徐 婕 孟慶峰 徐 皓 喬德民 王燦丹婷 張建山 李艷月 劉 玥 陳玉蓉 楊學(xué)辛

(中國石油渤海鉆探第二錄井公司)

0 引 言

冀中坳陷存在一種特殊的中質(zhì)油，其含蠟量一般為21%～35%,凝固點為35～67℃，析蠟溫度為60～74℃，屬于高凝油。在錄井、測井解釋評價過程中，由于難以有效識別出高凝油，導(dǎo)致解釋評價出現(xiàn)矛盾，錄井資料反映是油層，測井解釋卻反映是干層。這種原油本身存在的特性和隱蔽性給準(zhǔn)確識別帶來了很大的難度。由于原油在低于凝固點的條件下處于凝固狀態(tài)，使得原油流動性變差，常規(guī)的試采工藝難以有效地將原油采出。因此，準(zhǔn)確識別高凝油將對勘探開發(fā)起到至關(guān)重要的作用。

本文利用巖石熱解氣相色譜分析技術(shù)對高凝油進(jìn)行有效識別，同時建立相應(yīng)的識別圖板，取得了一定的效果，可有效地解決隨鉆快速識別高凝油的難題，為后期試油工藝的優(yōu)選提供可靠依據(jù)，從而利于提高勘探成功率。

1 高凝油特性及錄井特征機(jī)理分析

錄井資料響應(yīng)特征除受鉆井條件、鉆井工藝等因素影響外，主要由油氣藏的性質(zhì)控制，油氣藏的性質(zhì)不同，原油物性就有差異，錄井響應(yīng)特征就有差異。

1.1 高凝油特性

原油的性質(zhì)目前主要通過密度、粘度、含硫量、含膠量、瀝青質(zhì)、初餾點、凝固點、含蠟量等物性參數(shù)來體現(xiàn)，原油性質(zhì)不同，物性參數(shù)也有較大差別[1]。

凝固點是指原油由液體冷卻為固體時的溫度。原油的凝固點一般在-50～35℃之間。凝固點主要與原油中蠟、瀝青膠質(zhì)及輕質(zhì)油等的含量有關(guān)，輕質(zhì)組分含量與凝固點呈負(fù)相關(guān)；重質(zhì)組分含量與含蠟量、凝固點呈正相關(guān)。

含蠟量主要是在常溫常壓條件下原油中所含石蠟和地蠟的比值。其中主要是石蠟(C16H34-C64H130的固態(tài)烷烴)，以C26-C50的長鏈飽和烴為主，是一種白色或淡黃色固體，熔點為37～76℃。石蠟在地下以膠體狀溶于石油中，當(dāng)壓力和溫度降低時，會從石油中解析出結(jié)晶。石蠟的析出會使原油凝固，使原油粘度增大。含蠟量隨石蠟開始結(jié)晶析出的溫度上升而增加，含蠟量越高，凝固點也就越高。

因此通常把凝固點高于35℃，且高含蠟的原油定義為高凝油。冀中坳陷高凝油平面分布較廣，且層系不一，沙河街組及潛山均有分布；原油凝固點整體上呈南高北低。

1.2 高凝油錄井特征機(jī)理分析

通過對已鉆井的資料進(jìn)行分析不難發(fā)現(xiàn)(表1)，高凝油氣藏的氣測顯示不活躍，巖屑等實物含油顯示高，而這一顯示特征是由高凝油氣藏高含蠟的特性決定的。

當(dāng)油氣層埋藏較深時，在地層原始高溫高壓狀態(tài)下，烴類氣體和石蠟均呈液相。當(dāng)油層被鉆開后，油氣與鉆井液混合后上返，在上返的過程中，溶解氣受逐漸降低的溫度和壓力影響不斷解析出來，同時，液態(tài)石蠟也會不斷地結(jié)晶析出，石蠟的結(jié)晶析出會使原油稠化凝結(jié)，稠化凝結(jié)的原油或呈懸浮狀態(tài)存在于鉆井液中，或吸附于巖屑和鉆井液固體顆粒表面。原油的稠化凝結(jié)反過來抑制了溶解氣的析出，稠化作用加強了對分子量大的烴類氣體的吸附，使乙烷及其他分子量較大的烴類氣體更難檢測，最終導(dǎo)致鉆井液里含氣濃度低且以C1為主，重?zé)N含量極低甚至沒有。當(dāng)井較淺時，若地層溫度低于石蠟的析蠟溫度，石蠟在地層中就已經(jīng)結(jié)晶，則析出的氣會更少。

