鄭煬,徐錦繡,陸云龍,時(shí)新磊,朱建敏

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津300459)

0 引 言

L油田東營(yíng)組普遍發(fā)育凝析氣頂油藏,氣層為中凝析油含量凝析氣,濕度比較大,油層為輕質(zhì)油,且地層飽和壓差小、溶解氣油比高,油氣層測(cè)井響應(yīng)特征差異較小。測(cè)井資料還受巖石孔隙結(jié)構(gòu)、物性等因素影響,僅依靠測(cè)井資料識(shí)別油氣層,存在很大難度[1]。為避氣采油,L油田多采用水平井開發(fā)油環(huán)的模式,地質(zhì)設(shè)計(jì)水平井務(wù)必在油層中著陸,但海上鉆井會(huì)受到放射源管控、成本限制等因素的影響,水平井在隨鉆著陸過程中無法攜帶能夠識(shí)別氣油界面的孔隙度測(cè)井項(xiàng)目。綜合以上2個(gè)因素,需要多種資料相結(jié)合,建立一套有效的流體性質(zhì)識(shí)別方法,以保證L油田的開發(fā)效果。

氣測(cè)錄井作為鉆井時(shí)獲取的第一性資料,通過測(cè)量鉆井液中氣體的組分和含量,能夠直接反映地層的含油氣性[2-3]。目前,氣測(cè)錄井資料識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的研究已開展了很多年,包括油氣層和油水層的區(qū)分,識(shí)別方法主要有烴組分三角形圖版、皮克斯勒?qǐng)D版、星型圖版、異常倍數(shù)法和氣測(cè)比率法等[4-8]。烴組分三角形圖版、皮克斯勒?qǐng)D版、星型圖版等針對(duì)單點(diǎn)錄井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行分析,無法滿足水平井隨鉆過程中測(cè)井連續(xù)快速評(píng)價(jià)地層油氣界面的需求。異常倍數(shù)法和氣測(cè)比率法針對(duì)單井流體性質(zhì)的識(shí)別,無法開展全油田下限值研究。為此,通過統(tǒng)計(jì)已有的測(cè)井、氣測(cè)錄井、測(cè)壓、測(cè)試、取樣等資料,提出了利用氣測(cè)比率因子R、H識(shí)別油氣層的新方法,并結(jié)合電阻率曲線,建立了L油田流體性質(zhì)判別圖版,實(shí)現(xiàn)了快速評(píng)價(jià)復(fù)雜流體性質(zhì)的目的,為油田的開發(fā)和水平井著陸提供指導(dǎo)。

1 區(qū)域概況

L油田位于渤海油田遼東灣南部海域,古近系東營(yíng)組東三段發(fā)育凝析氣頂油藏,巖性以中、細(xì)砂巖為主;巖心孔隙度主要分布在20.1%～28.8%,平均值24.9%;巖心滲透率分布在23.2～509.2 mD(1)非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同平均值為156.6 mD。測(cè)井解釋孔隙度分布在17.2%～29.3%,平均值22.9%;滲透率分布在4.2～891.8 mD,平均值102.8 mD,具有中孔隙度中滲透率儲(chǔ)層特征;地面原油密度0.850～0.882 g/cm3,表現(xiàn)為輕質(zhì)原油[9]。由于輕質(zhì)原油的黏度低,具有較強(qiáng)的揮發(fā)性,其地層飽和度壓差小、溶解氣油比高(165～195),氣中有油、油中有氣的現(xiàn)象普遍存在,導(dǎo)致油氣層在測(cè)井響應(yīng)特征差異極小[10-11]。油藏評(píng)價(jià)階段,L油田采用統(tǒng)一的氣油界面估算地質(zhì)儲(chǔ)量,但該油田斷裂系統(tǒng)復(fù)雜,構(gòu)造被斷塊復(fù)雜化,因此,利用評(píng)價(jià)階段探井的氣油界面指導(dǎo)開發(fā)階段的水平井著陸存在較大的風(fēng)險(xiǎn)。

