莫里青斷陷西北緣斷褶帶雙二段儲集層地化錄井技術(shù)應(yīng)用

孫 廣 文

(中國石油大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井二公司)

0 引 言

莫里青斷陷位于伊通盆地的南段，系由兩條北東向邊界斷層所控制的繼承性發(fā)育的新生界斷陷, 面積約540 km2，沉積了較厚的古近系地層,地層最大厚度達(dá)4 000 m，構(gòu)造形態(tài)呈東南高西北低的態(tài)勢。斷陷內(nèi)斷層發(fā)育，其走向以北東向為主，構(gòu)造格局主要由斷層控制，由南向北形成了尖山斷隆帶、馬鞍山斷階帶和靠山凹陷帶這三個二級構(gòu)造單元，而靠山凹陷帶與西北部的古地層逆向超覆形成西北緣多級斷褶帶，在斷褶帶內(nèi)發(fā)育兩條逆斷層，其他為正斷層，最大延伸長度可達(dá)10 km，多數(shù)在1～2 km之間,東北部斷層密集，形成了特殊的構(gòu)造格局。由此，導(dǎo)致雙二段儲集層含油特征也發(fā)生了變化，使現(xiàn)場常規(guī)錄井油氣顯示發(fā)現(xiàn)難度加大，地化錄井技術(shù)的引進(jìn)解決了發(fā)現(xiàn)油氣顯示和準(zhǔn)確評價儲集層的難題。

地化錄井能夠定量檢測巖石中的含油量，即使直觀看不到的顯示也能檢測到，這是地化錄井的技術(shù)優(yōu)勢。針對莫里青斷陷西北緣斷褶帶雙二段儲集層油氣顯示識別難和解釋難度大等問題展開了系統(tǒng)的地化分析評價工作，由于其巖石熱解、定量熒光評價圖板油層、油水同層、水干層界線比較清晰，且在后期參照試油結(jié)果對圖板進(jìn)行修正，使圖板精度達(dá)到了91.0%以上。熱解氣相色譜分析譜圖能較直觀地反映油層、油水同層、水干層的基本特征，具備實際應(yīng)用價值，該區(qū)地化錄井技術(shù)的應(yīng)用收到了良好的效果。

1 油氣顯示發(fā)育情況及油質(zhì)分布特征

西北緣斷褶帶雙二段儲集層雖然受到構(gòu)造影響，但油氣顯示發(fā)育和油質(zhì)分布還是具有一定的規(guī)律性。從西南部到東北部，油氣顯示發(fā)育厚度越來越薄，油質(zhì)越來越輕。

1.1 油氣顯示發(fā)育情況

西北緣斷褶帶雙二段期間發(fā)育了大規(guī)模的水下扇沉積，多期疊覆的扇體砂巖發(fā)育，橫向連通性好，砂巖以砂礫巖、粉砂巖為主。砂體連續(xù)性由于受到后期地質(zhì)構(gòu)造的影響遭到破壞，巖性特征和含油特征也發(fā)生了一定的變化，但儲集層生油條件、物性條件和蓋層條件較好，形成了多個有利的構(gòu)造-巖性油氣藏，其特殊的構(gòu)造格局控制著油氣的分布。雖然雙二段砂體連續(xù)性遭到了破壞，其仍是該區(qū)主要的產(chǎn)油層段。

據(jù)統(tǒng)計，位于西南部的6口井顯示層厚度為151.5～381.0 m，平均233.1 m；中部的6口井顯示層厚度為38.0～95.0 m，平均64.7 m；東北部的2口井顯示層厚度為20.5～27.0 m，平均23.8 m。由此可見，整個西北緣斷褶帶由西南向東北方向油氣顯示厚度越來越薄，顯示級別也越來越弱。