低蠟原油的析蠟反應(yīng)表現(xiàn)則不明顯，原油并不會稠化凝結(jié)。因此，隨著鉆井液上返壓力的降低，溶解氣會最大程度解析出來，而錄井的油氣響應(yīng)特征并不明顯，這就是高凝油與正常油錄井油氣響應(yīng)特征的區(qū)別所在[2-3]。

表1 不同區(qū)域高凝油原油分析統(tǒng)計

2 高凝油錄井響應(yīng)特征

高凝油在冀中坳陷分布較廣，但由于全烴值低，容易被遺漏和忽視[4-5]。通過開展相關(guān)的研究工作，收集了冀中坳陷高凝油、正常油以及典型的重稠油共20余口井的地質(zhì)錄井、氣測錄井、熱解及色譜分析、試油數(shù)據(jù)進(jìn)行類比，總結(jié)高凝油錄井響應(yīng)特征規(guī)律，有效區(qū)分了高凝油、正常油和重稠油，并準(zhǔn)確識別高凝油，為“增儲上產(chǎn)”提供有利支撐。

以冀中坳陷饒陽凹陷南馬莊地區(qū)為例，該區(qū)域Es3上油源正常油的錄井響應(yīng)特征表現(xiàn)為：氣測全烴值較低，一般為1%～3%；組分齊全，C1一般占65%～70%，呈油性特征。壁心實物顯示級別較高，熱解氣相色譜分析化驗數(shù)據(jù)顯示TPI為0.6～0.8，反映油質(zhì)為中質(zhì)油，Pg為5～10 mg/g，代表含油豐度較低；熱解氣相色譜譜圖顯示烷烴峰齊全，呈梳狀正態(tài)分布。

冀中坳陷典型的重稠油的錄井響應(yīng)特征表現(xiàn)為：氣測全烴值較高，基本大于10%，組分不齊全，以C1為主，一般占95%～100%。壁心實物顯示級別高，熱解氣相色譜分析化驗數(shù)據(jù)顯示TPI為0.4～0.6，反映油質(zhì)為重質(zhì)油，Pg大于20 mg/g，代表含油豐度較高；熱解氣相色譜譜圖顯示烷烴峰不齊全，表明可能遭到生物降解或水洗破壞嚴(yán)重。

南馬莊高凝油的錄井響應(yīng)特征表現(xiàn)為：氣測全烴值低，僅為0～0.5%；組分不齊全，以C1為主，占95%～100%；從組分構(gòu)成上看，與重稠油的組分響應(yīng)特征相似。壁心實物顯示級別高，熱解氣相色譜分析化驗數(shù)據(jù)顯示TPI為0.6～0.8，反映油質(zhì)為中質(zhì)油，Pg大于10 mg/g，代表含油豐度較高；熱解氣相色譜譜圖顯示烷烴峰齊全，呈梳狀正態(tài)分布，其熱解分析數(shù)據(jù)和氣相色譜譜圖的特征與中南馬莊地區(qū)Es3上油源的正常油響應(yīng)特征相似。

