超臨界狀態(tài)CO2含量半定量評價及流體識別
——以巴西桑托斯盆地鹽下為例

龐旭，邵大力，王紅平，左國平，楊柳，王朝鋒，張勇剛，邵冠銘

中國石油杭州地質(zhì)研究院

0 前言

測井流體識別一直是儲層測井評價的關(guān)鍵問題，也是儲層評價的基礎(chǔ)。儲層中最常見的流體包括油、以甲烷為主的烴類氣以及水，目前國內(nèi)外針對常規(guī)流體的識別技術(shù)已非常成熟。但是，對以超臨界狀態(tài)CO2為主的非烴類氣、凝析氣、揮發(fā)油等流體的識別還缺乏有效的技術(shù)手段。21世紀(jì)以來，隨著我國濟(jì)陽坳陷勝利油田、鶯歌海盆地樂東氣田、松遼盆地昌德氣田、渤海海域秦南凹陷Q油氣田等高含CO2氣田的發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)學(xué)者對CO2氣體識別的研究也逐步深入。早期的研究主要針對CO2氣體與以甲烷為主的烴類氣、凝析氣的識別，常規(guī)識別方法是根據(jù)中子孔隙度、密度孔隙度、聲波速度建立交會圖［1-2]，并根據(jù)組分分析模型最優(yōu)化定量識別CO2［3]。隨著越來越多復(fù)雜流體性質(zhì)的出現(xiàn)，學(xué)者們不斷利用其他測井、測試資料進(jìn)行流體性質(zhì)識別，其中包括利用錄井信息中的氣測測井值識別流體性質(zhì)［4]，利用測井資料計算氣油比［5-6]等方法。但是這些方法適用對象多為埋深較淺（小于2 000 m），且儲層孔隙度較高（15%～30%）的砂巖儲層。當(dāng)儲層孔隙度較小且地層埋深較大時，中子測井和密度測井的測井響應(yīng)較弱，流體性質(zhì)難以識別。

隨著近年來巴西桑托斯盆地鹽下油氣勘探不斷獲得巨大發(fā)現(xiàn)，勘探活動不斷增加，越來越多的鉆井揭示，桑托斯盆地鹽下儲層流體性質(zhì)極為復(fù)雜，除了常規(guī)油氣之外，還存在以超臨界狀態(tài)CO2為主的非烴類氣、含超臨界CO2的凝析氣和揮發(fā)油等流體。由于儲層具有埋深較大（一般大于4 000 m），且呈低—中孔隙度、含超臨界CO2的特殊性，造成部分井段無法根據(jù)常規(guī)測井及錄井資料識別流體性質(zhì)，因此，有必要尋求新的識別方法，并充分利用國內(nèi)外先進(jìn)的測井系列，更深入、更精細(xì)地識別流體性質(zhì)。

本文以巴西桑托斯盆地鹽下白堊系儲層為例，利用CO2不含氫原子及其在超臨界狀態(tài)下密度與油密度相當(dāng)?shù)奈锢硖匦?，基于測井資料及地層測試、試油資料，通過密度孔隙度-中子孔隙度交會、密度孔隙度-電纜核磁共振總孔隙度與隨鉆核磁共振總孔隙度之間的差值交會建立CO2半定量識別圖版，并進(jìn)一步以CO2含量為評價流體類型的依據(jù)，形成了一項超臨界狀態(tài)CO2半定量測井評價及流體識別技術(shù)。

1 地質(zhì)背景及數(shù)據(jù)基礎(chǔ)

桑托斯盆地位于巴西東南部海域，北鄰坎波斯盆地［7]，面積約32.7×104km2，水深0～3 200 m。桑托斯盆地鹽下目前已發(fā)現(xiàn)Lula、Libra、Franco等多個巨型油氣田，鹽下白堊系主要發(fā)育兩套湖相碳酸鹽巖儲層，包括以微生物灰?guī)r為主的Barra Velha組和以介殼灰?guī)r為主的Itapema組，具有豐富的油氣資源和巨大的勘探潛力［8]。儲層內(nèi)高含CO2且分布廣泛：Lula油田、Sapinhoa油田和Atapu油田的CO2含量均在0～20%之間；Libra油田的CO2含量在西北區(qū)平均為45%，中區(qū)平均為67%，東區(qū)平均為99%；Jupiter油田的CO2含量介于55%～80%（圖1）。

圖1 巴西桑托斯盆地鹽下CO2含量分布圖Fig.1 Distribution map of CO2 content in pre-salt of Santos Basin,Brazil

本次研究選取有地層測試、閃蒸分離實驗數(shù)據(jù)或試油結(jié)論的10個區(qū)塊共47口井、242個深度點(diǎn)或深度段的數(shù)據(jù)，其中樣本選取32口井共201個深度點(diǎn)或深度段，另外15口井、42個深度點(diǎn)或深度段參與方法驗證。

