岩石热解地化录井解释评价方法在环江区块的应用

0 引 言

鄂尔多斯盆地环江区块石油资源丰富,油层发育较多,主要含油层系为三叠系延长组长8段、侏罗系延安组,是长庆油田近年增储上产的主力区域。该区是低渗透砂岩油藏的典型代表, 地质条件、孔隙结构更为复杂,储集层物性差,向西推进拓展勘探、寻找新发现等勘探任务面临一系列地质和技术适用性认识的挑战^[1,2,3,4],单凭常规的测井及录井技术还难以准确判识和评价储集层的含油性^[5],开展岩石热解地化录井解释评价方法研究显得日益重要。

为了适应环江区块快速勘探开发进程的需要,更加快捷、准确地识别评价油气层,本项研究分析从岩石热解地化录井技术原理及技术特点着手,利用分析样品热解前后质量的变化,推导出地化孔隙度(ϕ)、岩石含水量(W_水)的计算公式。结合环江区块油藏特征及储集层岩心物性分析、试油等资料,优选出适合环江区块油藏特征的解释评价参数,初步建立了油层、油水同层、含油水层或水层解释评价标准与解释图板,实现了环江区块油层精细评价。

1 区域地质概况与勘探难题

环江区块位于鄂尔多斯盆地西部,紧邻西缘断裂带,北到大巴咀,西到小南沟,东到乔川,南到木钵,面积约3 371 km²,主要含油层为侏罗系延安组和三叠系延长组。侏罗系构造上多为平缓的低幅鼻状隆起,油藏分散,分布规律复杂,受物性、岩性、构造、非均质性等复杂因素共同影响,导致油水关系复杂;三叠系受多种物源控制,纵向上多期叠加,砂体结构、储集层物性复杂。东西烃源岩的品质及生烃强度等存在较大差异,造成了石油充注程度不一致、油藏控制因素复杂;区内电性、物性、含油性等变化较大,导致不同含油富集区的单井产能存在较大差异,勘探目标评价难度增大^[6,7,8,9]。

2 储集层解释评价

要准确评价储集层流体性质,就必须获得储集层的物性、含油性、含水性等参数。取得这些参数的常规方法主要是依据测井资料,其成本高、用时长。地化录井技术是油藏有机地球化学的应用技术,目前已是一项成熟的录井技术,它主要是通过热解法,对现场的岩心、岩屑样品,利用程序升温热蒸馏的原理,测出烃源岩和储集岩中烃信息。热解分析能提供分析样品的气态烃S₀、液态烃S₁、裂解烃S₂、T_max等参数及分析谱图,这些参数的取得能有效地对储集层流体性质进行评价^[10,11]。根据岩石热解地化录井原理,通过对储集层岩石进行热解分析,可直接得到储油岩石的干、湿样品重量,含油气参数S₀、S₁、S₂等数据,为了解储集层的含油性,计算孔隙度、岩石含水量等提供了基础数据,为判断储集层流体性质、全面评价储集层提供了新的方法。

2.1 解释标准建立

通过分析2008-2017年在环江区块所钻探的94口油探井的岩石热解地化录井资料,结合常规物性资料以及试油资料,优选出了一部分代表性较强、应用效果比较明显的解释评价参数,初步建立了环江区块油层、油水同层、含油水层或水层的解释评价标准。

2.1.1 地化孔隙度

在分析环江区块地化孔隙度实际应用中,发现地化孔隙度与常规物性分析孔隙度并不总是一致,有时可能偏大,有时可能偏小,为了在解释评价中能够更好地利用地化孔隙度,有必要对影响地化孔隙度的因素进行分析。

根据《录井工程》2001年6月发表的“地化热失重法计算砂岩孔隙度探讨”一文,推导地化孔隙度ϕ(%)计算公式如下^[12]:

ϕ=[1-(W_干/ρ_干)/(W_湿/ρ)]×100=[1-(ρ/ρ_干)×(W_干/W_湿)]×100

式中: W_干为砂岩样品热解后的干重,相当于砂岩骨架质量,mg;W_湿为砂岩样品质量,mg;ρ_干为砂岩骨架的密度,g/cm³;ρ为砂岩密度,g/cm³。

通过计算公式可以看到影响参数有样品的干、湿重以及岩石密度,为了准确求取地化孔隙度,整理了环江区块大量基础数据,笔者尝试应用已知的常规物性孔隙度,样品的干、湿重数据对ρ/ρ_干比值进行推算,取ρ/ρ_干平均值0.94作为常量。

