井场油气快速检测与识别技术——以渤海油田为例

吴立伟 谭忠健 尚锁贵（中海石油（中国）有限公司天津分公司,天津 300452)

马金鑫(中海油能源发展工程技术分公司,天津 300452）

渤海油田受其独特的地理环境、自然环境及矿区外在限制等因素制约，油气勘探方向逐步向中深层勘探、潜山内幕勘探、特殊油气藏（三低）、隐蔽油气藏勘探及天然气勘探等领域推进，复杂多变的地质条件、储层非均质性及流体性质条件等也给井场油气显示准确识别与评价提出更高要求，而传统单一的录井技术已不能满足井场油气显示识别、评价的需求。

因此，渤海油田在近年来的油气勘探中，通过不断的技术探索、创新和实践，从以钻井液为载体的油气检测技术及以岩屑、井壁心实物为载体的油气识别技术两方面入手，形成了一套适合海上作业条件的录井油气快速检测与识别技术及评价标准，在快速识别油气显示，评价油气水层及疑难层方面取得了良好的应用效果。

1 井场油气快速检测与识别技术组成

1.1 钻井液为载体的油气检测技术

钻井液气体检测技术[1]，通过使用专用脱气设备将钻井液中所含油气分离、脱气，连续分析检测出各烃类组分含量，并根据烃类气体组分含量、形态、组分大小变化特征，来快速检测、发现并评价油气显示。海上油气勘探应用的钻井液油气检测技术主要分为：Reserval气测录井技术及FLAIR实时地层流体录井技术。

1.2 实物为载体的油气识别技术

以岩屑实物为载体的油气识别技术，包括岩屑录井、定量荧光、地化录井及荧光扫描分析等，多种技术配合使用，多方面、立体式的进行储层物性、含油气性及含油性质综合评价，主要包括岩屑录井方法、定量荧光录井技术、井场地球化学录井技术和荧光扫描分析技术四种。

2 井场油气快速检测识别评价流程

海上井场油气显示综合评价，依据各项资料表征优势，综合分析其内在联系，去伪存真，准确识别油气显示。综合评价流程主要分以下几个步骤：①应用实时钻井参数变化特征，初步判断随钻地层岩性变化，划分岩性界面，分析钻遇储层物性、胶结情况及厚度等；②依托钻井液为载体的油气检测技术，应用RESERVAL气测录井和FLAIR实时地层流体录井技术，通过分析各轻、重烃组分含量及变化特征，结合气测异常峰形及饱满程度，判断储层含油气性、显示真假，以及储层中赋存流体类型等；③重视钻井液性能变化资料对地层流体类型信息的反馈；④以岩屑为载体的油气识别技术，综合岩屑录井、QFT定量荧光、地化录井及荧光扫描分析等多种技术，互为印证，评价储层岩性、物性与胶结情况、含油气性及显示真假等；⑤结合井壁取心及钻井取心资料，落实疑难显示层，进行地层与岩性归位；⑥对照测井资料，评价储层物性及含油气性等，划分油气水层。

3 井场油气检测与识别关键技术评价标准

钻井液气体检测技术，通过分析各轻、重烃组分含量及变化特征，结合气测异常起峰速度、峰形及持续时间，综合判断钻遇储层物性、含油气性、显示真假及赋存流体类型等。

3.1 RESERVAL原始气测资料判别法

RESERVAL气测录井方法具有连续性、及时性和直观性强的特点，是井场快速评价油气水层的重要手段之一（表1）。

表1 RESERVAL原始气测资料识别储层流体性质参考标准

3.2 RESERVAL气体比率判别法

3.2.1 油层：HM和LH、LM曲线逐渐靠近、相交。物性好的储层形成极大的反向交叉特征，物性差的储层则形成相对较大的半交叉特征（图1）。

图1 油层RESERVAL气体比率识别特征

3.2.2 气层：干气层轻烃组分主要为C1，重组分不存在，不显示任何比率；湿气层表现为HM和LH、LM曲线逐渐相互靠近或形成微交叉特征。

3.2.3 油水同层：上部具有油层特征，向下HM和LH、LM曲线逐渐相互分离，曲线无交叉。

3.2.4 水层或干层：重组分含量少，HM和LH、LM曲线分离，无交叉。

3.3 FLAIR“重组分”判别法

为了区分传统气测录井意义的重组分，FLAIR录井评价解释方法将C1-C5之上的烷烃（nC6、nC7、nC8）、芳香烃（C6H6、C7H8）及环烷烃（C7H14）等称之为“重组分[8]”。

