李戰(zhàn)奎 劉廣明 郭明宇 苑仁國 劉松宇 戴 珩
(①中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司;②中海石油(中國)有限公司天津分公司)
近年來,隨著渤海油田“精細(xì)勘探”進(jìn)程不斷推進(jìn),井場作業(yè)人員利用綜合錄井資料及相關(guān)專項錄井資料,及時準(zhǔn)確識別油氣水層對于現(xiàn)場作業(yè)決策意義重大,特別是在定向探井和復(fù)雜儲層物性條件下,利用地質(zhì)錄井第一手資料對油氣顯示層進(jìn)行快速初步評價,對勘探目標(biāo)油氣水情況進(jìn)行初步落實,可為后續(xù)作業(yè)的安排和決策提供可靠依據(jù)[1]。
隨著渤海油田油氣勘探開發(fā)對象越來越復(fù)雜,錄井技術(shù)對復(fù)雜地質(zhì)及特殊鉆井條件下的油氣水層解釋評價難度越來越大,導(dǎo)致現(xiàn)場錄井解釋符合率降低。統(tǒng)計2019-2020年錄井解釋符合率低于80%的探井?dāng)?shù)據(jù),主要表現(xiàn)為油層與干層解釋混亂,油氣層含水性不清楚。對所鉆探井錄井顯示厚度及測井解釋油氣層厚度分組段進(jìn)行統(tǒng)計對比分析發(fā)現(xiàn),錄井解釋油氣層厚度大于測井解釋的情況普遍存在,且二者差異較為明顯,測井解釋與錄井解釋油氣層厚度比值小于30%的井所占比例高達(dá)72%。
錄井作業(yè)現(xiàn)場掌握著第一手資料,故對油氣水定量評價有著更直觀的認(rèn)識,通過對錄井、測井差異化的典型案例進(jìn)行分析,找到原因和識別方法,進(jìn)一步加強(qiáng)對一手資料的理解,可以更好地為下一步勘探作業(yè)的部署及決策提供支持。
通過對近兩年所鉆46口探井進(jìn)行分析,錄井解釋符合率低主要表現(xiàn)為:油層和干層解釋混亂;儲層含水性識別不明;錄井解釋厚度與實際厚度偏差大。
干層為低孔低滲儲層,鉆進(jìn)過程中即使見到良好油氣顯示,仍不具備開采價值,不能解釋為油層。造成儲層低孔低滲的原因有兩個方面,一是高泥質(zhì)含量導(dǎo)致的低孔低滲儲層,二是成巖作用導(dǎo)致的低孔低滲儲層。儲層見到良好油氣顯示但對儲層物性識別不準(zhǔn)是造成油層和干層解釋混亂的主要原因。
高泥質(zhì)含量儲層見良好油氣顯示,主要有3個方面原因:(1)砂層泥質(zhì)含量高,均勻充填粒間空隙,導(dǎo)致孔喉變小,增大毛細(xì)管力,阻礙油氣運(yùn)移,使得儲層流體中殘余油飽和度相對較高;(2)高嶺石、伊利石等泥質(zhì)填隙物對油氣具有一定的吸附性,使得儲層流體中殘余油飽和度相對較高;(3)烴類物質(zhì)主要存在于泥質(zhì)膠結(jié)物中,巖屑上返過程受鉆井液沖洗影響小,反而會保留更多的烴類物質(zhì),造成“好顯示”假象,對以巖屑為載體的地化、掃描等影響尤為明顯。
成巖作用導(dǎo)致的低孔低滲儲層見良好油氣顯示,主要原因為地層儲層埋藏深,成巖壓實程度高,導(dǎo)致儲層低孔低滲,儲層孔喉較小,毛細(xì)管力大,造成儲層中殘余油飽和度較高。
在非油氣運(yùn)移指向區(qū)見到良好油氣顯示時,誤將含油水層解釋為油層;在油氣運(yùn)移指向區(qū)見到較差油氣顯示時,誤將油層解釋為含油水層。
非油氣運(yùn)移指向區(qū)含油水層見良好油氣顯示原因為儲層砂體發(fā)育,物性條件較好,為優(yōu)質(zhì)的油氣運(yùn)移通道,但油氣充注能力差,導(dǎo)致顯示良好。油氣運(yùn)移指向區(qū)油層顯示差的原因主要為構(gòu)造區(qū)位于富烴凹陷之間,油源充足,但油品差,油質(zhì)重,鉆進(jìn)時鉆速快,巖屑撈取不準(zhǔn),導(dǎo)致見到的油氣顯示差,多出現(xiàn)在探井淺層。
