范金花
, 任桂媛
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-08-10
网络出版日期: 2018-11-06
版权声明: 2018
作者简介:
作者简介：范金花 工程师, 1969年生, 1989年毕业于大港石油学校地质专业,现在渤海钻探第一录井分公司从事录井解释评价工作。通信地址: 300280 天津大港油田三号院团东路。电话:(022)25925104。 E-mail:fanjinhua01@cnpc.com.cn
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摘要
福山油田勘探开发受地面环保的制约多采用大位移定向井,各区块间的油气藏录井显示特征存在较大差异,加之轻质油气藏又是录井解释评价中的一个难题。为使现场能够及时、准确评价油气层,从福山油田油气重要发现手段气测录井入手,在诸多气测检测参数和派生参数中,优选出湿度比、峰基比、烃斜率等参数,建立了适用分区块、分层位的气测解释标准和图板。这种气测录井解释评价方法简便、实用性强,在福山油田勘探开发中持续发挥着重要作用。
关键词：
利用录井资料评价储集层流体性质,识别油、气、水层,是油气勘探中重要的环节,及时、准确地分析判断对现场录井所发现油气层的流体性质确定、后续测试以及开采作业的实施具有重要意义[1]。福山油田受地面环境保护的限制,钻井井型多为大位移井。由于斜井及岩层掉块严重,加之PDC钻头的使用给地质录井所需的岩样挑选带来的困难,使现场录井的三维定量荧光分析、地化录井等配套技术的应用受到制约,而气测录井技术优势逐渐显现出来,并成为福山油田发现、评价油气层不可缺少的手段。气测录井在福山油田应用多年,从事录井综合解释评价的技术人员对气测解释评价方法进行了深入研究,建立了适用于该油田不同区块、不同层位的气测解释标准和图板,在实现储集层流体性质评价快捷的同时,大幅提高了录井油、气、水层的解释准确率。
福山凹陷位于海南岛北部的琼北丘陵和琼州海峡之中,海拔0~200m之间,是北部湾盆地的一部分,属于典型的北断南超中新生代箕状凹陷。该凹陷构造复杂,分为花场、花东、金凤、白莲等8个构造单元,目的层为新近系的涠洲组、流沙港组,地面原油密度为 0.745~0.854 g / cm3,气密度为 0.568 3~1.475 4 g / cm3,水型以碳酸氢钠为主。主要目的层流沙港储集层岩性为湖相三角洲沉积的灰色砂岩,涠洲组储集层岩性为快速沉积的河流相砂砾岩。
气测数据大小直接反映已钻遇储集层中气体侵入钻井液中以及岩屑破碎过程中气体析出量的多少。根据钻井状态而言,气测数据包括随钻气测数据和后效气测数据;而从气体检测系统分析来说,气测数据则包括全烃、色谱组分(C1-C5)、非烃三类数据。全烃表示钻井液在循环到地面时通过钻井液脱气器脱出的钻井液中烃类气体含量的总和;色谱组分是利用气相色谱分析技术、通过钻井液脱气器脱出由井内循环到地面的钻井液中烃类气体的单一组分含量,常规的气体检测仪能够测量到甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、异戊烷;非烃则反映的是烃类以外的气体,常规的非烃气体检测仪主要能够测量到二氧化碳及硫化氢[2]。
不同性质的地层流体,有着不同的气测响应特征,因此气测数据可用来判别地层流体性质。在福山油田录井解释评价过程中常用的气测数据包括仪器直接检测的参数和计算得来的派生参数。气测录井解释评价所用的派生参数主要有7项。
(1)峰基比——Ys
Ys=全烃峰值/全烃基值
气测参数异常通常反映地层中可能存在油气。为了表示气测参数异常变化程度,并排除不同密度钻井液对气测参数检测值的影响,引入气测派生参数峰基比,即全烃最高值与基值之比。该比值的高低反映气测全烃异常变化的程度,峰基比越高表示气测全烃异常变化越明显。
(2)湿度比——Wh
Wh=(C2+C3+iC4+nC4)/ (C1+C2+C3+iC4+nC4) ×100
该参数是乙烷及其以后的烃类组分代数和占总烃含量的百分比。同一油藏的湿度比数值相对稳定于一个区间,水层和干层则围绕这一数据区间向外延伸变化。不同密度的油藏,其湿度比往往有一定的差异。
(3)烃斜率——Gr
Gr=C2/C3
储集层烃类流体浓度的增加,表现为地表气体浓度增加,这种增加是从重烃C3到轻烃C2、C1的浓度增加引起。由于C2和C3相对比较稳定,且容易测定,C2/C3之比值是反映流体性质的概率参数。油层的烃斜率通常在一个特定的区间内,气层的烃斜率可能表现出比油层的值高,这时候需要借助其他参数进一步区分气层和水层。
(4)同分异构比——Sr
Sr=nC4/iC4
石油主要由烃类组成,作为饱和烃的烷烃是其主要成分,气测测量的即是低分子量的气态烷烃。作为被测量的成分丁烷有正构和异构之分,理论和实践都已证明油层中的正构丁烷含量要高于异构丁烷,故用同分异构比这一定量性信息,可以直观判断油质的轻重和解释评价油层。
