白林坤 羅迎春 蔣錢(qián)濤 熊 亭④ 袁勝斌 程樂(lè)利

(①中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司深圳分公司；②長(zhǎng)江大學(xué)錄井技術(shù)與工程研究院；③中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司；④長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院；⑤中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司天津分公司)

0 引 言

陸豐凹陷古近系文昌組埋藏較深，儲(chǔ)層物性較差，為低孔隙度、特低-低滲透率儲(chǔ)層[1-4]，由于測(cè)錄井資料對(duì)儲(chǔ)層物性好壞的響應(yīng)較為敏感，較差的物性條件造成測(cè)錄井顯示特征不明顯；而且文昌組泥巖多為成熟烴源巖，氣測(cè)異常幅度常接近甚至高于相鄰儲(chǔ)層段油層，造成油氣水識(shí)別難度加大，隨鉆解釋準(zhǔn)確率降低。

FLAIR流體錄井(Fluid Logging & Analysis In Real-time)是一種全新的井場(chǎng)實(shí)時(shí)流體檢測(cè)技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)氣體檢測(cè)范圍擴(kuò)大到C1-C8，具備出入口雙氣路恒溫脫氣器、質(zhì)譜分析儀以及嚴(yán)格的質(zhì)量控制，自帶的InFact數(shù)據(jù)處理軟件能夠?qū)︿浫〉牧黧w數(shù)據(jù)進(jìn)行校正，數(shù)據(jù)質(zhì)量遠(yuǎn)高于常規(guī)Reserval氣測(cè)錄井[5-8]。FLAIR錄井在渤海灣、北部灣、珠江口等盆地中得到廣泛應(yīng)用，解釋方法包括三角圖板法、皮克斯勒?qǐng)D板法、氣體比率法、多參數(shù)異常倍數(shù)法、流體指數(shù)法、全烴-流體類(lèi)型指數(shù)法等[9-12]。對(duì)于深部?jī)?chǔ)層，三角圖板、皮克斯勒?qǐng)D板等常規(guī)解釋方法適用性較差、解釋效率低；多參數(shù)異常倍數(shù)法受烴源巖和儲(chǔ)層物性困擾效果不佳；氣體比率法、流體指數(shù)法需結(jié)合曲線形態(tài)變化來(lái)判斷，不能定量解釋[13]；全烴-流體類(lèi)型指數(shù)法參數(shù)較單一，具有一定的局限性[14]。因此，對(duì)深部?jī)?chǔ)層需要挖掘新參數(shù)、找到新方法，建立快速定量解釋模型，以準(zhǔn)確解釋儲(chǔ)層流體類(lèi)型，減少不必要的電測(cè)、取樣測(cè)試，降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和成本。

1 區(qū)域概況

陸豐凹陷位于珠一坳陷東北部，總體呈NW-SE向展布，北部以北部隆起帶為界，南部以東沙隆起為界，西部以惠陸低凸起為界，東部以海豐凸起為界。陸豐凹陷文昌組時(shí)期屬于典型斷陷湖盆沉積地層，以淺湖、半深湖為主要沉積背景，發(fā)育扇三角洲、辮狀河三角洲，垂向上表現(xiàn)為厚層泥巖與中厚層、薄層砂巖儲(chǔ)層呈不等厚互層， 空間上具有良好的生儲(chǔ)蓋組合關(guān)系，正斷層發(fā)育，頂?shù)拙鶠椴徽厦?，成藏條件優(yōu)越[15-20]。

據(jù)已鉆井FLAIR錄井資料顯示陸豐凹陷文昌組氣測(cè)顯示活躍，組分齊全，泥巖段氣體組分含量接近甚至高于砂巖油氣顯示段(圖1)，與新近系珠江組氣測(cè)特征差異明顯。

圖1 陸豐凹陷文昌組FLAIR錄井響應(yīng)特征

2 FLAIR新參數(shù)

2.1 比率差值η1c

輕中比(LM)為輕烴與中烴之比：

(1)

輕重比(LH)為輕烴與重?zé)N之比：

(2)

重中比(HM)為重?zé)N與中烴之比：

(3)

式中：LM、LH、HM為氣體比率法參數(shù)，無(wú)量綱；C1-C5為相應(yīng)烴類(lèi)的體積分?jǐn)?shù)，10-6。

在陸豐凹陷，常采用FLAIR氣體比率法識(shí)別產(chǎn)層和非產(chǎn)層。其識(shí)別方法為：在井柱子上，當(dāng)HM大幅上升，LH、LM快速下降且LM、LH幅度接近時(shí)，指示出油(油層、油水同層)；當(dāng)HM下降，LH、LM上升時(shí)則為水干層(水層、含油水層、干層)。然而這一方法只能結(jié)合形態(tài)特征定性判斷，為了達(dá)到定量解釋的目的，根據(jù)該方法提取了比率系數(shù)η1：

(4)