1.2 油質(zhì)分布特征

從油質(zhì)分布特征上看，巖石熱解分析的重質(zhì)烴與總烴之比S2/Pg[1]及定量熒光分析的油性指數(shù)(重質(zhì)烴/輕質(zhì)烴)是能夠反映原油性質(zhì)的重要參數(shù)，這兩個比值越小表示原油越輕。據(jù)統(tǒng)計西南部的6口井S2/Pg在0.14～0.91之間，平均0.35，油性指數(shù)在1.8～2.4之間，平均2.06；中部的6口井S2/Pg在0.15～0.49之間，平均0.25，油性指數(shù)在1.0～2.3之間，平均1.86；東北部的2口井S2/Pg在0.22～0.47之間，平均0.23，油性指數(shù)在1.6～1.8之間，平均1.7。由此可見，西北緣斷褶帶由西南向東北方向原油性質(zhì)越來越輕，試油結(jié)果也反映出這樣的變化趨勢：其西南部原油密度平均0.85 g/cm3、粘度平均17.1 mPa·s；中部原油密度平均0.83 g/cm3、粘度平均5.5 mPa·s；東北部試油未見工業(yè)油流。

2 儲集層地化錄井評價

該區(qū)地化錄井分析技術(shù)主要采用了巖石熱解分析、定量熒光分析、熱解氣相色譜分析。其中巖石熱解分析是通過對巖石樣品加熱的方法定量分析樣品中的含油量、判別原油的性質(zhì)；定量熒光分析是用正己烷浸泡巖石樣品，根據(jù)熒光顏色、強(qiáng)度的變化定量分析樣品中的含油量、判別原油性質(zhì)，對于輕質(zhì)油的識別更具有優(yōu)勢；而熱解氣相色譜是對巖石樣品中的可動烴進(jìn)行分析，從譜圖形態(tài)能夠觀察到各個組分的含量及分布狀態(tài)，進(jìn)而定性判別油水層性質(zhì)。本文主要利用熱解氣相色譜譜圖形態(tài)及巖石熱解、定量熒光分析參數(shù)，結(jié)合地質(zhì)、氣測、測井、試油資料對雙二段儲集層進(jìn)行分析評價，同時參照試油結(jié)果對油層、油水同層、水干層進(jìn)行分區(qū)并建立評價圖板。

2.1 根據(jù)譜圖形態(tài)判別油水層

根據(jù)譜圖形態(tài)判別油水層直觀、快捷，最好選用同一個層位，可比性更強(qiáng)。巖石熱解分析譜圖和定量熒光分析譜圖反映的信息量相對要少，但不同的顯示級別在含油豐度上卻有著明顯的差異，這就為根據(jù)譜圖形態(tài)判別油水層奠定了基礎(chǔ)。熱解氣相色譜反映的信息量較多，主要包括峰高幅度、碳數(shù)分布范圍、主峰碳數(shù)的位置、氣態(tài)聯(lián)合峰的有無、基線隆起的幅度等。在此需要說明，基線隆起是油層遭受氧化降解程度的集中體現(xiàn)，沒有遭受氧化降解的基線是不隆起的，并不代表儲集層不含水，需要從物性等方面綜合考慮。下面主要從熱解氣相色譜譜圖形態(tài)對油層、油水同層、水干層進(jìn)行描述(圖1)。

油層：正構(gòu)烷烴幅度高，碳數(shù)分布范圍比較寬，在C11-C37之間，主峰碳數(shù)在C19-C21，氣態(tài)聯(lián)合峰幅度很高，基線較平直[2](圖1a)。

油水同層：正構(gòu)烷烴幅度較油層要低一些，碳數(shù)分布范圍依然較寬，在C12-C35之間，主峰碳數(shù)在C23左右，氣態(tài)聯(lián)合峰幅度較低，基線較平直(圖1a)。

水干層：正構(gòu)烷烴幅度低，碳數(shù)分布范圍窄，多數(shù)在C15-C29之間，主峰碳數(shù)在C21左右，氣態(tài)聯(lián)合峰幅度很低或無，基線較平直(圖1a)。

