基于气测比率因子的油气层识别新方法

郑炀,徐锦绣,陆云龙,时新磊,朱建敏

(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300459)

0 引 言

L油田东营组普遍发育凝析气顶油藏,气层为中凝析油含量凝析气,湿度比较大,油层为轻质油,且地层饱和压差小、溶解气油比高,油气层测井响应特征差异较小。测井资料还受岩石孔隙结构、物性等因素影响,仅依靠测井资料识别油气层,存在很大难度[1]。为避气采油,L油田多采用水平井开发油环的模式,地质设计水平井务必在油层中着陆,但海上钻井会受到放射源管控、成本限制等因素的影响,水平井在随钻着陆过程中无法携带能够识别气油界面的孔隙度测井项目。综合以上2个因素,需要多种资料相结合,建立一套有效的流体性质识别方法,以保证L油田的开发效果。

气测录井作为钻井时获取的第一性资料,通过测量钻井液中气体的组分和含量,能够直接反映地层的含油气性[2-3]。目前,气测录井资料识别储层流体性质的研究已开展了很多年,包括油气层和油水层的区分,识别方法主要有烃组分三角形图版、皮克斯勒图版、星型图版、异常倍数法和气测比率法等[4-8]。烃组分三角形图版、皮克斯勒图版、星型图版等针对单点录井数据进行分析,无法满足水平井随钻过程中测井连续快速评价地层油气界面的需求。异常倍数法和气测比率法针对单井流体性质的识别,无法开展全油田下限值研究。为此,通过统计已有的测井、气测录井、测压、测试、取样等资料,提出了利用气测比率因子R、H识别油气层的新方法,并结合电阻率曲线,建立了L油田流体性质判别图版,实现了快速评价复杂流体性质的目的,为油田的开发和水平井着陆提供指导。

1 区域概况

L油田位于渤海油田辽东湾南部海域,古近系东营组东三段发育凝析气顶油藏,岩性以中、细砂岩为主;岩心孔隙度主要分布在20.1%～28.8%,平均值24.9%;岩心渗透率分布在23.2～509.2 mD(1)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同平均值为156.6 mD。测井解释孔隙度分布在17.2%～29.3%,平均值22.9%;渗透率分布在4.2～891.8 mD,平均值102.8 mD,具有中孔隙度中渗透率储层特征;地面原油密度0.850～0.882 g/cm3,表现为轻质原油[9]。由于轻质原油的黏度低,具有较强的挥发性,其地层饱和度压差小、溶解气油比高(165～195),气中有油、油中有气的现象普遍存在,导致油气层在测井响应特征差异极小[10-11]。油藏评价阶段,L油田采用统一的气油界面估算地质储量,但该油田断裂系统复杂,构造被断块复杂化,因此,利用评价阶段探井的气油界面指导开发阶段的水平井着陆存在较大的风险。

2 气测比率法识别气油界面

经过多年的研究,气测录井已经发展出多种识别油气层的方法,包括:烃组分三角形图版、皮克斯勒图版、气测比率法等。研究区A井、B井东营组测试、取样所证实的油层、气层在烃组分三角形上均是中正三角形,识别结果模糊不清。皮克斯勒图版的识别结果在多个样点处具有多解性,无法准确识别油气层。由此可见,烃组分三角形和皮克斯勒等图版对研究区油气层的识别效果较差,界面特征不明显。

通过对研究区已钻探井气测资料的统计分析发现,油气层的全烃含量偏高,全烃值Tg一般大于5%,且气测组分齐全,包括了轻烃组分C1、C2、C3以及重烃组分iC4、nC4、iC5和nC5。受压力、温度以及地球重力等因素的综合影响,气体组分会产生分异现象,在顶部凝析气层烃组分(C1、C2、C3)的含量高,而下部轻质油层的重组分(C4、C5)含量越来越高[12]。通过对L油田气测资料的统计分析,该油田气层、油层符合上述规律(见表1),这为利用气测比率法识别气油界面奠定了坚实的基础。

