實時流體錄井技術在惠州26-6構造的應用

熊亭

(1.長江大學地球科學學院, 武漢 430100; 2.中海石油(中國)有限公司深圳分公司, 深圳 518000)

隨著珠江口盆地勘探工作的不斷深入,可供選擇的常規勘探目標規模變小、勘探成效降低,勘探的對象漸向深層古近系以及非常規古潛山等新層系、新領域拓展[1-3]。近期在惠州26-6構造鉆探的A1井,首次在古近系、古潛山的“雙古”領域同時取得重大突破,分別在恩平組、文昌組、古潛山測試獲得高產輕質油、凝析氣,揭示了“雙古”領域巨大的勘探潛力[4-5],但受儲層巖性及流體性質的復雜多樣,導致傳統錄測井的油氣區分方法“失效”,而儲層流體類型的不落實,嚴重制約了后續地質作業方案制定以及地質儲量的落實,直接影響到油氣田的勘探開發進程。

現階段對于儲層流體判識主要以測、錄井方法為主,其中測井流體識別的技術手段主要是建立在不同流體的密度差異、含氫指數差異、可壓縮性差異等物理特性上,地層條件下處于臨界狀態的輕質油和凝析氣的物理性質相似,加之儲層巖性的復雜,導致測井經典油氣區分圖版(中子-密度,體積壓縮系數-泊松比)更加無法區分凝析氣與輕質油[6-7]。而錄井流體識別方法多是基于常規氣測錄井的烴組分比值法展開,例如,胡云等[8]和劉娟霞等[9]分別利用優化3H解釋圖版與氣測組分星型圖版、組分圖版進行油氣的定性判識,但這些方法都是基于常規氣測錄井烴組分在鄰井取樣及測試結果標定下開展的定性判識,判斷結果因人而異,且還受限于常規氣測錄井檢測精度的影響,識別結果存在較大的不確定性;同時在缺少大量取樣及測試油氣樣標定的新區、新領域的應用也存在較大的局限性,亟待探索一套能夠有效區分凝析氣與輕質油且能夠定量評價的方法。

針對上述問題,在統計區域內不同類型流體烴組分特征的基礎上,現優選烴組分參數,結合測井、取樣及測試資料刻度,建立起基于實時流體錄井技術的烴濕度比-烴平衡比圖版和氣油比定量計算法,實現對儲層流體類型的定量識別。

1 區域地質概況

惠州26-6構造位于惠西南成熟油區,發育在惠州26洼南部邊界斷層二臺階上,由兩條北西西向斷層共同控制的斷塊[10-11]。該構造首口探井A1井(圖1),鉆探揭示前古近系潛山、古近系文昌組、恩平組巖性復雜多樣、油氣顯示豐富,錄井發現油氣顯示近千米,測井解釋油氣層厚度達422.2 m;為了落實儲層流體性質,全井分別在古近系、古潛山泵抽取樣8點次,地層測試4層,結果表明古潛山頂部及文昌組為凝析氣,潛山下部及恩平組為輕質油,揭示惠州26-6構造具有多巖性、多層系、多相態復合成藏特點,給該區儲層流體識別帶來巨大挑戰。

圖1 A1井單井柱狀圖

2 FLAIR技術介紹與優勢

實時流體錄井技術是法國地質服務公司推出的最新一代流體錄井技術[12],相比于常規氣測錄井,具有定量、恒溫脫氣、專用氣管線、負壓傳送、雙氣路、色譜、質譜檢測等特點,檢測精度較常規氣測錄井更高,數據質量更可靠。圖2為惠州26-6構造取樣及測試證實的凝析氣與輕質油的常規氣測錄井和實時流體錄井的Bar烴組分特征,從圖2可知,凝析氣與輕質油的組分特征差異非常小,且常規氣測錄井中凝析氣與輕質油的烴組分特征規律性較差,而實時流體錄井中凝析氣與輕質油表現為烴組分特征一致,并且從凝析氣到輕質油表現為重烴組分占比逐漸增加。基于上述分析,本次研究采用了FLAIR數據作為研究基礎資料。

(1)～(5)號層為凝析氣;(6)～(10)號層為輕質油

3 基于FLAIR技術的定量識別方法

不同石油地質背景油氣藏、不同流體性質儲集層具有不同的氣測烴組分特征,除組分含量特征外,還以不同的烴組分比值體現。因此,在統計區域內氣層、凝析氣層及油層的烴組分比值特征基礎上,優選烴組分參數,結合測井、取樣及測試資料分別建立了基于FLAIR數據的濕度比-平衡比識別圖版法和氣油比指數與泵抽取樣、測試氣油比的定量計算關系模型,實現儲層流體類型的連續評價和定量評價。

