引用本文
王强, 谭文静. 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃在东营凹陷油气层含水性判别中的应用探索[J]. 录井工程, 2024,35(2): 1-7.
WANG Qiang, TAN Wenjing. Exploration on the application of unrecognizable alkanes in thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography to water content discrimination in hydrocarbon reservoirs of Dongying depression[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(2): 1-7.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.02.001  
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热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃在东营凹陷油气层含水性判别中的应用探索
王强, 谭文静
中石化经纬有限公司胜利地质录井公司

作者简介：王强 高级工程师,1979年生,2002年毕业于焦作工学院地质工程专业,现在中石化经纬有限公司胜利地质录井公司从事现场录井工作。通信地址：257000 山东省东营市东营区乐园路1号。电话：18654625073。E-mail：852227532@qq.com

收稿日期: 2024-01-30
摘要

热蒸发烃气相色谱分析技术在以往的应用中主要基于正构烷烃的峰型、碳数范围、主峰碳等参数来判定储层特性,而对于与之伴生的异构烷烃等不可识别烷烃的碳数分布特点鲜有研究。以东营凹陷油气层为例,通过试验观察发现,不可识别烷烃数值的大小与油气层的含水性具有一定的相关性。为此,开展了不可识别烷烃与油气层含水性的相关性研究。首先对热蒸发烃气相色谱分析中产生的不可识别烷烃采取分区定名并读取其峰面积,然后进行各个分区峰面积叠加,计算不可识别烷烃总峰面积,最后利用不可识别烷烃总峰面积分别与热蒸发烃定量总峰面积、正构烷烃总峰面积的比值两个参数来辅助进行储层油气水层综合解释评价。现场应用表明,该方法可有效提高储层解释精度。

关键词: 热蒸发烃气相色谱; 不可识别烷烃; 正构烷烃; 油气层; 含水性; 东营凹陷
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Exploration on the application of unrecognizable alkanes in thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography to water content discrimination in hydrocarbon reservoirs of Dongying depression
WANG Qiang, TAN Wenjing
Shengli Geological Logging Company of Sinopec Matrix Corporation, Dongying, Shandong 257000,China
Abstract

In the previous application of thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography analysis technology, the reservoir characteristics were mainly determined based on the peak type, carbon number range, main peak carbon and other parameters of normal paraffin hydrocarbons, while the carbon number distribution characteristics of associated unidentifiable alkanes such as isoalkane were rarely researched. For example, for the oil and gas layers in Dongying depression, it is found through experimental observation that the values of the unidentifiable alkanes have a certain correlation with the water content of the oil and gas layers. Therefore, the correlation between unidentifiable alkanes and water content in oil and gas layers is researched. First, the unidentifiable alkanes generated in thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography analysis are partitioned and named, and the peak area is read. Then the individual partition peak area is superimposed to calculate the total peak area of unidentifiable alkanes. Finally, two parameters, the ratio of the total peak area of unidentifiable alkanes to the quantitative total peak area of thermal evaporation hydrocarbon and the ratio of the total peak area of unidentifiable alkanes to the total peak area of normal paraffin hydrocarbons, are used to assist in the comprehensive interpretation and evaluation of reservoir oil, gas, and water layers. Field application shows that this method can effectively improve the interpretation accuracy.

Keyword: thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography; unidentifiable alkane; normal paraffin hydrocarbons; hydrocarbon reservoir; water content; Dongying depression
0 引言

如何快速、准确地判断储层流体性质一直是录井业界的一个难题, 迫切需要各种新方法和手段来有效提高录井综合解释符合率。热蒸发烃气相色谱分析技术是石油地质领域广泛应用的一项地化录井技术, 其将岩石热解产生的复杂烃类混合物分离成单体烃, 根据单体正构烷烃的变化对储层的原油性质、含油特性等进行评价, 从而快速判别流体性质[1]。一直以来, 该项技术主要应用正构烷烃的峰型、碳数范围、主峰碳等参数来判定储层特性, 未涉及除正构烷烃之外的不可识别烷烃数据的应用, 对于伴生的异构烷烃[2]等不可识别烷烃的碳数分布特点鲜有研究, 主要原因有两点：一是无法对不规律出现的不可识别烷烃进行定名和数值读取; 二是对不可识别烷烃的作用尚无可借鉴的研究成果。随着研究思路的转变及录井技术的进步, 通过试验观察发现, 不可识别烷烃数值的大小与油气层是否含水具有一定的相关性。为此, 以东营凹陷油气层为例, 进行了不可识别烷烃与油气层含水性的相关性研究, 以期探索建立新的储层流体性质评价方法, 助力录井现场决策。

