南海东部X油田所在凹陷位于珠江口盆地珠一凹陷西端^{[1, 2]}, 面积约为5 000 km², 新生代地层自下而上可划分为文昌组、恩平组、珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组以及第四系沉积物, 油藏具有储量大、丰度高、物性好等特征, 主要含油层位为新近系韩江组和珠江组。 近年来, 气测录井及地化录井技术在南海东部油田流体解释评价中取得了较好的应用效果^[1], 但在南海东部X油田的勘探过程中, 原有的解释标准在解释应用中符合率较低, 仅为78%左右, 制约了该油田高效勘探开发。统计分析表明, 研究区解释评价主要由于浅层储集层受生物降解严重以及不同层位之间油质类型差异大等因素制约, 导致流体性质的快速、准确解释评价存在一定困难^[2]。为了提高录井解释符合率, 本文通过对南海东部X油田16口探井共533层显示层数据进行统计分析, 采用“ 分层位” “ 多参数” 的方法进行研究, 分别建立韩江组及珠江组的气测解释图板、地化解释图板、气测-地化组合图板, 对南海东部X油田进行解释评价, 探寻适合该油田的解释评价方法, 以期为该油田解释评价及下一步勘探开发提供理论依据。

南海东部X油田韩江组油气显示主要分布于韩江组中部-底部, 岩性以细砂岩为主。油层的岩屑荧光显示普遍在10%以上, 气测特征主要表现为烃组分不全(某个或多个重组分含量小于0.002 5%), 气测组分以C₁为主, C₁相对含量大于95%(表1)。资料研究表明^{[3, 4, 5]}, 一般细菌存活的温度在60~80℃, 当温度大于80℃时不具有降解烃类的能力, 而韩江组深度所对应的地温范围利于细菌存活。油藏形成后, 细菌往往通过底水、边水介质到达油水界面附近的油藏中, 从而通过生物降解作用使碳链断裂, 直至形成甲烷。由于油层烃组分的构成较为特殊, 常规的气测录井资料评价方法(如三角图板、皮克斯勒图板等)无法取得较好的应用效果。

表1

表1

表1 南海东部X油田韩江祖及珠江组录井参数特征统计 层位 流体性质 Tg/% Tg异常倍数 C1异常倍数 C1相对含量/% Pg/(mg· g-1) S1/(mg· g-1) S2/(mg· g-1) 油层 0.96~16.32 平均值7.53 4.71~38.10 平均值15.90 5.92~37.51 平均值18.15 95.0~99.9 平均值98.89 10.81~65.63 平均值37.03 3.41~26.32 平均值15.21 7.41~45.03 平均值21.72 韩江组 含油水层 0.14~12.61 平均值3.77 3.30~7.13 平均值5.11 2.97~7.23 平均值4.73 96.83~99.99 平均值98.24 5.72~31.01 平均值18.44 2.41~12.34 平均值6.89 3.21~20.83 平均值11.49 水层 0.30~4.20 平均值2.13 0.48~5.86 平均值2.91 1.10~4.87 平均值2.78 97.23~99.78 平均值98.8 0.23~8.38 平均值3.91 0.03~0.31 平均值0.14 0.21~8.14 平均值3.65 油层 1.02~14.36 平均值5.91 2.10~38.31 平均值10.11 3.01~33.5 平均值11.03 61.90~81.12 平均值70.91 3.08~29.32 平均值15.71 6.61~23.55 平均值11.92 1.90~19.11 平均值6.63 珠江组 含油水层 0.57~12.34 平均值4.39 1.64~4.32 平均值2.93 1.23~4.03 平均值3.95 66.39~73.68 平均值69.4 2.58~16.60 平均值9.11 2.41~5.72 平均值4.15 2.59~7.50 平均值4.92 干层 0.70~8.24 平均值3.31 0.55~10.03 平均值3.89 0.68~7.19 平均值3.71 52.07~82.82 平均值72.48 0.44~14.38 平均值6.85 0.23~5.91 平均值3.32 0.26~7.42 平均值3.51

表1 南海东部X油田韩江祖及珠江组录井参数特征统计

韩江组油层的地化录井参数特征表现为P_g值较高, 且以重质烃S₂为主, 热解气相色谱谱图形态多表现为正构组分峰难以分辨或仅有部分可辨, 基线中部隆起明显, 主峰位置靠后, 异构烷烃及未分辨化合物含量较大, 具有受生物降解影响较为严重的重质油特征(图1a)。含油水层谱图特征为基线部分隆起, 峰型不饱满, 相对峰面积与油层相比较小(图1b)。水层谱图特征为峰值低或呈一条直线, 基线平直, 主峰碳不明显(图1c)。

