南鲍金根油田侏罗系油藏气测录井资料解释及特征分析

0 前 言

南图尔盖盆地位于哈萨克斯坦中部,是一个古生界基底之上的中生代裂谷盆地,具有典型的垒-堑相间结构。南鲍金根油田位于鲍金根地堑南部,为一个在前中生界古隆起背景上由侏罗系和白垩系披覆其上的背斜构造^[1,2,3]。该构造上先后钻预探井5口(SBOZ-1 井、SBOZ-2 井、SBOZ-3 井、SBOZ-5 井、SBOZ-6 井),并均在侏罗系获得油流。据钻井资料揭示,工区由下而上揭示基底以上的地层为太古代石英岩,古生代浅变质岩和三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系的碎屑岩。南鲍金根油田规模不大,在矿权区域内有油气同层、油层和水层,资料齐全,品质理想。本文基于钻井地质资料以及常规气测录井资料,结合地质综合研究的认识,分析该油藏在气测录井资料上的特征,并探讨录井资料解释应用方法。

1 侏罗系含油层组划分

根据南鲍金根油田侏罗系油层在纵向上的分布与沉积旋回的组合特征,将含油层自下而上划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油层组,其中Ⅰ-Ⅴ油层组分布在中下侏罗统,Ⅵ油层组分布在上侏罗统的阿克萨布拉克组(J3ak)。图1为南鲍金根油田油藏剖面图。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图1   南鲍金根油田油藏剖面图

   

Ⅰ油层组分布在J(2+1)-d段,钻遇油层的井有UBOZ-2 井、UBOZ-5 井、UBOZ-6 井,而构造低部位的UBOZ-1井为水层,为主要受构造控制的层状构造油藏。

Ⅱ油层组分布于J(2+1)-c段,砂体在平面上分布不连续,侧向发生相变为泥岩,或相变为煤层,但仍然具有高部位是油层低部位是水层的特点,为既受构造控制又受岩性控制的岩性构造油藏。该油层组又分为上油层组Ⅱ-A和下油层组Ⅱ-B。上油层组Ⅱ-A钻遇油层的井有UBOZ-3 井和UBOZ-6 井,下油层组Ⅱ-B 钻遇油层的仅有UBOZ-6 井,在构造低部位的UBOZ-2 井对应砂体则为水层,而在UBOZ-5 井则相变为煤层夹泥岩,形成侧向封堵。

Ⅲ油层组分布于J(2+1)-b段底部的泥岩层内,属于砂岩岩性透镜体。钻遇油层的有UBOZ-5 井、UBOZ-6 井。

Ⅳ油层组分布于J(2+1)-b段,是分布最广的一个油层组。除UBOZ-2 井因构造位置低为水层外,其余4口井都钻遇油层或油水同层,其中UBOZ-1 井、UBOZ-5 井、UBOZ-6 井3口井都为油水同层。Ⅳ油层组的油水界面在海拔-1 350 m,为主要受构造控制的层状构造油藏。

Ⅴ油层组分布于J(2+1)-a段,储集层发育,砂体连通性好,孔渗条件与油层基本相同,该油层组在这5口井上都是水层。据有关资料,在UBOZ-3 井向北方向构造抬升的部位上,则为油层,说明该油层组在本区处于构造低部位。

Ⅵ油层组分布在J3ak组,该油层组在5口井上均有分布,油层薄,横向变化较大,连通性差。储集层岩性细(主要为粉砂岩),属于岩性油藏。

综上所述,该油田侏罗系含油层系的油藏类型具有多样性,既有构造油藏,又有岩性构造油藏,还有岩性油藏。

2 气测录井资料特征分析

常规气测录井是发现储集层含油气情况的有效方法,气测录井资料是解释评价储集层含油气性的有效技术。本文使用的气测解释方法主要基于气体组分比值的分析方法,包括皮克斯勒图板指数法^[4,5,6]、三角形图板指数法和综合气体指数法,以及依据气体比值特征结合全烃进行的综合解释^[7]。

