冀中坳陷高凝油录井识别方法探讨

徐 婕 孟庆峰 徐 皓 乔德民 王灿丹婷 张建山 李艳月 刘 玥 陈玉蓉 杨学辛

(中国石油渤海钻探第二录井公司)

0 引 言

冀中坳陷存在一种特殊的中质油，其含蜡量一般为21%～35%,凝固点为35～67℃，析蜡温度为60～74℃，属于高凝油。在录井、测井解释评价过程中，由于难以有效识别出高凝油，导致解释评价出现矛盾，录井资料反映是油层，测井解释却反映是干层。这种原油本身存在的特性和隐蔽性给准确识别带来了很大的难度。由于原油在低于凝固点的条件下处于凝固状态，使得原油流动性变差，常规的试采工艺难以有效地将原油采出。因此，准确识别高凝油将对勘探开发起到至关重要的作用。

本文利用岩石热解气相色谱分析技术对高凝油进行有效识别，同时建立相应的识别图板，取得了一定的效果，可有效地解决随钻快速识别高凝油的难题，为后期试油工艺的优选提供可靠依据，从而利于提高勘探成功率。

1 高凝油特性及录井特征机理分析

录井资料响应特征除受钻井条件、钻井工艺等因素影响外，主要由油气藏的性质控制，油气藏的性质不同，原油物性就有差异，录井响应特征就有差异。

1.1 高凝油特性

原油的性质目前主要通过密度、粘度、含硫量、含胶量、沥青质、初馏点、凝固点、含蜡量等物性参数来体现，原油性质不同，物性参数也有较大差别[1]。

凝固点是指原油由液体冷却为固体时的温度。原油的凝固点一般在-50～35℃之间。凝固点主要与原油中蜡、沥青胶质及轻质油等的含量有关，轻质组分含量与凝固点呈负相关；重质组分含量与含蜡量、凝固点呈正相关。

含蜡量主要是在常温常压条件下原油中所含石蜡和地蜡的比值。其中主要是石蜡(C16H34-C64H130的固态烷烃)，以C26-C50的长链饱和烃为主，是一种白色或淡黄色固体，熔点为37～76℃。石蜡在地下以胶体状溶于石油中，当压力和温度降低时，会从石油中解析出结晶。石蜡的析出会使原油凝固，使原油粘度增大。含蜡量随石蜡开始结晶析出的温度上升而增加，含蜡量越高，凝固点也就越高。

因此通常把凝固点高于35℃，且高含蜡的原油定义为高凝油。冀中坳陷高凝油平面分布较广，且层系不一，沙河街组及潜山均有分布；原油凝固点整体上呈南高北低。

1.2 高凝油录井特征机理分析

通过对已钻井的资料进行分析不难发现(表1)，高凝油气藏的气测显示不活跃，岩屑等实物含油显示高，而这一显示特征是由高凝油气藏高含蜡的特性决定的。

当油气层埋藏较深时，在地层原始高温高压状态下，烃类气体和石蜡均呈液相。当油层被钻开后，油气与钻井液混合后上返，在上返的过程中，溶解气受逐渐降低的温度和压力影响不断解析出来，同时，液态石蜡也会不断地结晶析出，石蜡的结晶析出会使原油稠化凝结，稠化凝结的原油或呈悬浮状态存在于钻井液中，或吸附于岩屑和钻井液固体颗粒表面。原油的稠化凝结反过来抑制了溶解气的析出，稠化作用加强了对分子量大的烃类气体的吸附，使乙烷及其他分子量较大的烃类气体更难检测，最终导致钻井液里含气浓度低且以C1为主，重烃含量极低甚至没有。当井较浅时，若地层温度低于石蜡的析蜡温度，石蜡在地层中就已经结晶，则析出的气会更少。

低蜡原油的析蜡反应表现则不明显，原油并不会稠化凝结。因此，随着钻井液上返压力的降低，溶解气会最大程度解析出来，而录井的油气响应特征并不明显，这就是高凝油与正常油录井油气响应特征的区别所在[2-3]。

表1 不同区域高凝油原油分析统计

2 高凝油录井响应特征

高凝油在冀中坳陷分布较广，但由于全烃值低，容易被遗漏和忽视[4-5]。通过开展相关的研究工作，收集了冀中坳陷高凝油、正常油以及典型的重稠油共20余口井的地质录井、气测录井、热解及色谱分析、试油数据进行类比，总结高凝油录井响应特征规律，有效区分了高凝油、正常油和重稠油，并准确识别高凝油，为“增储上产”提供有利支撑。

