高分辨率随钻电阻率成像测井在四川盆地碳酸盐岩储层的应用

王邦伟, 张树东, 吉人, 赖剑

(中国石油集团川庆钻探工程有限公司测井公司, 重庆 400021)

0 引 言

近年来,四川盆地碳酸盐岩储层勘探开发中大量使用了随钻测井和地质导向技术。但是,对于非均质性强和构造复杂多变的碳酸盐岩储层[1],常规随钻测井仪器无法提供方向性的测量数据,在追踪储层和轨迹控制上难度较大,且电磁波电阻率测量范围较低(一般只能达到2 000 Ω·m),无法在高电阻率储层中使用。与常规随钻测井仪相比,斯伦贝谢公司的Microscope随钻电阻率成像测井仪具有明显的技术优势[2],它能够提供不同探测深度的侧向电阻率测量(测量范围20 000 Ω·m)和实时的方向性测量数据,对井壁进行360°扫描,获得储层的精密电阻率图像,实时计算地层倾角,进行构造分析和裂缝识别,对于准确掌握地层、储层和构造特征,减少钻井风险,优化完井方式起着至关重要的作用。

1 随钻电阻率成像测井仪的结构原理

斯伦贝谢公司的Microscope随钻电阻率成像测井仪标准分辨率拥有56个扇区,超高分辨率拥有160个扇区,其基本结构由5个环形发射天线阵列、2个纽扣电极以及1个可装卸高分辨率成像sleeve组成,2个纽扣电极呈180°安装在钻铤两侧(见图1)。钻进时当仪器随着钻具在井下旋转,井眼周围地层全覆盖的电阻率成像图实时传送至地面[3-4]。Microscope全阵列测量可以提供2个探测深度的环形电阻率测量、4个探测深度的侧向电阻率测量、4个探测深度的井眼电阻率成像以及近钻头井斜和方位自然伽马测量。

聚焦侧向电阻率测量时,环形天线发射的电流流经钻铤、井眼和地层,纽扣电极作为监督电极;环形电阻率测量时,不使用纽扣电极,环形天线既为发射器也作为接收器;近钻头电阻率测量时,仪器底部的2个环形发射天线作为发射电极和监督电极,电流经过钻头和地层返回上部钻柱,近钻头测量不聚焦。当Rt/Rxo=10(即地层真实电阻率和冲洗带电阻率比值为10)的情况下,Microscope随钻侧向电阻率的径向探测深度(浅、中、深、极深)大约是2.5、7.6、13和15 cm(1、3、5和6 in),垂直分辨率达到2 in*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,超高分辨率测量时其电阻率成像分辨率接近电缆成像测井FMI仪器。

图1 Microscope随钻电阻率成像测井仪结构

2 随钻电阻率成像地质导向

2.1 地质导向方法

四川盆地碳酸盐岩储层构造复杂,储层纵横向非均质性强,地质导向过程中钻遇断层或地层倾角突变等复杂状况时难以有效追踪储层。Microscope随钻电阻率成像提供的方向性测量数据和成像数据可以帮助导向工程师有效地计算地层倾角、井眼轨迹和地层之间的切入角,进行构造分析,判断井轨迹上切与下切地层的情况,发现孔洞缝的特征,用于识别储层等,进而根据基于构造导向和基于储层导向的技术方法指导水平井钻进[2]。

水平井成像测井响应与直井有较大差异,地层层理在水平井成像展开图上表现为视倾角低时,真倾角高,然而视倾角高时,真倾角不一定低。如图2所示,①表示地层视倾角高,真倾角高;②表示视倾角低,真倾角高;③表示视倾角高,真倾角低[5]。

图2 水平井成像展开图上地层视倾角与真倾角的关系

Microscope随钻电阻率成像测井提供地层倾角实时交互解释,其结果可以用矢量图表示。用倾角矢量图识别模式可以解释钻遇地层构造变化细节,分析构造变化规律,预测钻头前方构造变化趋势,为地质导向决策提供依据。

随钻成像数据的成像方式是将井壁从井眼顶部沿井周方向横向展开(即顺着钻头前进的方向看,在垂直于井筒切面上,沿上—右—下—左—上顺时针方向的展开图),图2中心代表井眼底部(或者井筒低边),两边代表顶部(井筒高边),这与传统的0°～360°出图方式不同。当井眼轨迹下穿地层时,轨迹底部首先看到该层,因此,成像图中心首先反映这一层位的特征,然后向两侧展开,随着井深的不断增加,这个层位特征在成像图上呈现正弦曲线形状。

实时地质导向过程中,井眼轨迹与地层的空间关系是地质导向工程师最关心的问题之一,通过成像图上正弦曲线的形状可以准确地判断井眼轨迹是向下切入地层还是向上切入地层。同时,正弦曲线的幅度大小指示着井眼轨迹与地层的切入角大小。正弦曲线幅度越小表明井眼轨迹与地层的夹角越大;随着井眼轨迹与地层的切入角变小,地层面在井壁上展开的距离被拉得越来越长,正弦曲线的幅度变得越来越大[6-9]。

井眼轨迹与地层的夹角θ可以用三角函数关系表示,其计算公式为

θ=arctan ((a+2xb)/c)x(π/180)