2.1 皮克斯勒图板以及PID₁-PID₂交会图特征

在皮克斯勒图板上,Ю-0油层表现为C₁/C₂>C₁/C₃>C₁/C₄,整体呈负斜率;J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层表现为C₁/C₂>C₁/C₃、C₁/C₃<C₁/C₄,仅在C₁/C₂与C₁/C₃之间为负斜率;J(2+1)-b段油气同层表现为C₁/C₂<C₁/C₃<C₁/C₄,呈正斜率,油气同层在皮克斯勒图板上连线的位置明显高出油层(图2a)。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图2   南鲍金根油田储集层皮克斯勒图板以及C₁/C₂与C₁/C₃交会图

   

J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层C₁/C₂分布范围为4~8,而J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油气同层C₁/C₂分布为10~30,J(2+1)-d段油层C₁/C₂分布为10~20。油水同层C₁/C₂分布为10~30,水层C₁/C₂分布为10~70(图2b)。

整体来看,油层、油气同层的数据点分布相对集中,而油水同层、水层的数据点混杂在一起,分异不明显,需结合具体单井剖面判定解释结论。

为解决数据点无法分异难题,选取PID₁=C₁/C₃-C₁/C₂、PID₂=C₁/C₄-C₁/C₃,绘制PID₁与PID₂交会图。不同储集层流体性质的PID₁与PID₂数值差异很大,这些差异是由储集层烃类的地球化学分布规律所决定的。

南鲍金根油田水层的数据点比较分散,分布在PID₁为-20~600,PID₂为-90~490的范围内;在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ象限均有分布,其中Ⅰ、Ⅳ象限分布较多。比较而言,有潜在产能的油气显示层的数据点分布相对集中,为了读图方便,对油气层区域图进行了放大(图3)。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图3   南鲍金根油田储集层PID₁与PID₂交会图

   

在PID₁与PID₂交会图上,J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层数据点,分布在PID₁为-1.5~1.5、PID₂为0~10的范围内,处于Ⅰ、Ⅱ象限,紧靠在纵轴PID₂附近。

J(2+1)-b段油气同层的数据点主要分布在PID₁为5~15、PID₂为3~15的范围内,位于Ⅰ象限;J(2+1)-c段油气同层的数据点主要分布在PID₁为-8~-1、PID₂为-1.5~3的范围内,位于Ⅱ、Ⅲ象限;J(2+1)-d段油层的数据点主要分布在PID₁为-13~-3、PID₂为0~10的范围内,位于Ⅱ、Ⅲ象限。

J(2+1)-c段油气同层在Ⅱ象限的数据点,源于UBOZ-3 井油气同层的顶部;在Ⅲ象限的数据点源于UBOZ-6 井。J(2+1)-d段油层的数据点分布区域在Ⅱ、Ⅲ象限,其中位于构造相对高部位的数据点,其PID₂数值较大。

油水同层数据点有两组:一组分布在Ⅲ象限,源于UBOZ-2井J(2+1)-d段的1 705~1 716 m,位于Ⅰ油层组油水界面处,试油结论为油水同层;另一组主要位于Ⅰ象限,源于UBOZ-1 井、UBOZ-3 井、UBOZ-5 井、UBOZ-6 井的J(2+1)-b段。

2.2 综合气体指数以及三元图特征

综合气体指数以及三元图是使用气体组分比值表征油气流体性质的一种方法^[8](图4a)。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图4   南鲍金根油田储集层综合气体指数三元图以及T_g-I₁交会图

   

综合气体指数三元图上数值的分布可知:Ю-0油层分布在I₁为30%~55%、I₂+I₃为25%~35%、I₄+I₅为2%~12%的范围内;J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层分布在I₁为65%~75%、I₂+I₃为25%~35%、I₄+I₅为20%~45%的范围内;J(2+1)-b段油气同层的数据点主要分布在I₁为85%~90%、I₂+I₃为5%~15%、I₄+I₅为0.5%~3.5%的范围内;J(2+1)-c段油气同层的数据点主要分布在I₁为65%~80%、I₂+I₃为8%~30%、I₄+I₅为1.5%~10%的范围内;J(2+1)-d段油层的数据点主要分布在I₁为65%~85%、I₂+I₃为11%~25%、I₄+I₅为5%~15%的范围内;水层的数据点分布在I₁为80%~98%、I₂+I₃为1.5%~17%、I₄+I₅为0.5%~7.5%的范围内。

