錢其鎖

(中國石化河南油田分公司油氣勘探管理部，河南南陽 473132)

巖石熱解錄井技術(shù)在栗園地區(qū)油氣勘探中的應(yīng)用

錢其鎖

(中國石化河南油田分公司油氣勘探管理部，河南南陽 473132)

泌陽凹陷南部陡坡帶具有油質(zhì)多樣、儲層巖性變化大的特點，給儲層油氣顯示層解釋評價帶來較大困難，為解決這一問題，通過分析巖石熱解錄井技術(shù)在本區(qū)的優(yōu)勢，介紹了運用巖石熱解錄井Tmax參數(shù)判斷油源類型、TPI參數(shù)預(yù)測原油的密度和黏度、運用巖石熱解(S0+S1)參數(shù)剖面及BP圖版判斷儲層流體性質(zhì)的方法。這些方法在實際應(yīng)用于中取得了較好的效果。

泌陽凹陷；栗園地區(qū)；巖石熱解；顯示特點；解釋評價

泌陽凹陷南部陡坡帶栗園地區(qū)繼泌293井取得成功后，其后該區(qū)鉆探的泌304井、泌315井、泌321井、泌325、泌326、YQ1均喜獲工業(yè)油流，這個久攻不克的區(qū)塊成為河南油田深化老區(qū)勘探取得突破的重點區(qū)塊。其中既有著首口井主要依靠巖石熱解錄井資料確定下套管的成功，也有著巖石熱解解釋為非產(chǎn)層試獲工業(yè)油流的教訓(xùn)。認真總結(jié)該區(qū)巖石熱解錄井應(yīng)用經(jīng)驗，對于提高該區(qū)巖石熱解錄井解釋成功率，提高勘探開發(fā)效益有著較高的價值。

1 巖石熱解錄井技術(shù)的優(yōu)勢

巖石熱解錄井作為一種定量化分析樣品含烴量的技術(shù),其分析結(jié)果的準確性決定于資料的可信性。影響巖石熱解錄井?dāng)?shù)據(jù)對地層反映的真實性的因素除挑取樣品的準確性外,更多的受到分析及時性及樣品烴類物質(zhì)損失程度的影響。栗園地區(qū)的鉆井速度及儲層烴類物質(zhì)性質(zhì)能夠保證樣品得到及時分析、烴損失量低，使該區(qū)巖石熱解錄井具有較多的優(yōu)勢。

1.1 鉆時適中,能夠保證分析及時

影響巖石熱解錄井的主要因素是挑樣及分析的及時性，統(tǒng)計本區(qū)鉆時平均為7.7 min/m，砂巖占剖面的57.8%，對砂巖每米分析一個樣品的充許時間為13.3 min。目前砂巖樣巖石熱解儲油巖分析周期為13 min,在利用巖石熱解儀分析時考慮制樣并采用雙鉗鍋輪流散熱的情況下，樣品能夠保證做到隨鉆分析,對于個別分析不及時的樣品,采用水封保存,能夠保證油氣不逸散,不影響分析結(jié)果與對儲集層的評價。

1.2 油質(zhì)為中偏重到重,分析數(shù)據(jù)能夠較好地反映地層真實含油情況

在相同巖性、質(zhì)量情況下，遲到時間對儲層的烴類損失影響不大，樣品水封條件下，樣品擱置時間對儲層的烴類損失影響不大；巖石熱解樣品烴損失與樣品的質(zhì)量成反比，與油質(zhì)成正比[1]。栗園地區(qū)巖石熱解錄井總體S2相對較高，含油氣產(chǎn)率TPI相對低(0.397～0.698)，反映本區(qū)油質(zhì)變化較大,油質(zhì)為中偏重到重質(zhì)油[2]。事實上栗園地區(qū)原油密度0.8549～0.9607 g/cm3， 70℃動力黏度29.95～960.85 mPa·s，凝固點-11～40℃,這種高密度、低凝固點、低含臘等原因與巖石熱解錄井的分析結(jié)果對應(yīng)性良好。這種油質(zhì)原油揮發(fā)性弱、油氣逸散少，巖石熱解錄井結(jié)果能真實地反映地層真實情況。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

巖石熱解錄井分析的是巖石中的烴類物質(zhì)，它不受巖石儲集空間中含水性質(zhì)的影響，從理論上講,巖樣中有烴類物質(zhì)存在時，其巖石熱解分析應(yīng)有相應(yīng)的響應(yīng)，根據(jù)其響應(yīng)的特點可以確定巖樣中烴類物質(zhì)的性質(zhì)，進而判別儲層流體性質(zhì)、預(yù)測產(chǎn)能、判斷油質(zhì)。

