张新新
, 马铭择
Zhang Xinxin, Ma Mingze, Zheng Xiaoyu, Sun Ao
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-11-13
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
作者简介:
作者简介：张新新 工程师,1984年生,2011年毕业于西安石油大学矿产普查与勘探专业,硕士研究生学位,现在中国石油长城钻探工程有限公司录井公司解释评价中心从事储集层解释评价工作。通信地址:124010 辽宁省盘锦市石油大街77号。电话:15242799989。E-mail:xxz.gwdc@cnpc.com.cn
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摘要
尼日尔Agadem区块发育多套白垩系和古近系砂岩储集层,该区块构造相对复杂,断块纵横交错,油质类型众多,油水关系十分复杂,仅靠常规测井手段,难以准确地进行油气水层解释评价。为提高该区油气水层解释符合率,以地化录井为基础,建立了油质类型划分方法、储集层油气水识别图谱图板方法,并结合地质录井、气测录井资料实现了对尼日尔Agadem地区储集层流体的录井综合解释评价,解释符合率达到85%,取得了良好的效果。
关键词：
Abstract
Multiple sets of Cretaceous and Paleogene sandstone reservoirs are developed in Agadem block, Niger. The structure of this block is relatively complex, the fault blocks are crisscrossed, oily types are numerous, and the relationship between oil and water is very complex. It is difficult to accurately interpret and evaluate oil, gas and water layers by conventional logging methods. In order to improve the interpretation coincidence rate of oil, gas and water layers in this block, based on geochemical logging, the classification method of oily types and icon chart method of identifying oil, gas and water were established. Combined with geological logging and gas logging, mud logging comprehensive interpretation and evaluation of reservoir fluid in Agadem block of Niger has been realized. The interpretation coincidence rate is up to 85%, and good results are obtained.
Keywords：
近年来,受益于钻井、录井新工艺的推广应用,尼日尔Agadem区块的开发进度明显加快。随着勘探开发的深入,逐步发现该区块储集层厚度及岩性变化大,油质类型众多,油水关系复杂,同时发育多套低电阻率油层和高电阻率水层[1,2],仅依靠常规的测井手段,很难准确地识别出储集层的流体性质,增加了勘探开发风险。为提高该区块油气水层解释符合率,以地化录井技术为核心,并与气测录井、地质录井技术相结合[3,4,5],实现了Agadem区块储集层流体性质的准确识别和储集层性质的综合分析。