以冀中坳陷饶阳凹陷南马庄地区为例，该区域Es3上油源正常油的录井响应特征表现为：气测全烃值较低，一般为1%～3%；组分齐全，C1一般占65%～70%，呈油性特征。壁心实物显示级别较高，热解气相色谱分析化验数据显示TPI为0.6～0.8，反映油质为中质油，Pg为5～10 mg/g，代表含油丰度较低；热解气相色谱谱图显示烷烃峰齐全，呈梳状正态分布。

冀中坳陷典型的重稠油的录井响应特征表现为：气测全烃值较高，基本大于10%，组分不齐全，以C1为主，一般占95%～100%。壁心实物显示级别高，热解气相色谱分析化验数据显示TPI为0.4～0.6，反映油质为重质油，Pg大于20 mg/g，代表含油丰度较高；热解气相色谱谱图显示烷烃峰不齐全，表明可能遭到生物降解或水洗破坏严重。

南马庄高凝油的录井响应特征表现为：气测全烃值低，仅为0～0.5%；组分不齐全，以C1为主，占95%～100%；从组分构成上看，与重稠油的组分响应特征相似。壁心实物显示级别高，热解气相色谱分析化验数据显示TPI为0.6～0.8，反映油质为中质油，Pg大于10 mg/g，代表含油丰度较高；热解气相色谱谱图显示烷烃峰齐全，呈梳状正态分布，其热解分析数据和气相色谱谱图的特征与中南马庄地区Es3上油源的正常油响应特征相似。

由此可见，高凝油组分特征与热解气相色谱谱图存在很明显的不一致性，这也是高凝油油气显示的另一个非常明显的特征。

3 高凝油识别

制约高凝油产能的主要因素是凝固点的高低，主要取决于含蜡量的多少。

3.1 基础实验

石蜡是固态高级烷烃的混合物，主要成分的分子式为CnH2n+2，其中n=17～35。主要组分为直链烷烃，还有少量带个别支链的烷烃和带长侧链的单环环烷烃；直链烷烃中主要是正二十二烷(C22H46)和正二十八烷(C28H58)。原油中的蜡通常是C17以上的直链烷烃，其支链很少，蜡分子的碳原子数可高达70以上。由于高凝油中蜡的分子量不同，导致物理性质差别较大。前苏联格罗兹尼油田统计结果表明：原油中蜡的碳原子数越大，蜡的熔点(即熔蜡温度)越高；原油中蜡的碳原子数越小，蜡的熔点越低。由于蜡以分子形式存在于高凝油中，蜡的熔化和析出是物理现象。也就是说，析蜡温度的高低与原油中蜡的最高碳原子数关系密切，即原油中蜡的最高碳原子数越小，析蜡温度越低；原油中蜡的最高碳原子数越大,析蜡温度越高。在此基础上选取少量白蜡和红蜡样品，进行石蜡含碳量分析实验。

3.2 含蜡参数确定

通过选取少量白蜡和红蜡样品，进行了石蜡含碳量分析实验。根据热解气相色谱谱图上的峰型及每个烷烃峰的相对峰面积可以看出，白蜡的优势峰在nC24-nC28,主峰碳为nC26；红蜡的优势峰在nC23-nC27,主峰碳为nC25。不论红蜡还是白蜡，谱图烷烃峰相对较高的主要集中在nC24-nC27，而轻质的烷烃峰nC10-nC15相对峰面积却很低，因此将nC24-nC27峰面积的高低作为判断含蜡高低的依据。最终优选出两个敏感参数蜡轻比∑(C24-C27)/∑(C10-C15)和蜡总比∑(C24-C27)/总相对峰面积作为高凝油识别图板的横纵坐标(表2、表3、图1、图2)。

表2 红蜡、白蜡色谱烷烃峰相对峰面积统计

表3 红蜡、白蜡蜡轻比、蜡总比统计

图1 红蜡气相色谱谱图

图2 白蜡气相色谱谱图

3.3 识别图板的构建

3.3.1 数据收集

据统计，南马庄试油为高凝油的有3口井，分别为X 581x、X 583x和X 60井(表4)；正常油试油的井选取了X 64x、X 62x、J 258、J 257、J 256等12口井作为数据来源(表5)。收集高凝油和正常油代表井的岩石热解气相色谱谱图中每一个烷烃峰的相对峰面积，并计算烷烃峰nC10-nC15的相对峰面积之和，及烷烃峰nC24-nC27的相对峰面积之和。