錄井作業(yè)現(xiàn)場巖性歸位是以巖屑為基礎(chǔ),結(jié)合氣測曲線、鉆井參數(shù)以及油氣顯示對巖屑進(jìn)行歸位。目前巖屑錄井目的層段1 包/5m,受鉆井液、井徑、排量、鉆速、遲到時間等因素的影響,相鄰巖屑往往差別不明顯,難于區(qū)分;在中淺層段成巖性差,鉆速快,砂泥巖可鉆性類似,鉆井參數(shù)很難準(zhǔn)確反映地層巖性;而氣測錄井常常受鉆速、排量、井徑、遲到時間等因素的影響,氣測曲線半幅點很難準(zhǔn)確匹配地層巖性,往往造成錄井解釋厚度與實際厚度存在較大偏差,尤其是顯示層段,導(dǎo)致錄井、測井顯示厚度差異化明顯。
錄井解釋工作需要對各項錄井項目進(jìn)行綜合分析,單純依靠一種方法進(jìn)行錄井解釋是片面的。鉆前資料分析及油氣運(yùn)移優(yōu)勢指向區(qū)判斷是為了解地質(zhì)背景,優(yōu)選鄰井并制定作業(yè)預(yù)案,防止錯誤判斷油氣顯示,造成錄井資料的缺失,保證錄井資料質(zhì)量是錄井解釋的前提。為提高現(xiàn)場錄井解釋準(zhǔn)確性,需要對鄰井氣測特征、熒光顯示特征、地化熱解值和譜圖形態(tài)等資料綜合分析,以確立儲層流體性質(zhì)。另外,筆者通過統(tǒng)計渤海油田含油氣性及厚度等資料,創(chuàng)建了含油系數(shù)公式,實現(xiàn)對儲層的定量判斷,為現(xiàn)場錄井解釋驗證提供了一定的依據(jù)。同時,根據(jù)現(xiàn)場作業(yè)經(jīng)驗,將渤海油田現(xiàn)場錄井資料解釋過程進(jìn)行總結(jié),建立了錄井現(xiàn)場快速解釋流程圖(圖1)。
圖1 現(xiàn)場快速解釋流程圖
氣測值大小能夠半定量反映地層含油氣豐度,在厚度一致的情況下地層含油氣豐度越高,氣測值越高。綜合分析氣測數(shù)據(jù),總結(jié)不同區(qū)塊、不同層位油層、干層的氣測特征,利用類比分析法進(jìn)行快速錄井解釋。
2.1.1 分析鄰井資料并選取合適閾值
根據(jù)地層沉積成層原理,任一沉積相在時空上均有一定的展布范圍和相對穩(wěn)定性,即巖性、物性、含油氣性在一定范圍內(nèi)具有一定的相似性[2]。因此,在解釋過程中,充分分析鄰井氣測資料,對相同層位、相同油組的油層進(jìn)行橫向類比分析,選取合適的油層閾值。在實鉆過程中,可以利用鄰井油層氣測數(shù)據(jù)選取合適閾值進(jìn)行快速分析解釋。
2.1.2 實鉆縱向氣測值類比分析
由于干層含油氣豐度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于油層,在相同層位、相同沉積環(huán)境、相同鉆井液體系條件下,低孔低滲儲層氣測值、C1/厚度值會小于油層[3-4]。因此,在實鉆過程中,選擇合適對比層,進(jìn)行縱向?qū)Ρ确治?,可以進(jìn)行快速解釋。如區(qū)域內(nèi)PL-2井與KL-2井油層與干層的Tg值、C1值區(qū)分明顯,利用C1/厚度在一定程度上可消除厚度的影響,使干層與油層區(qū)分更加明顯(圖2)。
圖2 PL-2井與KL-2井氣測對比
巖屑是鉆井過程中唯一能夠真實反映地層信息的實物,巖屑錄井是發(fā)現(xiàn)油氣顯示最直接、最有效的手段,以巖屑為載體的熒光錄井、地化錄井等錄井方法是作業(yè)現(xiàn)場進(jìn)行油氣水快速解釋最根本的手段。油層與含油水層以及水層各項錄井特征區(qū)分明顯,而油層與干層的區(qū)分一直是現(xiàn)場解釋的難點。通過對巖屑熒光、巖屑地化特征等橫、縱向類比分析,從細(xì)微處找差別,區(qū)分干層與油層[5-8]。
2.2.1 巖屑熒光定性判斷油層和干層
(1)高泥質(zhì)含量導(dǎo)致的干層與油層的區(qū)別特征:油層砂巖明顯,具有油脂感,熒光主要集中在砂巖顆粒上,亮度高,面積大;干層膠結(jié)物含量明顯多于油層,無油脂感,熒光主要集中在膠結(jié)物上,亮度一般較低(圖3)。
圖3 BZ-6井油層與干層(高泥質(zhì)含量)巖屑熒光對比
