应用地层水分析进行气测解释的方法探讨

0 引 言

由于油气的生成及运移的影响,油、气、水在储集层内很少是单独存在的,绝大多数为两相或三相共存。油、气、水在储集层内单相存在时所表现出的气测显示特征易于识别,但当它们以两相或者三相共存的形式存在时,则识别难度增大,因表现出的是综合特征,每相相对含量的不同又使表现出的特征多种多样,难以总结出规律^[1]。

气测录井的技术特点决定了气测解释在油气性质判断上的优势,常规气测解释重点分析的参数主要是全烃和组分,然而全烃和组分都不是水的相关参数,但空间上全烃和组分都与水存在着一定的相关关系,掌握油气与水的关系是气测解释的关键。

由于气测录井所测量的气体参数来源于地层流体,可根据气态烃与液态烃及其地层水之间的相关性,分析地层水的气测显示特征,判断地层流体的性质。通过在冀东油田10口井23层应用,验证了该解释方法的有效性,可以用于指导气测解释。

1 地层水对气测资料的影响及识别

气测解释是通过气体分析对油气水进行解释的方法,即通过气体参数对地层流体及产能做出判断,对水的认识是解释的关键。为了掌握地层水的气测特征,围绕水与气体参数的关系,将地层水归纳为4个类型:未灌满水、水溶气水、游离气水、蒸发水,进而总结地层含水的储集层气测特点。

1.1 未灌满水

气测全烃曲线可以直接反映储集层油气纵向上的变化情况,全烃灌满系数能够有效地反映地层含烃量和能量大小,进而判别储集层的含水性。未灌满水即储集层中的油气没有完全充填,储集层下部所含的地层水^[2]。此类储集层含油不饱满,气测全烃曲线前沿陡,后沿缓慢回落,高点在储集层的上部,上部为油或气,储集层下部以水充填,气测全烃显示厚度小于储集层厚度,如图1所示,气测全烃显示段在2 320~2 323 m,储集层段在2 320~2 326 m。此类油藏在冀东油田普遍存在。

1.2 水溶气水

水溶气水主要存在于水溶气(油)藏中,目前,研究人员已经普遍认为水溶相是烃类天然气运移的重要相态^[3]。油气在储集层运移过程中,其中一部分会溶解在地层水中,随着地层水的流动而发生运移,成为水溶气,而这种天然气呈水溶相赋存的地层水为水溶气水。这种油气藏为水溶相油气藏,即天然气仍然呈水溶相赋存于地层水中,属于非常规油气藏。

水对气体的溶解能力与油相比十分有限,一般在0.8~4.8 m³/t,并且水对各组分的溶解呈现巨大差距,天然气各组分在地层水中溶解度的大小具有以下特征:CO₂>N₂>C₁>C₂>C₃> C4[4]。根据天然气在水中的溶解度曲线(图2),在温度140°F时,3 MPa压力下天然气在水中的溶解度仅为0.8 m³/t,而在相同温度时,34 MPa压力下天然气在水中的溶解度达到了3.8 m³/t。

随钻井液上返,井筒压力快速下降,以气体在地层状况下溶解度的最大值(4.8 m³/t)计算,在近平衡钻进过程中,钻井液中的水溶气体也不会游离出气泡。受钻井液冲淡的影响,当地层水进入钻井液时,气体在地层水中的含量将会降低几十倍以上。假定钻头直径d_b为0.216 m,钻时t为1 min/m,进尺h为1 m,钻井液排量Q为1.8 m³/min,岩石孔隙度ϕ为50%,则有:

每立方米岩石破碎体积:

V_岩=π(d_b/2)²h=3.14×(0.216/2)²×1=0.037 m³

每米破碎地层中含水:

V_水=V_岩ϕ=0.037×50%=0.018 5 m³

一般情况下,地层中流体的稀释倍数为:

Q∶V_水=1.8∶0.0185=97∶1

假设是单泵钻进且钻时为0.5 min/m,冲淡倍数则为24∶1(因气体远远不能达到饱和,故不能形成气泡)。

以上是非常保守的估算,实际上大多数情况下地层中的流体可能要被稀释几百倍以上,这就意味着钻井液含气量只有千分之几。通过统计,水溶气水的气测显示特征主要有:全烃显示很低、C₁/C₂很大且C₃和C₄值较低或者缺失,尽管全烃远远高于2倍基值,但大部分是水溶气型含气水层或水溶气型含油水层。

1.3 游离气水

油气藏后期在地质条件发生改变的情况下,导致气在水中的溶解度降低,过饱和天然气从水中扩散出来,在合适的圈闭中聚集,其赋存状态主要为游离气相。这种成藏模式的形成条件是盆地储集层中有大量的地层水,这些地层水称为游离气水^[5]。

游离气是游离于水或油之外的气体,地层孔隙中非油(气)即水,在地层孔隙或裂缝不发生改变的情况下,油气不论以什么形式损失,必然靠水补充。按照通常的认识,水侵后,孔隙中的部分烃被水代替,油水同层的全烃显示会普遍低于油层。由于气态烃中流动性C₁>C₂>C₃>C₄,水侵后气态轻烃(C₁、C₂)损失多于重烃(C₃、C₄),油水同层的气测全烃值小于油层。

1.3.1 油层和油水同层全烃显示之间的矛盾

冀东油田高尚堡区块进行了多年的注水开发,地层水侵严重。表1为冀东油田高尚堡区块东营组、沙河街组40口井的试油和气测统计数据,并按照试油结果进行了分类。可以看出,整体呈现日产量越高、全烃值越高的趋势,在其中的一个产量段内(例如在日产油0~1 t/d范围内),油层全烃值没有明显大于油水同层全烃值,甚至油层整体小于油水同层。而一般情况下,油层气测全烃值要大于油水同层全烃值,与常规气测特征不符。为此统计说明于下:

(1)水侵后,组分中的重烃损失多于轻烃。

(2)水侵后,地层含气量不会降低,全烃的高低不能成为油层与油水同层的判别依据。

1.3.2 水侵对气体参数的影响

天然气极易溶于石油内,重质油(稠油)的气油比最低,为1~100 m³/m³,中质油一般为100~1 000 m³/m³,轻质油则≥1 000 m³/m³。

天然气在石油中的溶解度与气体成分和石油中的液态烃成分有关:分子量较小的液态烃与分子量较大的气态烃溶解能力最强,因此这部分气体不容易解析。

当岩石孔隙的水与石油接触并发生流动时,溶于石油中的天然气发生解析现象,气体组分由于解析产生差异,容易溶解的重烃不易解析,因此这部分气体在水侵的作用下随石油中的低碳液态烃丢失,而较轻的气态烃由于解析能力较强更容易形成游离气体保存在岩石孔隙中。

图3为岩石孔喉示意图,孔隙存在气液(包括油和水)两相流体。由于天然气在水中的溶解度极小,一般仅为0.7~3.5 mg/L,水侵后解析出来的气体主要以游离气泡形式存在。游离气是析出的气体,不会来自于地层水,而是来自在地层水作用下的石油,因此除气油层的气顶气(属游离气)外,只有在油水同层和含油水层中才有游离气体存在^[6]。

1.3.3 游离气的显示特征

通过对游离气的探讨,可得出如下结论:

(1)水侵后有大量的解析气态烃置换了较轻液态烃的位置,含有游离气的储集层如油水同层、含油水层的全烃呈现较高值显示。

(2)水侵后滞留在岩石孔隙中的气态烃中的成分依赖于单一组分的解析能力,C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄之间的构成关系较原有的构成关系依次拉大,C₁相对值较高,一般达到90%以上,C₂和C₃降低较快,C₄极低,相对含量一般在5%以下甚至缺失。

1.4 蒸发水

盖层对油气的封闭作用及其对油气藏形成的控制作用都具有相对性,一旦盖层不足以封闭C₁、C₂而使其突破盖层并逸散,这种情况下气体的逸散大多需要地层水来补充,这种水即为蒸发水^[7]。

由于盖层封隔不好致使油层中的气体大量蒸发,蒸发后的油层在储油厚度上可能不会发生变化,而储集层的弹性能量将大为降低(图4)。

冀东油田柏各庄区块为蒸发水型油藏,此类油藏的显示特征是:

(1)气态烃减少造成气测显示全烃数值低,全烃最高仅为1.892%。

(2)气态烃组分的蒸发差异造成气测组分显示偏重,C₁相对含量为11.395%,C₂相对含量为11.163%,C₃相对含量为35.581%,iC₄相对含量为13.721%,nC₄相对含量为28.140%。即C₃和C₄相对含量较高,C₁和C₂相对含量较低。

(3)岩屑显示级别高,例如柏各庄区块唐XX井1 9671 972 m荧光7级,井壁取心油斑。

蒸发水型油藏,由于可挥发烃的丢失,使得油质变稠变重,并且失去弹性能量。如果有地层水,试油容易形成水锥,结果为水层;如果没有地层水,则试油是干层,较少情况出现差油层(上述唐XX井1 9671 972 m试油累计出水217 m³,未出油)。

2 应用实例

截止到2017年,地层水分析方法在冀东油田应用了L 90-26井、L 90-30井等10口井共23层,经过试油或投产验证,共有20层符合,解释符合率达到了86.9%。下面以冀东油田柳赞区块一口井为例进行分析说明。

柳XX井位于柳中地区柳90北断块构造较高部位,设计目的层为沙三2亚段,现以该井的气测数据(表2)和气测解释图(图5)为例,对应用分析地层水进行气测解释做出说明。

针对2号层(2 680~2 686 m)、3号层(2 688~2 694 m),气测解释可依次排除地层水:

(1)气测显示厚度与储集层厚度相当,没有未灌满水特征。

(2)全烃虽然显示较低,但C₁/C₂值相差不大,重组分(C₃和C₄)齐全,无水溶气特征。

(3)全烃显示较低,各组分之间的构成关系相较普通油层没有依次拉大,排除游离气水特征。

(4)组分C₁相对含量70%以上,不存在可挥发烃丢失,排除蒸发水。

综上所述,2、3号层没有地层含水的特征,而含油的特征体现在岩屑具有荧光显示、气测全烃明显升高,全烃峰形饱满,据此2、3号层综合解释为油层(图5)。投产后,2、3号层产油8.33 t/d,产水0.2 m³,产气0,与上述分析结果吻合。

3 结 论

气测录井在判断流体性质,估算油、气层产能方面有独到优势,可以及时提供现场初步解释结论,作为决策依据。本文通过对储集层内4种水的状态特征进行探讨,总结出不同地层水的气测录井显示特征:未灌满水气测全烃显示厚度小于储集层厚度;水溶气水气测全烃显示低,C₁/C₂值很大,C₃和C₄值较低或者缺失,往往为含油水层和含气水层;游离气水全烃呈现较高的气测全烃显示,各组分之间关系依次拉大,C₁呈现极高相对值,C₂和C₃为低值,C₄为极低值甚至缺失,可判断油水同层和含油水层;蒸发水的特征为气测全烃值低,组分偏重,岩屑显示级别偏高,试油一般为水层或干层。在此基础上,重点判断地层是否含水,可有效识别储集层类型,其中游离气水的判断又是解释中最困难的部分,需要引起解释人员的重视。

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参考文献

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