B 453井压裂试油获得工业油流井段, 录井没有油气显示, 测井解释为干层, 这引起各方的争论, 甚至对录井资料归位、录井井深可信度有不同的认识。通过对比气测资料与钻时资料、测井自然伽马资料, 判断录井资料真实可信。

1.1.1 井深准确无误

录井与测井属不同深度测量系统, 测量方法、测量时间不同, 但对比录井钻时曲线与测井自然伽马曲线, 总体上两条曲线对比性好, 深度误差在1~2 m(图1), 相互验证结果说明录井深度可信, 测井深度也可信。

图1

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	图1 B 453井3 590~3 700 m井段录井图

1.1.2 气测异常显示为泥(页)岩地层气测异常

(1)气测异常与泥(页)岩相对应:B 453井试油井段及附近地层埋深大, 地层相对较老, 成岩性好, 造浆性差, 岩性剖面界限分明, 灰色、浅灰色的砂岩地层与深灰色的页岩、泥岩泾渭分明, 容易识别。暗色的泥(页)岩地层一出现, 气测值立即上升, 浅色的非显示层砂岩一出现, 气测值立即下降, 气测异常与泥页岩地层对应性好。

(2)气测曲线与钻时及自然伽马曲线呈同向性:通常情况下, 砂岩油气显示层呈低钻时、低自然伽马、高气测, 即气测曲线与钻时及自然伽马曲线呈异向性; 砂岩非油气显示层呈低钻时、低自然伽马、低气测, 即气测曲线与钻时及自然伽马曲线呈同向性; 含烃类的泥(页)岩呈高钻时、高自然伽马、高气测, 即气测曲线与钻时及自然伽马曲线呈同向性; 不含烃类的泥(页)岩呈高钻时、高自然伽马、低气测, 即气测曲线与钻时及自然伽马曲线呈异向性^[1]。B 453井气测曲线与钻时曲线、自然伽马曲线相关性良好, 两者厚度一致、形态一致, 呈同向性(图1)。这充分说明气测异常来源于泥(页)岩地层而非来源于砂岩地层。

1.2.1 压裂试油井段录井无油气显示

在B 453井所在盆地, 气测异常情况是判断地层能否产出油气的重要依据, 如上文所述, 气测异常来自于泥(页)岩地层, 压裂试油井段气测没有异常。与此同时, 岩屑录井湿、干照及滴照均无荧光显示。这在一定程度上说明, 由于地层岩层致密, 烃源岩生成烃类物质运移到井区后没有排替B 453井邻近岩层中的原生水, 没有进入砂岩岩层。

1.2.2 压裂试油井段岩心录井无油气显示

通常砂砾岩油气显示层岩屑的显示级别会较低, 但是岩心录井中充填物或基质能够发现较高级别油气显示, 如B 304井区为近源小型冲积锥沉积, 岩屑滴照才有荧光显示^[2], 但钻井取心为油浸、富含油显示。B 453井钻井取心岩性与B 304井区钻井取心岩性相近, 但B 453井不仅岩心直照及滴照无荧光显示, 浸水试验也没有气泡, 与压裂后产出油气不相吻合。

B 453井相邻构造的AS 2井钻井取心段气测异常十分明显, 对岩心进行浸水试验, 见到强烈气泡, 压裂后用9 mm油嘴控制放喷, 油压3.6~4.0 MPa, 产油13.2 t/d, 产气2.3× 10⁴ m³/d。这说明浸水试验有气泡是压裂后产出天然气的重要前提。

1.2.3 压裂试油井段测井资料为“ 干层” 响应

如表1所示, B 453井压裂试油层孔隙度最大为7.81%, 最小为5.83%, 平均为7.17%; 渗透率最大为6.3 mD, 最小为1.4 mD, 平均为3.6 mD。按照SY/T 6285-2011《油气储层评价方法》对储层类型进行划分, B 453井压裂试油层为典型特低孔特低渗储层。如图2所示, 测井曲线上显示, B 453井压裂试油层为低自然伽马、高电阻率、低声波时差, 声波时差值接近200 μ s/m, 为典型致密储层特征, 基于测井解释参数及测井曲线响应特征, 测井作出“ 干层” 的解释结论。

