实时在线连续轻烃测量对库车山前区块含水储集层的识别

实时在线连续轻烃测量对库车山前区块含水储集层的识别吴英明;谢平;汪旭东;杨文飞;郭晓维;刘春;李荣
【摘要】为了实现在钻井过程中实时在线的轻烃检测,及时发现水层,对气层、水层进行准确评价,为采取相应工程措施提供可靠的依据,上海神开石油科技有限公司研发了SK 3Q 05快速氢焰色谱分析仪.该仪器在塔里木油田现场经过近两年试验研究,实时录取多口井的气测数据,采用优选的气、水指数计算值和苯、甲苯值的变化趋势,现场实时分析储集层含水情况并统计多口井异常层段的SK-3Q 05气测数据,给出了气、水层综合解释评价方法,用于对含水储集层进行识别,建立了区域的气、水指数评价模板.通过现场应用,验证了该技术可以现场及时识别和评价含水储集层,并在多口井及时地发现了水层的存在,对含水储集层的解释符合率较高,应用效果良好,丰富了该地区气水综合评价方法.
【期刊名称】《录井工程》
【年(卷),期】2013(024)004
【总页数】5页(P28-32)
【关键词】氢焰色谱分析仪;气测;轻烃;含水储集层;解释评价;实时在线
【作者】吴英明;谢平;汪旭东;杨文飞;郭晓维;刘春;李荣
【作者单位】中国石油塔里木油田分公司;上海神开石油科技有限公司;中国石油塔里木油田分公司;上海神开石油科技有限公司;中国石油塔里木油田分公司;中国石油塔里木油田分公司;上海神开石油设备有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE142
0 引言
近年来科研人员多是通过取岩屑样在实验室分析C5以后的轻烃数据，从而对储集层含水性进行识别评价，已经取得了相应的成果。

轻烃录井技术对含油气储集层的解释评价方法也已经十分成熟。

而录井现场实时的轻烃在线色谱技术近年才逐渐开发应用，从成果的报道上看，虽能及时地发现气测异常层段，但是对于含水储集层的识别仍然是亟需解决的一个难题。

由于大多数储集层非均质性强，油气水分布规律复杂，该方法并不能满足现场对轻烃数据实时连续分析的要求，寻找一种能现场连续在线测量C5以后轻烃的解释评价方法十分重要。

现场在线连续轻烃测量技术仅见国外斯伦贝谢公司的FLAIR和威德福公司的GC-Tracer技术，以及国内上海神开石油科技有限公司的SK-3Q05技术[1]。

本文通过SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪现场实时测量钻井液中的C1-C8组分含量，在满足常规气测录井对异常层段识别的基础上，利用在水中溶解度相对较大的苯、甲苯以及与其他异构烷烃、环烷烃的比值变化来综合判断储集层的含水情况，为钻井完井提供可靠的参考资料。

1 储集层含水性的识别方法
1.1 储集层含水性识别原理
由于轻烃在随钻井液上返过程中不可避免地有所损耗，所以实时检测的轻烃含量与储集层原始轻烃含量相比，会大幅度减少。

但碳原子数相同的烃组分含量的相对值基本保持不变，特别是对于结构和性质相似、沸点相近的烃类组分，它们的挥发速度是相近的。

因此，轻烃的含量反映了储集层中油气的丰度，是轻烃组成反映了储集层中轻烃的组成。

不同储集层中轻烃参数的差异主要归结于储集层的非均质性、运移途径等，这些差异很可能会通过后生效应如水洗作用、生物降解和蒸发作用等
显示出来，促使原油的组分改变，使油层和水层在地球化学特征上发生显著的差异。

从有机化合物组成来看，受到水洗的油层轻组分含量降低，重组分含量增加。

对于相同碳数的化合物，碳数小于9的单环芳烃由于具有微弱的极性和不饱和作用，
根据极性相似相溶原理，其在水中的溶解度相对于直链烷烃及环烷烃高很多（烃组分溶解度参见表1），水洗作用对芳烃组分影响更为明显。

