用气相色谱法预测尼日尔三角洲储层中的油、气、水层

地层评价专家在通过电缆测井资料解释来评价砂岩—页岩层序中储层流体(油/气/水)的类型时一般没有多大的困难。这种评价一般是用检测象征含气带的低氢、低电子密度的综合中子—密度仪和重复地层测试器(RFT) 来完成,后者利用压力梯度和采样技术评价储层流体。然而在尼日尔三角洲,许多砂岩层均表现为其天然气的中子密度响应较弱,且重复地层测试器基本上一直都不使用。因为井眼条件差,常常导致工具被卡。而井壁取心抽提物中残余烃的油"指纹"则能为识别储层流体类型提供一种独立评价工具。我们与尼日利亚国家石油公司合作,对尼日尔三角洲西海岸Mefa油田上不同井中的井壁取心样品的溶剂抽提物作了大量的色谱分析。井壁岩心抽提物的油"指纹"清楚地展示了储层中烃的类型。油饱和砂层的"指纹"一般均以C_(15)打头,而以含气为主的砂岩抽提烃的"指纹"显示了较典型凝析气的简化烃分布模式。产水层抽提物的"指纹"显示更简化的图象,这表明较高分子量的烃没有运移到这些水层。尽管样品储臧长达3年,但这些特征还很明显且完整未缺。另外,该技术的其他应用包括对缺少现代化电缆测井数据但有井壁或常规岩心的老井的重新评价,以及对没有清晰的RFT和电缆测井响应的薄层或低渗透率砂岩进行了评价。该技术的应用遍布全世界,如美国的墨西哥湾沿岸、加拿大、印度尼西亚和巴布亚新几内亚。

用干酪根的H/C原子比评价热成熟度和有机质转化程度

近些年来,人们忽略了用干酪根的H/C(氢/碳)原子比评价生油岩中有机质的质量,而是采用Rock—Eval(生油岩评价仪)确定的氢指数来做出这种评价。Rock—Eval热解分析不需要从岩石中分离出干酪根就可以提供快速、经济的定量[mg HC(烃)/g岩石]数据。由于所得出的分析数据比较分散,许多生油岩解释人员认为Rock—Eval热解分析是一种筛分分析。在本文中,笔者描述了在生油岩评价中使用H/C原子比的好处,同时阐述了H/C原子比和热成熟度、有机质转化程度和排烃之间的一些新型关系。对Ⅰ型和Ⅱ型干酪根而言,其热解后的H/C原子比与有机质的热转化程度有关。用化学方程式计算出的氢和碳损失与根据含水热解成熟作用实验结果得出的氢和碳损失之间具有良好的一致性,这表明干酪根的氢/碳原子比是不同类型干酪根热成熟度的良好指标。如果已知干酪根的原始和目前的H/C原子比,那么也可以用这些数据计算出有机质转化的百分比。通过对干酪根进行显微有机分析,不仅可得出目前的H/C原子比,也可合理地估算出原始H/C原子比。对于生油岩来说,典型的未成熟Ⅰ型干酪根的H/C原子比为1.35～1.50,而Ⅱ型干酪根的H/C原子比为1.20～1.35。含水热解实验中排出的油量与枯竭干酪根的H/C原子比之间的关系使勘探工作者们能很快地计算出排烃体积。根据含水热解实验结果,实测出的H/C原子比和计算出的原始TOC(总有机碳含量)值,得出了3个具有成熟生油岩的盆地生油量的一级体积近似值。其结果与威利斯盆地(Bakken页岩)、洛杉矶盆地(Nodular页岩)和伊利诺斯盆地(New Albany页岩)已发表的原始石油地质储量近似计算值的对比性很好。

采用气相色谱法在尼日尔三角洲储层预测气、油、水层段

在砂页岩层序中,通过解释电测曲线来评价储层流体(油/气/水)类型,对于地层评价专家来说,通常几乎是没有困难的。这种评价通常是通过综合运用探测含气带典型低氢、低电子密度的中子密度探测器和重复地层测试器(RFT)来完成的,即用压力梯度和样品识别技术评价储层流体。不过,在尼日尔三角洲,许多砂岩含气层段的中子密度测井质量都差,而重复地层测试器测试已被大量淘汰,因为粗劣的井孔状态通常都会阻塞测试器。井壁岩心提取物的残烃油指纹能提供一种判别储层流体类型的独立方法。