气相烃类衍生参数解构法及其在渤海油田的应用＊

胡 云 谭忠健 张建斌

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

气相烃类衍生参数解构法及其在渤海油田的应用＊

胡 云1谭忠健1张建斌2

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

胡云，谭忠健，张建斌．气相烃类衍生参数解构法及其在渤海油田的应用［J］．中国海上油气，2017，29（5）：62－68．

HU Yun，TAN Zhongjian，ZHANG Jianbin．Decomposition of derived parameters from gaseous hydrocarbon and its application in Bohai oilfield［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：62－68．

受钻井工程及地质等因素影响，常规油气检测技术录取的数据精度不确定性较大。通过对渤海油田大量的气测录井数据分析，建立了气相烃类衍生参数解构法，该方法包含基础数据的筛选与校正以及衍生参数的选取与解释等流程，通过把地层油气信息解构成烃组分单元，并找出烃组分及其衍生参数与储层特性的内在联系，从而建立储层流体解释、储层界面识别以及生物降解程度分析等方法，创立了烃类数据评价储层的新模式。渤海油田应用效果表明，本文方法解释结论与测井及测试结果吻合度较高，分析方便快捷，极大地提高了气测录井烃类数据评价储层的效果。

气测录井；气相色谱；烃类衍生参数；储层流体解释；储层界面；生物降解程度；渤海油田

截至2016年，渤海油田共钻探井近千口，在新近系、古近系以及潜山发现油田及含油气构造170余个［1］。但是，渤海油田不同构造区块、不同层系油气显示特征不同，因此如何快速准确地评价这些油气显示是一项难题。

在钻井过程中，地层油气信息被钻井液与岩屑带入井筒内并返回井口。为准确捕捉井筒内油气信息，并进而评价储层性质，通常会采用不同的油气检测技术，如基于钻井液中气相烃类评价的常规气测录井、Flair实时流体分析、基于岩心岩屑的热蒸发烃气相色谱以及轻烃分析等地化评价方法，其中常规气测录井应用最为广泛［2－3］。

受地质因素及钻井工程因素影响，传统油气检测技术录取的数据精度不确定性较大，对数据的校正方法也不统一，致使烃类资料使用率低，解释准确度不高。笔者通过对渤海油田大量气相烃类数据的分析，总结出了气相烃类衍生参数解构法。该方法的分析对象是以钻井液为载体的常规气相烃类数据，包括基础数据的选取与校正以及衍生参数的选取与解释等流程。该方法通过把地层油气信息解构成烃组分单元，并找出烃组分及其衍生参数与储层特性的内在联系，从而建立油气水解释、储层界面识别以及生物降解程度分析等方法，创立了烃类数据评价储层的新模式。在渤海油田的应用效果表明，该方法解释结论与测井及测试结果吻合度较高，分析方便快捷，极大地改善了烃类数据评价储层的效果。

1 气相烃类衍生参数解构法的建立

1．1 基础数据选取

气相烃类基础数据主要来源于Reserval气测录井与Flair实时地层流体分析［4］。Flair录井具有恒温恒流、负压传输以及质谱分析等特点，数据质量远高于Reserval录井；但Flair录井成本较高，应用受到限制。目前气相烃类衍生参数解构法主要分析对象为Reserval气测数据，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）等数据。

1．2 数据校正

影响气相烃类数值的因素大致分为地质因素和工程因素。正常情况下，现场录井得到的数据能满足储层对比及评价的要求；但是对于复杂储层的对比评价，通过对工程因素进行修正能够进一步提高解释的准确度。研究表明，钻头尺寸、钻井液排量及钻进速度等钻井工程因素对气相烃类数据质量影响较大［5］，利用这3个参数进行数据校正可以达到更好的对比效果。气全量的校正公式为

式（1）中：NTG 为校正气全量；K 为经验常数；TG为气全量；FLOW 为钻井液排量；ROP 为钻速；D为钻头尺寸。

1．3 衍生参数选取与解释

除了受工程因素影响之外，气相烃类受地层岩性、储集空间类型以及含油气丰度等地质因素影响，通过单一烃组分的含量难以评价储层流体的类型及性质［6］。气相烃类衍生参数解构法以气相烃类参数为基础，优选能反映储层及流体性质变化的衍生参数作为评价指标，如 C1／C2＋、（C1＋C2）／（C4＋C5）、TG－∑Ccor、TG／∑Ccor、iC4／nC4、iC5／nC5等参数（其中：∑Ccor＝C1＋2C2＋3C3＋4iC4＋4nC4＋5iC5＋5nC5；C2＋＝C2＋C3＋iC4＋nC4＋iC5＋nC5），研究气相烃类衍生参数与储层特性的内在联系，从而建立油气水层解释、储层界面识别及生物降解程度分析方法（图1）。

图1 气相烃类衍生参数解构法分析流程Fig．1 Flow chart of gaseous hydrocarbon derived parameter decomposition method

