孫 源 袁勝斌 曹英權(quán)
(中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司)
南海東部X油田所在凹陷位于珠江口盆地珠一凹陷西端[1-2],面積約為5 000 km2,新生代地層自下而上可劃分為文昌組、恩平組、珠海組、珠江組、韓江組、粵海組、萬(wàn)山組以及第四系沉積物,油藏具有儲(chǔ)量大、豐度高、物性好等特征,主要含油層位為新近系韓江組和珠江組。 近年來(lái),氣測(cè)錄井及地化錄井技術(shù)在南海東部油田流體解釋評(píng)價(jià)中取得了較好的應(yīng)用效果[1],但在南海東部X油田的勘探過(guò)程中,原有的解釋標(biāo)準(zhǔn)在解釋應(yīng)用中符合率較低,僅為78%左右,制約了該油田高效勘探開發(fā)。統(tǒng)計(jì)分析表明,研究區(qū)解釋評(píng)價(jià)主要由于淺層儲(chǔ)集層受生物降解嚴(yán)重以及不同層位之間油質(zhì)類型差異大等因素制約,導(dǎo)致流體性質(zhì)的快速、準(zhǔn)確解釋評(píng)價(jià)存在一定困難[2]。為了提高錄井解釋符合率,本文通過(guò)對(duì)南海東部X油田16口探井共533層顯示層數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,采用“分層位”“多參數(shù)”的方法進(jìn)行研究,分別建立韓江組及珠江組的氣測(cè)解釋圖板、地化解釋圖板、氣測(cè)-地化組合圖板,對(duì)南海東部X油田進(jìn)行解釋評(píng)價(jià),探尋適合該油田的解釋評(píng)價(jià)方法,以期為該油田解釋評(píng)價(jià)及下一步勘探開發(fā)提供理論依據(jù)。
南海東部X油田韓江組油氣顯示主要分布于韓江組中部-底部,巖性以細(xì)砂巖為主。油層的巖屑熒光顯示普遍在10%以上,氣測(cè)特征主要表現(xiàn)為烴組分不全(某個(gè)或多個(gè)重組分含量小于0.002 5%),氣測(cè)組分以C1為主,C1相對(duì)含量大于95%(表1)。資料研究表明[3-5],一般細(xì)菌存活的溫度在60~80℃,當(dāng)溫度大于80℃時(shí)不具有降解烴類的能力,而韓江組深度所對(duì)應(yīng)的地溫范圍利于細(xì)菌存活。油藏形成后,細(xì)菌往往通過(guò)底水、邊水介質(zhì)到達(dá)油水界面附近的油藏中,從而通過(guò)生物降解作用使碳鏈斷裂,直至形成甲烷。由于油層烴組分的構(gòu)成較為特殊,常規(guī)的氣測(cè)錄井資料評(píng)價(jià)方法(如三角圖板、皮克斯勒?qǐng)D板等)無(wú)法取得較好的應(yīng)用效果。
韓江組油層的地化錄井參數(shù)特征表現(xiàn)為Pg值較高,且以重質(zhì)烴S2為主,熱解氣相色譜譜圖形態(tài)多表現(xiàn)為正構(gòu)組分峰難以分辨或僅有部分可辨,基線中部隆起明顯,主峰位置靠后,異構(gòu)烷烴及未分辨化合物含量較大,具有受生物降解影響較為嚴(yán)重的重質(zhì)油特征(圖1a)。含油水層譜圖特征為基線部分隆起,峰型不飽滿,相對(duì)峰面積與油層相比較小(圖1b)。水層譜圖特征為峰值低或呈一條直線,基線平直,主峰碳不明顯(圖1c)。
珠江組油氣顯示主要分布于珠江組的頂部-中部,巖性以粉砂巖為主,部分細(xì)砂巖。油層的巖屑熒光面積在5%以上,氣測(cè)特征均表現(xiàn)為烴組分齊全(各組分含量大于0.002 5%),C1相對(duì)含量偏低(表1)。油層熱解氣相色譜譜圖形態(tài)主要表現(xiàn)為正構(gòu)烷烴組分齊全,碳數(shù)分布范圍介于nC12-nC35之間,正構(gòu)組分含量高,峰型清晰可辨,基線相對(duì)平直,不可分辨物含量較低,曲線形態(tài)接近梳狀的中質(zhì)油特征(圖1d)。含油水層譜圖特征為色譜峰峰型相比于油層不飽滿,峰值低,但組分相對(duì)較為齊全(圖1e)。干層譜圖特征為色譜峰型不飽滿,峰值略低,部分組分缺失,色譜曲線形態(tài)接近于三角形(圖1f)。
表1 南海東部X油田韓江祖及珠江組錄井參數(shù)特征統(tǒng)計(jì)
圖1 南海東部X油田地化錄井熱解氣相色譜譜圖特征
