杜鹏
中国石油长城钻探工程有限公司录井公司
Du Peng
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
责任编辑:
收稿日期: 2019-05-5
网络出版日期: 2019-06-25
版权声明: 2019 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介 杜鹏 工程师,1988年生,2010年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查专业,现在中国石油长城钻探工程公司录井公司解释评价中心从事油气层解释评价与研究工作。通信地址:124010 辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街77号。电话:(0427)7833059。E-mail:dprun@163.com
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摘要
侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地的重要含油层系,受地层水矿化度、原油气油比、储集层物性及埋深等的影响,存在大量的低电阻率油层、低气测全烃值异常油层和残余油层,给准确识别储集层流体性质带来了很大困难,以往的录井解释评价方法无法满足勘探开发的要求。总结多年现场解释评价经验,通过深入挖掘气测录井参数,发现气测参数C3/C2对于准确识别储集层含油性具有标志性作用,利用参数Wh与C3/C2建立气测解释图板,同时发挥地化录井技术准确辨识储集层原油特征的优势,利用参数Ps与S1建立地化解释图板,将气测和地化两项录井技术组合应用并进行实地验证,有效解决了延安组储集层流体性质识别难题,使延安组录井解释符合率提高到83.3%,为后续的勘探开发提供了有力支持。
关键词：
Abstract
The Jurassic Yan'an formation is an important oil-bearing sequence in Ordos Basin. Due to the influence of salinity of formation water, gas-oil ratio of crude oil, reservoir physical properties and burial depth, a large number of low- resistivity oil layers, oil layers with abnormal total hydrocarbon value measured by gas logging and residual oil layers exist, which brings great difficulties to accurately identify reservoir fluid properties. The previous mud logging interpretation and evaluation methods can not meet the requirements of exploration and development. By summing up the experience of field interpretation and evaluation for many years, it is found that gas logging parameter C3/C2 plays a marked role in the accurate identification of reservoir oil-bearing probability by deeply mining gas logging parameters. The gas logging interpretation chart was established by using parameters Wh and C3/C2. At the same time, taking advantage of geochemical logging technology to accurately identify the characteristics of reservoir crude oil, the geochemical interpretation chart was established