表4 高凝油代表井统计数据

3.3.2 识别图板的建立

利用高凝油代表井和正常油代表井计算出的两项敏感参数，建立二维直角坐标系。以∑(C24-C27)/∑(C10-C15)为横坐标，以∑(C24-C27)/总相对峰面积为纵坐标；将解释目标区已试油证实的样本点的蜡轻比和蜡总比数据在二维直角坐标系中进行交会；根据高凝油和正常油在二维直角坐标系中的交会点分布情况，确定高凝油所处的平面位置，即价值区间。

从图板(图3)可以看出，正常油与高凝油之间区分效果较好，分界较为明显。

将需要解释层的相应参数在图板中投点，依据落点所处图板位置对其原油性质进行判断。若处于高凝油价值区，特征可判断为高凝油；若处于正常油价值区，特征可判断为正常油。

这种高凝油识别图板有效地解决了随钻快速识别高凝油的问题，可为试采工艺的选取提供科学依据，从而提高勘探开发整体效益。

表5 正常油代表井统计数据

图3 高凝油识别图板

4 试油工艺的优选

高凝油具有高含蜡的特点，而石蜡具有较高的凝固点，正是由于这个特性，当温度低于其凝固点时，在石油中趋于凝固，形成微晶体聚集，这些聚集物将不断增长并有规律地产生沉积，这些沉积会发生在油管、抽油杆或者地面管线中，造成结蜡。因此常规试油(采油)工艺无法有效采出原油，造成地层出水的假象。

例如：X 581x井2 845～2 848 m井段气测全烃最高为26.6%，采用抽汲工艺试油只产油花，产水25.83 m3。原油密度0.880 1 g/cm3,粘度33.01 mPa·s，凝固点41℃，含蜡20.95%，含硫0.22%，含沥青质和胶质22.35%，从原油分析判断油质为高凝油。因此，在勘探开发过程中准确识别原油是否为高凝油显得更为重要。对于高凝油试油(采油)应采取相应的增温(保温)措施，确保井筒及管汇温度高于凝固点，以确保试油成功。

5 应用实例分析

以该区8层试油数据作为验证层来进行应用效果分析，综合符合率为83.1%，能够满足生产需求。以X 86x井为例，对应用效果进行分析说明。

X 86x井是部署在冀中坳陷饶阳凹陷南马庄潜山带的预探井。实钻过程在沙三段1 890～1 921 m井段见到了油气显示(图4)。全烃值较低，仅为0.047%～0.303%，组分不齐全，以C1为主，占94.12%～99.36%；井壁取心3颗，其中两颗油斑显示，一颗油迹显示。热解气相色谱分析化验数据显示TPI为0.733～0.759，油质属于中质油，气相色谱谱图显示烷烃峰齐全，呈梳状正态分布(图5)。

根据气相色谱谱图的相对峰面积，计算出井深1 891.6 m蜡轻比值为6，蜡总比值为0.101；在图板上落在了高凝油区域。同理，井深1 920.8 m蜡轻比值为4，蜡总比值为0.079；在图板上也落在了高凝油区域(图3)。结合自然电位判断物性较差，综合解释为差油层。经试油证实，1 890～1 921.6 m井段通过射流泵热采工艺获得产油2.8 t/d，原油密度0.862 5 g/cm3，粘度34.99 mPa·s，凝固点40℃，含蜡29.5%。投产后初期产油9.3 t/d,含水率9.81%，累计产油3 200 t，累计产水529 m3。

图4 X 86x井综合录井图

图5 X 86x井1 891.6 m、1 920.8 m气相色谱谱图

6 结束语

高凝油作为一种特殊的中质油虽分布广泛，但存在隐蔽性，不易识别。通过热解气相色谱数据建立的识别图板可有效解决随钻快速识别高凝油的难题，为准确识别评价高凝油层起到了至关重要的作用，为后期试油工艺的优选提供可靠依据，更好地服务于生产实践，解决实际难题，从而提高了勘探成功率。