地化技術(shù)在凝析油油藏老井二次評(píng)價(jià)中的應(yīng)用

鄭玉龍，張麗云，趙立紅，張 丹，趙 展

(中油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

引 言

Q3-17-5塊位于遼河坳陷西部凹陷歡喜嶺油田齊家下臺(tái)階西斜坡的南段，為凝析油區(qū)塊[1-4]。該斷塊區(qū)有3套含油層系由于受解釋方法、技術(shù)、試油方式等限制，油氣層解釋符合率低。應(yīng)用地化技術(shù)，建立了凝析油油藏的老井二次評(píng)價(jià)解釋方法，對(duì)Q3-17-5塊凝析油油藏60口老井進(jìn)行二次評(píng)價(jià)，取得了新認(rèn)識(shí)。

1 油藏特征

Q3-17-5塊沙三、四段儲(chǔ)層巖性主要為細(xì)砂巖、砂礫巖，泥質(zhì)含量高。大凌河油層孔隙度為13.5%，滲透率為13×10-3μm2;蓮花油層孔隙度為11.6%，滲透率為14×10-3μm2;杜家臺(tái)油層孔隙度為9.88%，滲透率為8×10-3μm2;該儲(chǔ)層流體的運(yùn)移、流動(dòng)速度相對(duì)較小[5]。油層分布主要受巖性控制，原油相對(duì)密度為0.81。

油層熱解參數(shù)特征表現(xiàn)為S1＞S2(S1為300℃時(shí)檢測(cè)的單位質(zhì)量巖石中烴含量，mg/g;S2為300～600℃檢測(cè)的單位質(zhì)量巖石中烴含量，mg/g)[6]，S2值小于1。油層氣相色譜圖呈正態(tài)分布特征，主峰碳在 C14—C15，碳數(shù)范圍一般為 C11—C25，范圍相對(duì)稀油氣相色譜圖碳數(shù)分布范圍窄，為前峰型。正構(gòu)烷烴相對(duì)支鏈烷烴占優(yōu)勢(shì)[7-8]。

2 凝析油油藏地化評(píng)價(jià)方法

2.1 綜合參數(shù)法

依據(jù)Q3-17-5塊60口井巖石熱解資料，結(jié)合生產(chǎn)結(jié)果，研究試油儲(chǔ)層中的可動(dòng)烴含量(S1)[9-10]、最大裂解溫度(Tmax)，建立了凝析油儲(chǔ)層流體性質(zhì)巖石熱解判別標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

表1 凝析油巖石熱解判別標(biāo)準(zhǔn)

2.2 氣相色譜解釋圖版

依據(jù)Q3-17-5塊60口老井氣相色譜資料，逐層分析試油儲(chǔ)層，確定了凝析油氣相色譜特征:油層譜圖形態(tài)為梳狀，正態(tài)分布，主峰碳范圍為C14—C16，正構(gòu)烴分布范圍為C11—C25，飽和烴中正構(gòu)烷烴含量非常豐富，大于80%，姥鮫烷含量普遍大于植烷含量(圖1、2)。

根據(jù)以上建立的解釋標(biāo)準(zhǔn)，通過分析未知儲(chǔ)層樣品，獲得氣相色譜圖，把需要評(píng)價(jià)的儲(chǔ)層圖譜與建立的油層、低產(chǎn)油層標(biāo)準(zhǔn)譜圖相比較，根據(jù)烴的分布范圍、譜圖形態(tài)及分布特征，可以得出未知儲(chǔ)層流體性質(zhì)。

圖1 油層氣相色譜特征

圖2 低產(chǎn)油層氣相色譜特征

2.3 飽和烴解釋圖版

氣相色譜能夠定量評(píng)價(jià)儲(chǔ)層中飽和烴相對(duì)含量。氣相色譜定量的依據(jù)是，當(dāng)操作條件一定時(shí)，被測(cè)組分的進(jìn)樣量與其響應(yīng)訊號(hào)成正比[9]。由于植烷和姥鮫烷相對(duì)含量較高、較穩(wěn)定，植烷和姥鮫烷作為標(biāo)定物，測(cè)得儲(chǔ)層中飽和烴族組分相對(duì)含量。通過對(duì)試油層段氣相色譜分析，獲得了標(biāo)準(zhǔn)油層飽和烴相對(duì)含量，建立了解釋標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)未知樣品進(jìn)行分析。計(jì)算出樣品的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，即飽和烴含量，把各組分含量與所建立的標(biāo)準(zhǔn)油層各組分繪在同1張圖版上，跟標(biāo)準(zhǔn)油層與樣品各組分含量相比較，得出未知樣品的流體性質(zhì)(圖3)。

圖3 油層判別圖版

2.4 最小二乘法

根據(jù)最小二乘法的原理，利用多元統(tǒng)計(jì)分析程序(SPSS)，對(duì)Q3-17-5塊凝析油試油油層、油水同層的巖石熱解資料進(jìn)行分析，設(shè)V3=S1，V4=S2，V5=S1S1，V6=S2S2，V7=S0+S1+S2，V8=S1/V7，V9=S0。則

