地化錄井技術(shù)在油基鉆井液環(huán)境下儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別中的應(yīng)用

宋昀軒 王 雷 蔡 軍 魯法偉

(①中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術(shù)分公司；②中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司)

0 引 言

地化錄井技術(shù)包括巖石熱解分析技術(shù)、熱蒸發(fā)烴氣相色譜分析技術(shù)和輕烴分析技術(shù)，是獲得井下地層油氣直接信息的重要手段,由于其受工程參數(shù)、地層物性、地層水性質(zhì)等影響較小，在油氣勘探領(lǐng)域有著廣泛的應(yīng)用。東海西湖凹陷寶云亭地區(qū)由于鉆井難度大、儲(chǔ)層保護(hù)要求高等因素，油基鉆井液已逐漸應(yīng)用于探井鉆探作業(yè)中。油基鉆井液主要采用白油作為基油，白油是經(jīng)過(guò)超深度精制(深度加氫精制脫除芳香烴、脫硫、脫氮和脫氧等雜質(zhì))的無(wú)色、無(wú)味和無(wú)腐蝕性的特種礦物油，主要化學(xué)成分為C16-C31的正、異構(gòu)烷烴混合物[1-2]，其不但對(duì)常規(guī)錄井中巖屑清洗、熒光識(shí)別、氣測(cè)錄井等具有一定干擾，也會(huì)對(duì)地化錄井分析結(jié)果產(chǎn)生一定影響。本文以西湖凹陷寶云亭地區(qū)探井為例，分析油基鉆井液對(duì)地化錄井關(guān)鍵參數(shù)的影響，探索出利用芳香烴區(qū)域參數(shù)和熱解參數(shù)相關(guān)性評(píng)價(jià)方法(地化評(píng)價(jià)方法和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn))鑒別真假油氣顯示，可以準(zhǔn)確快速進(jìn)行油、氣、水層流體識(shí)別。

1 區(qū)域概況

寶云亭地區(qū)位于東海陸架盆地西湖凹陷平湖構(gòu)造帶上(圖1)，由于西湖凹陷存在兩期的油氣運(yùn)移聚集，第二期氣液混合相的油氣運(yùn)移造成的對(duì)先期形成油氣藏的次生改造作用和油氣的重新分配廣泛存在，使寶云亭地區(qū)油氣顯示的特征復(fù)雜多變，不同構(gòu)造的油藏、氣藏的特征存在很大差異[2-4]。寶云亭地區(qū)漸新統(tǒng)花港組以氣層為主，間或含有少量的油層；始新統(tǒng)平湖組油氣顯示以氣層、凝析氣層為主，迄今為止發(fā)現(xiàn)的工業(yè)油氣層均賦存于始新統(tǒng)平湖組中。復(fù)雜流體類(lèi)型及其賦存條件導(dǎo)致熒光顯示識(shí)別難度大，流體性質(zhì)和流體界面判識(shí)困難[5-9]。

2 油基鉆井液對(duì)地化錄井的影響

通過(guò)對(duì)研究區(qū)水基鉆井液和油基鉆井液條件下S0、S1、S2、Pg等熱解參數(shù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在油基鉆井液環(huán)境下，儲(chǔ)層熱解分析S1值明顯高于水基鉆井液條件下S1值，其升高幅度受儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)層含油氣性、鉆井液與地層壓差、巖屑浸泡時(shí)間、巖屑污染程度等多種因素影響，最終表現(xiàn)為總體抬升倍數(shù)值13.6左右；S0值在油基鉆井液環(huán)境下相對(duì)水基鉆井液環(huán)境有所減小，但由于影響因素更多，規(guī)律性不明顯；S2值在油基鉆井液和水基鉆井液環(huán)境下表現(xiàn)出無(wú)規(guī)律變化的特征(表1、表2)[10-12]。

表1 水基鉆井液體系下儲(chǔ)層熱解參數(shù)統(tǒng)計(jì) mg/g

表2 油基鉆井液體系下儲(chǔ)層熱解參數(shù)統(tǒng)計(jì) mg/g

在水基鉆井液條件下，各儲(chǔ)層熱解色譜分析數(shù)據(jù)中主峰碳分布范圍較廣，C10-C27均有分布，而油基鉆井液條件下，各儲(chǔ)層色譜分析數(shù)據(jù)中主峰碳分布較集中，主要分布于C12-C17區(qū)間，尤其以C16-C17區(qū)間最為集中，表現(xiàn)出與地層層位、流體性質(zhì)無(wú)關(guān)的特征，從而失去了主峰碳數(shù)的指導(dǎo)意義(圖2、圖3)。

