实时流体录井技术在惠州26-6构造的应用

熊亭

(1.长江大学地球科学学院, 武汉 430100; 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司, 深圳 518000)

随着珠江口盆地勘探工作的不断深入,可供选择的常规勘探目标规模变小、勘探成效降低,勘探的对象渐向深层古近系以及非常规古潜山等新层系、新领域拓展[1-3]。近期在惠州26-6构造钻探的A1井,首次在古近系、古潜山的“双古”领域同时取得重大突破,分别在恩平组、文昌组、古潜山测试获得高产轻质油、凝析气,揭示了“双古”领域巨大的勘探潜力[4-5],但受储层岩性及流体性质的复杂多样,导致传统录测井的油气区分方法“失效”,而储层流体类型的不落实,严重制约了后续地质作业方案制定以及地质储量的落实,直接影响到油气田的勘探开发进程。

现阶段对于储层流体判识主要以测、录井方法为主,其中测井流体识别的技术手段主要是建立在不同流体的密度差异、含氢指数差异、可压缩性差异等物理特性上,地层条件下处于临界状态的轻质油和凝析气的物理性质相似,加之储层岩性的复杂,导致测井经典油气区分图版(中子-密度,体积压缩系数-泊松比)更加无法区分凝析气与轻质油[6-7]。而录井流体识别方法多是基于常规气测录井的烃组分比值法展开,例如,胡云等[8]和刘娟霞等[9]分别利用优化3H解释图版与气测组分星型图版、组分图版进行油气的定性判识,但这些方法都是基于常规气测录井烃组分在邻井取样及测试结果标定下开展的定性判识,判断结果因人而异,且还受限于常规气测录井检测精度的影响,识别结果存在较大的不确定性;同时在缺少大量取样及测试油气样标定的新区、新领域的应用也存在较大的局限性,亟待探索一套能够有效区分凝析气与轻质油且能够定量评价的方法。

针对上述问题,在统计区域内不同类型流体烃组分特征的基础上,现优选烃组分参数,结合测井、取样及测试资料刻度,建立起基于实时流体录井技术的烃湿度比-烃平衡比图版和气油比定量计算法,实现对储层流体类型的定量识别。

1 区域地质概况

惠州26-6构造位于惠西南成熟油区,发育在惠州26洼南部边界断层二台阶上,由两条北西西向断层共同控制的断块[10-11]。该构造首口探井A1井(图1),钻探揭示前古近系潜山、古近系文昌组、恩平组岩性复杂多样、油气显示丰富,录井发现油气显示近千米,测井解释油气层厚度达422.2 m;为了落实储层流体性质,全井分别在古近系、古潜山泵抽取样8点次,地层测试4层,结果表明古潜山顶部及文昌组为凝析气,潜山下部及恩平组为轻质油,揭示惠州26-6构造具有多岩性、多层系、多相态复合成藏特点,给该区储层流体识别带来巨大挑战。

图1 A1井单井柱状图

2 FLAIR技术介绍与优势

实时流体录井技术是法国地质服务公司推出的最新一代流体录井技术[12],相比于常规气测录井,具有定量、恒温脱气、专用气管线、负压传送、双气路、色谱、质谱检测等特点,检测精度较常规气测录井更高,数据质量更可靠。图2为惠州26-6构造取样及测试证实的凝析气与轻质油的常规气测录井和实时流体录井的Bar烃组分特征,从图2可知,凝析气与轻质油的组分特征差异非常小,且常规气测录井中凝析气与轻质油的烃组分特征规律性较差,而实时流体录井中凝析气与轻质油表现为烃组分特征一致,并且从凝析气到轻质油表现为重烃组分占比逐渐增加。基于上述分析,本次研究采用了FLAIR数据作为研究基础资料。

(1)～(5)号层为凝析气;(6)～(10)号层为轻质油

3 基于FLAIR技术的定量识别方法

不同石油地质背景油气藏、不同流体性质储集层具有不同的气测烃组分特征,除组分含量特征外,还以不同的烃组分比值体现。因此,在统计区域内气层、凝析气层及油层的烃组分比值特征基础上,优选烃组分参数,结合测井、取样及测试资料分别建立了基于FLAIR数据的湿度比-平衡比识别图版法和气油比指数与泵抽取样、测试气油比的定量计算关系模型,实现储层流体类型的连续评价和定量评价。

