低级别录井显示形成机理及解释评价技术

2012-10-25周平

石油地质与工程 2012年4期

周平

（中国石化华北石油局地质录井公司，河南郑州 450006）

目前陆上东部油田大部分已进入高成熟勘探阶段，录井、测井资料上具有传统典型显示特点的油层正在减少，低级别显示油层日益增加。而在开发方面，陆上东部油田大部分主力油田已进入特高含水期开发阶段，可供挖潜的是一些传统方法没有识别到的低品位油藏，使得开发井显示级别普遍降低。面对这些低级别的油气显示层，用以前传统的方法和标准很容易会出现漏层。因此目前对低级别显示油层做出准确评价具有重要意义。

1 录井低级别显示影响因素

影响录井显示级别的主要因素是地层含油量、物性、原油性质、压力等石油地质因素及钻井参数等外在因素。

1.1 钻井技术进步引起的低级别显示

钻井过程中PDC钻头及细齿三牙轮的应用，导致岩屑细碎，使得显示级别下降。为了钻井安全及提高钻井液携砂性，水平井、大斜度有机添加剂的加入，高粘度、高密度钻井液使用，使气测钻井液背景值升高，气测绝对值、相对值均降低，甚至没有异常显示。

1.2 油田开发引起的低级别显示

进入开发后期，地层亏空、压力下降、含油气量下降、含水上升严重，录井能够检测的烃类物质量、气测全烃绝对值及相对幅度下降较大。部分原来技术条件下开发没有产能的井层，通过新的工程技术进行开发，这些层也获得工业油流。这些层的显示级别与传统经典油层的录井显示级别相比明显偏低。

1.3 砂砾岩及致密砂岩层引起的低级别显示

近源快速沉积的砂砾岩体、基岩、致密砂岩原油只粘附在岩石或裂缝表面，新鲜破碎岩屑表面因没有原油粘附，使单位岩屑中油砂含量相对降低。由于钻井液的冲刷作用，大部分粘附在裂缝、缝隙及岩石表面的原油会脱离岩屑进入钻井液，导致岩屑含油量下降，油气显示非常微弱。深层地温高，烃类物质裂解性较好，原油具有低密度、轻油质、低胶质的特点，同时渗透性差，地层中的烃类物质渗入钻井液量少，后续流体补给不足，从而导致岩屑显示级别低，地化、核磁、气测值低。

2 低级别显示异常的解释评价技术

2.1 异常显示恢复技术

除地下孔渗性影响外，由油气逸散、钻井液密度、粘度、屏蔽暂堵等因素造成的低级别显示都可能通过恢复技术进行一定程度的显示恢复。

2.1.1 气测冲淡系数恢复

在石油地质条件、钻井液性能一致的情况下，影响气测值的主要因素包括钻时与钻头直径，其恢复公式为：

式中：CE——校正后气测值；C——实测气测值，%；Q——排量，m3／min；t——钻时，min／m；D——钻头直径，m；d——取心钻头内径，非取心井段为0，m。

2.1.2 钻井液密度、粘度影响的恢复

（1）钻井液密度的影响因素校正。统计分析表明，压差与油气层产能具有相关性，可建立钻井液密度变化对气测显示影响的关系曲线方程。钻井液密度校正公式为：

式中：CJ——气体校正含量值，%；C——实测气体测量值，%；dP——区块平均钻井液相对密度；d——实钻钻井液相对密度；a、b——系数，通过统计区块气测值与密度关系求得。

（2）钻井液粘度的影响因素校正。通过模拟实验方法，建立不同钻井液体系粘度变化的校正系数。校正公式为：

式中：a、b——校正系数，通过统计区块气测值与粘度关系求得。

2.1.3 油气逸散

油气逸散对地化、定量荧光等到分析录井影响较大，油气逸散受制于样品颗粒大小及分析时间，通过模拟实验相关数据，拟合油气层烃类恢复系数［1］：

式中：K——烃类恢复系数；P4——原油性质系数；WK——样品颗粒质量；B0——原油体积系数；KJ——胶结系数；T——干置时间，h。

2.1.4 高背景值

主要方法有气测最小值与随机值相叠加法（见杨明清《降低气测录井背景值影响方法探讨》［1］）和扣背景值法。

2.2 低显示级别评价技术方法

2.2.1 选择受钻井液性能影响小的参数建立气测解释图版

通常认为，钻井液加入有机添加剂对气测C1值的影响很轻微，C1对比系数（C1异常值与基值之比）由于同一层对比，其钻井液密度一致，因此C1对比系数受钻井液影响轻微，能较好地反映地层能量。而气测灌满系数则主要取决于储层流体性质和储层物性，不受钻井液性能的影响，因此采用气测C1对比系数与气测灌满系数建立解释图版可以消除钻井液有机添加剂及钻井液高密度、高粘度的影响。

2.2.2 选择敏感性参数建立一体化解释图版

不同录井技术的资料采集方式不同，对储层反映不同。在总体呈低级别显示的情况下，仍有部分敏感性参数能较好地反映地层特征，采用这些参数建立一体化解释图版能够较好地识别储层流体性质。

