杜 鵬 何 強(qiáng) 高凌云 劉勝明 劉 軍

(①中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司錄井公司；②中國(guó)石油冀東油田公司監(jiān)督中心)

0 引 言

隨著鉆井工藝技術(shù)的快速發(fā)展，鉆井提速已是今后石油勘探的必然趨勢(shì)，傳統(tǒng)的地質(zhì)錄井受到嚴(yán)重制約，越來越滿足不了日益復(fù)雜的勘探需求，主要表現(xiàn)在：PDC鉆頭快速鉆進(jìn)條件下，巖屑破碎嚴(yán)重，巖性識(shí)別困難[1-2]；為滿足不同的勘探目的，近年來冀東油田大斜度井不斷增多，導(dǎo)致巖屑混雜嚴(yán)重，巖屑代表性變差，給隨鉆準(zhǔn)確劃分儲(chǔ)集層、地質(zhì)導(dǎo)向工作帶來了很大困難；隨著勘探的深入，深層?xùn)|二段、東三段地層發(fā)育有大量薄層玄武巖、玄武質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)泥巖等特殊巖性[3-5]，地層卡取困難；測(cè)井資料只能在中途完鉆或完鉆后獲取，且存在測(cè)量盲區(qū)，及時(shí)性差。這些難題已經(jīng)成為冀東油田高效勘探開發(fā)亟待解決的問題。

為解決以上難題，在冀東油田引入巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，能夠在隨鉆錄井過程中實(shí)時(shí)獲得地層自然伽馬曲線，通過曲線的變化趨勢(shì)反映地層巖性的變化特征，進(jìn)而準(zhǔn)確地識(shí)別儲(chǔ)集層，為冀東油田油氣層勘探開發(fā)提供有力支持。

1 巖屑自然伽馬錄井技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

基于巖石礦物中γ射線的自然放射性，借助γ射線探測(cè)器檢測(cè)被測(cè)巖屑樣品中的γ射線強(qiáng)度，依據(jù)巖石的自然放射性變化規(guī)律，利用金屬鉛對(duì)γ射線的屏蔽能力，將巖屑與晶體用鉛罐密封，通過光電倍增管將光電信號(hào)轉(zhuǎn)換、放大、檢測(cè)，獲得放射性強(qiáng)度參數(shù)，再通過巖屑自然伽馬分析儀對(duì)標(biāo)準(zhǔn)巖石礦物進(jìn)行標(biāo)定，定性識(shí)別被測(cè)樣品的巖石類別(圖1)[6-8]。

圖1 不同巖石放射性含量對(duì)比

1.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)是以檢測(cè)出的巖屑自然放射性強(qiáng)度為分析對(duì)象，彌補(bǔ)了傳統(tǒng)地質(zhì)錄井的不足，主要具有以下4個(gè)方面優(yōu)勢(shì)。

(1)連續(xù)性好:巖屑自然伽馬錄井技術(shù)以巖屑作為檢測(cè)對(duì)象，以地質(zhì)錄井間距作為樣品點(diǎn)間距，實(shí)現(xiàn)錄井段連續(xù)測(cè)量[9-10]。

(2)抗干擾性強(qiáng):巖屑自然伽馬錄井分析樣品為返出地面的巖屑，分析結(jié)果只與組成巖石的礦物類型有關(guān)，不受地下巖石結(jié)構(gòu)、鉆井液等因素的干擾，同時(shí)也不受巖屑顆粒完整性的影響，適合PDC鉆頭鉆井條件下粉末狀巖屑、大位移井和水平井巖屑混雜且?guī)r屑量少情況下的分析與巖性落實(shí)[10-11]。

(3)靈敏性高:巖屑自然伽馬錄井技術(shù)參數(shù)對(duì)于巖性變化反映非常靈敏。如圖2所示，實(shí)驗(yàn)室模擬砂泥巖，伽馬計(jì)數(shù)值(以下簡(jiǎn)稱CPS)與泥質(zhì)含量的線性關(guān)系非常好，線性相關(guān)系數(shù)達(dá)0.989 3，分辨率高，泥質(zhì)含量變化5%，CPS就有明顯變化，不僅滿足定性識(shí)別的需求，且趨向定量化[12-14]。

圖2 標(biāo)準(zhǔn)巖樣泥巖含量相關(guān)性

(4)及時(shí)性好:相對(duì)于其他實(shí)驗(yàn)室分析項(xiàng)目，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)取樣簡(jiǎn)單，樣品分析周期僅為30 s，能夠?qū)崟r(shí)識(shí)別巖性類別，且沒有測(cè)量盲區(qū)，能夠滿足勘探開發(fā)中隨鉆錄井工作的需求。

2 方法研究

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)獲得的原始數(shù)據(jù)為CPS值，雖然通過其值高低能夠反映巖石類型，但是在應(yīng)用過程中或與測(cè)井曲線對(duì)比上有諸多不便，因此需要將該數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為自然伽馬值。