圖2 N 4井(水基鉆井液)4 548 m氣層熱解色譜譜圖

圖3 B 2井(油基鉆井液)4 046 m氣層熱解色譜譜圖

目前東海海域探井未針對(duì)不同鉆井液體系制定出有針對(duì)性的、差異化的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參考標(biāo)準(zhǔn)，所有井均采用同一套評(píng)價(jià)體系，其評(píng)價(jià)指標(biāo)主要為S1與S2的絕對(duì)值、正構(gòu)烷烴的分布形態(tài)、熱解色譜主峰碳數(shù)范圍、輕烴譜圖形態(tài)及出峰個(gè)數(shù)等，這些指標(biāo)受鉆井液體系因素影響較大，且受解釋人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)水平及經(jīng)驗(yàn)影響較大。目前的異常顯示劃分原則為將儲(chǔ)集巖S1值大于1.0 mg/g 或Pg值大于基值的兩倍作為異常層的確定標(biāo)準(zhǔn)，忽視了油基鉆井液對(duì)于S1值的影響。由于寶云亭地區(qū)主要流體類(lèi)型為天然氣與凝析油、輕質(zhì)油，儲(chǔ)層熱解S2值并不具有實(shí)際參考價(jià)值，從而導(dǎo)致西湖凹陷探井的地化錄井評(píng)價(jià)準(zhǔn)確性較差，解釋評(píng)價(jià)符合率較低，難以準(zhǔn)確識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)、流體界面。因此，建立油基鉆井液環(huán)境下的地化錄井評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，消除油基鉆井液對(duì)地化錄井的影響，是目前東海地質(zhì)錄井工作亟待解決的難點(diǎn)和重點(diǎn)。

3 評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及方法的建立

通過(guò)對(duì)西湖凹陷寶云亭地區(qū)地化油氣顯示特征的總結(jié)可知，輕烴分析對(duì)流體性質(zhì)判別、油氣水評(píng)價(jià)具有相對(duì)重要的價(jià)值。寶云亭區(qū)域所在的西湖凹陷具有兩期地層流體運(yùn)聚特征，前一期所形成的油藏中較輕的烷烴組分溶于運(yùn)移進(jìn)入油藏的后一期的混合流體相中，并隨天然氣向上運(yùn)移出油藏。這種機(jī)理形成的油藏的地化錄井熱解色譜特征是以輕組分為優(yōu)勢(shì)，重組分含量低、輕烴特征為C5以上的烷烴散失作用減弱，輕烴的中、重組分含量隨碳數(shù)增加而上升，芳香烴含量與正構(gòu)烷烴比值升高，但小于氣層芳香烴含量。因此，平湖組隨著輕質(zhì)烷烴組分與天然氣被運(yùn)移出油層導(dǎo)致油質(zhì)變重，芳香烴相對(duì)富集，最終隨著天然氣不斷通過(guò)油層運(yùn)移，油層被改造為氣層。這類(lèi)氣層具有鏈烷烴含量低、芳香烴含量高的特點(diǎn)[3]。因此選用苯和甲苯總含量作為計(jì)算參數(shù)，同時(shí)采用C5以上的直鏈烷烴∑(nC5-nC9)作為計(jì)算參數(shù)?？紤]在寶云亭地區(qū)芳香烴含量與直鏈烷烴呈一定程度此增彼減的趨勢(shì)，故以(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)消除兩者之間的比例因素影響，最終形成芳香烴區(qū)域特征指數(shù)Yx。

與此同時(shí)，利用儲(chǔ)層熱解S1值作為評(píng)價(jià)參數(shù)需要視現(xiàn)場(chǎng)所用鉆井液體系具體情況進(jìn)行適當(dāng)?shù)男Ｕ幚恚碨1值校正。用以建立綜合應(yīng)用輕烴和熱解數(shù)據(jù)解釋的兩個(gè)參數(shù)：

Yx=(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)

式中：Yx為芳香烴區(qū)域指數(shù)，%；BZ為苯含量，%;TOL為甲苯含量，%。

S1c=KS1

式中：S1c為油基鉆井液環(huán)境下地化熱解S1的校正值，mg/g；K為寶云亭地區(qū)地化熱解經(jīng)驗(yàn)校正系數(shù)，為油基鉆井液S1值抬升倍數(shù)值的倒數(shù)，無(wú)量綱。