Agadem区块位于尼日尔东南部,区域构造上属中、新生代中西非裂谷系统的西非裂谷子系统内东尼日尔盆地的Termit坳陷[6,7],产权面积27 516.2 km2。近年来,围绕着区块内的Dinga凹陷,探明了多个上白垩统及古新统油气圈闭,油气藏以断块油气藏为主,各断块纵横交错,构造相对复杂,以东北部为代表的区域构造抬升后,地层遭受了不同程度的剥蚀。目前钻井揭示出新-中生界地层依次为第四系,新近系,古近系Sokor组及上白垩系Madama组、Yogou组、Donga组,油气层主要发育于古近系Sokor、上白垩系Yogou两个地层组。
古近系Sokor组主要为一套下粗上细的陆相正旋回砂泥岩沉积,自下而上分别为SSA段(砂泥岩互层段)、LVS段(泥岩段)、SS段(页岩段),油气主力产层以黄褐色砂砾岩、细砂岩为主,夹深灰色、灰绿色泥岩沉积。按沉积旋回特征SSA段分为E1、E2、E3、E4、E5共5个油层组[2],各油层组储集层物性相对较好[7],孔隙度20%~25%,渗透率200~600 mD。上白垩系Yogou组为一套下细上粗的海陆过渡相反旋回砂泥岩沉积,油气主力产层岩性为褐黄色细砂岩,厚度薄,物性相对较差,孔隙度10%~22%,渗透率70~150 mD。
地化录井技术在Agadem区块应用较广,重点探井、生产井均应用了地化录井技术。因此,该区块的储集层录井综合解释评价是以地化录井数据为基础,分析储集层油质类型、建立储集层流体地化参数的解释图板,结合地质录井、气测录井等其他录井资料进行多项参数比对分析,得出储集层流体性质的最终综合解释结论。
按照常用的地面原油密度分类标准(60°F),将原油分为4类[8]:轻质原油(密度<0.87 g/cm3或>31.14 °API)、中质原油(密度介于0.87~0.92 g/cm3或22.30~31.14 °API)、重质原油(密度介于0.92~1.0 g/cm3或10.00~22.30 °API)、超重质原油(密度≥1.0 g/cm3或≤10.00 °API)。按照地面原油粘度分类标准(50℃),将原油分为4类:常规油(粘度<100 mPa·s)、稠油(粘度100~10 000 mPa·s)、特稠油(粘度10 000~50 000 mPa·s)和超特稠油或称沥青(粘度>50 000 mPa·s)。试油数据分析表明,古近系Sokor组SSA亚段原油以中质常规油、重质稠油为主,组内各小层的原油性质变化较大;上白垩系Yogou组原油以中质常规油、轻质常规油为主,原油性质变化也较大。原油性质上较大的差异,反映出不同开发区块内、不同层位的原油赋存状态的不同,上部的Sokor组油气层多受生物降解、氧化蚀变的影响,而下部Yogou组原油受此影响则较小。
针对盆地各个二级构造带内不同原油密度、粘度特征的开发层系进行相应层位样品点的热解气相色谱分析,总结出Agadem地区典型井原油性质特征数据(表1)。从表1可以看出,热解气相色谱特征与原油的密度、粘度有很好的对应关系。以表1中A-1井E1段1 302.0 m的样品热解气相色谱特征为例,其色谱谱图基线明显隆起,正构烷烃缺失,异构烷烃和不可辨识组分增多,对应着高密度、高粘度的油质特征,属于重质、稠油的范畴;Yw-1井Yogou组2 494.0 m样品的热解气相色谱谱图基线平直,主峰碳靠前(前峰型),正构烷烃发育,碳数分布范围广,显示其对应着低密度、低粘度的油质特征,属于轻质油、常规油的范畴。根据各井位各层系的热解气相色谱图进行平面上区域油质特征归纳,对应主力产层共分为4类油气产出区:第一类为稠重油质产出区,储集层主要为SSA亚段上部,储集层埋深较浅,平面上分布于区块东北部的Ounissouni-Dibeilla地区;第二类为上部稠重,下部较稀轻或稀轻的油质产出区,储集层以SSA亚段为主,兼有Yogou组,储集层埋深变化较大,平面上在区块的各个地区都有分布;第三类为较稀轻油质产出区,储集层以SSA亚段下部、Yogou组为主,储集层埋深较大,平面上分布于区块中南部的Fana低凸起和Yogou西斜坡地区;第四类为稀轻油质产出区,储集层以SSA亚段、Yogou组为主,储集层埋深大,平面上分布于区块西北部的Tairas-Dougoule地区、区块西南部的Yogou地区,此类油质产出区,油气层能量足,生产井稳产时间长。
综上所述,Agadem区块东部以重质稠油、叠合油质为主,西部以叠合油质、中质常规油、轻质常规油为主。油质特征类型的分类为该区块录井综合解释评价方法的建立提供了参考依据,同时对盆地内油气成藏特征研究、油水分布规律研究也具有重要的指导意义。
