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    地化錄井技術(shù)在油基鉆井液環(huán)境下儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別中的應(yīng)用

    2022-01-16 08:35:26宋昀軒魯法偉
    錄井工程 2021年4期
    關(guān)鍵詞:芳香烴氣層油層

    宋昀軒 王 雷 蔡 軍 魯法偉

    (①中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術(shù)分公司;②中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司)

    0 引 言

    地化錄井技術(shù)包括巖石熱解分析技術(shù)、熱蒸發(fā)烴氣相色譜分析技術(shù)和輕烴分析技術(shù),是獲得井下地層油氣直接信息的重要手段,由于其受工程參數(shù)、地層物性、地層水性質(zhì)等影響較小,在油氣勘探領(lǐng)域有著廣泛的應(yīng)用。東海西湖凹陷寶云亭地區(qū)由于鉆井難度大、儲(chǔ)層保護(hù)要求高等因素,油基鉆井液已逐漸應(yīng)用于探井鉆探作業(yè)中。油基鉆井液主要采用白油作為基油,白油是經(jīng)過(guò)超深度精制(深度加氫精制脫除芳香烴、脫硫、脫氮和脫氧等雜質(zhì))的無(wú)色、無(wú)味和無(wú)腐蝕性的特種礦物油,主要化學(xué)成分為C16-C31的正、異構(gòu)烷烴混合物[1-2],其不但對(duì)常規(guī)錄井中巖屑清洗、熒光識(shí)別、氣測(cè)錄井等具有一定干擾,也會(huì)對(duì)地化錄井分析結(jié)果產(chǎn)生一定影響。本文以西湖凹陷寶云亭地區(qū)探井為例,分析油基鉆井液對(duì)地化錄井關(guān)鍵參數(shù)的影響,探索出利用芳香烴區(qū)域參數(shù)和熱解參數(shù)相關(guān)性評(píng)價(jià)方法(地化評(píng)價(jià)方法和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn))鑒別真假油氣顯示,可以準(zhǔn)確快速進(jìn)行油、氣、水層流體識(shí)別。

    1 區(qū)域概況

    寶云亭地區(qū)位于東海陸架盆地西湖凹陷平湖構(gòu)造帶上(圖1),由于西湖凹陷存在兩期的油氣運(yùn)移聚集,第二期氣液混合相的油氣運(yùn)移造成的對(duì)先期形成油氣藏的次生改造作用和油氣的重新分配廣泛存在,使寶云亭地區(qū)油氣顯示的特征復(fù)雜多變,不同構(gòu)造的油藏、氣藏的特征存在很大差異[2-4]。寶云亭地區(qū)漸新統(tǒng)花港組以氣層為主,間或含有少量的油層;始新統(tǒng)平湖組油氣顯示以氣層、凝析氣層為主,迄今為止發(fā)現(xiàn)的工業(yè)油氣層均賦存于始新統(tǒng)平湖組中。復(fù)雜流體類(lèi)型及其賦存條件導(dǎo)致熒光顯示識(shí)別難度大,流體性質(zhì)和流體界面判識(shí)困難[5-9]。

    2 油基鉆井液對(duì)地化錄井的影響

    通過(guò)對(duì)研究區(qū)水基鉆井液和油基鉆井液條件下S0、S1、S2、Pg等熱解參數(shù)對(duì)比發(fā)現(xiàn),在油基鉆井液環(huán)境下,儲(chǔ)層熱解分析S1值明顯高于水基鉆井液條件下S1值,其升高幅度受儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)層含油氣性、鉆井液與地層壓差、巖屑浸泡時(shí)間、巖屑污染程度等多種因素影響,最終表現(xiàn)為總體抬升倍數(shù)值13.6左右;S0值在油基鉆井液環(huán)境下相對(duì)水基鉆井液環(huán)境有所減小,但由于影響因素更多,規(guī)律性不明顯;S2值在油基鉆井液和水基鉆井液環(huán)境下表現(xiàn)出無(wú)規(guī)律變化的特征(表1、表2)[10-12]。

    表1 水基鉆井液體系下儲(chǔ)層熱解參數(shù)統(tǒng)計(jì) mg/g

    表2 油基鉆井液體系下儲(chǔ)層熱解參數(shù)統(tǒng)計(jì) mg/g

    在水基鉆井液條件下,各儲(chǔ)層熱解色譜分析數(shù)據(jù)中主峰碳分布范圍較廣,C10-C27均有分布,而油基鉆井液條件下,各儲(chǔ)層色譜分析數(shù)據(jù)中主峰碳分布較集中,主要分布于C12-C17區(qū)間,尤其以C16-C17區(qū)間最為集中,表現(xiàn)出與地層層位、流體性質(zhì)無(wú)關(guān)的特征,從而失去了主峰碳數(shù)的指導(dǎo)意義(圖2、圖3)。

