高庆奇
中国石油大庆钻探工程公司地质录井二公司
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-08-16
网络出版日期: 2019-12-25
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：高庆奇 工程师,1965年生,2009年毕业于中国石油大学资源勘查专业,现在大庆钻探工程公司地质录井二公司综合录井二部任责任工程师,从事新技术录井质量管理、新技术推广及研究工作。通信地址:138000吉林省松原市青年路789号地质录井二公司。电话:(0438)6224932。 E-mail:447525414@qq.com
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摘要
苏家次洼中部洼槽带是吉林油田首次勘探的区块,其油气的分布、油气的含量以及原油的性质都不清楚,为解决上述地质问题,应用了岩石热解、热解气相色谱、轻烃分析三项地化录井分析技术,其中岩石热解录井能够定量检测岩石中的含油量,热解气相色谱分析能够直观地判别原油的性质,轻烃分析检测C1-C9的天然气成分及汽油馏分,主要用于气层的识别。通过该区7口井15个已经试油层地化资料分析,采用图解法和参数图板法相结合的方法建立了该区储集层评价方法。该区应用地化录井技术收到了显著效果,发现营城组以油气共生、油水共生为主,沙河子组以含气为主,围绕洼槽带向周边扩展,具有油气显示逐渐减弱,含水逐渐上升的变化规律,从而为下一步生产决策奠定了良好基础。
关键词：
苏家次洼中部洼槽带位于松辽盆地南部的梨树断陷西北部,地理位置位于吉林省公主岭市玻璃城子附近。吉林油田于2017年首次在该区展开勘探工作,钻探目的主要是了解苏家屯次洼中部洼槽相关构造带生储盖条件及含油气性,年度内共完成13口探井,其中8口井进行了地化分析,有7口井15个层进行了试油。基于谱图、数据的分析整理,建立了该区地化录井初步评价方法,通过与试油资料对比,发现地化解释符合率达到90%以上。该区地化录井技术的成功应用,为进一步提高对该区的认识、确保资料解释评价准确以及确定勘探方向等奠定了良好基础。
梨树断陷位于松辽盆地南部东部断陷带的南部,是上古生界变质岩系基底之上发育起来的断坳复合双层结构的沉积断陷,面积3 300 km2,基底最大埋深11 000 m,具有典型的断坳双层结构,发育断陷层和坳陷层两套沉积地层。营城组、沙河子组、火石岭组为断陷沉积,地层最大厚度达4 000 m,白垩系明水组-登娄库组及新近系为坳陷沉积。
苏家次洼中部洼槽带位于松辽盆地南部的梨树断陷西北部,与梨树断陷主体洼槽早期为同一洼槽,后期受苏家走滑断裂的影响形成两个独立的洼槽,其南部断陷结构与梨树断陷主体断陷结构一致,表现为西断东超的断陷结构,而其北部表现为东断西超的断陷结构,发育多个生烃洼槽。洼槽受桑树台断裂和曲家断裂切割,形成一洼两隆的构造特征。
该区断陷期构造活动强烈,在火石岭组时期,盆地拉张,区域发育大套火山岩喷发,后期相对稳定,局部低洼处发育湖盆沉积,到沙河子组和营城组时期,断陷期进一步扩张,形成断陷期湖盆沉积。该沉积时期为相对稳定湖相沉积,地层厚度稳定,边部易形成一定的水下扇体。登娄库组末期地层发生抬升,局部地层遭受剥蚀,泉头组时期至今该区进入坳陷沉积,地层平稳,构造活动弱,为油气储存提供了良好的条件。
实钻证明该区发育地层由上至下分为:泉头组一段、登娄库组、营城组、沙河子组、火石岭组、基岩。东北部的S J 1、S J 3、S J 5、S J 10、S J 6井缺失登娄库组地层,反映出登娄库组时期东北部地层抬升,局部发生了剥蚀。最北部的S J 6井缺失下部火石岭组地层,使沙河子组直接覆盖在基岩之上,反映出火石岭组时期北部活动剧烈的特征。虽然火石岭组时期局部活动剧烈,登娄库组时期地层发生剥蚀,但营城组、沙河子组时期地层相对稳定,这给油气的聚集提供了有利条件。因此,油气显示多发育于这两个时期的地层中。