地化孔隙度的准确与否直接影响着对储集层的正确认识和评价,通过计算公式可以看到目前影响计算参数的只剩下样品的干重与湿重。在实际应用中,存在以下3种情况。

(1)地化孔隙度约等于常规物性孔隙度。样品在现场选取,岩屑样品在水中浸泡时间短,岩心样品未在水中浸泡,储集层润湿性为亲油,样品基本没有受到钻井液的污染,而且称样准确、分析及时,地化孔隙度计算准确(图1a)。

(2)地化孔隙度小于常规物性孔隙度。原因分析:样品分析前处理不及时,在空气中暴露时间过长,样品中的烃类和水分都遭受到挥发损失,所测得的样品湿重、干重值都变小,导致地化孔隙度计算偏小(图1b)。

(3)地化孔隙度大于常规物性孔隙度。原因分析:样品选取后,岩屑样品在水中浸泡时间长,岩心样品取被水洗处,储集层润湿性为亲水,样品受到钻井液的浸泡污染,样品湿重质量增加,地化孔隙度计算偏大(图1c)。

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图1   F 1井地化孔隙度与常规孔隙度对比

   

上述分析表明,干重与湿重的准确与否直接影响着地化孔隙度与常规物性孔隙度的一致性。严格把控样品的处理条件可消除对其产生影响的因素,岩石热解地化录井根据热失重法求取的岩石孔隙度与常规物性孔隙度数值接近,能够得到比较准确的计算结果,进而实现对储集层物性评价,可以用于现场生产。

2.1.2 岩石含水量

单位质量的储集层中所含水的质量定义为含水量,为了与地化分析值热解烃总量进行对比,将含水量的单位也换算为mg/g,表示质量为1 g的储集层中含有多少mg的水。未分析样品在不断加热的情况下,其质量不断发生变化,热解分析过程中不但带走了样品中的有机质烃类,同时还带走了样品中的水分。热解分析完成后剩下的岩石骨架颗粒的质量定义为干重。油气显示评价仪可以直接检测到热解烃总量(S_T),岩石含水量(W_水)的计算公式推导如下^[13]:

W_水=1 000(W_湿-W_干)/ W_湿-P_g

式中:W_水为含水量,mg/g;S_T为热解烃总量,mg/g。

岩石含水量(W_水)可以反映储集层中的含水情况,该值越大储集层含水量越大。

2.1.3 热解烃总量与轻重比

热解烃总量(S_T)主要为气态烃S₀、液态烃S₁、裂解烃S₂之和,可以反映储集层的含油性,该值越大,反映含油性越好;轻重比(S₁/S₂)可以反映储集层中原油性质,油质越重该比值越小。

通过对近几年的岩石热解地化资料分析,得到环江区块岩石热解地化解释评价储集层含油性与含水性识别经验值(表1),结合储集层的孔隙与储集层原油性质能够准确识别环江区块储集层流体性质,其在环江区块24个层应用显示,只有4个小层与试油结论不相符,符合率为83.33%。

2.2 解释评价图板

解释评价图板建立主要应用3个敏感参数即岩石含水量、地化孔隙度与热解烃总量,为实现环江区块油层的精细评价,笔者统计环江区块463个试油数据并尝试建立了横坐标为热解烃总量、纵坐标为岩石含水量的评价图板。但是图板规律性差,主要反映在较致密、致密储集层,热解烃总量值大,而产油效果差,或者不产油。为此再次尝试利用地化孔隙度ϕ与热解烃总量S_T的乘积为横坐标(该参数越大,反映储集层可开采价值越大),岩石含水量为纵坐标(该值越大,储集层含水可能性越大,产水量越高)建立图板。该图板分区规律明显,可较好地用于识别环江区块流体性质(图2)。

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图2   环江区块岩石热解地化解释评价图板

   

3 应用分析

3.1 Z 12井长8₁亚段油层

Z 12井延长组长8₁亚段射孔井段2 310.00~2 314.00 m,厚度4.0 m,岩性为褐灰色油斑细砂岩, 油味较浓,褐灰色原油浸染色,含油较饱满,无油脂感,不污手,无渗油面积,岩心断面干燥,无咸味,干后无盐霜,滴水缓渗-微渗,含油面积20%~25%,含油产状不均匀状,荧光面积25%~30%,产状不均匀状,荧光颜色暗黄色,滴照颜色黄色,点滴试验Ⅱ级,系列对比10级,现场定级油斑(图3)。

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图3   Z 12井长8段地化录井综合图

   

电测显示该井段平均电阻率515.30 Ω·m,平均孔隙度10.30%,平均含油饱和度76.55%,平均渗透率0.41 mD,平均声波时差229.04 μs/m。该井段电阻率高,物性较好,测井解释为油层。

