周 平

（中國石化華北石油局地質(zhì)錄井公司，河南鄭州 450006）

目前陸上東部油田大部分已進(jìn)入高成熟勘探階段，錄井、測井資料上具有傳統(tǒng)典型顯示特點的油層正在減少，低級別顯示油層日益增加。而在開發(fā)方面，陸上東部油田大部分主力油田已進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，可供挖潛的是一些傳統(tǒng)方法沒有識別到的低品位油藏，使得開發(fā)井顯示級別普遍降低。面對這些低級別的油氣顯示層，用以前傳統(tǒng)的方法和標(biāo)準(zhǔn)很容易會出現(xiàn)漏層。因此目前對低級別顯示油層做出準(zhǔn)確評價具有重要意義。

1 錄井低級別顯示影響因素

影響錄井顯示級別的主要因素是地層含油量、物性、原油性質(zhì)、壓力等石油地質(zhì)因素及鉆井參數(shù)等外在因素。

1.1 鉆井技術(shù)進(jìn)步引起的低級別顯示

鉆井過程中PDC鉆頭及細(xì)齒三牙輪的應(yīng)用，導(dǎo)致巖屑細(xì)碎，使得顯示級別下降。為了鉆井安全及提高鉆井液攜砂性，水平井、大斜度有機添加劑的加入，高粘度、高密度鉆井液使用，使氣測鉆井液背景值升高，氣測絕對值、相對值均降低，甚至沒有異常顯示。

1.2 油田開發(fā)引起的低級別顯示

進(jìn)入開發(fā)后期，地層虧空、壓力下降、含油氣量下降、含水上升嚴(yán)重，錄井能夠檢測的烴類物質(zhì)量、氣測全烴絕對值及相對幅度下降較大。部分原來技術(shù)條件下開發(fā)沒有產(chǎn)能的井層，通過新的工程技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，這些層也獲得工業(yè)油流。這些層的顯示級別與傳統(tǒng)經(jīng)典油層的錄井顯示級別相比明顯偏低。

1.3 砂礫巖及致密砂巖層引起的低級別顯示

近源快速沉積的砂礫巖體、基巖、致密砂巖原油只粘附在巖石或裂縫表面，新鮮破碎巖屑表面因沒有原油粘附，使單位巖屑中油砂含量相對降低。由于鉆井液的沖刷作用，大部分粘附在裂縫、縫隙及巖石表面的原油會脫離巖屑進(jìn)入鉆井液，導(dǎo)致巖屑含油量下降，油氣顯示非常微弱。深層地溫高，烴類物質(zhì)裂解性較好，原油具有低密度、輕油質(zhì)、低膠質(zhì)的特點，同時滲透性差，地層中的烴類物質(zhì)滲入鉆井液量少，后續(xù)流體補給不足，從而導(dǎo)致巖屑顯示級別低，地化、核磁、氣測值低。

2 低級別顯示異常的解釋評價技術(shù)

2.1 異常顯示恢復(fù)技術(shù)

除地下孔滲性影響外，由油氣逸散、鉆井液密度、粘度、屏蔽暫堵等因素造成的低級別顯示都可能通過恢復(fù)技術(shù)進(jìn)行一定程度的顯示恢復(fù)。

2.1.1 氣測沖淡系數(shù)恢復(fù)

在石油地質(zhì)條件、鉆井液性能一致的情況下，影響氣測值的主要因素包括鉆時與鉆頭直徑，其恢復(fù)公式為：

式中：CE——校正后氣測值；C——實測氣測值，%；Q——排量，m3／min；t——鉆時，min／m；D——鉆頭直徑，m；d——取心鉆頭內(nèi)徑，非取心井段為0，m。

2.1.2 鉆井液密度、粘度影響的恢復(fù)

（1）鉆井液密度的影響因素校正。統(tǒng)計分析表明，壓差與油氣層產(chǎn)能具有相關(guān)性，可建立鉆井液密度變化對氣測顯示影響的關(guān)系曲線方程。鉆井液密度校正公式為：

式中：CJ——氣體校正含量值，%；C——實測氣體測量值，%；dP——區(qū)塊平均鉆井液相對密度；d——實鉆鉆井液相對密度；a、b——系數(shù)，通過統(tǒng)計區(qū)塊氣測值與密度關(guān)系求得。

（2）鉆井液粘度的影響因素校正。通過模擬實驗方法，建立不同鉆井液體系粘度變化的校正系數(shù)。校正公式為：

式中：a、b——校正系數(shù)，通過統(tǒng)計區(qū)塊氣測值與粘度關(guān)系求得。

2.1.3 油氣逸散

油氣逸散對地化、定量熒光等到分析錄井影響較大，油氣逸散受制于樣品顆粒大小及分析時間，通過模擬實驗相關(guān)數(shù)據(jù)，擬合油氣層烴類恢復(fù)系數(shù)［1］：