从纵向上来看,主要的含油显示发育于营城组,而且是油气共存、油水共存,局部含油气量较大。沙河子组以含气为主,多是凝析气层并与轻质油伴生,局部含气量较大。横向上围绕沉积洼陷中部向外扩展储集层厚度变薄,含油气量逐渐减少,含水逐渐上升。本文地化录井技术的应用主要针对营城组、沙河子组展开。
地化录井能够定量检测储集层的含油量、判别原油性质、识别原油氧化程度[1],便于解决储集层物性问题乃至解决油层水淹水洗问题等[2],因此在对储集层解释评价上论据充分,得到越来越广泛的应用。在评价过程中充分考虑分析谱图特征及分析参数的变化规律,采用图解法和参数图板法相结合的评价方法。
依据分析谱图形态特征将谱图分为油气同层、油水同层、水层或干层、气层、差气层,其谱图特征分别总结如下。
3.1.1 油气同层
岩石热解分析谱图特征为:气态烃峰S0呈低平状,幅度很低;液态烃峰S1呈高耸状,幅度很高;裂解烃峰S2呈缓坡状,幅度较低;轻重比值高,反映为轻质油特征(图1a)。
热解气相色谱分析谱图特征为:正构烷烃形态饱满、顶部呈现出馒头状、总峰面积大;碳数分布范围宽,多数分布在C9-C36之间;主峰碳一般在C20左右。其基线微隆起、具有明显的C1-C9气态联合峰[3](图1b)。
轻烃分析谱图特征为:整体上峰体饱满、轻烃峰幅度高、分布密集、总峰面积大、出峰个数多(图1c)。
3.1.2 油水同层
岩石热解分析谱图特征为:气态烃峰S0呈低平状,幅度也很低;液态烃峰S1呈中等峰的形状,幅度较低;裂解烃峰S2呈扁平状,幅度很低;轻重比值较油气同层低,反映为中质油特征(图2a)。
热解气相色谱分析谱图特征为:正构烷烃形态较饱满、顶部也呈馒头状、总峰面积较大;碳数分布范围相对油气同层变窄,多数分布在C9-C33之间;但主峰碳发生后移,一般在C23左右。其基线后部略微隆起、具有很弱的C1-C9气态联合峰(图2b)。
轻烃分析谱图特征为:整体上峰体不饱满、轻烃峰幅度相对于油气同层低得多,以C7之前的组分为主,而且分布稀疏、总峰面积较小、出峰个数也较少(图2c)。
3.1.3 水层或干层
岩石热解分析谱图特征为:气态烃峰S0呈平直的一条线;液态烃峰S1、裂解烃峰S2都呈扁平低峰的形状,幅度都很低;轻重比值更低,反映出油质越来越重(图3a)。
热解气相色谱分析谱图特征为:正构烷烃幅度极低、顶部呈扁平的弧形、总峰面积小;碳数分布范围更窄,多数分布在C12-C27之间;主峰碳位置无明显变化范围。基线较平直、多数无C1-C9的气态联合峰或很微弱(图3b)。
轻烃分析谱图特征为:整体上峰体幅度极低、分布少且稀疏、总峰面积更小、出峰个数也更少[4](图3c)。
3.1.4 气层
对于气层,通过岩石热解分析、热解气相色谱分析不能完全诠释地层含气特征,其谱图形态与水层或干层相近(图4a、图4b)。效果最明显的是轻烃分析技术,气层轻烃谱图以C5之前的组分为主、幅度高,特别是C4之前,C5之后的组分则很少(图4c)。
3.1.5 差气层
差气层的岩石热解、热解气相色谱谱图与气层、水层或干层相比很相近,都是峰体幅度很低,且大多数都检测不到烃类(图5a、图5b)。轻烃谱图与气层相比也是以C5之前的组分为主,但幅度相对低,C5以后的组分则相对要高(图5c)。
苏家次洼中部洼槽带地化录井主要采用岩石热解分析、热解气相色谱分析、轻烃分析三项技术,其中热解气相色谱分析主要应用在图解法中,参数图板法主要应用岩石热解和轻烃分析参数对储集层进行评价。在解释评价中考虑到含油储集层与含气储集层分析参数的差异,故评价参数的选择也各有侧重。
3.2.1 含油储集层评价
在评价参数的选择上,主要考虑含油丰度和原油性质这两个方面,其中热解分析总烃Pg代表的是含油丰度,轻重比S1/S2代表的是原油的性质[5]。对于轻烃来讲,其出峰个数与含油丰度呈正相关,能够表示含油丰度;∑C6(表示碳数为6的所有轻烃化合物的面积和,共8个)和∑C7(表示碳数为7的所有轻烃化合物的面积和,共15个)在原油中的含量最高,变化也最大,故应用∑C6/∑C7能够很好地反映原油的性质。基于S1/S2与总烃Pg以及∑C6/∑C7与出峰个数的相关关系[6],建立了含油储集层评价图板(图6)。利用这四项参数建立的两个图板分区明显,能够进行有效评价,其评价标准见表1。