图1

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	图1 南海东部X油田地化录井热解气相色谱谱图特征

珠江组油气显示主要分布于珠江组的顶部-中部, 岩性以粉砂岩为主, 部分细砂岩。油层的岩屑荧光面积在5%以上, 气测特征均表现为烃组分齐全(各组分含量大于0.002 5%), C₁相对含量偏低(表1)。油层热解气相色谱谱图形态主要表现为正构烷烃组分齐全, 碳数分布范围介于nC₁₂-nC₃₅之间, 正构组分含量高, 峰型清晰可辨, 基线相对平直, 不可分辨物含量较低, 曲线形态接近梳状的中质油特征(图1d)。含油水层谱图特征为色谱峰峰型相比于油层不饱满, 峰值低, 但组分相对较为齐全(图1e)。干层谱图特征为色谱峰型不饱满, 峰值略低, 部分组分缺失, 色谱曲线形态接近于三角形(图1f)。

对比韩江组和珠江组储集层的气测录井和地化录井资料可以看出, 不同层位之间油质差异大, 且韩江组普遍存在生物降解作用, 影响因素较为复杂, 利用传统单一的解释方法和标准已无法准确识别流体性质, 因此需要区分不同层位, 优选参数对该油田流体性质进行研究。

通过对南海东部X油田录井资料特征分析, 结合X油田所在凹陷25层试油层的测试结果表明:研究区韩江组油层原油密度介于0.92~1.00 g/cm³, 参照石油天然气行业标准SY/T 5735-1995《陆相烃源岩地球化学评价方法》的原油物理性质分类标准, 主要为受严重生物降解的重质油, 而珠江组油层原油密度介于0.87~0.92 g/cm³, 主要为中质油。综合气测和地化录井资料特征, 分别对韩江组和珠江组特征参数进行优选^[5], 优选出T_g异常倍数、C₁异常倍数、S₁(珠江组)、S₂(韩江组)、地化亮点值共5个参数, 对韩江组和珠江组分别建立了气测、地化、气测-地化组合图板三种解释图板(图2)。

图2

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	图2 南海东部X油田流体录井综合解释图板

由于韩江组储集层遭受生物降解, 具有组分不齐全的特点, 在气测解释标准中, 选用了C₁异常倍数与T_g异常倍数交会图板(图2a)。异常倍数即储集层和上部盖层气体全烃或组分的比值^{[6, 7]}, 计算方法为:取气测各组分最大一组峰值数据与其邻近的单层厚度大于5 m的稳定泥岩各组分平均值的比值。若异常倍数变化明显, 则说明盖层条件好, 储集层内部压力高、烃类丰富^[7]。因此根据异常倍数的高低, 可以定性判断储集层含油气丰度高低。由图2a可见, T_g异常倍数和C₁异常倍数交会图板在韩江组可以有效识别油层、含油水层及水层。在珠江组受烃源岩内储集层气测背景值较高的影响, 该图板对于油层和少量干层的区分效果稍差(图2b)。

为了突出各类流体性质典型特征, 利用地化亮点值与表征油质类型的S₁、S₂值建立地化图板(图2c、图2d)。地化亮点值^[8]即反映储集层的含油丰度的总烃含量P_g值与反映油气层的主要地化特征参数(S₀+S₁)/S₂值的乘积, 该值突出了油气层的特征。由于油质类型不同, 韩江组重质油选用固态烃含量S₂值、珠江组中质油选用液态烃含量S₁值, 与地化亮点值建立交会图板。由图2c可见, 韩江组整体区分程度较好, 但重质油的特点会导致部分含油水层的地化实测值较高, 落入油层区域。由图2d可见, 珠江组对于油层和干层的区分程度较好, 对于含油水层以及干层的区分效果较差。

最后, 选用气测特征值C₁异常倍数与地化亮点值建立气测-地化组合图板, 由图2e、图2f可见, 该组合图板相比于单一的气测及地化图板能更好地区分流体性质, 依据图板特征总结出南海东部X油田的流体解释标准如表2所示。

表2

表2

表2 南海东部X油田流体录井综合解释标准 层位 气测解释标准 地化解释标准 流体类型 C1异常倍数 Tg异常倍数 S1/(mg· g-1) S2/(mg· g-1) 地化亮点值/(mg· g-1) > 7 > 6 - > 10 > 17 油层 韩江组 4~7 3~6 - 3~21 5~17 含油水层 0~5 0~6 - 0~5 0~9 水层 > 4 > 4 > 7 - > 15 油层 珠江组 < 4 < 4 < 7 - < 15 含油水层/干层

