地化技术在凝析油油藏老井二次评价中的应用

郑玉龙，张丽云，赵立红，张 丹，赵 展

(中油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

引 言

Q3-17-5块位于辽河坳陷西部凹陷欢喜岭油田齐家下台阶西斜坡的南段，为凝析油区块[1-4]。该断块区有3套含油层系由于受解释方法、技术、试油方式等限制，油气层解释符合率低。应用地化技术，建立了凝析油油藏的老井二次评价解释方法，对Q3-17-5块凝析油油藏60口老井进行二次评价，取得了新认识。

1 油藏特征

Q3-17-5块沙三、四段储层岩性主要为细砂岩、砂砾岩，泥质含量高。大凌河油层孔隙度为13.5%，渗透率为13×10-3μm2;莲花油层孔隙度为11.6%，渗透率为14×10-3μm2;杜家台油层孔隙度为9.88%，渗透率为8×10-3μm2;该储层流体的运移、流动速度相对较小[5]。油层分布主要受岩性控制，原油相对密度为0.81。

油层热解参数特征表现为S1＞S2(S1为300℃时检测的单位质量岩石中烃含量，mg/g;S2为300～600℃检测的单位质量岩石中烃含量，mg/g)[6]，S2值小于1。油层气相色谱图呈正态分布特征，主峰碳在 C14—C15，碳数范围一般为 C11—C25，范围相对稀油气相色谱图碳数分布范围窄，为前峰型。正构烷烃相对支链烷烃占优势[7-8]。

2 凝析油油藏地化评价方法

2.1 综合参数法

依据Q3-17-5块60口井岩石热解资料，结合生产结果，研究试油储层中的可动烃含量(S1)[9-10]、最大裂解温度(Tmax)，建立了凝析油储层流体性质岩石热解判别标准(表1)。

表1 凝析油岩石热解判别标准

2.2 气相色谱解释图版

依据Q3-17-5块60口老井气相色谱资料，逐层分析试油储层，确定了凝析油气相色谱特征:油层谱图形态为梳状，正态分布，主峰碳范围为C14—C16，正构烃分布范围为C11—C25，饱和烃中正构烷烃含量非常丰富，大于80%，姥鲛烷含量普遍大于植烷含量(图1、2)。

根据以上建立的解释标准，通过分析未知储层样品，获得气相色谱图，把需要评价的储层图谱与建立的油层、低产油层标准谱图相比较，根据烃的分布范围、谱图形态及分布特征，可以得出未知储层流体性质。

图1 油层气相色谱特征

图2 低产油层气相色谱特征

2.3 饱和烃解释图版

气相色谱能够定量评价储层中饱和烃相对含量。气相色谱定量的依据是，当操作条件一定时，被测组分的进样量与其响应讯号成正比[9]。由于植烷和姥鲛烷相对含量较高、较稳定，植烷和姥鲛烷作为标定物，测得储层中饱和烃族组分相对含量。通过对试油层段气相色谱分析，获得了标准油层饱和烃相对含量，建立了解释标准，对未知样品进行分析。计算出样品的质量分数，即饱和烃含量，把各组分含量与所建立的标准油层各组分绘在同1张图版上，跟标准油层与样品各组分含量相比较，得出未知样品的流体性质(图3)。

图3 油层判别图版

2.4 最小二乘法

根据最小二乘法的原理，利用多元统计分析程序(SPSS)，对Q3-17-5块凝析油试油油层、油水同层的岩石热解资料进行分析，设V3=S1，V4=S2，V5=S1S1，V6=S2S2，V7=S0+S1+S2，V8=S1/V7，V9=S0。则

式中:S0、S1、S2为预评价储层样品中单位质量岩石中的烃含量，mg/g;a、b、c、d、e、f、g 为建立未知储层流体性质所应用的系数。

收集已试油储层油层、油水同层样品的S0、S1、S2值，通过式(1)确定 a、b、c、d、e、f、g 的值，建立油层、油水同层判别公式。

油层:

油水同层:

根据预判断储层S0、S1、S2的分析数据，计算出Y值，与已知油层、油水同层标准的V5相比较，根据V5与Y的差值大小，可确定未知储层的流体性质。

3 实例分析

3.1 应用气相色谱法、最小二乘法解释H640井

H640井目的层为沙三段大凌河油层组，岩性为灰色砂砾岩和泥岩互层。在井段2 744.3～2 803.4 m，原解释低产油层1层、油水同层3层、水层3层。地化分析井壁取心18颗，根据气相色谱法、最小二乘法等对该井段进行二次评价，得出结论:油层4层、低产油层2层、油水同层1层(图4)。

图4 H640井二次解释成果

由图4可知，2 744.3～2 757.3 m井段，原解释为低产油层，1.6 m/(1层)，油水同层7.1 m/(2层)，二次解释油层4.5 m/(1层)，低产油层4.2 m/(2层)，试油初期产油量为15.39 t/d;2 759.8～2 775.9 m井段，原解释为油水同层6.5m/(1层)，水层9.6 m/(1层)，二次解释油层16.1 m/(2层)，试油初期产油量为25.0 t/d。截至2013年12月，累计产油5 876 t。

3.2 应用综合参数法和饱和烃解释图版解释Q2-22-14井

Q2-22-14井目的层为沙三段大凌河油层三油层组，岩性为砂砾岩，泥质含量高，低电阻。2 658.2～2 711.7 m井段，原解释为油层5.2 m/(1层)，水层47.8 m/(2层)。地化分析井壁取心5颗，运用综合参数法、饱和烃解释图版等对该井段进行二次评价，得出结论:油层26.7 m/(2层)，水层26.3 m/(1层)(图5)。2 658.2～2 684.9 m井段，试油获日产油为5.5 t/d，日产气为12 192 m3/d，自2012年1月投产以来，累计产油为2 210 t，产气为310×104m3。该层试油成功，使得大凌河油层三油层组增加含气面积0.6 km2，凝析气地质储量2.49×104m3。据此部署了齐2-21-013井。

图5 Q2-22-14井二次解释成果

4 Q3-17-5块二次评价成果

利用地化技术对Q3-17-5块凝析油油藏60口老井进行二次评价，建议重新试油9口井(16层)，累计厚度为197.3 m。已试油8层/(3口)井，累计油层厚度为47.3 m，低产油层厚度为4.2 m。初期平均日产油为10.2 t/d，目前平均日产油为4.3 t/d，截至目前累计产油为9 569 t，天然气为310 ×104m3。

5 结论

(1)运用建立的凝析油油藏地化评价标准，二次评价Q3-17-5块，该块沙三、四段已试油8层/(3口井)，累计油层厚度为47.3 m，低产油层厚度为4.2 m。初期平均日产油为10.2 t/d，目前平均日产油为4.3 t/d，截至目前累计产油为9 569 t，天然气为310×104m3。证明地化技术在凝析油油藏评价中具有很好的适用性，对其他同类油藏评价具有指导意义。

(2)地化技术对凝析油油藏的评价方法，基于对一定数量样品的统计，随着样品的不断增多，对评价标准进行修正，可更准确地判别油藏流体性质，提高油气层解释符合率。

[1]王顺玉，王廷栋.四川盆地凝析油的地球化学特征[J].石油与天然气地质，1990，11(4):454-455.

[2]郑小敏，等.凝析气藏开发方式浅析[J].特种油气藏，2008，15(6):59-63.

[3]于海丽，等.根据油井含水率确定分层剩余油饱和度的图版法[J]. 大庆石油地质与开发，2011，30(2):105-109.

[4]翟光明，等.中国石油地质志[M].北京:石油工业出版社，1987:511-513.

[5]单俊峰，等.古近系致密砂岩“优质储层”预测方法初探[J]. 特种油气藏，2012，19(5):11-13.

[6]李玉桓，等.储油岩热解地球化学录井评价技术[M].东营:石油大学出版社，1993:5-10.

[7]陈晓红，迟焕远.利用岩石热解参数S2-Coc图谱分析盆地有机质类型及生油潜力[J].大庆石油地质与开发，2011，30(2):41-45.

[8]刘汝敏，等.辽河盆地欢-双地区凝析气藏特征研究[J]. 内江科技，2010，31(4):100-101.

[9]侯读杰，张敏，等.油藏及开发地球化学导论[M].北京:石油工业出版社，2001:1-5.

[10]郑玉龙，张丽云，等.地化录井技术在高凝油油藏老井二次评价中的应用[J].特种油气藏，2013，4(20):13-16.