通常情况下,储集层岩石热解评价分析获得的S0、S1、S2参数分别代表了储集层中单位质量岩石气态烃量、液态烃量、裂解烃量[4,5],Ps为油气轻重比参数,即S1与S2的比值;油层含水后,单位质量岩石内的含烃量降低,S1值相应减小,一般液态烃含量的降低程度要大于裂解烃类含量的降低程度,导致Ps值相应减小。
以Agadem区块内大量经试油解释资料验证的地化录井参数为基础,应用S1、Ps 两个地化参数构建地化录井二维交会图板(图1),该图板中既有反映油气相对含量的S1参数[9],也有反映油水赋存关系的Ps 参数。可以看出,当S1<7 mg/g时,储集层流体都为水层干层,无有效开发价值,而Ps参数值变化区间很大;当S1>7 mg/g时,Ps 随S1的增大而增大,呈现出较为明显的正相关性,但油层样品点的Ps值总体上要大于油水同层样品点的Ps 值,反映出油层含水后,分析样品中的液态烃类含量的相对缺失。相比于油水同层,油层有更大范围的S1参数值分布和更高的Ps 参数值分布,当样品点的 S1>40 mg/g 、Ps>5时,都是典型的油层响应特征。
在应用地化录井交会图板过程中,将整段储集层的待分析样品点进行图板投点,计算油层、油水同层、水层干层3类划分单元内的样品点分布比例。如果落在某类单元内的样品点数量比例大于80%,则给出该单元所定义的解释结论;如果未超过80%比例的样品单元,则结合其他录井参数特征进一步判断,最终确定储集层流体性质的解释结论。
Agadem区块各类探井的现场测试分析表明,区块内各个层段的油气层内都有不同程度的产水现象,特别是针对一些薄差储集层、低电阻率储集层,仅依靠随钻地化录井、气测录井或地质录井等单一录井技术很难对其含水性进行有效解释评价,而应用地化录井与地质录井及气测录井相结合的综合解释方法可有效增强储集层含水性识别的精度,提高油气层解释的符合率。
(1)地化录井方面,与油层相比,含水油气层中地层水占据了部分岩石的孔隙空间,并与油气相互作用,一方面是地层水溶蚀掉部分易溶的轻烃组分,使得岩石热解评价中的S0、S1值减小[10,11,12],S1参数峰型变得不饱满、峰变窄,S1峰不连续过渡到S2峰,并使岩石热解气相色谱谱图的总峰面积降低(表2);另一方面油层中含N、O、S的重质烃类组分氧化降解后,使得岩石热解评价中的S2参数峰型变得不饱满、峰型呈现扁平化。因此,在判断储集层是否含水时,主要参考S1、热解气相色谱出峰面积这两个地化参数,即油层含水后,S1值减小、热解气相色谱出峰面积减小。在具体判断储集层是否含水的过程中,主要考虑岩石热解评价的谱峰特征,尤其是S1、S2两参数的整体峰型特征以及Ps 值大小变化情况和热解气相色谱谱峰的变化特征,即油层含水后S1谱峰变窄并降低、S2谱峰不同程度的前移、Ps 值相对减小,同时热解气相色谱峰中出峰数减少、轻质组分和重质组分都不同程度的缺失、主峰碳后移、色谱峰型瘦窄。当对储集层的含油气性进行全面分析时,则是上述含油特征与含水特征的综合考量。
(2)地质录井方面,首先定性描述岩屑采样的岩石组成、荧光面积以及岩屑采样点对应的钻时特征,一般较好油气显示的储集层段内,岩屑中泥质含量低、荧光面积大、钻时明显减小。其次观察井壁取心实物特征,不含水的壁心样品表面比较干燥,白炽灯下呈较松散的砂糖状,滴水不渗到缓渗,颜色为褐色到灰褐色、黄褐色;油层含水至大量含水后,白炽灯直照的样品表面呈潮湿-特潮湿,拨动时岩块粘连在一起,滴水较速渗-速渗,颜色为斑块状、条带状的灰褐色-浅褐灰色。荧光灯直照下,不含水的油层样品呈现出暗土黄色、暗黄棕色(较稀轻油质呈现土黄色,稠重油质呈现暗黄棕色),荧光面积均匀饱满(表2);油层含水后,虽然荧光颜色上与不含水油层样品的差别不大,但明显不同的是,部分砂岩不发光,荧光面积不均匀饱满,呈弱的斑块状或条带状,若样品水洗后则发出灰白色的荧光或很暗的荧光色。对于油质较稠重的样品来说,样品含水程度越高,荧光直照的颜色就越暗黄。样品滴氯仿后进行荧光照射,不含水的油层样品瞬间呈现出亮黄色,油质稠重的样品在中心部位呈现出灰棕色,荧光面积饱满,围绕样品中心均匀分布,荧光强度高;而含水油层样品则较缓慢地呈现出浅黄色到浅乳白色的荧光,由于含油不饱满,在样品的中心区域留下很大范围的不发光带,荧光面积不均匀饱满,呈现出放射状或环带状的荧光环特征。因此,可以利用白炽灯直照下的样品特征,对样品的含油性、含水性进行初步判断;再利用荧光直照下、滴氯仿后荧光照射下(滴照)的荧光颜色、强度、面积、分布特征等对样品的含油性、含水性进行了详细判断,并通过与标准油层、油水同层、水层的荧光图谱进行对比分析,最终给出该样品点或该层段在地质录井方面的解释结论。