(5)烃组分三角形大小——Tr
Tr=[20-(C2+C3+nC4)/(C1+C2+C3+C4+C5)×100]×5
该派生参数计算结果有正负、大小之分。结果为正数则呈现正三角形特征即顶角向上,表示地层含气或油质较轻;结果为负数则呈现倒三角形特征即顶角向下,表示地层含油,油质为中-重质;异常大的正三角形或者倒三角形通常为无价值点或层段。
(6)非烃气体相对含量——Nh
Nh=(H2+CO2)/ (C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5+H2+CO2) ×100
该气测派生参数反映地层中非烃类气体相对含量的多少。非烃含量与水有关,但不是水层的唯一判别参数。
(7)轻重比——Lw
Lw=C1/(C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5)
该气测派生参数反映的是甲烷与其他烃类气体组分总和的比率变化。
气测解释交会图板是建立在二维直角坐标系中的一种图板,其横、纵坐标可以为任意直接气测参数或其派生参数。在确定横、纵坐标所用参数的前提下,将已确定流体类型储集层的气测参数数据投点到该坐标系中[3],根据不同流体类型储集层气测参数数据投点的分布情况可划定流体性质区域,每个区域代表一种流体类型,可以根据待解释层的气测参数数据在图板中的投点位置获得其解释结论。气测交会图板解释方法凭借其快速、直观、灵活、准确度高等优势,广泛应用于现场录井解释。
由于气测交会图板的建立与地层流体特征有着密切关系,不同油田所建图板呈现的气测显示特征规律有所不同,图板也只适用于所统计分析的油田及其邻近区域,其适用范围不具普遍性[4]。
福山油田已建立8个区块不同层位图板共13个,这些图板是依据福山油田划分的8个主要产能区块和主要产层建立的。经过长期的试油验证和不断完善,这些图板已基本满足日常解释工作的需要。目前应用的图板主要有湿度比与峰基比交会图板、湿度比与烃斜率交会图板、三角形大小与烃斜率交会图板等。图1所示为福山油田花场区块流二、流三段气测湿度比与峰基比交会图板。
福山油田解释评价标准是依据气测解释常用参数建立的,这些参数已在实际应用中不断得到筛选、调整,并经试油验证可作为流体性质的初步判断依据。表1是福山油田8个区块主要产层的解释评价标准。
表1 福山油田8个区块气测录井解释评价标准
| 区块 | 主力层 | 解释结论 | 气测参数 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 全烃/% | 峰基比 | 湿度比 | 烃斜率 | 三角形大小 | 同分异构比 | 轻重比 | |||
| 涠洲组 | 油气同层 | >1 | >6 | 50~70 | 1.5~2.5 | -50~5 | 0.7~1.8 | 1.5~3.0 | |
| 涠洲组 | 油层 | <5 | <5 | 10~40 | 3.2~4.0 | 10~30 | 1.7~2.5 | 1.0~2.0 | |
| 涠洲组 | 水层 | <1 | <10 | 5~35 | 1.0~2.0 | -80~80 | 0.0~1.0 | 1.0~5.0 | |
| 流一段 | 油层 | >3 | >8 | 35~60 | 1.0~2.5 | -150~100 | 2.0~2.7 | 1.0~5.0 | |
| 流一段 | 低产油层 | >2 | >8 | 25~35 | 0.5~0.8 | -50~60 | 1.0~2.5 | 2.0~4.0 | |
| 花场 | 流一段 | 含油水层 | <5 | <20 | 15~30 | 0.5~1.0 | -50~-10 | 1.5~3.0 | 1.5~2.5 |
| 流一段 | 干层 | <3 | <5 | 25~35 | <0.7 | -70~-50 | 2.5~3.0 | 1.6~2.5 | |
| 流二、三段 | 油气同层 | >10 | >10 | 15~40 | 1.5~3.0 | -80~20 | 1.0~2.5 | 1.5~3.0 | |
| 流二、三段 | 油水同层 | >5 | <6 | 20~30 | 1.7~2.2 | -20~10 | 1.3~2.7 | 3.0~3.5 | |
| 流二、三段 | 干层 | <10 | >2 | 15~25 | 1.5~3.0 | -15~25 | 1.2~2.5 | 3.0~5.0 | |
| 流二、三段 | 油气同层 | >15 | >7 | 15~30 | 1.8~3.2 | -40~10 | 1.0~2.5 | 2.0~4.0 | |
