英东油气田气油比定量计算

英东油气田气油比定量计算

英东气田位于柴达木盆地以西的英东气田上。这是近年来在该地区发现的四大常规气田中的第二个。它具有含油量长、油气层垂直厚度大、单层薄的特点。由于英东油气田断裂非常发育,多套油气水系统在纵向上相互叠置,油气难以准确区分,常出现气层当做油层误射,给地面输油管线造成巨大压力;同时由于高气油比储层的开采,导致油气藏地层压力下降太快,这些因素都给勘探开发带来了诸多不利影响。因此,进行储层油气区分及气油比定量计算成为英东油气田目前迫切需要解决的问题。1储层结构1.1储层岩心特征储层具有成分成熟度中等、结构成熟度中—高、碎屑颗粒粒度细、杂基含量较低、胶结物含量中—低、成岩作用较弱等基本特征。岩石类型相对稳定,主要为岩屑长石砂岩。砂岩粒度较细,主要为中—粉砂岩。胶结物含量平均为7%,主要为方解石。储层孔隙较发育,且分布相对较均匀,孔隙连通性较好。储集空间以原生粒间孔为主,占81.7%,次为溶蚀孔,占15.5%,少量裂隙孔,占2.8%。储层岩心孔隙度介于10.0%~23.0%,平均为20.4%;渗透率介于0.1~500mD,平均为124.9mD。1.2地层压力和海拔地温梯度为3.08℃/(100m),属于正常温度系统。根据实测的26个温度和深度数据,拟合出的温度与深度关系式为:式中T为地层温度,℃;D为地层深度,m。地层压力梯度为1.07MPa/(100m),属于正常压力系统。根据实测的26个压力和海拔数据,拟合出的压力与海拔关系式为:式中p为地层压力,MPa;H为测点海拔,m。1.3常规油东南角地面原油平均密度为0.842t/m3,平均黏度为9.4mPa·s,平均含蜡量为14.0%,平均汽油含量为10.1%,平均煤柴油含量为28.3%,平均凝固点为30.0℃,平均析蜡点为45.0℃,平均初馏点为144.0℃,属于轻质中黏常规油。高压物性油样分析表明,在原始地层压力下,溶解气油比为介于20.7~99.0m3/m3,平均为74.0m3/m3。天然气平均相对密度为0.638,平均甲烷含量为88.05%,平均乙烷含量为3.78%,平均丙烷含量为1.63%,平均异丁烷以上含量为1.48%,平均氮气含量为4.65%,平均二氧化碳含量为0.41%。高压物性天然气样分析表明,在原始地层压力下,天然气体积系数介于0.00708~0.01193,密度介于0.061~0.101t/m3,黏度介于0.0137~0.0156mPa·s,偏差系数介于0.8379~0.8701(平均为0.8540),属于干气体系。2油气测定的分类2.1储层覆岩导气质和孔隙度常规测井区分油、气常采用的方法主要基于电阻率和补偿中子挖掘效应这两类。但当储层含水饱和度相近,油层和气层的电阻率更多反映储层的物性特征,而不是油或气的特性。并且英东油气田地层水矿化度较高,不同储层的物性有较大差异,导致淡水钻井液滤液侵入储层深度不同,同等饱和度情况下,电阻率主要是物性和侵入特征的反映,油和气的差异不够明显,因此电阻率方法在英东油气田不适用。补偿中子挖掘效应方法认为气层补偿中子孔隙度会降低,而声波和密度视孔隙度会增高,因此气层的补偿中子孔隙度与声波或密度视孔隙度之间会存在一定差异。然而不同气层的地层压力、含氢指数、密度等是有差别的;同时,泥质含量的高低、储层岩屑成分含量的变化等因素都会影响三孔隙度曲线,从而在一定程度上掩盖气的响应;另外砂泥岩地层中频繁出现的扩径现象也会导致三孔隙度曲线质量降低。图1为补偿测井挖掘效应油气区分交会图,在井径规则,三孔隙度曲线质量合格的井段,有一定效果,但无法区分油气同层。2.2情况二—核磁共振测井区分油气核磁共振测井在研究储层孔隙结构、判断储层流体性质等方面具有独特的作用。核磁共振测井观测到的横向弛豫时间(T2)可表示为:式中T2B为流体体积弛豫时间,ms;D为扩散系数,μs2/ms;G为磁场梯度,Gs/cm;TE为回波间隔,ms;S为孔隙表面积,cm2;V为孔隙体积,cm3;ρ2为岩石横向表面弛豫强度,μm/ms。轻质油在大孔隙中的体积弛豫会使T2弛豫时间很长,即常见的T2谱拖尾现象;天然气不存在体积弛豫,由于其扩散系数D很大,会使T2弛豫时间变短,即T2谱前移。