表1

表1

表1 B 453井压裂试油层测井解释成果 小层 号 厚度/ m 地层电阻率/ (Ω · m) 孔隙度/ % 泥质含量/ % 渗透率/ mD 含水饱和度/ % 束缚水饱和度/ % 解释结论 Ⅶ 7 4.4 188.73 7.12 3.88 3.4 96.82 35.64 干层 Ⅶ 8 4.5 138.44 7.2 4.55 2.5 100 40.23 干层 Ⅷ 23 3.3 136.58 5.83 5.51 1.4 100 39.34 干层 Ⅷ 3 8.0 99.16 7.56 3.58 6.3 100 34.92 干层 Ⅷ 61 8.9 85.8 7.47 4.76 3.2 100 37.54 干层 Ⅷ 62 10.0 166.27 7.81 4.24 4.9 100 36.59 干层

表1 B 453井压裂试油层测井解释成果

图2

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	图2 B 453井压裂试油井段测井曲线

1.2.4 泥(页)岩层产能贡献轻微

射孔压裂层位相邻泥(页)岩地层气测有异常, 说明泥(页)岩地层含有可动烃, 在压裂破碎目的层的同时, 也将破碎相邻泥(页)岩地层, 从而勾通砂泥(页)岩地层, 形成渗流通道, 泥(页)岩中可动烃通过这些渗流通道进入砂岩地层并进入井筒, 因此射孔层相邻泥(页)岩对压裂后产能会有贡献。但钻井取心证实, 砂岩地层中存在着纵向裂缝, 这些裂缝勾通砂岩层与泥(页)岩层, 如果泥(页)岩层烃类含量高、压力较高, 那么泥(页)岩中的烃类物质能够通过裂缝运移到砂岩地层中储集起来, 使得砂岩地层有油气显示。但实钻钻井取心岩样不含油气, 同时B 453井压裂试油井段相近泥页岩地层的气测值不高, 最高为5.05%, 平均高值为3.98%, 没有明显“ 单根峰” , 均说明泥(页)岩含烃量相对较低, 压力较低。而邻近区域AS 1、BY 1HF1井气测全烃值远高于此, 但产量并不高(随着压裂液返出量减少而下降)。这说明B 453井的气测值不足以支持相应产量(产油13.2 t/d, 产气0.75× 10⁴ m³/d)。

1.2.5 压裂勾通相对有利相带获高产油流

录井作为井筒技术, 其录井资料反映的是平面一个点的情况, 也就是“ 一孔之见” , 对远离井壁的地层信息其反映基本为零。随着地层改造技术的进步, 国内岩屑录井没有显示, 气测没有异常, 但压裂(酸压)获得高产工业油流的地层屡见不鲜。如柴达木盆地水平井, 常常没有显示, 测井为干层特征, 但地层改造后常常获得高产工业油流; 塔里木盆地常见到常规试油为干层, 酸压获得高产工业油流的井层, 原因是酸压连通井筒与相邻“ 溶洞” 。

虽然B 453井无显示, 但西南侧相邻的B 291井显示层压裂后获得工业油流(压裂缝长接近250 m), 西侧的B 395井Ⅶ 9-Ⅸ 1小层46.0 m/8层油气显示进行压裂试油, 产油12.54 m³/d, 产气54 629 m³/d。B 453井非显示层砂岩地层压裂后获得工业油流, 分析认为在B 453井与西南侧B 291井、西侧B 395井之间可能存在相对有利相带。B 453井处于干带(测井资料已证实), B 291、B 395井处于较差相带, 各井实施压裂后形成新的渗流通道, 相对有利相带的可动烃由这些渗流通道进入井筒。还有一种可能, B 291、B 395、B 453井与富烃储层为同期不同源沉积, 两井之间存在着封堵带, 压裂作业打开了这一封堵。

2.1.1原油来源

(1)类比分析判断原油产自黑油油藏:B 453井实测原油密度为0.826 3 g/cm³, 70℃粘度8.91 mPa· s, 含蜡32%, 胶质+沥青质12.94%。对比同一盆地不同区块原油性质, B 453井原油性质与AP油田Ⅶ 油组原油性质相近, 该区块Ⅶ 油组油层油藏类型为黑油油藏, 通过类比判断B 453井油层为黑油油藏。

