港西油田低气测全烃浅层录井综合评价方法

0 引 言

港西油田位于黄骅凹陷中部北大港二级潜山构造带西段,其浅层为受基底控制的继承性背斜构造,主要含油层系为新近系明化镇组和馆陶组,均为二期断裂受新近系张性活动而形成的次生油气藏。港西地区的油源主要来自歧口凹陷,歧口凹陷是古近-新近纪长期发育的深凹陷,凹陷深部油气层向浅层运移,经历了复杂的运移通道^[1,2]。

由于新近系储集层距生油层较远,油藏具有埋深浅、成因复杂、分布广、油层含气量少等特征。港西油田浅层原油受生物降解、水洗作用造成物性中等偏差,地下原油粘度为29.67 mPa·s,地面原油密度为0.924 g/cm³,地面脱气原油粘度为137.5 mPa·s,凝固点为-25.0~19.4℃。在随钻气测录井过程中,出现低全烃、组分不全的特征,造成气测录井解释评价困难。

本文结合地球化学录井技术,分析了港西油田原油特征,进一步建立了港西油田气测无异常条件下产能层录井综合评价方法。本次研究的目的层为明化镇组产能层。

1 地层特征及地化分析原理

港西油田明化镇组原油系下生上储成藏,原油在沙河街组生成以后,经过复杂断层和构造运动,运移至上部地层。由于运移过程中受到严重的生物降解和氧化作用,凡是接近地表的储集层和容易得到地表水来源的储集层,一般都会发生水洗、生物降解作用^[3,4]。水洗作用大致有两种类型:一是通过断层或不整合面导致浅层淡水淋滤,这种作用往往与挥发作用、生物降解作用伴生;二是油藏底部地层水内部循环系统的活动,可带走油藏底部原油中易溶于水的组分或轻质组分。生物降解作用的结果使天然气中的甲烷相对富集而成为干气;原油中烃类含量减少,而极性的胶质、沥青质组分增多,油质变差,密度、粘度增大,与氧化作用的结果相似。港西油田具有埋深浅、断层发育的特点,较为发育的断层,为沟通地下水提供条件,受生物降解和水洗作用影响,港西油田的原油正构烷烃近乎消失。

气测录井技术随钻分析的测量范围是C₁-C₅,就检测范围看,由于港西油田的原油中正构烷烃几乎消失,导致港西油田气测全烃低,组分不全。因此,气测录井已经不能满足港西油田浅层原油检测精度需要。

岩石热解技术是在程序升温的条件下,使岩样中的油气组分按不同温度范围热蒸发为气态烃、液态烃、热解烃,通过测定各组分的含量和残余碳量,即可快速地对储油岩进行分析评价^[5,6,7,8]。热解气相色谱技术是将岩样粉碎后放入坩埚送进加热炉,在按8℃/min速率从50℃加热到340℃的程序升温过程中,将被测样品中所含的烃类蒸发出来,经毛细色谱柱分离后送至FID检测获得单体烃色谱流出曲线。

基于地化录井基本原理,尝试将岩石热解技术与热解气相色谱技术相结合,进行港西油田储集层流体评价。

2 录井综合评价方法

综合分析岩石热解与气相色谱技术特征,笔者筛选出了反映原油层组分特征的5项参数,作为解释模型主要分析参数分别是轻重比(LHI)、油产率指数(OPI),T_max、∑n C21-/∑n C22+、碳优势指数(CPI)。其中:轻重比(LHI)是气态烃与液态烃的和与固态烃的比值,该值越大说明可流动烃越多,产油的可能性越大;油产率指数(OPI)是液态烃与总烃的比值,该项数值越大,产原油的可能性越大;T_max是样品固态烃S₂的峰顶温度(℃),这项参数通常用来评价有机质成熟度,在原油样品地化分析过程中,发现同一区块的原油T_max值相对稳定, 故将这项也作为原油特征参数;∑n C21-/∑n C22+是一组色谱峰中, C₂₁之前烃的百分含量总和与C₂₂之后烃的百分含量总和之比,作为碳数范围和分布曲线的具体描述,它是一个反映有机质丰度、母质类型和演化程度的综合参数;碳优势指数(CPI)是一组色谱峰中,正构烷烃奇数碳的百分含量与偶数碳的百分含量之比,其值越接近于“ >1”说明该样品的演化程度和成熟度越高,反之则越低。

由于港西油田早期开发随钻录井过程中未应用岩石热解和气相色谱技术,本文解释模型的研究是基于港西油田浅层原油样品进行的分析研究,由于原油的含油量明显高于岩屑样品,在参数筛选中侧重于原油特征参数,而不考虑含油量参数。为了便于随钻评价应用,含油量参数采用三维定量荧光技术的经验参数,即限定含油浓度≥10 mg/L^[9,10]。

2.1 资料统计分析及参数意义

笔者收集了港西油田25口井的原油样品,依据岩石热解和气相色谱技术分析规范进行了地化数据分析,并对反映原油特征的上述5项参数进行了数据统计(表1)。

2.2 建立解释模型及标准

通过对上述25口井原油特征参数的分析,本文建立了港西油田浅层产能层岩石热解技术评价模型和气相色谱评价模型(图1、图2、图3)以及港西油田浅层产能层气相色谱标准谱图(图4)。