2 氣測(cè)比率法識(shí)別氣油界面

經(jīng)過多年的研究,氣測(cè)錄井已經(jīng)發(fā)展出多種識(shí)別油氣層的方法,包括:烴組分三角形圖版、皮克斯勒?qǐng)D版、氣測(cè)比率法等。研究區(qū)A井、B井東營(yíng)組測(cè)試、取樣所證實(shí)的油層、氣層在烴組分三角形上均是中正三角形,識(shí)別結(jié)果模糊不清。皮克斯勒?qǐng)D版的識(shí)別結(jié)果在多個(gè)樣點(diǎn)處具有多解性,無法準(zhǔn)確識(shí)別油氣層。由此可見,烴組分三角形和皮克斯勒等圖版對(duì)研究區(qū)油氣層的識(shí)別效果較差,界面特征不明顯。

通過對(duì)研究區(qū)已鉆探井氣測(cè)資料的統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn),油氣層的全烴含量偏高,全烴值Tg一般大于5%,且氣測(cè)組分齊全,包括了輕烴組分C1、C2、C3以及重?zé)N組分iC4、nC4、iC5和nC5。受壓力、溫度以及地球重力等因素的綜合影響,氣體組分會(huì)產(chǎn)生分異現(xiàn)象,在頂部凝析氣層烴組分(C1、C2、C3)的含量高,而下部輕質(zhì)油層的重組分(C4、C5)含量越來越高[12]。通過對(duì)L油田氣測(cè)資料的統(tǒng)計(jì)分析,該油田氣層、油層符合上述規(guī)律(見表1),這為利用氣測(cè)比率法識(shí)別氣油界面奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

氣測(cè)比率法主要涉及的曲線包括Reserval比率曲線、Haworth比值曲線、氣體組分比值曲線、烴比值曲線。它是一種綜合判斷方法,根據(jù)氣測(cè)比率曲線隨深度的變化趨勢(shì)和各曲線之間的交會(huì)特征,確定油藏的氣油界面[13]。通過對(duì)實(shí)際井資料的處理發(fā)現(xiàn),Haworth比值曲線、氣體組分比值曲線在研究區(qū)具有良好的應(yīng)用效果。

Haworth比值曲線由烴濕度比曲線和烴平衡比曲線構(gòu)成。

(1)

(2)

式中,WH為烴濕度比;式(1)中的分子由重?zé)N組分構(gòu)成,氣層表現(xiàn)為烴濕度比低,油層表現(xiàn)為烴濕度比高;BH為烴平衡比;式(2)中的分子由輕烴組分構(gòu)成,氣層表現(xiàn)為烴平衡比高,油層表現(xiàn)為烴平衡比低。

表1 L油田已鉆探井氣層、油層氣測(cè)組分對(duì)比

圖1 A井氣測(cè)錄井與測(cè)井解釋成果對(duì)比圖

氣體組分比值曲線由C1/C2、C1/C3和C1/(iC4+nC4)曲線構(gòu)成,隨著氣層向油層的過渡,氣體組分比值曲線逐漸變小。

A井是L油田2號(hào)塊的一口預(yù)探井,通過測(cè)壓、試油、測(cè)井等資料綜合確定的氣油界面深度為2 589.6 m。利用氣測(cè)比率曲線對(duì)A井的流體性質(zhì)進(jìn)行分析,井段2 590～2 615 m與2 565～2 590 m相比,呈現(xiàn)出WH變大,BH變小的反交會(huì)特征(見圖1),同時(shí)氣體組分曲線明顯降低至穩(wěn)定,綜合2組曲線確定該井的氣油界面為2 590 m,與測(cè)井解釋結(jié)果基本一致。

3 氣測(cè)比率因子和判別圖版的建立

3.1 氣測(cè)比率因子

氣測(cè)錄井資料往往受井眼條件、鉆井液比重、儲(chǔ)層物性等因素的影響較大[14-16],井間氣測(cè)比率參數(shù)的絕對(duì)值差別較大,各井只能根據(jù)氣測(cè)比率曲線的趨勢(shì)定性判斷氣油界面,難以用統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)開展區(qū)域氣測(cè)下限值研究。基于上述情況,需要對(duì)氣測(cè)比率參數(shù)進(jìn)行歸一化處理,歸一化處理主要分2步。