(3)气测录井方面,油气层发育的层段,气测录井参数响应也较为明显,表现在气测全烃值及组分值的升高,储集层油气能量越大,气测显示越显著地升高。而油层含水后,气测录井上的重烃组分会有不同程度的缺失并导致全烃值相对降低。
综上所述,利用气测录井参数对储集层的含油气性做出初步判断,再根据岩屑、井壁取心实物观察与地化热解参数间的综合比对分析,可以实现含油与含水程度的定性判断,增强油气层发现的精度以及储集层含水性解释的准确度,从而提高储集层综合解释符合率。
本文以尼日尔Agadem地区Fw-1井为例,详细阐述录井综合解释评价技术的实际应用效果。该井位于Fana低凸起中北部的构造带上,设计勘探层位为古近系Sokor组SSA亚段,在井段1 472.5~1 475.5 m、1 518.0~1 526.0 m气测异常明显,重组分发育,而其他砂岩层段重烃组分相对缺失(图2),油气显示也较差。对上述两井段储集层样品进行地化录井解释分析,结果显示两段样品热解气相色谱丰度高,基线严重隆起,正构烷烃组分缺失,不可辨识组分发育(图3),按照该区块储集层原油气相色谱特征分类标准,此层段储集层油质属于稠重油质范畴。两层段内大部分样品点的热解评价S1、Ps 参数值也明显高于邻近油水同层、水层的相应参数值,同时S1峰宽且高并连续过渡到S2峰上,S2峰型正常且峰值较高,各项热解参数值的变化幅度小(图2),总体上反映出两层段储集层的含油性好、无明显的含水性特征。此外,在地化综合交会图板上投点后,80%以上的样品点落在了油层区域(图1),S1参数值在14~24 mg/g区间分布、Ps 参数值在2~5区间分布,是较为可靠的油层响应特征。上述两层段内岩屑和井壁取心样品均为灰褐色砂岩,泥质含量低,岩性疏松、均质性好,表面干燥,滴水缓渗至不渗,直照荧光饱满均匀、暗黄色荧光,滴照呈饱满的亮黄色(图4)。结合区域构造位置,判断Fw-1井位于E2、E3砂体的构造高部位,油气运聚条件较好,综合以上分析,上述两层段储集层流体解释为油层。
Fw-1井完钻后,1 472.6~1 475.3 m层段采用3/8 in(9.525 mm)喷嘴试油,产油41.1 t/d,原油密度0.91 g/cm3,粘度93.60 mPa·s;1 517.4~1 526.6 m层段采用3/8 in(9.525 mm)喷嘴试油,产油147.7 t/d,原油密度0.92 g/cm3,粘度94.35 mPa·s。两段的试油结论都是高粘度重质油层,与录井综合解释结论一致。
录井综合解释评价技术的应用,有效提高了Agadem区块薄差储集层、低电阻率储集层流体性质的识别能力,应用四年多,共解释48口井383层油气段,录井综合解释符合率85%以上,成为测井储集层解释技术的重要补充。
(1)基于岩石热解气相色谱特征的分析,Agadem区块东部以重质稠油、叠合油质为主,西部以叠合油质、中质常规油、轻质常规油为主;而按不同的区域油质特征类型进行的录井综合解释评价,其最终储集层解释分析结果的准确度更高。
(2)Agadem区块储集层含水后,在地化录井参数、岩屑及井壁取心外观特征上具有较好的相应特征,具体表现为:S1参数值减小并且S1峰型变窄,热解气相色谱图中轻、重组分相对缺失;岩屑及井壁取心含油不饱满,表面较为潮湿,荧光颜色暗淡。同时,油层含水后,气测录井重烃组分会有不同程度的缺失并且全烃值相对减小。
(3)录井综合解释评价技术在 Agadem区块的推广应用,较好地实现了该地区储集层含油与含水程度的定性判断,增强了油气层发现的精度以及储集层含水性解释的准确度,总体上提高了该地区储集层综合解释的符合率。
The authors have declared that no competing interests exist.
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