對(duì)比韓江組和珠江組儲(chǔ)集層的氣測(cè)錄井和地化錄井資料可以看出,不同層位之間油質(zhì)差異大,且韓江組普遍存在生物降解作用,影響因素較為復(fù)雜,利用傳統(tǒng)單一的解釋方法和標(biāo)準(zhǔn)已無(wú)法準(zhǔn)確識(shí)別流體性質(zhì),因此需要區(qū)分不同層位,優(yōu)選參數(shù)對(duì)該油田流體性質(zhì)進(jìn)行研究。
通過(guò)對(duì)南海東部X油田錄井資料特征分析,結(jié)合X油田所在凹陷25層試油層的測(cè)試結(jié)果表明:研究區(qū)韓江組油層原油密度介于0.92~1.00 g/cm3,參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5735-1995《陸相烴源巖地球化學(xué)評(píng)價(jià)方法》的原油物理性質(zhì)分類標(biāo)準(zhǔn),主要為受嚴(yán)重生物降解的重質(zhì)油,而珠江組油層原油密度介于0.87~0.92 g/cm3,主要為中質(zhì)油。綜合氣測(cè)和地化錄井資料特征,分別對(duì)韓江組和珠江組特征參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選[5],優(yōu)選出Tg異常倍數(shù)、C1異常倍數(shù)、S1(珠江組)、S2(韓江組)、地化亮點(diǎn)值共5個(gè)參數(shù),對(duì)韓江組和珠江組分別建立了氣測(cè)、地化、氣測(cè)-地化組合圖板三種解釋圖板(圖2)。
由于韓江組儲(chǔ)集層遭受生物降解,具有組分不齊全的特點(diǎn),在氣測(cè)解釋標(biāo)準(zhǔn)中,選用了C1異常倍數(shù)與Tg異常倍數(shù)交會(huì)圖板(圖2a)。異常倍數(shù)即儲(chǔ)集層和上部蓋層氣體全烴或組分的比值[6-7],計(jì)算方法為:取氣測(cè)各組分最大一組峰值數(shù)據(jù)與其鄰近的單層厚度大于5 m的穩(wěn)定泥巖各組分平均值的比值。若異常倍數(shù)變化明顯,則說(shuō)明蓋層條件好,儲(chǔ)集層內(nèi)部壓力高、烴類豐富[7]。因此根據(jù)異常倍數(shù)的高低,可以定性判斷儲(chǔ)集層含油氣豐度高低。由圖2a可見,Tg異常倍數(shù)和C1異常倍數(shù)交會(huì)圖板在韓江組可以有效識(shí)別油層、含油水層及水層。在珠江組受烴源巖內(nèi)儲(chǔ)集層氣測(cè)背景值較高的影響,該圖板對(duì)于油層和少量干層的區(qū)分效果稍差(圖2b)。
為了突出各類流體性質(zhì)典型特征,利用地化亮點(diǎn)值與表征油質(zhì)類型的S1、S2值建立地化圖板(圖2c、圖2d)。地化亮點(diǎn)值[8]即反映儲(chǔ)集層的含油豐度的總烴含量Pg值與反映油氣層的主要地化特征參數(shù)(S0+S1)/S2值的乘積,該值突出了油氣層的特征。由于油質(zhì)類型不同,韓江組重質(zhì)油選用固態(tài)烴含量S2值、珠江組中質(zhì)油選用液態(tài)烴含量S1值,與地化亮點(diǎn)值建立交會(huì)圖板。由圖2c可見,韓江組整體區(qū)分程度較好,但重質(zhì)油的特點(diǎn)會(huì)導(dǎo)致部分含油水層的地化實(shí)測(cè)值較高,落入油層區(qū)域。由圖2d可見,珠江組對(duì)于油層和干層的區(qū)分程度較好,對(duì)于含油水層以及干層的區(qū)分效果較差。
最后,選用氣測(cè)特征值C1異常倍數(shù)與地化亮點(diǎn)值建立氣測(cè)-地化組合圖板,由圖2e、圖2f可見,該組合圖板相比于單一的氣測(cè)及地化圖板能更好地區(qū)分流體性質(zhì),依據(jù)圖板特征總結(jié)出南海東部X油田的流體解釋標(biāo)準(zhǔn)如表2所示。
圖2 南海東部X油田流體錄井綜合解釋圖板
表2 南海東部X油田流體錄井綜合解釋標(biāo)準(zhǔn)
通過(guò)建立的圖板和解釋標(biāo)準(zhǔn),與取樣、測(cè)試等已證實(shí)的結(jié)論進(jìn)行對(duì)比,錄井流體解釋符合率有明顯提高,說(shuō)明該方法具有較好的應(yīng)用效果。在韓江組累計(jì)解釋的76層儲(chǔ)集層中,氣測(cè)圖板法共65層與結(jié)論相符,解釋符合率85.52%;地化圖板法共63層與結(jié)論相符,解釋符合率82.89%;氣測(cè)-地化組合圖板共67層與結(jié)論相符,解釋符合率88.16%。在珠江組累計(jì)解釋的108層儲(chǔ)集層中,氣測(cè)圖板法共90層與結(jié)論相符,解釋符合率83.33%;地化圖板法共93層與結(jié)論相符,解釋符合率86.11%;氣測(cè)-地化組合圖板共96層與結(jié)論相符,解釋符合率88.89%。