2.1 選取標(biāo)準(zhǔn)樣品

選用目的井所在區(qū)塊內(nèi)相同層位已完井(鄰井)的至少5個(gè)以上已知自然伽馬值的巖屑樣品定義為標(biāo)準(zhǔn)樣品，要選取區(qū)塊內(nèi)足夠多的具有代表性巖性，例如在砂泥巖剖面建議使用純砂巖、含泥砂巖、泥質(zhì)砂巖、砂質(zhì)泥巖、純泥巖等作為標(biāo)準(zhǔn)樣品。

2.2 樣品掃描

應(yīng)用巖屑自然伽馬分析儀對(duì)標(biāo)準(zhǔn)樣品進(jìn)行掃描，為確保儀器對(duì)樣品分析的準(zhǔn)確性，每個(gè)樣品進(jìn)行5次重復(fù)性掃描，重復(fù)性測(cè)量誤差不得超過5%，取各標(biāo)準(zhǔn)樣品的CPS平均值。

需要注意的是，在進(jìn)行每個(gè)樣品5次掃描獲取平均數(shù)據(jù)時(shí)，一定要在相同測(cè)量條件下進(jìn)行檢測(cè)，如果發(fā)現(xiàn)儀器重復(fù)性測(cè)量誤差超過5%，應(yīng)及時(shí)對(duì)設(shè)備運(yùn)行情況進(jìn)行校正并重新掃描樣品，以保證環(huán)境發(fā)生變化后獲得準(zhǔn)確、穩(wěn)定的CPS值。

2.3 數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換

對(duì)冀東油田NP 4-88等10口井的65個(gè)泥巖、砂巖標(biāo)準(zhǔn)樣品進(jìn)行樣品掃描，獲得各標(biāo)準(zhǔn)樣品的測(cè)井自然伽馬平均值。由于巖屑自然伽馬CPS值與測(cè)井自然伽馬值均可以反映巖石放射性強(qiáng)弱，兩者在數(shù)值上存在必然的相關(guān)性，對(duì)幾組CPS平均值和測(cè)井自然伽馬平均值進(jìn)行數(shù)學(xué)擬合，獲得擬合公式：

GR=f(CPS)

式中：GR為自然伽馬，用來計(jì)量巖石的自然伽馬強(qiáng)度，API；CPS為單位時(shí)間內(nèi)γ射線探測(cè)器檢測(cè)到的脈沖數(shù)，s-1;f為通過CPS推導(dǎo)自然伽馬值的計(jì)算模型，區(qū)塊、層位不同模型也不同。

在不同區(qū)塊、層位進(jìn)行鉆井時(shí)，要分區(qū)塊、分層位建立擬合公式，以確定巖屑自然伽馬錄井測(cè)得的CPS值與自然伽馬值的具體對(duì)應(yīng)關(guān)系，從而借助巖屑自然伽馬錄井技術(shù)準(zhǔn)確獲取地層的自然伽馬值。

3 實(shí)例應(yīng)用

通過NP 4-88等10口井巖屑自然伽馬與巖性的對(duì)比，建立了冀東油田巖屑自然伽馬參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

截止到2018年底，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)在冀東油田共應(yīng)用11口井，剖面符合率均在95%以上(表2)。

表1 冀東油田巖屑自然伽馬參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)

表2 冀東油田巖屑自然伽馬錄井技術(shù)應(yīng)用統(tǒng)計(jì)

3.1 N 13-50井

N 13-50 井位于1號(hào)構(gòu)造N 1-68斷塊，鉆探目的為滾動(dòng)開發(fā)N 1-68斷塊東三段油藏，落實(shí)儲(chǔ)量規(guī)模。在進(jìn)入東三段之后，鉆頭更換為PDC鉆頭，巖屑破碎嚴(yán)重，為更好地識(shí)別地層巖性，應(yīng)用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)。由圖3可以看出，東三段井段3 500.0～3 981.0 m處，巖屑自然伽馬值與巖性剖面對(duì)應(yīng)較好，優(yōu)勢(shì)砂巖儲(chǔ)集層、玄武巖等的特征明顯，參考表1可知，砂巖巖屑自然伽馬一般為中值(普遍集中在61.5～82.1 API，平均76.7 API)，泥巖或泥質(zhì)砂巖巖屑自然伽馬明顯偏高(普遍集中在84.3～148.1 API，平均103.1 API)，而玄武巖等火山巖或凝灰質(zhì)砂巖巖屑自然伽馬則表現(xiàn)為極低值(普遍低于27.2 API，平均18.3 API)特征。如表2所示，本井剖面符合率達(dá)97.6%，且與完鉆測(cè)井的自然伽馬趨勢(shì)一致。

圖3 N 13-50井巖屑自然伽馬對(duì)比

由于N 13-50井于3 956 m完鉆測(cè)井后需加深完鉆口袋，按要求加深至3 981 m，而此時(shí)未再測(cè)井,共缺失3 949～3 981 m井段中32 m自然伽馬數(shù)據(jù)，采用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)彌補(bǔ)了這一不足。