从图1中可以看出,原油的轻重比与油产率指数存在着良好的线性关系,且拟合后相关系数达到0.983 7,表明在港西油田浅层原油中这两项参数比例关系相对稳定。需要说明的是,随钻分析的岩屑样品,从井底返到地面过程中,由于受到钻井液的冲洗,液态烃较固态烃流失多,岩屑样品测得的轻重比与油产率指数会略低于原油样品所测。

在建立港西油田浅层产能层评价模型的同时,笔者整理了这25口井原油样品的热解气相色谱谱图特征,以便在随钻应用中能更加清晰地辨识和评价储集层。从港西油田浅层产能层的标准谱图(图4)可以看出,该区域原油受生物氧化、水洗作用影响,正构烷烃几乎消失,异构烷烃不可分辨组分增多,气相色谱谱图形态也证实了气测全烃低的原因。

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图1   油产率指数与轻重比模型

   

为使上述评价模型能直观评价港西油田浅层产能层,基于以上3个评价模型及气相色谱标准谱图分析,制定了港西油田浅层产能层录井综合评价标准(表2)。需要说明的是,由于港西油田浅层埋深较浅(埋藏深度小于1 500 m),在考虑开发成本的前提下,当采油井产油量超过1 t/d时,方认为储集层有产出能力,具有开发价值,这类储集层均认定为产能层,同时将检测数据不在标准范围内的储集层均认定为水层或者干层^{[11,12,13,14,15]}。

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图2   T_max与油产率指数评价模型

   

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图3   ∑n{\mathrm{C}}_{{21}^{-}}/∑n{\mathrm{C}}_{{22}^{+}}与CPI评价模型

   

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图4   港西油田浅层产能层气相色谱标准谱图

   

3 实例分析

应用上述评价模型及标准,对港西油田7口井共9层浅层低全烃储集层进行评价(表3),其中6口井进行了产能测试,结果表明录井综合解释结论与生产数据吻合,解释符合率较高,应用效果较好。

3.1 X 3-8-4井产能层

X 3-8-4井位于北大港潜山构造带港西开发区三区二断块,井段1 229~1 233 m,层位为明化镇组,岩屑为浅灰色荧光细砂岩,定量荧光分析含油浓度11.82 mg/L,气测全烃最大为1.175%,组分不全(到C₃)。该井段岩石热解分析:LHI为1.81,OPI为0.65388,T_max为423℃,∑n C21-/∑n C22+为0.5630,CPI为0.863,应用评价模型,解释点均落在产能层区间内(图1、图2、图3)。分析认为热解气相色谱谱图与标准谱图相似,组分主要由异构烷烃组成,基线隆起明显(图5)。依据上述录井评价标准综合解释为产能层。该井段经过射孔求产,产油4.55 t/d,产水45.96 m³/d,获得工业产能,录井解释结论与生产数据吻合。

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图5   X 3-8-4井、X 53-3-7井和X 20-22井气相色谱谱图

   

3.2 X 53-3-7井产能层

X 53-3-7井位于港西油田一区二四断块, 1 500~1 504 m井段为明化镇组,岩屑为浅灰色荧光细砂岩,定量荧光分析含油浓度11.56 mg/L,气测全烃最大为0.46%,组分不全(到C₂)。该井段岩石热解分析数据:LHI为1.93,OPI为0.6632,T_max为421℃,∑n C21-/∑n C22+为0.6240,CPI为0.965,应用评价模型,解释点均落在产能层区间内(图1、图2、图3),分析气相色谱谱图与标准谱图相似,组分主要由异构烷烃组成,基线隆起明显(图5)。依据上述录井评价标准综合解释为产能层。该井段经过射孔求产,产油3.26 t/d,产水1.97m³/d,获得工业产能,录井解释结论与生产数据吻合。

3.3 X 20-22井非产能层

X 20-22井位于港西油田六区断块西18-16井区, 994~996 m井段位于目的层明化镇组,岩屑为浅灰色荧光细砂岩,定量荧光分析含油浓度5.62 mg/L,气测全烃最大为0.2945%,组分不全(到C₂)。该井段岩石热解分析数据:LHI为0.91,OPI为0.5837,T_max为389℃,∑n C21-/∑n C22+为0.2174,CPI为0.5326,应用上述3个评价模型,解释点均落在产能层区间之外(图1、图2、图3),分析气相色谱谱图与标准谱图存在明显差异,基线无隆起,组分无异构烷烃(图5)。依据评价标准录井综合解释为非产能层。经过讨论建设方采纳录井方的建议,该井段未进行射孔求产。

4 结 论

针对港西油田气测低全烃储集层进行岩石热解和热解气相色谱分析,建立了相应评价模型3个,并形成了适用于该地区的评价标准,应用效果较好。通过本次研究可以看到,仅靠单独的气测技术评价确实存在困难,而随钻勘探过程中应用岩石热解和气相色谱技术,能大幅提升录井的解释符合率,该评价思路及方法可供与港西油田成藏特征相似的其他区域借鉴和推广。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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