表2 南海东部X油田流体录井综合解释标准

通过建立的图板和解释标准, 与取样、测试等已证实的结论进行对比, 录井流体解释符合率有明显提高, 说明该方法具有较好的应用效果。在韩江组累计解释的76层储集层中, 气测图板法共65层与结论相符, 解释符合率85.52%; 地化图板法共63层与结论相符, 解释符合率82.89%; 气测-地化组合图板共67层与结论相符, 解释符合率88.16%。在珠江组累计解释的108层储集层中, 气测图板法共90层与结论相符, 解释符合率83.33%; 地化图板法共93层与结论相符, 解释符合率86.11%; 气测-地化组合图板共96层与结论相符, 解释符合率88.89%。

3.1 A井韩江组显示层

显示层1 435~1 441 m(图3), 岩性为荧光砂砾岩, 荧光面积10%, D级, 滴照反应慢, 滴照颜色乳白色。1 436 m及1 438 m井深处进行井壁取心, 壁心荧光面积60%~70%, C级, 滴照反应快, 滴照颜色乳白色。本井段气测组分不齐全(某个或多个重组分含量小于0.002 5%), 以C₁为主, C₁相对含量为98.75%; T_g为4.05%, T_g异常倍数为4.7; C₁绝对含量2.23%, C₁异常倍数为6.2; 地化热解S₂为15.08 mg/g, P_g为23.32 mg/g, 地化亮点值为12.74 mg/g; 地化图谱形态为基线部分隆起, 正构烷烃缺失, 碳数范围在nC₁₂-nC₃₇之间, 主峰碳为nC₃₁, 相对峰面积较小(图4)。按照研究区韩江组解释图板进行投点, 三组图板均落在含油水层区域(图2), 经分析符合典型含油水层特征。后续对该井段进行取样作业, 地层流体主要为水, 见少量油花, 取样结论为含油水层, 证实了解释方法的正确性。

图3

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	图3 A井韩江组综合录井图

图4

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	图4 A井1 436 m井深热解气相色谱谱图

3.2 A井珠江组显示层

A井珠江组显示层2 568.5~2 586.0 m(图5), 岩性为荧光粉砂岩, 荧光面积5%, D级, 滴照反应慢, 滴照颜色乳白色。井深2 570.5 m、2 575.5 m及2 585 m进行井壁取心, 壁心荧光面积80%~90%, B-A级, 滴照颜色乳白色, 滴照反应快。本井段气测组分齐全(各组分含量大于0.002 5%), C₁相对含量为66.77%~69.74%; T_g为9.02%~13.79%, T_g异常倍数4.2~5.5; C₁绝对含量2.05%~3.25%, C₁异常倍数5.6~9.6; 地化热解S₁为8.16~9.77 mg/g, P_g为14.35~18.22 mg/g, 地化亮点值为14.22~19.12 mg/g; 地化图谱形态饱满, 主峰碳为nC₂₃, 碳数范围较宽, 基线未分辨化合物含量低(图6)。

图5

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	图5 A井珠江组综合录井图

图6

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	图6 A井2 570 m井深热解气相色谱谱图

按照研究区珠江组解释图板进行投点, 均落在油层区域(图2), 经分析符合中质油油层特征; 对该井段进行求产测试, 产油123.6 m³/d, 原油相对密度0.882 1 g/cm³, 测试结论为中质油油层, 同样证实了解释方法的正确性。

(1)南海东部X油田主要含油层位韩江组及珠江组浅层储集层受生物降解严重以及油质类型差异大等因素的影响, 使得录井资料特征差异较大, 因此常规的解释评价方法解释符合率较低, 需要分层位建立解释图板和解释标准进行流体综合解释评价。

(2)优选气测T_g异常倍数、C₁异常倍数, 地化S₁、S₂值及地化亮点值作为特征参数, 分别建立韩江组及珠江组的气测解释图板、地化解释图板、气测-地化组合图板, 并利用图板划分解释标准。通过取样和测试结论进行验证表明解释符合率有了明显提高。

(3)研究区气测-地化组合图板符合率最高, 韩江组气测图板解释符合率高于地化解释图板, 珠江组地化图板解释符合率高于气测解释图板, 说明解释图板在不同层位的适用性也具有差异。在随钻过程中优选适用的解释方法对不同层位进行解释评价, 可以有效提高解释符合率, 为下一步高效勘探开发提供依据。

(编辑 王丙寅)