鄭煬,徐錦繡,陸云龍,時新磊,朱建敏

(中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津300459)

0 引 言

L油田東營組普遍發(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,油層為輕質油,且地層飽和壓差小、溶解氣油比高,油氣層測井響應特征差異較小。測井資料還受巖石孔隙結構、物性等因素影響,僅依靠測井資料識別油氣層,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,地質設計水平井務必在油層中著陸,但海上鉆井會受到放射源管控、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別氣油界面的孔隙度測井項目。綜合以上2個因素,需要多種資料相結合,建立一套有效的流體性質識別方法,以保證L油田的開發(fā)效果。

氣測錄井作為鉆井時獲取的第一性資料,通過測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,氣測錄井資料識別儲層流體性質的研究已開展了很多年,包括油氣層和油水層的區(qū)分,識別方法主要有烴組分三角形圖版、皮克斯勒圖版、星型圖版、異常倍數(shù)法和氣測比率法等[4-8]。烴組分三角形圖版、皮克斯勒圖版、星型圖版等針對單點錄井數(shù)據(jù)進行分析,無法滿足水平井隨鉆過程中測井連續(xù)快速評價地層油氣界面的需求。異常倍數(shù)法和氣測比率法針對單井流體性質的識別,無法開展全油田下限值研究。為此,通過統(tǒng)計已有的測井、氣測錄井、測壓、測試、取樣等資料,提出了利用氣測比率因子R、H識別油氣層的新方法,并結合電阻率曲線,建立了L油田流體性質判別圖版,實現(xiàn)了快速評價復雜流體性質的目的,為油田的開發(fā)和水平井著陸提供指導。

1 區(qū)域概況

L油田位于渤海油田遼東灣南部海域,古近系東營組東三段發(fā)育凝析氣頂油藏,巖性以中、細砂巖為主;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)非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同平均值為156.6 mD。測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層特征;地面原油密度0.850～0.882 g/cm3,表現(xiàn)為輕質原油[9]。由于輕質原油的黏度低,具有較強的揮發(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,導致油氣層在測井響應特征差異極小[10-11]。油藏評價階段,L油田采用統(tǒng)一的氣油界面估算地質儲量,但該油田斷裂系統(tǒng)復雜,構造被斷塊復雜化,因此,利用評價階段探井的氣油界面指導開發(fā)階段的水平井著陸存在較大的風險。

2 氣測比率法識別氣油界面

經(jīng)過多年的研究,氣測錄井已經(jīng)發(fā)展出多種識別油氣層的方法,包括:烴組分三角形圖版、皮克斯勒圖版、氣測比率法等。研究區(qū)A井、B井東營組測試、取樣所證實的油層、氣層在烴組分三角形上均是中正三角形,識別結果模糊不清。皮克斯勒圖版的識別結果在多個樣點處具有多解性,無法準確識別油氣層。由此可見,烴組分三角形和皮克斯勒等圖版對研究區(qū)油氣層的識別效果較差,界面特征不明顯。

通過對研究區(qū)已鉆探井氣測資料的統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn),油氣層的全烴含量偏高,全烴值Tg一般大于5%,且氣測組分齊全,包括了輕烴組分C1、C2、C3以及重烴組分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,而下部輕質油層的重組分(C4、C5)含量越來越高[12]。通過對L油田氣測資料的統(tǒng)計分析,該油田氣層、油層符合上述規(guī)律(見表1),這為利用氣測比率法識別氣油界面奠定了堅實的基礎。

氣測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)氣測比率曲線隨深度的變化趨勢和各曲線之間的交會特征,確定油藏的氣油界面[13]。通過對實際井資料的處理發(fā)現(xiàn),Haworth比值曲線、氣體組分比值曲線在研究區(qū)具有良好的應用效果。

Haworth比值曲線由烴濕度比曲線和烴平衡比曲線構成。

(1)

(2)

式中,WH為烴濕度比;式(1)中的分子由重烴組分構成,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、油層氣測組分對比

圖1 A井氣測錄井與測井解釋成果對比圖

氣體組分比值曲線由C1/C2、C1/C3和C1/(iC4+nC4)曲線構成,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號塊的一口預探井,通過測壓、試油、測井等資料綜合確定的氣油界面深度為2 589.6 m。利用氣測比率曲線對A井的流體性質進行分析,井段2 590～2 615 m與2 565～2 590 m相比,呈現(xiàn)出WH變大,BH變小的反交會特征(見圖1),同時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,與測井解釋結果基本一致。

3 氣測比率因子和判別圖版的建立

3.1 氣測比率因子

氣測錄井資料往往受井眼條件、鉆井液比重、儲層物性等因素的影響較大[14-16],井間氣測比率參數(shù)的絕對值差別較大,各井只能根據(jù)氣測比率曲線的趨勢定性判斷氣油界面,難以用統(tǒng)一的標準開展區(qū)域氣測下限值研究?；谏鲜銮闆r,需要對氣測比率參數(shù)進行歸一化處理,歸一化處理主要分2步。

