孫鳳華

(中國石化河南油田分公司油氣勘探管理部,河南南陽 473132)

氣測錄井是一種通過在井口連續(xù)實(shí)時(shí)檢測鉆井液烴類氣體含量及成分判斷儲層流體性質(zhì)的錄井技術(shù),以實(shí)時(shí)、靈敏、快捷、人為因素少等優(yōu)勢受到重視。氣測錄井資料蘊(yùn)含了大量的地層信息,主要應(yīng)用于油氣顯示識別與評價(jià),拓展其應(yīng)用空間能夠充分發(fā)揮其價(jià)值。

1 應(yīng)用氣測錄井資料輔助地層對比

1.1 輔助建立地質(zhì)剖面

準(zhǔn)確的地質(zhì)剖面是地層對比的基礎(chǔ),而新鉆井技術(shù)特殊的破巖方式、井身結(jié)構(gòu)導(dǎo)致巖屑細(xì)碎呈粉沫狀,巖屑床的存在及破壞巖屑床所采取的措施使巖屑混雜、巖性識別困難、地質(zhì)剖面不準(zhǔn)確,應(yīng)用氣測資料能夠輔助恢復(fù)地質(zhì)剖面。

1)鉆井新技術(shù)對氣測錄井資料影響較小。氣測全烴資料為連續(xù)的檢測資料,其中氣測C1資料不受鉆井液有機(jī)添加劑影響,PDC鉆頭的應(yīng)用也不影響氣測資料,大斜度井、水平井等特殊井身結(jié)構(gòu)對其影響也較小[1]。

2)不同地層可鉆性及含烴量不同。由于砂巖油氣顯示層、油頁巖層、煤層、泥巖、非顯示層砂巖所含的烴類物質(zhì)不同、可鉆性不同,氣測分析值及組分相對含量不同,因此,氣測全烴曲線形態(tài)及組分分析值間接地反映地層的巖性。

3)不同巖性在氣測資料中的響應(yīng)特征不同。一般情況下,砂巖油層氣測呈高值,鉆時(shí)呈低值;油頁巖地層組分齊全近似油層,但鉆時(shí)呈高值;煤層氣測異常明顯但組分主要是C1,鉆時(shí)呈極低值;非顯示層氣測呈低值或氣測異常明顯但組分僅有C1組分[2]。

4)應(yīng)用實(shí)例。W3-1井是一口大斜度滾動探井,鉆速一般為0.7～1.5 min/m,由于所在井區(qū)地層成巖差,使用PDC鉆頭鉆進(jìn)時(shí)巖屑呈糊狀,現(xiàn)場識別巖性困難,采用顏色+手感識別巖性后,再利用鉆時(shí)+氣測全烴對剖面進(jìn)行恢復(fù),建立的巖性剖面與完井測井曲線吻合度高,系統(tǒng)誤差小于1.0 m;現(xiàn)場隨鉆精細(xì)對比確定的小層號與利用測井曲線精細(xì)對比確定小層號一致。

1.2 應(yīng)用氣測曲線形態(tài)進(jìn)行地層精細(xì)對比

1.2.1 可行性

儲層巖性物性不同、沉積韻律不同,烴類含量不同,氣測分析值不同,氣測曲線形態(tài)特征也不同。相鄰井同一地層儲層巖性、物性、沉積韻律、油源、油質(zhì)相同或相近,在氣測錄井曲線上也表現(xiàn)出相同或相似的形態(tài)特征。砂泥巖剖面泥質(zhì)膠結(jié)地層,儲層流體對電阻率貢獻(xiàn)權(quán)重相對較大,而氣測曲線主要反映儲層含烴性,因此氣測曲線與電阻率曲線形態(tài)特征相似度也較高。

1.2.2 現(xiàn)場應(yīng)用

曲線形態(tài)對比是利用鉆時(shí)曲線、全烴曲線及組分曲線的縱向序列特征,通過圖形模式識別后進(jìn)行不同井剖面的對比。Z1316井是一口三靶心大斜度定向采油井,預(yù)測鉆遇最低油層為Eh3Ⅰ31小層,底界深度2 691.00 m,完鉆井深2 736.00 m。選擇剖面完整、測錄井響應(yīng)特征明顯的鄰井Z1314井為對比參照井,選擇Eh2Ⅲ94小層、Eh2Ⅲ10層、Eh2Ⅲ11層、Eh3Ⅰ1層、Eh3Ⅰ2層為對比標(biāo)志層,Z1316井實(shí)鉆氣測C1曲線與Z1314井電阻率曲線、氣測C1曲線對比性良好,通過精細(xì)對比確定Z1316井Eh3Ⅰ31小層底深為2 641.00 m,按照“鉆穿設(shè)計(jì)最低目的層底界后留45 m口袋(斜深)完鉆”的完鉆原則,實(shí)際完鉆井深為2 686.00 m;與設(shè)計(jì)完鉆井深相比,節(jié)約鉆井進(jìn)尺50.00 m,完井后電測對比結(jié)果與隨鉆跟蹤結(jié)果一致。