3.1 基于FLAIR的烃湿度比-烃平衡比图版法

传统的3H比值法也叫烃湿度比值法,选择的参数为湿度比(WH)、平衡比(BH)、特征比(characteristic ratio,CH),然后根据三者比值的大小,以及数据的组合方式,综合判断地层含油气情况。

(1)

(2)

(3)

针对上述实时流体录井烃组分表现特征,在数理统计的基础上优选了烃湿度比、烃平衡比作为评价参数。利用区域测井解释、取样点、测试层的实时流体录井数据,建立起基于烃湿度比(WH)、烃平衡比(BH)的气测衍生参数流体识别图版(图3),从图3中可知,干气、凝析气、油分区分带明显,随着流体变重BH逐渐变小,WH逐渐增加。结合图版分区统计,干气:BH>20,WH<11;凝析气:BH>15,WH<19;油:BH<15,WH>19。

图3 FLAIR烃湿度比-烃平衡比识别图版

3.2 基于FLAIR技术的气油比定量计算法

电缆、钻杆地层测试通过直接获取井下地层流体样品,利用实验手段获取地层流体不同烃组分占比,计算得到油气藏的气油比,利用气油比的大小实现对地层流体性质的判识[13-14]。实时流体录井技术通过检测上返钻井液中油气储集层的烃组分,相较于地层测试,二者在获得油气藏烃组分方式、分析原理、时间点上存在诸多不同,但都是以油气藏的烃组分为研究对象,本质是相同的。研究表明,通过开展实时流体录井烃组分敏感参数优选、参数归一化处理、泵抽取样气油比数据质控、关系模型建立,可以实现气油比的连续定量计算。

3.2.1 敏感参数优选

根据实时流体录井的测量原理,其烃组分表征是地下流体闪蒸后气相里流体的烃组分。通过对研究区电缆泵抽取样及测试的凝析气与轻质油各烃组分相对含量平均值作相对含量趋势线进行烃组分敏感参数优选,凝析气与轻质油的C1、C2相对百分含量高且较为相近,而轻质油的重组分(C3～ C8)含量略有增加,较凝析气高(图4),考虑到庚烷(heptane,C7)、 辛烷(octane,C8)组分相对含量低(小于0.05)且部分凝析气缺失该烃组分。因此,根据凝析气与轻质油的烃组分特点,优选(C1+C2)、(C3+C4+C5+C6)分别代表气指数、油指数,利用气油比的计算原理(气/油),建立气油比指数R,即(C1+C2)/(C3+C4+C5+C6)。

图4 凝析气与轻质油的FLAIR烃组分相对含量趋势线图

3.2.2 数据归一化

实时流体录井技术虽然具备定量恒温、组分多、精度高、出入口双气路检测、质量控制严格等特点,但烃组分值的大小除了受仪器精度影响外,还会受到地质、工程等多种因素影响,如钻速、排量等钻井参数的变化、井眼尺寸等工程因素,储层类型与物性、流体类型等地质因素。为了消除以上因素的影响和突出每一个烃组分变化,必须将各烃组分(C1～C6)进行归一化处理,处理公式为

(4)

式(4)中:Xm为钻井段对应深度的烃组分实际测量值;Xmin为钻井段各烃组分的最低值;Xmax为钻井段各组分的最高值。

3.2.3 气油比质量控制

不同于钻杆地层测试气油比获取方式,电缆地层测试分析烃组分研究效果及其计算气油比结论可靠的关键在于质控泵抽取样点,由于电缆泵抽取样作业是在水基泥浆环境中进行,井下流体分析设备的光谱容易受到泥浆滤液的影响,在含水率高时,气油比的误差很大。因此,需要在光密度随时间变化曲线中,找到含水率最低的点才能对应有代表性的地层流体特征。

3.2.4 气油比关系模型建立

统计区域内24口井31个电缆泵抽取样点气油比数据与对应深度点实时流体录井气油比指数R建立关系模型(图5),建模后得到的相关系数达0.879 4,证实基于FLAIR流体录井的气油比指数与测试、取样的气油比具有很好的相关性。其相关性计算公式为

图5 实时流体录井气油比指数与测试气油比关系模型

y=217.5x1.168

(5)

