马朗凹陷致密油储集层气测录井解释评价方法

吴文明，刘伍生，李雪瑞，宋金鑫，杨瑞宝，齐立鹏

（中国石油西部钻探吐哈录井工程公司，新疆鄯善838202）

油气地质

马朗凹陷致密油储集层气测录井解释评价方法

吴文明，刘伍生，李雪瑞，宋金鑫，杨瑞宝，齐立鹏

（中国石油西部钻探吐哈录井工程公司，新疆鄯善838202）

致密油的勘探开发主要采用水平井分段压裂技术来提高单井产量，而气测录井是水平井钻井过程中不可缺少的录井项目。针对致密油常规解释图版适应性差的特点，引入了钻时比值和全烃异常幅度两个气测解释参数，对储集层物性和流体性质进行了识别，并建立了储集层物性和流体性质识别标准。在近两年11口有试油结论的探井、评价井的应用中，录井解释符合率达到了85.7%，取得了较好的效果。该方法简便可行，可作为该地区致密油的一种有效的解释评价方法。

致密油；钻时比值；全烃异常幅度；解释评价

马朗凹陷芦草沟组油藏属于典型的自生自储的致密油藏，储集层紧邻源岩甚至是与源岩互层共生。对于致密油的勘探开发，国内外主要采用水平井分段压裂技术来提高单井产量[1]，而气测录井作为目前唯一井口对油气进行连续实时检测的技术[2]是水平井钻井过程中不可缺少的录井项目，通过气测值的变化，可以直观判断井眼轨迹是否在油层中穿越[3]。因此在致密油勘探开发过程中研究利用气测录井参数评价储集层是非常重要的。由于致密油未经过长距离运移，致密储集层与生油岩紧密接触，无油“藏”的概念，层内无明显油水界面，表现在气测录井参数上就是油水层气测组分之间无明显差异，而常规的气测图版（包括三角形、3H、皮克斯勒等）主要是依据气测轻重组分之间的相对关系建立的，因此常规气测解释图版不能完成致密油的解释。通过对区块已钻井气测录井资料的研究，引入了钻时比值[4，5]和全烃异常幅度[3]两个气测解释参数，建立了芦草沟组致密油储集层物性及流体性质识别方法，取得了较好的效果。

1 区域地质特征

马朗凹陷芦草沟组致密油储集层岩性以泥岩、沉凝灰岩为主，并不同程度的含灰质或白云质。储集层物性差，主要为微孔和裂缝中含油，基质物性有低孔特低渗的特点，孔隙度分布在1%～10%，一般2%～6%；渗透率分布在（0.05～1）×10-3μm2，一般小于0.1×10-3μm2。芦草沟组生油岩与储集层互层，其中大部分储集层也是生油岩，是裂缝、熔孔较发育的生油岩。裂缝是获得工业油气流的关键，只有当裂缝与基质孔隙有效配置，才能形成多级渗流结构通道，形成有效层。实钻录井表明，进入芦草沟组后，受生油岩影响气测基值明显抬升，钻遇油气显示段后，气测值更高。

2 解释评价

2.1 储集层物性评价

录井过程中，在钻压、钻速等钻井工程参数和钻井液密度、黏度等钻井液性能参数比较稳定的情况下，钻时的大小直接代表了地层的可钻性。一般钻遇致密层钻时较慢，而当钻遇异常高压（泥岩）层或裂缝发育段时，由于地层欠压实，孔隙度增大，加之裂缝发育，地层破碎，钻时较快。在芦草沟组地层钻井过程中，基本上都采用PDC钻头，钻压、钻速等工程参数和钻井液密度、黏度等性能参数也基本稳定，相邻的泥岩非储集层和储集层段的钻时存在明显差异，因此可直接采用钻时比值来判断储集层物性的好坏[4-6]。