式中：K——烴類恢復(fù)系數(shù)；P4——原油性質(zhì)系數(shù)；WK——樣品顆粒質(zhì)量；B0——原油體積系數(shù)；KJ——膠結(jié)系數(shù)；T——干置時間，h。

2.1.4 高背景值

主要方法有氣測最小值與隨機值相疊加法（見楊明清《降低氣測錄井背景值影響方法探討》［1］）和扣背景值法。

2.2 低顯示級別評價技術(shù)方法

2.2.1 選擇受鉆井液性能影響小的參數(shù)建立氣測解釋圖版

通常認(rèn)為，鉆井液加入有機添加劑對氣測C1值的影響很輕微，C1對比系數(shù)（C1異常值與基值之比）由于同一層對比，其鉆井液密度一致，因此C1對比系數(shù)受鉆井液影響輕微，能較好地反映地層能量。而氣測灌滿系數(shù)則主要取決于儲層流體性質(zhì)和儲層物性，不受鉆井液性能的影響，因此采用氣測C1對比系數(shù)與氣測灌滿系數(shù)建立解釋圖版可以消除鉆井液有機添加劑及鉆井液高密度、高粘度的影響。

2.2.2 選擇敏感性參數(shù)建立一體化解釋圖版

不同錄井技術(shù)的資料采集方式不同，對儲層反映不同。在總體呈低級別顯示的情況下，仍有部分敏感性參數(shù)能較好地反映地層特征，采用這些參數(shù)建立一體化解釋圖版能夠較好地識別儲層流體性質(zhì)。

（1）氣測C1／C2地化Pg一體化解釋圖版。C1／C2不受氣測脫氣效率、地層壓力、地層烴類物質(zhì)滲入鉆井液量的影響，而地化地層含烴量Pg只與樣品含烴量相關(guān)，不受鉆井液性能的影響。因此本圖版適應(yīng)低孔、低滲、低壓、高鉆液密度、高粘度條件下低全烴異常相對幅度、低C1對比系數(shù)的油氣層解釋，同時由于C1、C2受鉆井液加入有機添加劑影響很小，因此該圖版也在一定程度上適應(yīng)鉆井液加入有機添加劑條件下的錄井油氣層解釋評價。

（2）氣測C2／C3地化S1一體化解釋圖版。C2／C3作為油氣層解釋評價中一個十分重要的參數(shù)，不同地區(qū)有不同的特征，一些區(qū)塊C2／C3必須大于1才能獲得工業(yè)油流，而另一些區(qū)塊則與此完全相反，必須小于1才能獲得工業(yè)油流，因此該參數(shù)得到較為廣泛的應(yīng)用。S1反映液態(tài)烴含量的一個參數(shù)，受鉆井液影響較小。因此利用氣測C2／C3、地化S1建立的圖版能夠解決高鉆井液密度、粘度鉆井條件及深層低孔低滲地層低氣測異常顯示層的解釋評價。

2.2.3 地層烴類物質(zhì)含量及油質(zhì)解釋

（1）地化Pg－B：將地化地層含烴總量Pg與反映油質(zhì)的輕重比B結(jié)合起來，可以克服因油質(zhì)變化而對Pg值的影響，定量化的數(shù)據(jù)可以克服肉眼觀察所帶來的偏差，適應(yīng)中質(zhì)、輕質(zhì)油層解釋評價。

（2）定量熒光C－Oc：將定量熒光地層含油總濃度C與反映油質(zhì)的油性指數(shù)Oc結(jié)合起來，可以克服因油質(zhì)變化而對含油總濃度C的影響。由于定量熒光在識別微弱顯示方面有優(yōu)勢，因此這兩個參數(shù)建立的解釋圖版能夠較好地解決深層揮發(fā)性油層、凝析油層、低孔低滲油層低級別顯示的問題。

2.2.4 錄井曲線“幅差形態(tài)法”解釋評價［1－2］

不同錄井曲線圖從不同側(cè)面反映儲層信息，將不同錄井曲線進(jìn)行迭加，可以發(fā)揮不同錄井資料的長處，提高解釋的準(zhǔn)確度。通常油層地化、氣測曲線與鉆時曲線之間呈現(xiàn)“正相關(guān)”（低鉆時、高氣測C1、地化S0＋S1＞S2），水層呈現(xiàn)“負(fù)相關(guān)”（低鉆時低地化、低氣測C1或高地化Pg、低地化TPI.S0，S1，S2一般值較低）、油水同層呈現(xiàn)三角形形態(tài)，干層呈現(xiàn)高鉆時、低氣測C1、低地化。

2.2.5 應(yīng)用核磁共振分析資料在特高含水區(qū)中尋找價值層

（1）利用T2譜評價：不同物性、含水性的樣品具有不同的T2譜，通過總結(jié)不同區(qū)塊油層、水層、干層的T2譜特征，建立標(biāo)準(zhǔn)模板，將實測圖譜與其對比解釋，能夠達(dá)到較好解釋評價效果。