1 不可识别烷烃油气层含水性判断思路

热蒸发烃气相色谱分析技术是岩石热解技术和气相色谱技术的有机结合, 其原理是将储层样品放入恒温300 ℃的热解炉中进行加热, 经过毛细色谱柱的高效分离, 将加热生成的复杂烃类混合物分离为单体烃后进行鉴别, 而经过分离得到的饱和烃样品通过气相色谱仪可分离出碳数范围在C12-C40之间的色谱峰[3, 4], 从而获得油气组分中的正构烷烃、不可识别烷烃的分析谱图及原油色谱指纹图[5]。从储层的油水分布特征来看, 储层自上而下含油性逐渐降低, 与水的接触程度逐渐增高, 氧化和菌解作用越来越显著, 水溶作用也越来越明显, 轻烃成分和重烃成分均有所减少, 且越往下水动力越强, 水溶作用也越强, 不可识别烷烃成分占比随之明显增加, 当不可识别烷烃含量高时, 会影响正构烷烃的总峰面积[6]。通过对不可识别烷烃采取分区域定名, 即对每两个正构烷烃之间的不可识别烷烃进行定名, 读取各个不可识别烷烃峰面积, 并将其峰面积进行叠加, 则可得出所有不可识别烷烃的总峰面积, 然后利用不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积的比值、不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积的比值两个参数, 结合谱图特征、储层物性、原油性质、邻井试油资料来辅助进行储层油气水层综合解释评价, 以此丰富录井综合解释油气水层的手段。

2 不可识别烷烃油气水层解释评价方法

以东营凹陷完钻井为主要研究对象, 通过收集整理近年来胜利油田不同区块勘探开发的多口完钻井资料, 读取热蒸发烃定量总峰面积、正构烷烃总峰面积、不可识别烷烃总峰面积, 实现所有峰面积参数的量化, 根据研究层位的产液性质, 筛选油层、含油水层数据来进行分类对比分析, 进而建立基于不可识别烷烃的油气层含水性评价标准。

2.1 峰面积参数读取

本文中热蒸发烃定量总峰面积是指所测样品中所含最低碳数与最高碳数范围之间的正构烷烃与不可识别烷烃所有峰面积之和; 正构烷烃总峰面积是指所测样品中所含最低碳数与最高碳数范围之间的正构烷烃所有峰面积之和[7]; 不可识别烷烃总峰面积是指所测样品中所含最低碳数与最高碳数范围之间的不可识别烷烃所有峰面积之和。

现行油气组分分析软件可读取热蒸发烃定量总峰面积、正构烷烃总峰面积等量化参数, 但无法读取不可识别烷烃总峰面积, 因此需要对现行油气组分分析软件进行升级。采用色谱领域通用的峰面积积分算法, 对完钻井的热蒸发烃气相色谱分析谱图、数据进行再处理, 对其中除正构烷烃之外的异构烷烃、环烷烃等不可识别烷烃采取分区域定名, 即对每两个正构烷烃之间的不可识别烷烃进行定名, 如将正构烷烃C13与C14之间的不可识别烷烃定名为“ C13-C14” , 通过软件识别来自动计算、读取该区块的峰面积, 依此类推, 将该样品所有不可识别烷烃区块的峰面积叠加, 以实现所有峰面积参数的量化, 进而得出不可识别烷烃总峰面积。

2.2 完钻井数据的收集整理

对2018-2022年胜利油田多个区块勘探开发的225口完钻井的各项资料进行梳理, 收集整理归纳完钻井的试油资料、录井综合解释剖面图、井壁取心描述记录、钻井取心描述记录及热蒸发烃气相色谱分析等数据。

