潜山油气藏是我国近海油气资源重要的储量增长点之一。2020年以来，潜山油气藏探明储量超过1.77×10⁸ t，占中型以上规模储量发现的27.8%。2019年，渤中19-6潜山千亿方大气田的发现突破了渤海湾油型盆地的传统认识，深层太古界潜山油气藏成为渤海储量增长的重要接替领域^[1-7]。潜山储层以裂缝为主，非均质性强，油气成藏模式受岩性和构造等多重因素的影响，表现为油气分布不均、流体性质复杂^[8-9]。由于不能在地层测试前准确识别潜山含水层段，导致部分井地层测试后产出大量水，且存在油、气、水同时产出的情况，潜山油气藏高效勘探与地质研究面临巨大挑战。郭明宇等人^[10-11]提出了潜山储层含油气性和岩性的评价、识别方法，但潜山储层的非均质性较强，测井资料的电性特征无法反映流体的真实变化情况；成像测井资料只局限于裂缝和孔洞的识别，核磁共振测井对致密砂岩微裂缝有一定响应^[12-14]，但无法识别潜山储层流体的性质；潜山裂缝性储层取样成功率偏低，尚未形成基于测井资料的潜山储层含水精准识别方法。

气测、地化、三维定量荧光和红外光谱等录井技术可以检测钻井液和岩石中烃类物质的含量，不同性质流体中烃类组分的含量存在差异，因此利用烃类组分含量的变化特征能够定性识别储层流体的性质^[15-16]。笔者以渤中26-6构造围区太古界潜山已钻井资料为基础，深入分析太古界潜山油层与水层录井资料的识别特征，筛选了气测组分变化及含水图版、含油气丰度交会图版及图谱法等能够准确确定储层流体性质的方法，建立了渤海太古界潜山储层含水识别方法，并在研究区8口井应用该方法实现了含水层段准确识别，为渤海湾盆地潜山储层含水识别提供了方法。

1.   地质概况

渤中26-6构造位于渤南低凸起，紧邻渤中凹陷、渤东凹陷等2个富烃凹陷，主力烃源岩为沙河街组一、二、三段以及东营组三段的厚层泥岩，现今均处于成熟阶段，生烃潜力大，构造位置极为有利。该构造从上而下依次发育明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组和太古界，主要勘探目的层为太古界潜山，其岩性以花岗片麻岩为主，储集空间主要为裂缝及沿微裂缝的溶蚀扩大孔，属于裂缝性储层。太古界潜山受构造和溶蚀双重控制，自上而下划分为表层风化带、风化裂缝带及内幕裂缝带，已钻井资料揭示潜山油气显示活跃，优质储层发育。

渤中26-6构造断裂系统发育，油气来源和充注方式横向存在差异，储层纵向非均质性较强，钻井资料揭示不同构造位置的油水关系复杂：构造高部位探井地层测试显示，产水严重；相邻构造低部位探井地层测试显示，不产水，但难以确定油水界面位置。因此，亟需建立一种录井过程中快速识别储层含水的方法，为勘探决策和油气藏评价提供依据。

2.   太古界潜山储层含水识别方法

为了能够准确识别渤中26-6构造太古界潜山储层含水情况，通过分析渤海油田近40口潜山井的钻井资料，将气测、地化、三维定量荧光和红外光谱等录井数据与测井储层有效性评价结果、地层测试及取样结果相结合，综合分析不同性质流体中烃类组分含量差异的特征，建立了渤海油田潜山储层油水层识别方法。

2.1   气测组分变化及含水图版法

2.1.1   气测组分变化趋势法

渤海深层潜山埋深超过3 500 m，主要为中–轻质油藏或凝析气藏，轻质油气藏的气测录井资料表现为组分齐全，C₁—C₅烃类组分值较高。当潜山储层裂缝发育且储层中烃类含量低或储层流体主要为水时，这种储层的气测全烃值和烃类组分值与油层对比存在明显降低趋势。因此，可利用气测组分在单井纵向上的变化趋势，对潜山储层含水进行识别。渤中26-6构造统计分析表明，油层段气测全烃值大于0.5%，曲线呈尖峰状，气测组分齐全，烃类组分中丁烷和戊烷含量较高；水层段气测全烃值为0.1%左右，曲线平直，气测组分以C₁和C₂为主，烃类组分中丁烷和戊烷含量较低或烷烃组分不齐全（见图1，其中nC₄表示正丁烷，iC₄表示异丁烷，nC₅表示正戊烷，iC₅表示异戊烷）。