    圖2 N 4井(水基鉆井液)4 548 m氣層熱解色譜譜圖

    圖3 B 2井(油基鉆井液)4 046 m氣層熱解色譜譜圖

    目前東海海域探井未針對(duì)不同鉆井液體系制定出有針對(duì)性的、差異化的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參考標(biāo)準(zhǔn),所有井均采用同一套評(píng)價(jià)體系,其評(píng)價(jià)指標(biāo)主要為S1與S2的絕對(duì)值、正構(gòu)烷烴的分布形態(tài)、熱解色譜主峰碳數(shù)范圍、輕烴譜圖形態(tài)及出峰個(gè)數(shù)等,這些指標(biāo)受鉆井液體系因素影響較大,且受解釋人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)水平及經(jīng)驗(yàn)影響較大。目前的異常顯示劃分原則為將儲(chǔ)集巖S1值大于1.0 mg/g 或Pg值大于基值的兩倍作為異常層的確定標(biāo)準(zhǔn),忽視了油基鉆井液對(duì)于S1值的影響。由于寶云亭地區(qū)主要流體類(lèi)型為天然氣與凝析油、輕質(zhì)油,儲(chǔ)層熱解S2值并不具有實(shí)際參考價(jià)值,從而導(dǎo)致西湖凹陷探井的地化錄井評(píng)價(jià)準(zhǔn)確性較差,解釋評(píng)價(jià)符合率較低,難以準(zhǔn)確識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)、流體界面。因此,建立油基鉆井液環(huán)境下的地化錄井評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),消除油基鉆井液對(duì)地化錄井的影響,是目前東海地質(zhì)錄井工作亟待解決的難點(diǎn)和重點(diǎn)。

    3 評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及方法的建立

    通過(guò)對(duì)西湖凹陷寶云亭地區(qū)地化油氣顯示特征的總結(jié)可知,輕烴分析對(duì)流體性質(zhì)判別、油氣水評(píng)價(jià)具有相對(duì)重要的價(jià)值。寶云亭區(qū)域所在的西湖凹陷具有兩期地層流體運(yùn)聚特征,前一期所形成的油藏中較輕的烷烴組分溶于運(yùn)移進(jìn)入油藏的后一期的混合流體相中,并隨天然氣向上運(yùn)移出油藏。這種機(jī)理形成的油藏的地化錄井熱解色譜特征是以輕組分為優(yōu)勢(shì),重組分含量低、輕烴特征為C5以上的烷烴散失作用減弱,輕烴的中、重組分含量隨碳數(shù)增加而上升,芳香烴含量與正構(gòu)烷烴比值升高,但小于氣層芳香烴含量。因此,平湖組隨著輕質(zhì)烷烴組分與天然氣被運(yùn)移出油層導(dǎo)致油質(zhì)變重,芳香烴相對(duì)富集,最終隨著天然氣不斷通過(guò)油層運(yùn)移,油層被改造為氣層。這類(lèi)氣層具有鏈烷烴含量低、芳香烴含量高的特點(diǎn)[3]。因此選用苯和甲苯總含量作為計(jì)算參數(shù),同時(shí)采用C5以上的直鏈烷烴∑(nC5-nC9)作為計(jì)算參數(shù)??紤]在寶云亭地區(qū)芳香烴含量與直鏈烷烴呈一定程度此增彼減的趨勢(shì),故以(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)消除兩者之間的比例因素影響,最終形成芳香烴區(qū)域特征指數(shù)Yx。

    與此同時(shí),利用儲(chǔ)層熱解S1值作為評(píng)價(jià)參數(shù)需要視現(xiàn)場(chǎng)所用鉆井液體系具體情況進(jìn)行適當(dāng)?shù)男U幚恚碨1值校正。用以建立綜合應(yīng)用輕烴和熱解數(shù)據(jù)解釋的兩個(gè)參數(shù):

    Yx=(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)

    式中:Yx為芳香烴區(qū)域指數(shù),%;BZ為苯含量,%;TOL為甲苯含量,%。

    S1c=KS1

    式中:S1c為油基鉆井液環(huán)境下地化熱解S1的校正值,mg/g;K為寶云亭地區(qū)地化熱解經(jīng)驗(yàn)校正系數(shù),為油基鉆井液S1值抬升倍數(shù)值的倒數(shù),無(wú)量綱。

