栗园地区录井显示特征及现场录井对策

2010-08-31汤万军李青伟赵宝生赵秀清

石油地质与工程 2010年3期

关键词：栗园录井岩屑

袁勇,汤万军,李青伟,赵宝生,赵秀清

(1.中国石化河南石油勘探局地质录井公司,河南南阳473132;2.中国石化河南油田分公司第一采油厂)

栗园地区录井显示特征及现场录井对策

袁勇1,汤万军1,李青伟1,赵宝生1,赵秀清2

(1.中国石化河南石油勘探局地质录井公司,河南南阳473132;2.中国石化河南油田分公司第一采油厂)

针对栗园地区特殊的石油地质特点,通过对录井资料的对比分析,系统地总结了本区不同层位、不同录井技术的油气显示特征。在此基础上,提出了本区的现场录井对策:地质录井方面,廖庄组强化槽(池)面观察,核桃园组进行荧光滴照、普照,基岩地层注重地层岩性;综合录井以气测异常相对倍数划分异常显示;地化录井加密分析取平均值。在此基础上,为满足现场快速解释的需要,提出以曲线形态为主体的油气层解释方法。实践证明,这些技术的综合应用,能够满足本区现场油气层的快速解释要求。

栗园地区;显示特征;现场录井;油气层解释

栗园地区位于泌阳凹陷南部,紧邻南部边界大断裂,属基岩大断层面之上的倾斜带。该背斜与南部的水下扇小型砂砾岩体结合形成良好的储集与圈闭条件,紧邻生油中心以及断层的运移通道作用又使该区具有良好成藏条件。栗园地区储层近源沉积、砂层厚度变化大、岩石成熟度低,油质类型有特、超稠油、普通稠油和普通黑油,这些特点对本区录井油气显示特征产生较大的影响,加之四性关系不明显,给现场油气显示层的识别增加了难度[1]。

1 油气显示特征

1.1 廖庄组油气显示特征

本区2007年完钻的B326、B341等6口井的廖庄组在井深112～270m井段共发现154.0m/28层不同级别的油气显示[2]。

廖庄组以孔隙性储层为主。岩性为砾状砂岩、含砾细砂岩、砂砾岩。岩屑录井差异大,部分井含油岩屑极少,部分井油砂岩含量达20%,槽面多为块状原油。

气测录井无异常。

地化录井S2相对较高,油层Pg(含烃总量)变化大(4.111～54.780mg/g),TPI(含油气产率)相对较低(0.397～0.698)。Pg相对基值有明显变化。

1.2 核一段+核二段油气显示特征

该段地层为本区主要油气显示层位。储层非常发育,岩性以大套的砂砾岩、含砾细砂岩、砾状砂岩为主,夹薄层的未成层泥岩。表现为录井显示井段连续性长,如B336井自井段640～795m井段连续见到荧光显示,在该井段内只要是储层就有荧光显示。岩性为灰色荧光砂砾岩、灰色荧光砾状砂岩、灰色荧光含砾细砂岩。泥浆槽面有明显显示。

岩屑显示级别与岩心差别大,岩心含油级别均明显高于岩屑录井。B336井取心为黑褐色油浸砂砾岩的层段,岩屑录井为灰色荧光砂砾岩,荧光湿照无荧光显示,须滴照后呈现荧光显示。

气测录井全烃异常明显,全烃异常倍数4.0～15.0,但全烃异常绝对值不高,一般小于8%。气测录井组分不全,仅有甲烷,随着深度的增加,气测组分由不全到齐全,反映油质由重到轻。

地化录井总体S2相对较高,由于储层为砾岩,造成地化值相对较小,S1介于0.85～5.96mg/g之间,油层段Pg变化较大(4.23～25.63mg/g),含油气产率 TPI相对低(0.397～0.598)。

1.3 核三段油气显示特征

本段岩性为含砾细砂岩、砾状砂岩,粒度较上部地层细,也以大段砂岩为主。岩屑、荧光录井特征与上部核二段相似。

气测录井显示为正常油气显示类型,相对基值异常明显,组分齐全。全烃异常值0.5%～2.5%,绝对值较小,一般在3%以下,但与双河油田相对基值倍数相比,栗园地区核三段油气显示全烃异常倍数相对基值都大于8以上[3]。

地化录井显示常规异常特征,S1大于S2,由于受储层因素影响,绝对值S1一般小于10mg/g。

1.4 基岩油气显示特征

本区基岩岩性为灰白色大理岩和黑灰色片麻岩。油气显示属于裂缝型,多为灰白色荧光大理岩,油砂含量少,湿、干照荧光呈黄色,油质轻。气测异常明显,组分齐全,全烃异常倍数大于6(图1)。