| 流二、三段 | 低产油层 | >10 | >5 | 20~35 | 1.1~2.2 | -50~6 | 1.5~2.0 | 2.0~6.0 | |
| 花东 | 流二、三段 | 油水同层 | >5 | >3 | 25~50 | 1.0~3.0 | -100~20 | 1.5~4.0 | 1.0~5.0 |
| 流二、三段 | 水层 | <5 | <5 | 15~30 | 3.2~4.0 | 10~30 | 1.5~3.0 | 3.0~4.0 | |
| 流二、三段 | 干层 | <8 | <3 | 15~30 | 1.0~2.0 | -20~10 | 1.0~2.0 | 2.0~4.0 | |
| 流一段 | 油层 | >1 | >10 | 18~30 | 0.6~1.6 | -10~10 | 1.0~1.5 | 3.0~7.0 | |
| 流一段 | 低产油层 | >1 | >8 | 15~18 | 0.8~1.0 | 15~20 | 2.2~2.9 | 4.0~5.0 | |
| 流一段 | 含油水层 | >1 | >5 | 6~20 | 1.0~2.5 | -30~-10 | 2.0~3.0 | 2.0~5.0 | |
| 白莲 | 流一段 | 干层 | <1 | <10 | 20~40 | 0.5~1.0 | -60~60 | 1.0~2.0 | 5.0~10.0 |
| 流二、三段 | 油气同层 | >10 | >20 | 15~30 | 1.0~3.5 | 5~20 | 1.0~3.0 | 3.0~10.0 | |
| 流二、三段 | 油层 | >5 | >10 | 30~50 | 0.8~1.5 | -10~10 | 1.0~2.0 | 1.5~3.0 | |
| 流二、三段 | 水层 | <2 | <5 | 10~15 | 1.5~4.0 | -60~-20 | 1.5~2.5 | 3.0~4.0 | |
| 流二、三段 | 干层 | <1 | <1 | 0~10 | 2.5~4.0 | -60~0 | 1.5~5.0 | 2.0~6.0 | |
| 流三段 | 油气同层 | >6 | >30 | 30~40 | 0.6~0.8 | -80~-20 | 2.1~2.6 | 1.5~1.8 | |
| 流三段 | 油层 | >3 | >31 | >28 | 0.5~1.2 | -100~-40 | 1.8~2.5 | 0.5~0.7 | |
| 美台 | 流三段 | 油水同层 | >1 | >3 | 20~30 | 0.3~0.6 | -20~-5 | 3.0~3.5 | 1.2~1.4 |
| 流三段 | 水层 | 1~3 | >1 | 15~30 | 0.2~0.4 | -5~20 | 3.0~5.0 | 1.8~2.5 | |
| 流三段 | 干层 | <0.5 | <3 | 30~45 | 0.8~1.2 | >40 | 1.8~2.5 | 1.7~2.2 | |
| 流三段 | 油层 | >5 | >5 | 15~55 | 0.4~0.8 | -30~-5 | 1.0~1.7 | 4.0~5.0 | |
| 流三段 | 气层 | >5 | >5 | 1~15 | >1.5 | 30~60 | 1.9~2.4 | 9.0~10.0 | |
| 红光 | 流三段 | 低产油层 | >3 | >1 | 40~55 | 0.8~1.2 | -10~20 | 0.7~0.8 | 0.6~0.8 |
| 流三段 | 水层 | >4 | <3 | 55~65 | 1.0~1.5 | 5~20 | 1.8~2.0 | 1.0~2.1 | |
| 流三段 | 干层 | <1 | <2 | 30~50 | <1.0 | >70 | 1.5~1.7 | 1.2~2.0 | |
| 涠洲组 | 油层 | >0.5 | >5 | 15~65 | 0.5~1.2 | -200~-5 | 1.0~2.7 | 0.5~5.0 | |
| 涠洲组 | 水层 | <0.5 | <2 | 1~15 | 0.2~1.5 | 60~100 | 1.0~2.0 | 1.0~10.0 | |
| 涠洲组 | 干层 | <3 | <2 | 50~70 | <0.5 | -200~-100 | 0.7~2.9 | 0.4~0.9 | |
| 流一段 | 油气同层 | >20 | >25 | 18~28 | 0.6~0.9 | -40~-10 | 1.5~1.8 | 2.0~3.0 | |
| 永安 | 流一段 | 油层 | >10 | >4 | 30~45 | 0.5~0.7 | -60~-20 | 1.5~1.7 | 1.5~2.2 |
| 流一段 | 油水同层 | >10 | >4 | 15~25 | 0.9~1.5 | -20~10 | 1.2~1.6 | 2.0~3.0 | |
