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)

0 引 言

近年來，隨著渤海油田“精細勘探”進程不斷推進，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行快速初步評價，對勘探目標油氣水情況進行初步落實，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識，通過對錄井、測井差異化的典型案例進行分析，找到原因和識別方法，進一步加強對一手資料的理解，可以更好地為下一步勘探作業(yè)的部署及決策提供支持。

1 錄井解釋符合率低原因分析

通過對近兩年所鉆46口探井進行分析，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。

1.1 油層和干層解釋混亂

干層為低孔低滲儲層，鉆進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，增大毛細管力，阻礙油氣運移，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，毛細管力大，造成儲層中殘余油飽和度較高。

1.2 儲層含水性識別不明

在非油氣運移指向區(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)的油氣運移通道，但油氣充注能力差，導(dǎo)致顯示良好。油氣運移指向區(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，鉆進時鉆速快，巖屑撈取不準，導(dǎo)致見到的油氣顯示差，多出現(xiàn)在探井淺層。

1.3 錄井解釋厚度與實際厚度偏差大

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。

2 提高錄井解釋符合率的措施

錄井解釋工作需要對各項錄井項目進行綜合分析，單純依靠一種方法進行錄井解釋是片面的。鉆前資料分析及油氣運移優(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

2.1 氣測類比分析法區(qū)別油層和干層

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遠小于油層，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，進行縱向?qū)Ρ确治觯梢赃M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

2.2 特征法定性識別儲層流體性質(zhì)

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

2.3 含油系數(shù)公式定量判斷

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層驗證標定，歸納總結(jié)出定量解釋標準如下：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。

3 實例分析

本文選取PL-4井2 663～2 740 m井段(館陶組)進行分析。

通過對PL-1井、PL-5井等鄰井資料進行分析，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井段巖性為細砂巖，砂巖明顯，泥質(zhì)膠結(jié)物含量較少；氣測全烴達到該井段最高值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；標志化合物分辨清晰，基線稍微隆起，存在油氣混合峰，與標準油層相似，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。

4 結(jié) 論

通過研究分析認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勘探具有重要意義。