图  1  气测组分变化趋势

Figure  1.  Change trend of gas logging components

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2.1.2   气测含水图版法

根据前人研究成果，正构烷烃比异构烷烃的水溶性好，当储集层含水时，会出现正构烷烃相对于异构烷烃含量明显下降的趋势^[17-18]。由于气测录井资料中nC₄在水中的溶解度大于iC₄，当储层含水时气测录井的nC₄值相对iC₄值呈明显下降趋势，当储层含水时所检测到的烃类总量明显低于油层，因此，根据nC₄/iC₄比值与气测全烃的差异特征，可建立储层含水的识别方法。由于不同区域、不同类型油藏的油水层气测资料特征存在差异，一般通过统计分析建立区域评价阈值来实现准确评价。渤中26-6构造潜山油水层统计结果表明，油层的nC₄/iC₄比值≥2.0；水层的nC₄/iC₄比值小于2.0（见图2）。

图  2  渤中26-6构造气测含水图版

Figure  2.  Water content chart of gas logging for BZ 26-6 Structure

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2.1.3   气测组分Bar图对比法

气测录井可定量分析钻井液中烃类的含量。当储层的流体性质发生变化时，气测录井检测到的烃类组分含量也会发生变化，不同烃类组分的占比表现出明显差异^[19-21]。气测组分Bar图可以直观展现气测组分的占比，当单井纵向上流体性质发生明显变化时，气测组分的占比也随之变化。统计分析不同性质流体气测烃类组分的特征差异，可以建立储层含水判断方法。渤中26-6油田统计分析表明，油层段的气测烃类组分中C₁占比82%～86%；储层含水时，气测烃类组分中C₄—C₅含量明显减少，C₁占比增大，一般大于90%（见图3）。

图  3  渤中26-6构造气测组分Bar图

Figure  3.  Bar diagram of gas logging components in BZ 26-6 structure

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2.2   含油气丰度交会图版及图谱法

2.2.1   含油气丰度交会图版法

油层的油气含量高、含水量低或不含水，不同录井技术所检测的含油气丰度也高。可通过地化录井检测含油气总量、三维定量荧光录井计算含油质量浓度，确定储层的含油气丰度。通过对比分析渤中26-6构造潜山油层和水层的含油气总量和含油质量浓度，发现含油质量浓度虽存在一定差异，但据此判别油水层的效果不明显；利用含油气总量能够区分油水层，油层的含油气总量≥1.0 mg/g，水层的含油气总量小于1.0 mg/g，据此建立了油水层解释交会图版（见图4）。

图  4  渤中26-6构造潜山含油气丰度交会图版

Figure  4.  Cross plot of oil and gas abundance in buried hills of the BZ26-6 structure

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2.2.2   含油气丰度图谱法

地化录井热解图谱和定量荧光图谱可直观地反映储层的含油气丰度^[22]，利用地化热解图谱和定量荧光图谱在油水层的差异特征，可建立区分油层和水层的含油气丰度图谱识别方法。渤中26-6构造油层段地化热解标准图谱特征为烃组分齐全，烃组分为nC₁₂—nC₃₄，主峰烃为nC₁₉，图谱峰形饱满，呈轻质油特征，相对峰面积较大（见图5（a））；定量荧光二维图谱形态饱满完整，发射波长310 nm，激发波长375 nm，三维图谱荧光峰值400（（见图5（b））、图5（c））。

图  5  渤中26-6构造油层识别图谱

Figure  5.  Identification spectrum of oil layers in BZ 26-6 structure

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水层段地化热解标准图谱特征为无烃组分或烃组分数量较少（见图6（a））；定量荧光二维图谱形态不完整，三维图谱荧光峰值低（见图6（b）、图6（c））。通过类比标准图谱特征，可准确判断油层和水层。

图  6  渤中26-6构造水层识别图谱

Figure  6.  Identification spectrum of water layers in BZ26-6 structure

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2.3   岩屑荧光滴照法

石油的荧光性非常灵敏，在氯仿等溶剂中只要含有十万分之一的石油就可以发出荧光^[23]，利用氯仿等溶剂将岩石样品孔隙中的原油萃取出来，通过观察荧光直照颜色、滴照扩散速度、滴照光圈颜色和光圈强度来评价荧光特征和含油丰度，判断油水层。实践应用表明，不同烃类的荧光特征不同，总结分析发现，油质轻重和储层含水与荧光特征存在相关性（见表1）。通过荧光直照和滴照特征与标准图谱进行对比，可以快速判断油水层。

表  1  渤海油田不同性质流体的荧光特性

Table  1.  Fluorescence characteristics of fluids with different properties in Bohai Oilfield