2.1 判斷油源類型

過去較多的觀點認為，栗園地區(qū)油源來自于深凹區(qū)，深凹區(qū)巨厚烴源巖生成烴沿邊界斷層位移到本區(qū)，一部分逸散到地表形成“油苗”，部分儲集于逆牽引背斜中，形成油藏。依據(jù)這一觀點，本區(qū)原油應(yīng)屬于正常成烴范圍，巖石熱解錄井Tmax分析值應(yīng)大致一致,波動范圍很小,且處在成熟原油的溫度區(qū)間。分析本區(qū)由同一錄井隊使用同一臺儀器錄井的3口井資料，巖石熱解分析Tmax相差很大(見圖1)，且具有不同的規(guī)律：泌293塊巖石熱解錄井Tmax分析值為264～444 ℃，且主要集中于264℃和420±10℃呈兩峰分布；泌304塊的泌304井700 m以深地層巖石熱解分析Tmax與泌293井1 100 m以深地層基本一致，700 m以淺地層巖石熱解分析Tmax以高值540℃±為主；同一構(gòu)造的泌321井的1 100 m以深地層巖石熱解分析Tmax與泌293井1 100 m以深地層基本一致，但井深淺于1 100 m地層時,巖石熱解分析Tmax以高值590℃±為主。YQ1塊的YQ1井、泌304塊泌315井全井巖石熱解分析Tmax與泌293井1 100 m以深地層分析結(jié)果基本一致，為正常成熟原油。

栗園地區(qū)多口井巖石熱解分析Tmax的結(jié)果說明本區(qū)油源具有多種油源。其中泌293井有兩種油源：一種為主要分布深度小于1 100 m未成熟油(分析油源為本區(qū)生油巖)，另一種為主要分布深度大于1 100 m成熟油(分析油源為深凹區(qū)生油巖運移而來)。而同屬泌304塊的泌304井、泌315井、泌321井油源也不同，淺層油源與泌293井也有區(qū)別。泌304井、泌321井淺層高Tmax值井原油可能來自被破壞的油藏，為次生殘余油藏。

2.2 預(yù)測原油性質(zhì)

栗園地區(qū)原油密度0.8549～0.9607 g/cm3， 70℃動力黏度29.95～960.85 mPa·s，油質(zhì)變化大，而不同的油質(zhì)必須采用不同的開發(fā)技術(shù)，稀油油藏可以采用注水開發(fā)，特超稠油必須采用熱力方式進行開采，因此準確判斷油質(zhì)是試采、開發(fā)的基礎(chǔ)。運用巖石熱解錄井方法，隨鉆判斷油質(zhì)具有經(jīng)濟、快捷、簡便、高效的特點，便于全井逐層分析。

原油油質(zhì)的好壞，密度、黏度的高低與原油所含的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重組分相關(guān)性大，而巖石熱解錄井派生參數(shù)TPI的高低取決于氣態(tài)烴、液態(tài)烴與固態(tài)烴的高低。油質(zhì)重、流動性差，S2值相對較高，(S0+S1)相對偏低，TPI值小；反之，油質(zhì)輕、流動性好，TPI值大。根據(jù)栗園地區(qū)試油層的油質(zhì)分析與隨鉆巖石熱解錄井資料進行回歸分析，建立原油密度、黏度與巖石熱解TPI值的關(guān)系圖版與數(shù)學(xué)關(guān)系式。其中原油密度(ρ0)與巖石熱解TPI值的關(guān)系圖版見圖1，數(shù)學(xué)關(guān)系式見公式(1)；原油黏度(μ0)與巖石熱解TPI值的關(guān)系圖版見圖2，數(shù)學(xué)關(guān)系式見公式(2)；依據(jù)關(guān)系圖版，現(xiàn)場可以初步預(yù)測出各顯示層的原油密度、黏度，進而依據(jù)相關(guān)標準與開發(fā)技術(shù)水準劃分原油性質(zhì)類別，提出試采(投產(chǎn))方案、判斷流體類型、估算地質(zhì)儲量。由于本區(qū)資料較少，油質(zhì)變化較大，因此圖版本身仍存在一定誤差，利用TPI計算所得的原油密度、黏度仍只能作為參考。

ρ0=-0.3286TPI+1.0867

(1)

μ0=0.8263TPI-6.66

(2)

圖1 栗園地區(qū)原油密度與TPI參數(shù)關(guān)系

圖2 栗園地區(qū)原油黏度與TPI參數(shù)關(guān)系

2.3 儲層流體性質(zhì)評價

及時準確地發(fā)現(xiàn)與評價異常顯示層是巖石熱解錄井的首要任務(wù)，栗園地區(qū)巖石熱解油氣層解釋方法主要為巖石熱解曲線剖面法與巖石熱解解釋圖版法。