(1)由于從氣層過渡到油層時,WH、BH呈現(xiàn)一種相反的變化趨勢,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。因此,該研究引入HC、RC這2個因子,進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RC、HC因子進行歸一化處理,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參數(shù)。由圖2可見,在氣層段H、R因子呈現(xiàn)出正交會的特征(見圖2中第6道),即H值低、R值高,而油層呈現(xiàn)出反交會的特征,2條曲線的交點即確定為氣油界面。通過對比,氣測比率因子交會法識別的結果與測井解釋結果基本一致。

圖2 氣測比率因子識別油氣層示意圖

3.2 流體性質判別圖版的建立

經(jīng)過上述處理,消除了井間氣測值的差異,歸一化后的H、R因子,其值被嚴格控制在0～1,利用H、R因子可以開展區(qū)域氣測下限值研究。首先,由于H、R因子交會特征可以識別油、氣層,利用R與H的差值來表征兩者之間的交會特征,進而進行油、氣層的識別;其次,勘探階段,基于測試、取樣、測井等資料研究區(qū)油水層劃分測井識別下限:當電阻率Rt≥5 Ω·m時,儲層為油層;當電阻率Rt<5 Ω·m時,儲層為水層。該研究利用R與H的差值,結合電阻率曲線,建立了L油田氣、油、水的判別圖版(見圖3)。基于該圖版建立了研究區(qū)流體性質判別標準:當Rt≥5 Ω·m且(R-H)>-0.1時,儲層為氣層;當Rt≥5 Ω·m且(R-H)≤-0.1時,儲層為油層;當Rt<5 Ω·m時,儲層為水層。

應用上述下限值確定圖版對L油田東營組15口開發(fā)井共241個有效儲層的流體性質進行了識別(見圖4),該圖版解釋的符合率達到88%以上,驗證了該方法劃分油、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油田流體性質下限值確定圖版

圖4 L油田開發(fā)井流體性質識別結果

4 應用效果與實例

4.1 應用效果

利用L油田氣測與電阻率的下限值,指導了8口水平井的著陸,在無隨鉆核磁共振測井與中子密度測井曲線的情況下,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。

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)形勢良好。

目前,該方法已經(jīng)在CFD、JZ5等油田推廣應用,從實際應用效果來看,該方法在輕質油氣流且中、高孔隙度滲透率的油田應用效果較好。但對于稠油油田或者低孔隙度低滲透率油田來說,由于氣測資料分析的氣測組分不全(主要以C1為主),導致該方法識別油氣層的效果較差。因此,今后應進一步加強氣測資料的校正工作,消除物性、原油性質等因素的影響,不斷拓展氣測資料的應用價值和潛力。

表2 R、H因子指導水平井著陸符合情況統(tǒng)計表

圖5 A6井流體性質綜合解釋成果圖

4.2 實例分析

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)部砂體結構復雜、小斷層有搭接的風險,因此,A6井的流體性質存在不確定性。受放射源管控的影響,A6井在著陸過程中無法攜帶能夠識別氣油界面的中子密度曲線,而地質設計要求水平井務必在油層中著陸。

在隨鉆過程中,當鉆至井深3 085.7 m時(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,錄井巖性為熒光細砂巖,表明已鉆進至目的層。利用氣測比率因子對目的層流體性質進行分析,3 085.7～3 247.3 m時,R、H因子呈現(xiàn)正交會特征(見圖5中第6道),R與H的差值大于0.1(見圖5中第7道),初步判斷儲層為氣層;3 247.3～3 372.1 m時,R、H因子呈現(xiàn)反交會特征,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,最終鉆穿儲層。

鉆后通過復測中子密度測井顯示該井氣油界面為3 248.3 m(垂深2 881.5 m),驗證了氣測比率因子法解釋結論的準確性。后期采用水平井的方式對3 282.2～3 334.5 m的油層進行開發(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 論

(1)在L油田的油氣層評價中,常規(guī)的氣測比率法能夠對單井的凝析氣和輕質油定性區(qū)分,彌補了測井系列不齊全給油氣層識別帶來的難題。但這種方法井間的可對比性差,無法開展區(qū)域的下限值研究工作。

(2)通過對氣測比率參數(shù)的處理和歸一化,首次提出了氣測比率因子R、H交會法識別油氣層的方法,該方法消除了氣測比率參數(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。通過對已鉆探井測試、取樣、測井等資料的綜合分析,建立了L油田流體性質判別圖版,實現(xiàn)了測錄井結合評價復雜流體性質的目的。該方法指導了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。

(3)L油田的成功應用表明,氣測資料能夠在油田的勘探開發(fā)中具有重要的應用價值。但氣測資料受鉆井速度、泥巖密度、儲層的物性、原油黏度等因素影響較大,本文提出的方法僅適用于輕質油且中、高孔隙度滲透率的油田,對于低孔隙度、低滲透率以及稠油油田,還需要進一步開展氣測資料的校正工作,從而提高氣測資料識別流體的可靠性。