by using parameters Ps and S1. Two mud logging technologies, gas logging and geochemical , were combined and verified on site, which effectively solved the problem of identification of reservoir fluid properties in Yan'an formation. The coincidence rate of mud logging interpretation in Yan'an formation is increased to 83.3%, which provides favorable support for the subsequent exploration and development.
Keywords：
侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地重要的含油层系,在勘探开发早期更是主力产油层,主要发育有河流-湖泊-三角洲以及冲积扇-河流相两种沉积体系,自上而下划分为延1-延10共10个小层,以砂泥岩互层沉积为主,夹煤层,砂岩层为主要储集层,其中原油为多油源,来自于延安组煤层、暗色泥岩以及下部延长组碳质泥岩或油页岩[1,2]。
延安组储集层砂体受沉积相带控制,呈近南北向条带状展布,发育各种层理构造和侵蚀构造。储集层岩性成岩作用较弱,物性和均质性好,孔隙度、渗透率较高,一般为中孔中渗到高渗,流体饱和度高,勘探阶段多采用直接求初产的方式进行试油,其结果能够真实地反映储集层流体性质[3]。同时,受储集层埋深浅、气油比和地层水矿化度低等因素影响,延安组储集层存在大量的残余油层、低气测全烃值异常油层和低电阻率油层,增大了解释评价工作难度。通过对气测录井参数进行深入挖掘,结合地化录井技术,能够有效识别储集层流体性质。
测井电阻率影响因素主要有岩石骨架、泥质成分、流体性质以及地层水性质,其中流体和地层水的导电能力最强,对电阻率的影响最大[4]。延安组地层水矿化度较高,集中在12 578~25 324 mg/L,导致部分含油储集层测井电阻率较低,与干层、水层的电性特征相似,为典型的低电阻率油层,依靠测井资料难以准确进行流体评价,需要应用录井技术与测井资料进行综合分析。
通过对鄂尔多斯盆地各区块延安组储集层气油比进行统计(表1),认为延安组的气油比普遍较低,集中在2~53 m3/t,单位原油中的含气量较少,导致含油储集层的气测全烃值较低,为典型的低气测全烃值异常油层。应用气测录井难以及时发现油气显示,易漏失取心层位,同时受气测全烃值过低的影响,部分组分不全,利用目前的气测解释评价方法无法准确评价储集层流体性质。
表1 鄂尔多斯盆地各区块延安组储集层气油比统计 m3/t
| 层位 | 镇北 | 西峰 | 彭阳 | 华庆 | 合水 | 黄陵 | 樊家川 | 城壕 | 白豹 | 环江 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 延7 | 11 | 6 | 20 | |||||||
| 延8 | 6 | 25 | 19 | 29 | 53 | 10 | ||||
| 延9 | 29 | 6 | 6~26 | 8~34 | 35~53 | |||||
| 延10 | 39 | 17 | 43~52 | 2 | 34~52 |
由于鄂尔多斯盆地延安组储集层埋深一般较浅,岩石物性好,导致其与空气、地下水等联系紧密,受环境影响大,其中的原油易受水洗和氧化降解作用,原始油藏被破坏,油质发生变化,轻质油组分减少,重质油组分比例增加,原油密度变大,流动性变差,成为残余油层,虽然地质和气测录井反映储集层含油性较好,但试油结果却以水为主。
气测录井技术是通过检测散失到钻井液中烃组分来反映储集层的含油情况,主要包括C1、C2、C3、nC4、iC4、nC5、iC5七种,气测全烃参数的变化可以及时发现油气异常,全烃值的大小可以反映储集层含油丰度的高低,全烃曲线形态能够定性反映储集层特性及流体变化。
2.2.1 参数的优选
通过统计鄂尔多斯盆地延安组C 84井、Y 121井等49口井的52个试油出油层,发现气测全烃值与产油量相关性较差(图1),存在大量的低气测全烃值异常油层,同时延安组物性较好,储集层较均匀,均质性强,同一储集层流体分异不明显,所以气测形态在延安组流体评价中的作用不明显。