该井段地化热解分析岩心样品6块(表2),岩石热解S_T均值为11.99 mg/g,大于8 mg/g,储集层含油性好,轻重比S₁/S₂均值为1.98,显示储集层原油性质为中质;常规物性分析孔隙度为8.75%,地化计算孔隙度均值为8.70%,显示储集层物性一般;岩石含水量均值为16.75 mg/g,表明储集层不含水;地化孔隙度与S_T乘积均值为106,解释点落在图板油层区域(图2)。

依据热解地化求取的参数与图板综合分析,热解地化录井最终解释结论为油层,并建议测试。试油结果产油5.61 t/d,不产水,热解地化录井解释结论与试油结果相符。

3.2 B 34井长8₁亚段油水同层

B 34井延长组长8₁亚段射孔井段2 930.00~2 934.00 m,厚度4.0 m,岩性为褐灰色油斑细砂岩,油味较浓,灰褐色原油浸染色,含油较饱满,无油脂感,不污手,无渗油面积,岩心断面有潮感,无咸味,干后无盐霜,滴水微渗,含油面积5%~10%,含油产状条带状,荧光面积10%~15%,产状条带状,荧光颜色黄色,滴照颜色黄色,点滴试验Ⅱ级,系列对比10级,现场定级油斑(图4)。

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图4   B 34井长8段地化录井综合图

   

电测显示该井段平均电阻率22.94 Ω·m,平均孔隙度9.97%,平均含油饱和度32.62%,平均渗透率0.33 mD,平均声波时差225.44 μs/m。该井段电阻率低,物性较好,测井解释为含油水层。

该井段地化热解分析岩心样品43块,储集层厚度大,每1 m取1个数据进行分析(表3)。岩石热解S_T均值为13.08 mg/g,大于8 mg/g,储集层含油性好,轻重比S₁/S₂均值为1.55,显示储集层原油性质为中质;常规物性分析孔隙度为10.21%,地化计算孔隙度均值为10.33%,显示储集层物性较好;岩石含水量均值为33.02 mg/g,表明储集层含水;地化孔隙度与S_T乘积均值为136,解释点落在图板油水同层区域(图2)。

依据热解地化求取的参数与图板综合分析,热解地化录井最终解释结论为油水同层,并建议测试。试油结果产油4.34 t/d,产水12.4 m³/d,热解地化录井解释结论与试油结果相符。

3.3 B 4井长7段水层

B 4井延长组长7段射孔井段2 588.00~2 591.00 m,厚度3.0 m,岩性为灰色油迹细砂岩,油味淡,含油岩屑占岩屑含量的5%~10%,含油岩屑占同类岩屑含量的10%~15%,荧光直照呈黄白色,产状为不均匀状,滴照呈黄白色,点滴试验Ⅱ级,系列对比8级,现场定级为油迹(图5)。

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图5   B 4井长7段地化录井综合图

   

电测显示该井段平均电阻率33.18 Ω·m,平均孔隙度12.62%,平均含油饱和度53.71%,平均渗透率0.43 mD,平均声波时差223.66 μs/m。该井段电阻率值一般,物性较好,测井解释为油层。

该井段地化热解分析岩屑样品4块(表4),岩石热解S_T均值为2.34 mg/g,小于6 mg/g,储集层含油性差,轻重比S₁/S₂均值为4.37,显示储集层原油性质为中质;该段储集层为非取心段,无常规物性孔隙度,地化计算孔隙度均值为11.19%,显示储集层物性较好;岩石含水量均值为52.83 mg/g,表明储集层含水;热解孔隙度与S_T乘积均值为26,解释点落在图板含油水层或水层区域(图2)。

依据热解地化求取的参数与图板综合分析,热解地化录井最终解释结论为含油水层,不建议对该层进行测试。但仍进行了测试,试油结果不产油,产水5.8 m³/d,热解地化录井解释结论与试油结果基本相符。

4 结 论

岩石热解地化录井技术利用岩石热失重法原理,在遵循严格的取样标准下,计算求取的地化孔隙度、岩石含水量等参数,可以满足现场生产需求,结合实现了更加快捷、准确、全面地识别评价油气层。岩石热解地化录井通过参数优选与组合,利用热解烃总量、孔隙度、轻重比与岩石含水量形成了油层、油水同层、含油水层或水层解释评价标准,建立了以岩石含水量为纵坐标,地化孔隙度与热解烃总量乘积(ϕP _g)为横坐标的解释评价图板,实现了环江区块储集层有效解释评价,具有较好的推广应用前景。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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