(2)依据技术标准判断原油产自黑油油藏:表2是SY/T 6101-1994《凝析气藏相态特征确定技术要求》附录A油气藏类型判别方法中“ 依据地面生产气油比和油罐油密度判别油气藏类型” 标准。由表2数据可知, B 453井原油密度远高于挥发性油藏, 数值微高于黑油油藏与挥发性原油过渡带上限值, 处于普通黑油油藏区间内, 考虑到含气降低原油密度, 如果单采判断原油密度应高于现合采条件下实测原油密度。因此, 可以判断原油产自黑油油藏。

表2

表2

表2 不同类型油气藏地面生产气油比和油罐油密度 油气藏 类型 气油比/ (m3· m-3) 油罐油密度/ (g· cm-3) 重质油藏 < 35 > 0.966 普通黑油油藏 35~125 0.966~0.825 黑油油藏与挥发性 油藏过渡带 125~350 0.825~0.802 挥发性油藏 350~625 0.802~0.760 挥发性油藏与凝析 气藏过渡带 625~1 425 0.760~0.802 凝析气藏 1 425~10 686 < 0.780 低含凝析油凝析气藏 -湿气气藏 > 10 686 < 0.739

表2 不同类型油气藏地面生产气油比和油罐油密度

2.1.2 气体来源

(1)天然气组分分析判断气体来源于凝析气藏:结合表3(见SY/T 6101-1994《凝析气藏相态特征确定技术要求》)标准, 从表4中B 453井C₆₊=0.09%, 可以判断B 453井气体来源于凝析气藏。

表3

表3

表3 储层流体三元组成三角图判别油气藏标准 油气藏类型 组分范围(摩尔百分数) 凝析气藏 C7+< 11% 挥发性油藏 11%< C7+< 32%, 10%< ∑ (C2-C6)+CO2< 42% 黑油油藏 C7+> 32%

表3 储层流体三元组成三角图判别油气藏标准

表4

表4

表4 B 453井气体组分分析 天然气相对密度 CH4/% C2H6/% C3H8/% iC4/% nC4/% iC5/% nC5/% C6+/% CO/% CO2/% N2/% 0.710 78.58 7.40 4.69 1.16 2.32 0.69 0.60 0.09 1.20 0.37 2.12

表4 B 453井气体组分分析

(2)气油比判断油气来源于挥发性油藏-凝析气藏:B 453井试油生产期间, 气油比不稳定, 最低为557.63, 最高为2 988.1, 将此数据与表2进行对比, 判断油气藏类型为挥发性油藏-凝析气藏。

分析认为气油比变化较大的原因是产气量较为稳定, 但产油量早期较低, 后期总体不断上升。早期产油量相对低时的气油比为1 168.9~2 988.1, 按照这一数据, 判断天然气来源于挥发性油藏与凝析气藏过渡带、凝析气藏。

采用高气油比判断油气藏类型与天然气气体分析判断油气藏类型一致, 因此可以初步判断天然气来源于凝析气藏。采用低气油比判断天然气来源于挥发性油藏, 这与油罐油密度判断原油来源于普通黑油油藏相异, 据此分析天然气与原油来源不同, 分属于不同类型油(气)藏。

2.2.1 B 453井区油气藏为自生自储类型

根据天然气分类标准, 乙烷碳同位素δ ¹³C₂> -25‰ 为煤型气, 在-25‰ ~-28‰ 之间为油型气/煤成气混合气, δ ¹³C₂< -28‰ 则为油型气。B 453井天然气δ ¹³C₂实测值为-29.4‰ , 分析认为属于油型气。

用徐永昌^[3]低演化油型气的回归方程(δ ¹³C₁=22lgR_o-43.3)计算B 453井天然气的烃源岩成熟度R_o, 可得R_o=0.96。这与Ⅷ 3小层、Ⅷ 4小层烃源岩实验镜下检测数据相对接近(Ⅷ 3小层R_o为1.085、1.102, Ⅷ 4小层R_o为1.096、1.106), 与深层Ed组烃源岩成熟度相差较大(Ed组R_o为1.302、1.310), 据此判断天然气非古生新储, 而是来自Ⅷ 油组, 即自生自储。天然气碳同位素计算烃源岩成熟度与同一地层烃源岩镜下检测结果接近, 这也符合致密砂岩地层源储相接, 近源聚集的特点。

