南堡凹陷中深层储集层气测参数特征及解释评价

0 引 言

随着冀东油田南堡凹陷主体构造勘探程度的不断深入,对含油层系流体性质评价的准确性提出更高的要求,由于钻探过程中咸水钻井液侵入影响,形成了低电阻率油层,从电阻率数据很难准确评价油气层。随钻过程中气测连续数据的重要性愈发凸显,成为勘探评价储集层的主要手段之一。为了建立南堡凹陷气测录井系统的评价标准,本文针对南堡凹陷已钻38口井的气测数据进行了系统的分析,发现烃斜率、湿度比、平衡比和特征比4项敏感参数在油水层中的响应特征存在一定的规律性,有利于评价方法的建立。据此,笔者将收集的气测数据,经过数据整理和图板交会,建立了南堡凹陷中深层东一段、东三段、沙一段储集层气测评价标准,其评价方法在现场得到广泛应用,并收到较好的效果^[1,2,3]。

1 油气藏特征

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部,面积1 932 km²,是华北地台基底上,经中、新生代的断块运动而发育起来的一个中、新生界的断陷凹陷。凹陷北部以西南庄断层为界,与老王庄凸起相隔;东部以柏各庄断裂为界与柏各庄凸起、马头营凸起相连;南部与沙垒田凸起呈断超式接触;西北部以涧东断层与北塘凹陷相邻;西南部以低潜山带与歧口凹陷相隔。1-5号构造位于南堡凹陷的南部,有效烃源岩最大厚度800 m,在南堡凹陷储集层评价工作中非常具有代表性,成为本文主要研究区域。1-5号构造主要生油层位是东三段、沙一段和沙三段,其中东三段烃源岩厚度350 m,沙一段烃源岩厚度160 m,沙三段烃源岩厚度270 m,有机质类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂。根据滩海地区及邻区烃源岩演化特征综合分析可知,南堡滩海地区生烃门限深度3 000 m,生烃高峰期深度4 250 m,该区主要烃源岩处在成熟阶段。储集层由上而下分别为新近系明化镇组下段、馆陶组河流相储集层,古近系东一段、东二段、东三段、沙一段三角洲相储集层,油源主要来自东三段及以下地层烃源岩;盖层分别是新近系明化镇组下段、古近系东二段和沙河街组的厚层泥岩,除此在馆陶组、东营组和沙河街组局部发育的泥岩段也可形成局部盖层。该区域生储盖配置良好,有利于形成“下生上储”和“自生自储”等类型成藏组合。

2 气测参数响应特征

钻探过程中,含油层系和烃源岩层系气测全烃参数表现较为活跃,并且组分齐全^[4,5]。因此,在气测参数优选中,C₁-C₅组分关系要充分考虑到,既能表现轻烃特征,也能反映重烃变化。基于以上考虑,结合各项参数的地质意义,确定烃斜率、湿度比、平衡比、特征比4项参数作为该区域评价参数。这4项参数的计算公式分别是:

湿度比(W_h)=(C₂+C₃+C₄+C₅)/(C₁+C₂+ C₃+C₄+C₅)×100

烃斜率(G_h)=C₂/C₃

平衡比(B_h)= (C₁+C₂)/(C₃+C₄+C₅)

特征比(C_h)=(C₄+C₅)/C₃

各式中C₄与C₅均包括正构和异构。

笔者以东一段、东三段和沙一段3个层位的勘探、开发井为研究对象,结合试油结论和生产情况对38口井48层的气测参数烃斜率、湿度比、平衡比、特征比进行统计,油层样品数量东一段较多,有161个,东三段36个,沙一段22个,样品数量较少。从统计数据可以看出,东营组的东一段油层的湿度比一般大于12%,烃斜率小于3,平衡比小于20,特征比小于2;水层的湿度比都小于12%,烃斜率、特征比、平衡比范围值相对不稳定。东营组东三段油层的湿度比一般大于16%,烃斜率小于1.8,平衡比小于16,特征比稳定在0.3 0.6之间;含油水层的湿度比基本小于17%,烃斜率、特征比、平衡比范围值不稳定。沙一段油层和油气同层的湿度比基本小于20%,烃斜率大于1.5,平衡比大于10,特征比小于1;含油水层、干层的湿度比一般大于20%,烃斜率和特征比范围值不稳定,平衡比一般小于10。从这4项参数的趋势线图可以看出,东一段和东三段呈现高湿度比、低烃斜率、低平衡比的特征,特征比参数稳定在一定区间范围之内,不同点是参数的区间范围存在差异。沙一段油层这项参数的变化趋势跟东营组相反,油层呈现低湿度比、低特征比、高烃斜率、高平衡比的趋势特征(图1)。

3 评价模型及解释标准

3.1 评价模型

依据前文所述38口井48个层段统计参数,考虑到东营组东一段、东三段的气测参数在不同流体的界限值上存在差异,笔者建立了南堡凹陷中深层3个层位的气测解释图板,同时每个层位用2个图板进行评价,即湿度比与烃斜率图板、平衡比与特征比图板(图2、图3、图4)。

