水下分流河道砂体连通性的定量分析方法*

于喜艳，肖丽华，李 帆，宋 鑫，吕 鹏

（中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452）

油藏地球化学研究成果表明，储层在多因素作用下可能存在有机隔层（如焦油席），造成油藏内部出现“储层连通，油层分隔”的现象，即砂层连通体不一定等同于流体连通[1,2]。开发初期依靠三维地震资料无法直接确定砂层内部流体连通程度，进而影响开发方案的决策部署。受测试条件等因素的影响，注示踪剂、不稳定试井等传统的用于连通性识别方法[3,4]得到的连通性认识不能有效指导生产实际。因无需关井、取样易操作等优点，油藏地球化学这一连通性识别方法被逐渐认可，已在国内外油田逐步得到应用[5-7]。

Z油田S砂体为沿南西-北东向展布的河道型含油砂体，属明化镇组下段浅水三角洲体系下的分流河道沉积（见图1）。S砂体投产初期部署2口油井S1、S2井，该砂体天然能量不发育，衰竭开发只持续1年时间，地层压降达12MPa，2口油井的产量及井底流压也呈持续下降趋势，急需研究转注补充地层能量的可行性。而2口油井间的储层流体连通认识将影响S1井的转注方案决策。本文通过油藏化学方法研究了Z油田S砂体的井间流体连通性，为转注的决策提供理论指导。

图1 明下段S砂体构造图Fig.1 Tectonic map of the lower S sand body

1 实验部分

1.1 材料及仪器

地化分析实验所用试剂正己烷、二氯甲烷、CS2，均为分析纯，天津市科密欧化学试剂有限公司；材料层析硅胶（0.149～0.075mm）、中性氧化铝（0.149～0.075mm），国药集团化学试剂有限公司。

原油分析所用试剂 苯、石油醚60～90℃、无水乙醇、丙酮，均为分析纯，天津市科密欧化学试剂有限公司。

材料5mL注射器、吸油棉。实验用油为渤海Z油田S砂体S1井、S2井脱气、脱水原油。

SVM3001运动粘度/密度计（82075309奥地利安东帕（中国）有限公司）；SYP1008-V石油产品凝点测定仪（1201503上海神开石油仪器有限公司）；Sindie7039XR含硫测定仪（BT-110107001美国XOS公司）；Agilent 7890B气相色谱仪（安捷伦科技（中国）有限公司）；Agilent7890B-5977A气相色谱质谱联用仪（CN15013089/US1450L431安捷伦科技（中国）有限公司）。

1.2 实验原理

利用指纹色谱的方法可以直接研究油藏内部流体的非均质性，有效判断油藏的分隔性和连通性，解决断层是否连通以及层间分布的问题，为油田开发奠定基础。对于连续油藏的石油表现出一致的色谱特征，而来源于不同油藏或不连通的石油则具有明显不同的色谱指纹。因此，可以应用石油色谱指纹的对比判断油藏的连通性。按一定的原则从气相色谱图上选择一批配对的相关烃类，计算每对化合物的相对组成(计算峰高比率)；采用极坐标方式，绘成表征气相色谱指纹分布的星状图，用来区分原油族群，辨别油藏流体的连通性[8-13]。

引入“相关系数”量化指标判定标准，见表1。该标准用于研究油藏流体连通性/油源示踪，辅助判断指纹星状图连通性判定。相关系数r计算方法见公式（1）。

表1 相关系数r判定标准Tab.1 Criteria of correlation coefficient r

2 结果与讨论

2.1 原油物性研究

色谱指纹用于判断连通性的主要实验流程步骤如下：原油样品的选取；原油物性分析包括原油API、含硫，粘度等参数测定；柱层析法分析原油中的饱和烃，芳香烃，极性组分和沥青质含量；饱和烃色谱分析；原油饱和烃、芳香烃组分GC/MS分析，对生物标志化合物进行分析，再确认原油中生物标志化合物组成。

原油物性分析，主要进行原油密度、粘度、硫含量、凝固点、蜡含量、胶质、沥青质等基础物性分析。

（1）原油密度、粘度 使用SVM3001运动粘度/密度计，将试样注入精确控温（样品检测所需温度）的测量池中，测量池由一对同心旋转的圆筒和一个U型振动管组成。通过测定试样在剪切应力下内圆筒的平衡旋转速度和涡流制动（与校准数据相关）得到动力黏度，通过测定U型管的振动频率（与校准数据相关）得到密度。运动黏度由动力黏度与密度的比值计算得到。

（2）凝固点 润滑油、深色石油产品及原油在试验条件下冷却到液面不移动时的最高温度，称为凝点。使用SYP1008-V石油产品凝点测定仪（1201503），将试样装在规定的试管中，并冷却到预期的温度时，将试管倾斜45°经过1min，观察液面是否移动。

（3）含硫量 采用Sindie7039XR含硫测定仪（BT-110107001），将样品置于从X射线源发射出来的射线束中，测定0.5373nm波长下硫Kα谱线强度。将最高强度减去在0.5190nm（对于铑靶X射线管为0.5437nm）的推荐下测得的背景强度，作为净计数率与预先制定的校准曲线进行比较，从而获得质量分数（%）或毫克每千克（mg·kg-1）表示的硫含量。

通过原油物性分析可以看出，S砂体2口油井原油物性，包括密度、粘度等参数，差异都很小。数据结果见表2。

表2 S砂体2口井原油物性数据表Tab.2 Crude oil physical properties data table for 2 Wells with S sand body