2 方法原理

2.1 超臨界CO2的概念

純CO2的相態(tài)受溫度、壓力的影響。在不同的溫度、壓力下，CO2可呈現(xiàn)氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)和超臨界態(tài)（圖2）。CO2的臨界溫度為31.1℃，臨界壓力為7.23 MPa［9]，當(dāng)CO2溫度、壓力分別高于臨界溫度、臨界壓力時，CO2就處于超臨界態(tài)。在這種狀態(tài)下，CO2流體兼具氣液兩相的特點(diǎn)［10-13]。

據(jù)張鏡澄［9]研究成果的圖版（圖2）分析，桑托斯盆地鹽下白堊系Barra Velha組、Itapema組埋深約4 000～6 000 m，溫度為70～85℃，壓力為60～66 MPa，在如此高溫高壓條件下，CO2為超臨界態(tài)。對研究區(qū)P區(qū)塊P-1井測試井段進(jìn)行取樣分析，CO2含量為96%～99%，密度可達(dá)0.90～0.91 g/cm3，可見超臨界態(tài)CO2具有與油相當(dāng)?shù)拿芏取?/p>

圖2 桑托斯盆地CO2相態(tài)圖（據(jù)文獻(xiàn)［9]修改）Fig.2 Phase distribution of CO2 in Santos Basin（cited from［9],modified）

2.2 CO2半定量評價方法

通過理論上對超臨界CO2與凝析氣、油層的測井響應(yīng)特征的研究，發(fā)現(xiàn)這三者在測井響應(yīng)上有較明顯的區(qū)別與相同點(diǎn)。區(qū)別在于不同流體的含氫指數(shù)不同：CO2中不含氫原子，故CO2含氫指數(shù)是0；原油的密度為0.85 g/cm3，一般認(rèn)為含氫指數(shù)為1.05；以甲烷為主的烴類氣的含氫指數(shù)為0.55。相同點(diǎn)為超臨界態(tài)CO2與油的密度相當(dāng)。因此，基于不同流體的測井響應(yīng)的差異與相同點(diǎn)，本文提出兩種情況下的CO2半定量評價方法：在無隨鉆核磁共振測井的情況下，應(yīng)用密度孔隙度-中子孔隙度交會法；在有隨鉆核磁共振測井的情況下，優(yōu)先選擇密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?斜率法。

2.2.1 密度孔隙度-中子孔隙度交會法

據(jù)以上分析，CO2含量越高，則流體含氫指數(shù)越低，中子孔隙度與密度孔隙度之間的差別就越大，在測井解釋柱狀圖上的中子孔隙度與密度曲線的“包絡(luò)”特征越明顯。故基于密度孔隙度-中子孔隙度交會圖，以16口井42個深度點(diǎn)或深度段的地層測試、閃蒸分離實驗、試油結(jié)論刻度了密度孔隙度-中子孔隙度交會法CO2半定量評價圖版（圖3），可將CO2含量區(qū)分為0～60%、60%～100%。

圖3 密度孔隙度-中子孔隙度CO2半定量評價圖版Fig.3 Chart for CO2 semi-quantitative identification by crossing of density porosity and neutron porosity

總的來看，在孔隙度小于10%的情況下，中子、密度測井響應(yīng)變化幅度不明顯，各類數(shù)據(jù)點(diǎn)在交會圖上區(qū)分不開。隨著孔隙度增加，物性變好，各類數(shù)據(jù)點(diǎn)的差異逐漸明顯。

2.2.2 密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?斜率法

核磁共振測井僅對儲層孔隙流體氫元素敏感，且不受巖石骨架的影響。本次研究中利用核磁共振測井對孔隙流體具有特殊敏感性的特點(diǎn)，建立了不同CO2含量條件下密度孔隙度-核磁孔隙度差值交會圖（圖4）。電纜核磁共振探測深度淺，信號主要來自沖洗帶，難以提供原始地層可動烴含量的信息［14]。隨鉆核磁共振測井則彌補(bǔ)了電纜核磁共振測井的這一缺陷，它在鉆井過程中進(jìn)行測量，能夠獲得原始地層信息，可以忽略泥漿侵入等影響。當(dāng)儲層物性較好且流體中高含超臨界CO2時，隨鉆核磁共振測量的含氫指數(shù)變小，T2值小于或接近T2截止值，T2譜呈單峰；泥漿侵入、浸泡后進(jìn)行的電纜核磁共振測井，由于泥漿侵入影響了原始地層流體性質(zhì)，使得電纜核磁測得的含氫指數(shù)變大，T2值高于T2截止值，T2譜呈雙峰，這顯示為有油氣信號。由此可見，地層中超臨界CO2含量越高，電纜核磁共振與隨鉆核磁共振的差異越大。根據(jù)二者差異，構(gòu)建新的核磁孔隙度差值Δ?，公式如下：

圖4 不同CO2含量條件下密度孔隙度-核磁孔隙度差值交會圖Fig.4 Crossplot of density porosity andΔ?at condition of different CO2 content

