李瑞彪,石 宁,陈兆明,徐 徽,柳保军,刘 浩

(中海石油(中国)有限公司 深圳分公司, 广东 深圳 518000)

珠江口盆地白云西洼经历过多轮的勘探, 早年钻探了多个目标, 虽未获商业发现, 但多口井钻遇不同程度油气显示。 其中以A1井为代表, 该井从珠江组下段开始至恩平组均有不同程度的荧光显示, 从钻后的岩屑样品抽提物地化分析对比来看, 发现了与白云主洼类型不同的烃源岩, 证实白云西洼具有一定的生烃潜力。 此后, 深圳分公司又对白云西洼进行了一次探索, 钻探了B1井, 该井钻后未发现任何油气显示, 这使得白云西洼的油气勘探再次陷入沉寂。

结合中国海洋石油总公司的合作勘探战略, 在深圳分公司的大力推动下, 2013年在白云西洼钻探了X1井, 该井在珠江组下段测井解释油层2层、 气层1层、 油水同层1层、 含油水层3层、 含气水层1层, 并分别取到2个油样(Oil 1、 2)、1个气样(Gas 1)和1个水样(取样深度3 092.0 m)。 该井的钻探再次证实了白云西洼的生烃潜力, 揭开了白云西洼油气勘探的序幕。

随着勘探工作向深部储层发展, 世界上越来越多的近临界油气藏被发现,相比于常规油气藏,近临界油气藏具有极其复杂的相态变化[1-3],如相态变化敏感性极强,微小的压降都可能导致气体或凝液的大量生成,因此,近临界油气藏的开采难度极大,需要在高压物性实验研究的基础上利用油气藏数值模拟技术来研究此类油气藏的开发开采方式。关于近临界流体的相态特征,前人已经作了大量较深入的研究,但多侧重于试验研究[4-6],鲜有文献涉及到对近临界流体成因的分析,为了进一步了解近临界流体的成因，本文在对白云西洼近临界油藏的流体特征进行总结的基础上，尝试对其成因进行探讨，以期为下一步的勘探和开采提供科学依据。

1 问题的提出——白云西洼油藏的“近临界流体”组成特征

将从X1井井下取出的2个油样(Oil 1: 取样深度3 070.5 m, 3支; Oil 2: 取样深度3 240.2 m, 2支)和1个气样(Gas 1: 取样深度3 181.0 m, 3支)送往实验室进行PVT实验分析。在得到的PVT分析报告(表1)中, 样品Oil 1的C样品在恒质膨胀实验中可见明显的流体收缩,且闪蒸和定容衰竭实验得到的气油比都极高,分别为1 456.3和2 099.7 m3/m3, 同时基于成分数据, 实验人员认为这一样品为“近临界流体”。截至目前,珠江口盆地已经发现了多个油气藏,且已对重要的PVT油气样品进行过多样次的PVT实验分析,但从未见过流体收缩如此明显、气油比如此高的情况。X1井的PVT分析报告中出现的“近临界流体”这一流体类型,在珠江口盆地尚属于第一次出现。该层“油”到底属于何种流体相态类型?它具有怎样的特征?又是怎么形成的?这些都成为了亟待解决的问题。

表1 白云西洼X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1样品PVT分析Table 1 PVT analysis of Oil 1, Oil 2 and Gas 1 of Well X1 in western Baiyun sag

2 白云西洼挥发油特征

2.1 油气藏流体类型判别

对于油气藏流体类型的判别,常用的方法有3种,即经验统计法、三元组成三角图判别法和相态研究判别法。

2.1.1 经验统计法 经验统计法主要是根据气油比和地面原油密度两项指标来判断流体类型(表2)。

表2 经验统计法判别油气藏流体类型[7]Table 2 Hydrocarbon fluid type discriminant by empirical statistical method

X1井Oil 1有3支PVT样品,其气油比为1 379.6～1 846.9 m3/m3, 地面原油密度为0.779 9～0.811 1 g/cm3。 按照经验统计法来判别, 则Oil 1被划分为凝析气, Oil 2被划分为普通黑油, Gas 1被划分为凝析气。

