超临界状态CO2含量半定量评价及流体识别
——以巴西桑托斯盆地盐下为例

庞旭，邵大力，王红平，左国平，杨柳，王朝锋，张勇刚，邵冠铭

中国石油杭州地质研究院

0 前言

测井流体识别一直是储层测井评价的关键问题，也是储层评价的基础。储层中最常见的流体包括油、以甲烷为主的烃类气以及水，目前国内外针对常规流体的识别技术已非常成熟。但是，对以超临界状态CO2为主的非烃类气、凝析气、挥发油等流体的识别还缺乏有效的技术手段。21世纪以来，随着我国济阳坳陷胜利油田、莺歌海盆地乐东气田、松辽盆地昌德气田、渤海海域秦南凹陷Q油气田等高含CO2气田的发现，国内学者对CO2气体识别的研究也逐步深入。早期的研究主要针对CO2气体与以甲烷为主的烃类气、凝析气的识别，常规识别方法是根据中子孔隙度、密度孔隙度、声波速度建立交会图［1-2]，并根据组分分析模型最优化定量识别CO2［3]。随着越来越多复杂流体性质的出现，学者们不断利用其他测井、测试资料进行流体性质识别，其中包括利用录井信息中的气测测井值识别流体性质［4]，利用测井资料计算气油比［5-6]等方法。但是这些方法适用对象多为埋深较浅（小于2 000 m），且储层孔隙度较高（15%～30%）的砂岩储层。当储层孔隙度较小且地层埋深较大时，中子测井和密度测井的测井响应较弱，流体性质难以识别。

随着近年来巴西桑托斯盆地盐下油气勘探不断获得巨大发现，勘探活动不断增加，越来越多的钻井揭示，桑托斯盆地盐下储层流体性质极为复杂，除了常规油气之外，还存在以超临界状态CO2为主的非烃类气、含超临界CO2的凝析气和挥发油等流体。由于储层具有埋深较大（一般大于4 000 m），且呈低—中孔隙度、含超临界CO2的特殊性，造成部分井段无法根据常规测井及录井资料识别流体性质，因此，有必要寻求新的识别方法，并充分利用国内外先进的测井系列，更深入、更精细地识别流体性质。

本文以巴西桑托斯盆地盐下白垩系储层为例，利用CO2不含氢原子及其在超临界状态下密度与油密度相当的物理特性，基于测井资料及地层测试、试油资料，通过密度孔隙度-中子孔隙度交会、密度孔隙度-电缆核磁共振总孔隙度与随钻核磁共振总孔隙度之间的差值交会建立CO2半定量识别图版，并进一步以CO2含量为评价流体类型的依据，形成了一项超临界状态CO2半定量测井评价及流体识别技术。

1 地质背景及数据基础

桑托斯盆地位于巴西东南部海域，北邻坎波斯盆地［7]，面积约32.7×104km2，水深0～3 200 m。桑托斯盆地盐下目前已发现Lula、Libra、Franco等多个巨型油气田，盐下白垩系主要发育两套湖相碳酸盐岩储层，包括以微生物灰岩为主的Barra Velha组和以介壳灰岩为主的Itapema组，具有丰富的油气资源和巨大的勘探潜力［8]。储层内高含CO2且分布广泛：Lula油田、Sapinhoa油田和Atapu油田的CO2含量均在0～20%之间；Libra油田的CO2含量在西北区平均为45%，中区平均为67%，东区平均为99%；Jupiter油田的CO2含量介于55%～80%（图1）。

图1 巴西桑托斯盆地盐下CO2含量分布图Fig.1 Distribution map of CO2 content in pre-salt of Santos Basin,Brazil

本次研究选取有地层测试、闪蒸分离实验数据或试油结论的10个区块共47口井、242个深度点或深度段的数据，其中样本选取32口井共201个深度点或深度段，另外15口井、42个深度点或深度段参与方法验证。

2 方法原理

2.1 超临界CO2的概念

纯CO2的相态受温度、压力的影响。在不同的温度、压力下，CO2可呈现气态、液态、固态和超临界态（图2）。CO2的临界温度为31.1℃，临界压力为7.23 MPa［9]，当CO2温度、压力分别高于临界温度、临界压力时，CO2就处于超临界态。在这种状态下，CO2流体兼具气液两相的特点［10-13]。