通過(guò)系統(tǒng)分析寶云亭地區(qū)地化熱解參數(shù)，計(jì)算得出該區(qū)油基鉆井液S1值抬升倍數(shù)值為13.67，因此S1值校正系數(shù)K在該區(qū)域?yàn)?.073。通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析寶云亭地區(qū)18口井在油基鉆井液體系中的地化輕烴參數(shù)與地層流體性質(zhì)之間的規(guī)律得出：當(dāng)Yx<7%，S1c>1 mg/g，且全烴值高于背景值5倍，C1值高于背景值3倍時(shí)為油層；當(dāng)Yx>7%，S1c>1 mg/g，且Tg值及C1值高于背景值5倍時(shí)為氣層；當(dāng)S1c<1 mg/g或Tg值低于背景值5倍，C1值低于背景值3倍時(shí)為水層(圖4)。

圖4 寶云亭地區(qū)Yx與S1c值解釋圖板

結(jié)合這兩個(gè)參數(shù)設(shè)計(jì)的解釋圖板，數(shù)據(jù)點(diǎn)越靠上油氣豐度越高；在油區(qū)內(nèi)數(shù)據(jù)點(diǎn)越靠左油質(zhì)越重，越靠右油質(zhì)越輕。

4 應(yīng)用實(shí)例

綜合分析寶云亭地區(qū)12口井，共計(jì)167個(gè)顯示層位的地化輕烴特征參數(shù)及儲(chǔ)層熱解參數(shù)，應(yīng)用新的地化錄井評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和解釋圖板對(duì)其進(jìn)行解釋評(píng)價(jià)(圖4)，并將解釋結(jié)論與綜合解釋結(jié)論、測(cè)試結(jié)果進(jìn)行對(duì)比統(tǒng)計(jì)(表3)，其在寶云亭地區(qū)儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別方面符合率約為94.5%，具有較好的實(shí)踐意義。

表3 寶云亭地區(qū)平湖組部分顯示層位解釋數(shù)據(jù)

4.1 B 2井平湖組P 2砂層組

寶云亭地區(qū)B 2井平湖組P 2砂層組，井段3 474～3 477 m(圖5)，巖性描述為淺灰色細(xì)砂巖，成分以石英為主，次為長(zhǎng)石，少量暗色礦物；熒光無(wú)顯示。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率7.7 Ω·m，電阻率較低；氣測(cè)全烴Tg的最大值7.14%、背景值0.40%，C1的最大值4.36%、背景值0.16%，測(cè)井解釋為油層。利用常規(guī)主要分析參數(shù)分析出峰個(gè)數(shù) 37 個(gè)，總峰面積138 527 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)為36.95%，∑(C6-C9)/∑(C1-C9)為63.05%。輕烴譜圖反映出差氣層特征。 綜合巖屑分析結(jié)果，評(píng)價(jià)該層為差氣層。

利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析可知，區(qū)域芳香烴指數(shù)Yx為4.19%～6.94%，S1c值為3.87～5.75 mg/g，交點(diǎn)投于交會(huì)圖板油區(qū)( 圖4，橙色菱形點(diǎn))，評(píng)價(jià)該層為輕質(zhì)油層。

最終經(jīng)MDT泵出地層油樣品，經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析，原油密度為0.79 g/cm3，為輕質(zhì)油，測(cè)試日產(chǎn)油763.8 m3，與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致，與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大，該解釋標(biāo)準(zhǔn)在低阻油層、錄井顯示不明顯的油層得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

4.2 B 2井平湖組P 4砂層組

寶云亭地區(qū)B 2井平湖組P 4砂層組，井段3 639～3 651 m(圖5)，巖性描述為淺灰色熒光細(xì)砂巖，成分以石英為主，次為長(zhǎng)石，少量暗色礦物；熒光直照亮黃色，面積5%，滴照乳白色，A/C反應(yīng)慢。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率14.1 Ω·m；氣測(cè)全烴Tg最大值15.34%、背景值0.80%，C1最大值14.68%、背景值0.67%，測(cè)井解釋為油層。利用常規(guī)主要分析參數(shù)分析出峰個(gè)數(shù) 40個(gè)、總峰面積78 555 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)為42.16%、∑(C6-C9)/∑(C1-C9)為57.84%。輕烴譜圖反映出含氣層特征。 綜合巖屑分析結(jié)果，評(píng)價(jià)該層為差氣層。

