汪芯
, 胡云
Wang Xin, Hu Yun, Ma Jinxin, Yuan Shengbin
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-11-20
网络出版日期: 2018-12-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
基金资助:
作者简介:
作者简介：汪芯 工程师,1987年生,2013年东北石油大学硕士研究生毕业,现在中法渤海地质服务有限公司从事录井解释工作。通信地址:300452 天津市塘沽区东沽石油新村548信箱。电话:(022)66910747。E-mail:wangxin@cfbgc.com
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摘要
为了解决渤海油田渤中13-1南区块油质复杂、流体类型识别难度大的问题,通过统计气测资料、测井资料和试油资料,对该区块馆陶组不同流体类型气测组分及其派生参数和荧光显示特征进行了研究,建立了馆陶组气测-荧光解释评价标准,同时利用地化参数及其派生参数建立了地化亮点图板。应用气测-荧光解释评价标准与地化亮点图板相结合,对目前已钻预探井进行解释评价,结果表明,解释层数82层,其中74层符合,解释符合率为90.2%,对该区块新钻井进行现场综合解释,解释14层,其中12层符合,综合解释符合率达到85.7%。该方法大幅提高了现场解释符合率,为下一步勘探开发决策提供了有利依据。
关键词：
Abstract
In order to solve the problem of complex oiliness and difficulty in identifying fluid types in Bozhong 13-1 south block of Bohai Oilfield, gas logging components, derived parameters and fluorescence display characteristics of different fluid types in Guantao formation of this block were studied by means of statistical gas logging data, log information and potential test data. The interpretation and evaluation criteria for gas logging and fluorescence of Guantao formation were established. At the same time, geochemical bright spot chart was established by using geochemical parameters and their derived parameters. Combing interpretation and evaluation criteria of gas logging and fluorescence with geochemical bright spot chart, the results of interpretation and evaluation of the present drilled exploration wells showed that the number of interpretating layers was 82 layers and 74 layers coincided with potential test, the coincidence rate of interpretation was 90.2%. The field comprehensive interpretation of new wells in this block was carried out, 14 layers were interpreted, of which 12 layers coincided with potential test, and the comprehensive interpretation coincidence rate was 85.7%. This method greatly improves the coincidence rate of field interpretation and provides a feasible basis for further exploration and development decision-making.
Keywords：