据张镜澄［9]研究成果的图版（图2）分析，桑托斯盆地盐下白垩系Barra Velha组、Itapema组埋深约4 000～6 000 m，温度为70～85℃，压力为60～66 MPa，在如此高温高压条件下，CO2为超临界态。对研究区P区块P-1井测试井段进行取样分析，CO2含量为96%～99%，密度可达0.90～0.91 g/cm3，可见超临界态CO2具有与油相当的密度。

图2 桑托斯盆地CO2相态图（据文献［9]修改）Fig.2 Phase distribution of CO2 in Santos Basin（cited from［9],modified）

2.2 CO2半定量评价方法

通过理论上对超临界CO2与凝析气、油层的测井响应特征的研究，发现这三者在测井响应上有较明显的区别与相同点。区别在于不同流体的含氢指数不同：CO2中不含氢原子，故CO2含氢指数是0；原油的密度为0.85 g/cm3，一般认为含氢指数为1.05；以甲烷为主的烃类气的含氢指数为0.55。相同点为超临界态CO2与油的密度相当。因此，基于不同流体的测井响应的差异与相同点，本文提出两种情况下的CO2半定量评价方法：在无随钻核磁共振测井的情况下，应用密度孔隙度-中子孔隙度交会法；在有随钻核磁共振测井的情况下，优先选择密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ斜率法。

2.2.1 密度孔隙度-中子孔隙度交会法

据以上分析，CO2含量越高，则流体含氢指数越低，中子孔隙度与密度孔隙度之间的差别就越大，在测井解释柱状图上的中子孔隙度与密度曲线的“包络”特征越明显。故基于密度孔隙度-中子孔隙度交会图，以16口井42个深度点或深度段的地层测试、闪蒸分离实验、试油结论刻度了密度孔隙度-中子孔隙度交会法CO2半定量评价图版（图3），可将CO2含量区分为0～60%、60%～100%。

图3 密度孔隙度-中子孔隙度CO2半定量评价图版Fig.3 Chart for CO2 semi-quantitative identification by crossing of density porosity and neutron porosity

总的来看，在孔隙度小于10%的情况下，中子、密度测井响应变化幅度不明显，各类数据点在交会图上区分不开。随着孔隙度增加，物性变好，各类数据点的差异逐渐明显。

2.2.2 密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ斜率法

核磁共振测井仅对储层孔隙流体氢元素敏感，且不受岩石骨架的影响。本次研究中利用核磁共振测井对孔隙流体具有特殊敏感性的特点，建立了不同CO2含量条件下密度孔隙度-核磁孔隙度差值交会图（图4）。电缆核磁共振探测深度浅，信号主要来自冲洗带，难以提供原始地层可动烃含量的信息［14]。随钻核磁共振测井则弥补了电缆核磁共振测井的这一缺陷，它在钻井过程中进行测量，能够获得原始地层信息，可以忽略泥浆侵入等影响。当储层物性较好且流体中高含超临界CO2时，随钻核磁共振测量的含氢指数变小，T2值小于或接近T2截止值，T2谱呈单峰；泥浆侵入、浸泡后进行的电缆核磁共振测井，由于泥浆侵入影响了原始地层流体性质，使得电缆核磁测得的含氢指数变大，T2值高于T2截止值，T2谱呈双峰，这显示为有油气信号。由此可见，地层中超临界CO2含量越高，电缆核磁共振与随钻核磁共振的差异越大。根据二者差异，构建新的核磁孔隙度差值Δϕ，公式如下：

图4 不同CO2含量条件下密度孔隙度-核磁孔隙度差值交会图Fig.4 Crossplot of density porosity andΔϕat condition of different CO2 content