圖5 B 2井綜合解釋剖面圖

利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析，區(qū)域芳香烴指數(shù)Yx為5.04%～5.84%，S1c值為1.51～7.54 mg/g，交點(diǎn)投于交會(huì)圖板輕質(zhì)油區(qū)(圖4，紅色菱形點(diǎn))，評(píng)價(jià)該層為輕質(zhì)油層，其油質(zhì)比3 474～3 477 m井段油層稍重。

最終經(jīng)MDT泵出地層油樣品，經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析，原油密度0.85 g/cm3，為輕質(zhì)油，密度比3 474～3 477 m井段油層稍重，與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致，與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大，該解釋標(biāo)準(zhǔn)在定性對(duì)比油質(zhì)輕重方面得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

4.3 B 6S1d井平湖組P 4砂層組

寶云亭地區(qū)B 6S1d井平湖組P 4砂層組，井段3 508.3～3 515.0 m(圖6)，巖性描述為淺灰色熒光細(xì)砂巖，成分以石英為主，次為長(zhǎng)石，少量暗色礦物；熒光直照亮暗黃色，面積5%，滴照淡乳白色，A/C反應(yīng)慢。電性特征表現(xiàn)為平均電阻率18.3 Ω·m；氣測(cè)全烴Tg的最大值6.52%、背景值0.22%、C1的最大值5.91%、背景值0.10%，測(cè)井解釋3 506.6～3 508.3 m為氣層、3 508.3～3 515.0 m為油層、3 515.0～3 518.4 m為油水同層、3 518.4～3 521.4 m為含油水層。利用常規(guī)輕烴分析參數(shù)分析巖屑樣品8個(gè)點(diǎn)，主峰碳nC16,碳數(shù)范圍nC12-nC38；色譜圖呈梳狀特征；輕烴組分分析巖屑樣品8個(gè)點(diǎn)，譜圖出峰形狀呈梳狀。通過(guò)分析出來(lái)的數(shù)據(jù)看出本井段含正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴、芳香烴組分，組分較全，分析結(jié)果顯示為氣層特征。綜合儲(chǔ)層流體性質(zhì)特征，解釋3 504.0～3 513.0 m為氣層。

圖6 B 6S1d井綜合解釋剖面圖

利用Yx與S1c標(biāo)準(zhǔn)分析，3 508.0～3 510.0 m井段芳香烴指數(shù)Yx為3.70%～5.35%，S1c值為1.24～2.01 mg/g，交點(diǎn)投于交會(huì)圖板輕質(zhì)油區(qū)；3 512～3 516 m井段芳香烴指數(shù)變化不大，S1c值下降明顯，由2.15 mg/g降至0.94 mg/g，含水特征明顯，因此將油水界面定于3 514 m。解釋結(jié)果為3 507～3 514 m為輕質(zhì)油層(圖4，藍(lán)色菱形點(diǎn))；3 514～3 521 m為油水同層(圖4，黃色菱形點(diǎn))。

最終經(jīng)MDT于井深3 507.6 m、3 511.0 m泵出地層油樣品，經(jīng)實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析，原油密度為0.79～0.83 g/cm3，與標(biāo)準(zhǔn)分析解釋一致，與常規(guī)分析解釋結(jié)果差異較大，該解釋標(biāo)準(zhǔn)在流體界面位置確定方面得到了應(yīng)用驗(yàn)證。

5 結(jié) 論

(1)通過(guò)分析西湖凹陷寶云亭地區(qū)油氣特征，利用儲(chǔ)層巖石熱解、輕烴等資料，綜合氣測(cè)錄井特征，建立起應(yīng)用于西湖凹陷寶云亭地區(qū)，且針對(duì)油基鉆井液體系下油氣顯示的“芳香烴特征指數(shù)Yx與S1c值”解釋評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及解釋圖板。

(2)該標(biāo)準(zhǔn)適用于西湖凹陷探井現(xiàn)場(chǎng)流體性質(zhì)的快速識(shí)別、流體界面的劃分，在氣測(cè)、熒光、隨鉆測(cè)井特征不明顯時(shí)可用于油氣顯示的定性判斷，提高了地化錄井解釋的準(zhǔn)確性，并在油基鉆井液環(huán)境下的儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià)應(yīng)用中具有可推廣性。

(3)在后續(xù)的作業(yè)中，通過(guò)不斷以實(shí)鉆資料對(duì)解釋標(biāo)準(zhǔn)及圖板進(jìn)行驗(yàn)證和修正，再結(jié)合其他錄井手段對(duì)該圖板解釋準(zhǔn)確率進(jìn)行優(yōu)化，將進(jìn)一步提高該圖板的準(zhǔn)確性、實(shí)用性和普適性。