2 在渤海油田的应用

2．1 储层流体分析

气态烃、液态烃及地层水的物理与化学性质不同，在储层中垂向分布具有一定的规律性［7］。气相烃类衍生参数解构法通过分析气相烃类参数及其衍生参数的特征来发现这些规律，有助于现场快速判断储层流体性质及储层流体界面。

渤海油田古近系埋藏较深，生物降解作用小，加之渐新统东营组三段以下泥岩具备较强生烃能力，所以气测组分类型齐全且数值高；而新近系由于埋藏较浅，生物降解作用明显，加上新近系泥岩不具备生烃能力，造成气测组分不全，通常缺乏C1以外的组分。因此，须利用不同的参数来分析新近系与古近系储层流体。

2．1．1 旅大1－X构造古近系储层流体分析

旅大1－X构造古近系发育大量构造层状油气藏，埋深2 000～3 000 m，油气层厚度大，部分油藏顶部存在气顶。LD1－X－S1井及LD1－X－2井均在东营组三段钻遇含气顶油气藏，不同之处是LD1－X－S1井处在气顶边界附近，而LD1－X－2井处于油气藏的高部位。由于重力分异作用，轻质烃组分含量从上到下逐渐降低［8］，可以通过轻重烃组分比值反映出这种分异特征（图2）。从图2可以看出，气顶气全量高且轻组分占比较高，而水层气全量以及轻组分比值均为低值（图2a）；通过钻井参数校正TG值可以明显提高气顶与油、水层的区分度（图2b）。但是，钻井过程中检测到的气测值会受钻井液密度、地层压力系数等其他复杂因素影响，所以简单利用TG、NTG值很难建立一个有效标准来准确区分油气水层。

图2 渤海旅大1－X构造气相烃类衍生参数图版Fig．2 Derived parameters chart of gas hydrocarbon in LD1－X structure，Bohai sea

分析认为，利用烃组分比值能很好地减小这些因素的影响，如利用 C2／C3与 C1／C2＋以及（C1＋C2）／（C4＋C5）与 C1／C2＋两个图版分析流体分布特征，单井油气水层投点呈线性分布，很好地反映了储层内部油气的纵向分异特征（图2c、d）。因此，在旅大1－X构造新井钻探过程中，利用该图版准确快速地判断了储层的流体类型及流体界面，结果表明LD1－X－S1井东营组三段储层C1／C2＋与C2／C3自上而下呈现逐渐减小趋势；而LD1－X－2井东营组三段储层C1／C2＋与C2／C3呈现明显的三段式分布，显示出明显的气油界面与油水界面（图3）。分析认为这是由于LD1－X－S1井东营组三段储层段夹层少，储层较为连续，不存在明显的气油界面与油水界面；而LD1－X－2井东营组三段储层段中泥岩夹层的遮挡作用导致明显的油气水相变特征的出现。

图3 渤海旅大1－X构造气测录井剖面特征Fig．3 Profile characteristics of gas logging in LD1－X structure，Bohai sea

2．1．2 垦利1－Y构造新近系储层流体分析

理想状态下，气全量TG值等于气测组分之和∑Ccor。但是，由于地层原油受轻质组分逸散及生物降解等因素影响，仪器无法检测的烃类组分大量富集，导致了气全量TG远大于∑Ccor。

2014—2016年，在渤海莱州湾凹陷南部斜坡带垦利1－Y构造钻探了10口探井，在新近系馆陶组、古近系沙三段及中生界均有重大油气发现，其中馆陶组平均深度950～1 100 m，原油受生物降解作用影响，油质较重，气测组分不全，以C1为主。选用TG－∑Ccor与TG／∑Ccor两个衍生参数来判断组分不全的新近系储层流体性质，结果表明油气层段TG－∑Ccor升高、TG／∑Ccor降低，两者反向交会，交会幅度一定程度上反映了地层的含油丰度（图4）。统计显示，该方法在 KL1－Y－3／5／2／8井等4口井的油层解 释 符 合 率 分 别 为 88．2%、94．4%、92．3% 及85．7%，取得了较好的应用效果。

2．2 储层界面识别

岩屑录井是储层界面识别常用地质录井方法，但当井眼状况不好或者钻井液携带能力差时岩屑的代表性差，此时气测资料的代表性更强。储层的顶部通常油气较富集，导致气相烃类数值比盖层高，所以储层顶界面判断较为简单。当储层有底水存在时，储层底部烃类数值与下部泥岩的基值相近，常规方法无法判断储层底界面［9－10］。