    通過(guò)系統(tǒng)分析寶云亭地區(qū)地化熱解參數(shù),計(jì)算得出該區(qū)油基鉆井液S1值抬升倍數(shù)值為13.67,因此S1值校正系數(shù)K在該區(qū)域?yàn)?.073。通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析寶云亭地區(qū)18口井在油基鉆井液體系中的地化輕烴參數(shù)與地層流體性質(zhì)之間的規(guī)律得出:當(dāng)Yx<7%,S1c>1 mg/g,且全烴值高于背景值5倍,C1值高于背景值3倍時(shí)為油層;當(dāng)Yx>7%,S1c>1 mg/g,且Tg值及C1值高于背景值5倍時(shí)為氣層;當(dāng)S1c<1 mg/g或Tg值低于背景值5倍,C1值低于背景值3倍時(shí)為水層(圖4)。

    圖4 寶云亭地區(qū)Yx與S1c值解釋圖板

    結(jié)合這兩個(gè)參數(shù)設(shè)計(jì)的解釋圖板,數(shù)據(jù)點(diǎn)越靠上油氣豐度越高;在油區(qū)內(nèi)數(shù)據(jù)點(diǎn)越靠左油質(zhì)越重,越靠右油質(zhì)越輕。

    4 應(yīng)用實(shí)例

    綜合分析寶云亭地區(qū)12口井,共計(jì)167個(gè)顯示層位的地化輕烴特征參數(shù)及儲(chǔ)層熱解參數(shù),應(yīng)用新的地化錄井評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和解釋圖板對(duì)其進(jìn)行解釋評(píng)價(jià)(圖4),并將解釋結(jié)論與綜合解釋結(jié)論、測(cè)試結(jié)果進(jìn)行對(duì)比統(tǒng)計(jì)(表3),其在寶云亭地區(qū)儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別方面符合率約為94.5%,具有較好的實(shí)踐意義。

    表3 寶云亭地區(qū)平湖組部分顯示層位解釋數(shù)據(jù)

    4.1 B 2井平湖組P 2砂層組

    寶云亭地區(qū)B 2井平湖組P 2砂層組,井段3 474~3 477 m(圖5),巖性描述為淺灰色細(xì)砂巖,成分以石英為主,次為長(zhǎng)石,少量暗色礦物;熒光無(wú)顯示。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率7.7 Ω·m,電阻率較低;氣測(cè)全烴Tg的最大值7.14%、背景值0.40%,C1的最大值4.36%、背景值0.16%,測(cè)井解釋為油層。利用常規(guī)主要分析參數(shù)分析出峰個(gè)數(shù) 37 個(gè),總峰面積138 527 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)為36.95%,∑(C6-C9)/∑(C1-C9)為63.05%。輕烴譜圖反映出差氣層特征。 綜合巖屑分析結(jié)果,評(píng)價(jià)該層為差氣層。

    利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析可知,區(qū)域芳香烴指數(shù)Yx為4.19%~6.94%,S1c值為3.87~5.75 mg/g,交點(diǎn)投于交會(huì)圖板油區(qū)( 圖4,橙色菱形點(diǎn)),評(píng)價(jià)該層為輕質(zhì)油層。

    最終經(jīng)MDT泵出地層油樣品,經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析,原油密度為0.79 g/cm3,為輕質(zhì)油,測(cè)試日產(chǎn)油763.8 m3,與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致,與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大,該解釋標(biāo)準(zhǔn)在低阻油層、錄井顯示不明顯的油層得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

    4.2 B 2井平湖組P 4砂層組

    寶云亭地區(qū)B 2井平湖組P 4砂層組,井段3 639~3 651 m(圖5),巖性描述為淺灰色熒光細(xì)砂巖,成分以石英為主,次為長(zhǎng)石,少量暗色礦物;熒光直照亮黃色,面積5%,滴照乳白色,A/C反應(yīng)慢。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率14.1 Ω·m;氣測(cè)全烴Tg最大值15.34%、背景值0.80%,C1最大值14.68%、背景值0.67%,測(cè)井解釋為油層。利用常規(guī)主要分析參數(shù)分析出峰個(gè)數(shù) 40個(gè)、總峰面積78 555 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)為42.16%、∑(C6-C9)/∑(C1-C9)為57.84%。輕烴譜圖反映出含氣層特征。 綜合巖屑分析結(jié)果,評(píng)價(jià)該層為差氣層。