2.3.1 巖石熱解曲線形態(tài)法

在巖石熱解錄井解釋錄井分析參數(shù)中，S0、S1、S2分別反映單位巖石中的氣態(tài)烴、液態(tài)烴、固態(tài)烴含量。對油氣流貢獻主要是氣態(tài)烴、液態(tài)烴，固態(tài)烴貢獻量較少。采用(S0+S1)制做的曲線能夠直觀地反映可流動烴類的縱向變化情況。

(S0+S1)值主要受制于物性及地層含烴量及含油飽和度(儲層流體性質(zhì))。油層變化受物性影響外，應(yīng)該基本一致，地層中可動烴含量高，在(S0+S1)曲線與鄰近非產(chǎn)層相比明顯呈高值(一般高于水層4倍以上)，曲線自淺到深基本保持不變或升高，呈“箱狀”、“正三角”(見圖3)形態(tài)；油水同層一般呈上油下水，從淺到深，含油飽和度、可動烴含量(S0+S1)降低，在曲線上表現(xiàn)“倒三角”形態(tài)(見圖4，注：巖石熱解數(shù)據(jù)為巖心分析數(shù)據(jù)，故分析值較高)。干層：主要是受物性的影響，在異常顯示段可動烴含量受物性影響大， (S0+S1)曲線可動烴含量變化較大，形態(tài)呈“指狀”、“單峰狀”、“齒狀”，但也有形態(tài)變化無一定規(guī)律，主要受鉆時的影響(見圖5)。水層突出的特點是可動烴含量低，因此在(S0+S1)曲線呈較低值的特征(見圖6、圖7)。

圖3 泌315井油層巖石熱解(S0+S1)曲線

圖4 泌321井油水同層巖石熱解(S0+S1)曲線

圖5 YQ1井干層巖石熱解(S0+S1)曲線

圖6 YQ1井水層巖石熱解(S0+S1)曲線

2.3.2 解釋圖版法

經(jīng)過綜合對比分析各種方法，采用BP法建立本區(qū)巖石熱解解釋圖版，如圖8所示。其中B是反映油質(zhì)指標的一個參數(shù)，P反映地層含烴總量的一個參數(shù)，B=(S0+S1)/S2，P=S0+S1+S2公式計算得到的，將兩者結(jié)合能夠消除油質(zhì)對巖石熱解分析結(jié)果的影響，較好地反映地層的產(chǎn)出能力。該圖版試解釋17層，14層符合。初步分析不符合層的主要原因是近源粗相沉積所致的巖石熱解分析數(shù)值較低的影響。

圖7 泌304井水層巖石熱解(S0+S1)曲線

2.4 解釋實例

泌315井848.8～855.2 m井段，巖石熱解分析S0：0.328 mg/g，S1：22.712 mg/g，S2：34.620 mg/g，

圖8 栗園地區(qū)巖石熱解解釋圖版

TPI：0.400，B值為0.67，P值為57.66，巖石熱解圖版落在油層區(qū)，從(S0+S1)曲線分析，曲線呈“正三角形”，結(jié)合鉆時及巖屑錄井資料分析，該層上部(S0+S1)值低主要是巖石礫徑大所致，從曲線判斷可以解釋為油層，因此巖石熱解錄井解釋為油層，綜合解釋為油層。試油產(chǎn)油7.2 t/d，原油密度、黏度與預(yù)測結(jié)果誤差也較小。

3 結(jié)論與建議

(1)栗園地區(qū)巖石熱解錄井資料與試油結(jié)果有較好的對應(yīng)性，利用巖石熱解錄井資料能夠較好地識別與評價油氣層。

(2)栗園地區(qū)為快速堆積地層，因此利用巖石熱解錄井資料識別與評價油氣層時要綜合考慮巖性與取樣分析的各種因素。

[1] 周金堂，周生友，吳義平，等．地化錄井烴類恢復(fù)系數(shù)模擬實驗研究[J] ．錄井技術(shù)，2002，12(3)： 17-22.

[2] 吳欣松，王志章．利用儲集層巖石熱解資料評價原油性質(zhì)[J]．新疆石油地質(zhì)，2000，21(1)：42-44.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)05-0058-04

2015-03-12

錢其鎖，工程師，1969年生，1989年畢業(yè)于重慶石油學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，曾長期從事錄井技術(shù)研究與管理工作，現(xiàn)從事科研生產(chǎn)管理工作。

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