渤海油田渤中13-1南区块位于渤海海域西南部,渤西南构造脊北端,夹持在渤中凹陷主洼和西南洼之间。渤中13-1南区块为继承性发育的构造脊,发育东三段和沙河街组两套烃源岩,含油气构造储集的原油呈现东三段和沙河街组的混源特征,目的层为明下段、馆陶组。受北东向长期活动断层和晚期断层的控制,新近系发育一系列断鼻、断块、断背斜型圈闭,成藏条件较为有利[1,2,3]。该区块为新勘探区块,已钻探井较少,尚未找出对该区块行之有效的录井流体解释评价方法。该区块油源特征复杂,而且油气发生二次运移,原生油藏与次生油藏混存,导致有些传统录井方法不适用,油气识别难度非常大[4,5,6,7]。仅按常规气测录井识别流体性质有时与测井资料出现矛盾,给试油方案制定带来很大困难。为此,本文利用气测录井烃组分特征及其派生的参数,结合地化录井参数,通过对参数规律的研究,建立了适合该区块馆陶组的解释评价图板。尝试将两种录井技术相结合,提高录井油水层解释符合率,从而达到现场快速识别油水层的目的。
该区块储集层主要为明下段和馆陶组,其中馆陶组储集层流体类型识别难度非常大。由于东三段和沙河街组混源供应,且已形成的原生油气藏发生二次运移,导致馆陶组原油性质复杂多样。横向上,同为馆陶组不同井之间油质类型不尽相同,纵向上有时同一口井不同深度油质也有所差别。该区块自西南向东北依次分布X 4、X 2、X 1、X 3、X 5井。馆陶组油质特征从横向上看,西南端X 4、X 2、X 3井中、重质混杂,X 1井为重质,东北端X 5井为轻质;纵向上看,X 4井上部为重质下部为中重质,X 1井整体为重质,X 2、X 3井由重质变为中质又转为重质,X 5井整体为轻质油未发生变化。
横、纵向上原油性质均呈现极大的复杂多变性,给解释评价带来一定的难度。
渤中13-1南区块5口预探井,馆陶组仅1口井的一个层位进行了试油,其结论为油层。因此,主要依据这一试油层以及70层未试油层的电测资料与8层测压取样资料,结合常规气测录井、荧光扫描与地球化学录井资料,建立适合该区块馆陶组解释评价方法,为后续该区块大幅度勘探开发油气水的解释评价提供借鉴依据。
通过研究该区块馆陶组各流体类型常规气测录井数据,总结出不同流体性质的气测烃组分及其派生参数特征,并结合现场荧光显示特征建立该区块馆陶组油气水层解释评价方法。
馆陶组流体类型主要包括油层、含油水层、水层和干层(干层受物性影响不予研究)。从气测组分参数统计结果看(表1),含烃储集层通常表现为气测组分齐全(各组分含量大于0.002 5%),仅个别储集层(6-8号层)表现为气测组分不齐全(某重组分含量小于0.002 5%),此类储集层即为油气二次运移形成的次生油气藏,其在运移过程中烃类组分会受到损失。统计各参数变化规律可知,对于组分齐全的正常原油,不同流体性质储集层全烃(Tg)、C1异常倍数(峰值/基值)、iC4异常倍数、nC4异常倍数、iC5异常倍数、nC5异常倍数差别较大,可以有效地区分油层、含油水层和水层。对于组分不齐全的次生原油,Tg、C1异常倍数异常明显,而重组分异常不明显,对于此类型油藏需要特别注意,有时与正常原油含水层特征相似,需结合下文所介绍的地化亮点图板进行综合判别。
表1 馆陶组油水层气测组分参数统计表
| 层 号 | 气测组分/% | 异常倍数 | 测井解 释结论 | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tg | C1 | C2 | C3 | iC4 | nC4 | iC5 | nC5 | C1 | iC4 | nC4 | iC5 | nC5 | |||
| 1 | 29.55 | 20.891 1 | 0.022 7 | 0.023 5 | 0.065 1 | 0.023 5 | 0.048 1 | 0.008 6 | 112.0 | 46.3 | 34.2 | 41.6 | 11.2 | 油层 | |
| 2 | 15.21 | 8.540 5 | 0.023 2 | 0.025 2 | 0.035 0 | 0.013 6 | 0.020 8 | 0.004 1 | 45.8 | 24.9 | 24.9 | 19.0 | 16.3 | 油层 | |
| 3 | 11.51 | 6.255 6 | 0.020 1 | 0.023 2 | 0.031 1 | 0.014 2 | 0.017 5 | 0.003 3 | 33.1 | 20.2 | 26.0 | 15.4 | 5.8 | 油层 | |
| 4 | 4.39 | 0.826 3 | 0.107 3 | 0.106 9 | 0.057 8 | 0.089 3 | 0.081 1 | 0.076 3 | 10.6 | 11.4 | 12.1 | 9.1 | 10.7 | 油层 | |
| 5 | 3.16 | 1.985 7 | 0.044 5 | 0.021 8 | 0.017 0 | 0.010 5 | 0.012 4 | 0.003 4 | 22.0 | 56.3 | 84.2 | 124.0 | 28.3 | 油层 | |
| 6 | 1.57 | 1.046 5 | 0.017 1 | 0.006 6 | 0.008 7 | 0.003 8 | 0.010 2 | 0.001 1 | 10.7 | 2.0 | 4.8 | 1.6 | 1.8 | 油层 | |