    圖5 B 2井綜合解釋剖面圖

    利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析,區(qū)域芳香烴指數(shù)Yx為5.04%~5.84%,S1c值為1.51~7.54 mg/g,交點(diǎn)投于交會(huì)圖板輕質(zhì)油區(qū)(圖4,紅色菱形點(diǎn)),評(píng)價(jià)該層為輕質(zhì)油層,其油質(zhì)比3 474~3 477 m井段油層稍重。

    最終經(jīng)MDT泵出地層油樣品,經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析,原油密度0.85 g/cm3,為輕質(zhì)油,密度比3 474~3 477 m井段油層稍重,與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致,與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大,該解釋標(biāo)準(zhǔn)在定性對(duì)比油質(zhì)輕重方面得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

    4.3 B 6S1d井平湖組P 4砂層組

    寶云亭地區(qū)B 6S1d井平湖組P 4砂層組,井段3 508.3~3 515.0 m(圖6),巖性描述為淺灰色熒光細(xì)砂巖,成分以石英為主,次為長(zhǎng)石,少量暗色礦物;熒光直照亮暗黃色,面積5%,滴照淡乳白色,A/C反應(yīng)慢。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率18.3 Ω·m;氣測(cè)全烴Tg的最大值6.52%、背景值0.22%、C1的最大值5.91%、背景值0.10%,測(cè)井解釋3 506.6~3 508.3 m為氣層、3 508.3~3 515.0 m為油層、3 515.0~3 518.4 m為油水同層、3 518.4~3 521.4 m為含油水層。利用常規(guī)輕烴分析參數(shù)分析巖屑樣品8個(gè)點(diǎn),主峰碳nC16,碳數(shù)范圍nC12-nC38;色譜圖呈梳狀特征;輕烴組分分析巖屑樣品8個(gè)點(diǎn),譜圖出峰形狀呈梳狀。通過(guò)分析出來(lái)的數(shù)據(jù)看出本井段含正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴、芳香烴組分,組分較全,分析結(jié)果顯示為氣層特征。綜合儲(chǔ)層流體性質(zhì)特征,解釋3 504.0~3 513.0 m為氣層。

    圖6 B 6S1d井綜合解釋剖面圖

    利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析,3 508.0~3 510.0 m井段芳香烴指數(shù)Yx為3.70%~5.35%,S1c值為1.24~2.01 mg/g,交點(diǎn)投于交會(huì)圖板輕質(zhì)油區(qū);3 512~3 516 m井段芳香烴指數(shù)變化不大,S1c值下降明顯,由2.15 mg/g降至0.94 mg/g,含水特征明顯,因此將油水界面定于3 514 m。解釋結(jié)果為3 507~3 514 m為輕質(zhì)油層(圖4,藍(lán)色菱形點(diǎn));3 514~3 521 m為油水同層(圖4,黃色菱形點(diǎn))。

    最終經(jīng)MDT于井深3 507.6 m、3 511.0 m泵出地層油樣品,經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析,原油密度為0.79~0.83 g/cm3,與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致,與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大,該解釋標(biāo)準(zhǔn)在流體界面位置確定方面得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

    5 結(jié) 論

    (1)通過(guò)分析西湖凹陷寶云亭地區(qū)油氣特征,利用儲(chǔ)層巖石熱解、輕烴等資料,綜合氣測(cè)錄井特征,建立起應(yīng)用于西湖凹陷寶云亭地區(qū),且針對(duì)油基鉆井液體系下油氣顯示的“芳香烴特征指數(shù)Yx與S1c值”解釋評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及解釋圖板。

    (2)該標(biāo)準(zhǔn)適用于西湖凹陷探井現(xiàn)場(chǎng)流體性質(zhì)的快速識(shí)別、流體界面的劃分,在氣測(cè)、熒光、隨鉆測(cè)井特征不明顯時(shí)可用于油氣顯示的定性判斷,提高了地化錄井解釋的準(zhǔn)確性,并在油基鉆井液環(huán)境下的儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià)應(yīng)用中具有可推廣性。

    (3)在后續(xù)的作業(yè)中,通過(guò)不斷以實(shí)鉆資料對(duì)解釋標(biāo)準(zhǔn)及圖板進(jìn)行驗(yàn)證和修正,再結(jié)合其他錄井手段對(duì)該圖板解釋準(zhǔn)確率進(jìn)行優(yōu)化,將進(jìn)一步提高該圖板的準(zhǔn)確性、實(shí)用性和普適性。

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