0 引 言

近年来,准噶尔盆地玛东斜坡区下乌尔禾组岩性构造油藏勘探评价取得了一定成效。玛东斜坡区在海西晚期受西北缘前陆盆地发育的影响,石炭-二叠系古凸起继承性发育,形成了一系列构造鼻隆。深部断裂的发育为油气运移提供了良好的通道,具备形成油气藏的有利条件。下乌尔禾组包括MD 2、YB 2、XY 2井区3个扇体。MD 2井区扇体获油井较多,YB 2井区扇体仅MZ 2井获油,XY 2井区扇体试油均为非产层及水层。

玛东斜坡区传统气测解释图板有5种(轻烃比率法、气体评价法、气体正规化法、双对数法和皮克斯勒法),其录井解释符合率较低,总体为59.6%。从流体性质分析,油层和含油层的符合率高,但干层符合率仅为33.3%,含油水层和水层均不符合。传统气测解释图板符合率低的原因在于:解释时运用组分之间的比值关系,未充分考虑气测基值的影响;解释时只运用显示层段的气测资料,未考虑显示层前后的气测变化关系。因此,需要探索建立新的解释方法,提高解释符合率。

通过收集准噶尔盆地玛东斜坡区试油井的钻井、录井及试油资料探索识别油气水的敏感参数,选取识别效果较突出的气测全烃净增量、气测组分比(C₃/C₁)、气测全烃基值比及烃湿度(W_h)与烃平衡(B_h)分离度这4项指标进行组合,构建两个新的气测含油性综合指标,用于研制新的解释图板,建立解释评价标准。新解释方法经5口井14层试用验证,其中试油6层,解释结果与试油结论均符合,表明应用效果较好。

1 建立气测解释新方法

1.1 敏感解释参数意义

表征油气水层的录井参数较多,有全烃、组分等气测原始数据,以及由原始数据计算的派生参数,包括全烃净增量、气测组分比、全烃基值比、全烃峰基比、烃湿度(W_h)、烃平衡(B_h)、烃特征(C_h)及气测组分相对含量等,这些参数在油气水识别方面具有不同的指示意义及敏感性。

1.1.1 全烃净增量

一般情况下,气测全烃值的大小可反映显示段的相对含油气丰度,全烃越大,含油气丰度越好。为了较真实地反映储集层段含油气性,用扣除背景值的全烃净增量来评价地层含油气性更加合理^{[1,2,3,4,5,6]},其计算公式为:

全烃净增量=T_g-(T_gj1+T_gj2)/2

式中:T_g为气测全烃,%;T_gj1为钻揭显示段之前的气测全烃基值,%;T_gj2为钻揭显示段之后的气测全烃基值,%。

1.1.2 气测组分比(C₃/C₁)

气测组分的出峰情况,直接反映了地层流体中所含烃类的轻重程度。根据玛东斜坡区已出油井的原油分析数据可知,该区产出正常原油,油质中等。油层一般情况下气测组分至少出至C₃,所以C₃/C₁的大小与含油性具有正相关性^{[7,8,9,10,11]}。

1.1.3 全烃基值比(T_gj2/T_gj1)

在钻井液密度相对不变的前提下,钻揭显示段之前的气测全烃基值与钻揭显示段之后的全烃基值变化情况,可以直观反映显示段所含流体的能量大小。基值增大说明显示段地层能量大,反之则说明地层能量较弱^[12]。

1.1.4 W_h与B_h分离度(|W_h-B_h|)

烃湿度[W_h=(C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)/(C₁+C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)]与烃平衡[B_h=(C₁+C₂)/(C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)]^[13]之差的绝对值,反映了W_h与B_h曲线之间的分离度^[14,15]。玛东斜坡区下乌尔禾组试油段气测资料统计表明,油产量越大,W_h与B_h曲线间的分离度越小,反之分离度越大(图1)。

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图1   日产油量和W_h与B_h分离度关系图

   

1.2 敏感参数筛选

以玛东斜坡区下乌尔禾组17口气测井20个试油层的气测资料为样本,对上述录井参数运用SPSS软件进行方差分析,依据统计出的概率P值进行显著性分析,0.01<P≤0.05为差异显著,P≤0.01为差异极显著(表1)。

本文筛选出对油气水识别的录井敏感参数,主要包括气测全烃净增量、气测组分比、钻揭显示段前后气测全烃基值比及W_h与B_h分离度这4项指标,并以其构建全新的两个气测含油性综合指标,计算公式如下:

X=1000C₃/C₁[T_g-(T_gj1+T_gj2)/2]

Y=(T_gj2/T_gj1)/|W_h-B_h|

式中:X、Y为气测含油性综合指标,无量纲;T_g为气测全烃,%;T_gj1为钻揭显示段之前的气测全烃基值,%;T_gj2为钻揭显示段之后的气测全烃基值,%;W_h为烃湿度,无量纲;B_h为烃平衡,无量纲。

这两个气测含油性综合指标,方差分析概率P值均小于0.05,差异显著(表1),具备识别油气水层的敏感性。

1.3 图板及解释标准建立

1.3.1 图板及解释标准

收集准噶尔盆地玛东斜坡区17口气测井20个试油层的录、测井资料,作为建立解释模型的基础数据(表2)。尝试选用上文所提取的敏感参数进行两两交会分析,探寻识别储集层流体性质的显著性。经两两参数组合的交会分析尝试,最终优选出效果较好的气测解释模型——气测含油性综合指标X-Y解释图板(图2),并确定了相应的解释标准(表3)。鉴于干层、含油层、水层的落点区分的显著性不够明显,将其合并归入非价值层区。

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图2   玛东斜坡区下乌尔禾组X-Y解释图板

   

1.3.2 图板回判效果分析

对玛东斜坡区下乌尔禾组17口气测井20个试油层的样本点落点情况依据解释标准进行统计分析。由表4可见,图板回判效果较好,总样本合计20层,符合样本17层,不符合样本3层,总体平均符合率为85%,证明上述图板对价值层的识别效果较好,非价值层的识别效果相对略差。

2 应用实例

应用建立的X-Y图板(图2)对该区部分探井进行解释,共解释5口井14层显示段,试油6层,图板解释与试油结果吻合,应用效果较好(表5)。

2.1 YT 1井(油水同层)

如图3所示,井段4 804.00~4 812.00 m、4 821.00~4 825.50 m,下乌尔禾组P₂w层位,气测显示活跃,全烃从3.719 9%上升到53.565 7%,组分出至nC₅;岩性为深褐色荧光火山角砾岩,干照荧光1%;获荧光级岩心5.33 m,获荧光级壁心1颗。计算相应的气测含油性指标X、Y分别为201.90~1 023.80、0.44~1.26(表5),依据解释标准应用上述图板进行解释,落点在价值层区(图2中1号层、2号层)。岩心三维定量荧光分析反映为中质油特征,岩心样核磁共振分析含油饱和度为42%~71%,含油岩心为荧光级,滴水速渗,综合分析各项资料,录井解释为油水同层。

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图3   YT 1井录井综合图

   

井段4 804.00~4 812.00 m、4 821.00~4 825.00 m试油,压裂自喷,产油10.02 t/d,产气0.119 0 ×10⁴ m³/d,产水15.44 m³/d,试油结果为油水同层(原油密度0.798 7 g/cm³)。图板解释与试油结果相符。

2.2 M 217井(含油层)

由图4可见,井段4 092.00~4 095.00 m,下乌尔禾组P₂w层位,气测显示活跃,全烃由0.524 0% 上升到76.637 2%,组分出至nC₅;岩性为灰色荧光含砾泥质细砂岩,干照荧光1%,淡黄色;计算相应的气测含油性指标X、Y分别为678.12、0.23(表5),依据解释标准应用上述图板进行解释,落点在非价值层区,靠近价值层边界(图2中11号层)。参考区域内各井试油均含油,录井解释该段为含油层。

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图4   M 217井录井综合图

   

对井段4 091.00~4 095.00 m试油,压裂自喷,产油1.73 t/d,累计产油14.47 t,根据中国石油新疆油田分公司企业标准——《试油地质层定名规范》,最终确定试油结果为含油层(原油密度0.822 4 g/cm³)。图板解释结果与试油结果相符。

3 结束语

综合分析玛东斜坡区下乌尔禾组油藏试油层录井数据,基于气测全烃净增量、全烃基值比、气测组分比及W_h与B_h分离度所构建的新气测解释方法,应用效果较好,可有效识别价值层。

由于试油样本有限,当地层含油气水多相流体时,该方法难以对其准确定性。这种情况下可结合岩心三维定量荧光分析、岩心核磁共振及其他录井资料,综合确定解释结论。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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