3.3.1 油层：C1-C5组分齐全，峰形饱满，“重组分”齐全，为背景基质3倍以上；

3.3.2 含油水层：C1-C5组分齐全，峰形幅度低，“重组分”不全，或者小于背景基质3倍的气测异常层；

3.3.3 气层或水层：C1-C5组分齐全，峰形快起快降，无“重组分”，或者与背景基质相近的气测异常层；

3.3.4 钻井液添加剂假显示：C1-C5组分齐全，峰形幅度低或无变化，“重组分”变化明显，为背景基质的几倍以上，持续井段长，入口气体检测重组分异常明显；

4 BH35-B井应用及效果

渤海油田总共钻探了180口探井，井场油气显示发现率达100%，相比测试结果符合率达81%，通过多口探井实际应用效果验证，井现场油气识别与评价方面取得了良好成绩，表明该方法在渤海海域具有极高的应用价值。

BH35-B井是一口重点评价井，位于黄河口凹陷东洼东部斜坡带东翼B35断块。钻探目的为落实该圈闭沙二段含油气情况，目的层为沙二段兼探东营组上段。

在钻遇沙二段2912.5-2930.0m井段储层时（含夹层2m），井场录井油气检测与识别特征具体如下：

4.1 岩屑录井：岩性较细，为粉砂岩，储层物性较差，但荧光面积较高，直照面积达40%，C级，颜色黄色，证明储层含油，氯仿滴照乳白色，扩散中速，放射状扩散环，表现为中质油层特征；

4.2 定量荧光录井：QFT值(365nm波长)：1954-2080，为背景值13-17倍，API重度26，表现为中质油层特征，但考虑到物性较差，解释应用降1级，解释为差油层；

4.3 RESERVAL气测特征：气测基质0.7-0.8%，全量最高8.3%，C1-C5组分齐全，超背景基值8-10倍左右，曲线呈“缓起缓降”的饱满弧形形态，解释为油层；RESERVAL气体比率法，HM和LH、LM曲线表现出明显的反向交叉特征，表现为油层特征；

4.4 地化录井：热解分析结果 S0：0.072-0.1168mg/g，S1：1.2043-3.0921mg/g，S2：2.9703-4.5204mg/g，TPI：0.3006-0.4151，含油丰度相对较高，依据热解分析、轻烃分析参数及谱图识别特征表现为油层，再考虑物性特征，解释应用降1级，解释为差油层；根据地化亮点解释图版，主要分布在油层区域（图2）；

图2 BH35-2井2912.5-2930m井段地化亮点图版解释特征

井场录井综合油气检测与识别方法多方面判别特征，综合解释本井段为油层。

本井段测井深侧向电阻率7.9Ω·m，浅侧向电阻率6.4Ω·m，电阻率较低，中子23.9%，声波时差80.7μs/ft，解释含水饱和度53%-100%，渗透率0-63.3md，测压取样不成功，也反映储层物性差，但依照测井曲线特征，解释结果为干层。

测井解释结果与井场综合录井评价不一致，经过对录井、测井结果综合对比、分析，认为井场综合录井评价结果较为真实，判断本层可能为低孔渗特征的低阻疑难油层。本井段测试结果，日产油46.5m3、产气914m3，原油密度0.8522g/cm3，测试结果与井场录井评价解释结果完全吻合。

[1]张卫,慈兴华等.钻井液气体分析检测技术研究[J].录井技术，2006.5，26(5):64.

[2]中法渤海地质服务公司.Reservl气测录井技术介绍[Z].2004.04,3-17.

[3]黄小刚,魏忠等.FLAIR井场实时流体检测系统[J].录井工程，2005.12，16(4):66-72

[4]尚锁贵,黄小刚.FAAIR气测系统及其在渤海湾盆地低电阻率油气层的应用[J].录井工程，2007.12，18(4):40-45