流体性质	直照荧光颜色	荧光滴照速度	荧光滴照光圈情况
轻质油	蓝白色或蓝色	快（1 s）	乳白色（带淡蓝色）， 扩散光圈明显
中质油	浅黄色或黄色	中等（2～3 s）	乳白色，扩散光圈明显
重质油	暗黄色	慢（5 s以上）	乳白色，扩散光圈明显
水	无或微弱	不扩散	无光圈

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2.4   红外光谱图谱法

红外光谱录井技术是利用红外光谱气体检测钻井液中的混合气体^[24-25]，主要为C₁—C₅饱和烷烃，各烷烃的红外吸收波频率不同，在红外光谱上处于不同位置，从而可以识别不同的气测组分。原油中常见组分包含的化学键为C—H键和N—H键，水的化学键为O—H键，红外光谱测得所有水的光谱图谱均在波数1 478 cm⁻¹处出现了明显的吸收峰，这个吸收峰可作为判断储层含水的特征峰^[26]。通过分析波数1 440～1 500 cm⁻¹范围的红外光谱谱图特征，建立了储层含水识别方法，油层的红外光谱谱图透过率小于1.0，呈现峰谷；水层的红外光谱谱图透过率大于1.0，呈现峰顶（见图7）。根据红外光谱图谱纵向上的变化情况，能够准确判断储层是否含水及油水界面位置。

图  7  渤中26-6构造不同流体的红外光谱图谱

Figure  7.  Infrared spectra of different fluid in BZ26-6 Structure

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3.   现场应用

渤中26-6构造上的8口井应用以上方法识别了太古界潜山裂缝储层含水，准确率100%，油水界面判断结果与地层测试结果一致。其中，6口井钻遇潜山油水界面，2口井未钻遇油水界面。下面以BZ26-6-M2井为例，分析太古界潜山储层含水识别方法的应用效果。

渤中26-6-M2井是一口预探井，目的层为太古界花岗片麻岩潜山，设计井深4 800 m，潜山储层根据油气显示情况分为2段。3 660～3 827 m井段，气测全烃最高达8.0%，烃组分齐全，nC₄/iC₄比值小于2.0，气测含水图版分析为油层；岩屑直照蓝白色、滴照光圈乳白色，反应时间快，为1 s，光圈明显；地化热解气相色谱分析，烃组分齐全，峰形饱满，与标准油层特征一致（见图8（a））；定量荧光二维图谱形态饱满完整，三维图谱荧光峰值为304（见图8（b）、图8（c）），红外光谱谱图波数1 440～1 500 cm⁻¹范围内的透过率为0.4～0.8，呈现峰谷（见图7）。3 827～3 880 m井段，气测全烃最高0.5%，烃组分不全，nC₄/iC₄比值在0.5～1.5，气测含水图版评价为水层；岩屑直照无荧光、不扩散；地化热解图谱分析无烃组分（见图8（d））；定量荧光二维图谱形态不完整，三维图谱荧光峰值50（见图8（e）、图8（f）），红外光谱谱图波数1 440～1 500 cm⁻¹范围内的透过率为1.0～1.2，呈现峰顶（见图7）。

图  8  渤中26-6-M2井油层和水层识别图谱

Figure  8.  Identification spectrum of oil and water layers in Well BZ26-6-M2

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根据气测组分及含油气图谱纵向变化，结合气测含水图版及含油气丰度交会图版，评价3 660～3 827 m井段储层为油层，3 827～3 880 m井段解释为水层（见图9）。经过测试，3 827～3 880 m井段，测试日产水105 m³/d，不产油，解释结论为水层；3 660～3 827 m井段，测试日产油量205 m³，不产水，解释结论为油层，录井含水识别结果精准。

图  9  渤中26-6-M2井综合解释结果

Figure  9.  Comprehensive interpretation map of Well BZ26-6-M2

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4.   结论与建议

1）利用录井资料建立了太古界潜山储层含水识别方法，采用该方法识别了渤中26-6构造太古界潜山储层的含水，准确率达100%，解决了潜山裂缝性储层含水识别的难题。

2）太古界潜山储层含水需要使用多种判断方法进行综合识别，各个数据之间会存在一定的矛盾，需要筛选出符合特定构造的方法，特别在单井纵向上流体性质无变化的情况下，无法反映储层流体性质的变化，需要继续强化流体性质与储层连通性等方面的研究，提高流体性质识别的准确率。

3）太古界潜山储层含水识别方法能够在钻井阶段对潜山储层含水情况进行准确识别，为潜山高效勘探和油气成藏研究提供技术支持，对于国内外不同类型的潜山油气藏勘探具有一定的借鉴意义。