王瑞科 陳 沛 安東嶺 胡 科 莫國炎

(①中法渤海地質(zhì)服務有限公司；②中海石油(中國)有限公司湛江分公司；③中海油能源發(fā)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區(qū)主要目的層自上而下依次為珠海組二段、珠海組三段和恩平組，該區(qū)成藏模式為“多凹供烴，構(gòu)造主控，多期成藏”[1-5]。文昌凹陷的烴源主要來自文昌A凹陷、文昌B凹陷、瓊海凹陷，據(jù)烴源巖分析可知， A凹陷偏氣、B凹陷偏油[3，6-7]，導致處于A、B凹陷結(jié)合處的文昌X區(qū)主要目的層大多數(shù)表現(xiàn)為油氣同出，即“氣層出油，油層出氣”。由于氣層在熒光錄井上表現(xiàn)為輕質(zhì)油的特征，而油層多具有微弱熒光、揮發(fā)性較強、高氣油比、油質(zhì)輕的特性，并且兩者在測井響應上不易區(qū)分，導致測錄井資料對該區(qū)儲層流體性質(zhì)的識別存在模糊性和多解性[8-10]。流體性質(zhì)識別不清為勘探評價和后續(xù)的開發(fā)生產(chǎn)帶來很大困難。

常規(guī)儲層流體評價技術(shù)主要依賴于氣測錄井資料，應用皮克斯勒-三角圖板、氣體比率模型、X-PLOT散點圖等對儲層流體進行評價，但該技術(shù)在文昌X區(qū)應用較為困難。本文在前人儲層流體評價技術(shù)研究基礎(chǔ)上，基于氣測錄井解釋資料，充分挖掘該區(qū)對油氣敏感的氣測衍生參數(shù)，優(yōu)選適合本區(qū)的儲層流體性質(zhì)識別圖板，并基于大數(shù)據(jù)原理建立不同儲層組段的含油氣豐度解釋評價模型，最終確立了基于氣測錄井資料的復雜流體快速評價技術(shù)，先識別儲層流體性質(zhì)，再根據(jù)儲層流體性質(zhì)評價含油氣豐度。通過該技術(shù)有效解決了文昌X區(qū)復雜流體油氣藏流體評價的難題，使得該區(qū)錄井解釋與電纜取樣、DST測試的符合率達到96%以上。

1 復雜儲層流體評價難點

文昌X區(qū)的油氣層具有以下特點：一般具有油跡-油斑級別的顯示(熒光面積3%～30%)，氣測異常明顯、烴類組分齊全，氣測曲線形態(tài)飽滿、呈箱狀；少部分油層在熒光錄井上表現(xiàn)出微弱顯示或無顯示，而部分氣層則表現(xiàn)為油跡或油斑等級別顯示。通常情況下，測井解釋使用中子密度交會幅度識別油氣層，但在技術(shù)條件有限時需要參考巖屑熒光顯示級別[11]，這種技術(shù)手段顯然不適用于文昌X區(qū)。所以，常規(guī)錄井、測井評價方法在面對文昌X區(qū)復雜流體油氣藏顯得捉襟見肘，亟需建立一套適用于該類型的儲層流體評價技術(shù)。

2 復雜儲層流體性質(zhì)識別技術(shù)

對文昌X區(qū)23口井的458層顯示層進行多種氣測解釋圖板和模型嘗試后，發(fā)現(xiàn)3H比值法[9]、Bar圖法[12]識別效果較好，并在前人研究基礎(chǔ)上優(yōu)化了這兩種解釋方法和解釋標準。此外，優(yōu)選氣測衍生參數(shù)，新建適用于本區(qū)復雜儲層流體性質(zhì)識別的氣測衍生參數(shù)散點圖。本文提出的儲層流體性質(zhì)識別技術(shù)僅限于分辨油和氣，暫不考慮水和產(chǎn)能。

2.1 3H解釋模型

3H比值法根據(jù)不同氣測組分的特征值來識別流體性質(zhì)，其適用于氣測組分齊全的油氣藏流體性質(zhì)識別[13]，共有烴濕度比(Wh)、烴平衡比(Bh)、烴特征比(Ch)3個參數(shù)，其表達式如下：

Wh=100×(C2+C3+C4+C5)/

(C1+C2+C3+C4+C5)

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

Ch=(C4+C5)/C3

天然氣與石油烴類組分差異明顯，天然氣烴類組分以輕組分甲烷(C1)為主，中組分(C2)和重組分(C3-C5)含量較少或無。油層與氣層相比，烴類組分齊全，重組分(C3-C5)含量較高。Wh越小，Bh越大，越偏向氣，Wh越大，Bh越小，越偏向油?；诖私⒘?H比值法解釋標準[13]。