當(dāng)η1較大時(shí)出油，η1較小時(shí)則為水干層。以陸豐凹陷新近系、古近系53個(gè)試油層為依據(jù)，作比率系數(shù)與井深關(guān)系圖，發(fā)現(xiàn)油層與水層之間的界線隨井深增加而增加(圖2)，該界線可以通過(guò)二次函數(shù)擬合，通過(guò)公式求解得到油水臨界值ηmin：

圖2 比率系數(shù)η1與井深關(guān)系

(5)

式中：TD為井深，m。

根據(jù)試油數(shù)據(jù)，當(dāng)η1>ηmin時(shí)為油層或油水同層，當(dāng)η1<ηmin時(shí)為水層或干層。進(jìn)一步得到比率差值η1c。

η1c=η1-ηmin

(6)

理論上，當(dāng)儲(chǔ)層段的最大比率差值η1cmax>0時(shí)為油層特征，當(dāng)儲(chǔ)層段的最大比率差值η1cmax<0時(shí)為水干層特征。由試油數(shù)據(jù)得出的比率差值η1c，合理地詮釋了比率系數(shù)η1隨深度變化而變化的特征，提出了新思路，有利于將傳統(tǒng)的氣體比率法從定性解釋轉(zhuǎn)變?yōu)槎拷忉尅?/p>

2.2 流體性質(zhì)系數(shù)η2

傳統(tǒng)的FLAIR流體指數(shù)法在陸豐凹陷并不適用[13]，如圖3所示，若新油指數(shù)OI與氣指數(shù)Ig交會(huì)，則下部水層將會(huì)被識(shí)別為油層。本次研究發(fā)現(xiàn)流體類(lèi)型FT與新油指數(shù)OI交會(huì)能更好地指示油水層。

圖3 FLAIR新流體指數(shù)法

(7)

(8)

式中：FT為流體類(lèi)型，無(wú)量綱；OI為新油指數(shù)，無(wú)量綱；C1-C8為相應(yīng)烴類(lèi)的體積分?jǐn)?shù)，10-6。

當(dāng)OI幅度大于FT幅度時(shí)，解釋為油層，試油和測(cè)井均顯示為油層，解釋結(jié)論與測(cè)井解釋、測(cè)試結(jié)果相符；當(dāng)OI幅度小于FT幅度時(shí)，解釋為水干層，解釋結(jié)論與測(cè)井解釋、測(cè)試結(jié)果相符(圖3)。利用這種新流體指數(shù)判別法進(jìn)行解釋?zhuān)梢詫?duì)流體性質(zhì)進(jìn)行初步判斷，據(jù)此新增流體性質(zhì)系數(shù)η2。

(9)

理論上，當(dāng)η2max>0時(shí)為油層特征，當(dāng)η2max<0時(shí)為水干層特征。

3 FLAIR解釋模型的建立

FLAIR計(jì)算全烴：

Tg=C1+2C2+3C3+4(iC4+nC4)+5(iC5+
nC5)+6nC6+7nC7+8nC8

(10)

全烴峰基比=儲(chǔ)層段全烴最大值/全烴背景基值

(11)

按FLAIR資料對(duì)陸豐凹陷407個(gè)測(cè)井解釋層統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，全烴峰基比對(duì)油水層的分辨具有較好的識(shí)別度。從整體趨勢(shì)上看，油層的全烴峰基比>含油水層的全烴峰基比>水層的全烴峰基比(圖4)，全烴峰基比顯然是一個(gè)對(duì)油層敏感的參數(shù)。由于全烴背景基值一般較穩(wěn)定，最大全烴值Tgmax也是對(duì)流體性質(zhì)敏感的參數(shù)。

圖4 不同流體類(lèi)型儲(chǔ)層全烴峰基比對(duì)比

統(tǒng)計(jì)文昌組17口井197個(gè)測(cè)井解釋層的計(jì)算全烴峰基比FTg與計(jì)算全烴峰值Tgmax、比率差值峰值η1cmax、流體性質(zhì)系數(shù)峰值η2max作交會(huì)分析，得到如圖5所示的二維圖板。該圖板已剔除厚度≤2 m的薄儲(chǔ)層，泥質(zhì)砂巖、灰質(zhì)砂巖或GR顯示有夾層的砂巖儲(chǔ)層以及錄井無(wú)熒光顯示的儲(chǔ)層等。據(jù)圖5可將文昌組的儲(chǔ)層按以下標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行解釋?zhuān)?/p>

圖5 陸豐凹陷文昌組FLAIR流體解釋圖板

(1)符合以下條件之一為油層、油水同層。

①FTg≥4.5且Tgmax>1 900×10-6，η1cmax>-0.17，η2max>0.15。

②23 800×10-6，η1cmax>-0.06，η2max>0.25。

③FTg≤2且Tgmax>2 100×10-6，η1cmax>0.02，η2max>0.25。

(2)以上條件均不符合的為(含油)水層或干層。

為了更簡(jiǎn)便快捷地判斷文昌組流體類(lèi)型，以FTg、Tgmax、η1cmax、η2max這4個(gè)參數(shù)為基礎(chǔ)，采用Fisher判別分析，得到文昌組區(qū)域性定量解釋判別式：