而巖石熱解分析譜圖(圖1b)、定量熒光分析譜圖[3](圖1c)幅度也隨著儲集層含油量的變化而變化，油層、油水同層、水干層差異較大。

圖1 西北緣斷褶帶地化譜圖基本形態(tài)

2.2 根據(jù)分析數(shù)據(jù)及圖板評價油水層

在資料整理過程中搜集了7口井的巖石熱解、定量熒光原始分析資料，共計328個數(shù)據(jù)點。其中巖石熱解分析170個數(shù)據(jù)點、定量熒光分析158個數(shù)據(jù)點。巖石熱解分析的Pg代表總烴含量、S2/Pg代表重?zé)N占總烴的比值，所以以重質(zhì)烴與總烴的比S2/Pg為橫坐標(biāo)，以總烴Pg為縱坐標(biāo)，結(jié)合初步解釋結(jié)果，建立了巖石熱解初步評價圖板[4]。定量熒光分析的含油濃度也代表了總烴的含量，而油性指數(shù)能夠反映原油性質(zhì)，所以以油性指數(shù)為橫坐標(biāo)、以含油濃度為縱坐標(biāo)，結(jié)合初步解釋結(jié)果，建立了定量熒光初步評價圖板[5]。在此基礎(chǔ)上結(jié)合10口井的試油結(jié)果，對上述兩個初步評價圖板進(jìn)行修正[6]，建立了適合伊通盆地莫里青斷陷西北緣斷褶帶巖石熱解分析、定量熒光分析評價圖板。圖板上分為三個區(qū)，分別是油層區(qū)、油水同層區(qū)和水干層區(qū)。由于水層和干層很難分區(qū)，將水層和干層合并為一個區(qū)，從圖板上看分區(qū)界線比較清晰，重疊部分較少[7]。從巖石熱解分析圖板數(shù)據(jù)點統(tǒng)計結(jié)果看，170個數(shù)據(jù)點中符合的有157個、不符合的有13個，符合率92.35%。從定量熒光分析圖板數(shù)據(jù)點統(tǒng)計結(jié)果看，158個數(shù)據(jù)點中符合的有145個、不符合的有13個，符合率91.77%，由此可見，巖石熱解分析評價圖板(圖2a)和定量熒光分析評價圖板(圖2b)，可以滿足西北緣斷褶帶目前解釋評價的需要。采用同樣的解釋方法也可應(yīng)用于靠山凹陷帶和馬鞍山斷階帶這兩個區(qū)域的解釋評價工作。

由此歸納出西北緣斷褶帶油水層地化評價標(biāo)準(zhǔn)，巖石熱解分析：油層Pg≥13.00 mg/g、油水同層Pg為4.00～13.00 mg/g、水干層Pg≤4.00 mg/g。定量熒光：油層含油濃度≥1 500.00 mg/L、油水同層含油濃度為400～1 500 mg/L、水干層含油濃度≤400.00 mg/L。其中S2/Pg與油性指數(shù)雖然能近似地反映原油性質(zhì)，但由于分界不是十分清晰，在此不作為主要評價參數(shù)。

圖2 西北緣斷褶帶解釋評價圖板

3 應(yīng)用實例

利用本文建立的油層、油水同層、水干層基本形態(tài)譜圖，以及巖石熱解分析、定量熒光分析標(biāo)準(zhǔn)和巖石熱解及定量熒光評價圖板，在莫里青斷陷西北緣斷褶帶解釋評價了17口井，其中15口井有試油資料，通過應(yīng)用解釋符合率達(dá)到了91.0%，表明上述譜圖形態(tài)、評價圖板及標(biāo)準(zhǔn)適合用于該區(qū)的解釋評價工作?，F(xiàn)就油層、油水同層、水干層進(jìn)行舉例詳細(xì)說明。

