地化录井定量解释方法在南海东部海域西江凹陷的应用

曹孟贤，蒋钱涛，向 超

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，深圳518000；2.中法渤海地质服务有限公司深圳分公司，深圳518000）

地球化学录井技术（简称地化录井）是通过运用地化录井仪对地下岩层开展分析，包括对储集岩含油气的分析和对烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度、生烃和产烃的一系列评价，主要包括岩石热解分析、岩石热解气相色谱分析及轻烃分析技术。地化录井是直接以储层、烃源岩为研究对象，对地层中与油气紧密相关的烃类信息（如：烃含量、组分、烃分布特征等）进行研究，进而解释储层流体性质、评价烃源岩的一种方法。

地化录井解释方法多种多样，主要有以下几种：原始数据法、比值法、参数法、区域图版法。如中国海洋石油有限公司勘探监督手册地质分册就是用比值法和参数法来区分储层流体类型［1］，而用得最多的是图版法，如潘志清、谭伟雄等通过地化录井资料建立了评价标准图版［2-3］，他们采用的区域图版基本都是定性解释，且流体类型评价的精度不够高。地化录井解释方法目前应用较多的是识别低级别显示层、疑难层［4-9］及低阻油层［10-12］。

1 储层特征

南海东部海域油藏类型复杂，流体性质多样，如开平凹陷、恩平凹陷的稠油层，荧光不明显，气测值极其异常，幅度较低；流花凹陷存在低气油比，为低阻油层；西江凹陷古近系低阻油层特征明显，这类油层的特点是电阻率曲线和上下围岩相比幅度值低，流体类型难以确定。同时，还有一些无荧光或者微弱荧光的油层，这些都加大了勘探发现的难度，为了更好地辨识确认油层，需要寻找一种新方法来解决南海东部海域油藏类型复杂的难题。

西江凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷西翼，古近系油层呈现低孔、低渗、低阻的“三低”区域特征，油层、油水同层、水层电阻率差异不明显，另外，古近系油层气油比低，加上为成熟烃源岩的泥岩埋藏深，气测基值较高，因此利用常规录井解释方法或测井资料都无法明确判别流体类型。

2 地化录井定量解释方法

首先利用地化录井资料建立“OPI”与“S1/S2”相关图版（以下称轻组分比值图版），其中横坐标“OPI”指油产率指数，反映地层的含油丰度，纵坐标“S1/S2”是原油轻重组份指数，为轻质、中质的液态油和重质的胶质、沥青质的比值，反映地层流动性好的液态油的多少。在轻组分比值图版上分别对油层和水层添加趋势线，发现其指数拟合关系最好，即相关程度最高（如图1），油层趋势线相关系数为R=0.998 7，水层趋势线相关系数为R=0.995 4。

图1 西江凹陷地化录井定量解释轻组分比值图版

轻组分解释图版添加趋势线后可以分别得到油层和水层的趋势线方程：

解上面的方程组，可以得到油层线和水层线的交点A 点（0.50，1.14），如图1 所示，“OPI”值大于0.50、“S1/S2”值大于1.14 的点为油层点，即轻组分比值图版上A 点右上角为油区；而“OPI”值小于0.50、“S1/S2”值小于1.14 的点为水层点，即轻组分比值图版上A 点左下角为水区，A 点周围10%的区域是油水同层区。

分析横坐标为“S2×100/（S0+S1+S2）”（重质的胶质、沥青质在整个地层中烃类含量的比值），纵坐标“S1/S2”（指重质的胶质、沥青质和轻质、中质的液态油的比值）的图版（以下称重组分比值图版）。在重组分比值图版上分别对油层和水层添加趋势线，同样，指数式的趋势线拟合最好，即相关程度最高（如图2），油层趋势线相关系数为R=0.996 7，水层趋势线相关系数为R=0.999 1。

图2 西江凹陷地化录井定量解释重组分比值图版

该区域重组分解释图版添加趋势线后可以分别得到油层和水层的趋势线方程：

解上面的方程组，得到油层线和水层线的交点B 点（50.20，1.01），即“S2×100/（S0+S1+S2）”值 小 于50.20、“S1/S2”值小于1.01 的点为油层点，即重组分比值图版上B 点左下角为油区；而“S2×100/（S0+S1+S2）”值大于50.20、“S1/S2”值大于1.01 的点为水层点，即重组分比值图版上B 点右上角为水区，B 点周围10%的区域内是油水同层区。结合轻组分比值图版、重组分比值图版及其它资料，该凹陷新钻探井就可以按照此标准进行定量解释。

3 实例分析

XJCC-A-C 井4 873～4 885 m 井段流体性质难以确定，因为该层段电阻率曲线基本没有变化，电阻率值均在10～20 Ω·m 之间，上部层段4 873～4 880 m 气测没有异常，下部层段4 881～4 885 m 气测稍有异常，但是两层之间仅有1 m 薄层泥岩，是否具有分隔能力很难确定，而这薄层泥岩的分隔能力直接决定下部层段的流体性质。为了清晰目标井段资料，分别取4 873～4 880 m 和4 881～4 885 m这两层段地化录井数据在轻组分和重组分地化录井解释图版上进行投点。

先看轻组分解释图版，4 881～4 885 m（I 类解释层）都落在图版的右上角，即轻组分解释图版上的油层区，而4 873～4 880 m（Ⅱ类解释层）的数据都落在图版的左下角，即轻组分解释图版上的水层区（图3）。而数值上看4 881～4 885 m 数据都比油水分界点大，4 873～4 880 m 的数据都比油水分界点小。因此，按照西江凹陷地化录井轻组分解释图版的解释，4 881～4 885 m 地化录井解释为油层，4 873～4 880 m地化录井解释为水层。

图3 地化录井轻组分比值图版对目标井段的解释

再看重组分解释图版的解释，4 881～4 885 m（I 类解释层）落在图版的左下角，即重组分解释图版上的油层区，而4 873～4 880 m（Ⅱ类解释层）的数据落在图版的右上角，即轻组分解释图版上的水层区（图4）。数值上看4 881～4 885 m（I类解释层）数据都比油水分界点小，4 873～4 880 m（Ⅱ类解释层）的数据都比油水分界点大。因此，按照西江凹陷地化录井重组分解释图版的解释，4 881～4 885 m 地化录井解释为油层，4 873～4 880 m 地化录井解释为水层。

图4 地化录井重组分比值图版对目标井段的解释

通过西江凹陷地化录井轻组分定量解释图版和重组分定量解释图版对4 873～4 885 m 层段的解释，两种解释结论一致，即4 881～4 885 m 层段解释为油层，4 873～4 880 m 层段解释为水层（图5），与测压取样结论一致，证实了4 880～4 881 m 泥岩段具有封隔能力。

图5 XJCC-A-C井地化录井定量解释成果

利用地化录井定量解释方法在南海东部海域西江凹陷多口井进行了解释，并和试油结果、测压取样结果进行对比，解释符合率达到91.3%（见表1）。

表1 西江凹陷地化解释和综合解释对比表

4 结论

（1）采用地化录井轻组分比值和重组分比值两种定量解释方法互相验证，可以提高解释结果的可靠性。

（2）通过地化录井定量解释方法在西江凹陷的应用，能有效解决南海东部海域油藏类型复杂的问题，为后续作业提供指导、决策作用，并产生直接经济效益，具有一定的推广应用前景。