但是在芳烃、烷烃、环烷烃共溶于水时，同碳数单组分烃类在水中的溶解度并不遵循单一物质的溶解度，其顺序为：芳烃＞异构烷烃＞正构烷烃＞环烷烃。

这种异常情况仅局限为含6～7
个碳数的环烷烃，异构烷烃与水的相互排斥力要小于同碳数的正构烷烃。

因此，异构烷烃在水中的溶解度稍大于同碳数的正构烷烃。

C6-C7环烷烃与同碳数其他烃
类相比变为最不易溶解的物质[2-4]。

SK-3Q05氢焰色谱分析仪能够分析至C8，
为区分储集层性质创造了条件。

表1 部分烃组分的沸点、溶解度和饱和蒸气压烃组分沸点（℃）溶解度（mg／g 水）20℃饱和蒸气压（kPa）甲烷（C1）-161.5 24.20 34871.00乙烷（C2）-88.6 60.40 3844.00丙烷（C3）-42.1 62.40 846.00异丁烷（iC4）-11.8 48.90 311.00正丁烷（nC4）-0.5 61.40 235.00异戊烷（iC5）27.8 47.80 70.20正戊
烷（nC5）36.1 38.50 51.60正己烷（nC6）68.7 9.50 14.60正庚烷（nC7）98.5 2.93 4.20正辛烷（nC8）125.8 0.66 1.90环己烷（CY6）80.7 55.00 9.30
甲基环戊烷（MCY5）71.8 42.60 13.33（17.9℃）甲基环己烷（MCY6）100.3 14.00 5.33（22℃）苯（Ben）80.1 1780.00 10.42甲苯（Tol）110.8 538.00 2.93
如表1所示的烃组分沸点和20℃饱和蒸气压，蒸气压指的是在液体（或者固体）
的表面存在着该物质的蒸气，这些蒸气对液体表面产生的压强就是该液体的蒸气压。

在一定的温度下，与同种物质的液态（或固态）处于平衡状态的蒸气所产生的压强叫饱和蒸气压，它随温度升高而增加。

任何液体在指定温度下，都有一定的饱和蒸
气压，这个数值的大小是由液体的性质及温度决定的，而与容器的大小无关。

SK-
3Q05氢焰色谱分析仪现场试验数据证明，常温下通过钻井液所提取的气态轻烃已经能够满足仪器的分析需要，从表1也可以看出20℃时饱和蒸气压最小也能达到1.90kPa。

正确测定原油组分的变化，选择适当的参数，是利用轻烃指标进行综合研究的一个重要环节。

因为常规的轻烃分析基础数据一般不能有效地应用于储集层研究，必须经过一定的转换后，才能成为实用的轻烃参数。

故此，这个过程显得尤为重要，它是综合研究工作的开端。

原油样品（含水20%左右），抽取其上部气体在本机注
样分析，结果见表2，从中可以看出原油样各组分齐全，但苯、甲苯含量较低。

表2 原油样品分析组分名称检测浓度（10-6）组分名称检测浓度（10-6）C1 7774 nC791 C2 C3 4912 10360 nC8 Ben 15 3 iC4 2078 Tol 14 nC4 3473 MCY5216 iC5 825 CY682 nC5MCY6 157 nC6 195 828
1.2 评价参数的选择
常规色谱测量钻井液中C1-C5轻烃组分，能够满足大部分油气层的解释，但对含
水储集层的解释仍是一个难题。

SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪能够检测出1×10-
6的轻烃重组分，并通过轻烃丰度、轻烃出峰个数、轻烃相对含量以及比值来综合识别储集层的含水性。

