松辽盆地致密砂岩油储层岩性识别方法

2016-09-18刘德春

西部探矿工程 2016年8期

关键词：岩屑泥质岩性

刘德春

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163412）

松辽盆地致密砂岩油储层岩性识别方法

刘德春*

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163412）

松辽盆地致密油勘探已经成为大庆油田增储上产的工作重点，由于致密油储层通常采用水平井+油基钻井液的钻井工艺，造成岩屑细碎、污染严重，给岩性识别和评价带来了困难，大庆油田针对这些难点，引进了新技术，形成了致密储层录井岩性评价技术，在探井中应用，取得了良好的效果。

致密油；水平井；岩性

近年来，以致密油气、页岩气为代表的非常规油气资源成功实现了规模开发、推动全球油气工业进入常规资源与非常规资源并重发展的新阶段。致密油的分布具有普遍性，资源潜力很大。我国致密油的发展起步较晚，近年来随着水平井和压裂改造技术和规模化应用，提高了单井产量，推动了致密油勘探开发区的重大进展。大庆油田在致密砂岩油区带优选上，已确定3个重点区带：大庆长垣、三肇、齐家等具有亿吨级探明储量的潜力。主要目的层段为齐家—古龙地区源内的高台子油层和源下的扶杨油层。致密油是指夹在或紧邻优质烃源岩层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的油气聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂技术才能形成工业产能。

致密油评价的重点不是落实圈闭和油气水层判别，而是通过开展优质烃源岩和储层集中发育段的地质评价，寻找二者的交集—“甜点”［1］。致密油的评价重点体现在“七性关系”评价上，即岩性、物性、含油性、电性、烃源岩特性、脆性和地应力各向异性7个方面的评价，而岩性是作为所有评价手段的基础，只有准确地确定岩性，恢复井筒剖面，才能优选最具价值的“甜点”，实现产能的最大化。

1　致密油水平井岩性解释评价影响因素

为了提高产量，目前致密油勘探开发多数采用水平井钻井+体积压裂技术，同时为了保持水平段井眼稳定，通常使用油基钻井液体系。油基钻井液水平井识别评价的难点是针对受到污染的细碎混合样品，如何消除影响，获得准确的岩性。采集技术受岩屑准确性降低，岩屑中含油砂岩准确含量及归位受到影响，评价技术没有适合水平井的资料处理技术，不能恢复地层剖面。针对这些因素，采用岩屑伽马、XRD、岩屑图像采集技术等新的录井技术，促进了致密油岩性解释评价技术的发展。

2　致密油解释岩性评价技术

水平井因其自身井眼结构的特点，岩屑运移方式与直井有相当大的差别，在水平段和造斜段，岩屑以滚动、悬浮以及跳跃方式搬运，且在造斜段易形成“岩屑床”。另外，因工程需求水平井大多采用齿轮小且密的PDC钻头钻井，导致了本身就比较小的岩屑反复受到钻具、井壁、套管壁的碰撞，造成岩屑更细小、代表性差。在直井砂泥岩识别是简单的，但水平井岩屑呈粉末状，用油基钻井液后，岩屑难以清洗，清洗过程中真岩屑漏失假岩屑增多，不仅识别难，含量也很难确定，对岩性定名和含油产状都有很大影响。

2.1岩性识别

2.1.1岩屑上返的机理研究

岩屑沉积床的不断形成和破坏，导致不同时间破碎的岩屑在上返过程中混杂在一起，为岩屑的描述分层增加了难度。在实际钻井过程中，还有2个因素会使因岩屑沉积床造成的岩屑混杂更为严重。一是环空内钻具因自重处于偏心状态，钻杆对已经形成的相对稳定的岩屑床反复冲击摩擦；二是动力钻具打钻时，钻头旋转而钻具不旋转，钻具贴下井壁不动，使岩屑沉积床形成的机会和规模大大增加。

通过对岩屑上返的机理的研究，发现斜井和水平井中岩屑的运移由岩屑单元所受到的主动力状态决定，且钻井液返速（流核区厚度、速梯区厚度）、井斜角、岩屑密度、岩屑直径、旋转钻柱、岩屑床附面层的速度梯度及岩屑突出床面高度等，对岩屑的运移和动岩屑床的形成、静岩屑床的破坏均有较大的影响，但对于水平井返砂效率没有明确的论述。