3.1 基于FLAIR的烴濕度比-烴平衡比圖版法

傳統的3H比值法也叫烴濕度比值法,選擇的參數為濕度比(WH)、平衡比(BH)、特征比(characteristic ratio,CH),然后根據三者比值的大小,以及數據的組合方式,綜合判斷地層含油氣情況。

(1)

(2)

(3)

針對上述實時流體錄井烴組分表現特征,在數理統計的基礎上優選了烴濕度比、烴平衡比作為評價參數。利用區域測井解釋、取樣點、測試層的實時流體錄井數據,建立起基于烴濕度比(WH)、烴平衡比(BH)的氣測衍生參數流體識別圖版(圖3),從圖3中可知,干氣、凝析氣、油分區分帶明顯,隨著流體變重BH逐漸變小,WH逐漸增加。結合圖版分區統計,干氣:BH>20,WH<11;凝析氣:BH>15,WH<19;油:BH<15,WH>19。

圖3 FLAIR烴濕度比-烴平衡比識別圖版

3.2 基于FLAIR技術的氣油比定量計算法

電纜、鉆桿地層測試通過直接獲取井下地層流體樣品,利用實驗手段獲取地層流體不同烴組分占比,計算得到油氣藏的氣油比,利用氣油比的大小實現對地層流體性質的判識[13-14]。實時流體錄井技術通過檢測上返鉆井液中油氣儲集層的烴組分,相較于地層測試,二者在獲得油氣藏烴組分方式、分析原理、時間點上存在諸多不同,但都是以油氣藏的烴組分為研究對象,本質是相同的。研究表明,通過開展實時流體錄井烴組分敏感參數優選、參數歸一化處理、泵抽取樣氣油比數據質控、關系模型建立,可以實現氣油比的連續定量計算。

3.2.1 敏感參數優選

根據實時流體錄井的測量原理,其烴組分表征是地下流體閃蒸后氣相里流體的烴組分。通過對研究區電纜泵抽取樣及測試的凝析氣與輕質油各烴組分相對含量平均值作相對含量趨勢線進行烴組分敏感參數優選,凝析氣與輕質油的C1、C2相對百分含量高且較為相近,而輕質油的重組分(C3～ C8)含量略有增加,較凝析氣高(圖4),考慮到庚烷(heptane,C7)、 辛烷(octane,C8)組分相對含量低(小于0.05)且部分凝析氣缺失該烴組分。因此,根據凝析氣與輕質油的烴組分特點,優選(C1+C2)、(C3+C4+C5+C6)分別代表氣指數、油指數,利用氣油比的計算原理(氣/油),建立氣油比指數R,即(C1+C2)/(C3+C4+C5+C6)。

圖4 凝析氣與輕質油的FLAIR烴組分相對含量趨勢線圖

3.2.2 數據歸一化

實時流體錄井技術雖然具備定量恒溫、組分多、精度高、出入口雙氣路檢測、質量控制嚴格等特點,但烴組分值的大小除了受儀器精度影響外,還會受到地質、工程等多種因素影響,如鉆速、排量等鉆井參數的變化、井眼尺寸等工程因素,儲層類型與物性、流體類型等地質因素。為了消除以上因素的影響和突出每一個烴組分變化,必須將各烴組分(C1～C6)進行歸一化處理,處理公式為

(4)

式(4)中:Xm為鉆井段對應深度的烴組分實際測量值;Xmin為鉆井段各烴組分的最低值;Xmax為鉆井段各組分的最高值。

3.2.3 氣油比質量控制

不同于鉆桿地層測試氣油比獲取方式,電纜地層測試分析烴組分研究效果及其計算氣油比結論可靠的關鍵在于質控泵抽取樣點,由于電纜泵抽取樣作業是在水基泥漿環境中進行,井下流體分析設備的光譜容易受到泥漿濾液的影響,在含水率高時,氣油比的誤差很大。因此,需要在光密度隨時間變化曲線中,找到含水率最低的點才能對應有代表性的地層流體特征。

3.2.4 氣油比關系模型建立

統計區域內24口井31個電纜泵抽取樣點氣油比數據與對應深度點實時流體錄井氣油比指數R建立關系模型(圖5),建模后得到的相關系數達0.879 4,證實基于FLAIR流體錄井的氣油比指數與測試、取樣的氣油比具有很好的相關性。其相關性計算公式為

圖5 實時流體錄井氣油比指數與測試氣油比關系模型

y=217.5x1.168

(5)

