准噶尔盆地气层录井解释评价方法

摘 要

摘要：准噶尔盆地天然气藏油气成因复杂，储层类型多样，天然气录井解释存在诸多难点。根据该区碎屑岩、火成岩的油气成藏控制因素、储层特征，以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气
摘要：准噶尔盆地天然气藏油气成因复杂，储层类型多样，天然气录井解释存在诸多难点。根据该区碎屑岩、火成岩的油气成藏控制因素、储层特征，以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气、定量荧光等录井资料为基础，建立了相应的天然气层录井采集、评价系列，并采用了与之相适应的录井解释评价技术；利用地层的含油气性、物性、孔隙压力参数，优选和开发了组分正规化图版、含油气性-物性双因素关系图版、气测形态法等解释图版。应用上述录井解释评价方法，于2007—2010年对准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层进行了综合解释评价，其符合率达到88%，取得了较好的应用效果。
关键词：准噶尔盆地；综合录井技术；气层；识别；评价；解释图版；采集系列；符合率
    准噶尔盆地天然气藏具有油气成因多样、储层类型多样、储集空间复杂、地层压力复杂的特征，这种多样、复杂的特征，决定了不同气藏在录井过程中表现出气体烃类组成、显示特征的差异。针对此状况，从天然气与石油这两种流体的显示差别和地层储集特点入手，以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气、定量荧光等录井资料为基础，总结和探索天然气层录井采集系列、识别和评价的有效技术和方法，以促进录井技术在天然气勘探中的有效应用，以期为准噶尔盆地天然气勘探开发提供技术支持。
1 录井采集与评价系列的建立
1.1 天然气层录井采集系列
    准噶尔盆地是一个大型多期叠合陆相盆地，由于各含油气子系统其烃源母质、演化过程、成藏机制、气藏类型的不同，在录井显示上存在较大的差异：①地区性差异，即烃源母质不同带来的显示差异；②深浅层差异，即压力、温度场等不同带来的显示差异；③多期成藏组合差异，即不同烃源混源成藏、同一烃源热演化程度不同、遭受生物降解程度不同等带来的差异。
    按照天然气的特征对常用录井项目进行适宜性评价，较适用的录井技术包括气测、岩心、全脱分析、罐顶气；地化热解、岩屑、井壁取心、荧光、滴水试验、定量荧光、气相色谱等录井采集系列对天然气识别和评价适用性不强，但可利用较适用性参数对天然气层做辅助判断。
    根据准噶尔盆地已发现的碎屑岩和火山岩天然气藏储层特性，分别建立了天然气勘探的录井采集系列与评价内容(表1、2)。

    在岩性、物性、含油气性、含水性、地层能量等影响下，不同录井采集系列对不同性质储层评价的适用性不同。常规地质录井、气测录井、钻井液录井、岩石热解录井、气相色谱录井、核磁共振录井、罐顶气轻烃分析、定量荧光录井等系列在应用中都要针对油气成因、储层类型、储集空间、地层压力、岩石特性进行合理的配伍，优化录井系列。
1.2 天然气层的识别与评价
    录井评价是以常规地质录井、气测录井、地化录井资料对储层的含油气性、物性、含水性作出定性和半定量评价。
    传统的气测解释方法均是基于气测组分间各烃比值关系计算解释参数而建立的统计图版，解释都是从含油气性参数入手，关注的重点是地层的含油气性，而对影响地层流体产出的物性、含油气饱和度、孔隙压力等诸多重要因素的作用考虑较少，对不同地区、层位烃类特征差异性研究不足。
   天然气层成分以甲烷为主，气测组分C1相对含量一般超过90%，纯气层C1的相对含量大于95%，使用油层解释图版解释时，价值区发生严重偏移。而地化参数S1、S2、S3几乎全为零，天然气层的特性也是导致原录井解释模型应用效果差的原因之一。
   为满足天然气评价需要，根据天然气烃组分特征，结合试油成果对解释图版进行了矫正，优选并开发了组分正规化图版、含油气性-物性双因素关系图版、气测形态法等解释模型。
1.2.1组分正规化图版
   就是根据组分间的内在规律，利用组分的相关性，找出组分分布特征，利用其特征来识别气层、油气层、水层。
    这种气测解释模型即保持了原气测解释方法应用烃比值建立与储层性质的关系，义较好地反映出了气层、油气层、水层烃组分特征及相对当量。不仅适用于显示较好组分出至C4、C5的气测数据解释，而且适用于弱显示、组分仅出至C2的气测数据解释，缺点在于不易区分气层和气水层。
    该图版横、纵坐标关系式为ZC1(横坐标)-ZC1/ZC2(纵坐标)。
    气测数据正规化处理方法是用同深度各组分的值除以全部组分值的和，再乘以100，来代替相应组分的分析值。
    ZCi=(Ci/CSUM)×100% (i=1，2，3，4，5)    (1)
式中ZCi为正规化组分数据；Ci为原始气测组分数据；CSUM=C1+C2+C3+C4+C5。
1.2.2含油气性-物性双因素关系图版
    这种气测解释模型较好地将地层含油性和物性有效结合起来，可有效地区分干层和产层、有价值层和非价值层，缺点不易区分油层和气层。
    该图版横、纵坐标关系式为dcns(横坐标)-lg(C1/wh)(纵坐标)，即
wh=(C2+C3+iC4+nC4+C5)/(C1+C2+C3+iC4+nC4+C5)×100%    (2)
    dcns=dcn/dc    (3)
式中wh为烃湿度值；dcns值为同一深度的泥岩正常趋势线值(dcn)与dc指数值之比，其值在一定程度上对钻头类型变化的影响进行了修正，明显较钻时、dc指数更能反映储层物性的变化。dcns值越大，表明地层物性越好。
1.2.3气测形态法图版
    应用钻时、气测曲线形态、烃组分峰数、烃组分变化等形态表征参数的相关性及量度，有效区分油气层、气水同层、水层[1]。
    该图版横、纵坐标关系式为Uh(横坐标)-Xt(纵坐标)，即
    Uh=Hc/Ht    (4)
    Xt=Uh×Nc×In(1+B)/K    (5)
式中Uh为烃相系数；Xt为形态评价参数值；Hc为对应的低钻段时气测异常显示厚度，以半幅点为界，单位为m；Ht为对应的气测异常显示段的低钻时厚度，以半幅点为界，单位为m；Nc(烃峰系数)=Ni/7；Ni为显示层组分峰个数；K为烃组分的递减率系数；B为含油丰度系数。
    3种解释方法结合使用，使录井对气层解释符合率有了较大的提高。通过对2007—2010年准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层统计，解释符合率为88%，较以前提高了14%。
2 应用效果
    在玛河气田和克拉美丽气田的勘探开发中，应用上述3种天然气层解释模型，并结合其他录井资料对天然气层、气水层解释评价起到了有效作用。
2.1 玛纳1井录井解释评价
    玛纳1井主力气层为古近系紫泥泉子组，属于含凝析油的天然气气藏。
    井段2414.00～2435.00m、2439.00～2449.00m，岩性为褐色荧光泥质粉砂岩、粉砂岩，喷照荧光1%，淡黄色，弱发光，系列对比7级，乳白色[2]。
    在2423.37～2428.11m井段钻井取心，获荧光级岩心2.38m，岩心出筒时新鲜断面具芳烃气味，喷照荧光5%，淡黄色，弱发光，系列对比7级，乳白色，岩心断面具弱水湿感，滴水扩散，浸水试验局部冒气，呈串珠状。气测全烃由0.779 2%↑98.5637%，组分出至nC5，气测正规化图版解释为气层(图1-a)，气测形态法解释为气层或油层(图1-b)。热解气相色谱(图2)气态联合峰(C8～C12)明显，正构烷烃组分分布较完整，基线较平直，呈规则梳状，碳数范围为nC11～nC30，其中轻组分占优势，主峰碳数为nC14～nC16，∑nC21-/∑nC22+介于4.24～17.65，总峰面积介于14041～28786μV·s，含烃量较大，反映出气层特征。
    录井综合气测解释评价、热解气相色谱资料、常规地质资料判断地层不含水，解释为气层。后在井段2414.O0～2446.50m试油，日产油57.87t，气39.315×104m3，试油结论为油气同层。
 

