后效分析在录井现场的作用

2015-12-10向前阮聪

天然气勘探与开发 2015年2期

关键词：录井钻井液流体

向前阮聪

（中国石油集团川庆钻探公司地质勘探开发研究院）

后效分析在录井现场的作用

向前阮聪

（中国石油集团川庆钻探公司地质勘探开发研究院）

在后效录井时，由于受工程的影响，用累积泵冲法可以较准确地计算油气上窜速度和上窜高度，为工程井控提供可靠的依据；测量后效时录井仪要准确采集气测和钻井液参数，收集其它后效特征资料，如槽面显示情况、泥浆流动类型等；根据后效录井时的气测数据、泥浆参数及槽面显示等分析流体性质和流体压力，有利于解释油气水层、指导井控及对已钻油气层的地层原始压力、压力监测等方面进行定性评价。图5表6参4

后效录井累积泵冲法流体性质流体压力压力监测

0 引言

在显示层段被钻穿后，油气将通过扩散或渗滤的方式进入到钻井液中，当钻井液停止循环后，减小了对显示层的压力，油气更容易进入钻井液，并沿井眼上窜；后效实际上是放大了的地层流体反应，作好后效的采集分析，可以更好的了解地层流体性质和压力，为油气水、压力分析和工程井控提供可靠的依据。

1 后效参数的计算

1.1 油气上窜速度和上窜高度的计算方法

在后效录井过程中，受停泵、倒泵、变换排量及泵冲数的变化等因素的影响，很难掌握开泵到出现后效的时间。如果直接使用t2-t1的结果来计算油气上窜速度和上窜高度会产生很大误差。对后效参数的计算需采用累积泵冲法，可以较为准确地反应出t2-t1的结果；在泵冲数B1条件下钻头所在位置的钻井液返出井口所需要的迟到时间为t，正常迟到时间下每分钟泵冲数为Bm=B1/t，开泵后后效实际返出时的泵冲数B2（图1），即：

式中：

V—油气上窜速度，m/h；

Hc—油气上窜高度，m；

H—油气层所在井深，m

h—钻头位置所在井深，m

t1—开泵时间，min；

t2—开泵后见显示时间，min；

T—钻头位置在井深h的迟到时间，min；t0—钻井液静止时间，h。

图1 油气上窜示意图

1.2 实例分析

ZG盆地FD17井在井深2867.84 m，钻头位置2854.39 m测后效，钻井液静止时间13.7 h，油气层位置2810.02～2818.43 m，在迟到泵冲数为6240冲时，钻头所在位置的钻井液返出井口所需要的迟到时间60 min（实时数据可查），开泵后后效实际返出时的泵冲数5408冲，计算油气上窜速度。

2 后效气测与泥浆参数的采集

后效数据测量时录井仪要准确采集气测和出口钻井液密度、电导率、温度等数据；根据正常迟到时间，把迟到时间分成三等份进行人工测钻井液黏度，前1/3每5 min测一点，中间1/3每2 min测一点，后1/3每5 min测一点，如果在前1/3时间内出现后效应加密测量；Cl-测量需在高峰前、高峰时及高峰后取样进行Cl-测定；只有保证气测与泥浆参数的准确，才能够准确地对后效数据进行分析。

JL12井是ZG盆地的一口预探井，在井深3233.57m对后效气测、钻井液性能及Cl-含量的变化进行了准确地采集（表1），为下部后效显示分析提供了可靠的依据。

表1 后效参数显示数据表

3 其它后效特征资料的收集

3.1 槽面观察

（1）油花

观察有无油花，油气味类型（芳香味、H2S味等）、气味浓烈程度（浓、较浓、淡、无），原油颜色、占槽面百分比、产状（片状、条带状、斑状、星点状等）。

（2）气泡

观察有无气泡，气泡大小、形状（针孔状、小米状）、分布状态（密集、稀疏）、占槽面百分比，集气点火试验：可燃性（可燃、不燃）、燃烧现象（火焰颜色、高度）。

（3）泥浆流动类型

出口见涌势、涌出物（油、气、水）、间歇时间；槽面上涨高度。

3.2 后效槽面

后效高峰时进行拍照，缓冲罐中钻井液流动性太强不能够拍照时，应取样至其它容器拍照，抓住槽面显示主要特点（表2）。

表2 ZG盆地JL12井在井深3233.57 m的后效特征数据表

4 后效录井的分析和解释

4.1 后效流体性质的判断

根据后效气测数据、泥浆参数及槽面显示等特征分析后效流体性质（表3）；

（1）实例一

ZG盆地DX18井钻进至2267.56 m发现气测异常，全烃由0.9261%上升至5.1634%，C1由0.7226%上升至4.6447%，组份出至nC5，进行钻井取心，取心井段2267.56～2274.00 m，取心前后分别测后效参数，数据见表4。

