基于气测录井资料的复杂储层流体快速识别评价技术在文昌X区的应用

王瑞科 陈 沛 安东岭 胡 科 莫国炎

(①中法渤海地质服务有限公司；②中海石油(中国)有限公司湛江分公司；③中海油能源发展股份有限公司湛江分公司)

0 引 言

南海西部珠江口盆地珠三坳陷文昌凹陷文昌X区主要目的层自上而下依次为珠海组二段、珠海组三段和恩平组，该区成藏模式为“多凹供烃，构造主控，多期成藏”[1-5]。文昌凹陷的烃源主要来自文昌A凹陷、文昌B凹陷、琼海凹陷，据烃源岩分析可知， A凹陷偏气、B凹陷偏油[3，6-7]，导致处于A、B凹陷结合处的文昌X区主要目的层大多数表现为油气同出，即“气层出油，油层出气”。由于气层在荧光录井上表现为轻质油的特征，而油层多具有微弱荧光、挥发性较强、高气油比、油质轻的特性，并且两者在测井响应上不易区分，导致测录井资料对该区储层流体性质的识别存在模糊性和多解性[8-10]。流体性质识别不清为勘探评价和后续的开发生产带来很大困难。

常规储层流体评价技术主要依赖于气测录井资料，应用皮克斯勒-三角图板、气体比率模型、X-PLOT散点图等对储层流体进行评价，但该技术在文昌X区应用较为困难。本文在前人储层流体评价技术研究基础上，基于气测录井解释资料，充分挖掘该区对油气敏感的气测衍生参数，优选适合本区的储层流体性质识别图板，并基于大数据原理建立不同储层组段的含油气丰度解释评价模型，最终确立了基于气测录井资料的复杂流体快速评价技术，先识别储层流体性质，再根据储层流体性质评价含油气丰度。通过该技术有效解决了文昌X区复杂流体油气藏流体评价的难题，使得该区录井解释与电缆取样、DST测试的符合率达到96%以上。

1 复杂储层流体评价难点

文昌X区的油气层具有以下特点：一般具有油迹-油斑级别的显示(荧光面积3%～30%)，气测异常明显、烃类组分齐全，气测曲线形态饱满、呈箱状；少部分油层在荧光录井上表现出微弱显示或无显示，而部分气层则表现为油迹或油斑等级别显示。通常情况下，测井解释使用中子密度交会幅度识别油气层，但在技术条件有限时需要参考岩屑荧光显示级别[11]，这种技术手段显然不适用于文昌X区。所以，常规录井、测井评价方法在面对文昌X区复杂流体油气藏显得捉襟见肘，亟需建立一套适用于该类型的储层流体评价技术。

2 复杂储层流体性质识别技术

对文昌X区23口井的458层显示层进行多种气测解释图板和模型尝试后，发现3H比值法[9]、Bar图法[12]识别效果较好，并在前人研究基础上优化了这两种解释方法和解释标准。此外，优选气测衍生参数，新建适用于本区复杂储层流体性质识别的气测衍生参数散点图。本文提出的储层流体性质识别技术仅限于分辨油和气，暂不考虑水和产能。

2.1 3H解释模型

3H比值法根据不同气测组分的特征值来识别流体性质，其适用于气测组分齐全的油气藏流体性质识别[13]，共有烃湿度比(Wh)、烃平衡比(Bh)、烃特征比(Ch)3个参数，其表达式如下：

Wh=100×(C2+C3+C4+C5)/

(C1+C2+C3+C4+C5)

Bh=(C1+C2)/(C3+C4+C5)

Ch=(C4+C5)/C3

天然气与石油烃类组分差异明显，天然气烃类组分以轻组分甲烷(C1)为主，中组分(C2)和重组分(C3-C5)含量较少或无。油层与气层相比，烃类组分齐全，重组分(C3-C5)含量较高。Wh越小，Bh越大，越偏向气，Wh越大，Bh越小，越偏向油。基于此建立了3H比值法解释标准[13]。