3.2 N 5-82C1 井

N 5-82C1井位于5號(hào)構(gòu)造N 5-82 井區(qū)，鉆探目的為鉆穿火山巖儲(chǔ)集層，落實(shí)火山巖范圍。該井的難點(diǎn)在于巖性剖面的提前預(yù)測(cè)與火山巖儲(chǔ)集層的準(zhǔn)確識(shí)別，為攻克這一難題，應(yīng)用了巖屑自然伽馬錄井技術(shù)。由圖4可以看出，沙一段井段4 216.0～4 278.0 m巖屑自然伽馬呈現(xiàn)極低值(普遍低于27.9 API，平均20.1 API)，參考表1可知為火山巖特征，4 153.0～4 162.0 m、4 200.0～4 210.0 m和4 295.0～4310.0 m井段的巖屑自然伽馬略高(普遍集中在41.6～53.1 API，平均47.5 API)，參考表1可知為凝灰質(zhì)砂巖特征，且全井巖屑自然伽馬與測(cè)井自然伽馬趨勢(shì)一致。

圖4 N 5-82C1井巖屑自然伽馬對(duì)比

在鉆井過程中，借助巖屑自然伽馬錄井的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，根據(jù)巖屑自然伽馬曲線的變化趨勢(shì)，與鄰井資料進(jìn)行地層對(duì)比，能夠提前預(yù)測(cè)火山巖儲(chǔ)集層深度，并且在巖屑返出井口后及時(shí)識(shí)別巖性，成功指導(dǎo)了該井的施工及完鉆決策。

3.3 N 103X89井

N 103X89井位于1號(hào)構(gòu)造，鉆探目的為落實(shí)1號(hào)潛山N 1-89斷塊較高部位馬家溝組油氣層厚度，評(píng)價(jià)含油氣范圍與儲(chǔ)量規(guī)模。該井在揭開馬家溝組灰?guī)r儲(chǔ)集層時(shí)，存在井漏的風(fēng)險(xiǎn)，需要及時(shí)進(jìn)行中途完井并調(diào)整鉆井液體系。在鉆至4 571.0～4 578.0 m處，連續(xù)發(fā)生28次漏失，累計(jì)漏失鉆井液309.9 m3，鉆井風(fēng)險(xiǎn)增加，而地質(zhì)錄井受堵漏劑影響，無法判斷巖屑是否為馬家溝組灰?guī)r，且測(cè)井曲線存在十多米的測(cè)量盲區(qū)，同樣無法判斷是否進(jìn)入灰?guī)r儲(chǔ)集層。因此，只能依靠巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，由圖5可以看出，從4 572 m開始，巖屑自然伽馬值呈斷崖式下降后趨于穩(wěn)定，表現(xiàn)為極低值(普遍低于19.6 API,平均11.2 API)，參考表1可知為灰?guī)r特征。

圖5 N 103X89井巖屑自然伽馬對(duì)比

采用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，該井及時(shí)判斷出馬家溝組灰?guī)r儲(chǔ)集層頂，并建議馬上中途完井，后期驗(yàn)證與巖屑自然伽馬錄井結(jié)論相符合，通過該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用，將該井鉆井風(fēng)險(xiǎn)降至最低，在及時(shí)判斷巖性的同時(shí)保障了鉆井施工安全。

4 結(jié) 論

通過在冀東油田應(yīng)用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，獲得了以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

(1)巖屑自然伽馬錄井技術(shù)具有連續(xù)性好、抗干擾性強(qiáng)、靈敏性高、及時(shí)性好、無盲區(qū)的特點(diǎn)，不受鉆井工藝、鉆井液性能、巖屑破碎程度的影響，能夠在高效、安全鉆井條件下準(zhǔn)確進(jìn)行巖性識(shí)別及地層劃分。

(2)基于巖屑自然伽馬錄井技術(shù)參數(shù)伽馬計(jì)數(shù)值CPS與自然伽馬均可以反映巖石放射性強(qiáng)弱的特點(diǎn)，建立了CPS值和自然伽馬值的轉(zhuǎn)換關(guān)系，能夠在隨鉆過程中準(zhǔn)確獲得地層巖石自然伽馬值。

(3)在冀東油田勘探開發(fā)中，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)已經(jīng)成為解決隨鉆過程中復(fù)雜巖性識(shí)別、地層劃分和地質(zhì)導(dǎo)向等難題的有力武器，應(yīng)用效果明顯，巖性剖面符合率達(dá)95%以上。

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)有效解決了冀東油田復(fù)雜鉆井條件下巖性準(zhǔn)確辨識(shí)的難題，隨著勘探開發(fā)的深入，該項(xiàng)技術(shù)具有更加廣泛的應(yīng)用前景和推廣價(jià)值。