在T_g-I₁交会图上油层、油气同层数据点分布相对集中,易于识别,而油水同层、水层以及煤层的数据点混杂在一起,不便区分(图4b)。整体看,T_g与I₁交会图对不同性质的油层、油气层的分异效果比较好。

2.3 三角形图板指数特征

三角形图板可以定性反映油气性质,三角形图板指数可以量化反映油气性质的变化^[9]。图5a是南鲍金根油田储集层T_g与I_T3交会图,反映了不同性质储集层流体性质的I_T3数值分布范围。图5b是UBOZ-5 井J(2+1)-b层段1 418 m油气同层以及J(2+1)-b层段1 510 m油层的三角形图板解释实例。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图5   南鲍金根油田储集层T_g与I_T3交会图以及三角形图板解释实例

   

在T_g与I_T3交会图上,三角形图板指数I_T3数值的分布:Ю-0油层分布在I_T3为-2.5~-1.3的范围内;J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层分布在I_T3为-0.75~-0.25的范围内;J(2+1)-b段油气同层的数据点主要分布在I_T3为0.25~0.5的范围内;J(2+1)-c段油气同层的数据点主要分布在I_T3为-0.45~0的范围内;J(2+1)-d段油层的数据点主要分布在I_T3为-0.75~0的范围内;水层的数据点分布在I_T3为-0.10~0.7的范围内,且多数含水层位的I_T3数值大于0。指数比图形能更准确地描述油藏的细节变化。

在T_g与I_T3交会图上油层、油气同层数据点分布相对集中,易于识别,而油水同层、水层以及煤层的数据点混杂在一起,不便区分。

整体看,T_g与I_T3交会图对不同性质的油层、油气层的分异效果较好。

3 基于气测录井资料的油藏特征讨论

3.1 关于比值方法选择

前文提及,常规气测录井资料组分比值与T_g的交会图中, J(2+1)-b的油气同层在T_g与I_T3和T_g与I₁交会图上能够得到较好的分异,在C₁/C₂与C₁/C₃交会图上则不能有效分异,因此三角形图板指数I_T3以及综合气体指数I₁能够更细致地反映油藏伴生气组分变化细节。推测其原因,应该与参数的计算机理有关:与C₁/C₂的计算相比,I_T3的计算过程中,有C₁-C₄的所有组分参与,I₁的计算过程中有C₁-C₅的所有组分参与,由多组分参与计算产生的评价指数能够反映较多的油藏信息,所以在储集层流体性质变化较大的油气田应该优先选用。

与皮克斯勒图板比值(C₁/C₂ 、C₁/C₃ 、C₁/C₄ 、C₁/C₅)相比,衍生的PID系列指数,计算过程中综合纳入了C₃、C₄乃至C₅,故PID系列指数比原始的皮克斯勒比值蕴含了更多的油气藏信息供解读,所以在综合解释中应选择多组分参与运算生成的指数。

图6a是PID₁与I_T3交会图。按照三角形图板的解释原则,I_T3>0为正三角形,指示储集层流体性质以天然气为主, -0.25≤I_T3≤0.25为高气油比的轻质油藏或富含轻质油的气藏。图6中水层以及油水同层的数据点以水溶解气为主导,处于I_T3>0的范围内;J(2+1)-b段油气同层的数据点处于I_T3>0、PID₁为4~40的范围内;J(2+1)-c段油气同层的数据点主要分布在 -0.25<I_T3<0、PID₁为-10~-5的范围内,与J(2+1)-b段气油比高于J(2+1)-c段气油比的验证资料相符合。J(2+1)-d段油层的数据点主要分布在Ⅲ象限,少部分位于Ⅱ象限的数据点源于UBOZ-5 井油层顶部。J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层的数据点位于-0.75<I_T3<-0.35、PID₁为-1.0~1.0的范围内;Ю-0油层位于-2.50<I_T3<-1.45、PID₁为-35.0~-3.0的范围内。