首先, 在胜利油田试油系统中收集东营凹陷近四年勘探开发井的试油井段、原油密度、原油粘度、综合解释结论等试油数据; 然后, 在录井资料远程实时监控系统中收集东营凹陷近四年勘探开发井的录井综合解释剖面图、井壁取心或钻井取心描述记录等剖面数据; 最后, 在录井生产管理系统中收集东营凹陷近四年勘探开发井的热蒸发烃气相色谱分析数据。选取上述3方面资料中井壁取心或钻井取心与热蒸发烃气相色谱分析数据对比较好的241层数据进行整理并归纳汇总。

2.3 完钻井数据的分类研判和去伪存真

储层油水层性质评价主要是针对其产液性质进行评价, 分为油层、油水同层、含油水层和水层4种情况。本研究因受基础数据量所限, 尚未明确油水同层、含油水层及重质油的油水分布规律, 暂不对其进行分析, 仅依据本研究建立的不可识别烷烃解释评价标准, 对油层、水层数据进行分类对比分析。

2.3.1 油层分析

对东营凹陷符合油层统计标准的19口井共计101个热蒸发烃气相色谱数据进行分析, 分别以不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值及不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积比值为纵坐标, 热蒸发烃气相色谱数据序号为横坐标, 建立油层热蒸发烃气相色谱数据分布簇状图（图1）。

图1 油层热蒸发烃气相色谱数据分布簇状图

由图1可以看出, 油层不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值大多低于0.4, 不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积比值大多介于0.06~0.69之间。

正常油层的热蒸发烃气相色谱谱图峰型为正态分布, 呈较规则的梳状, 正构烷烃含量高, 不可识别烷烃含量低。对不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值高于0.4的异常点进行逐一分析发现, 这些异常点热蒸发烃气相色谱谱图均不具备油层特性, 其异常多数由于油性属重质油造成的。由于重质油粘度大, 含有大量氮、硫、蜡质及金属, 基本不流动, 采用热蒸发烃技术进行分析时易产生系统误差, 且难于校正[8], 本研究中暂时将其排除在外, 将此类异常点列为不符合数据。在汇总的101层数据中仅有11层为不符合数据, 这表明, 本研究的热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准中油层的解释符合率可达89%。

2.3.2 水层分析

对东营凹陷符合水层统计标准的33口井共计98个热蒸发烃气相色谱数据进行分析, 分别以不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值及不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积比值为纵坐标, 热蒸发烃气相色谱数据序号为横坐标, 建立含油水层热蒸发烃气相色谱数据分布簇状图（图2）。

图2 含油水层热蒸发烃气相色谱数据分布簇状图

由图2可以看出, 含油水层不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值大多高于0.5, 含油水层不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积比值大多介于1.00~9.70之间。对不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值低于0.5的异常点逐一进行分析, 发现与油层一样, 均为由重质油造成的异常, 将此类异常点列为不符合数据。在汇总的98层数据中仅7层为不符合数据, 这表明, 本研究的热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准中水层的解释符合率可达92.9%。

2.4 不可识别烷烃解释评价标准的建立

根据上述分析可以看出：储层含油越多, 其不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值越小, 含水越多, 该比值越大; 不可识别烷烃含量与含油量呈负相关, 与含水量呈正相关。对其进行去除异常点、谱图校正后, 簇状图显示出较为明显的阈值, 针对分析结果结合录井剖面图、热蒸发烃气相色谱数据、测井曲线、全烃曲线、试油资料等对比分析, 建立热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准（表1）。

表1 热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准
2.5 不可识别烷烃解释评价方法的验证

对胜利油田东营凹陷截至2023年底已试油井数据中进行过井壁取心或钻井取心的层位进行汇总分析, 筛选6口井25层油层数据和4口井17层水层数据进行验证表明, 25层油层除2层数据为重质油外, 其余23层的不可识别烷烃解释结论与试油结果均相符, 10层水层总的解释符合率达到80%。

综上所述, 不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值、不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积比值, 都与储层烃类组分的油水特性相吻合, 说明该研究成果能够较好地反映储层水淹状况。