3.1 油層

Y 58井：錄井井段3 073～3 085 m，厚度12 m，主要巖性為灰褐色油斑粉砂巖。熒光濕干照亮黃色，呈斑塊狀分布，含油巖屑占巖屑20%，占定名巖屑30%，含油不飽滿，油味較濃，油脂感較強(qiáng)，微染手，滴水緩滲，溶劑熒光乳黃色，系列對比12級。其對應(yīng)井段氣測全烴基值0.477%、峰值3.169%、峰基比6.64，甲烷基值0.076%、峰值1.354%。該井段測井解釋了2層，其中油氣層1層、差油層1層，其深側(cè)向電阻率40.60～60.98 Ω·m、淺側(cè)向電阻率28.73～47.56 Ω·m、自然伽馬56.48～77.08 API、密度2.38～2.46 g/cm3。

該層巖石熱解分析12個樣品，其中氣態(tài)烴S0為0.82～4.76 mg/g、液態(tài)烴S1為12.09～24.25 mg/g、裂解烴S2為4.28～10.31 mg/g，總烴Pg為18.63～34.78 mg/g、平均26.37 mg/g，S2/Pg為0.19～0.33、平均0.24[8]。譜圖形態(tài)(圖3a)與圖1b油層形態(tài)相近，在巖石熱解評價圖板上數(shù)據(jù)點落在油層區(qū)，解釋為油氣層(圖2a)；定量熒光分析12個樣品，含油濃度為1 717.36～2 305.84 mg/L、油性指數(shù)為1.9～2.0，譜圖形態(tài)(圖3b)與圖1c油層形態(tài)相近，在定量熒光評價圖板上數(shù)據(jù)點落在油層區(qū)，解釋為油層(圖2b)；熱解氣相色譜分析6個樣品，正構(gòu)烷烴幅度高，分布寬緩，碳數(shù)范圍C12-C36之間、主峰碳數(shù)C18-C25、氣態(tài)聯(lián)合峰幅度很高、基線較平直，譜圖形態(tài)(圖3c)與西北緣斷褶帶油層譜圖形態(tài)(圖1a油層)相近，解釋為油層。綜合上述分析結(jié)果，地化解釋為油氣層(圖4)。

該層試油產(chǎn)油64.86 t/d、產(chǎn)水8.17 t/d，射后直壓水為乳化水，試油結(jié)論為油層，其原油密度0.85 g/cm3、粘度5.2 mPa·s，為中質(zhì)油，地化解釋與試油結(jié)論相符。

3.2 油水同層

Y 63井：錄井井段2 714.0～2 724.00 m，厚度10.0 m，巖性為灰色油跡粉砂巖。熒光濕干照亮黃色，呈星點狀-條帶狀分布，含油巖屑占巖屑2%～3%，占定名巖屑3%～5%，油味淡，油脂感弱，不染手，滴水滲，溶劑熒光乳黃色，系列對比8～10級。其對應(yīng)井段氣測全烴基值0.197%、峰值1.652%、峰基比8.39，甲烷基值0.077 7%、峰值0.783 8%。該井段測井解釋為油層，其2.5 m底部電阻率9.30～18.13 Ω·m、自然伽馬79.73～100.54 API。

圖3 Y 58井地化分析譜圖

圖4 Y 58井地化錄井剖面圖

該段巖石熱解分析5個樣品，其中氣態(tài)烴S0為0.21～0.58 mg/g、液態(tài)烴S1為3.96～5.65 mg/g、裂解烴S2為1.72～3.08 mg/g，總烴Pg為5.89～9.31 mg/g、平均6.56 mg/g，S2/Pg為0.29～0.34、平均0.31。譜圖形態(tài)(圖5a)與圖1b油水同層形態(tài)相近，數(shù)據(jù)點平均值在巖石熱解評價圖板上落在油水同層區(qū)，解釋為油水同層(圖2a)；定量熒光分析5個樣品，含油濃度為655.56～788.50 mg/L、平均718.17 mg/L，油性指數(shù)為1.6～1.7、平均1.65[9]，譜圖形態(tài)(圖5b)與圖1c油水同層形態(tài)相近，數(shù)據(jù)點平均值在定量熒光評價圖板上落在油水同層區(qū)(圖2b)，解釋為油水同層；熱解氣相色譜分析3個樣品，正構(gòu)烷烴幅度較高，分布較寬緩，碳數(shù)范圍C11-C34、主峰碳數(shù)在C20-C21之間、氣態(tài)聯(lián)合峰幅度較低、基線較平直，譜圖形態(tài)(圖5c)與西北緣斷褶帶油水同層譜圖形態(tài)(圖1a油水同層)相近，解釋為油水同層。綜合上述分析結(jié)果，地化解釋為油水同層(圖6)。