式中，Δ?為孔隙度差值，%；?NMR為電纜核磁總孔隙度，%；?NMR_LWD為隨鉆核磁總孔隙度，%。

圖4為A區(qū)塊X-6井、X-17井、X-21井，P區(qū)塊P-1井MDT測試層段（CO2含量分別為0.02%、44%、66%、96%）的密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?交會圖。由圖4可見，在CO2含量相同的情況下，Δ?與密度孔隙度呈正相關(guān)性；CO2含量越高，密度孔隙度-核磁孔隙度差值斜率越大。

基于密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?交會圖，以巴西鹽下7口井26個深度點(diǎn)或深度段的地層測試、閃蒸分離實驗、試油結(jié)論刻度了密度孔隙度-Δ?斜率法CO2半定量評價圖版（圖5），可將CO2含量區(qū)分為0～40%、40%～60%、60%～80%、80%～100%。

圖5 密度孔隙度-Δ?斜率法半定量評價CO2含量圖版Fig.5 Chart for CO2 semi-quantitative identification by crossing of density porosity andΔ?

2.3 流體識別

油氣藏內(nèi)因富含超臨界CO2而呈現(xiàn)特殊性，CO2含量的高低影響著流體相態(tài)特征和流體類型［15]。本文根據(jù)CO2含量高低，將流體類型劃分為超臨界CO2氣、凝析氣、油。選取了經(jīng)地層測試、閃蒸分離實驗或試油的部分深度點(diǎn)或?qū)佣危鶕?jù)研究區(qū)實際情況，定義CO2含量高于80%的氣層為超臨界CO2氣層，CO2含量為60%～80%的烴類流體為凝析氣，CO2含量低于60%的流體類型為油（表1）。

表1 巴西桑托斯盆地鹽下CO2含量與流體類型表Table 1 CO2 content and fluid type of Santos Basin in Brazil

3 應(yīng)用效果分析

以X-7井為例(圖6)，中子、密度測井曲線無明顯包絡(luò)現(xiàn)象；隨鉆核磁共振測井T2譜與電纜核磁共振測井T2譜，兩者分布形態(tài)相似。因此，初步認(rèn)為CO2含量較低。根據(jù)前述方法進(jìn)一步對CO2含量和流體類型進(jìn)行識別：圖7a為5 354～5 410 m井段密度孔隙度-中子孔隙度交會圖，在孔隙度大于10%時，數(shù)據(jù)點(diǎn)大部分落在0～60%區(qū)間，判斷其CO2含量為0～60%，因此流體類型識別結(jié)果為油層；圖7b為5 354～5 410 m井段密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?交會圖，在孔隙度大于6%時，其斜率在0～40%區(qū)間，判斷其CO2含量為0～40%，因此流體類型識別結(jié)果也為油層。實際地層測試證實該層為含18.6%CO2的油層，評價的結(jié)果與地層測試結(jié)果相近。

圖6 巴西桑托斯盆地X-7井測井解釋成果圖Fig.6 Log interpretation diagram of Well X-7 in Santos Basin,Brazil

圖7 X-7井5 354～5 410 m井段CO2半定量識別Fig.7 Crossplots of density porosity between neutron porosity andΔ?for CO2 semi-quantitative identification of Well X-7（5 354～5 410 m）

通過15口驗證井42個層位的測井CO2半定量評價及流體類型識別結(jié)果與實測結(jié)果對比，證實應(yīng)用密度孔隙度-中子孔隙度交會法半定量評價CO2含量的符合率達(dá)73.3%，流體識別的符合率達(dá)80%。其中4口井8個層位應(yīng)用密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?斜率法半定量評價CO2含量的符合率達(dá)75%，流體識別的符合率達(dá)100%。這表明這兩種方法能有效地半定量評價CO2含量，從而達(dá)到識別流體性質(zhì)的目的。

4 結(jié)論

（1）針對巴西桑托斯盆地鹽下含以超臨界狀態(tài)CO2為主的非烴類氣、凝析氣和油等復(fù)雜流體，提出兩種CO2半定量評價方法：在有隨鉆核磁共振測井、電纜核磁共振測井的情況下，優(yōu)先選擇密度孔隙度與核磁孔隙度差值Δ?斜率法進(jìn)行CO2半定量評價；在無隨鉆核磁共振測井的情況下，應(yīng)用密度孔隙度-中子孔隙度交會法進(jìn)行CO2半定量評價。并進(jìn)一步以CO2含量評價流體性質(zhì)，形成了一項超臨界狀態(tài)CO2流體半定量測井評價及流體識別技術(shù)。

（2）多口井實際資料處理結(jié)果顯示，兩種半定量評價方法符合率較高，且密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δ?斜率法優(yōu)于密度孔隙度-中子交會法。本文所述CO2半定量評價及流體識別技術(shù)適合于巴西桑托斯盆地的流體識別，應(yīng)用效果較好。

（3）此技術(shù)方法為CO2識別及評價提供了一個新的思路，填補(bǔ)了超臨界CO2、凝析氣、油等流體識別的空白，可降低勘探生產(chǎn)成本。該技術(shù)方法可在國內(nèi)外含CO2油氣田進(jìn)行驗證、改進(jìn)并應(yīng)用。