但Wh、Bh和Ch的组合不能满足复杂流体性质识别需求，本文通过Wh/Bh的比值放大油气特征，同时利用Ch参数定位复杂油气特性，并将Wh/Bh和Ch做成交会图，统计文昌X区和邻区23口井共计气层165个点、油层110个点(部分未显示)，形成适合文昌X区的解释模型(图1)，并建立解释标准：当Wh<21.5、Bh>13、Wh/Bh<1.9、Ch<0.63时，流体性质为气层；当Wh>21.5、Bh<13、Wh/Bh>1.9、Ch>0.5时，流体性质为油层。

图1 文昌X区3H解释模型

2.2 Bar图法

Bar图法[12]通过计算C1在气测组分C1-C5中的体积比，即C1体积百分比，进行流体性质识别。C1体积百分比是气测录井的衍生参数，用C1%表示：

C1%=[C1/(C1+C2+C3+C4+C5)×100]%

一般来说，油层相对组分齐全，重组分C3-C5含量相对较高；气层则表现为C1含量高，重组分C3-C5含量相对较低；而复杂流体油气藏的气测组分差异可能相对较小，难以直观从C1、C3-C5的含量大小识别。为此，对目标区内油气层的电缆取样和地层试油数据进行统计分析，从C1%上探寻反映储层流体性质的规律，并建立文昌X区Bar图法的解释标准：C1%>80%为气层，C1%<80%为油层。

2.3 气测衍生参数散点图

将文昌X区23口井中通过电缆取样和地层DST测试、证实为油气层的气测资料进行深入研究，发现反映轻重组分的油气敏感参数Tg/C1、C1/(C2+C3+C4+C5)在油气层中的含量差异明显，可将油气特征适当放大，以便于区分储层流体性质。以这两个参数分别为横、纵坐标建图，并将已证实的文昌X区油气层的气测数据投点到该图(气层323个点，油层284个点，其中部分点重合未能显示)，得到目标区气测衍生参数散点图图板(图2)。

根据文昌X区的统计规律：当C1/(C2+C3+C4+C5)>3.2时为气层，反之则为油层。识别区域施工井流体性质时，只需将被解释层数据在图板上投点，根据投点落处位置即可有效、快速识别。

图2 文昌X区气测衍生参数散点图解释图板

3 含油气丰度评价

虽然基于气测资料的识别图板能快速有效地识别复杂储层流体，但其不能对识别后的流体的含油气丰度进行评价。为解决此类问题，还需进一步应用单位岩石气体体积法和气测特征参数异常倍数法，以达到最终满足储层解释评价的目的。

3.1 单位岩石气体体积法

黄小刚[13]提出使用甲烷校正法来计算含烃饱和度，王雷等[14]利用该方法在北部湾盆地计算含烃饱和度，应用效果良好。单位岩石气体体积(VOLC1)根据工程参数(钻时、排量)、气测、脱气效率等钻井和地质参数计算获得，计算公式[13]如下：

VOLC1=k1×k2×t×Q×C1/D2

式中：VOLC1为单位体积岩石气体甲烷含量，即甲烷校正值，L/L；k1为与脱气器单位时间所脱钻井液量、色谱分析仪单位时间进样量以及单位换算相关的常量，无量纲；k2为不同钻井液体系中甲烷脱气效率倒数，无量纲；t为钻时，min/m；Q为钻井液泵排量，L/min；C1为实测甲烷值，%；D为井眼尺寸或钻头尺寸，mm。

VOLC1能有效消除钻井参数对气测数据的影响，但需结合其他录井资料和解释方法，才能更加科学、合理地确定储层含油气丰度[13]。

3.2 气测特征参数异常倍数法

若储层中含有油气，在揭开时气体全烃和组分都会明显高于上部盖层的背景值。气测特征参数异常倍数是一个相对值，其反映的是储层中全烃(Tg)及组分含量分别与上部盖层背景值相比较的异常幅度大小，异常幅度越大，储层内含油气的可能性越高。气测特征参数异常倍数法也叫峰基比[13]，一般根据峰基比的大小来评价储层的含油气丰度。