(1)由于從氣層過渡到油層時(shí),WH、BH呈現(xiàn)一種相反的變化趨勢(shì),而氣體組分比值參數(shù)C1/C2、C1/C3和C1/(iC4+nC4)呈現(xiàn)出相同的變化趨勢(shì)。因此,該研究引入HC、RC這2個(gè)因子,進(jìn)一步放大油氣層之間的差異,即氣層Hc低、Rc高,而油層與之相反。Hc、Rc的計(jì)算公式為

Hc=WH-BH

(3)

(4)

(2)基于巖石物理體積模型求取孔隙度的思路,利用極差正規(guī)化方法對(duì)RC、HC因子進(jìn)行歸一化處理,得到H、R因子。

式中,min為最小值,max為最大值。

H、R因子代替了Haworth比值、氣體組分比值這2組參數(shù)成為判別油氣層的氣測(cè)參數(shù)。由圖2可見,在氣層段H、R因子呈現(xiàn)出正交會(huì)的特征(見圖2中第6道),即H值低、R值高,而油層呈現(xiàn)出反交會(huì)的特征,2條曲線的交點(diǎn)即確定為氣油界面。通過對(duì)比,氣測(cè)比率因子交會(huì)法識(shí)別的結(jié)果與測(cè)井解釋結(jié)果基本一致。

圖2 氣測(cè)比率因子識(shí)別油氣層示意圖

3.2 流體性質(zhì)判別圖版的建立

經(jīng)過上述處理,消除了井間氣測(cè)值的差異,歸一化后的H、R因子,其值被嚴(yán)格控制在0～1,利用H、R因子可以開展區(qū)域氣測(cè)下限值研究。首先,由于H、R因子交會(huì)特征可以識(shí)別油、氣層,利用R與H的差值來表征兩者之間的交會(huì)特征,進(jìn)而進(jìn)行油、氣層的識(shí)別;其次,勘探階段,基于測(cè)試、取樣、測(cè)井等資料研究區(qū)油水層劃分測(cè)井識(shí)別下限:當(dāng)電阻率Rt≥5 Ω·m時(shí),儲(chǔ)層為油層;當(dāng)電阻率Rt<5 Ω·m時(shí),儲(chǔ)層為水層。該研究利用R與H的差值,結(jié)合電阻率曲線,建立了L油田氣、油、水的判別圖版(見圖3)?；谠搱D版建立了研究區(qū)流體性質(zhì)判別標(biāo)準(zhǔn):當(dāng)Rt≥5 Ω·m且(R-H)>-0.1時(shí),儲(chǔ)層為氣層;當(dāng)Rt≥5 Ω·m且(R-H)≤-0.1時(shí),儲(chǔ)層為油層;當(dāng)Rt<5 Ω·m時(shí),儲(chǔ)層為水層。

應(yīng)用上述下限值確定圖版對(duì)L油田東營(yíng)組15口開發(fā)井共241個(gè)有效儲(chǔ)層的流體性質(zhì)進(jìn)行了識(shí)別(見圖4),該圖版解釋的符合率達(dá)到88%以上,驗(yàn)證了該方法劃分油、氣、水層的可靠性,為該油田水平井的著陸、含氣面積和含油面積的確定提供了重要依據(jù)。

圖3 L油田流體性質(zhì)下限值確定圖版

圖4 L油田開發(fā)井流體性質(zhì)識(shí)別結(jié)果

4 應(yīng)用效果與實(shí)例

4.1 應(yīng)用效果

利用L油田氣測(cè)與電阻率的下限值,指導(dǎo)了8口水平井的著陸,在無隨鉆核磁共振測(cè)井與中子密度測(cè)井曲線的情況下,水平井著陸成功率在87%以上,為該油田的高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

由表2可見,除B3井著陸在氣層外,其余7口井均著陸在油層,平均日產(chǎn)油在200 m3/d以上、氣油比在200以下,生產(chǎn)形勢(shì)良好。

目前,該方法已經(jīng)在CFD、JZ5等油田推廣應(yīng)用,從實(shí)際應(yīng)用效果來看,該方法在輕質(zhì)油氣流且中、高孔隙度滲透率的油田應(yīng)用效果較好。但對(duì)于稠油油田或者低孔隙度低滲透率油田來說,由于氣測(cè)資料分析的氣測(cè)組分不全(主要以C1為主),導(dǎo)致該方法識(shí)別油氣層的效果較差。因此,今后應(yīng)進(jìn)一步加強(qiáng)氣測(cè)資料的校正工作,消除物性、原油性質(zhì)等因素的影響,不斷拓展氣測(cè)資料的應(yīng)用價(jià)值和潛力。