由于气测全烃值异常和全烃取心形态均不能有效地识别储集层流体,需要寻找新的气测参数来建立延安组的解释评价方法。
将延安组Y 66井、M 68井等172口井的186个试油层的气测录井资料进行整理归纳,统计常用气测参数以及可能存在规律的气测参数特征,发现参数C3/C2平均值特征最为明显(表2),除掉其中个别异常点,随着储集层含油减少、含水增加,C3/C2平均值逐渐降低。
表2 延安组试油层气测参数特征统计
| 试油 结论 | 湿度比 Wh | 平衡比 Bh | C2/C1 | C3/C1 | C3/C2 | iC4/nC4 | 气体相 对质量 | 油相对 质量 | 轻中比 | 轻重比 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 油层 | 0.61 | 3.18 | 0.38 | 0.51 | 6.68 | 0.73 | 32.14 | 328.47 | 381.74 | 1.38 |
| 油水同层 | 0.54 | 2.26 | 0.27 | 2.73 | 3.47 | 0.82 | 45.86 | 478.85 | 4 324.80 | 1.29 |
| 含油水层 | 0.32 | 2.68 | 0.29 | 0.72 | 0.88 | 1.34 | 33.46 | 488.72 | 153.51 | 1.02 |
| 水层 | 0.26 | 10.04 | 0.20 | 0.34 | 0.66 | 0.88 | 23.36 | 201.26 | 4 783.37 | 3.29 |
对鄂尔多斯盆地延安组52个试油出油层的日产油与比值型参数C3/C2进行投点(图2),发现达到工业油流层位的C3/C2值普遍大于1.0。当C3/C2大于1.0时,储集层以含油为主,试油为油层或油水同层;当C3/C2小于1.0时,储集层以含水为主,试油为含油水层或水层。因此将C3/C2作为延安组录井解释评价的一个标志性参数,将1.0作为该参数的界限值。
如上所述,延安组气测参数C3/C2的独有特征与一般含油砂岩储集层不同,为寻找其理论依据,采用延安组原油浸泡白砂,用于模拟饱和油储集层,进行C1-C5组分气测分析,发现C3值同样高于C2值(图3),表明延安组油层和油水同层C3/C2大于1.0的特征与原油特征一致。
鄂尔多斯盆地延安组广泛发育有大量的煤层,由于煤层中的天然气进入砂体储集层驱替了储集层中的油,会使得含油不饱满;而如果储集层中既含有一定量的油又含大量的水,且水所占比重大,这两种储集层流体均有可能出现C3/C2大于1.0的情况,但C2之后组分含量低,试油都不会达到工业油流。为了有效区分上述两种情况,用气测参数湿度比Wh=(C2+C3+C4+C5)/(C1+C2+C3+C4+C5)来表征储集层中重组分含量,对C3/C2进行补充。
2.2.2 解释图板的建立
基于上述对气测参数的优选,参数C3/C2能够反映储集层含油性,再结合湿度比Wh,通过将延安组上述186个试油层的气测数据进行投点,根据投点情况准确划分出油层区和水层区,形成了延安组气测解释图板。如图4所示,图板中C3/C2以1.0作为界限,湿度比Wh以0.34作为界限,当C3/C2大于1.0且Wh大于0.34时,投点落在油层区,储集层流体含油可达工业油流;反之,投点落在水层区,储集层流体以含水为主。
地化录井技术是通过仪器检测岩石中的原油信息,能够获得气态烃含量S0、液态烃含量S1、固态烃含量S2等参数以及派生参数总烃含量Pg=S0+S1+S2(上述各参数单位均为mg/g)、烃类轻重比Ps=(S0+S1)/S2,能够反映储集层的含油性及其油品性质[5]。
延安组存在部分储集层中的原油遭受水洗或氧化降解作用,原油组分发生变化,成为残余油层。鉴于地质和气测录井技术不能准确识别该类储集层,地化录井技术能够直接分析岩石中的原油信息,其突出特点是可以定量评价储集层含油性,不受地层水矿化度、岩性和黏土矿物、岩石骨架导电性等因素影响,只与储集层中的流体性质有关,因此运用地化录井资料可以判断储集层原油是否发生水洗或氧化降解作用及其程度。
经过前期研究,鄂尔多斯盆地延安组原油全部为轻质油[6,7],S1值更能反映储集层轻质油丰度,其值越高则轻质油含量越高,试油出油的可能性越大;而Ps值则能够反映储集层原油中轻重组分的相对大小,Ps值越低,表示原油中轻组分减少越多,重组分比重增加,原油遭受水洗或氧化降解作用的程度越强,试油以水为主的可能性越大。因此,收集鄂尔多斯盆地延安组Y 135井、Q 78井等19口井的21个试油层地化录井资料,利用S1和Ps两个参数建立了延安组地化解释图板(图5)。在实际应用中,利用地化录井资料对气测录井进行补充,可提高综合解释符合率。如图5所示,图板中S1以3.0 mg/g作为界限,Ps以1.0作为界限,当S1大于3.0 mg/g且Ps大于1.0时,投点落在油层或油水同层区,储集层流体含油可达工业油流;反之,投点落在水层或干层区,储集层流体以含水为主。