式(5)中:y为地层测试、泵抽取样气油比;x为实时流体录井资料计算油气比指数R。

根据以上模型,结合杨宝善[15]提出的气油比油气藏类型划分标准(表1),细化气油比指数R阈值,实现了储层流体性质的定量化表征。

表1 气油比油气藏类型划分标准

4 应用举例

4.1 复杂流体识别与方法对比

A2井为惠州26-6构造西北部的一口评价井,该井在古近系文昌组钻遇凝灰岩、含砾砂岩、砂砾岩、火山角砾岩,且油气显示丰富,荧光面积5%～30%,实时流体录井表现为高C1绝对值和高C1百分比;测井中子密度曲线交汇明显(图6),流体性质判断难度大。

图6 A2井文昌组连续气油比计算剖面图

为此,利用前述实时流体录井资料计算气测异常明显、形态饱满、组分齐全段数据点的湿度比(WH)、平衡比(BH)、气油比,结合湿度比-平衡比图版投点(图3)及气油比划分标准(表1),判断流体性质为油层。现场为了证实该段流体性质,在X794.9 m处进行泵抽取样,取样结果为油层,取样分析气油比为330 m3/m3(由于物性差,取样过程中存在分相,实际气油比略要小于330 m3/m3)。该段自然伽马值为80～180 api,平均120 api,电阻率值为2～20 Ω·m,密度2.35～2.4 g/cm3,FLAIR气测显示各组分含量较为清楚,C1最高在0.40%～1.60%,C2在0.05%～0.15%,C3在0.10%以内,其他烃组分含量较少(图6),利用实时流体录井预测,计算气油比值为310 m3/m3,与取样值相比相差(330-310)/330=6%,证实了该方法的可靠性。

4.2 气油界面划分

A1井为惠州26-6构造第一口钻井,该井钻遇古潜山,岩性为蚀变闪长岩、花岗岩、辉绿岩等,录井见油气显示647 m,为了查明古潜山流体性质及产能,分别在古潜山上部及下部进行了泵抽取样及地层测试(图7),上部与下部泵抽取样及测试结论分别为凝析气与挥发性油;受复杂储层条件影响,测压合格数据点少,而单点取样以及整段的测试无法准确落实气油界面,导致潜山储量落实存在不确定性。

针对上述难点,利用前述FLAIR流体录井资料计算湿度比(WH)、平衡比(BH)、气油比(图7),从图7可知,湿度比、平衡比、气油比上下具有明显分层性,通过优选数据点后,进行湿度比与平衡比图版投点验证(图3),并建立计算气油比随深度变化图(图8),可以快速、直接识别古潜山为上气下油特征。该段自然伽马值为80～120 api,平均100 api,电阻率值为20～200 mΩ·m,密度2.55～2.75 g/cm3,在X800～X900,实时流体录井资料显示各组分含量减小,是可能的气油界面,结合前述公式,计算获取的气油比平均值560 m3/m3,与X900 m气油比值相近。目前,基于该方法划分的潜山气油界面符合地质认识,助力惠州26-6古潜山地质储量的顺利申报。

图8 A1井气油比随深度变化图

5 结论

(1)实时流体录井技术相较于常规气测录井具有进出口双气路、色谱质谱分析、恒温加热、负压传送等特点,其烃组分检测精度更高、组分更多、一致性更好、可对比性更强,为复杂流体识别方法研究奠定了资料基础。

(2)不同区块、不同流体类型的烃湿度比与烃平衡比均表现为统一特征,即随钻地层流体变重,其烃湿度比值变大,烃平衡比值变小,以区域测井、测试资料为基础首次建立起基于实时流体录井资料的烃湿度比与烃平衡比的交汇图版,并实现了干气、凝析气、油的定量表征。

(3)以气油比计算原理为基础,建立实时流体录井含油气丰度指数与泵抽取样、测试气油比之间的关系模式,实现连续气油比的定量计算和干气、凝析气、油的定量表征。

(4)烃湿度比-烃平衡比交汇图版法与定量计算气油比法相结合,不仅可以解决复杂储层流体的识别和气油界面划分、储层流体相的精细刻画难题,而且两种方法相互验证,能够大幅提高复杂流体识别准确率。两种方法已在珠江口盆地各个区块油气识别中进行了广泛的推广应用,取得了较好的效果。