但Wh、Bh和Ch的組合不能滿足復雜流體性質(zhì)識別需求，本文通過Wh/Bh的比值放大油氣特征，同時利用Ch參數(shù)定位復雜油氣特性，并將Wh/Bh和Ch做成交會圖，統(tǒng)計文昌X區(qū)和鄰區(qū)23口井共計氣層165個點、油層110個點(部分未顯示)，形成適合文昌X區(qū)的解釋模型(圖1)，并建立解釋標準：當Wh<21.5、Bh>13、Wh/Bh<1.9、Ch<0.63時，流體性質(zhì)為氣層；當Wh>21.5、Bh<13、Wh/Bh>1.9、Ch>0.5時，流體性質(zhì)為油層。

圖1 文昌X區(qū)3H解釋模型

2.2 Bar圖法

Bar圖法[12]通過計算C1在氣測組分C1-C5中的體積比，即C1體積百分比，進行流體性質(zhì)識別。C1體積百分比是氣測錄井的衍生參數(shù)，用C1%表示：

C1%=[C1/(C1+C2+C3+C4+C5)×100]%

一般來說，油層相對組分齊全，重組分C3-C5含量相對較高；氣層則表現(xiàn)為C1含量高，重組分C3-C5含量相對較低；而復雜流體油氣藏的氣測組分差異可能相對較小，難以直觀從C1、C3-C5的含量大小識別。為此，對目標區(qū)內(nèi)油氣層的電纜取樣和地層試油數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，從C1%上探尋反映儲層流體性質(zhì)的規(guī)律，并建立文昌X區(qū)Bar圖法的解釋標準：C1%>80%為氣層，C1%<80%為油層。

2.3 氣測衍生參數(shù)散點圖

將文昌X區(qū)23口井中通過電纜取樣和地層DST測試、證實為油氣層的氣測資料進行深入研究，發(fā)現(xiàn)反映輕重組分的油氣敏感參數(shù)Tg/C1、C1/(C2+C3+C4+C5)在油氣層中的含量差異明顯，可將油氣特征適當放大，以便于區(qū)分儲層流體性質(zhì)。以這兩個參數(shù)分別為橫、縱坐標建圖，并將已證實的文昌X區(qū)油氣層的氣測數(shù)據(jù)投點到該圖(氣層323個點，油層284個點，其中部分點重合未能顯示)，得到目標區(qū)氣測衍生參數(shù)散點圖圖板(圖2)。

根據(jù)文昌X區(qū)的統(tǒng)計規(guī)律：當C1/(C2+C3+C4+C5)>3.2時為氣層，反之則為油層。識別區(qū)域施工井流體性質(zhì)時，只需將被解釋層數(shù)據(jù)在圖板上投點，根據(jù)投點落處位置即可有效、快速識別。

圖2 文昌X區(qū)氣測衍生參數(shù)散點圖解釋圖板

3 含油氣豐度評價

雖然基于氣測資料的識別圖板能快速有效地識別復雜儲層流體，但其不能對識別后的流體的含油氣豐度進行評價。為解決此類問題，還需進一步應用單位巖石氣體體積法和氣測特征參數(shù)異常倍數(shù)法，以達到最終滿足儲層解釋評價的目的。

3.1 單位巖石氣體體積法

黃小剛[13]提出使用甲烷校正法來計算含烴飽和度，王雷等[14]利用該方法在北部灣盆地計算含烴飽和度，應用效果良好。單位巖石氣體體積(VOLC1)根據(jù)工程參數(shù)(鉆時、排量)、氣測、脫氣效率等鉆井和地質(zhì)參數(shù)計算獲得，計算公式[13]如下：

VOLC1=k1×k2×t×Q×C1/D2

式中：VOLC1為單位體積巖石氣體甲烷含量，即甲烷校正值，L/L；k1為與脫氣器單位時間所脫鉆井液量、色譜分析儀單位時間進樣量以及單位換算相關(guān)的常量，無量綱；k2為不同鉆井液體系中甲烷脫氣效率倒數(shù)，無量綱；t為鉆時，min/m；Q為鉆井液泵排量，L/min；C1為實測甲烷值，%；D為井眼尺寸或鉆頭尺寸，mm。

VOLC1能有效消除鉆井參數(shù)對氣測數(shù)據(jù)的影響，但需結(jié)合其他錄井資料和解釋方法，才能更加科學、合理地確定儲層含油氣豐度[13]。

3.2 氣測特征參數(shù)異常倍數(shù)法

若儲層中含有油氣，在揭開時氣體全烴和組分都會明顯高于上部蓋層的背景值。氣測特征參數(shù)異常倍數(shù)是一個相對值，其反映的是儲層中全烴(Tg)及組分含量分別與上部蓋層背景值相比較的異常幅度大小，異常幅度越大，儲層內(nèi)含油氣的可能性越高。氣測特征參數(shù)異常倍數(shù)法也叫峰基比[13]，一般根據(jù)峰基比的大小來評價儲層的含油氣豐度。