3.3 文昌X区含油气丰度模型

为准确评价文昌X区储层的含油气丰度，基于该区23口井的198层油气层(未统计含水层和干层)统计分析结果和前人研究成果，优选了Tg、Tg异常倍数、C1异常倍数、C4异常倍数、VOLC15个参数,进一步研究发现：组段不同、流体类型不同，5个参数差异较为明显。基于此，建立了文昌X区主要目的层珠海组二段(表1)、珠海组三段(表2)、恩平组(表3)的含油气丰度解释评价标准。

表1 珠海组二段多参数评价标准

表2 珠海组三段多参数评价标准

表3 恩平组多参数评价标准

本文基于气测录井资料的识别和评价解释方法，未涉及对差油气层、含水层及干层等评价，实际应用中(如WC 2、WC 3、WC 4井解释含水层)还需结合岩屑描述、三维定量荧光录井、气相色谱分析[11]、地化热解分析[11]等录井手段进行综合解释评价。

4 应用效果及实例

4.1 整体应用效果

在文昌X区应用复杂储层流体性质识别技术和含油气丰度评价模型，进行了13口井共计321层录井解释，其中297层与测井解释结论相符，符合率达到了92%以上；其中8口井共计21个点进行电缆取样、3口井共计5层进行地层DST测试，录井解释结论与电缆取样、地层DST测试的符合率达96%以上。有效地解决了文昌X区复杂流体评价的难题(表4)。

4.2 WC 8井

WC 8井珠海组二段(图3)：井段3 332.00～3 351.00 m气测异常，岩性为中砂岩，无荧光显示，Tg为27.068 2%，利用3H解释模型(Wh为25.2，Bh为9.22，Wh/Bh为2.73，Ch为0.52)、Bar图法(C1%为75.3%)和气测衍生参数散点图(C1/(C2+C3+C4+C5)为2.96)识别为油层(图1、图2)，利用气测特征参数异常倍数评价(Tg、C1、C4的异常倍数分别为21.3、22.6和25.6，VOLC1为3.18)超过本区珠海组二段油层评价标准(表1)，据此录井综合解释为油层。3 341.5 m电缆取样证实为高气油比的油层(气油比533)，油样为深绿色，原油直照、滴照见微弱荧光，为弱荧光油层。

4.3 WC 3井

WC 3井珠海组三段(图4)： 井段3 481.00～3 487.00 m油斑中砂岩，荧光面积20%，Tg为10.590 7%，气测异常明显，通过储层流体识别技术(Wh/Bh为4.0，Ch为0.66，C1%为73.51%，C1/(C2+C3+C4+C5) 为2.8)判断为油层(图1、图2)；井段3 508.00～3 509.00 m，油迹中砂岩，荧光面积4%，Tg为14.723%，气测异常明显，通过储层流体识别技术(Wh/Bh为1.05，Ch为0.46，C1%为81.26%，C1/(C2+ C3+C4+C5)为4.3)判断为气层(图1、图2)；对照含油气丰度评价标准(表2)，确认两层均达到油层与气层的解释标准(表5)，录井分别解释为油层和气层。3 486.5 m电缆取样为油(气油比185)，3 508.2 m电缆取样为气(气油比8 400)，取样证实录井解释正确。

表4 文昌X区气测解释与取样、地层DST测试结果对比

图3 WC 8井录井解释图

图4 WC 3井录井解释图

表5 WC 3井含油气丰度识别结果

5 结 论

(1)基于23口井458层显示层的气测录井资料，优选气测组分衍生参数，建立3H解释模型、Bar图法、气测衍生参数散点图等流体识别技术，能直观、快速识别复杂流体。

(2)基于23口井的198层油气层(未统计含水层、干层)统计分析结果，优选的Tg、Tg异常倍数、C1异常倍数、C4异常倍数、VOLC15个参数能准确评价文昌X区各储层的含油气丰度。

(3)形成了复杂储层流体快速评价技术：先识别流体性质、再评价含油气丰度。

(4)该技术在文昌X区应用效果良好，与电缆取样、地层DST测试吻合率达96%以上，值得推广。