徐长敏
, 黄子舰
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-05-17
网络出版日期: 2019-09-25
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：徐长敏 工程师,1982年生,2003年本科毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业,2015年硕士研究生毕业于东北石油大学石油与天然气工程专业,现在中法渤海地质服务公司主要从事录井技术与试油地质方面的研究工作。通信地址:300452 天津市滨海新区东沽石油新村548信箱。电话:(022)66916437。E-mail:xucm@cfbgc.com
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摘要
位于渤中凹陷西南部的渤中19-6构造在潜山已发现渤海湾盆地最大的凝析气田,在录井过程中,由于荧光显示微弱,快速准确识别储集层含油气性难度很大,通过地化录井资料统计分析,总结出适用于该构造凝析气藏准确识别和评价的方法。根据轻烃丰度、∑(C6-C9)和热解气相色谱∑nC21-/∑nC22+等参数建立交会图板,可有效识别太古界变质岩潜山储集层凝析气层、湿气层与干层,利用岩石热解Pg、(S0+S1)/S2、地化亮点、热解气相色谱谱图形态识别凝析气层与湿气层。实践证明,地化录井技术有效地解决了储集层含气性判识的难题,为该凹陷储集层的录井解释评价提供了可靠的技术手段,为下步选择录井方案及决策提供了参考依据。
关键词：
目前我国陆上石油后备资源严重不足,石油产量增长缓慢,每年新增的探明可采储量无法弥补同期产量。鉴于陆上油气资源的严峻形势,油气资源勘探开发转向海洋尤其是转向深海已成必然趋势,这也符合世界性的石油勘探开发潮流。勘探开发目标日益精细化,向录井提出更高要求,不仅要及时、准确发现油气显示,而且要及时、准确解释、评价油气层与油气性质,因此海相深层油气勘探开发对录井技术提出了新要求。目前潜山油气藏采用的录井技术一般包括元素录井、气测录井、地化录井(包括岩石热解[1]、热解气相色谱、轻烃)。元素录井主要是应用在潜山的卡取、潜山风化壳的识别、潜山内幕岩性的认识[2];气测录井技术作为一种快速、直接的录井技术,可以实时快速发现油气显示,并在各种特种油气藏中发挥了重要作用[3]。但是,这两项技术在潜山凝析气层与湿气层识别上存在一定困难。地化录井的岩石热解和热解气相色谱采用直接对样品进行热分析的技术从而得到挥发和裂解的烃类来评价储集层,能够判断储集层流体性质,鉴别真假油气显示,准确进行油、气、水层评价;轻烃分析参数丰富,在低显示级别的油气识别及储集层流体性质评价中效果明显。
渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地,已发现天然气田储量规模较小。近两年在渤中凹陷西南部渤中19-6构造深层太古界变质岩潜山获得天然气勘探重大突破[4]。渤中19-6构造被渤中西南洼和渤中南洼包围,南侧紧邻黄河口凹陷,区带成藏具有优越的油源供给条件。该构造的勘探始于2016年12月钻探的X 1井,并在太古界发现工业油气流,该区域主要目的层为东营组与太古界潜山。渤中19-6构造在太古界潜山和孔店组顶面为多个具有背斜、断鼻形态的复杂断块圈闭且储集层发育,储盖组合较好,受大型走滑断层影响,长期活动断层及其派生断层发育,长期活动断层沟通油源,并与不整合面和砂体组成复式油气疏导体系,油气运移通畅,具备油气规模成藏的基本条件。渤中19-6构造潜山凝析气藏埋藏深度大(一般埋藏深度大于3 500 m),变质岩潜山长期遭受风化、淋滤、剥蚀,发育大量的构造缝、溶蚀孔洞等,潜山凝析气藏成藏要素复杂多变[5],造成油气分布十分复杂,流体分布的特殊性也导致识别难度较大。
本文通过对近两年在渤中19-6构造采用地化录井服务的X 1井、X 2井、X 3井等10口井共计767个数据点进行分析,总结出图板交会法、岩石热解法和热解气相色谱形态法3种方法对潜山凝析气藏进行综合评价。
本文利用轻烃丰度、∑(C6-C9)与热解气相色谱∑nC21-/∑nC22+,建立交会图板区分凝析气层、湿气层与干层。轻烃丰度指轻烃检测到所有组分的峰面积之和,该值越大反映地下储集层所含烃类浓度越高,含油气可能性越大;∑(C6-C9)指C6-C9烃类中所有组分峰面积之和,此值越大反映储集层含油气性越大;∑nC21-/∑nC22+指nC21以前各碳数百分含量总和与nC22之后各碳数百分含量总和的比值,应用于储集层评价可作为判断原油性质的重要指标,∑nC21-/∑nC22+越大,油质越轻。利用这3个参数建立两个交会图板,轻烃丰度为对数坐标,∑nC21-/∑nC22+为线性坐标(图1),轻烃丰度与∑(C6-C9)为对数坐标(图2)。
