轻烃检测分析技术在吉林油田的应用

2014-03-25刘一丹

石油知识 2014年5期

刘一丹

（山东科技大学山东青岛 266590 ）

1 轻烃检测的原理及作用

“轻烃”泛指原油中的汽油馏分，亦即C1～C9烃类，在原油中约占50%～60%，主要以游离态、溶解态或吸附态存在于地下岩层中的石油、吸附水或岩层孔隙中。轻烃组成复杂，包括正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳香烃等，可检测的烃组分达103个，分析组分谱图如图1所示。

图1 轻烃检测组分图谱

1.1 轻烃检测技术的基本原理

轻烃检测技术是油藏工程建立在流体地球化学基础上的一种新的储集层评价技术，是在基础理论研究、水驱油机理研究、分析方法和参数应用研究的基础上建立的轻烃色谱分析技术，主要用来评价储集层含油气性和油层水淹程度。

它的基本原理是：将钻井过程中返到地面的岩心、岩屑或井壁取心样品装瓶密封，样品中的吸附烃经过压力和温度的变化使其脱附和挥发，瓶内的易挥发组分逐渐与样品瓶顶部空间气体之间达成气—液平衡状态，气态相与液态相中挥发烃类的关系可用拉乌尔( Raoult)定律来描述。在平衡状态下，通过气相色谱法测定密封样品瓶中上方的气体成分的组成和含量，可反映油气藏的性质和特征。

1.2 轻烃检测的作用

轻烃检测的对象主要是岩心、岩屑自然脱附出来的混合气。将采集的气样品注入气相色谱仪进行分析，使气样品中的烃烃组分得到完全分离, 从而得到油气轻烃组分。轻烃检测的作用主要有3个：

（1）与气测录井只能检测Cl～C5烃类组分相比，轻烃检测的是Cl～C9烃组，获得的轻烃信息更为丰富和全面，油气性判断更准确；

（2）水平井钻井中，在水平段的PDC钻头钻进条件下，岩屑细、量少，或者泥浆中存在磺化沥青、白釉等带有荧光成分的助剂，常规录井难以识别油气显示，但轻烃检测可以对现场确认储层流体信息有指导意义；

（3）当地质录井和LWD曲线在判断储层流体性质发生矛盾的情况下，轻烃检测可以为判断储层含油气性提供重要依据。

1.3 轻烃检测取样原则

（1）在钻井中的取心或岩屑录井，在岩心出筒、岩屑返出井口后立即取样、快速清洗表面粘附的泥浆，装瓶、压盖密封，确保岩样的及时性；

（2）储层的目的层段，取样间距遵循以下原则：厚度大于5m的取样品3颗以上；厚度小于2m的取样品至少1颗；其它取样品2～3颗；。

（3）一般的直井、斜井取样参照储层上述标准，水平井等间距取样，一般2～5m取1颗样品，显示变差层段要加密取样。

1.4 轻烃检测的解释处理

所取岩心或岩屑样品，经轻烃分析技术可以准确定性C9以内的正构烷烃、异构烷烃、芳烃、环烷烃；也可以得到轻烃浓度、相对体积百分数、质量百分数和比值参数。通过对资料的分析和研究，总结归纳出油、气、水层的不同响应特征，建立各项解释图版，进而对油、气、水层进行准确识别。

2 在吉林油田的应用实践

2013年，吉林油田引进轻烃检测技术，并在气藏评价与产能建设和老油田产能建设中进行应用，取得较好效果。下面以CS气藏CH2-7测试进行阐述。

2.1 CH2-7井区气藏情况

CS气藏CH2-7井位于松辽盆地南部东南隆起区一南北走向的断鼻构造内，目的层为泉头组一段和三段。其中，泉一段为其它井已揭示，储层有效孔隙度2.1%～14.9%，平均8.85%，渗透率0.02×10-3～49.13×10-3μm2，平均3.28×10-3μm2。储层泥质含量较高，孔渗非均质程度较强，属于特低孔-低渗储层。

CH2-7为该构造揭示泉三段气藏的重点井，同时为评价区块其它层系含气性的评价井，该井的含气性程度及其分析的准确性直接关系该断鼻构造的天然气潜力、分布特征及其产能建设的部署和实施规模。因此，有必要增加轻烃测试分析项目，并与常规的完井电测项目进行对比分析，落实泉三段气层及其它层系的含气情况，以便进行天然气产能建设部署。

2.2 岩屑取样情况

CH2-7井于2012年12月1日完钻，完钻井深1909m，钻头地层泉一段。按照上述的取样原则，该井在取样井段1320～1874m共取样分析141颗样品，平均取样间隔2.17m，分析储层24小层。这些样品的含气性分析基本可以代表目的层的储层含气性情况，结合其它已钻井情况，可以勾勒出该气藏泉一段和泉三段的气藏含气性纵横向分布。

2.3 轻烃分析情况

在分析该区块各层系气藏相关资料的基础上，结合轻烃检测的资料实验分析，确定轻烃检测分析中各组分的解释标准（表1）。

表1 CS气藏轻烃检测解释标准

在上述解释标准的指导下，通过油气田开发专家系统干预，进行参数的自动分析与含气性判别，获得储层的含油气性综合成果图。

通过上述综合解释与分析，CH2-7井轻烃检测共解释24 层，分4类：

（1）湿气层：共解释6层、厚度8.4m（表2、图2）。C1～C5含量较大，占总烃50%以上，说明地层中含气为主，但甲烷含量小于90%，为湿气；

（2）气水同层：共解释10层、厚度22.4m（表2、图3）。随着苯、甲苯含量的减少，总烃面积变小，各敏感参数逐渐减小，说明地层中含水。

（3）干层：共解释8层、厚度34.1m（表2、图4）。总烃减小，C1～C5的含量相对增加，C6～C9含量几乎为0，说明储层为干层。

（4）含轻质油层：储层中C6～C9、苯、甲苯都有一定的含量，说明地层中含有少许的原油（轻质油），但随着深度的增加轻质油含量减少（由于轻质油含量较少，未单独标示）。

表2 CH2-7井储层含气性及其参数情况

图2 CH2-7井轻烃检测湿气层典型谱图

图3 CH2-7井轻烃检测气水同层典型谱图

图4 CH2-7井轻烃检测干层典型谱图

2.4 轻烃检测与完井电测成果对比

轻烃检测结果与该井完井电测曲线对比时发现，两者共存在13层的解释差异，占分析层数的54.2%（表3）。两中录井分析技术在差气层和气水同层方面分析结果差异较大，完井分析为气层、差气层的部分层段被轻烃分析为气水同层或气层。

表3 CH2-7井轻烃检测与电测成果对比表

分析认为，常规的气测只能录取和分析到C5，C5以后的很多含气性信息中包含的水的信息被漏掉，因此原分析为气层（差气层）的层段经过轻烃分析后被调整为气水同层。这也是轻烃检测技术在分析判断C5～C9方面存在的优势。

2.5 储层动用验证情况

为验证轻烃分析与常规录井在判别含气性较差储层方面的优劣，2013年分别对该井的76、86、88、89、94、96、99号层进行试气、试采，测试结果有差异的是76、88、94、99号层。扣除投产时的压裂液返排，所动用的层段含有一定量的地层水，与轻烃检测的结果相符。同时，检测到的少量轻质油在该井的动态生产中得到验证。

另外，该井此次动用的为区块主力层下方的登娄库组，在登娄库组含气性的检测和动用均为首次，相关数据将为本地区新含气层的发现和动用提供可靠依据。