2.1.2岩性识别的方法

2.1.2.1加强常规方法判别岩性

现场在自然光和荧光灯下观察，分别对湿样、干样进行描述，重点是描述砂岩百分含量和含油砂岩百分含量。将粘在一起的岩屑捻开，借助高倍放大镜观察。Ap1井现场水平井岩屑在1984m岩性为灰棕色油迹粉砂岩，荧光面积为1.0%；2107.0m岩性为灰棕色油斑泥质粉砂岩，荧光面积为7.2%；2142.0m岩性为灰棕色油浸粉砂岩，荧光面积为20.5%。

2.1.2.2应用钻时和气测辅助识别储层岩性

在钻井参数相对稳定的情况下，钻时的变化主要与岩性有关。当钻遇同一地层钻时是相对稳定的，实时跟踪时钻时突变（变大变小）时，说明钻遇的地层岩性可能发生变化，跟踪捞取岩屑，进一步落实储层岩性。

当气体检测分析的全烃或组份分析参数有变化时，说明钻遇地层岩性可能发生变化，跟踪捞取岩屑，进一步落实储层岩性。

举例：L26-P12井：

3100～3240m，平均钻时约13min，岩性为油斑粉砂岩，3240～3250m，平均钻时降至5min，岩性变为泥岩，全烃也从1.8%降至1.1%，在3240m处出层。

3250～3330m，平均钻时约3min，岩性为油斑粉砂岩，3330～3370m，平均钻时升至19min，岩性变为泥岩，全烃也从4.1%降至1.3%，在3330m处出层。

3370～3490m，平均钻时升至8min，岩性变为油斑粉砂岩，全烃又从1.3%降至2.9%，在3370m处入层。

2.1.2.3利用岩屑伽马判断岩性

松辽盆地碎屑岩主要为砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩及泥岩，而砂岩到泥岩的变化主要体现在岩石中泥质含量的变化，这种泥质含量的变化会导致岩石自然放射性的变化。由于泥质成分较细小，有较大的比表面积，其吸附能力也较强，泥质成分越多，吸附的放射性物质就越多，总伽马值就越大。岩屑细碎成粉末后，砂岩和泥岩相对含量难以确定，利用井筒岩屑伽马，可以通过标定曲线，得出砂泥的相对含量，对岩屑剖面做出更合理的解释，实现准确的岩性识别。

2.1.2.4利用XRD技术判断岩性

大庆录井引进X射线衍射技术，根据该项技术分析的矿物成分含量，判断岩性。松辽盆地北部扶余油层发育的岩性主要为粉泥岩［2］。通过5口井130块样品分析数据，发现随着岩性由泥岩→粉砂质泥岩→泥质粉砂岩→粉砂岩变化［2］，粘土矿物含量明显降低，长石、石英含量表现为升高的趋势，根据分析结果统计，建立了不同岩性粘土矿物划分标准（见表1）。

表1　不同岩性粘土矿物划分标准

2.2岩屑归位

目前致密油水平井目的层均为含油砂岩层，在层内运行气测值较高，出层后岩性变为泥岩，气测响应值下降，可以判断岩性出现变化，通过13口井水平井水平段出层和入层情况气测与岩性变化的统计，发现其变化与随钻的上下伽马的变化一致，说明钻进轨迹显示出层或入层时，气测和岩屑岩性会相应出现变化，说明在水平井段岩屑可以反正真实的地层变化，所以用气测资料、岩性结合上下伽马进行岩屑归位的方法是可行的。

2.3井筒剖面的恢复和岩性重新解释

利用岩屑归位方法首先对水平井本井进行归位，再利用建立的岩屑识别方法，对岩屑剖面进行重新解释，使岩性与水平井轨迹运行情况相吻合。

3　实际应用效果

应用本文建立的致密油岩性评价方法，进行层段优选，在探井应用了45口井（直井19口，水平井24口），试油30口井，其中27口井获得工业油流，YP1、AP3、PP1等探井取得了日产油30t以上的重大突破，试油层数101层，解释符合率97.8%。ZP5井扶余油层水平段长926m，录井解释34层，其中致密油Ⅰ－1类层9层，厚630.0m；致密油Ⅰ－2类层12层，厚137.2m；致密油Ⅱ类层7层，厚72.2m；干层6层，厚89.6m。该井27、28、30、34、38、43、44、47、48、50、52、54、57、59号层合压，日产油26.34t/d。