由以上图板可以看出,轻烃丰度大于100 000 mV·s为湿气层和凝析气层,小于100 000 mV·s为干层。轻烃丰度与∑(C6-C9)越大,含气性越好,其值越小,含气性越差。
岩石热解可获得14个参数,其中包括S0、S1、S2、S4、Tmax5个原始参数,Pg、GPI、OPI、TPI等9个派生参数[5]。渤中19-6构造潜山油气处于成熟和高成熟阶段,多为轻质凝析气层与湿气层,而凝析气层与湿气层的S0、S1、S2、Pg相差不大,从单一的参数直接判别出凝析气层与湿气层较为困难。为了更好地解决这一问题,本文通过Pg(S1/S2)(即地化亮点参数[6])区分凝析气层与湿气层,取得了较好效果。从统计的X 2井、X 2Sa井、X 3井等7口井共154个热解数据点可以看出,地化亮点数值大于1 mg/g的具有凝析气特征,地化亮点数值小于1 mg/g的不具有凝析气特征(表1)。
表1 渤中19-6构造岩石热解数据统计
| 井号 | 井深/ m | S0/ (mg·g-1) | S1/ (mg·g-1) | S2/ (mg·g-1) | Tmax/ ℃ | Pg/ (mg·g-1) | Pg(S1/S2)/ (mg·g-1) | (S0+S1)/S2 | 结论 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| X 2 | 3 889 | 0.039 7 | 0.554 4 | 0.468 4 | 393 | 1.062 5 | 1.257 6 | 1.268 4 | 凝析气层 |
| X 2Sa | 3 880 | 0.060 2 | 1.085 3 | 0.886 0 | 416 | 2.031 5 | 2.488 5 | 1.292 9 | 凝析气层 |
| X 3 | 4 285 | 0.040 0 | 0.324 2 | 0.305 3 | 457 | 0.669 5 | 0.710 9 | 1.192 9 | 湿气层 |
| X 5 | 4 290 | 0.005 4 | 0.290 7 | 0.300 8 | 466 | 0.596 9 | 0.576 9 | 0.984 4 | 湿气层 |
| X 6 | 4 175 | 0.030 6 | 0.312 6 | 0.457 8 | 447 | 0.801 0 | 0.546 9 | 0.749 7 | 湿气层 |
| X 7 | 4 563 | 0.028 1 | 0.237 1 | 0.581 9 | 401 | 0.847 1 | 0.345 2 | 0.455 7 | 湿气层 |
| X 10 | 4 425 | 0.138 8 | 0.813 2 | 1.264 0 | 413 | 2.216 0 | 1.425 7 | 0.753 2 | 凝析气层 |
该方法是通过热解气相色谱的谱图形态特征,来识别凝析气层与湿气层的。热解气相色谱分析能够得到的主要参数很多,如:碳数分布范围、主峰碳、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、∑nC21-/∑nC22+、(nC21+nC22)/(nC28+nC29)、OEP、∑nC17-/∑nCn、(nC22+nC23+nC24+nC25)/∑nCn、∑nC30+/∑nCn,可以通过这些参数对储集层原油性质、真假油气显示进行判别。主峰碳即一组色谱峰中的质量分数最大的正构烷烃碳数,此值的大小表示岩样中有机质或油样中烃类的轻重、成熟度和演化程度的高低。主峰碳数值小的烃类,其成熟度和演化程度高。碳数范围指一组色谱峰的最低至最高碳数的容量峰,通过这一参数可以了解岩石有机质中烃类的全貌,反映出其有机质丰度和演化程度。
本方法主要是以主峰碳与碳数范围两个参数进行渤中19-6构造潜山凝析气藏评价。一般情况下,天然气可检测C1-nC7,凝析油可检测C1-nC23,中质油可检测C1-nC35,重质油可检测C1-nC50。由于各种原因导致轻组分损失,一般可以检测到nC12-nC38之间。渤中19-6构造潜山油气藏不管是湿气层还是凝析气层热解气相色谱谱图普遍都能检测到nC23之后的组分,而凝析气层检测到的碳数范围更广,凝析气层还能够检测到nC33之后的组分,丰度也较高。热解气相色谱对应岩石热解关系把nC7之前的轻烃归入S0峰,S1的烃类碳数范围在nC8-nC32之间, S2烃类碳数范围在nC33-nC50之间,凝析气层热解气相色谱可以检测到nC33及其后的组分对应岩石热解分析的S2,跟湿气层对比重组分含量较高,说明含有凝析油更多。
湿气层谱图特征:热解气相色谱主要表现出规则的梳状,峰形呈现三角形,碳数分布范围在nC12-nC32之间,主峰碳为nC15,基线相对平直,隆起不明显,未分辨化合物含量低(图3)。凝析气层谱图特征:热解气相色谱主要表现出规则的梳状,峰形较为饱满,碳数分布范围在nC12-nC38之间,主峰碳为nC16,基线相对平直,隆起不明显,未分辨化合物含量低(图4)。