3.2 解释标准

从图板中可以看出:南堡凹陷东一段油层与干层、水层气测参数界限清晰,干层和水层气测参数特征界限不明显,只有特征比在干层的数值较水层偏低,解释评价过程中建议结合测井的物性参数综合分析;东三段油层与含油水层气测参数存在明显差异,这个层位的图板数据相对其他两个图板数据点较少,在解释评价过程中需逐步完善;沙一段油层、气层、油气同层与含油水层、干层、差油层之间气测参数落在不同区间范围,但是油层、气层、油气同层的气测参数特征相似,没有明显的界限,在解释评价过程中可参考三维定量荧光、地化等录井技术进行精细评价。基于上述各图板的数据规律,为了便于随钻过程中能快速解释评价储集层,笔者依据图板中不同流体数据点分布范围建立了南堡凹陷中深层不同层位气测评价标准(表1)。

4 应用效果与实例分析

依据上述评价图板及标准,对南堡凹陷1-5号构造10口井进行解释评价,并依据录井和测井解释结论对这10口井11层进行试油,其中与录井解释结论吻合的10层,不吻合的1层(表2)。

4.1 XX 1-68井

XX 1-68井位于河北唐山南堡乡南偏西约9.0 km海域,构造位置位于南堡凹陷1号构造位置,钻探目的为预探该构造岩性圈闭东三段、沙一段含油气情况。该井沙一段4 2684 279 m井段(图5),岩性为浅灰色荧光细砂岩,地层电阻率为7.4 Ω·m,气测全烃值为22.4%,气测参数烃斜率为1.561.84,湿度比为20.32%24.64%,平衡比为6.38.1,特征比为0.320.48,依据评价图板(图4)气测数据落在非价值区间,据评价标准(表1)解释结论存在干层、含油水层、差油层三项结论,但是经过对该层井壁取心分析,三维定量荧光对比级为5.5,轻烃分析出峰个数为15个,气相色谱有少量正构烷烃且基线平直,综合解释为干层。该井东三段3 6273 648 m井段(图6),岩性为浅灰色荧光细砂岩,地层电阻率为5.4 Ω·m,气测全烃为18.7%,气测参数烃斜率为1.511.6,湿度比为18.51%19.08%,平衡比为10.5611.88,特征比为0.440.54,依据评价图板及标准气测解释为油层(图3),该层井壁取心分析,三维定量荧光对比级9.310.5,轻烃出峰个数5064个,气相色谱呈正态分布基线平直,综合解释为油层。分别对这2层进行射孔试油,层位沙一段,井段4 2684 279 m,油管泵入清水3 m³,返液未见油花,试油结论为干层;层位东三段,井段3 6273 648 m,累计出油361.66 m³,累计出水2.99 m³,试油结论为油层。录井解释结论均与试油结论吻合。

4.2 XX 2-61井

XX 2-61井位于河北唐山曹妃甸工业区内,构造位置位于南堡凹陷2号构造东部,主要钻探目的是预探东一段含油气情况。该井在4 0424 044 m井段,层位为东一段,岩性为浅灰色细砂岩,地层电阻率为4.8 Ω·m,气测全烃为1.35%,气测参数烃斜率为2.732.99,湿度比为10.56%12.67%,平衡比为20.5222.47,特征比为0.420.57,依据气测评价图板(图2)该层数据落在非价值区间,据评价标准(表1)解释为水层,经过井壁取心分析,三维定量荧光对比级4.5,轻烃分析出峰个数20个,气相色谱没有正构烷烃且基线隆起,综合解释为水层(图7)。该井段经过射孔试油,累计出液58.95 m³,液体性质为水,录井解释结论与试油数据吻合。

5 结论与建议

本文针对冀东油田南堡凹陷1-5号构造中深层含油层系38口井48层段气测参数进行了总结,结合试油结论与气测数据特征,筛选出该区域烃斜率、湿度比、特征比、平衡比4项气测敏感参数,通过研究东一段、东三段、沙一段的油层、油气同层、气层、含油水层、水层、干层的4项参数规律特征,制定了不同含油层系气测解释评价标准。

从现场应用情况看,该解释评价标准在南堡凹陷1-5号构造应用效果较好,气测评价方法具有很好的适用性。尤其是在为保障工程顺利进行,采用咸水钻井液进行钻探,造成钻井液浸入地层,影响到电阻率等测井数据时,气测解释评价技术在勘探评价储集层方面发挥了重要作用。但由于东三段、沙一段样品数据过少,还有待进一步完善。

在这次的解释评价研究中,也结合三维定量荧光、地化等录井技术进行了精细评价。因此认为,伴随录井新技术的广泛应用,在今后录井的解释评价过程中运用三维定量荧光、地化等技术参数进行综合解释评价工作,将会有更好的评价效果。

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参考文献

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