3 应用效果

选择胜利油田东营凹陷近期钻探的BX 457井、C 167井进行本文研究方法的现场应用, 通过建立的热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准对该两口井共6组井壁取心数据进行分析, 评价其储层的水淹状况。

3.1 BX 457井

选取胜利油田东营凹陷BX 457井3组井壁取心进行热蒸发烃气相色谱现场解释评价（表2）。井深2 566.00 m井壁取心, 岩性为棕褐色油浸粉砂岩, 原油分布较均匀, 含油不饱满, 含油面积占50%, 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.256, 表现为含油特征, 测井解释该层为油层（图3）; 井深2 575.30 m井壁取心, 岩性为棕褐色油浸粉砂岩, 原油分布较均匀, 含油不饱满, 含油面积占50%, 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.248, 表现为含油特征, 测井解释该层为油层（图3）; 井深2 585.50 m井壁取心, 岩性为灰色油斑粉砂岩, 原油分布不均匀, 呈斑块状分布, 含油面积占35%, 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.214, 表现为含油特征, 测井解释该层为油层（图3）。

表2 BX 457井3组井壁取心的热蒸发烃气相色谱数据

图3 BX 457井岩屑录井综合图

综合该井以上3组数据分析, 通过本文建立的热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准进行判断 , 其不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值均表现为含油特征, 综合解释为油层。最终试油结论为油层, 不可识别烷烃解释结论与测井解释结论和试油结果均相符。

3.2 C 167井

选取C 167井3组井壁取心进行热蒸发烃气相色谱现场解释评价（表3）。井深1 369.00 m井壁取心, 岩性为灰色油斑含砾细砂岩, 原油分布不均匀, 呈斑块状分布, 含油面积占35%; 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.59, 表现为含水特征, 测井解释为含油水层（图4）; 井深1 369.60 m井壁取心, 岩性为灰色油斑含砾细砂岩, 原油分布不均匀, 呈斑块状分布, 含油面积39%; 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.57, 表现为含水特征; 测井解释该层为含油水层（图4）; 井深1 372.00 m井壁取心, 岩性为灰色油斑含砾细砂岩, 原油分布不均匀, 呈斑块状分布, 含油面积39%; 热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积比值为0.53, 表现为含水特征; 测井解释均为含油水层（图4）。

表3 C 167井3组井壁取心的热蒸发烃气相色谱数据

图4 C 167井岩屑录井综合图

综合该井以上3组数据分析, 通过本文建立的热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准进行判断, 其不可识别烷烃与热蒸发烃定量总峰面积比值均表现为含水特征, 综合解释为水层, 最终试油结论为水层, 不可识别烷烃解释结论与测井解释结论和试油结果均相符。

4 结论

本文探索并提出利用热蒸发烃不可识别烷烃对储层水淹状况进行评价的思路, 取得了较好的验证和应用效果, 可有效提高解释精度。

（1）不可识别烷烃总峰面积与热蒸发烃定量总峰面积的比值及不可识别烷烃总峰面积与正构烷烃总峰面积的比值能够将储层含油及含水特性进行量化, 可为储层综合解释评价提供更加直观的水淹状况资料。利用这两个比值组合建立了油、水层评价标准, 经BX 457、C 167井现场应用表明解释符合率较高, 说明本文建立的不可识别烷烃解释评价标准比较可靠, 可以用于现场开展储层水淹状况研判, 提高了综合解释符合率, 实现了既定的研究目标。

（2）受分析数据及时间等诸多因素所限, 评价标准参数区间的准确度尚需提高, 下一步将从以下两方面进行优化改进：一是囿于东营凹陷近年来井位数量, 前期仅收集到241组数据, 基础数据量有限导致参数区间的精度仍处于初步水平, 下一步计划将基础数据的收集整理工作扩大至整个胜利油区, 以提供更多基础数据支持; 二是受基础数据量所限, 本文储层评价中尚未明确油水同层及含油水层分布规律, 因此未对其开展分析, 下一步将在扩大基础数据收集范围, 提高油层、水层评价标准参数区间精度的同时, 尝试找到油水同层、含油水层含水性分布规律, 对油水同层、含油水层进行分析, 进一步提高热蒸发烃不可识别烷烃解释评价标准的全面性。

编辑 唐艳军

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