显示原图| 下载原图ZIP| 生成PPT

图6   南鲍金根油田储集层PID₁与I_T3以及PID₂与I_T3交会图

   

图6b是PID₂与I_T3交会图。可以看到除Ю-0油层PID₂明显为负值外,其余油气层处于PID₂的零临界值附近以及PID₂>0的范围内。

3.2 油藏特征

Ⅵ油层组分布在J3ak组,埋藏浅,次生作用强。较强的次生作用,导致气体组分组成发生较大变化。I_T3为-2.50~-1.35,三角形图板直观显示为大倒三角形,指示为中质油层,其PID₁为-35~-3,是次生作用的直接反映。C₁/C₂为 2.5~39分布范围大,也反映了次生变化的不均匀特征;C₁/C₂为4.5~8.0的数据,比较接近于原始状态油层的特征值,主要源于UBOZ-1井和UBOZ-5井;而C₁/C₂为8~39范围的数据则反映了较强的次生作用,源于UBOZ-2井和UBOZ-6井。这说明油层Ю-0在不同空间位置其油藏次生作用的强度是不一样的。

J(2+1)-b段和J(2+1)-c段油层的数据分布介于I_T3为-0.75~-0.25、C₁/C₂为4~8、PID₁为-1.5~1.0的范围内,反映了油层的油质为轻质-中质油,以及轻微次生作用的存在。J(2+1)-b段Ⅳ油层组砂体的油气充注程度较高,体量较大,虽然与边底水接触密切,油层的轻烃组分仍以热裂解烃为主导。Ⅲ油层组属于砂岩岩性透镜体,分布于J(2+1)-b段底部的泥岩层内,其次生作用程度较低。J(2+1)-b段油气同层的数据分布在I_T3为0.25~0.75、C₁/C₂ 为10~30、PID₁为4.0~40的范围内,轻烃比值特征反映了油气同层中轻烃以裂解烃占主导的特征。

J(2+1)-c段油气层的数据分布在I_T3为-0.50~0.00、C₁/C₂为10~30、PID₁为-9.0~-3.0的范围内,轻烃比值特征反映了油气同层中轻烃以降解烃类占主导的特征。J(2+1)-c层段Ⅱ油层组砂体体量小,但一侧相变为泥岩及煤层,一侧为底水所封闭,其次生作用程度较低。

J(2+1)-d段油层的数据分布在I_T3为-1.00~0.50、C₁/C₂为10~26、PID₁为-13.0~-3.5的范围内,其中I_T3>0.00、C₁/C₂>20的数据点源于UBOZ-5井接近油水界面的位置,是次生作用的反映。Ⅰ油层组油藏体量小,位于构造低部位接近油水界面,有较强的次生作用,造成C₁-C₅轻烃组分受生物气影响较大。

油水同层的数据分布在I_T3为0.15~0.35、C₁/C₂为10~30、PID₁为-20~-10的范围内,反映了水过渡带中轻烃以降解烃类占主导的特征。

水层的数据分布在I_T3为-0.075~0.75、C₁/C₂为10~70,PID₁为-10~50的范围内,反映了水过渡带中水溶气占主导的特征,而水溶气的比值特征与过渡带以及油层的轻烃比值特征密切相关。

在PID₁与PID₂交会图上,次生作用程度的顺序是Ⅰ象限<Ⅱ象限<Ⅲ象限<Ⅳ象限(现已发现有分布在Ⅳ象限的浅层稠油藏实例)。按照皮克斯勒图板的解释规则,负斜率可以认为是次生作用存在的一个标志。当有负斜率出现时,在PID系列指数上表现为PID₁以及PID₂的值为负值,次生作用越强,负值的幅度就越大。区域研究中遇到过埋深550 m的油藏实例,其PID₁达到-500,PID₂达到-2 000,原油密度0.95 g/cm³。相比之下南鲍金根油田具有产能的油气层的次生作用程度有限。