钻时比值（ROPn/s）[4，5]是指泥岩非储集层与储集层钻时之比。研究过程中将芦草沟组试油层段作为储集层，其上部显示差的慢钻时段作为非储集层，选取非储集层和储集层段一般有代表性的钻时作交汇图版（见图1）。根据试油结果，将储集层划分为好、中、差三类（见表1）。

表1 钻时比值划分储集层标准

图1 储集层钻时比值判别图

2.2 储集层流体性质识别

一般情况下，油气层表现为物性好含油气好的特征，水层表现为物性好含油气性差的特征，干层则表现为物性差含油气性差的特征，因此可以采用储集层物性与油气显示的匹配关系来解释评价油气水层。在气测录井参数中，全烃异常幅度代表了储集层的含油气性[2]，钻时比值则代表了储集层物性，因此利用钻时比值和全烃异常幅度可以进行储集层流体性质识别。

表2 芦草沟组致密油气测解释评价标准

全烃（或C1）异常幅度是指储集层段与非储集层段全烃（或C1）一般值的比值。研究过程中，将钻时比值和全烃（或C1）异常幅度绘制成图版，按区域统计经过试油证实的油层、低产油层、干层、水层数据，将数据点绘制到图版上，根据数据统计原理确定储集层界限和流体性质界限，将图版划分为油层（油水同层）、低产油层、干层和水层四个区域（见图2），同时建立了气测录井解释评价标准（见表2）。在此需要说明的是，如果钻井液中加入对气测全烃影响较大的药品（如原油）时，可以选取对气测组分影响较小的参数C1来代替全烃进行解释。

图2 芦草沟组钻时与全烃、甲烷比值图版

3 应用情况

根据老井试油数据建立的钻时比值与全烃异常幅度图版，在2014-2015年新钻井的解释评价中进行了推广应用，共部署探井15口，其中有试油结果的11口14层，录井解释符合12层，不符合2层，解释符合率为85.7%。

3.1 油层

L60井井段3 080.0 m～3 100.0 m岩性为深灰色油迹白云质泥岩，钻时比值3.5，全烃一般值11.695 0%（基值1.138 9%），C1一般值5.473 1%（基值0.739 1%），全烃异常幅度10.3，C1异常幅度7.4。钻时比值图版指示储集层物性好（见图1），钻时比值与全烃（C1）异常幅度图版（见图2）位于油层+油水同层区，气测解释为油层。针对该段侧钻水平井，采用体积压裂试油，日产油8.47 m3，解释结论与试油结果相符。

3.2 低产油层

L2井井段3 314.0 m～3 345.0 m岩性为灰色荧光-油迹灰质泥岩、凝灰质泥岩、含灰泥岩、白云质泥岩，钻时比值为2.3，全烃一般值3.596 1%（基值0.659 8%），C1一般值1.936 1%（基值0.329 1%），全烃异常幅度5.5，C1异常幅度5.9。钻时比值图版指示储集层物性中等（见图1），钻时比值与全烃（C1）异常幅度图版（见图2）位于低产油层区，气测解释为低产油层。针对该段侧钻水平井，采用体积压裂试油，日产油1.11 m3，解释结论与试油结果相符。

3.3 水层

L705井井段2 123.0 m～2 143.0 m岩性以灰色、深灰色荧光白云质泥岩为主，顶部为灰色、深灰色油迹含云泥岩、凝灰质泥岩、凝灰岩，钻时比值为2.2，全烃一般值0.686 7%（基值0.356 4%），C1一般值0.600 0%（基值0.279 8%），全烃异常幅度1.9，C1异常幅度2.1。钻时比值图版指示储集层物性中等（见图1），钻时比值与全烃（C1）异常幅度图版（见图2）位于水层区，气测解释为水层。针对该段侧钻水平井，采用体积压裂试油，日产水4.47 m3，解释结论与试油结果相符。