2.1.2 三元组成三角图判别法 三元组成三角图判别法主要是根据PVT样品井流物的C7+、C1+N2、C2～C6+CO2这3种组分端元来划分流体类型(表3)。从Oil 1的3个PVT样品井流物组成(表4)可以看出, 非烃成分CO2和N2含量有限、 C1含量中等、 富含中间烃C2～C6。 其中: C1+N2为38.255%～40.461%, C2～C6+CO2为51.311%～51.653%, C7+为8.228%～10.092%, 据此投图(图1), Oil 1虽然落在了凝析气区, 但是非常靠近凝析气区和挥发油区的边界,仍然划分为凝析气;Oil 2落在了黑油油藏区;Gas 1落在了凝析气区。

表3 三元组成油气藏判别Table 3 Hydrocarbon fluid type discriminant by ternary composition

表4 X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1井流物组成Table 4 Well fluids composition of Oil 1, Oil 2 and Gas1 in Well X1 mol%

图1 X1井Oil 1、Oil 2及Gas 1井流物三元组成三角投图Fig.1 Triangular chart of well fluids ternary composition of Oil 1, Oil 2 and Gas 1 in Well X1

2.1.3 相态研究判别法 相态研究判别法是根据流体相图来识别流体的相态的。 在多组分混合相图中, 地层温度高于临界温度的油气藏属于气藏, 否则属于油藏。 根据地层温度在油气藏流体相图中的位置, 可以进一步把油气藏流体分为干气、 湿气、 凝析气、 挥发油和黑油, 这几种油气藏各自的相图形态不尽相同。 PVT实验分析一般会绘制出样品的P-T相图,在相图上可以最直观、 最准确地判断出所研究烃类样品的具体类型, 这是判断流体相态最准确可靠的方法。 但可惜的是,X1井的 PVT实验分析中并未提供Oil 1的相图,只是根据其成分和高的气油比将其定义为“近临界流体”。

2.2 白云西洼“近临界流体”物理性质

从地下取出的PVT样品被带到实验室, 在进行各种实验分析后得到各种数据, 包括井流物组分组成分析数据、 油藏流体P-V关系测定数据、 定容衰竭采出井流物组成测定数据、 定容衰竭过程累积产出量实验计算、 定容衰竭过程瞬时产出量实验计算等项目。 通过其中的油藏流体P-V关系, 可以对流体的相态作出判断。P-V关系实验, 也称恒质膨胀实验, 是指在地层温度下测定恒定质量的地层流体的压力与体积的关系。

通过Oil 1的恒质膨胀实验结果(表5)发现, 该流体在储层温压下完全呈液态, 从饱和压力点开始降压,受溶解气逸出的影响, 在降压初期地层流体液相体积具有很强的收缩性(图2), 这是典型的近临界原油的特征,故Oil 1为近临界原油。

图2 X1井Oil 1的近临界特征(Pb为饱和压力)Fig.2 Near-critical features of Oil 1 in Well X1

表5 X1井Oil 1恒质膨胀实验结果Table 5 Experimental results of constant composition expansion of Oil 1 in Well X1

此外, 与白云凹陷已发现的其他油藏相比, Oil 1除了收缩性极强外, 其还具有气油比超高、 体积系数大、 泡点压力高、 储层原油密度低(表1)、 原油黏度低(0.120 mPa·s)等特点。

3 白云西洼挥发油成因探讨

3.1 有机质类型是形成不同类型油气相态的物质基础

白云西洼A1井是白云西洼唯一一口钻至恩平组烃源岩的探井, 故A1井烃源岩的分析结果代表了白云西洼烃源岩的情况。 基于烃源岩显微组分和烃源岩级别划分可知, 白云西洼A1井烃源岩显微组分以镜质组+惰性组占优势, 其次为腐泥组, 壳质组含量低; A1井恩平组和珠海组烃源岩有机质丰度较高, 大部分属于中等—好烃源岩级别, 而珠江组烃源岩有机质丰度和生烃潜力偏低(图3、 图4), A1井烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型(图5)。经过PVT分析,得到的Oil 1气液摩尔分数比约为10∶1, 即极少的油里面溶着极多的气。 而前人的大量研究认为， Ⅱ2-Ⅲ型的生气为主、 生油为辅的烃源岩是形成挥发油的物质基础[8-10]。 再者, X1井距离白云西洼烃源岩较近, 因为运移距离越远,洼陷生成的烃类物质的温压越难保持, 临近烃源岩在一定程度上起到了对运移流体保温保压的作用。

图3 白云西洼A1井烃源岩显微组分Fig.3 Micro components of source rock of Well A1 in western Baiyun sag