由此可見，高凝油組分特征與熱解氣相色譜譜圖存在很明顯的不一致性，這也是高凝油油氣顯示的另一個非常明顯的特征。

3 高凝油識別

制約高凝油產(chǎn)能的主要因素是凝固點的高低，主要取決于含蠟量的多少。

3.1 基礎(chǔ)實驗

石蠟是固態(tài)高級烷烴的混合物，主要成分的分子式為CnH2n+2，其中n=17～35。主要組分為直鏈烷烴，還有少量帶個別支鏈的烷烴和帶長側(cè)鏈的單環(huán)環(huán)烷烴；直鏈烷烴中主要是正二十二烷(C22H46)和正二十八烷(C28H58)。原油中的蠟通常是C17以上的直鏈烷烴，其支鏈很少，蠟分子的碳原子數(shù)可高達(dá)70以上。由于高凝油中蠟的分子量不同，導(dǎo)致物理性質(zhì)差別較大。前蘇聯(lián)格羅茲尼油田統(tǒng)計結(jié)果表明：原油中蠟的碳原子數(shù)越大，蠟的熔點(即熔蠟溫度)越高；原油中蠟的碳原子數(shù)越小，蠟的熔點越低。由于蠟以分子形式存在于高凝油中，蠟的熔化和析出是物理現(xiàn)象。也就是說，析蠟溫度的高低與原油中蠟的最高碳原子數(shù)關(guān)系密切，即原油中蠟的最高碳原子數(shù)越小，析蠟溫度越低；原油中蠟的最高碳原子數(shù)越大,析蠟溫度越高。在此基礎(chǔ)上選取少量白蠟和紅蠟樣品，進(jìn)行石蠟含碳量分析實驗。

3.2 含蠟參數(shù)確定

通過選取少量白蠟和紅蠟樣品，進(jìn)行了石蠟含碳量分析實驗。根據(jù)熱解氣相色譜譜圖上的峰型及每個烷烴峰的相對峰面積可以看出，白蠟的優(yōu)勢峰在nC24-nC28,主峰碳為nC26；紅蠟的優(yōu)勢峰在nC23-nC27,主峰碳為nC25。不論紅蠟還是白蠟，譜圖烷烴峰相對較高的主要集中在nC24-nC27，而輕質(zhì)的烷烴峰nC10-nC15相對峰面積卻很低，因此將nC24-nC27峰面積的高低作為判斷含蠟高低的依據(jù)。最終優(yōu)選出兩個敏感參數(shù)蠟輕比∑(C24-C27)/∑(C10-C15)和蠟總比∑(C24-C27)/總相對峰面積作為高凝油識別圖板的橫縱坐標(biāo)(表2、表3、圖1、圖2)。

表2 紅蠟、白蠟色譜烷烴峰相對峰面積統(tǒng)計

表3 紅蠟、白蠟蠟輕比、蠟總比統(tǒng)計

圖1 紅蠟氣相色譜譜圖

圖2 白蠟氣相色譜譜圖

3.3 識別圖板的構(gòu)建

3.3.1 數(shù)據(jù)收集

據(jù)統(tǒng)計，南馬莊試油為高凝油的有3口井，分別為X 581x、X 583x和X 60井(表4)；正常油試油的井選取了X 64x、X 62x、J 258、J 257、J 256等12口井作為數(shù)據(jù)來源(表5)。收集高凝油和正常油代表井的巖石熱解氣相色譜譜圖中每一個烷烴峰的相對峰面積，并計算烷烴峰nC10-nC15的相對峰面積之和，及烷烴峰nC24-nC27的相對峰面積之和。

表4 高凝油代表井統(tǒng)計數(shù)據(jù)

3.3.2 識別圖板的建立

利用高凝油代表井和正常油代表井計算出的兩項敏感參數(shù)，建立二維直角坐標(biāo)系。以∑(C24-C27)/∑(C10-C15)為橫坐標(biāo)，以∑(C24-C27)/總相對峰面積為縱坐標(biāo)；將解釋目標(biāo)區(qū)已試油證實的樣本點的蠟輕比和蠟總比數(shù)據(jù)在二維直角坐標(biāo)系中進(jìn)行交會；根據(jù)高凝油和正常油在二維直角坐標(biāo)系中的交會點分布情況，確定高凝油所處的平面位置，即價值區(qū)間。

從圖板(圖3)可以看出，正常油與高凝油之間區(qū)分效果較好，分界較為明顯。

將需要解釋層的相應(yīng)參數(shù)在圖板中投點，依據(jù)落點所處圖板位置對其原油性質(zhì)進(jìn)行判斷。若處于高凝油價值區(qū)，特征可判斷為高凝油；若處于正常油價值區(qū)，特征可判斷為正常油。

