system: [SYSTEM]

user: 3. 在不同流体性质油气层的综合气体指数特征 3.1. 气层 3.1.1. 干气层 中亚某探区C气田C-21井3468~3575 m井段，储层岩性为灰岩，荧光录井直照和滴照均未见到显示，TG从0.25%上升至15.35%，组分峰值C 1 为15.1%，C 2 为0.3355%，C 3 为0.0425%，iC 4 为0.0045%，nC 4 为0.0035%，iC 5 及nC 5 未检出。依据TG以及I 1 大于95%的特征值，解释为干气层。其中在3484.8~3480 m、3492.5~3488 m、3501~3496.5 m、3521~3503 m、3544~3525 m、3569~3548 m联合试油作业，产天然气7.7 × 10 4 m 3 /d，水2.6 m 3 /d，水密度1.04 g/cm 3 ，Cl - 体积质量为16555 mg/L，试油结论为气层。天然气类型属于干气，见图1及图2。 3.1.2. 湿气层 乍得M油田M-5井1260~1282 m井段储层岩性为细砂岩，荧光录井直照和滴照均见到中等荧光显示。TG从0.69%上升至45.38%，组分峰值C 1 为28.81%，C 2 为12.939%，C 3 为0.4977%，iC 4 为0.0967%，nC 4 为0.0994%，iC 5 为0.0344%，nC 5 为0.0158%。依据TG以及I 1 范围为90%~95%特征值，该井段储层气测解释为湿气层。在1262~1266.6 m及1275~1281.7 m联合试油作业，产油5.21 m 3 /d，产气278498 m 3 /d，原油密度0.762 g/cm 3 ，气油比为53439 m 3 /m 3 ，试油结论为气层，天然气类型属于湿气，其综合气体指数特征见图1及图2。 3.2. 凝析气层以及油层 3.2.1. 凝析气层 中亚H探区的ADM油田西斜坡区块HK23井2685~2697 m，储层岩性为中-粗粒砂，岩录井仅在该层顶部见弱荧光显示，TG从0.54%上升至6.688%，组分峰值C 1 为4.239%，C 2 为0.349%，C 3 为0.257%，iC 4 为0.055%，nC 4 为0.053%，iC 5 为0.014%，nC 5 为0.012%。依据TG以及I 1 范围为80%~90%特征值，该井段储层气测解释为油气层。使用直径3 mm油嘴试油，获凝析油11.44 m 3 /d，气17046 m 3 /d的产能，气油比1490.03 m 3 /m 3 ；直径5 mm油嘴，产能为凝析油13.92 m 3 /d，气36785 m 3 /d，气油比2642.60 m 3 /m 3 ；7 mm油嘴，产能为凝析油18.05 m 3 /d，气52129 m 3 /d，气油比2888.03 m 3 /m 3 。所产出的原油在试油报告中描述为凝析油，无原油密度数据，试油结论为气层，其综合气体指数特征见图1及图2。 3.2.2. 轻质油层 中亚H探区的ADM油田HK20井J 2 ds层位2345~2380 m井段见到良好油气显示，TG从0.67%上升至57.074%，组分峰值C 1 为29.608%，C 2 为3.1231%，C 3 为3.1152%，iC 4 为0.5672%，nC 4 为1.2230%，iC 5 为0.0041%，nC 5 为0.0076%。依据TG以及I 1 范围为75%~80%特征值，该井段储层气测解释为轻质油层。在2349~2352 m、2356~2380 m试油，产油 20.32 m 3 /d，原油密度0.83 g/cm 3 ，为轻质油层，其综合气体指数特征见图1及图2。 3.2.3. 中质油层 中东Y探区HF油田HF7S7H井Sadi层位，储层岩性为灰岩，钻遇良好荧光显示，气测TG从3.07%上升至40.8%，组分峰值C 1 为28.045%，C 2 为4.3967%，C 3 为1.1095%，iC 4 为0.0953%，nC 4 为0.3369%，iC 5 为0.1451%，nC 5 为0.3098%。依据TG以及I 1 特征值范围为80%~85%，该井段储层气测解释为油层。