該層試油產(chǎn)油3.30 t/d、產(chǎn)水8.70 t/d，射后直壓，試油結(jié)論為油水同層，其原油密度0.83 g/cm3、粘度4.3 mPa·s，為中質(zhì)油，地化解釋與試油結(jié)論相符。

圖5 Y 63井地化分析譜圖

圖6 Y 63井地化錄井剖面圖

3.3 水干層

Y 67井：錄井井段3 285.5～3 289.5 m，厚度4.0 m，巖性為灰色熒光粉砂巖。熒光濕干照亮黃色，呈星點狀分布，含油巖屑占巖屑1%～2%，占定名巖屑2%～4%，無油味，滴水緩滲，溶劑熒光乳黃色，系列對比7～9級。其對應(yīng)井段氣測全烴基值0.734 4%、峰值5.2746%、峰基比7.18，甲烷基值0.035 1%、峰值1.242 2%。該井段測井解釋為氣水同層，其2.5 m底部電阻率7.77～15.86 Ω·m、自然伽馬64.14～112.00 API。

該段巖石熱解分析3個樣品，其中氣態(tài)烴S0為0.01～0.07 mg/g、液態(tài)烴S1為1.18～1.71 mg/g、裂解烴S2為1.62～2.17 mg/g，總烴Pg為2.81～3.95 mg/g、平均2.94 mg/g，S2/Pg為0.55～0.58、平均0.56。譜圖形態(tài)(圖7a)與圖1b水干層形態(tài)相近，數(shù)據(jù)點平均值在巖石熱解評價圖板上落在水干層區(qū)(圖2a)，解釋為干層；定量熒光分析3個樣品，含油濃度為55.51～130.00 mg/L、平均84.73 mg/L，油性指數(shù)為1.4～1.5、平均1.45，譜圖形態(tài)(圖7b)與圖1c水干層形態(tài)相近，數(shù)據(jù)點平均值在定量熒光評價圖板上落在水干層區(qū)(圖2b)，解釋為干層；熱解氣相色譜分析2個樣品，正構(gòu)烷烴幅度低，分布范圍窄，碳數(shù)范圍C15-C27、主峰碳數(shù)在C19-C20之間、氣態(tài)聯(lián)合峰幅度較高(另一個很低)、基線較平直，譜圖形態(tài)(圖7c)與西北緣斷褶帶水干層譜圖形態(tài)(圖1a水干層)相近[10]，解釋為干層。綜合上述分析結(jié)果，地化解釋為干層(圖8)。該層壓裂后試油為干層，地化解釋與試油結(jié)論相符。

圖7 Y 67井地化分析譜圖

圖8 Y 67井地化錄井剖面圖

4 結(jié)束語

通過幾年來的現(xiàn)場實踐，探索出莫里青斷陷西北緣斷褶帶巖石熱解、定量熒光、熱解氣相色譜分析技術(shù)的評價方法，建立了初步評價圖板，經(jīng)過17口井的實際驗證，符合率達(dá)到91.0%以上。其解釋評價結(jié)果準(zhǔn)確、可靠，不但解決了現(xiàn)場評價難題，而且也為其他區(qū)域建立解釋評價方法奠定了基礎(chǔ)。

隨著勘探開發(fā)程度的不斷深入，地化錄井儲集層評價標(biāo)準(zhǔn)、評價圖板也會不斷完善和發(fā)展，地化錄井技術(shù)在未來勘探開發(fā)中將發(fā)揮更大的作用。