2.2.2 不同地层烃源岩生成烃类物质不同

不同地层埋深不同, 地温梯度不同、烃源岩热演化程度不同, 生成的烃类物质不同。根据前人对烃源岩参数研究成果, 井区Ⅷ 油组及以下地层烃源岩热演化程度高, 为凝析气藏, 其以上油层为黑油油藏, 具有上油下气特点。依据烃源岩热演化程度、天然气碳同位素含量、组分含量、油质、气油比综合分析, B 453井的原油与天然气来源于不同地层:原油来源于Ⅶ 7、Ⅶ 8小层, 油层为普通黑油油藏; 天然气来源于Ⅷ 2³、Ⅷ 3、Ⅷ 6¹、Ⅷ 6²小层, 天然气层类型为凝析气藏。

泌阳凹陷为富油凹陷, 经过40多年的勘探开发后, 中浅层常规稀油、稠油可供勘探空间已越来越小, 但东部深层系仍有占全凹陷1/3的剩余资源量可供勘探, 有望成为勘探主阵地。

3.1.1 砂体发育

通过矿物分析, 发现东部深层主要重矿物及其组合差异较大, 初步判断存在不同物源。通过对各重矿物求取标准方差, 发现石榴石和自生矿物含量变化较大, 可以作为分析物源方向的敏感参数, 进一步对不同井数据进行追踪, 结合沉积相图分析, 判断东部深层存在北部和东部两个物源, 两个物源沉积形成北部三角洲前缘砂体、东部近岸水下扇体等砂体。

井震结合得到了东部砂砾岩体的展布范围, 从沉积相图来看, 北部三角洲前缘砂体、东部近岸水下扇体等砂体在深层沉积时期分布范围较广, 砂体呈现退积式沉积, 由深到浅发育砂体规模逐渐减小, Ⅷ 油组砂体规模最大。虽然砂体不同方向, 不同期次砂体平面展布不同, 但砂体平面能够叠合连片。这些砂体砂泥岩比例适中, 含砂率为30%~50%, 为油气聚集提供了良好储集条件。

3.1.2 钻探实证

(1)钻遇深层井显示丰富, 部分获工业油气流。东部地区钻至Ⅵ 砂组的井共计44口, 其中40口钻遇显示或气测异常, 显示较丰富但级别低, 以荧光及气测显示为主。东部深层测井解释或试油结果多为干层, 部分测井解释或试油结果为“ 干层” 的致密砂岩地层, 通过长井段多段多簇压裂能够获得工业油流甚至高产工业油流。例如:B 395井原Ⅶ 5²小层、Ⅶ 9^1-2小层、Ed组地层分别试油, 均获少量天然气, 结论为干层。本次对Ⅶ 9-Ⅸ 1小层46.0 m/8层油气显示压裂试油, 结果产油12.54 m³/d, 产气54 629 m³/d, 获得新工业油气流发现。

(2)北部砂体已试获工业油流。北部砂体物性相对较好, 显示级别较高, 由北往南物性变差, 显示也逐渐变差。北部显示级别高的井如X 16井试获工业油流, 向南物性变差, 但气测异常明显, 单层通过压裂改造见少量油气流, 在新技术支持下, 采用多层多段多簇压裂也有可能获得发现。

(3)东部砂体多井压裂获得发现。如上文所选B 291、B 395、B 453井, 原试油结果或测井解释为干层, 但通过多层多段多簇压裂后均获得发现, 证实东部砂体致密砂岩地层能够形成致密油气层。

B 453井等东部深层砂砾体钻探结果表明:该区圈闭类型为构造-岩性圈闭, 层状分布, 油气层受构造、物性共同控制, 纵向跨度大, 呈上油下气特征。

3.2.1 选择微幅度鼻状构造发育区块

砂砾岩体的非均质强, 油气藏受相带及物性控制, 结合对泌阳凹陷其他区块勘探成果分析, 鼻状构造背景更有利于油气聚集, 其轴部应力集中, 裂缝、微裂缝发育油气储渗, 以及有利于压裂改造后储渗空间的勾通, 因此应优选微幅度鼻状构造发育区块。