（2）核磁共振油水系數(shù)與物性參數(shù)圖版解釋：用油水指數(shù)與物性參數(shù)結(jié)合建立解釋圖版，可以發(fā)揮各自的長處，提高解釋符合率。該圖版既然適應(yīng)低孔低滲儲層，也適應(yīng)特高含水區(qū)塊的儲層評價。

2.3 解釋評價實例

2.3.1 N109大斜度井綜合分析發(fā)現(xiàn)新含油區(qū)塊

該井所在地區(qū)是一個典型的高礦化度、高束縛水地區(qū)，且礦化度變化大，又沒有一定規(guī)律，錄井資料在確定完井意見、選擇試油層位具有較大的作用。如圖1所示，該井屬典型低級別顯示：氣測全烴絕對值低、異常相對幅度低、氣測組分只有C1且絕對值低，地化分析值低，巖屑錄井熒光濕、干照、氯仿普滴均無顯示。在鏡下精心挑選巖屑進(jìn)行研碎滴照才發(fā)現(xiàn)微低級別顯示。具有此類特點的顯示層通常解釋為水層。但利用低級別顯示識別評價技術(shù)可以發(fā)現(xiàn)，1579～1582m、1587～1595mC1對比系數(shù)達(dá)到5.7、8.7，達(dá)到相關(guān)異常識別標(biāo)準(zhǔn)。1579～1582 m井段氣測曲線與鉆時曲線幅差較小，物性相對較差（結(jié)合巖屑資料判斷），解釋為差油層，1587～1595m鉆時曲線呈”箱形”，氣測全烴、C1曲線呈“倒三角形”形態(tài)，具有油水同層的典型特點，同時灌滿系數(shù)0.75，達(dá)到油水同層標(biāo)準(zhǔn)，因此從氣測資料方面應(yīng)解釋為油水同層。而地化雖然平均值低，但個別點分析數(shù)據(jù)S1接近于8mg／g，且呈現(xiàn)上高下低變化的特點，具有明顯油水同層的特征。而在1599.0～1656.0m井段的三層顯示，輕重比B值低，達(dá)不到本區(qū)識別標(biāo)準(zhǔn)，因此分別解釋為含油水層、水層。完井后對1582.0～1604.0m井段進(jìn)行試采，產(chǎn)油13.5t／d，產(chǎn)水4.5m3／d，發(fā)現(xiàn)一個新的含油區(qū)塊。

圖1 N109井錄井剖面

2.3.2 SK4511井核磁共振于強淹區(qū)挖出高產(chǎn)油層

SK4511井是為認(rèn)識該層系水驅(qū)開發(fā)后期不同物性層段水洗特征以及剩余油分布特征的一口井，為井網(wǎng)重組及復(fù)合驅(qū)提供依據(jù)。對該井巖心進(jìn)行了核磁共振分析，井區(qū)動態(tài)資料表明所試油4層均處于強水淹區(qū)，電性也為強水淹層特征。

從圖2可以看出，該井1635～1639.7 m井段T圖譜右半部分發(fā)育，說明是好的儲層，有效孔隙發(fā)育，孔隙中大多為可動流體，油信號右半部分發(fā)育，說明可動流體中以可動油為主，解釋為弱水淹層。本層可動油飽和度、油水比為全井最高（0.85～1.04），高于弱水淹層標(biāo)準(zhǔn)。因此盡管動態(tài)資料表現(xiàn)本層處于強水淹區(qū)，核磁共振仍解釋為弱水淹層，投產(chǎn)結(jié)果獲得高產(chǎn)工業(yè)油流，為老油田強水淹區(qū)挖潛提供一條新的思路。

圖2 核磁共振T2馳豫時間圖譜

3 結(jié)束語

（1）隨著勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，低級別顯示在各油田已廣泛出現(xiàn)，給錄井顯示識別與解釋帶來較大困難，通過對相關(guān)參數(shù)的恢復(fù)及尋找敏感性參數(shù)的建立可一定程度上解決識別的問題。

（2）將不同錄井資料相互結(jié)合，可以提高解釋評價的精度，這些方法包括建立一體化解釋圖版、錄井曲線“幅差形態(tài)法”等等。

（3）核磁共振資料具有物性及流體飽和度評價等定量化分析功能，在識別與評價低級別顯示方面已受到各方的關(guān)注。但對于細(xì)碎巖屑方面的分析評價方面仍存在著瓶頸，需要不斷探索和完善。

［1］周金堂，周生友，吳義平.地化錄井烴類恢復(fù)系數(shù)模擬實驗研究［J］.錄井技術(shù)，2002，13（3）：17－22.

［2］楊明清.降低氣測錄井背景值影響方法探討［J］.石油地質(zhì)與工程，2010，24（2）：47－49.