图2为X1井的核磁共振测井油气区分图,M、N层的T2谱具有较明显的拖尾现象,部分信号超过了1000ms,判别为油层;Y、Z层的T2谱弛豫时间则基本小于1000ms,判别为气层。核磁共振测井区分油气效果较好,但由于价格昂贵且测速慢,只有少部分井的重点层段进行了核磁共振测井,因此该方法难以广泛使用。2.3气测数据技术气测录井是通过测定钻井液中可燃气体含量来寻找地下油气藏的一种录井方法。色谱气测技术利用色谱柱将收集到的气体进行分离、鉴定器测量,可以将C1~C5的各种组分含量连续记录。目前,气测录井的应用主要集中在识别油气储层上,有图版法和数理统计法这两大类方法。常用的图版法包括:皮克斯勒图板、烃三角形图版、烃比值图版、湿度法图版等。这些图版法使用的参数较少,一般只包含C1~C4,并且没有区分正构烷烃和异构烷烃组分,气测数据没有得到充分应用。常用的数理统计法包括:R型因子分析、模糊模式识别、BP神经网络、Fisher线性判别、马氏距离判别、欧氏距离判别等。这些数理统计方法的优点是利用了较多的数据信息,但一般都需要一定数量的样本数据,且使用起来相对繁琐,不够方便。综合来看,无论是图版法还是数理统计法,现有的气测录井应用主要用于寻找油气层,侧重于油气层与水层的区分,极少有专门区分油层与气层的研究。在对比上述多种方法的优缺点以及它们在英东油气田的试用情况后,提出了气体组分星型图来区分油层和气层,该方法在英东油气田使用效果最好,它采用C1/C2、C1/C3、C2/C3、C2/iC4、C3/iC4、iC4/nC4、iC5/nC5这7项比值,充分利用了气测录井数据,能准确地区分油层、油气同层、气层。通过测试、生产等数据的检验,气体组分星型图的判别符合率超过90%(图3)。3气体组分星型图与油气地层结构有关气油比定量计算的研究则更少。2001年,高楚桥将凝析气作为地层体积模型中的一种组分来构建常规测井的响应方程,通过多条测井曲线建立超定方程组,求取最优解得到气油比,同时也指出其结果受到了钻井液侵入的影响,需要进行校正。2009年李方明利用“中子挖掘效应”与气油比建立了定性关系,但其研究对象为油藏,生产出的气全为溶解气,这些方法并不适合英东这种油气藏。由于测井定性区分油气在英东油气田的应用存在一定局限性,笔者计算气油比采用的是定性区分油气效果较好的气测录井。如图4所示,气体组分星型图中样本数据点所围总面积可以分解成两部分,第一部分以C1/C2、C1/C3、C2/C3及原点所围成的四边形,其面积(Sa)与轻质组分的含量有关;第二部分是以C2/C3、C2/iC4、C3/iC4、iC4/nC4、iC5/nC5、C1/C2及原点构成的七边形,其面积(Sb)与重质组分含量有关,一般而言,面积Sa>Sb。对于气层,Saue04cSb,即面积Sb非常小;对于油层,面积Sb相对较大;油气同层则介于油层和气层之间。气体组分星型图分解后可按照式(2)计算出面积比Sa/Sb,再将其与油气测试得到的气油比(GOR)建立拟合关系(图5),两者呈幂函数关系,即式(3),面积比Sa/Sb越大,气油比(GOR)越高。即式中Sa为轻质组分含量有关的四边形面积,无因次;Sb为重质组分含量有关的四边形面积,无因次;C1为甲烷含量;C2为乙烷含量;C3为丙烷含量;iC4为异丁烷含量;nC4为正丁烷含量;iC5为异戊烷含量;nC5为正戊烷含量。式中GOR为气油比,m3/m3。图6为英东油气田X2井气测录井定量计算气油比的实例。井深1450~1485m,常规测井“挖掘效应”区分油气效果较差,无论油层还是气层密度—中子的“镜像特征”相差不大。该井投产时,A—F这6个层一起射开,5mm油嘴自喷,平均日产油9.74m3、气9602m3、水0.13m3。气测录井气体组分星型图判别A、B、C为油层—油气层,其气油比分别约为36m3/m3、2000m3/m3、180m3/m3;D、E、F为气层,其气油比分别约为48000m3/m3、27000m3/m3、37000m3/m3;计算结果与超声波三相流产液剖面基本一致。4气体组分星型图和实际资料处理效果1)受到地层压力、含氢指数、泥质含量、井眼条件、钻井液侵入等因素的影响,常规测井定性区分油气效果一般;核磁共振测井区分油气效果较好,但受其昂贵价格的制约难以广泛使用;气体组分星型图区分油气效果最