1.3 應(yīng)用氣測分析值進(jìn)行地層對比分析

1.3.1 應(yīng)用氣測異常值判斷實(shí)鉆地層層位

氣測全烴值是地層含油氣量、地層孔隙流體壓力及地層孔滲性的綜合反映。處于同一圈閉同一小層的相鄰井儲層流體性質(zhì)、物性、地層孔隙流體壓力接近或一致,在鉆井液性能相近的情況下,同一小層的氣測全烴值應(yīng)一致或接近,如果全烴異常值相差較大,即使測井曲線形態(tài)相似,也不能確認(rèn)為同一小層。

V41井是一口新完鉆井,設(shè)計(jì)目的層為Eh2Ⅱ15層。選擇地層相對完整、小層特征明顯、各小層埋深經(jīng)過多種資料證實(shí)且沒有爭議的鄰井V42井作為對比參照井,應(yīng)用測井曲線進(jìn)行地層精細(xì)對比時(shí),發(fā)現(xiàn)V41井9號油氣顯示層測井曲線形態(tài)與V42井Eh2Ⅱ15層、Eh2Ⅱ181小層形態(tài)均相似,通過測井資料對比將其判斷為15層或181小層均合理,而對比分析兩井氣測資料時(shí)發(fā)現(xiàn)V42井Eh2Ⅱ15層的氣測全烴值由0.125%上升至10.054%,而V41井9號油氣顯示層的氣測全烴值由0.150%上升至0.860%,兩者氣測全烴值差異極大,因此,判斷V41井9號油氣顯示層為Eh2Ⅱ181小層。

1.3.2 應(yīng)用組分差異輔助識別地層

一般情況下,C1相對含量由高到低、原油密度由低到高,油質(zhì)則由好到差。相鄰井同一小層油質(zhì)一致,氣測組分相對值應(yīng)一致或接近;不同小層油質(zhì)有差異,氣測組分相對值也存在著差異;部分地區(qū)存在著特殊氣測組分的顯示層,這些顯示層不符合正常氣測組分特征,具有自身特殊的組分特征[3-4],利用這些特征進(jìn)行對比,簡單快捷,同時(shí),選擇其作為對比標(biāo)志層,能夠解決部分巖性、電性差異小、斷層較多、地層破碎等復(fù)雜區(qū)塊的對比問題。對SG區(qū)塊部分井層氣測組分分析可以發(fā)現(xiàn),X32井的Eh3Ⅳ14-5小層與X24井的Eh3Ⅳ14、Eh3Ⅳ15小層,氣測組分均呈C1

表1 SG區(qū)塊部分井層氣測組分

1.3.3 應(yīng)用鄰井注水壓力異常層判斷新鉆井層位

不同地層的孔隙流體壓力不同,但位于同一圈閉同一地層的相鄰井之間地層壓力一致或相似,巖性、物性也一致,在密度接近的情況下,其氣測值也應(yīng)相近,因此,可以利用氣測值與鄰井對比判斷地層層位。高壓注水容易形成地層異常高壓,鉆遇高壓層時(shí),氣測將出現(xiàn)異常高值,結(jié)合鄰井注水層位,判斷地層層位,將其作為對比標(biāo)志層進(jìn)行對比,簡單快捷。

1.4 應(yīng)用氣測資料輔助地質(zhì)導(dǎo)向

由于地質(zhì)狀況復(fù)雜多變以及不同測量系統(tǒng)存在著測量誤差,盡管在水平井鉆前已對地下地質(zhì)情況做了深入研究,但是設(shè)計(jì)與實(shí)鉆結(jié)果的差異是客觀存在的[5];且水平井設(shè)計(jì)只提供幾何靶點(diǎn)及相應(yīng)要求,而地層縱向上存在非均質(zhì)性,因此,水平井鉆進(jìn)時(shí)需進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向,以確保其軌跡在預(yù)定目的層中。