图4 A1井恩平组、珠海组、珠江组烃源岩级别划分Fig.4 Source rock grades of Enping Formation, Zhuhai Formation and Zhujiang Formation in Well A1

图5 A1井恩平组、珠海组、珠江组烃源岩类型Fig.5 Source rock types of Enping Formation, Zhuhai Formation and Zhujiang Formation in Well A1

此外, 对白云西洼烃源岩母质的沉积环境进行了分析。 通过白云西洼A1井恩平组泥岩岩心饱和烃气相色谱图及色质图(图6)可以看出, A1井恩平组泥岩岩心有两类: 第1类, 具有高Pr/Ph值(姥鲛烷比植烷), 指示烃源岩沉积于偏氧化的沉积环境, 有机质以陆源高等植物为主, 低奥利烷, 高双杜松烷, 贫C304-甲基甾烷, 推测为陆源有机质输入量较高的三角洲-浅湖沼泽相沉积(图6a、 b); 第2类, 具有姥鲛烷植烷均势的特征, 指示烃源岩沉积于还原性的沉积环境, 烃源岩中陆源有机质输入量低, 低奥利烷、低双杜松烷推测为陆源有机质输入较少的浅湖相沉积(图6c、d)。

图6 A1井恩平组泥岩岩心饱和烃气相色谱图及色质图Fig.6 Saturated hydrocarbon gas chromatograms and gas chromatogram-mass spectrograms of Enping Formation mudstone cores in Well A1

3.2 烃源岩的热演化阶段对油气相态的决定

通过对烃源岩的生排油气相态的演化分析, 发现不同热演化阶段下, 生成的烃类产物的相态存在差异, 只有成熟—高成熟的热演化阶段的烃源岩才可以生成挥发性油藏和凝析气藏[11]。白云西洼的烃源岩的成熟度在10 Ma的成藏期达到了1.3%及以上, 表明成藏期以来烃源岩已经处于成熟—高成熟阶段的挥发油相阶段——凝析气相阶段, 烃类产物气相比例逐渐增加、原油稳定性降低。烃源岩如此高的热演化阶段决定了白云西洼的烃类产物多为挥发油和凝析气。

3.3 埋藏深、盖层厚, 是其形成的重要原因

已有研究表明,埋藏深、 盖层厚是挥发油形成的重要条件[12-13]。 白云西洼X1井Oil 1地层埋深约达3 000 m, 且该层之上是厚达近3 000 m的大套厚层泥岩, 如此大的埋深以及巨厚的泥岩盖层, 可以起到保温保压的作用; 白云西洼地温梯度在3.38～3.74 ℃/100 m, 地温梯度中等, 埋藏深地层温度势必会上升, 而温度上升则能导致重烃热裂解为轻烃, 大大提高油藏的气油比。 此外, 温度和压力对流体相态类型起着物理制约作用[14-16], 地层温度与烃类体系的临界温度以及两个温度之差是决定相态的关键, 故Oil 1地层埋藏深、 盖层厚, 是该近临界挥发油形成的重要原因。

3.4 后期不受构造运动影响是其保存条件

如果挥发油藏和凝析气藏遭受到后期构造运动的破坏, 有可能因为泄压和降温， 轻组分挥发散失而挥发为气, 转化为普通黑油形成次生油藏[12-13]。自Oil 1成藏时期至今, 控圈断层活动性较弱, 这在一定程度上阻止了压力泄漏和降温。 后期构造运动较弱,是X1井的Oil 1挥发油能够保存下来的重要条件。

4 结论及建议

(1)经过多种方法判定,最后基于PVT实验分析认为白云西洼X1井的Oil 1流体类型为近临界挥发油,其典型特征是具有极高的收缩率；此外,它还具有气油比高、体积系数大、泡点压力高、储层原油密度低、黏度低等特点。

(2)对白云西洼近临界油藏的流体特征进行总结的基础上对其成因进行了探讨, 成藏期成熟—高成熟的烃源岩对其形成起决定作用、 Ⅱ2-Ⅲ型烃源岩是其形成的物质基础,埋藏深、 盖层厚、 后期不受构造运动影响, 也是其形成的重要条件。

建议:用常规方法进行流体相态判别时,有时会出现偏差,务必参考流体PVT实验结果来最终确定; 挥发油藏的泡点压力比较高, 且与地层压力之差较小, 所以此类油藏在开采过程中压力要时刻保持高于泡点压力, 否则会有大量油挥发成气、 原油体积收缩、 原油黏度增大, 不利于开采。