式(5)中:y為地層測試、泵抽取樣氣油比;x為實時流體錄井資料計算油氣比指數R。

根據以上模型,結合楊寶善[15]提出的氣油比油氣藏類型劃分標準(表1),細化氣油比指數R閾值,實現了儲層流體性質的定量化表征。

表1 氣油比油氣藏類型劃分標準

4 應用舉例

4.1 復雜流體識別與方法對比

A2井為惠州26-6構造西北部的一口評價井,該井在古近系文昌組鉆遇凝灰巖、含礫砂巖、砂礫巖、火山角礫巖,且油氣顯示豐富,熒光面積5%～30%,實時流體錄井表現為高C1絕對值和高C1百分比;測井中子密度曲線交匯明顯(圖6),流體性質判斷難度大。

圖6 A2井文昌組連續氣油比計算剖面圖

為此,利用前述實時流體錄井資料計算氣測異常明顯、形態飽滿、組分齊全段數據點的濕度比(WH)、平衡比(BH)、氣油比,結合濕度比-平衡比圖版投點(圖3)及氣油比劃分標準(表1),判斷流體性質為油層。現場為了證實該段流體性質,在X794.9 m處進行泵抽取樣,取樣結果為油層,取樣分析氣油比為330 m3/m3(由于物性差,取樣過程中存在分相,實際氣油比略要小于330 m3/m3)。該段自然伽馬值為80～180 api,平均120 api,電阻率值為2～20 Ω·m,密度2.35～2.4 g/cm3,FLAIR氣測顯示各組分含量較為清楚,C1最高在0.40%～1.60%,C2在0.05%～0.15%,C3在0.10%以內,其他烴組分含量較少(圖6),利用實時流體錄井預測,計算氣油比值為310 m3/m3,與取樣值相比相差(330-310)/330=6%,證實了該方法的可靠性。

4.2 氣油界面劃分

A1井為惠州26-6構造第一口鉆井,該井鉆遇古潛山,巖性為蝕變閃長巖、花崗巖、輝綠巖等,錄井見油氣顯示647 m,為了查明古潛山流體性質及產能,分別在古潛山上部及下部進行了泵抽取樣及地層測試(圖7),上部與下部泵抽取樣及測試結論分別為凝析氣與揮發性油;受復雜儲層條件影響,測壓合格數據點少,而單點取樣以及整段的測試無法準確落實氣油界面,導致潛山儲量落實存在不確定性。

針對上述難點,利用前述FLAIR流體錄井資料計算濕度比(WH)、平衡比(BH)、氣油比(圖7),從圖7可知,濕度比、平衡比、氣油比上下具有明顯分層性,通過優選數據點后,進行濕度比與平衡比圖版投點驗證(圖3),并建立計算氣油比隨深度變化圖(圖8),可以快速、直接識別古潛山為上氣下油特征。該段自然伽馬值為80～120 api,平均100 api,電阻率值為20～200 mΩ·m,密度2.55～2.75 g/cm3,在X800～X900,實時流體錄井資料顯示各組分含量減小,是可能的氣油界面,結合前述公式,計算獲取的氣油比平均值560 m3/m3,與X900 m氣油比值相近。目前,基于該方法劃分的潛山氣油界面符合地質認識,助力惠州26-6古潛山地質儲量的順利申報。

圖8 A1井氣油比隨深度變化圖

5 結論

(1)實時流體錄井技術相較于常規氣測錄井具有進出口雙氣路、色譜質譜分析、恒溫加熱、負壓傳送等特點,其烴組分檢測精度更高、組分更多、一致性更好、可對比性更強,為復雜流體識別方法研究奠定了資料基礎。

(2)不同區塊、不同流體類型的烴濕度比與烴平衡比均表現為統一特征,即隨鉆地層流體變重,其烴濕度比值變大,烴平衡比值變小,以區域測井、測試資料為基礎首次建立起基于實時流體錄井資料的烴濕度比與烴平衡比的交匯圖版,并實現了干氣、凝析氣、油的定量表征。

(3)以氣油比計算原理為基礎,建立實時流體錄井含油氣豐度指數與泵抽取樣、測試氣油比之間的關系模式,實現連續氣油比的定量計算和干氣、凝析氣、油的定量表征。

(4)烴濕度比-烴平衡比交匯圖版法與定量計算氣油比法相結合,不僅可以解決復雜儲層流體的識別和氣油界面劃分、儲層流體相的精細刻畫難題,而且兩種方法相互驗證,能夠大幅提高復雜流體識別準確率。兩種方法已在珠江口盆地各個區塊油氣識別中進行了廣泛的推廣應用,取得了較好的效果。