轻烃比值所反映的南鲍金根油田油藏次生作用程度是:Ⅵ油层组>Ⅰ油层组>Ⅱ油层组、Ⅲ油层组>Ⅳ油层组。从气体比值特征看,尚有规律可循,虽然有次生作用影响气测组分,但各油层组气测组分均以热裂解烃为主,发生次生作用的油藏在气测组分比值上的特征是I₄+I₅的值相对显著升高。这种现象是基于常规气测资料判断油气层是否存在次生作用的一个重要标志。

3.3 解释结论验证

J3ak组的Ⅵ油层组(Ю-0)在5口井上均有分布,解释结论为油层及差油层,属于典型的次生油藏。其中UBOZ-2 井获得工业油流,但试油报告无具体产能数据(图6a中A点)。

Ⅳ油层组分布在J(2+1)-b段,显示层解释为油气同层(图6a中B点)。UBOZ-1井测试结果为:产油192.0 m³/d,产气14.4×10⁴ m³/d,气油比750 m³/m³。UBOZ-3井测试结果为:产油76.0 m³/d,产气6×10⁴ m³/d,气油比789.5 m³/m³,试油结论为油气同层。UBOZ-5井测试结果为:产油83.0 m³/d,含水5.8%,无产气计量数据,地下原油密度0.80~0.83 g/cm³。试油数据表明气油比高达750~790 m³/m³,属于典型的油气同层。

Ⅱ油层组分布在J(2+1)-c段,分为Ⅱ-A和Ⅱ-B油层组。钻遇Ⅱ-A的井有2口(UBOZ-3井、UBOZ-6井),气测资料为油气同层特征(图6a中C点)。 UBOZ-3井1 542~1 548 m测试结果为:产油52.3 m³/d,产气3.65×10⁴ m³/d,气油比697.9 m³/m³,含水未计量。试油结果证实油藏具有油气同层特征。

Ⅱ-B油层在UBOZ -6 井钻遇,侧向到UBOZ-5 井已经相变为煤层。依据显示特征解释为油气同层(图6a中D点)。UBOZ-6 井测试结果为:产油119.0 m³/d,试油报告未提及有气产出,含水12%。

Ⅰ油层组分布在J(2+1)-d段,钻遇油层的井有UBOZ-2井、UBOZ-5井、UBOZ-6井,在UBOZ-2井发育砂体,下部砂体侧向相变为富含有机质的泥岩。UBOZ-5 井试油结论为油层,未收集到油气产量数据,含水4%,地下原油密度0.82 g/cm³ (图6a中E点)。UBOZ-2 井试油报告记录累计产油458 m³,产水85 m³,无产气计量数据,含水15%,地下原油密度0.80~0.82 g/cm³(图6a中F点)。试油结论表明,位于J(2+1)-d段的Ⅰ油层组产出含水4%~15%,表明储集层含水,储集层处于距离油水界面较近的部位。这说明J(2+1)-d段参数特征表现的次生作用是边底水造成的。

4 结论与认识

(1)南鲍金根油田矿权区处于鲍金根构造南部相对较低的部位,资料表明向北方向在较高部位,J(2+1)-a段至J(2+1)-d段均是良好的油气产层。南鲍金根油田的油气层处于油水过渡带附近,均不同程度的与边底水相关。

(2)轻烃比值能够反映储集层流体性质,也能反映次生作用的存在并定性判断其相对强度。南鲍金根油田油藏次生作用程度是:Ⅵ油层组>Ⅰ油层组>Ⅱ油层组、Ⅲ油层组>Ⅳ油层组。油藏产生次生作用的环境条件第一是埋藏保存条件,第二是边底水作用。

(3)气测录井不同解释方法的轻烃比值组合使用,不仅能在评价储集层性质时发挥作用,在油藏评价时也能发挥其独到的优势,这方面值得进一步深入研究挖掘。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

文献选项

• 原文顺序
• 文献年度倒序
• 文中引用次数倒序
• 被引期刊影响因子