4 结论

马朗凹陷芦草沟组油藏属于典型的自生自储的致密油藏，油气缺乏运移，油水层气测轻重组分间无明显差异，造成三角形图版、3H图版以及皮克斯勒等常规气测解释图版失效。针对该问题，尝试引入了钻时比值和全烃（或C1）异常幅度，对储集层物性和流体性质进行了识别，并建立了储集层物性和流体性质识别标准，实际应用效果良好，可作为该地区致密油的一种有效的解释评价方法。

利用钻时比值和全烃（或C1）异常幅度交汇图版，虽然解释符合率较高，但对于油层和油水同层无法区分，需要利用岩性、荧光、气测、测井等资料进行综合解释。

［1］贾承造，邹才能，李建忠，等.中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景［J］.石油学报，2012，33（3）:343-350.

［2］于连香.气测全烃异常相对幅度与灌满系数在油气显示层解释评价中的应用［J］.内江科技，2015，34（7）:44-45+50.

［3］杨明华，雷波涛.综合录井在水平井钻进中的导向作用［J］.录井技术，2003，14（1）:53-58.

［4］赵红燕，张伟，石元会，等.钻时比值与烃对比系数交会图在气测解释中的应用［J］.江汉石油职工大学学报，2012，25（9）:18-20.

［5］雷燕云.钻时比值与烃对比系数交汇图在延长探区山二段气藏解释中的应用［J］.内蒙古石油化工，2013，21（12）:151-152.

［6］戴长林，石文睿，程俊，等.基于随钻录井资料确定页岩气储集层参数［J］.天然气工业，2012，32（12）:17-21.

大庆采气年产气超15亿立方米

2016年，大庆采气分公司天然气产量突破15亿立方米，日产、日外输量双双超过500万立方米。

大庆采气分公司生产的天然气有97%以上直接外输给周边城区。入冬以来，北方气温持续走低，采气、输气、供气设备进入低温高负荷运行状态。哈尔滨、齐齐哈尔、大庆等城市的天然气需求不断增大，给生产组织和安全运行带来极大挑战，气田生产形势严峻。

为保障黑龙江民生用气，这个分公司一方面推进技术攻关，加快成果转化，凭借水平井应用技术、固井完井技术、二氧化碳开发应用等系列技术优势，有针对性地对气井实施技术措施，实现深层天然气高效开发及中浅层天然气产量稳步提升；另一方面，建立完善防冻保温预警机制，保证安全平稳供气。

为确保安全采气和外输，大庆采气分公司细化各级干部职责，将冬季安全生产作为经营考核的重中之重；组织一线员工开展隐患排查专项治理，对生产装置的关键部位、故障易发点及易冻凝管线仪表进行彻查；随机抽查员工现场操作细节，对“三违”行为进行严肃处理，决不姑息。

（摘自中国石油新闻中心2017-01-12）

Gas logging interpretation and evaluation method for tight oil reservoir in Malang sag

WU Wenming，LIU Wusheng，LI Xuerui，SONG Jinxin，YANG Ruibao，QI Lipeng
（WDEC Tuha Mud Logging and Engineering Company，Shanshan Xinjiang 838202，China）

In order to improve the production of single well,the development of tight oil exploration and development mainly adopts horizontal well fracturing technology.According to characteristics of dense oil conventional interpretation chart adaptability difference,the introduction of ROP ratio and gas anomaly amplitude,to storage set,reservoir physical property and fluid property identification,and the establishment of the reservoir layer and fluid property identification standard.In the nearly two years 11 test conclusion oil exploration wells and appraisal wells,logging interpretation coincidence rate reached 85.7%,achieved good results.This method is simple and feasible,as the dense oil in the region of a kind of effective interpretation and evaluation method.

tight oil；ROP ratio；gas anomaly amplitude；interpretation and evaluation

TE122.2

A

1673-5285（2017）01-0102-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.028

2016－11-30

吴文明，男（1978-），高级工程师，2001年毕业于西南石油学院石油与天然气地质勘查专业，现从事地质录井解释评价工作，邮箱：wuwmthlj_thyt@cnpc.com.cn。