2740.3~3743 m试油，32/64 in油嘴试油，产油51 m 3 /d，产气8382 m 3 /d，气油比163 m 3 /m 3 ，原油密度0.8984 g/cm 3 ；酸化后40/64 in油嘴试油，产油472 m 3 /d，产气46298 m 3 /d，气油比98 m 3 /m 3 ，试油结论为中质油层，见图2中的中质油层1。 非洲Z探区P油田PR-1井1595~1620 m之间井段为砂岩储层，荧光显示良好，TG从0.254%上升至1.1503%，组分峰值C 1 为0.5548%，C 2 为0.0954%，C 3 为0.0781%，iC 4 为0.0285%，nC 4 为0.0333%，iC 5 为0.0146%，nC 5 为0.0141%；依据TG以及I 1 特征值范围为64%~83%，该井段储层气测解释为油层。在井段1595.8~1603.8 m、1606.0~1616.0 m、1617.6~1619.8 m联合试油作业，产油515.5 m 3 /d，产气14271.0 m 3 /d，气油比46.76 m 3 /m 3 ，原油密度0.862 g/cm 3 ，属于中质油层，其综合气体指数特征见图1及图2中的中质油层2。 非洲N探区S油田储层岩性为砂岩。E 1 油层试油，原油密度0.874~0.901 g/cm 3 ，为中质油层。如S-10井在E 1 层位1669~1710 m荧光显示良好，TG从0.0945%上升至0.2908%，组分峰值C 1 为0.0727%，C 2 为0.0178%，C 3 为0.0148%，iC 4 为0.0131%，nC 4 为0.0132%，iC 5 及nC 5 为0.0%；依据TG以及I 1 的特征值范围为55%~70%，该井段储层气测解释为油层。1724.5~1758.5 m试油，使用28/64 in油嘴，获产能108.74 m 3 /d，原油密度0.8762 g/cm 3 ，黏度15.7 mPa·s，属于中质油层，其综合气体指数特征见图2中的中质油层3。S油田油藏埋深较浅，气测显示幅度低，与该探区其他区块相似存在生物降级次生作用。 3.2.4. 重质油层及稠油层 HF14N14井的Jeribe和Upper Kirkuk 1地层井段为1920~1970 m，荧光录井顶部见弱显示，TG从0.1158%上升至6.9734%，组分峰值C 1 为1.5594%，C 2 为0.7943%，C 3 为0.5602%，iC 4 为0.1307%，nC 4 为0.2739%，iC 5 为0.1000%，nC 5 为0.1085%；依据TG以及I 1 的特征值范围为35%~55%，该井段储层气测解释为油层，油质较重。1926~1931 m酸化后采用气举工艺试油，获取原油的密度0.916~0.922 g/cm 3 ，该井未收集到产量数据。邻井HF1井该层位有143.08 m 3 /d的产能，原油的密度0.9206 g/cm 3 ，HF3S1H井酸化后有188.23 m 3 /d的原油产量，报告中无原油的密度数据。该层位储层的流体性质属于重质油层，其综合气体指数特征见图1及图2。HF61Y61井Jeribe和Upper Kirkuk 1地层所处的构造位置较低，接近油水界面位置，其I 1 偏低，在三元图上所处的位置位于I 1 = 10%~30%的区间，作为一种特殊显示的代表，其综合气体指数特征见图1及图2。 非洲N探区DN油田DN-2井处区块面积较小，边底水有较强的能量，埋藏较浅，存在一定程度的生物降解作用，油藏油质属于稠油藏。DN-2井1523.1~1538.4 m试油，产油63.59 m 3 /d，原油密度0.9383 g/cm 3 ，黏度160 mPa·s。1614~1624 m试油，产油25.91 m 3 /d，原油密度0.9685 g/cm 3 ，黏度148 mPa·s。试油结论为稠油层，该井1640~1740 m井段见弱荧光显示，TG从0.0957%上升至0.2705%，组分峰值C 1 为0.1023%，C 2 为0.034%，C 3 为0.0304%，iC 4 为0.0285%，nC 4 为0.0194%，iC 5 为0.0182%，nC 5 为0.0162%；依据TG以及I 1 的特征值范围主要在25%~45%，该井段储层气测解释为油层，油质较重。综合气体指数特征见图1及图2。