在鄂尔多斯盆地延安组B 45井、Y 119井等49口井录井解释243层,其中试油66层,符合55层,符合率为83.3%。通过上述分析,将气测和地化两项录井技术组合应用,能够准确判断鄂尔多斯盆地延安组储集层流体性质,解决了低电阻率油层、低气测全烃值异常油层和残余油层的识别难题。
该井在延9层井段2 362.0~2 369.0 m处发育砂岩储集层,取心岩性为灰褐色油斑细砂岩,岩心有潮感,孔隙度为13.66%,渗透率为15.99 mD,为中孔中渗储集层,含油饱和度仅为16.10%,含水饱和度高达56.22%,岩心密度2.28 g/cm3,地质录井反映储集层流体以水为主,同时,测井电阻率仅为5.08 Ω·m。
气测录井参数中,全烃峰值为1.02%,单点全烃值较高,但是整体全烃值低,气测异常不明显(图6),气测全烃值和气测曲线形态无法准确反映出储集层流体性质。通过借助参数C3/C2,其范围为1.15~1.77,大于1.0,反映储集层含油性较好,同时湿度比Wh范围为0.36~0.54,气测解释图板投点也全部落在油层区(图4)。
地化录井参数数据如表3所示,S1平均值为4.76 mg/g,储集层中轻质油含量较高,Ps平均值为6.63,储集层原油未被水洗或氧化降解,地化解释图板投点大部分落在油层或油水同层区(图5),故试油出油可能性大。
表3 Y 135井井段2 362.0~2 369.0 m地化录井参数
| 深度/m | S0/ (mg·g-1) | S1/ (mg·g-1) | S2/ (mg·g-1) | Pg/ (mg·g-1) | Tmax/ ℃ | Ps | 样品类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2 362.00 | 0.056 | 1.932 | 0.492 | 2.480 | 411 | 3.927 | 岩屑 |
| 2 364.00 | 0.091 | 2.432 | 0.685 | 3.208 | 405 | 3.550 | 岩屑 |
| 2 366.00 | 0.087 | 2.274 | 0.664 | 3.025 | 397 | 3.425 | 岩屑 |
| 2 367.00 | 0.134 | 2.751 | 1.011 | 3.896 | 426 | 2.721 | 岩心 |
| 2 367.80 | 0.208 | 4.978 | 0.599 | 5.785 | 383 | 8.311 | 岩心 |
| 2 368.03 | 0.493 | 6.765 | 0.722 | 7.980 | 391 | 9.370 | 岩心 |
| 2 368.29 | 0.641 | 7.480 | 0.937 | 9.058 | 389 | 7.983 | 岩心 |
| 2 368.59 | 0.610 | 4.686 | 0.617 | 5.913 | 405 | 7.595 | 岩心 |
| 2 368.87 | 0.465 | 4.392 | 0.630 | 5.487 | 390 | 6.971 | 岩心 |
综上所述,该井段储集层流体含油特征明显,同时含水特征不明显(图6),综合解释为油层。试油井段为2 362.0~2 364.0 m,试油产油23.89 t/d,试油结论为油层,与录井解释相符。该储集层为典型的低电阻率、低气测全烃值异常油层。
该井在延6层井段2 026.5~2 034.5 m、2 037.5~2 048.0 m处发育两套特征相似的相邻砂岩储集层,取心岩性为灰褐色油斑中、粗砂岩,岩心油味较浓、污手,孔隙度分别为15.99%、14.92%,渗透率分别为334.50、258.489 mD,为高孔高渗储集层,含油饱和度分别为32.33%、29.62%,含水饱和度分别高达43.77%、38.57%,岩心密度分别为2.20、2.23 g/cm3,地质录井反映储集层含油性较好,流体为油水共存状态。
气测录井参数中,全烃峰值仅为0.59%,气测全烃值异常不明显(图7),但考虑到受工程取心影响,钻时增加和岩石破碎量减少,溶解到钻井液中的储集层含油信息也相应减少,从而导致气测录井检测的结果偏低。借助参数C3/C2发现,其范围分别为0.49~0.94、0.59~0.73,普遍小于1.0,反映储集层流体以水为主,同时湿度比Wh范围分别为0.24~0.48、0.29~0.64,气测解释图板投点全部落在水层区(图4)。