| 7 | 1.23 | 0.698 8 | 0.043 0 | 0.007 5 | 0.007 5 | 0.002 4 | 0.007 0 | 0.000 7 | 4.3 | 2.0 | 2.7 | 1.3 | 1.0 | 油层 | |
| 8 | 0.97 | 0.490 9 | 0.037 4 | 0.005 8 | 0.006 7 | 0.002 3 | 0.006 7 | 0.000 8 | 3.0 | 1.7 | 2.6 | 1.8 | 1.0 | 油层 | |
| 9 | 3.33 | 0.577 5 | 0.070 7 | 0.061 2 | 0.031 2 | 0.051 7 | 0.052 4 | 0.053 0 | 7.4 | 6.1 | 7.0 | 5.2 | 6.5 | 含油水层 | |
| 10 | 3.19 | 1.571 4 | 0.008 1 | 0.006 3 | 0.014 6 | 0.006 6 | 0.012 1 | 0.003 0 | 5.7 | 2.9 | 3.0 | 2.3 | 5.4 | 含油水层 | |
| 11 | 0.99 | 0.473 3 | 0.018 3 | 0.004 4 | 0.010 9 | 0.004 6 | 0.009 2 | 0.002 7 | 1.6 | 2.2 | 2.2 | 1.8 | 3.6 | 含油水层 | |
| 12 | 1.06 | 0.535 6 | 0.025 2 | 0.004 0 | 0.009 4 | 0.004 1 | 0.007 6 | 0.002 6 | 1.9 | 2.0 | 2.1 | 1.6 | 2.8 | 含油水层 | |
| 13 | 0.61 | 0.325 9 | 0.020 9 | 0.005 3 | 0.005 0 | 0.005 6 | 0.007 5 | 0.004 4 | 5.1 | 0.9 | 1.5 | 1.0 | 1.2 | 含油水层 | |
| 14 | 0.92 | 0.433 6 | 0.006 4 | 0.006 2 | 0.007 6 | 0.009 8 | 0.013 8 | 0.010 3 | 2.9 | 3.8 | 3.8 | 3.7 | 4.3 | 含油水层 | |
| 15 | 2.50 | 0.585 5 | 0.006 0 | 0.015 6 | 0.018 2 | 0.024 8 | 0.027 2 | 0.022 2 | 2.2 | 7.1 | 6.9 | 5.6 | 5.9 | 含油水层 | |
| 16 | 2.70 | 0.615 6 | 0.011 5 | 0.037 0 | 0.024 4 | 0.030 1 | 0.028 7 | 0.020 7 | 2.3 | 9.5 | 8.4 | 5.9 | 5.5 | 含油水层 | |
| 17 | 2.13 | 0.434 1 | 0.053 7 | 0.034 7 | 0.017 4 | 0.022 4 | 0.017 6 | 0.011 6 | 5.0 | 3.0 | 2.8 | 1.7 | 1.4 | 含油水层 | |
| 18 | 2.47 | 0.321 7 | 0.019 5 | 0.022 6 | 0.016 5 | 0.025 2 | 0.026 3 | 0.025 2 | 4.1 | 3.3 | 3.4 | 3.0 | 3.5 | 含油水层 | |
| 19 | 3.12 | 0.474 9 | 0.034 5 | 0.038 9 | 0.029 3 | 0.048 8 | 0.044 4 | 0.037 3 | 6.1 | 5.8 | 6.6 | 5.0 | 5.2 | 含油水层 | |
| 20 | 2.98 | 0.524 7 | 0.053 2 | 0.053 7 | 0.030 8 | 0.050 0 | 0.042 9 | 0.042 5 | 6.7 | 6.1 | 6.8 | 4.8 | 6.0 | 含油水层 | |
| 21 | 2.88 | 0.516 7 | 0.042 0 | 0.032 6 | 0.019 7 | 0.032 6 | 0.032 6 | 0.033 7 | 6.6 | 3.9 | 4.4 | 3.7 | 4.7 | 含油水层 | |
| 22 | 2.63 | 0.403 8 | 0.023 7 | 0.018 3 | 0.017 7 | 0.029 5 | 0.034 5 | 0.035 9 | 5.2 | 2.8 | 3.2 | 2.9 | 3.8 | 含油水层 | |
| 23 | 2.23 | 0.269 9 | 0.019 8 | 0.025 8 | 0.018 7 | 0.029 0 | 0.029 0 | 0.027 8 | 3.1 | 3.7 | 3.9 | 3.3 | 3.9 | 水层 | |
| 24 | 0.18 | 0.111 0 | 0.001 7 | 0.001 5 | 0.002 1 | 0.001 6 | 0.001 1 | 0.000 2 | 0.8 | 1.5 | 3.6 | 1.8 | 0.9 | 水层 | |