這種高凝油識別圖板有效地解決了隨鉆快速識別高凝油的問題，可為試采工藝的選取提供科學(xué)依據(jù)，從而提高勘探開發(fā)整體效益。

表5 正常油代表井統(tǒng)計數(shù)據(jù)

圖3 高凝油識別圖板

4 試油工藝的優(yōu)選

高凝油具有高含蠟的特點，而石蠟具有較高的凝固點，正是由于這個特性，當(dāng)溫度低于其凝固點時，在石油中趨于凝固，形成微晶體聚集，這些聚集物將不斷增長并有規(guī)律地產(chǎn)生沉積，這些沉積會發(fā)生在油管、抽油桿或者地面管線中，造成結(jié)蠟。因此常規(guī)試油(采油)工藝無法有效采出原油，造成地層出水的假象。

例如：X 581x井2 845～2 848 m井段氣測全烴最高為26.6%，采用抽汲工藝試油只產(chǎn)油花，產(chǎn)水25.83 m3。原油密度0.880 1 g/cm3,粘度33.01 mPa·s，凝固點41℃，含蠟20.95%，含硫0.22%，含瀝青質(zhì)和膠質(zhì)22.35%，從原油分析判斷油質(zhì)為高凝油。因此，在勘探開發(fā)過程中準(zhǔn)確識別原油是否為高凝油顯得更為重要。對于高凝油試油(采油)應(yīng)采取相應(yīng)的增溫(保溫)措施，確保井筒及管匯溫度高于凝固點，以確保試油成功。

5 應(yīng)用實例分析

以該區(qū)8層試油數(shù)據(jù)作為驗證層來進(jìn)行應(yīng)用效果分析，綜合符合率為83.1%，能夠滿足生產(chǎn)需求。以X 86x井為例，對應(yīng)用效果進(jìn)行分析說明。

X 86x井是部署在冀中坳陷饒陽凹陷南馬莊潛山帶的預(yù)探井。實鉆過程在沙三段1 890～1 921 m井段見到了油氣顯示(圖4)。全烴值較低，僅為0.047%～0.303%，組分不齊全，以C1為主，占94.12%～99.36%；井壁取心3顆，其中兩顆油斑顯示，一顆油跡顯示。熱解氣相色譜分析化驗數(shù)據(jù)顯示TPI為0.733～0.759，油質(zhì)屬于中質(zhì)油，氣相色譜譜圖顯示烷烴峰齊全，呈梳狀正態(tài)分布(圖5)。

根據(jù)氣相色譜譜圖的相對峰面積，計算出井深1 891.6 m蠟輕比值為6，蠟總比值為0.101；在圖板上落在了高凝油區(qū)域。同理，井深1 920.8 m蠟輕比值為4，蠟總比值為0.079；在圖板上也落在了高凝油區(qū)域(圖3)。結(jié)合自然電位判斷物性較差，綜合解釋為差油層。經(jīng)試油證實，1 890～1 921.6 m井段通過射流泵熱采工藝獲得產(chǎn)油2.8 t/d，原油密度0.862 5 g/cm3，粘度34.99 mPa·s，凝固點40℃，含蠟29.5%。投產(chǎn)后初期產(chǎn)油9.3 t/d,含水率9.81%，累計產(chǎn)油3 200 t，累計產(chǎn)水529 m3。

圖4 X 86x井綜合錄井圖

圖5 X 86x井1 891.6 m、1 920.8 m氣相色譜譜圖

6 結(jié)束語

高凝油作為一種特殊的中質(zhì)油雖分布廣泛，但存在隱蔽性，不易識別。通過熱解氣相色譜數(shù)據(jù)建立的識別圖板可有效解決隨鉆快速識別高凝油的難題，為準(zhǔn)確識別評價高凝油層起到了至關(guān)重要的作用，為后期試油工藝的優(yōu)選提供可靠依據(jù)，更好地服務(wù)于生產(chǎn)實踐，解決實際難題，從而提高了勘探成功率。