（1）气测C1／C2地化Pg一体化解释图版。C1／C2不受气测脱气效率、地层压力、地层烃类物质渗入钻井液量的影响，而地化地层含烃量Pg只与样品含烃量相关，不受钻井液性能的影响。因此本图版适应低孔、低渗、低压、高钻液密度、高粘度条件下低全烃异常相对幅度、低C1对比系数的油气层解释，同时由于C1、C2受钻井液加入有机添加剂影响很小，因此该图版也在一定程度上适应钻井液加入有机添加剂条件下的录井油气层解释评价。

（2）气测C2／C3地化S1一体化解释图版。C2／C3作为油气层解释评价中一个十分重要的参数，不同地区有不同的特征，一些区块C2／C3必须大于1才能获得工业油流，而另一些区块则与此完全相反，必须小于1才能获得工业油流，因此该参数得到较为广泛的应用。S1反映液态烃含量的一个参数，受钻井液影响较小。因此利用气测C2／C3、地化S1建立的图版能够解决高钻井液密度、粘度钻井条件及深层低孔低渗地层低气测异常显示层的解释评价。

2.2.3 地层烃类物质含量及油质解释

（1）地化Pg－B：将地化地层含烃总量Pg与反映油质的轻重比B结合起来，可以克服因油质变化而对Pg值的影响，定量化的数据可以克服肉眼观察所带来的偏差，适应中质、轻质油层解释评价。

（2）定量荧光C－Oc：将定量荧光地层含油总浓度C与反映油质的油性指数Oc结合起来，可以克服因油质变化而对含油总浓度C的影响。由于定量荧光在识别微弱显示方面有优势，因此这两个参数建立的解释图版能够较好地解决深层挥发性油层、凝析油层、低孔低渗油层低级别显示的问题。

2.2.4 录井曲线“幅差形态法”解释评价［1－2］

不同录井曲线图从不同侧面反映储层信息，将不同录井曲线进行迭加，可以发挥不同录井资料的长处，提高解释的准确度。通常油层地化、气测曲线与钻时曲线之间呈现“正相关”（低钻时、高气测C1、地化S0＋S1＞S2），水层呈现“负相关”（低钻时低地化、低气测C1或高地化Pg、低地化TPI.S0，S1，S2一般值较低）、油水同层呈现三角形形态，干层呈现高钻时、低气测C1、低地化。

2.2.5 应用核磁共振分析资料在特高含水区中寻找价值层

（1）利用T2谱评价：不同物性、含水性的样品具有不同的T2谱，通过总结不同区块油层、水层、干层的T2谱特征，建立标准模板，将实测图谱与其对比解释，能够达到较好解释评价效果。

（2）核磁共振油水系数与物性参数图版解释：用油水指数与物性参数结合建立解释图版，可以发挥各自的长处，提高解释符合率。该图版既然适应低孔低渗储层，也适应特高含水区块的储层评价。

2.3 解释评价实例

2.3.1 N109大斜度井综合分析发现新含油区块

该井所在地区是一个典型的高矿化度、高束缚水地区，且矿化度变化大，又没有一定规律，录井资料在确定完井意见、选择试油层位具有较大的作用。如图1所示，该井属典型低级别显示：气测全烃绝对值低、异常相对幅度低、气测组分只有C1且绝对值低，地化分析值低，岩屑录井荧光湿、干照、氯仿普滴均无显示。在镜下精心挑选岩屑进行研碎滴照才发现微低级别显示。具有此类特点的显示层通常解释为水层。但利用低级别显示识别评价技术可以发现，1579～1582m、1587～1595mC1对比系数达到5.7、8.7，达到相关异常识别标准。1579～1582 m井段气测曲线与钻时曲线幅差较小，物性相对较差（结合岩屑资料判断），解释为差油层，1587～1595m钻时曲线呈”箱形”，气测全烃、C1曲线呈“倒三角形”形态，具有油水同层的典型特点，同时灌满系数0.75，达到油水同层标准，因此从气测资料方面应解释为油水同层。而地化虽然平均值低，但个别点分析数据S1接近于8mg／g，且呈现上高下低变化的特点，具有明显油水同层的特征。而在1599.0～1656.0m井段的三层显示，轻重比B值低，达不到本区识别标准，因此分别解释为含油水层、水层。完井后对1582.0～1604.0m井段进行试采，产油13.5t／d，产水4.5m3／d，发现一个新的含油区块。

图1 N109井录井剖面

2.3.2 SK4511井核磁共振于强淹区挖出高产油层

SK4511井是为认识该层系水驱开发后期不同物性层段水洗特征以及剩余油分布特征的一口井，为井网重组及复合驱提供依据。对该井岩心进行了核磁共振分析，井区动态资料表明所试油4层均处于强水淹区，电性也为强水淹层特征。

从图2可以看出，该井1635～1639.7 m井段T图谱右半部分发育，说明是好的储层，有效孔隙发育，孔隙中大多为可动流体，油信号右半部分发育，说明可动流体中以可动油为主，解释为弱水淹层。本层可动油饱和度、油水比为全井最高（0.85～1.04），高于弱水淹层标准。因此尽管动态资料表现本层处于强水淹区，核磁共振仍解释为弱水淹层，投产结果获得高产工业油流，为老油田强水淹区挖潜提供一条新的思路。