲儲層定量熒光綜合剖面

2.3 排除測井資料為“假油層”

研究區(qū)沙一段上部為優(yōu)先試油層位，測井解釋顯示油氣最好，層段3 714.9～3 727.3 m測井解釋為油層，厚度12.4 m，孔隙度為10%～15%，物性相對較好。但是沙一段上部QGF-E強(qiáng)度低，局部僅8.0 pc，表明儲層樣品吸附烴極少，為干層或水層段；結(jié)合 BZ-B-2井現(xiàn)場試油測試記錄，證實(shí)為干層段，測井曲線解釋結(jié)論與試油結(jié)論不符。該層段實(shí)測孔隙度平均值僅6%，與測井孔隙度差別較大。巖石薄片分析有效面孔縫極少，證實(shí)了沙一段上部儲集空間不發(fā)育，測井曲線失真。

2.4 測井解釋干層段

BZ-B-2井沙一段下部層段測井解釋干層高達(dá)12.8 m，油層僅3.0 m，不是優(yōu)先試油層段。但是該層位 QGF-E實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)顯示較強(qiáng)的熒光信號，部分樣品QGF-E強(qiáng)度達(dá)到了300.0 pc以上，表明含油飽和度較高，解釋為油層。分析偏光顯微鏡、陰極發(fā)光及背散射圖像資料顯示，沙一段下部白云石自形程度高，白云石化作用及溶蝕作用形成了較多的晶間孔、裂縫和生屑粒內(nèi)溶孔，具有相對較好的儲集空間；該“甜點(diǎn)”層段最終試油結(jié)果為油層，平均日產(chǎn)油 36.43 m3，為該井試油結(jié)果最好的層段。渤中B構(gòu)造利用QGF-E技術(shù)有效識別出沙一段上部干層段和沙一段下部遺漏油層段，流體性質(zhì)判斷結(jié)果與試油結(jié)果較吻合，該技術(shù)為錄井測井資料解釋致密儲層疑難層位含油性提供依據(jù)。

3 儲層QGF-E適應(yīng)性分析

匯總儲層萃取液熒光技術(shù)用于渤海油田的數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)今油層段QGF-E強(qiáng)度絕大多數(shù)大于60.0 pc，而水層絕大多數(shù)小于40.0 pc（圖3a）。QGF-E技術(shù)可以有效區(qū)分油層、水層，但是區(qū)分過渡帶的含油水層與油水同層比較局限（圖 3b），含油水層段的 QGF-E強(qiáng)度值分布范圍與油水同層范圍相近，整體值較高。

圖3 渤海油田QGF-E判別儲層含油氣性

3.1 建立含油性判別基準(zhǔn)線

油藏的地質(zhì)情況不同（如油藏潤濕性、原油性質(zhì)等），則油、水層解釋基線不同[12]。渤中B油田油、水層解釋基線是70.0 pc；墾利A油田油層的QGF-E強(qiáng)度大部分大于220.0 pc，含油水層均小于該值。應(yīng)用QGF-E技術(shù)協(xié)助識別儲層含油性需要先建立研究區(qū)的含油性判別基準(zhǔn)線。根據(jù)目的層情況，從儲層頂部至油水界面下方連續(xù)取樣測試，可以得出油層、水層的QGF-E強(qiáng)度范圍。

3.2 適用于后期無調(diào)整破壞型油藏的含油性識別

QGF-E技術(shù)用于渤中B油田和墾利A油田低孔低滲儲層效果較好，渤中B油田為黃河口凹陷沙河街組烴源巖近源供烴，主成藏期為明化鎮(zhèn)晚期以來，屬近源超晚期快速成藏，儲層顆粒表面的熒光響應(yīng)代表了油層的熒光特征。墾利A油田主充注期為3.6 Ma，同樣為晚期充注成藏，油藏后期控藏斷裂活動性較弱，油藏?zé)o明顯調(diào)整破壞，定量熒光識別的油水層與試油結(jié)論較吻合。

QGF-E技術(shù)用于渤海油田后期調(diào)整破壞型低孔低滲油藏的含油氣性識別具有局限性。以石臼坨凸起西南陡坡帶的曹妃甸E井東三段低孔低滲儲層為例，該區(qū)塊為晚期成藏，淺層熒光信號和測井曲線較吻合，油層QGF-E強(qiáng)度大于60.0 pc，水層小于60.0 pc（圖4）。東三段2 880.0～2 960.0 m層段的QGF-E強(qiáng)度整體較高，為65.0～295.0 pc，顯示為油層，但是最終確定為含油水層。曹妃甸E井具有早成藏，晚破壞，淺層聚集的特征。油包裹體豐度和包裹烴熒光（QGF指數(shù)）顯示東三段存在大套古油藏，明化鎮(zhèn)晚期，邊界斷層活動性強(qiáng)，由封閉作用轉(zhuǎn)為輸導(dǎo)作用，古油藏破壞，油水界面變遷，油氣向淺層聚集，東三段定量熒光信號高，代表了早期油藏（現(xiàn)今含油水層）調(diào)整后的熒光特征，超晚期的構(gòu)造活動導(dǎo)致了現(xiàn)今儲層萃取液定量熒光呈現(xiàn)高值。與曹妃甸E井相鄰的曹妃甸F區(qū)塊，深層可見原油運(yùn)移后殘留的瀝青（油砂），現(xiàn)今已不見油氣聚集，油砂樣品的萃取烴類QGF-E測試為極高值，反映儲層中現(xiàn)今不可動油層的特征。因此，渤海油田晚期成藏特性為萃取液定量技術(shù)用于判別低孔低滲儲層含油氣性提供了有利條件，但在明化鎮(zhèn)晚期以來構(gòu)造活動強(qiáng)烈區(qū)塊的應(yīng)用需綜合考量。

4 結(jié)論

（1）QGF-E技術(shù)的熒光強(qiáng)度與儲層含油飽和度正相關(guān)，有效識別了渤海油田墾利A、渤中B等油田的低孔低滲油層，與試油結(jié)論一致。

圖4 石臼坨凸起西南陡坡帶曹妃甸E井儲層定量熒光剖面

（2）運(yùn)用QGF-E技術(shù)協(xié)助識別儲層含油氣性需建立研究區(qū)的含油性判別基準(zhǔn)線，油水層解釋標(biāo)準(zhǔn)因油藏不同而異。

（3）渤海油田晚期成藏特征為萃取液定量技術(shù)判別低孔低滲儲層含油氣性提供了有利條件，適用于成藏后無調(diào)整破壞區(qū)塊。明化鎮(zhèn)晚期以來構(gòu)造活動強(qiáng)烈區(qū)塊，高的定量熒光信號可能代表了早期油藏調(diào)整破壞后的殘余油層的熒光特征。