3.2.2 选择砂层较厚物性较好区域

统计东部砂砾体及相邻区块资料, 深层致密地层已获得工业油气流井主要分布砂层较厚的区域, 这为选择勘探区域提供借鉴。

东部深层砂砾体总体物性极差, 油气丰度较低, 米厚砂岩产能贡献较低, 砂岩发育能够弥补致密砂岩地层米厚砂岩对产能贡献不足的劣势; 同时砂层较厚区域有利于选择储层压裂改造层段, 也有利于多层多段多簇压裂。厚砂层分布面积较广, 不仅能够发现更多的油气储量, 更有利于多井整体压裂方案的制定与实施。

物性较好区域储渗空间相对较好, 有利于蕴藏更多油气。物性相对较好区域储层压裂改造更容易形成新的渗流通道, 更容易勾通不同储渗空间, 储层改造成本更低。

3.2.3 选择Ⅶ -Ⅸ 油组为主要勘探目的层

东部深层砂体呈现退积式沉积, 由深到浅发育砂体规模逐渐减小, Ⅷ 油组砂体规模最大, 面积越大, 获得发现的希望越大, 可能发现的地质储量越多。致密砂岩油气藏的特点是源储接触、近源聚集, 生储盖组合为自生自储。烃源岩成熟度高, 生成的烃类物质为凝析气或轻质稀油、气及油质好的黑油(轻质稀油), 其对储层物性要求相对较低, 储层排替压力相对较低, 容易聚集成藏, 亦容易产出。

不论是新钻完井的B 453井还是老井复查的B 291、B 395井, 不论东部本区还是相邻的区块, 深层致密砂岩体获得工业油气流的层位均为Ⅶ -Ⅸ 油组。因此, Ⅶ -Ⅸ 油组最有希望获得工业油气流。

3.3.1 优选GR曲线“ 低值非齿化箱型” 井段

对比多口井钻井取心资料与测井GR曲线可以发现, 钻井取心为砂砾岩的岩层, 测井GR曲线表现为异常明显的“ 低值非齿化箱型” ; 在物源上表现为东部砂体近源沉积, 在岩心上表现为分选差、砾石与基质杂乱无序堆积, 泥质胶结, 泥质含量相对较低。钻井取心为细砂岩、含砾细砂岩的岩层, 测井曲线表现为低异常幅度的“ 齿化箱型” ; 在物源上表现为北部砂体经过较长距离的搬运后沉积, 分选较好。

对比分析近东西向剖面, 表现为“ 低值非齿化箱型” 的GR曲线的砂体由东向西, 逐步减薄、尖灭, 有利于形成构造-岩性圈闭。

分析东部深层砂砾岩体压裂改造后获得工业油流的储层, 测井曲线主要形态为“ 低值非齿化箱型” 。这种曲线形态通常表明储层厚度较厚、物性相对较好, 有利于储层压裂改造。

3.3.2 优选气测录井异常明显井段

气测资料是油气层解释评价的重要依据, 气测值一方面相对反映地层烃类物质含量, 另一方面反映地层的能量及物性。气测录井异常明显井段通常烃类物质量及地层能量相对较高, 物性相对较好, 反之亦然。国内不论是常规储层、致密砂岩储层, 还是页岩油气层, 气测异常值都是选层、选段的重要依据^{[4, 5, 6]}。

3.3.3 精细分析“ 干层”

(1)“ 干层” 通过改造有可能获得工业油气流:在传统理念中, 录井没有油气显示, 测井解释为“ 干层” 的储层获得工业油气流的可能性微乎其微。但随着地层改造技术的进步, 大型体积压裂或大型酸化压裂已成为常规技术, 通过储层改造能够形成新的油气通道, 能够连通自然状态下独立缝、隙、洞。在这种情况下, 原解释为“ 干层” 或常规试油试气为“ 干层” , 通过改造获得工业油气流甚至高产油气流的可能性已大幅增加。B 453井虽为少数类型井, 但在国内已不是孤例。在这种情况下, 再以录井资料有无显示、测井解释结果是否为油层来确定试油层位就存在较大的风险。

(2)针对“ 干层” 要进行圈闭成藏条件论证:在新的工程技术条件下, 对录井没有显示及测井解释为“ 干层” 的致密砂岩储层不应轻易放弃, 而应先进行成藏圈闭条件论证。对成藏要素中仅因物性不好导致储集条件差的储层应引起重视, 对比分析目标井与邻井邻区获得工业油气流井层资料, 如果存在条件相似的砂层, 建议选择有一定厚度、GR曲线主要呈“ 低值非齿化箱型” 、处于目的层段的层位进行储层改造。