在LD1－X－S1与 LD1－X－2井钻探过程中，由于东营组三段储层底部气测值逐渐减低并保持平稳，通过气测值无法判断底界（图3）。然而，由于部分轻烃组分因地层水作用而流失，使得底部储层轻组分比值与烃源岩存在明显差别。从C1／C2、C1／C3及C1／C2＋等衍生参数可以看出，LD1－X－S1井2 918 m、LD1－X－2井2 680 m 烃组分比值变化明显（图3），同时可结合岩屑、荧光等手段综合判断是否钻穿储层。这种方法在地质导向中有较高的应用价值。

2．3 生物降解程度分析

地层原油遭受不同程度生物降解是引起地层原油性质改变的主要原因之一，也是渤海油田稠油油藏形成的主要因素之一。判断生物降解程度有利于研究地层原油分布规律以及进行油源对比，对油气田勘探开发具有积极作用［11－12］。由于无法做到每个油层都能取到地层原油样品，所以通过气相烃类数据来间接研究地层原油性质非常必要。

渤海油田浅层原油多为重质油或稠油，原油密度随深度增加而减小。利用iC4／nC4、iC5／nC5值及地化录井热蒸发烃气相色谱图可以将LD1－X－2井与LD1－X－3井分成3个生物降解级别（图5）。其中，I级几乎不存在生物降解作用，气测烃类组分齐全，iC4／nC4、iC5／nC5值低且稳定；岩屑热蒸发烃气相色谱图基线平直，正构烷烃组分齐全，主峰碳数小，为轻质油特征。LD1－X－2井2 528．64～2 598．64 m井段测试原油密度0．74～0．85 g／cm3，与解释结果符合。II级处于生物降解过渡段，气测重组分间断出现，储层段iC4／nC4、iC5／nC5值相对平稳；从LD1－X－2井2 013．64 m 岩屑热蒸发烃气相色谱图可以看出，储层中既有被降解后的重质烃组分，也有二次充注的轻质烃组分。II级降解主要发育中质油—重质油油藏，邻井LD1－X－1井在1 935．5～1 946．5 m井段（相当于II级生物降解）测试原油相对密度为0．95 g／cm3，为重质油。Ⅲ级为生物降解强烈阶段，气测值低且组分不全，iC4／nC4、iC5／nC5比值高且波动幅度大；岩屑热蒸发烃气相色谱图重质组分高且基线隆起，为稠油特征。

图5 利用衍生参数判断旅大1－X构造生物降解作用Fig．5 Using derived parameters to interpret biodegradation in LD1－X structure

需要注意的是，当生物降解达到一定程度后，地层原始烃类物质被大量破坏，利用气相烃类数据与热蒸发烃气相色谱评价地层流体难度较大，此时利用荧光录井或高精度生物标志物分析可以得到更好的分析效果［13］。

3 结论

通过对渤海油田大量气测录井数据分析，建立了气相烃类衍生参数解构法。该方法包含基础数据的筛选与校正以及衍生参数的选取与解释等流程，通过把地层油气信息解构成烃组分单元，并找出烃组分及其衍生参数与储层特性的内在联系，从而快速进行地层流体油气水层解释、储层界面识别以及生物降解程度分析。在渤海油田的应用效果表明，本文方法解释结论与测井及测试结果吻合度较高，分析方便快捷，从而为渤海油田勘探开发降本增效提供了新的思路。

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Decomposition of derived parameters from gaseous hydrocarbon and its application in Bohai oilfield

HU Yun1TAN Zhongjian1ZHANG Jianbin2
（1．Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin 300459，China；2．CNOOC EnerTech－Drilling ＆ Production Co．，Tianjin 300459，China）

Data accuracy from conventional gas logging is unstable for some drilling engineering and geology factors．Through analyzing large amount of gas logging data in Bohai oilfield，the decomposition method of gaseous hydrocarbon derived parameters is established，which includes basic data screening and correction，derived parameter selection and interpretation．The formation hydrocarbon data is decomposed into hydrocarbon component，and the intrinsic relationship between hydrocarbon component，derived parameters and reservoir characteristics is examined．Therefore，such methods as formation fluid interpretation，reservoir interface identification and biodegradation degree analysis are established，thus building a new model of reservoir evaluation with hydrocarbon data．The application in Bohai oilfield shows that interpretation with new method agrees with logging and testing results．The method is convenient and can improve reservoir evaluation effect with gas logging hydrocarbon data．

gas logging；gas chromatography；hydrocarbon derived parameter；reservoir fluid interpretation；reservoir interface；biodegradation degree；Bohai oilfield

TE142

A

1673－1506（2017）05－0062－07

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．008

＊中海石油（中国）有限公司综合科研项目“细分构造带的录井油气水解释模型及评价方法研究（编号：ZZKY－2016－TJ－01）”部分研究成果。第一作者简介：胡云，男，高级工程师，现任中国海洋石油公司渤海石油管理局工程技术作业中心地质总监，从事海上油气勘探作业与管理工作。地址：天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局（邮编：300459）。E－mail：huyun＠cnooc．com．cn。

2016－08－12 改回日期：2017－04－21

（编辑：张喜林）