南海東部X油田錄井流體綜合解釋評價方法

孫 源 袁勝斌 曹英權(quán)

(中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司)

0 引 言

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、萬山組以及第四系沉積物，油藏具有儲量大、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，氣測錄井及地化錄井技術(shù)在南海東部油田流體解釋評價中取得了較好的應(yīng)用效果[1]，但在南海東部X油田的勘探過程中，原有的解釋標準在解釋應(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)計分析表明，研究區(qū)解釋評價主要由于淺層儲集層受生物降解嚴重以及不同層位之間油質(zhì)類型差異大等因素制約，導致流體性質(zhì)的快速、準確解釋評價存在一定困難[2]。為了提高錄井解釋符合率，本文通過對南海東部X油田16口探井共533層顯示層數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，采用“分層位”“多參數(shù)”的方法進行研究，分別建立韓江組及珠江組的氣測解釋圖板、地化解釋圖板、氣測-地化組合圖板，對南海東部X油田進行解釋評價，探尋適合該油田的解釋評價方法，以期為該油田解釋評價及下一步勘探開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 錄井資料特征

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，巖性以細砂巖為主。油層的巖屑熒光顯示普遍在10%以上，氣測特征主要表現(xiàn)為烴組分不全(某個或多個重組分含量小于0.002 5%)，氣測組分以C1為主，C1相對含量大于95%(表1)。資料研究表明[3-5]，一般細菌存活的溫度在60～80℃，當溫度大于80℃時不具有降解烴類的能力，而韓江組深度所對應(yīng)的地溫范圍利于細菌存活。油藏形成后，細菌往往通過底水、邊水介質(zhì)到達油水界面附近的油藏中，從而通過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)的氣測錄井資料評價方法(如三角圖板、皮克斯勒圖板等)無法取得較好的應(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，部分細砂巖。油層的巖屑熒光面積在5%以上，氣測特征均表現(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

圖1 南海東部X油田地化錄井熱解氣相色譜譜圖特征

對比韓江組和珠江組儲集層的氣測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，影響因素較為復雜，利用傳統(tǒng)單一的解釋方法和標準已無法準確識別流體性質(zhì)，因此需要區(qū)分不同層位，優(yōu)選參數(shù)對該油田流體性質(zhì)進行研究。

2 解釋標準建立

通過對南海東部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)標準SY/T 5735-1995《陸相烴源巖地球化學評價方法》的原油物理性質(zhì)分類標準，主要為受嚴重生物降解的重質(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。綜合氣測和地化錄井資料特征，分別對韓江組和珠江組特征參數(shù)進行優(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)、地化亮點值共5個參數(shù)，對韓江組和珠江組分別建立了氣測、地化、氣測-地化組合圖板三種解釋圖板(圖2)。

由于韓江組儲集層遭受生物降解，具有組分不齊全的特點，在氣測解釋標準中，選用了C1異常倍數(shù)與Tg異常倍數(shù)交會圖板(圖2a)。異常倍數(shù)即儲集層和上部蓋層氣體全烴或組分的比值[6-7]，計算方法為：取氣測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,則說明蓋層條件好,儲集層內(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)交會圖板在韓江組可以有效識別油層、含油水層及水層。在珠江組受烴源巖內(nèi)儲集層氣測背景值較高的影響，該圖板對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)。地化亮點值[8]即反映儲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，與地化亮點值建立交會圖板。由圖2c可見，韓江組整體區(qū)分程度較好，但重質(zhì)油的特點會導致部分含油水層的地化實測值較高，落入油層區(qū)域。由圖2d可見，珠江組對于油層和干層的區(qū)分程度較好，對于含油水層以及干層的區(qū)分效果較差。

最后，選用氣測特征值C1異常倍數(shù)與地化亮點值建立氣測-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油田的流體解釋標準如表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準

3 應(yīng)用實例

通過建立的圖板和解釋標準，與取樣、測試等已證實的結(jié)論進行對比，錄井流體解釋符合率有明顯提高，說明該方法具有較好的應(yīng)用效果。在韓江組累計解釋的76層儲集層中，氣測圖板法共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-地化組合圖板共67層與結(jié)論相符，解釋符合率88.16%。在珠江組累計解釋的108層儲集層中，氣測圖板法共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-地化組合圖板共96層與結(jié)論相符，解釋符合率88.89%。

3.1 A井韓江組顯示層

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，滴照反應(yīng)慢，滴照顏色乳白色。1 436 m及1 438 m井深處進行井壁取心，壁心熒光面積60%～70%，C級，滴照反應(yīng)快，滴照顏色乳白色。本井段氣測組分不齊全(某個或多個重組分含量小于0.002 5%)，以C1為主，C1相對含量為98.75%；Tg為4.05%，Tg異常倍數(shù)為4.7；C1絕對含量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，相對峰面積較小(圖4)。按照研究區(qū)韓江組解釋圖板進行投點，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)對該井段進行取樣作業(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

3.2 A井珠江組顯示層

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，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進行井壁取心，壁心熒光面積80%～90%，B-A級，滴照顏色乳白色，滴照反應(yīng)快。本井段氣測組分齊全(各組分含量大于0.002 5%)，C1相對含量為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)珠江組解釋圖板進行投點，均落在油層區(qū)域(圖2)，經(jīng)分析符合中質(zhì)油油層特征；對該井段進行求產(chǎn)測試，產(chǎn)油123.6 m3/d，原油相對密度0.882 1 g/cm3，測試結(jié)論為中質(zhì)油油層，同樣證實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

4 結(jié) 論

(1)南海東部X油田主要含油層位韓江組及珠江組淺層儲集層受生物降解嚴重以及油質(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)的解釋評價方法解釋符合率較低，需要分層位建立解釋圖板和解釋標準進行流體綜合解釋評價。

(2)優(yōu)選氣測Tg異常倍數(shù)、C1異常倍數(shù)，地化S1、S2值及地化亮點值作為特征參數(shù)，分別建立韓江組及珠江組的氣測解釋圖板、地化解釋圖板、氣測-地化組合圖板，并利用圖板劃分解釋標準。通過取樣和測試結(jié)論進行驗證表明解釋符合率有了明顯提高。

(3)研究區(qū)氣測-地化組合圖板符合率最高，韓江組氣測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解釋圖板，說明解釋圖板在不同層位的適用性也具有差異。在隨鉆過程中優(yōu)選適用的解釋方法對不同層位進行解釋評價，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)。