表1 含油储集层热解、轻烃分析评价标准
| 储集层类别 | S1/S2 | Pg/ (mg·g-1) | 出峰个数 (个) | ∑C6/∑C7 |
|---|---|---|---|---|
| 油气同层 | ≥2.3 | ≥10 | ≥74 | ≥1.0 |
| 油水同层 | 0.6~2.3 | 3~10 | 54~74 | ≥0.8 |
| 干层或水层 | <0.6 | <3 | <54 | <3 |
3.2.2 含气储集层评价
含气储集层评价也是采用两个图板,其岩石热解分析图板仍沿用S1/S2与Pg关系图板。但对轻烃分析来讲,含气储集层以C5之前的组分为主,基本不存在C6和C7,出峰个数也很少,代表不了含气的丰度。因此,采用∑C3-/∑C3+与总峰面积建立了对应关系,其中∑C3-代表C3以前轻组分之和,∑C3+代表C3以后轻组分之和,近似地反映出轻重比,而总峰面积代表的是含气丰度。最后应用S1/S2与总烃Pg的相关关系以及∑C3-/∑C3+与总峰面积的关系[7]建立了含气储集层评价图板(图7)。
通过上述评价图板可以看出,利用这四项参数建立的两个图板分区很明显,能够对该区含气储集层进行有效评价,其评价标准见表2。
表2 含气储集层热解、轻烃分析评价标准
| 储集层 类别 | S1/S2 | Pg/ (mg·g-1) | ∑C3-/∑C3+ | 总峰面积/ (mV·s) |
|---|---|---|---|---|
| 气层 | ≥0.25 | ≥1 | ≥1.25 | ≥120 000 |
| 差气层 | <0.25 | <1 | <1.25 | <120 000 |
对于含油储集层,岩石热解分析、热解气相色谱分析、轻烃分析都能很好地反映出含油丰度特征和油质变化特征。对于含气储集层识别的关键是轻烃,因为轻烃检测的是C1-C9之间的天然气成分和汽油馏分,它进样量大、代表性好;岩石热解分析虽然检测的是原油中全部的烃类,但其进样量小(100 mg左右),气体成分又极易挥发,能检测到的是极少量;热解气相色谱检测的是C7-C33之间的热蒸发烃部分,其进样量更少(只有30 mg左右),能检测到的含气信息少之又少,对含气的识别并不是它的强项。因此,在各项技术选择上要有主有次,在评价参数的选择上要各有侧重[8],这样才利于真正发挥各项技术的优势,达到准确评价储集层的目的。
苏家次洼中部洼槽带构造复杂,地层缺失比较严重,油气成藏类型多样化,这样的地区更能体现地化录井的技术优势[9]。结合该区不同储集层谱图变化规律以及油气水层评价标准,对以下代表性实例进行剖析与评价。
S J 1井2 360.00~2 368.70 m井段位于营城组底部,岩性为粉砂岩,发育4层油气显示,其中2层油斑、1层油迹、1层荧光,显示厚度8.70 m。试油结果为:产油29.05 t/d、产气21.15×103 m3/d。
对应岩石热解分析数据如下:S0为0~1.35 mg/g、S1为3.88~19.61 mg/g、S2为1.98~6.35 mg/g、Pg为6.08~28.34 mg/g、轻重比S1/S2为1.10~3.74,呈中质油-轻质油特征。热解气相色谱谱图正构烷烃饱满、幅度高、呈梳状分布,碳数范围C9-C36,主峰碳多数在C20-C21,基线后部微微隆起,具有明显气态联合峰,也反映出构造圈闭条件好,原油没有被氧化破坏,油质好。对应轻烃分析谱图形态饱满、轻烃密集,尤其是异构烷烃幅度很高、出峰个数多达77~84个,而且峰幅度高,总峰面积介于1 882 320~16 555 141 mV·s,∑C6/∑C7在1.04~2.07之间。
岩石热解分析参数、热解气相色谱谱图形态、轻烃分析谱图均与图解法油气同层特征一致,参数图板法中其数据点落在图板的油气同层区(图6a、图 6b),地化解释结论为油气同层,与试油结果相吻合(图8)。
SJ 1井2 250~2 261 m井段位于营城组中下部,岩性为粉砂岩,发育3层油迹级油气显示,显示厚度8 m。试油结果为:产油6.46 t/d、产水8.38 t/d。