式中:S0、S1、S2為預(yù)評(píng)價(jià)儲(chǔ)層樣品中單位質(zhì)量巖石中的烴含量，mg/g;a、b、c、d、e、f、g 為建立未知儲(chǔ)層流體性質(zhì)所應(yīng)用的系數(shù)。

收集已試油儲(chǔ)層油層、油水同層樣品的S0、S1、S2值，通過式(1)確定 a、b、c、d、e、f、g 的值，建立油層、油水同層判別公式。

油層:

油水同層:

根據(jù)預(yù)判斷儲(chǔ)層S0、S1、S2的分析數(shù)據(jù)，計(jì)算出Y值，與已知油層、油水同層標(biāo)準(zhǔn)的V5相比較，根據(jù)V5與Y的差值大小，可確定未知儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。

3 實(shí)例分析

3.1 應(yīng)用氣相色譜法、最小二乘法解釋H640井

H640井目的層為沙三段大凌河油層組，巖性為灰色砂礫巖和泥巖互層。在井段2 744.3～2 803.4 m，原解釋低產(chǎn)油層1層、油水同層3層、水層3層。地化分析井壁取心18顆，根據(jù)氣相色譜法、最小二乘法等對(duì)該井段進(jìn)行二次評(píng)價(jià)，得出結(jié)論:油層4層、低產(chǎn)油層2層、油水同層1層(圖4)。

圖4 H640井二次解釋成果

由圖4可知，2 744.3～2 757.3 m井段，原解釋為低產(chǎn)油層，1.6 m/(1層)，油水同層7.1 m/(2層)，二次解釋油層4.5 m/(1層)，低產(chǎn)油層4.2 m/(2層)，試油初期產(chǎn)油量為15.39 t/d;2 759.8～2 775.9 m井段，原解釋為油水同層6.5m/(1層)，水層9.6 m/(1層)，二次解釋油層16.1 m/(2層)，試油初期產(chǎn)油量為25.0 t/d。截至2013年12月，累計(jì)產(chǎn)油5 876 t。

3.2 應(yīng)用綜合參數(shù)法和飽和烴解釋圖版解釋Q2-22-14井

Q2-22-14井目的層為沙三段大凌河油層三油層組，巖性為砂礫巖，泥質(zhì)含量高，低電阻。2 658.2～2 711.7 m井段，原解釋為油層5.2 m/(1層)，水層47.8 m/(2層)。地化分析井壁取心5顆，運(yùn)用綜合參數(shù)法、飽和烴解釋圖版等對(duì)該井段進(jìn)行二次評(píng)價(jià)，得出結(jié)論:油層26.7 m/(2層)，水層26.3 m/(1層)(圖5)。2 658.2～2 684.9 m井段，試油獲日產(chǎn)油為5.5 t/d，日產(chǎn)氣為12 192 m3/d，自2012年1月投產(chǎn)以來(lái)，累計(jì)產(chǎn)油為2 210 t，產(chǎn)氣為310×104m3。該層試油成功，使得大凌河油層三油層組增加含氣面積0.6 km2，凝析氣地質(zhì)儲(chǔ)量2.49×104m3。據(jù)此部署了齊2-21-013井。

圖5 Q2-22-14井二次解釋成果

4 Q3-17-5塊二次評(píng)價(jià)成果

利用地化技術(shù)對(duì)Q3-17-5塊凝析油油藏60口老井進(jìn)行二次評(píng)價(jià)，建議重新試油9口井(16層)，累計(jì)厚度為197.3 m。已試油8層/(3口)井，累計(jì)油層厚度為47.3 m，低產(chǎn)油層厚度為4.2 m。初期平均日產(chǎn)油為10.2 t/d，目前平均日產(chǎn)油為4.3 t/d，截至目前累計(jì)產(chǎn)油為9 569 t，天然氣為310 ×104m3。

5 結(jié)論

(1)運(yùn)用建立的凝析油油藏地化評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，二次評(píng)價(jià)Q3-17-5塊，該塊沙三、四段已試油8層/(3口井)，累計(jì)油層厚度為47.3 m，低產(chǎn)油層厚度為4.2 m。初期平均日產(chǎn)油為10.2 t/d，目前平均日產(chǎn)油為4.3 t/d，截至目前累計(jì)產(chǎn)油為9 569 t，天然氣為310×104m3。證明地化技術(shù)在凝析油油藏評(píng)價(jià)中具有很好的適用性，對(duì)其他同類油藏評(píng)價(jià)具有指導(dǎo)意義。

(2)地化技術(shù)對(duì)凝析油油藏的評(píng)價(jià)方法，基于對(duì)一定數(shù)量樣品的統(tǒng)計(jì)，隨著樣品的不斷增多，對(duì)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行修正，可更準(zhǔn)確地判別油藏流體性質(zhì)，提高油氣層解釋符合率。

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