图1 B336井基岩气测异常

地化录井显示特征同属于裂缝型显示特征,异常值差异性大,S1>S2,Pg>0.75mg/g(见图2)。

图2 B326井基岩地化异常图

2 现场录井技术对策

现场录井技术有多种,相同录井技术对不同类型油气藏有不同的灵敏度和差异,因此,选择有针对性的录井技术是快速准确的发现和判断油气显示的重要手段。

2.1 地质录井

(1)岩屑录井:浅层(500m以下)以孔隙性储层为主,岩屑录井时,为了防止裂缝含油漏失,可直接捞取岩屑,不清洗岩屑,以便于及时观察含油性。

(2)槽面观察:浅层油气属于次生油气藏。通过B341井钻井取心观察,砾岩裂缝较发育,岩屑录井有时出现油砂含量在2%以下,不易发现,且气测无显示,地化录井参数重复性不强。现场可采用泥浆槽面和大土池液面观察法来判断油气显示,槽面显示在15%以上可初步判断为油层。

(3)荧光录井:本区核一段-核三段储层发育,为大套砂砾岩。但由于本区油质较重,肉眼观察岩屑,有时呈现“白砂子”特征。为了真实辨别油气显示,可采用结合气测录井资料,直接对每包岩屑进行整体滴照,通过滴取氯仿,观察含油岩屑扩散面积,鉴别油气显示。但本区岩屑含油级别与储集层流体性质没有明显对应关系,不能以湿照无荧光或滴照级别为荧光就判断为非油层。

(4)岩心录井:当地质、气测、地化录井出现不符或矛盾时,应及时建议进行钻井取心或井壁取心,以准确地判断储层的物性和含油性。

2.2 气测录井

2.2.1 气测异常划分依据

本区油气显示气测全烃异常值在核一段+核二段时小于8%,核三段时小于3%,与泌阳凹陷主力油田相比,异常层全烃绝对值都较小,但相对于本区块基值,异常倍数都在4.0～15.0,因此,判断油气显示要以相对基值倍数为主。气测异常层的划分标准为全烃相对倍数≥4。

2.2.2 现场解释方法

本区油质的多样性导致了气测录井资料的复杂性,但储层流体性质、烃类含量和构成以及储层物性的差别,都会表现出不同的全烃曲线形态(图3)。

图3 全烃曲线形态示例图

(1)“箱状”形态反映储层物性好、厚度大、含油饱和度高,现场一般解释为油层、油气层;

(2)“指状”形态反映储层物性不均匀及含重质油生物降解气,现场一般解释为稠油层、差油层;

(3)“正三角”与“倒三角”形态是储层含水的体现,现场一般解释为水层或油水同层;

(4)“锯齿状”与“尖峰状”形态的地层为裂缝发育段,现场一般解释为差油层或干层。

2.3 地化录井

场一般解释为干层。

3 实例分析

粟园地区原油性质对地化分析数据影响较大,呈现异常值范围区间大的现象,现场可通过加密分析取平均值来解决。一般情况下,油气层的地层含烃总量Pg变化较大,含油气产率 TPI变化不明显,但都与邻近非产层相比有明显区别。

(1)Pg和 TPI与邻近非产层相比明显呈高值 ,曲线自浅到深基本保持不变或升高(“箱状”或“正三角”形态),现场一般解释为油层。

(2)Pg呈较高值,自浅至深曲线呈下降形态(倒三角“形态”)TPI曲线基本保持不变,(箱状“形态”),或Pg呈高值,自浅至深曲线呈上升形态(“正三角”形态),TPI曲线呈下降形态(“倒三角”形态),现场一般解释为油水同层。

(3)Pg呈较低值,TPI呈低值或Pg呈较高值 ,TPI呈极低值,现场一般解释为水层。

(4)总体上 Pg呈较低值,无明显变化规律,现

B293井是一口预探井,该井1 241～1 245m井段,岩屑录井为荧光显示,气测异常ΣС:0.03%↑0.12%,C1:0.005%↑0.074%。岩屑、气测录井不具有正常油层特征,电性上也没有油层特征,完井讨论建议裸眼完井。

综合分析录井资料后认为该层地化录井异常S0:0.108mg/g,S1:7.033mg/g,S2:5.969mg/g,TPI:0.545;如图4所示,地化亮点曲线呈现明显的异常特征,达到一般油层解释标准。虽然气测录井组分仅有甲烷且绝对值相对偏低,但钻时曲线呈现明显的箱状特征,钻时降低倍数大(上部盖层最大钻时与油气层最小钻时之比),显示本段地层可钻性强,物性好;全烃相对倍数达到4,全烃曲线异常显示厚度与储层厚度之比灌满系数达到1.29,具有油层的形态特征。综合解释为油层,建议下套管,试油获工业油流。