因此,选取这6组参数建立油水解释图板,进行馆陶组储集层油气水评价。由于个别显示层气测受背景值影响,C1异常也比较高,这时还需结合荧光显示进行油气水综合解释。为了便于现场应用该方法直接、准确地进行储集层流体评价,建立了馆陶组气测组分齐全的含烃储集层气测-荧光解释评价标准(表2)。
地化解释评价主要是利用热解分析技术对岩屑、岩心或井壁取心进行分析,测得检测岩样中的气态烃(S0)、液态烃(S1)及裂解烃(S2)的含量[8]。为了更加突出各类流体性质的丰度,抓住油气层的主要特征,本文建立了地化亮点图板进行油气水评价[9,10]。总烃含量(Pg)为S0+S1+S2,反映储集层的含油丰度。通常利用Pg和反映轻组分占重组分的比值(S0+S1)/S2的高值,作为反映油气层的主要地化特征参数,而Pg与(S0+S1)/S2的乘积更突出了油气层特征,故把此值称为地化亮点。可以利用地化热解气相色谱谱图主峰碳数评价油质,渤海海域轻质油主峰碳小于nC18,中质油主峰碳位于nC18-nC25之间,重质油主峰碳大于n
根据该区块5口探井99层井壁取心的地化参数统计,馆陶组已钻探井油质类型为轻质、中质和重质,利用测井与试油解释结论所对应不同油质类型的含烃储集层壁心的热解分析参数,建立地化亮点图板(图1),可以有效地区分油层、含油水层和水层。壁心的烃类相较于岩屑要丰富,区分效果也较岩屑要好。
综上所述,该区块储集层流体性质不能单一按照常规气测解释评价标准识别,对于气测组分齐全的正常原油,气测-荧光解释评价标准效果较好,而对于气测组分不齐全的次生原油,气测-荧光特征与组分齐全的含水层的特征相似,此时需要结合地化亮点图板进行综合判别。通过两种录井解释方法的综合应用,可以进一步提高解释符合率。
应用本文所介绍的解释评价方法,对渤海油田渤中13-1南区块馆陶组储集层进行应用效果评价。对目前已钻预探井采用气测-荧光解释评价标准、地化亮点图板法进行解释评价,与测井解释结论及试油结论相比,解释层数82层,其中74层符合,解释符合率为90.2%;对新钻预探井X 6井进行解释评价,录井综合解释累计解释14层,其中含油水层11层,水层2层,干层1层。与测井解释结论相比较,12层符合,解释符合率为85.7%,解释评价效果较好。
X 6井2 398.60~2 438.06 m井段(图2)岩性为浅灰色荧光含砾细砂岩,荧光面积5%。Tg4.56%,C11.091 6%,C20.144 8%,C30.164 3%,iC40.063 3%,nC40.101 2%,iC50.054 9%,nC50.035 1%。气测组分齐全,重组分含量较低。C1为背景值3.0倍,iC4为背景值4.3倍,nC4为背景值5.5倍,iC5为背景值4.1倍,nC5为背景值4.0倍。
结合现场荧光显示一般,按馆陶组气测-荧光解释评价标准解释为含油水层。2 406.0 m井壁取心,地化热解分析主峰碳为nC18,油质为中质(图3)。
X 6井壁心热解分析值:S0 0.262 5 mg/g,S1 1.854 6 mg/g,S2 1.123 7 mg/g,Pg 2.658 3 mg/g。将数据点投入中质油壁心地化亮点图板中,落入含油水层区,解释为含油水层(图1b)。综上认为,该套储集层录井综合解释为含油水层,与测井解释结论一致。
X 6井2 444.00~2 462.09 m井段(图4)岩性为浅灰色荧光含砾细砂岩,荧光面积5%。Tg 2.33%,C1 0.351 7%,C2 0.037 1%,C3 0.047 0%,iC4 0.022 4%,nC4 0.035 2%,iC5 0.022 1%,nC5 0.015 9%。气测组分齐全,重组分含量较低。C1为背景值1.0倍,iC4为背景值1.5倍,nC4为背景值2.0倍,iC5为背景值1.5倍,nC5为背景值1.8倍。结合现场,荧光显示较差,按馆陶组气测-荧光解释评价标准解释为水层。
2454.0m井壁取心,地化热解分析主峰碳为nC31,储集层油质为重质(图5)。壁心热解分析值:S0 0.009 2 mg/g,S1 0.124 8 mg/g,S2 0.069 7 mg/g,Pg 0.203 7 mg/g。将数据点投入重质油壁心地化亮点图板中,落入水层区,解释为水层(图1c)。
综上认为,该套储集层录井综合解释为水层,与测井解释结论一致。
通过分析渤中13-1南区块馆陶组气测组分、地化参数及派生参数特征,建立了气测-荧光解释评价标准及不同油质地化亮点图板,进一步将气测录井与地化录井相结合,进行油气水综合解释。对已钻预探井进行解释评价,解释层数82层,其中74层符合,解释符合率为90.2%;对新钻井进行现场综合解释,解释14层,其中12层符合,综合解释符合率达85.7%,符合率较高。解决了该区块油质复杂,流体类型识别难度大的问题,为下一步勘探开发决策提供了有利依据。
The authors have declared that no competing interests exist.
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