表3 后效流体性质分析表

表4 实例一后效显示数据表

后效显示分析：取心前后效气测全烃值较高，而黏度、Cl-含量变化不大，槽面见星点状油花（图2），因此具含油特征；取心后后效密度、黏度、电导率及Cl-含量明显下降，失水上升明显，高峰槽面见涌势（图3）；从后效分析看储层上部具含油特征，但油花占槽面百分比偏低，下部明显具水层特征，因此后效解释为含油水层或水层。最终，结合后效解释录井综合解释为含油水层，在井段2266.00～2280.00 m试油，产油1.22 m3/d，产水7.31 m3，试油结论为含油水层。

图2 取心前后效显示图

（2）实例二

ZG盆地XQ17井钻进至井深2865.12 m，迟到井深2862.00 m，全烃由0.0236%上升至0.9403%，C1由0.0147%上升至0.6941%，组份出至iC4，岩屑荧光湿照5%，后钻进至井深2867.84 m提钻测后效，根据后效参数情况决定是否进行取心，后效参数显示数据见表5。

表5 实例二后效显示数据表

后效显示分析：从两次后效显示看，氯离子含量基本无变化，钻井液密度、黏度、电导率均有所降低，且气测组分出至C4，槽面油花百分比含量较高，后效解释为含油层或油层；因此决定取心，在井段2865.12～2872.06 m取心，取获荧光级岩心5.82 m，岩心出筒时油气味浓，岩心断面干照荧光95%，亮黄色，强发光，滴水不渗，静置观察过程中未发现原油外渗，但久置后岩心房油味较浓；最终在在井段2865.00～2871.00 m试油，产油4.93 m3/d，产气0.13× 104m3，试油结论为油层。

4.2 流体压力的分析

通过后效显示特征可以对流体压力进行分析（表6），而流体压力的分析有利于指导井控和对已钻油气层压力高低、压力监测等进行定性评价。

表6 流体压力分析表

（1）对油气层压力的分析

油气上窜速度是地层压力高低的主要表现〔3〕，钻探实践证明，当地层压力低于钻井液柱压力时，钻井液就会侵入油气层内，使后效显示偏低，而地层压力较高的地层，当钻井液液柱压力低于地层压力时，油气就不停地向钻井液中扩散和渗滤，使后效显示活跃；因此，在钻井液密度一定的条件下，油气层压力越高，显示越活跃，油气上窜速度越大；对于高压油气层，必须及时应用后效资料指导钻井施工，以避免井涌、井喷事故的发生。

实例MH4井

ZG盆地MH4井位于准噶尔盆地××凹陷MH1井东1号断块圈闭，MH1井在三叠系克拉玛依组一段钻遇明显异常高压，因此MH4井设计中完原则为：钻至三叠系克拉玛依组二段底界以上30 m中完，钻井过程中若克拉玛依组二段底部地层压力明显升高，可提前中完。

实际钻探中，在克拉玛依组二段钻进至井深3033.60 m（迟到井深3028.00 m），气测全烃由8.11%上升至17.29%，进行地质循环，判断3027.00～3030.00 m为显示段，而3030.00～3033.60 m为泥岩段，气测基值稳定在12.2180%～14.1594%,即要求进行短提测后效验证是否存在压力异常，之前测得后效全烃最高值为18.34%，油气上窜速度低于55.23 m/h，本次测得后效全烃最高达42.85%，油气上窜速度103m/h，后效显示偏高，可能钻遇地层压力较高的地层；结合对DC指数回归，进行的地层压力监测（图4），发现压力有抬升的趋势，因此录井综合判断为已经钻遇异常高压过渡带，申请中途完井。

（2）对压力预测和压力监测进行评价

在新的勘探区域，无钻井资料，地层压力主要是利用地震速度资料计算或用邻区地层压力资料推算而得，但是误差相对较大，就可以利用后效计算的油气上窜速度进行验证；在录井过程中，进行压力监测使用的DC指数趋势具有一定的经验性，影响地层压力监测的准确性〔4〕，在现场可根据后效显示来验证地层压力监测误差的大小，对DC指数趋势线进行校正。

实例：FD19井

ZG盆地FD19井在井段2270.00～2700.00 m，预测压力系数为1.04～1.10，设计钻井液密度1.20～1.25 g/cm3，实际钻进过程中，地层压力监测显示地层压力较高，压力系数为1.30～1.42，与预测压力系数不吻合，钻遇本段时后效显示明显，上窜速度大，验证了录井过程中地层压力监测准确，属于异常高压，钻井液密度使用偏低。在井段2700.00～2950.00 m，预测压力系数为1.30～1.45，设计钻井液密1.50～1.65 g/cm3，实际钻进过程中，地层压力监测显示地层压力相对偏低，压力系数为1.20～1.25，与预测压力系数不吻合，钻遇本段时后效显示不明显，上窜速度小，验证了录井过程中地层压力监测准确，属于异常高压过渡带（图5），钻井液密度使用偏高。