| 流一段 | 水层 | >2 | >4 | 12~22 | >1.0 | 10~30 | 2.0~2.5 | 4.0~5.0 | |
| 流一段 | 干层 | <5 | <4 | 10~30 | <0.2 | >30 | 1.0~2.0 | 5.0~7.0 | |
| 涠洲、 流一段 | 油层 | >9 | >3 | 30~60 | 0.4~0.7 | -130~15 | 1.0~3.0 | 0.6~1.8 | |
| 朝阳 | 涠洲、 流一段 | 低产油层 | >2 | >3 | 30~50 | 0.7~1.0 | -80~-60 | 3.0~3.5 | 1.0~1.3 |
| 涠洲、 流一段 | 干层 | <5 | >1 | 15~30 | 0.5~1.0 | -40~30 | 3.0~3.5 | 2.0~5.0 | |
| 涠洲、流一段 | 气层 | >8 | >10 | 0~20 | 2.0~5.0 | 50~100 | 1.6~1.8 | 2.0~20.0 | |
| 涠洲、流一段 | 油层 | >3 | >10 | 25~40 | 1.0~3.0 | 0~50 | 2.1~2.3 | 2.0~2.5 | |
| 金凤 | 涠洲、流一段 | 水层 | <5 | <10 | 25~40 | 1.0~2.0 | -20~30 | 2.2~2.5 | 1.8~2.6 |
| 涠洲、流一段 | 干层 | <5 | <5 | 40~70 | 1.0~5.0 | -10~50 | 1.0~1.2 | 0.5~1.3 | |
本文建立的福山油田解释评价标准和图板,通过2017年25口井现场应用验证,试油53层,符合43层,解释符合率达到80%以上,基本满足现场应用的需要。但由于气测参数受多种因素的影响,图板和标准针对低气测异常的油层和高气测值、水溶解气异常丰富的储集层,会出现不符合的情况,还需补充其他录井配套技术进行综合评价[5]。
H 9-1井是部署在花场地区H 9断块高部位一口预探井,其钻探目的为预探H 9断块高部位流二、流三段砂体判别其含油气情况。该井在流二段2 107.00~2 134.00 m见到荧光显示3层共23.00 m,如图2中5、6、7号层所示。钻入该层段后,全烃由基值3.052%快速升至45.750%,烃斜率C2/C3由1.05升至3.02,烃组分三角形为小正三角,表明地层含气,组分中C1、C2的绝对含量增大,从全烃和气体派生参数分析[5]可知,储集层具油气层特征,该井5、6、7号层在花场区块流二、流三段气测解释图板的投点也落在油气区(见图1中蓝圈所示),依据花场地区流二、流三段气测解释评价标准,其符合油气同层标准,因此该层综合解释为油气同层。该井段试油,自喷,产油23.18 m3/d,产气56 248 m3/d,无水产出。试油结论为油气同层,与综合解释结论一致[6]。
M 13井是部署在M 13断块高部位的一口预探井,其钻探目的为预探美台地区美13断块流三段判别其含油气情况。该井在流三段2 840.00~2 844.00m见到荧光显示1层4 m,如图3中13号层所示。钻入该层后,全烃由基值0.225%上升至1.380%,峰基比大于3,湿度比为24.88明显高于水层均值20。从美台地区流三段气测解释评价标准全烃参数和派生参数判断,该层符合油气层特征,在美台区块流三段气测湿度比与峰基比解释图板的投点也落在油、水过渡区(图4),因此该层综合解释为油水同层。该井段试油,自喷,产油5.38m3/d,产水4.22 m3/d。试油结论为油水同层,与综合解释结论一致[7]。
这是部署在朝阳区C 8断块高部位的一口预探井,其钻探目的为预探C 3x井北断块流一段及其下部地层判断其含油气情况。该井在流一段2 711.00~2 729.00 m见到荧光显示4层共13.00 m,如图5中13、14、15、16号层所示。该层段全烃为1.945%~2.928%,烃斜率为0.66~0.83,湿度比为31.66~31.98,峰基比为3.92~6.51,从该地区气测解释评价标准判断,储集层具烃类显示特征,但未达到油层指标。该层在朝阳地区流一、流二段解释图板的投点也落在低产油区(图6),结合该区块已钻进井试油情况和储集层低孔渗的特征综合分析,判断该层为低产油层。该井段试油,产油2.30 m3/d,无水产出。试油结论为低产油层,与综合解释结论一致[8]。
福山油田气测录井解释标准和图板,是在近几年的实践应用中不断修改、完善的基础上建立的,已经成为一种现场准确、快速且简便易行的评价油气层方法,适用于福山油田。该方法实用性强,可以在福山油田推广应用。
The authors have declared that no competing interests exist.
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