2.2 生标参数研究

利用气相色谱-质谱联用仪，对族组分分离得到的饱和烃组分进行分析，检测原油饱和烃中各类生物标志物的色谱峰，通过比较不同类型生标物质的峰高或峰面积，得到原油的有机质来源、沉积环境以及成熟度等信息。

主要仪器参数 色谱载气:99.999%He；进样口：300℃；传输线：250℃；色谱柱:HP-5MS弹性石英毛细柱（60m×0.25mm×0.25m）；柱温：初温50℃1min;15℃·min-1升温至100℃,以2℃·min-1升温至200℃,再以1℃·min-1升至315℃，保持20min；载气流速：1mL·min-1；质谱EI源，70eV；灯丝电流：100A；倍增器电压：1200V；sim模式。

各井饱和烃色质分析结果（见图2）通过生物标志物分析，正构烷烃均保存完整，姥/植比均为1.3，正构烷烃的分布特征也略有差异，主峰碳位置略有不同。C27-C28-C29甾烷呈“V”型分布，4-甲基甾烷含量较高，中等C19/C23三环萜烷，T s/T m大于1，低伽马蜡烷/藿烷值。综合上述特征，推测上述原油为混源成熟原油。选取常用的油源参数进行比较（图3），其计算结果基本一致，生标参数区分度不大，推断2口井为同一油源。

图2 各井生标特征对比图Fig.2 Comparison of the characteristics of each well

图3 各井油源参数对比图Fig.3 Comparison of the characteristics of each well

2.3 色谱指纹分析

利用气相色谱仪，对原油样品进行色谱分析，得到其中碳氢类化合物的信息。

主要仪器参数 载气:99.999%N2；进样口：310℃；检测器FID：320℃；色谱柱:HP-1弹性石英毛细柱（50m×200m×0.5m）；柱温:初温40℃保持10min，4℃·min-1升温至50℃,4℃·min-1升温至315℃保持67min；载气流速：恒流60mL·min-1，分流60∶1。

对2口井原油样品进行了原油全烃分析，选取合适的指纹峰对，进行指纹比对，结果见图4。指纹结果一致性很好，结果见图5，相关系数0.97。

图4 2口井样品全烃色谱比较Fig.4 Total hydrocarbon chromatographic comparisons of samples from 2 Wells

图5 全烃色谱指纹峰比较Fig.5 Total hydrocarbon chromatographic fingerprint peak comparison

2.4 饱和烃、芳烃色质指纹峰研究

利用气相色谱-质谱联用仪，对族组分分离得到的饱和烃、芳烃组分进行分析。

芳烃色质仪器参数如下：色谱载气:99.999%He；进样口：300℃；传输线：250℃；色谱柱:HP-5MS弹性石英毛细柱（60m×0.25mm×0.25m）；升温程序：50℃保持1min；再以15℃·min-1升至120℃，以3℃·min-1升至300℃，保持25min；载气流速：1mL·min-1。质谱EI源，绝对电压1023V；全扫描。

对2个原油样品进行族组分分离，对分离得到的饱和烃组分和芳烃组分进行了色谱质谱分析，选取色谱图上丰度较高的色谱峰对进行指纹比较，比较结果见图6、7。

图6 2口井饱和烃色质指纹峰比较Fig.6 Comparison of saturated hydrocarbon chromatographic fingerprint peaks in 2 Wells

各项分析结果指纹峰对的相关系数的结果见表3，相关系数均较好，证明两口井之间的连通性较好。

图7 2口井芳烃色质指纹峰比较Fig.7 Comparison of color fingerprint peaks of aromatics in 2 Wells

表3 2口油井相关系数表Tab.3 Correlation data of 2 Oil Wells

2.5 色谱指纹判断连通性评价

通过原油物性、生标参数的比较，初步判定Z油田的2口井原油物性较为相似，生标特征一致，为相同来源的原油。通过进一步的指纹比较，初步判定明下段S砂体S1、S2两口井指纹特征一致，推测其原油连通，因此，可以确定S砂体S1、S2两口井储层流体处于连通状态。

静态资料分析 地震资料分析S砂体井震匹配较好，河道方向储层连续、发育稳定；主河道方向地震资料连续性较好。

动态资料分析 S1、S2井生产动态参数变化趋势相似，产气量同一时间段突升，2口油井产油、产气量基本相同。数模拟合S2井地层压力变化趋势（见图8），用物质平衡法反算S2井地质储量，如按S1、S2井井间储层不连通，2019年11月S2井地层压力即降为0MPa，与该井在低压力系数下（0.35）稳定自喷生产动态矛盾，表明2口井储层应为连通状态。

图8 S2井地层压力预测对比图Fig.8 Formation pressure prediction correlation diagram of Well S2

3 结论

（1）通过对生标参数、色谱指纹峰的测试分析，对Z油田S砂体井间流体连通性进行了定量识别。所测试两口井的全烃相关系数为0.97、饱和烃色质相关系数为0.97、芳烃色质相关系数为0.98，可判定S砂体内部井间储层流体处于连通状态。

（2）分析表明，该指纹色谱分析认识与地震及油井生产参数分析结果相一致。指纹色谱分析方法可以有效判断水下分流河道砂体的分隔性和井间连通性。该方法与传统方法相比具有时效快、成本低、易操作等优点，尤其适用于油田开发初期的油井转注及中后期注采方案调整决策，提高油田开发效率。