地化录井参数中,S1平均值为5.40 mg/g,最大值达到7.353 mg/g,储集层中轻质油含量较高,但Ps平均值仅为0.70(表4),储集层原油被水洗或氧化降解,原始油层被破坏,原油油质发生改变,为残余油层,地化解释图板投点全部落在水层或干层区(图5),试油出水可能性大。综上所述,该井段储集层流体含水特征不明显,考虑到储集层具备一定的含油性,综合解释为含油水层。试油井段为2 028.0~2 032.0 m、2 040.0~2042.0 m两层合试,试油产油为油花,产水35.00 m3/d,试油结论为含油水层,与录井解释基本相符。该储集层为典型的残余油层。
表4 Y 143井井段2 026.5~2 034.5 m、2 037.5~2 048.0 m地化录井参数
| 深度/ m | S0/ (mg·g-1) | S1/ (mg·g-1) | S2/ (mg·g-1) | Pg/ (mg·g-1) | Tmax/ ℃ | Ps | 样品类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2 030.10 | 0.077 | 4.819 | 7.321 | 12.217 | 423 | 0.658 | 岩心 |
| 2 031.00 | 0.078 | 5.080 | 7.529 | 12.687 | 425 | 0.675 | 岩心 |
| 2 033.30 | 0.102 | 4.992 | 5.873 | 10.967 | 426 | 0.850 | 岩心 |
| 2 037.75 | 0.117 | 7.183 | 8.380 | 15.680 | 423 | 0.857 | 岩心 |
| 2 038.00 | 0.104 | 6.415 | 8.209 | 14.728 | 429 | 0.781 | 岩心 |
| 2 038.25 | 0.036 | 4.023 | 6.543 | 10.602 | 422 | 0.615 | 岩心 |
| 2 038.50 | 0.049 | 4.645 | 6.368 | 11.062 | 422 | 0.729 | 岩心 |
| 2 038.75 | 0.014 | 6.780 | 11.856 | 18.650 | 395 | 0.572 | 岩心 |
| 2 040.10 | 0.082 | 5.086 | 8.371 | 13.539 | 427 | 0.608 | 岩心 |
| 2 041.70 | 0.110 | 5.488 | 6.247 | 11.845 | 424 | 0.879 | 岩心 |
| 2 042.80 | 0.074 | 4.953 | 6.900 | 11.927 | 422 | 0.718 | 岩心 |
| 2 044.10 | 0.076 | 7.353 | 14.653 | 22.082 | 426 | 0.502 | 岩心 |
| 2 045.20 | 0.080 | 5.003 | 7.836 | 12.919 | 428 | 0.638 | 岩心 |
| 2 046.75 | 0.090 | 3.808 | 4.942 | 8.840 | 423 | 0.771 | 岩心 |
由于受地层水、埋藏深度、原油气油比等地质因素影响,鄂尔多斯盆地延安组储集层中存在很多低电阻率油层、低气测全烃值异常油层以及残余油层,常规地质、气测录井解释评价方法无法准确识别储集层流体性质。通过深入挖掘延安组的气测录井资料,发现了标志性气测参数C3/C2,结合参数湿度比Wh,建立了新的气测录井解释评价方法,攻克了低电阻率油层和低气测全烃值异常油层的识别难题。同时,利用地化录井技术对气测录井技术进行补充,借助其能够直接分析岩石中原油信息的优势,建立了延安组地化录井解释评价方法,能够准确识别残余油层,减少无效试油。
综上所述,在鄂尔多斯盆地延安组储集层中,通过将气测和地化两项录井技术组合应用并建立相应的录井解释评价方法,有效提高了储集层流体性质识别的准确性,发挥了录井解释评价技术优势,为后续的解释评价和勘探开发提供了有力支持。
The authors have declared that no competing interests exist.
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