1.4.1 利用氣測資料進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向的必要性

目前水平井地質(zhì)導(dǎo)向主要是應(yīng)用近鉆頭隨鉆測井資料進(jìn)行導(dǎo)向,通過旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具控制軌跡,但是其價(jià)格高昂,不適應(yīng)于低品位低效區(qū)。目前大部分地區(qū)仍使用MWD+螺桿控制軌跡,利用MWD的隨鉆自然伽瑪資料和錄井資料進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向。由于隨鉆伽瑪資料品質(zhì)相對較差,和MWD井斜一樣存在測量“盲區(qū)”,氣測錄井資料必要時(shí)可以停鉆循環(huán)測量,消除遲到時(shí)間帶來的影響,解決這一“盲區(qū)”給地質(zhì)導(dǎo)向帶來的困難,并判斷已鉆地層隨鉆自然伽瑪資料和井斜資料的可信度,結(jié)合區(qū)域鄰井資料和實(shí)鉆資料,準(zhǔn)確判斷鉆頭在地層中的位置,及時(shí)調(diào)整軌跡。

1.4.2 氣測資料在地質(zhì)導(dǎo)向中的主要作用

1)確定不同對比標(biāo)志層實(shí)鉆深度。通過地層對比確定不同對比標(biāo)志層的斜深,結(jié)合井斜資料確定鉆遇標(biāo)志層時(shí)的三維坐標(biāo),再利用“厚度法”、“標(biāo)準(zhǔn)層法”、“完善微構(gòu)造圖”預(yù)測目的層產(chǎn)狀及著陸深度[6]。

2)判斷著陸深度。一般鉆遇水平井目的層時(shí),氣測值會快速上升、鉆時(shí)下降,據(jù)此可以判斷著陸深度。

3)判斷鉆遇夾層或頂?shù)装?。一般鉆遇頂?shù)装鍟r(shí),鉆時(shí)上升幅度較高、氣測快速下降;鉆遇夾層時(shí),鉆時(shí)上升幅度較低,氣測下降幅度較低。

2 氣測資料在井控監(jiān)測中的應(yīng)用

井控貫穿勘探開發(fā)全過程,氣測錄井是做好鉆進(jìn)井控的重要依據(jù)。當(dāng)?shù)貙又械母邏毫黧w進(jìn)入鉆井液時(shí),全烴含量及組分含量發(fā)生變化,依據(jù)全烴值及鉆井液密度能夠估算地層壓力,從而調(diào)整鉆井液密度。

2.1 鉆時(shí)-全烴監(jiān)測壓力異常

鉆時(shí)(微鉆時(shí))反映地層可鉆性,間接反映地層孔滲性,鉆時(shí)突然變低,可能鉆遇孔隙性儲層或裂縫、縫洞儲層,也可能為高壓層或井漏層,及時(shí)進(jìn)行地質(zhì)循環(huán),分析氣測全烴值變化能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常,并采取措施[7]。

2.2 “單根峰”監(jiān)測壓力異常

鉆遇油氣層后,受接“單根”時(shí)抽汲作用的影響,形成“單根峰”;地層壓力越高,“單根峰”值越高。通過監(jiān)測“單根峰”值的情況可以知道鉆井液柱壓力是否能夠與地層壓力平衡,為鉆井液密度的調(diào)整提供依據(jù)。B124-7井是一口滾動探井,1 567～1 582 m、1 595～1 612 m井段氣測全烴值分別由6.665%升至24.513%、7.732%升至48.785%,現(xiàn)場錄井隨鉆解釋為油氣層,因此及時(shí)向井隊(duì)發(fā)出壓力異常通知,鉆井隊(duì)觀察后于井段1 628～1 712 m處及時(shí)將鉆井液密度由1.16 g/cm3提高至1.27 g/cm3;在鉆井液加重過程中,井深1 622、1 632、1 641、1 650、1 660 m處“單根峰”氣測值分別為96.353%、91.350%、93.602%、89.350%、87.948%,同時(shí)氣測基值由 6.665% 升至30.359%后又將至20.339%;鉆井液密度提高以后,氣測“單根峰”氣測值逐漸下降,氣測基值逐漸穩(wěn)定在12.178%左右,順利鉆至1 815.00 m完鉆(圖1)。

圖1 B124-7井錄井資料

2.3 計(jì)算油氣上竄速度

起下鉆(短起下鉆)以后,及時(shí)計(jì)算油氣上竄速度與上竄高度,能夠?yàn)橄麓纹鹣裸@及測井、下套管等作業(yè)的安全狀態(tài)提供依據(jù)。