(2)成巖壓實作用導(dǎo)致的干層與油層的區(qū)別特征:油層含砂巖明顯,顏色較深,具有油脂感,熒光集中在砂巖顆粒上,亮度高,面積大;干層所含砂巖呈明顯“水沙”特征,無油脂感,亮度低(圖4)。
圖4 KL-2井油層與干層(成巖壓實作用)巖屑熒光對比
2.2.2 地化錄井方法識別儲層流體性質(zhì)
(1)高泥質(zhì)含量導(dǎo)致的干層與油層地化錄井區(qū)別特征:從PL-3井油層與干層地化特征對比可以發(fā)現(xiàn)其差異很小。這主要是由于烴類物質(zhì)保存在膠結(jié)物中,受鉆井液沖洗影響較小,反而會保留更多的烴類信息,使干層顯現(xiàn)出“好顯示”的假象,使得干層和油層在譜圖形態(tài)上難以區(qū)分[9](圖5)??紤]到干層泥質(zhì)含量高,其地化特征應(yīng)該更偏向于烴源巖,即裂解烴量S2值偏高,所以通過裂解烴量S2與液態(tài)烴量S1之比(S2/S1)可以有效判斷干層與油層。
圖5 PL-3井油層與干層(高泥質(zhì)含量)地化熱解及輕烴譜圖特征對比
(2)成巖壓實作用導(dǎo)致的干層與油層地化錄井區(qū)別特征:由于孔隙度極小,殘余油飽和度相對較高,地化譜圖特征與油層形態(tài)相似,但其值差異較大,油層熱解產(chǎn)油氣潛量Pg及輕烴峰值均大于干層熱解產(chǎn)油氣潛量Pg及輕烴峰值(圖6)。
圖6 KL-2井油層與干層(成巖壓實作用)地化熱解及輕烴譜圖特征對比
(3)油氣運(yùn)移優(yōu)勢指向區(qū)儲層地化特征:正構(gòu)烷烴表現(xiàn)為組分不全,由于含水飽和度較高,可動水較多,生物降解特征明顯,常常表現(xiàn)為基線隆起,由此可以區(qū)分儲層含水性(圖7)。
圖7 BZ-7井油層與含油水層(高孔低滲)地化熱解色譜特征對比
研究表明,在同一油水系統(tǒng)中,儲層的單層厚度及砂泥比對該儲層的物性存在著一定影響。根據(jù)所鉆遇儲層的全烴量及單層厚度等系列參數(shù),通過數(shù)學(xué)擬合,創(chuàng)新建立了含油系數(shù)δ公式,明確了儲層含油氣性與地層厚度的關(guān)系。通過對含油系數(shù)的求取,根據(jù)δ值的大小及所處區(qū)間,實現(xiàn)定量判斷儲層內(nèi)部含油氣情況,可以輔助現(xiàn)場錄井解釋決策,其公式如下(其中,全烴量=C1+2C2+3C3+…+nCn):
將已知儲層含油氣性和儲層厚度作為數(shù)據(jù)基礎(chǔ),應(yīng)用擬合方法確立其相關(guān)性,實現(xiàn)對未知儲層含油氣性的定性判斷,將表觀概念數(shù)據(jù)化,是渤海油田錄井解釋向數(shù)字化方向發(fā)展的創(chuàng)新。通過渤海油田20口井共998層驗證標(biāo)定,歸納總結(jié)出定量解釋標(biāo)準(zhǔn)如下:對于同一油水系統(tǒng),δ值越大,含油氣性越好。一般情況下:δ>3,為油層;3>δ>2,為油水同層;2>δ>1,為干層;1>δ>0.5,為含油水層;δ<0.5,為水層。
本文選取PL-4井2 663~2 740 m井段(館陶組)進(jìn)行分析。
通過對PL-1井、PL-5井等鄰井資料進(jìn)行分析,在館陶組存在多套由高泥質(zhì)含量導(dǎo)致的低孔低滲含油儲層,巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖以及細(xì)砂巖,泥質(zhì)含量大部分在40%以上,氣測全烴大部分在3%~10%之間,熒光面積為5%~10%;油層巖性為細(xì)砂巖,泥質(zhì)含量低,氣測全烴為5%~20%,熒光面積為10%~20%。