在以上原理的指导下，根据国内外油气水解释方法[1]，结
合库车地区多口井资料，现场使用以下参数：
水指数：（Ben＋Tol）／（MCY5＋CY6＋MCY6）
油指数：Tg（nC6＋nC7＋nC8）／（C1＋C2＋C3）
气指数：C1／（C2＋C3）
以水指数即苯和甲苯的含量反映地层含水的敏感性，油指数反映地层含油的敏感性，气指数反映地层含气的敏感性，三者结合确定地层的含油气水性质。

1.3 解释评价标准与图板
通过包括K1井、K2井在内的7口井的气水指数的优选，以符合测井解释和试油
结论井的数据作为基础，以气指数为横坐标，水指数为纵坐标，绘制该地区解释评价图板（图1），评价标准为：含气水层的气指数一般为5～125，水指数大于2；含水气层的气指数一般大于125，水指数为1～2；气水同层的气指数大于125，
水指数大于2；气层及差气层的气指数大于5，水指数小于2。

图1 气指数与水指数评价图板
2 区域地质概况
2.1 储集层气体特征
库车山前区块位于库车凹陷克拉苏冲断带上，克拉苏冲断带是南天山南麓第一排冲断构造，该冲断带由北部单斜带、克拉苏构造带两个次级构造单元组成。

该构造单元上断层十分发育，并伴生多种类型的断层相关褶皱，使得地质构造非常复杂，气水分布规律不明。

库车山前储集层主要为侏罗系的阿合组（J1a）、阳霞组（J1y）、克孜勒努尔组（J2kz）和恰克马克组（J2qk），白垩系的巴什基奇克组（K1bs），古近系-新近系的库姆格列木组（E1km）和吉迪克组（N1j）。

本文所研究的井其储集层主要
为白垩系巴什基奇克组，岩性基本为中、细粒岩屑砂岩和含砾岩屑砂岩，其埋深普遍大于6 000m，储集层基质致密，岩心孔隙度一般小于8%，基质渗透率主要在0.01～0.1mD之间，属于高压低孔隙度低渗透率及特低孔隙度特低渗透率储集层[5]。

因此气测值普遍偏低，组分出峰不全，对含水储集层的评价增加了难度。

库车油气系统天然气以烃类气体为主，克拉苏构造带天然气整体偏干，依奇克里克构造带天然气主要表现为湿气，前缘隆起地区则主要为凝析气。

库车油气系统天然气的δ13C2、δ13C3和δ13C4明显偏重，具有典型腐殖型天然气的特征，主要
属于陆相腐殖型干气和陆相腐殖型湿气[6]。

对于甲烷含量高的干气，由于重组分
含量值偏低，会影响SK-3Q05数据对水层的评价效果。

2.2 轻烃显示特征
通过对多口井SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪实时曲线研究表明：与塔中地区油气烃组成相比，库车山前天然气烃组分普遍出峰不全，重组分气测值较低，气测显示以C1为主（图2）。

这对水指数的计算带来了很大的困难，因为如果作为分母的重组分值很低时，算出的水指数误差较大，在水指数无法计算时，通常采用苯和甲苯绝对值的变化来判断储集层的含水性。

在这种情况下的气测异常显示层段中，当苯和甲苯绝对值为基值的2～3倍以上时，可以初步判断储集层含水。

图2 不同地区轻烃显示对比
3 应用效果
3.1 K1井检测实例
K1井是该区域的一口预探井，SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪现场随钻连续测量
C1-C8气测值，生成的数据经过气、水指数的计算，绘制出随井深变化的实时指
数曲线（图3）以及与常规录井相对比的苯和甲苯值变化情况的综合对比图（图4）。

在气测异常层段，当储集层开始含水时，苯和甲苯以及水指数会明显升高，这样可以初步判断储集层含水性，并结合该地区的解释评价图板对储集层含水情况进行综合识别和评价。

图3 K1井实时指数曲线
图4 K1井综合对比
K1井录井井段6 972～7 057.60m，SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪共发现油气显示11层厚度35m，其中含气水层2层厚度7m（6 993～6 995m、6997～
7002m），气层1层厚度7m，差气层8层厚度21m。