顯示層1 435~1 441 m(圖3),巖性為熒光砂礫巖,熒光面積10%,D級(jí),滴照反應(yīng)慢,滴照顏色乳白色。1 436 m及1 438 m井深處進(jìn)行井壁取心,壁心熒光面積60%~70%,C級(jí),滴照反應(yīng)快,滴照顏色乳白色。本井段氣測(cè)組分不齊全(某個(gè)或多個(gè)重組分含量小于0.002 5%),以C1為主,C1相對(duì)含量為98.75%;Tg為4.05%,Tg異常倍數(shù)為4.7;C1絕對(duì)含量2.23%,C1異常倍數(shù)為6.2;地化熱解S2為15.08 mg/g,Pg為23.32 mg/g,地化亮點(diǎn)值為12.74 mg/g;地化圖譜形態(tài)為基線部分隆起,正構(gòu)烷烴缺失,碳數(shù)范圍在nC12-nC37之間,主峰碳為nC31,相對(duì)峰面積較小(圖4)。按照研究區(qū)韓江組解釋圖板進(jìn)行投點(diǎn),三組圖板均落在含油水層區(qū)域(圖2),經(jīng)分析符合典型含油水層特征。后續(xù)對(duì)該井段進(jìn)行取樣作業(yè),地層流體主要為水,見少量油花,取樣結(jié)論為含油水層,證實(shí)了解釋方法的正確性。
圖3 A井韓江組綜合錄井圖
圖4 A井1 436 m井深熱解氣相色譜譜圖
A井珠江組顯示層2 568.5~2 586.0 m(圖5),巖性為熒光粉砂巖,熒光面積5%,D級(jí),滴照反應(yīng)慢,滴照顏色乳白色。井深2 570.5 m、2 575.5 m及2 585 m進(jìn)行井壁取心,壁心熒光面積80%~90%,B-A級(jí),滴照顏色乳白色,滴照反應(yīng)快。本井段氣測(cè)組分齊全(各組分含量大于0.002 5%),C1相對(duì)含量為66.77%~69.74%;Tg為9.02%~13.79%,Tg異常倍數(shù)4.2~5.5;C1絕對(duì)含量2.05%~3.25%,C1異常倍數(shù)5.6~9.6;地化熱解S1為8.16~9.77 mg/g,Pg為14.35~18.22 mg/g,地化亮點(diǎn)值為14.22~19.12 mg/g;地化圖譜形態(tài)飽滿,主峰碳為nC23,碳數(shù)范圍較寬,基線未分辨化合物含量低(圖6)。
按照研究區(qū)珠江組解釋圖板進(jìn)行投點(diǎn),均落在油層區(qū)域(圖2),經(jīng)分析符合中質(zhì)油油層特征;對(duì)該井段進(jìn)行求產(chǎn)測(cè)試,產(chǎn)油123.6 m3/d,原油相對(duì)密度0.882 1 g/cm3,測(cè)試結(jié)論為中質(zhì)油油層,同樣證實(shí)了解釋方法的正確性。
圖5 A井珠江組綜合錄井圖
圖6 A井2 570 m井深熱解氣相色譜譜圖
(1)南海東部X油田主要含油層位韓江組及珠江組淺層儲(chǔ)集層受生物降解嚴(yán)重以及油質(zhì)類型差異大等因素的影響,使得錄井資料特征差異較大,因此常規(guī)的解釋評(píng)價(jià)方法解釋符合率較低,需要分層位建立解釋圖板和解釋標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行流體綜合解釋評(píng)價(jià)。
(2)優(yōu)選氣測(cè)Tg異常倍數(shù)、C1異常倍數(shù),地化S1、S2值及地化亮點(diǎn)值作為特征參數(shù),分別建立韓江組及珠江組的氣測(cè)解釋圖板、地化解釋圖板、氣測(cè)-地化組合圖板,并利用圖板劃分解釋標(biāo)準(zhǔn)。通過(guò)取樣和測(cè)試結(jié)論進(jìn)行驗(yàn)證表明解釋符合率有了明顯提高。
(3)研究區(qū)氣測(cè)-地化組合圖板符合率最高,韓江組氣測(cè)圖板解釋符合率高于地化解釋圖板,珠江組地化圖板解釋符合率高于氣測(cè)解釋圖板,說(shuō)明解釋圖板在不同層位的適用性也具有差異。在隨鉆過(guò)程中優(yōu)選適用的解釋方法對(duì)不同層位進(jìn)行解釋評(píng)價(jià),可以有效提高解釋符合率,為下一步高效勘探開發(fā)提供依據(jù)。