2.2 滴西18井录井解释评价
   井段3484.00～3534.O0m，岩性为紫灰色荧光花岗斑岩，干照荧光2%，暗黄色，弱发光，系列对比12级，乳黄色[3]。
    全烃由2.7751%↑9.542 9%，组分出至nC5，气测形态法解释为气层或油层(图3-a)，含油性-物性双因素图版解释为气层或油层(图3-b)，正规化图版解释为气层(图3-c)。
 

   井深3580.16m后效，全烃由2.5662%↑4.3665%，组分出至nC4，密度由1.29↓1.28↑1.29g/cm3，黏度由77↑81↓74s，出口电导率由100.37↓100.04↑101.24mS/cm，高峰时槽面见米粒状气泡，约占槽面的10%，取样点火不燃。
   录井综合气测解释评价、常规地质资料判断地层不含水，解释为气层。后在井段3510.00～3530.O0m试油，日产油26.93t，气25.006×104m3，试油结论为气层。
2.3 滴西21井录井解释评价
   井段2864.O0～2876.00m，岩性为灰褐色荧光玄武岩，干照荧光1%，亮黄色，中发光，系列对比10级，乳黄色[4]。
    在2867.62～2871.97m井段取心，获荧光级岩心2.32m，出筒时油气味淡，岩心表面及气孔局部一普遍冒气，喷照荧光10%，暗黄色，弱发光，系列对比11级，乳黄色，气测全烃由0.386 9%↑3.5623%，组分出至C5；气测正规化图版解释为气层(图4-a)，气测形态法解释为气水同层(图4-b)。后效在2867.62m有含水迹象，录井解释为气水同层。后在井段2865.O0～2876.00m试油，日产油0.12t、气5060m3、水2.65m3，试油结论为气水同层。

3 结束语
    随着准噶尔盆地天然气勘探的不断深入，对录井技术的要求也越来越高，以往的评价方法已不能满足天然气勘探的需求。
    通过录井采集系列适宜性分析，优选出针对天然气层的碎屑岩和火成岩录井采集系列；通过对天然气层烃组分特征分析，结合试油成果对以往解释图版进行了矫正、优选并开发了针对天然气层评价的组分正规化图版、含油性-物性双因素关系图版、气测形态法等解释图版，使录井技术在天然气勘探中更有针对性和实效性。应用储层物性及含油气性建立的流体识别方法，解决了准噶尔盆地天然气层识别难题。
    通过对2007—2010年准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层统计，录井解释符合率为88%，取得了较好的应用效果。
参考文献
[1] 杨卫东.气测形态解释方法研究[R].克拉玛依：中国石油西部钻探克拉玛依录井工程公司，2010.
[2] 吴文明.玛纳1井录井报告[R].吐鲁番：中国石油西部钻探吐哈录井工程公司，2006.
[3] 颜志.滴西18井录井报告[R].克拉玛依：中国石油西部钻探克拉玛依录井工程公司，2007.
[4] 于海珑.滴西21井录井报告[R].克拉玛依：中国石油西部钻探克拉玛依录井工程公司，2007.
 
(本文作者：凌立苏 黄卫东 毛新军 王俊文 甘仁忠 杜建鹏 中国石油新疆油田公司勘探公司)