式中，Δϕ为孔隙度差值，%；ϕNMR为电缆核磁总孔隙度，%；ϕNMR_LWD为随钻核磁总孔隙度，%。

图4为A区块X-6井、X-17井、X-21井，P区块P-1井MDT测试层段（CO2含量分别为0.02%、44%、66%、96%）的密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ交会图。由图4可见，在CO2含量相同的情况下，Δϕ与密度孔隙度呈正相关性；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Δϕ交会图，以巴西盐下7口井26个深度点或深度段的地层测试、闪蒸分离实验、试油结论刻度了密度孔隙度-Δϕ斜率法CO2半定量评价图版（图5），可将CO2含量区分为0～40%、40%～60%、60%～80%、80%～100%。

图5 密度孔隙度-Δϕ斜率法半定量评价CO2含量图版Fig.5 Chart for CO2 semi-quantitative identification by crossing of density porosity andΔϕ

2.3 流体识别

油气藏内因富含超临界CO2而呈现特殊性，CO2含量的高低影响着流体相态特征和流体类型［15]。本文根据CO2含量高低，将流体类型划分为超临界CO2气、凝析气、油。选取了经地层测试、闪蒸分离实验或试油的部分深度点或层段，根据研究区实际情况，定义CO2含量高于80%的气层为超临界CO2气层，CO2含量为60%～80%的烃类流体为凝析气，CO2含量低于60%的流体类型为油（表1）。

表1 巴西桑托斯盆地盐下CO2含量与流体类型表Table 1 CO2 content and fluid type of Santos Basin in Brazil

3 应用效果分析

以X-7井为例(图6)，中子、密度测井曲线无明显包络现象；随钻核磁共振测井T2谱与电缆核磁共振测井T2谱，两者分布形态相似。因此，初步认为CO2含量较低。根据前述方法进一步对CO2含量和流体类型进行识别：图7a为5 354～5 410 m井段密度孔隙度-中子孔隙度交会图，在孔隙度大于10%时，数据点大部分落在0～60%区间，判断其CO2含量为0～60%，因此流体类型识别结果为油层；图7b为5 354～5 410 m井段密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ交会图，在孔隙度大于6%时，其斜率在0～40%区间，判断其CO2含量为0～40%，因此流体类型识别结果也为油层。实际地层测试证实该层为含18.6%CO2的油层，评价的结果与地层测试结果相近。

图6 巴西桑托斯盆地X-7井测井解释成果图Fig.6 Log interpretation diagram of Well X-7 in Santos Basin,Brazil

图7 X-7井5 354～5 410 m井段CO2半定量识别Fig.7 Crossplots of density porosity between neutron porosity andΔϕfor CO2 semi-quantitative identification of Well X-7（5 354～5 410 m）

通过15口验证井42个层位的测井CO2半定量评价及流体类型识别结果与实测结果对比，证实应用密度孔隙度-中子孔隙度交会法半定量评价CO2含量的符合率达73.3%，流体识别的符合率达80%。其中4口井8个层位应用密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ斜率法半定量评价CO2含量的符合率达75%，流体识别的符合率达100%。这表明这两种方法能有效地半定量评价CO2含量，从而达到识别流体性质的目的。

4 结论

（1）针对巴西桑托斯盆地盐下含以超临界状态CO2为主的非烃类气、凝析气和油等复杂流体，提出两种CO2半定量评价方法：在有随钻核磁共振测井、电缆核磁共振测井的情况下，优先选择密度孔隙度与核磁孔隙度差值Δϕ斜率法进行CO2半定量评价；在无随钻核磁共振测井的情况下，应用密度孔隙度-中子孔隙度交会法进行CO2半定量评价。并进一步以CO2含量评价流体性质，形成了一项超临界状态CO2流体半定量测井评价及流体识别技术。

（2）多口井实际资料处理结果显示，两种半定量评价方法符合率较高，且密度孔隙度-核磁孔隙度差值Δϕ斜率法优于密度孔隙度-中子交会法。本文所述CO2半定量评价及流体识别技术适合于巴西桑托斯盆地的流体识别，应用效果较好。

（3）此技术方法为CO2识别及评价提供了一个新的思路，填补了超临界CO2、凝析气、油等流体识别的空白，可降低勘探生产成本。该技术方法可在国内外含CO2油气田进行验证、改进并应用。