应用上述方法判别渤中19-6构造所钻X 1井、X 4井2口探井中2个测试层,与测试结论对比,符合率达到86.66%。
X 1井4 043.44 142.0 m井段位于太古界顶部,岩性为浅灰色荧光花岗岩。∑nC21-/∑nC22+为0.958 32.958 8,轻烃丰度为47 252167 523 mV·s,∑(C6-C9)为14 99368 334 mV·s。本井测试段数据两个交会图板都基本投射在湿气层与凝析气层区域(图1、图2);岩石热解数据S0为0.001 10.064 1 mg/g,S1为0.081 60.734 4 mg/g,S2为0.133 72.455 4 mg/g,Pg(S1/S2)为0.111 40.971 9 mg/g,(S0+S1)/S2为0.299 71.726 3。Pg(S1/S2)小于1 mg/g具有湿气层特征;热解气相色谱谱图峰形形态呈现三角形,分析碳数范围为nC12-nC32,主峰碳nC15(图5),地化解释为湿气层。本段求产平均产湿气8 229 m3/d,产油1.50 m3/d,地化解释与测试结果一致。
X 4井4 411.04 499.8 m井段位于太古界顶部,岩性为浅灰色荧光花岗片麻岩、灰色花岗片麻岩。∑nC21-/∑nC22+为1.062 62.465 8;轻烃丰度为129 0802 806 416 mV·s,∑(C6-C9)为65 953616 191 mV·s。本井测试段数据两个交会图板都基本投射在湿气层与凝析气层区域(图1、图2);岩石热解数据S0为0.035 50.114 5 mg/g,S1为0.675 44.961 0 mg/g,S2为0.204 23.715 1 mg/g,Pg(S1/S2)为1.552 611.638 9 mg/g,(S0+S1)/S2为0.720 13.525 5。Pg(S1/S2)大于1 mg/g具有凝析气层特征;热解气相色谱谱图峰形形态呈现饱满形特征,分析碳数范围为nC12-nC38,主峰碳nC16(图6),地化解释为凝析气层(含凝析油)。本段用7.94 mm PC油嘴求产,平均产油223.68 m3/d,平均产凝析气182 369 m3/d,气油比815。地化解释与测试结果一致。
通过分析渤中19-6构造潜山油气藏的热解、热解气相色谱、轻烃数据参数特征,建立了3种识别潜山凝析气层与湿气层的方法。
(1)利用轻烃数据中轻烃丰度、∑(C6-C9)与热解气相色谱∑nC21-/∑nC22+,建立交会图板用于区分湿气层、凝析气层与干层。轻烃丰度与∑(C6-C9)大于100 000 mV·s为湿气层和凝析气层,小于100 000 mV·s为干层。
(2)利用岩石热解地化亮点参数区分凝析气层与湿气层,地化亮点小于1 mg/g为湿气层,大于1 mg/g为凝析气层。
(3)利用热解气相色谱谱图形态与可检测碳数范围也能够准确区分湿气层与凝析气层,湿气层谱图形态呈现三角型,碳数范围为nC12-nC32;凝析气层谱图形态呈现饱满型,碳数检测范围更广,能检测到nC12-nC38。
| [1] |
元素录井技术在辽河太古宇潜山油藏中的应用 [J].Application of elemental logging technology in archean buried hill reservoirs of Liaohe Oilfield [J]. |
| [2] |
气测录井在辽河油区特种油气藏中的应用 [J].Application of gas logging in special oil and gas reservoirs of Liaohe oil area [J]. |
| [3] |
渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义 [J].Discovery and geological feature of the large condensate gas field in the buried hill of metamorphic rocks of the archean in Bohai Sea area [J]. |
| [4] |
潜山油气藏形成条件与勘探技术 [J].Buried hill reservoir-forming conditions and exploration technology [J]. |
| [5] |
岩石热解参数及在石油勘探中的应用 [J].Rock pyrolysis parameter and it's application in petroleum exploration [J]. |
| [6] |
油气层地化亮点评价研究与实践 [J].Evaluation research and practice for the geochemical bright spot of oil and gas beds [J]. |
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