F1=4.328η1cmax-1.324η2max+0.009FTg+0.58

(12)

當(dāng)定量解釋判別函數(shù)F1≥0.01時(shí)為出油層，總層數(shù)77層，72層判斷正確，正確率93.5%；當(dāng)F1<0.01時(shí)為水干層，總層數(shù)120層，110層判斷正確，據(jù)流體識(shí)別圖板判別標(biāo)準(zhǔn)可全部排除，正確率為100%。綜上可知，總層數(shù)197層，192層判斷正確，總正確率為97.5%。

4 模型驗(yàn)證

選用5口新井，分別為A-10-1d井、B-9-1井、C-8-1井、C-6-1d井、C-7-1d井，剔除厚度≤2 m的薄儲(chǔ)層、泥質(zhì)砂巖儲(chǔ)層、灰質(zhì)砂巖儲(chǔ)層、巖屑錄井無(wú)熒光顯示的儲(chǔ)層，共保留24層。

對(duì)各井分段計(jì)算各測(cè)井解釋層的全烴峰基比FTg和η1cmax、η2max等參數(shù)以及文昌組定量解釋判別函數(shù)F1，當(dāng)F1≥0.01時(shí)為出油層，當(dāng)F1<0.01時(shí)為水干層；再據(jù)圖5的流體解釋圖板對(duì)有問(wèn)題的層進(jìn)行修正，最終確定出油層和水干層，得到解釋模型驗(yàn)證(表1)。

如表1所示，采用FLAIR解釋模型識(shí)別出油層、水干層，錯(cuò)2層。A-10-1d井3 652.8～3 657.6 m井段為粉砂巖，雖然氣測(cè)顯示非常好，但深層砂巖粒度小可能導(dǎo)致物性差，測(cè)井解釋判別為干層。C-6-1d井3 465.7～3 472.3 m井段根據(jù)模型解釋為出油層，但測(cè)井解釋為含油水層，該層上部為2 m厚泥質(zhì)細(xì)砂巖，下部為3 m厚細(xì)砂巖，中間夾有1.6 m厚泥巖，而Tg、η1c、η2等參數(shù)的峰值均出現(xiàn)在上部；下部細(xì)砂巖Tgmax為410.16×10-6、FTg為2.57、η1cmax為-0.579、η2max為0.021 7，F(xiàn)1為-1.93，符合(含油)水層或干層特征；上部砂巖各參數(shù)與出油層特征吻合，但在目前自然產(chǎn)能條件下，薄層泥質(zhì)砂巖屬于不用考慮的范圍，應(yīng)剔除。剔除后符合率為95.6%。

表1 陸豐凹陷文昌組FLAIR錄井解釋模型驗(yàn)證

綜上可知，F(xiàn)LAIR解釋模型與測(cè)井解釋吻合度高，解釋結(jié)果可靠。

5 結(jié) 論

(1)本次研究從氣體比率法提取了新參數(shù)：比率系數(shù)η1及比率差值η1c.理論上，當(dāng)儲(chǔ)層η1cmax>0時(shí)為油層特征，當(dāng)η1cmax<0時(shí)為水干層特征。比率差值η1c合理地詮釋了比率系數(shù)η1隨深度變化而變化的特征，提出這一新思路，有利于將傳統(tǒng)的氣體比率法從定性解釋轉(zhuǎn)向定量解釋。

(2)傳統(tǒng)的FLAIR流體指數(shù)法在陸豐凹陷并不適用，研究發(fā)現(xiàn)流體類(lèi)型FT與新油指數(shù)OI交會(huì)能更好地指示油水層。據(jù)此新增流體性質(zhì)系數(shù)η2，理論上，當(dāng)η2max>0時(shí)，為油層特征，當(dāng)η2max<0時(shí)，為水干層特征。

(3)全烴峰基比FTg與計(jì)算全烴峰值Tgmax、比率差值峰值η1cmax、流體性質(zhì)系數(shù)峰值η2max流體識(shí)別圖板表明，可將文昌組的儲(chǔ)層按本研究歸納的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行解釋,最終確認(rèn)為油層、油水同層、(含油)水層或干層。

(4)為了更簡(jiǎn)便快捷地判斷文昌組流體類(lèi)型，以FTg、Tgmax、η1cmax、η2max這4個(gè)參數(shù)為基礎(chǔ)，采用Fisher判別分析，得到文昌組區(qū)域性定量解釋判別函數(shù)F1。當(dāng)F1≥0.01時(shí)為出油層，當(dāng)F1<0.01時(shí)為水干層。

(5)綜合流體識(shí)別圖板和Fisher定量判別模型，正確率可達(dá)97.5%。經(jīng)5口新井驗(yàn)證，符合率為95.6%。解釋模型精準(zhǔn)，解釋結(jié)果可靠，可在珠江口盆地其他區(qū)塊推廣應(yīng)用。