3.3 文昌X區(qū)含油氣豐度模型

為準確評價文昌X區(qū)儲層的含油氣豐度，基于該區(qū)23口井的198層油氣層(未統(tǒng)計含水層和干層)統(tǒng)計分析結(jié)果和前人研究成果，優(yōu)選了Tg、Tg異常倍數(shù)、C1異常倍數(shù)、C4異常倍數(shù)、VOLC15個參數(shù),進一步研究發(fā)現(xiàn)：組段不同、流體類型不同，5個參數(shù)差異較為明顯?；诖耍⒘宋牟齒區(qū)主要目的層珠海組二段(表1)、珠海組三段(表2)、恩平組(表3)的含油氣豐度解釋評價標準。

表1 珠海組二段多參數(shù)評價標準

表2 珠海組三段多參數(shù)評價標準

表3 恩平組多參數(shù)評價標準

本文基于氣測錄井資料的識別和評價解釋方法，未涉及對差油氣層、含水層及干層等評價，實際應用中(如WC 2、WC 3、WC 4井解釋含水層)還需結(jié)合巖屑描述、三維定量熒光錄井、氣相色譜分析[11]、地化熱解分析[11]等錄井手段進行綜合解釋評價。

4 應用效果及實例

4.1 整體應用效果

在文昌X區(qū)應用復雜儲層流體性質(zhì)識別技術(shù)和含油氣豐度評價模型，進行了13口井共計321層錄井解釋，其中297層與測井解釋結(jié)論相符，符合率達到了92%以上；其中8口井共計21個點進行電纜取樣、3口井共計5層進行地層DST測試，錄井解釋結(jié)論與電纜取樣、地層DST測試的符合率達96%以上。有效地解決了文昌X區(qū)復雜流體評價的難題(表4)。

4.2 WC 8井

WC 8井珠海組二段(圖3)：井段3 332.00～3 351.00 m氣測異常，巖性為中砂巖，無熒光顯示，Tg為27.068 2%，利用3H解釋模型(Wh為25.2，Bh為9.22，Wh/Bh為2.73，Ch為0.52)、Bar圖法(C1%為75.3%)和氣測衍生參數(shù)散點圖(C1/(C2+C3+C4+C5)為2.96)識別為油層(圖1、圖2)，利用氣測特征參數(shù)異常倍數(shù)評價(Tg、C1、C4的異常倍數(shù)分別為21.3、22.6和25.6，VOLC1為3.18)超過本區(qū)珠海組二段油層評價標準(表1)，據(jù)此錄井綜合解釋為油層。3 341.5 m電纜取樣證實為高氣油比的油層(氣油比533)，油樣為深綠色，原油直照、滴照見微弱熒光，為弱熒光油層。

4.3 WC 3井

WC 3井珠海組三段(圖4)： 井段3 481.00～3 487.00 m油斑中砂巖，熒光面積20%，Tg為10.590 7%，氣測異常明顯，通過儲層流體識別技術(shù)(Wh/Bh為4.0，Ch為0.66，C1%為73.51%，C1/(C2+C3+C4+C5) 為2.8)判斷為油層(圖1、圖2)；井段3 508.00～3 509.00 m，油跡中砂巖，熒光面積4%，Tg為14.723%，氣測異常明顯，通過儲層流體識別技術(shù)(Wh/Bh為1.05，Ch為0.46，C1%為81.26%，C1/(C2+ C3+C4+C5)為4.3)判斷為氣層(圖1、圖2)；對照含油氣豐度評價標準(表2)，確認兩層均達到油層與氣層的解釋標準(表5)，錄井分別解釋為油層和氣層。3 486.5 m電纜取樣為油(氣油比185)，3 508.2 m電纜取樣為氣(氣油比8 400)，取樣證實錄井解釋正確。

表4 文昌X區(qū)氣測解釋與取樣、地層DST測試結(jié)果對比

圖3 WC 8井錄井解釋圖

圖4 WC 3井錄井解釋圖

表5 WC 3井含油氣豐度識別結(jié)果

5 結(jié) 論

(1)基于23口井458層顯示層的氣測錄井資料，優(yōu)選氣測組分衍生參數(shù)，建立3H解釋模型、Bar圖法、氣測衍生參數(shù)散點圖等流體識別技術(shù)，能直觀、快速識別復雜流體。

(2)基于23口井的198層油氣層(未統(tǒng)計含水層、干層)統(tǒng)計分析結(jié)果，優(yōu)選的Tg、Tg異常倍數(shù)、C1異常倍數(shù)、C4異常倍數(shù)、VOLC15個參數(shù)能準確評價文昌X區(qū)各儲層的含油氣豐度。

(3)形成了復雜儲層流體快速評價技術(shù)：先識別流體性質(zhì)、再評價含油氣豐度。

(4)該技術(shù)在文昌X區(qū)應用效果良好，與電纜取樣、地層DST測試吻合率達96%以上，值得推廣。