从K1井SK-3Q05快速
氢焰色谱分析仪实时指数曲线图和综合对比图中可以看出，K1井在6993～
6995m层段气测显示较好，苯、甲苯明显偏高，分别达到0.020 6%和0.0177%，
气指数从8.7上升至305，水指数从4.0上升至8.8，SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪解释为含气水层。

在6 997～7002m层段气测显示较差，主要以C1变化为主，苯值从0.0168%上升至0.0190%、甲苯值从0.0162%上升至0.0189%，上升明显，气指数由34上升至150，水指数由4.3上升至6.8，根据SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪资料解释为含气水层。

K1完井对井段6 957.98～7 057.60m进行测试，6mm 油嘴，油压8.787MPa，折合日产水33.6m3，产气少量，试油结论为含气水层。

3.2 K2井及K3井检测实例
在K2井录井井段7245～7461m，SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪共发现油气显
示22层厚度70m，根据解释评价图板（图5），其中气层5层厚度26m，差气
层8层厚度24m，含水气层5层厚度14m，含气水层4层厚度6m（表3）。

试油井段7304～7358m，折合产气1.68×104 m3，试油结论为差气层。

该录井井
段上部未测试，下部测试结论为气层。

表3 K2井含水储集层3Q05综合解释成果表层号井段（m）视厚度（m）岩性气指数油指数水指数解释结论1 7249.0～7254.0 5褐色细砂岩45.4065 0.0249
2.8261含水气层2 3 4 5 6 7 8 7259.0～7260.0 7262.0～7264.0 7271.0～7274.0 7277.0～7280.0 7306.0～7308.0 7321.0～7322.0 7327.0～7328.0 1 2 3 3 2 1 1褐色细砂岩褐色细砂岩褐色细砂岩褐色细砂岩褐色细砂岩褐色细砂岩褐
色细砂岩44.4964 49.7165 46.8165 45.2621 34.5244 94.5769 110.0357
0.0203 0.0412 0.0234 0.0688 0.0285 0.0614 0.0588 2.6667 2.3750 2.2143
3.0574
4.0000 3.5625 3.3000含水气层含水气层含水气层含水气层含水气层含水气层含水气层9 7330.0～7332.0 2褐色细砂岩90.1667 0.0727 4.3333含水气层在K3井录井井段6 334～6 602m。

SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪共发现油气显示24层厚度73m，根据解释评价图板（图5），其中气层3层厚度6m，差气层
19层厚度56m，含气水层2层厚度11m（6586～6589m，6591～6599m）。

该井酸化压裂井段6 370～6 562m，采用8mm油嘴，油压76.605MPa，套压17.678MPa，折合产气65.9×104 m3／d，测试结论为气层。

6 562m之后打水泥塞未测试。

图5 K2井和K3井气水指数评价图板
4 结论
通过SK-3Q05快速色谱仪在库车山前区块的使用可以得出如下结论：
①SSK-3Q05快速氢焰色谱分析仪操作简单，数据由计算机自动采集处理。

现场试验数据证明SK-3Q05快速氢焰色谱分析仪能检测到含量微小的C5以后的C6-C8轻烃组分，能现场实时分析和计算气水指数，根据每口井的不同地层含气水情况，总结和完善了分析方法，并在多口井及时地发现了水层的存在。

②通过C6-C8、苯、甲苯等组分的应用，可以准确识别出库车山前地区的气层含水性。

③当重烃组分不全时，为了避免水指数计算误差所引起的误判，提出采用分析苯、甲苯含量的方法进行含水层识别，成功解决了库车山前区块的水层识别问题。

④当地层为只含甲烷气的水层，无轻烃组分时，无法用上述方法进行判断。

⑤对于不同区域，由于各自的特殊性，基于上述基本原理，需要分别确定相应的水指数计算方法。

参考文献
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