表2 R、H因子指導(dǎo)水平井著陸符合情況統(tǒng)計(jì)表

圖5 A6井流體性質(zhì)綜合解釋成果圖

4.2 實(shí)例分析

A6井是L油田S-1區(qū)塊的一口水平開發(fā)井,由于該區(qū)塊內(nèi)部砂體結(jié)構(gòu)復(fù)雜、小斷層有搭接的風(fēng)險(xiǎn),因此,A6井的流體性質(zhì)存在不確定性。受放射源管控的影響,A6井在著陸過程中無法攜帶能夠識(shí)別氣油界面的中子密度曲線,而地質(zhì)設(shè)計(jì)要求水平井務(wù)必在油層中著陸。

在隨鉆過程中,當(dāng)鉆至井深3 085.7 m時(shí)(見圖5),自然伽馬值由125 gAPI降至9 gAPI,電阻率由4 Ω·m增至20 Ω·m,錄井巖性為熒光細(xì)砂巖,表明已鉆進(jìn)至目的層。利用氣測(cè)比率因子對(duì)目的層流體性質(zhì)進(jìn)行分析,3 085.7～3 247.3 m時(shí),R、H因子呈現(xiàn)正交會(huì)特征(見圖5中第6道),R與H的差值大于0.1(見圖5中第7道),初步判斷儲(chǔ)層為氣層;3 247.3～3 372.1 m時(shí),R、H因子呈現(xiàn)反交會(huì)特征,R與H的差值小于-0.1,初步判斷為油層。因此3 247.3 m(垂深2 881.3 m)為該井的氣油界面,相對(duì)于探井,初步解釋的氣油界面加深了33 m,因此,該井由水平井改為大斜度井,最終鉆穿儲(chǔ)層。

鉆后通過復(fù)測(cè)中子密度測(cè)井顯示該井氣油界面為3 248.3 m(垂深2 881.5 m),驗(yàn)證了氣測(cè)比率因子法解釋結(jié)論的準(zhǔn)確性。后期采用水平井的方式對(duì)3 282.2～3 334.5 m的油層進(jìn)行開發(fā),初期產(chǎn)油165 t/d,氣油比為171,取得了良好的開發(fā)效果。

5 結(jié) 論

(1)在L油田的油氣層評(píng)價(jià)中,常規(guī)的氣測(cè)比率法能夠?qū)尉哪鰵夂洼p質(zhì)油定性區(qū)分,彌補(bǔ)了測(cè)井系列不齊全給油氣層識(shí)別帶來的難題。但這種方法井間的可對(duì)比性差,無法開展區(qū)域的下限值研究工作。

(2)通過對(duì)氣測(cè)比率參數(shù)的處理和歸一化,首次提出了氣測(cè)比率因子R、H交會(huì)法識(shí)別油氣層的方法,該方法消除了氣測(cè)比率參數(shù)井間的差異,為開展區(qū)域的油氣層判別下限值研究奠定了基礎(chǔ)。通過對(duì)已鉆探井測(cè)試、取樣、測(cè)井等資料的綜合分析,建立了L油田流體性質(zhì)判別圖版,實(shí)現(xiàn)了測(cè)錄井結(jié)合評(píng)價(jià)復(fù)雜流體性質(zhì)的目的。該方法指導(dǎo)了L油田8口水平井的著陸,為了油田的高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

(3)L油田的成功應(yīng)用表明,氣測(cè)資料能夠在油田的勘探開發(fā)中具有重要的應(yīng)用價(jià)值。但氣測(cè)資料受鉆井速度、泥巖密度、儲(chǔ)層的物性、原油黏度等因素影響較大,本文提出的方法僅適用于輕質(zhì)油且中、高孔隙度滲透率的油田,對(duì)于低孔隙度、低滲透率以及稠油油田,還需要進(jìn)一步開展氣測(cè)資料的校正工作,從而提高氣測(cè)資料識(shí)別流體的可靠性。