PL-4井2 663~2 740 m井段錄井油氣顯示活躍,氣測全烴為6.41%~18.41%,組分齊全,異常倍數(shù)高,熒光面積為5%~20%。2 679~2 683 m井段巖性為細(xì)砂巖,砂巖明顯,泥質(zhì)膠結(jié)物含量較少;氣測全烴達(dá)到該井段最高值18.41%,異常倍數(shù)15倍左右,組分齊全;熒光面積為該井段最高值20%,亮度高,主要集中在砂巖顆粒上,A/C反應(yīng)中速;地化錄井巖石熱解分析參數(shù)較高,Pg為2.644 mg/g,正構(gòu)烷烴組分齊全,為C12-C32,標(biāo)志化合物分辨清晰,色譜曲線基線較平直,具有油氣混合峰,輕烴可檢測到C7。綜合以上分析,結(jié)合鄰井區(qū)域資料,該井解釋為油層,故選取該層為“縱向?qū)Ρ葘印薄?/p>
以“2 680~2 685 m”為“縱向?qū)Ρ葘印保謩e對2 665~2 670 m、2 675~2 680 m、2 685~2 690 m、2 715~2 720 m、2 725~2 730 m、2 735~2 740 m井段進(jìn)行熒光顯示及地化熱解色譜圖縱向分析對比(圖8),結(jié)果表明:2 675~2 680 m巖性、氣測全烴、熒光特征均與2 680~2 685 m“縱向?qū)Ρ葘印毕嗨疲? 685~2 690 m氣測值為15.73%,與2 680~2 685 m“縱向?qū)Ρ葘印毕嗨?,但是巖性泥質(zhì)膠結(jié)物含量明顯增加,熒光顯示明顯變差;其余各層泥質(zhì)膠結(jié)物含量均比2 680~2 685 m“縱向?qū)Ρ葘印倍?,氣測值較低,熒光顯示差。
圖8 熒光顯示與地化熱解色譜圖分析對比
2 665~2 670 m正構(gòu)烷烴組分不全,測量值小,為含油水層特征。2 670~2 675 m正構(gòu)烷烴組分齊全,為C12-C32;標(biāo)志化合物分辨清晰,基線稍微隆起,存在油氣混合峰,與標(biāo)準(zhǔn)油層相似,為油層特征。2 685~2 690 m正構(gòu)烷烴組分齊全,為C12-C32;基線隆起,含水特征,存在油氣混合峰,為含油水層特征。2 715~2 720 m正構(gòu)烷烴組分齊全,為C12-C38,主峰碳后移,基線隆起嚴(yán)重,含水特征,不存在油氣混合峰,為干層特征。2 725~2 730 m正構(gòu)烷烴組分基本為直線,水層特征。2 735~2 740 m正構(gòu)烷烴組分齊全,為C12-C38,主峰碳后移,基線隆起嚴(yán)重,含水特征,不存在油氣混合峰,為干層特征。
綜合以上分析,該井段儲層初步錄井解釋結(jié)論為: 2 663~2 667 m為干層;2 670~2 677 m為油層;2 679~2 683 m為油層;2 685~2 687 m為含油水層;2 718~2 720 m為干層;2 726~2 729 m為水層;2 737~2 740 m為干層。
對該井段含油儲層進(jìn)行含油系數(shù)δ驗證,見表1。
表1 PL-4井含油系數(shù)δ解釋表
綜合以上所有分析,對該井段含油儲層進(jìn)行解釋:2 663~2 667 m為干層;2 670~2 677 m為油層;2 679~2 683 m為油層;2 685~2 687 m為含油水層;2 718~2 720 m為干層;2 726~2 729 m為干層;2 737~2 740 m為干層。與最終測井解釋基本吻合。
通過研究分析認(rèn)為錄井解釋符合率低主要表現(xiàn)為三個方面:油層和干層解釋混亂、儲層含水性識別不明、錄井解釋厚度與實際厚度偏差大。應(yīng)用氣測類比分析法、巖屑熒光特征分析、地化錄井特征分析、含油系數(shù)公式定量判斷能夠有效提高錄井解釋準(zhǔn)確度,實現(xiàn)提高錄井解釋符合率的目的。
應(yīng)用錄井快速解釋流程可實現(xiàn)油氣顯示的快速發(fā)現(xiàn)和油氣解釋分析,創(chuàng)新建立的含油系數(shù)公式將錄井解釋量化,實現(xiàn)錄井解釋從定性到定量的轉(zhuǎn)換,則是錄井解釋的亮點。
實時錄井資料解釋準(zhǔn)確性對于現(xiàn)場作業(yè)決策起著重要的指導(dǎo)作用,實時錄井解釋工作成本較低且時效性高,解釋符合率的提高對于渤海油田精細(xì)勘探具有重要意義。