长水平段碳酸盐岩弱气显示录井解释实践——以建南构造建35

长水平段碳酸盐岩弱气显示录井解释实践——以建南构造建35－5井为例

2013-09-05李湘涛赵红燕张德洋

江汉石油职工大学学报 2013年1期

李湘涛，齐鹏，赵红燕，张德洋

（1.中国石化集团江汉石油管理局工程技术处，湖北潜江433124；2.中国地质大学〈武汉〉机械与电子信息学院，湖北武汉430074；3.中国石化集团江汉石油管理局测录井工程公司，湖北潜江433123）

石柱复向斜建南构造南高点东北方向为飞三储层有利发育区，储层厚度50.0 m以上，气层厚度20.0 m～30.0 m，孔隙度大于2.0%，裂缝相对发育。为加快建南气田产能建设，部署了建35－5、建35－6等一批长水平段水平井（见图1）。建35－5井井深4 155.0 m，完钻层位飞仙关组飞三段。A靶点垂深为3 099.0 m，斜深为3 499.0 m ，水平段长656.0 m。

图1 建35－5井井位构造图

1 地质简况

目的层三叠系飞仙关组飞三段发育有可靠的生储盖组合；以下伏的二叠系茅口组、栖霞组暗色泥灰岩为主要烃源岩，以飞四段膏岩为直接盖层，三叠系飞仙关组飞三段鲕粒灰岩为有效储层的一套生储盖组合。从区域上来看，该组合在鄂西渝东地区分布稳定、范围广，是形成气藏的有利组合。

建35－5井自上而下分别钻遇地层为侏罗系中统沙溪庙组，下统自流井组、三叠系上统须家河组、中统巴东组、下统嘉陵江组、飞仙关组飞三段（未穿），须家河组与巴东组为平行不整接触，其余各组段均为整合接触。

2 弱气显示特征及原因

2.1 录井特征

在飞仙关组飞三段3 678.0 m～3 868.0 m井段发现并解释评价了1层厚190.0 m的气测弱气异常显示（见图2）。

图2 建35－5井飞三显示段录井综合图

井段3 678.0 m～3 868.0 m，岩性稳定，以灰色灰岩为主，含少量鲕粒灰岩、砂屑灰岩。灰岩成分以方解石为主，多见泥晶结构，较致密、性硬，与冷 HCL剧烈起泡，溶蚀孔、微裂缝较发育；鲕粒灰岩鲕粒分布不均，粒径最大0.2 mm，最小0.1 mm，排列无规律，胶结较疏松，岩屑薄片面孔隙度法确定气层孔隙度在3.3%～5.8% 之间（见图3）。

图3 建35－5井飞三显示段岩屑薄片偏光图像

自井深3 678.00 m出现气测显示，钻时平均基值由30 min／m下降至21 min／m，最低下降至6 min／m，储层段平均钻时约为15 min／m，钻时比值在1.3～2.5，平均钻时比值为1.7，钻时比值储层判别图版显示为Ⅲ类储层（差储层），井段3 796.0 m～3 798.0 m为裂缝储层。全烃由基值0.05%上升至0.74%，甲烷由基值0.01%最大至上升0.72%，重烃含量为0，烃对比系数11～72，平均烃对比系数为15，气测平均含烃饱和度为55.0%。由于在水平段钻探时加入了润滑材料，气测全烃基值相对较高，因此异常甄别环节选用C1数据作为计算烃对比系数基准参数。随钻测量钻井液硫离子含量亦未见明显变化；录井地层压力监测压力系数1.05，无异常高压，为常压储层。

建南地区获工业气流井，气层多为中、高孔、渗地层，全烃及甲烷含量在2.0%以上。按照弱气显示判别标准，显示段3 678.0 m～3 868.0 m属于典型的弱气显示层，多个“尖峰”指示显示段非均质性强。

2.2 测井特征

井段3 678.0 m～3 868.0 m 自然伽马值为6.0 API～12.0 API，呈稳定低值显示，井径曲线规则；声波时差为161μs／m～180μs／m，密度2.55 g／c m3～2.75 g／c m3，孔隙度2.1%～5.5% ，渗透率0.2×10－3μm2～0.4×10－3μm2，测井参数反映灰岩储层较致密；深侧向电阻率330.0Ω.m～955.0Ω.m，含油气饱和度42.5%～60.5%（见图4）。

2.3 形成原因

进入目的层飞三水平段共发生五次井漏，漏失钻井液1 131.0 m3。其中，井深3 766.0 m发生井漏，总计漏失215.8 m3，其他参数无明显变化；井深3 775.0 m发生井漏，抢钻至井深3 775.0 m，总计漏失196.70 m3，其他参数无明显变化。由于井漏井底岩屑及钻井液不能及时返出，对岩屑录井、气测录井影响较大，堵漏过程中加入堵漏材料，致使该段钻井液相对密度偏高，钻井液相对密度在1.14～1.22之间，压差6.0 MPa～7.0 MPa，对储层流体具有一定的压制作用，储层为低孔、低渗类型，非均质性强，使得该显示段气测甲烷异常值偏弱。

图4 建35－5井飞3段测井曲线图

3 解释实践

借助中国石化集团公司重点科技攻关项目“碳酸盐岩弱气显示录井识别与定量评价技术”研究成果，确立了以钻时比值－烃对比系数交会图解释、雷达图与云模型解释评价等定性快速识别与定量解释评价方法。另外，对于长水平段非均质性气测异常显示层利用目测观察确定储层段和异常显示层段，选择多个有代表性的局部井段进行解释评价，解释结果可代表整段解释结论。

3.1 弱显示定性快速识别

根据资料的收集情况及气测显示特征，以及目前对水平井解释及评价方法选择的认识，用目测观察法选取3 678.0 m～3 868.0 m井段12典型分析点（见表1）。优选钻时比值－烃对比系数、气测孔隙度－含烃饱和度、测井孔隙度－含水饱和度等4个交会图解释进行快速识别，并在多参数解释中选择雷达图与云模型技术、川东孔隙－裂缝型颗粒灰岩产能预测模型对该段进行定量解释评价。

表1 建35－5井3 678.0 m～3 868.0 m典型显示井段解释数据

1）钻时比值与烃对比系数交会图

井段3 678.0 m～3 868.0 m典型分析点全部投落在钻时比值与烃对比系数图版显示气层区（见图5）。

图5 钻时比值－烃对比系数交会图

2）气测孔隙度－含烃饱和度交会图

典型分析井段3 736.0 m～3 868.0 m气测孔隙度－含烃饱和度图版显示（见图6），多数数据点落在油气层区。

图6 气测孔隙度－含烃饱和度交会图

3）测井孔隙度－含水饱和度交会图

典型分析井段3 736.0 m～3 868.0 m测井孔隙度－含水饱和度交会图显示（见图7），呈典型“双曲线”，为气层特征。

图7 建35－5井3 736.0 m～3 868.0 m测井饱和度－含水饱和度交会图

3.2 弱显示定量解释评价

1）雷达图和云模型解释

弱气显示井段3 678.0 m～3 868.0 m多参数解释数据（见表2），雷达图显示弱气显示层多数点均落在C区（显示好），雷达图形态发育饱满（见图8），雷达图覆盖系数为24.5，云模型 YM＝（24.5，1.6，0.1），雷达图面积值远高于第二标准云界限期望值18.2，云模型与第二标准云基本不重合（见图9），具有明显气层特征，雷达图－云模型解释为气层。