气测比率法主要涉及的曲线包括Reserval比率曲线、Haworth比值曲线、气体组分比值曲线、烃比值曲线。它是一种综合判断方法,根据气测比率曲线随深度的变化趋势和各曲线之间的交会特征,确定油藏的气油界面[13]。通过对实际井资料的处理发现,Haworth比值曲线、气体组分比值曲线在研究区具有良好的应用效果。

Haworth比值曲线由烃湿度比曲线和烃平衡比曲线构成。

(1)

(2)

式中,WH为烃湿度比;式(1)中的分子由重烃组分构成,气层表现为烃湿度比低,油层表现为烃湿度比高;BH为烃平衡比;式(2)中的分子由轻烃组分构成,气层表现为烃平衡比高,油层表现为烃平衡比低。

表1 L油田已钻探井气层、油层气测组分对比

图1 A井气测录井与测井解释成果对比图

气体组分比值曲线由C1/C2、C1/C3和C1/(iC4+nC4)曲线构成,随着气层向油层的过渡,气体组分比值曲线逐渐变小。

A井是L油田2号块的一口预探井,通过测压、试油、测井等资料综合确定的气油界面深度为2 589.6 m。利用气测比率曲线对A井的流体性质进行分析,井段2 590～2 615 m与2 565～2 590 m相比,呈现出WH变大,BH变小的反交会特征(见图1),同时气体组分曲线明显降低至稳定,综合2组曲线确定该井的气油界面为2 590 m,与测井解释结果基本一致。

3 气测比率因子和判别图版的建立

3.1 气测比率因子

气测录井资料往往受井眼条件、钻井液比重、储层物性等因素的影响较大[14-16],井间气测比率参数的绝对值差别较大,各井只能根据气测比率曲线的趋势定性判断气油界面,难以用统一的标准开展区域气测下限值研究。基于上述情况,需要对气测比率参数进行归一化处理,归一化处理主要分2步。

(1)由于从气层过渡到油层时,WH、BH呈现一种相反的变化趋势,而气体组分比值参数C1/C2、C1/C3和C1/(iC4+nC4)呈现出相同的变化趋势。因此,该研究引入HC、RC这2个因子,进一步放大油气层之间的差异,即气层Hc低、Rc高,而油层与之相反。Hc、Rc的计算公式为

Hc=WH-BH

(3)

(4)

(2)基于岩石物理体积模型求取孔隙度的思路,利用极差正规化方法对RC、HC因子进行归一化处理,得到H、R因子。

式中,min为最小值,max为最大值。

H、R因子代替了Haworth比值、气体组分比值这2组参数成为判别油气层的气测参数。由图2可见,在气层段H、R因子呈现出正交会的特征(见图2中第6道),即H值低、R值高,而油层呈现出反交会的特征,2条曲线的交点即确定为气油界面。通过对比,气测比率因子交会法识别的结果与测井解释结果基本一致。

图2 气测比率因子识别油气层示意图

3.2 流体性质判别图版的建立

经过上述处理,消除了井间气测值的差异,归一化后的H、R因子,其值被严格控制在0～1,利用H、R因子可以开展区域气测下限值研究。首先,由于H、R因子交会特征可以识别油、气层,利用R与H的差值来表征两者之间的交会特征,进而进行油、气层的识别;其次,勘探阶段,基于测试、取样、测井等资料研究区油水层划分测井识别下限:当电阻率Rt≥5 Ω·m时,储层为油层;当电阻率Rt<5 Ω·m时,储层为水层。该研究利用R与H的差值,结合电阻率曲线,建立了L油田气、油、水的判别图版(见图3)。基于该图版建立了研究区流体性质判别标准:当Rt≥5 Ω·m且(R-H)>-0.1时,储层为气层;当Rt≥5 Ω·m且(R-H)≤-0.1时,储层为油层;当Rt<5 Ω·m时,储层为水层。