对应岩石热解分析数据如下:S0为0~0.16 mg/g、S1为1.31~2.97 mg/g、S2为0.58~1.15 mg/g、Pg为2.17~4.28 mg/g、轻重比S1/S2为1.35~3.10,呈中质油特征。对应热解气相色谱谱图正构烷烃较饱满、呈梳状分布,碳数范围C9-C36,主峰碳多数在C20-C21,基线较平直,略具气态联合峰。对应轻烃分析以C7之前的轻烃成分为主,峰体形态呈现出逐渐降低的趋势[10],出峰个数较少,只有46~65个,而且峰幅度较低,总峰面积214 914~763 709 mV·s,∑C6/∑C7在0.78~1.15之间。
岩石热解分析参数、热解气相色谱谱图形态、轻烃分析谱图均与图解法油水同层特征一致,参数图板法中其数据点落在图板的油水同层区(图6a、图 6b),地化解释结论为油水同层,与试油结果相吻合(图9)。
S J 3井1 897.5~1 931.5 m井段位于营城组底部,主要岩性为砂砾岩,发育4层含油显示,其中1层油迹、3层荧光,显示厚度11.00 m。该井段经过压裂后测试,产油0.04 t/d、产水143.41 t/d。
对应岩石热解分析如下:S0为0~0.21 mg/g、S1为0~1.76 mg/g、S2为0.15~0.96 mg/g、Pg为0.22~2.49 mg/g、轻重比S1/S2为0.13~0.68,呈中质油特征,含油量低。对应热解气相色谱谱图正构烷烃幅度很低,分布范围窄,呈现干层或水层特征。对应轻烃分析谱图整体上出峰个数少、幅度低,以C7之前的组分为主,反映了储集层致密的特征,出峰个数仅为3~25个,总峰面积214 914~763 709 mV·s,∑C6/∑C7在0.08~0.22之间。岩石热解分析参数、热解气相色谱谱图形态、轻烃分析谱图参数均与上述图解法含油水层特征一致,参数图板法中其数据点落在图板的含油水层区(图6a、图 6b),地化解释结论为含油水层,与试油结果相吻合(图10)。
S J 2井2 853.50~2 887.87 m井段位于沙河子组顶部,主要岩性为粉砂岩,发育5层油气显示,其中1层油迹、4层荧光,显示厚度32.37 m。该井段测试,产油8.57 t/d、产气190.7×103 m3/d,试油结论为凝析气层。
对应岩石热解分析如下:S0为0~0.04 mg/g、S1为0.02~1.48 mg/g、S2为0.07~3.25 mg/g、Pg为0.09~4.73 mg/g、轻重比S1/S2为0.19~0.88。其热解气相色谱谱图上部呈现干层特征,基线平直、无正构烷烃分布,下部呈现出差油层特征,正构烷烃不饱满、幅度低、呈梳状分布,碳数范围C9-C31,主峰碳多数在C16-C21,变化较大,基线较平直,略具气态联合峰,由热解气相色谱谱图看上部不具有含油特征、下部具有含油特征。
对应轻烃分析谱图以C3之前的轻烃成分为主,出峰个数为37~66个,总峰面积126 857~377 193 mV·s,∑C3-/∑C3+在0.9~2.1之间。对应气测全烃基值1.266 8%、峰值22.848 6%、峰基比18.00;甲烷基值0.538 7%、峰值20.235 1%、峰基比37.56,全烃和甲烷幅度均很高,且主要成分是甲烷,重烃含量较低。
岩石热解分析参数、热解气相色谱谱图形态、轻烃分析谱图参数均符合图解法含气储集层特征,参数图板法落点在气层区(图7a、图7b),地化解释结论为气层,与试油结果相吻合(图11)。
苏家次洼中部洼槽带营城组和沙河子组时期地层沉积稳定,有利于油气的聚集。实钻证明该区主要油气显示发育于营城组和沙河子组。
地化录井采用图解法和参数图板法,可有效地识别油气同层、油水同层、含油水层、水层或干层以及气层和差气层。通过试油也验证了地化录井解释与试油结果吻合度很高。地化录井初步厘清了营城组以油气共生、油水共生为主;沙河子组以含气为主,围绕洼槽带向周边扩展,具有油气显示逐渐减弱,含水逐渐上升的变化规律,为下一步的油气勘探开发工作奠定了基础。
(编辑 王丽娟)
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