3 氣測資料在地質(zhì)研究中的應(yīng)用

3.1 輔助開展致密砂巖水平井壓前評估

目前致密砂巖油氣藏普遍采用長位移水平井+體積壓裂方式開發(fā),由于地層存在非均質(zhì)性,不同井段物性、含油氣性不同,導(dǎo)致巖屑錄井顯示、氣測異常顯示不同,通常地層壓力較高、物性較好的井段氣測異常值較高,不含油氣或物性差的井段氣測異常值低,因此,可以能夠利用氣測資料開展壓前評估,并優(yōu)化射孔壓裂井段。

AP2HF井水平段氣測全烴曲線與聲波時(shí)差曲線、孔隙度曲線也具有極好的相似性:高聲波時(shí)差、高孔隙度的井段對應(yīng)全烴曲線高值,反之低聲波時(shí)差、低孔隙度的井段對應(yīng)全烴曲線低值;也就是說,在巖性一致的情況下,物性對氣測全烴值起決定性作用。因此,可以利用氣測全烴曲線判斷不同水平段地層物性的相對好壞,為壓裂選層選段提供依據(jù)。

3.2 輔助識別斷點(diǎn)

斷層是斷塊油藏成藏的主控因素,鉆遇斷層以前,儲層因缺乏遮擋而沒有成藏,通常表現(xiàn)為沒有氣測異常或氣測異常為水層特征;鉆遇斷層后的第一個(gè)儲層,由于鉆井軌跡位于斷塊圈閉最高部位,通常能夠發(fā)現(xiàn)油氣層,對應(yīng)氣測也出現(xiàn)明顯異常,因此,可以利用氣測資料判斷斷點(diǎn)位置。

近年來,NY凹陷、BY凹陷新鉆井的含油面積較小,且含油帶較窄,油氣層分布在斷層下盤近斷點(diǎn)處。分析斷塊油藏資料發(fā)現(xiàn),所有油層均有氣測異常,第一個(gè)氣測異常層最接近斷點(diǎn)位置,據(jù)此初步判斷出各井?dāng)帱c(diǎn)位置,再結(jié)合電測曲線、各顯示層的巖性、厚度進(jìn)行精細(xì)對比,確定各井?dāng)帱c(diǎn)位置及斷距。

3.3 預(yù)測油質(zhì)

儲層中油氣性質(zhì)不同,試油試采開發(fā)方案也不同。油質(zhì)不同,氣測值及氣測組分不同。依據(jù)氣測值高低、氣測組分構(gòu)成資料不僅可以判斷儲層中烴類物質(zhì)是氣還是油,還能定性地預(yù)測儲層原油油質(zhì)。BY凹陷的稠油層(重質(zhì)油層)氣測分析具有氣層的響應(yīng)特征,除氣測全烴呈高值外,氣測組分僅有C1或微量的C2組分;而普通“黑油”油層,氣測組分齊全。稠油層(重質(zhì)油層)與普通“黑油”油層之間,則隨著原油黏度(密度)降低,氣測組分出峰數(shù)增加,C1值與全烴值的比值下降;凝析油層與普通“黑油”油層之間,則隨著原油黏度(密度)降低,氣測組分出峰數(shù)減少,C1值與全烴值比值上升。

除了利用氣測組分出峰數(shù)及C1與全烴比定性判斷油質(zhì)外,國內(nèi)錄井界也在利用氣測資料定量判斷油質(zhì)方面做了積極的探索。張振波等[8]在渤海潛山地層以FLAIR錄井?dāng)?shù)據(jù)為基礎(chǔ),建立烴類組分比值圖版法、流體指數(shù)法、星型圖-條狀圖組分快速分析法三種解釋方法;張博文等[9]結(jié)合油田歷史流體資料,建立了基于氣測錄井資料的渤海P油田單一油氣層原油API預(yù)測方法,這些方法在試驗(yàn)評價(jià)中均體現(xiàn)出獨(dú)特的優(yōu)勢。

4 結(jié)論

1)氣測錄井具有實(shí)時(shí)性、靈敏性等優(yōu)勢,拓展其應(yīng)用空間,能夠進(jìn)一步發(fā)揮其獨(dú)特的優(yōu)勢。

2)拓展氣測錄井功能主要包括輔助建立地質(zhì)剖面、對比確定實(shí)鉆地層層位、地質(zhì)導(dǎo)向、致密砂巖水平井壓前評估、輔助判斷斷點(diǎn)位置等方面。

3)氣測資料功能拓展,部分已在實(shí)際應(yīng)用中取得良好成果,部分仍需進(jìn)一步探索完善;由于氣測資料不受地層巖性影響,對非顯示層不能有效地反映,在地層對比中具有一定的局限性,只能起輔助作用,建議在實(shí)際地層對比中與其它方法技術(shù)相結(jié)合,進(jìn)行綜合對比,以提高應(yīng)用效果。