应用上述下限值确定图版对L油田东营组15口开发井共241个有效储层的流体性质进行了识别(见图4),该图版解释的符合率达到88%以上,验证了该方法划分油、气、水层的可靠性,为该油田水平井的着陆、含气面积和含油面积的确定提供了重要依据。

图3 L油田流体性质下限值确定图版

图4 L油田开发井流体性质识别结果

4 应用效果与实例

4.1 应用效果

利用L油田气测与电阻率的下限值,指导了8口水平井的着陆,在无随钻核磁共振测井与中子密度测井曲线的情况下,水平井着陆成功率在87%以上,为该油田的高效开发奠定了基础。

由表2可见,除B3井着陆在气层外,其余7口井均着陆在油层,平均日产油在200 m3/d以上、气油比在200以下,生产形势良好。

目前,该方法已经在CFD、JZ5等油田推广应用,从实际应用效果来看,该方法在轻质油气流且中、高孔隙度渗透率的油田应用效果较好。但对于稠油油田或者低孔隙度低渗透率油田来说,由于气测资料分析的气测组分不全(主要以C1为主),导致该方法识别油气层的效果较差。因此,今后应进一步加强气测资料的校正工作,消除物性、原油性质等因素的影响,不断拓展气测资料的应用价值和潜力。

表2 R、H因子指导水平井着陆符合情况统计表

图5 A6井流体性质综合解释成果图

4.2 实例分析

A6井是L油田S-1区块的一口水平开发井,由于该区块内部砂体结构复杂、小断层有搭接的风险,因此,A6井的流体性质存在不确定性。受放射源管控的影响,A6井在着陆过程中无法携带能够识别气油界面的中子密度曲线,而地质设计要求水平井务必在油层中着陆。

在随钻过程中,当钻至井深3 085.7 m时(见图5),自然伽马值由125 gAPI降至9 gAPI,电阻率由4 Ω·m增至20 Ω·m,录井岩性为荧光细砂岩,表明已钻进至目的层。利用气测比率因子对目的层流体性质进行分析,3 085.7～3 247.3 m时,R、H因子呈现正交会特征(见图5中第6道),R与H的差值大于0.1(见图5中第7道),初步判断储层为气层;3 247.3～3 372.1 m时,R、H因子呈现反交会特征,R与H的差值小于-0.1,初步判断为油层。因此3 247.3 m(垂深2 881.3 m)为该井的气油界面,相对于探井,初步解释的气油界面加深了33 m,因此,该井由水平井改为大斜度井,最终钻穿储层。

钻后通过复测中子密度测井显示该井气油界面为3 248.3 m(垂深2 881.5 m),验证了气测比率因子法解释结论的准确性。后期采用水平井的方式对3 282.2～3 334.5 m的油层进行开发,初期产油165 t/d,气油比为171,取得了良好的开发效果。

5 结 论

(1)在L油田的油气层评价中,常规的气测比率法能够对单井的凝析气和轻质油定性区分,弥补了测井系列不齐全给油气层识别带来的难题。但这种方法井间的可对比性差,无法开展区域的下限值研究工作。

(2)通过对气测比率参数的处理和归一化,首次提出了气测比率因子R、H交会法识别油气层的方法,该方法消除了气测比率参数井间的差异,为开展区域的油气层判别下限值研究奠定了基础。通过对已钻探井测试、取样、测井等资料的综合分析,建立了L油田流体性质判别图版,实现了测录井结合评价复杂流体性质的目的。该方法指导了L油田8口水平井的着陆,为了油田的高效开发奠定了基础。

(3)L油田的成功应用表明,气测资料能够在油田的勘探开发中具有重要的应用价值。但气测资料受钻井速度、泥岩密度、储层的物性、原油黏度等因素影响较大,本文提出的方法仅适用于轻质油且中、高孔隙度渗透率的油田,对于低孔隙度、低渗透率以及稠油油田,还需要进一步开展气测资料的校正工作,从而提高气测资料识别流体的可靠性。