(1)

式中,a为井眼直径,m;b为仪器探测深度,m;c为成像图上正弦曲线幅度,m。

井眼轨迹与地层的夹角θ以及上切和下切关系用于观察井轨迹穿层情况,分析穿层的速度,实时指导轨迹的细微调整。

图3 A井Microscope随钻地质导向着陆控制

2.2 随钻电阻率成像地质导向应用

A井是四川盆地灵音寺构造的1口水平开发井,该井目的层为三叠系下统嘉陵江组嘉二3段,水平段设计850 m。岩性顶部为深褐灰色泥晶云岩;上部为灰白色石膏和褐灰色泥晶云岩互层;中上部为灰褐色泥—粉晶云岩;中部为褐灰色、灰褐色泥—粉晶灰岩;中下部为褐灰色泥—粉晶云岩、土状云岩、鲕粒云岩和灰岩;下部为白色石膏夹深灰色泥质云岩。储层类型为裂缝-孔隙型。地层倾角变化大,断层等复杂构造发育,地质导向难度较大。

2.2.1 着陆设计与控制

通过设计方位地震剖面分析,该井着陆井段地层整体呈上倾趋势,预测地层倾角为上倾2.5°,随钻地质导向从1 840 m接手,垂深1 753.42 m,井斜预测66°。目的层顶部预计井深为1 942 m,垂深1 780 m,设计以7°/30 m狗腿度增斜着陆于目的层中下部位置,着陆点井斜89.6°,井眼轨迹与地层夹角2.9°。

实际钻至1 916 m处,Microscope随钻电阻率成像实时提取地层倾角由2.5°上倾变为1.5°上倾(见图3中位置1),此时预测井底井斜83.5°,控制井眼轨迹以5°/30 m的狗腿度继续增斜。钻至1 956 m处,垂深1 779.8 m,井斜88°,随钻电阻率值降低,GR值为较平稳变化的低值(19～34 API),与邻近目的层电性特征相符,判断井眼轨迹成功着陆于目的层(见图3中位置2)。Microscope提取地层倾角为2°上倾,预测井底井斜91°,井眼轨迹与地层夹角1°,Microscope成像图指示井眼轨迹下切地层,正弦曲线的幅度变的越来越大,表示井眼轨迹与地层夹角越来越小,轨迹切入地层速度变缓,继续增斜至92°,控制井眼轨迹在目的层中部钻进。

2.2.2 实时导向控制

实时导向过程中,由于地层倾角的变化以及可能钻遇的复杂构造带影响,井眼轨迹难以始终保持在储层中的最佳位置,及时发现异常并准确判断井眼轨迹与地层的空间关系是地质导向成功的关键。导向过程中需要根据储层的变化实时调整模型,控制井眼轨迹回到储层中去。

A井目的层岩性为云岩,最佳储层视厚度2 m,储层上部为视厚度1.5 m的灰岩层,灰岩上面为高伽马的灰质泥岩薄层,储层下部为视厚度5 m的致密灰岩和云岩层。该井在1 956 m处着陆后在储层中缓慢下切钻进,井眼轨迹位于储层下部。钻至2 393 m处时,ROP和气测值出现突变,Microscope侧向电阻率值突然升高(见图4中位置4所示),从200 Ω·m左右升至20 000 Ω·m左右,成像图显示井眼轨迹正快速下切地层。提取的地层倾角由4.7°上倾变为5°上倾,变化不大。分析认为井眼轨迹可能已经穿底进入下部灰岩层,也可能出现局部微断层,井眼轨迹切入上部灰岩层,需要进一步证实。保持井斜95°钻进至2 420 m左右时,成像图显示井眼轨迹从下切变为上切地层,继续钻进至2 430 m左右自然伽马值升高至80～90 API,电阻率下降至10 Ω·m左右(见图4中位置5),岩性为泥质灰岩和灰质泥岩,Microscope显示井眼轨迹保持上切地层姿态。判断在2 393 m处钻遇了微断层,井眼轨迹从目的层底部直接切入顶部灰岩,然后继续上切进入了上部高伽马的灰质泥岩层。

控制井斜由95°逐步下降,期间地层倾角由上倾5°逐渐变缓为上倾0.5°～1°。成像图显示在2 540 m左右井眼轨迹开始下切地层,在2 600 m左右再次钻遇高伽马的泥质灰岩段,地层出现镜像重复段(见图4中位置5和6所示)。继续降斜下切,钻进至2 650 m处,气测值升至18%且保持稳定,岩屑显示为云岩,电阻率值下降至100～200 Ω·m,伽马值20～25 API,判断井眼轨迹重新返回目的层云岩储层(见图4中位置8所示)。此时地层上倾1.5°,井斜89.5°,复合钻进,利用地层自然增斜能力控制井眼轨迹在目的层中继续钻进。

3 随钻电阻率成像测井解释

3.1 裂缝、小断层

根据裂缝的形成机理,可以将裂缝分为天然裂缝和诱导裂缝。天然裂缝分布不规则,主要为高导缝,在随钻电阻率成像图中表现为深色(黑色)正弦曲线,为钻井泥浆侵入或泥质充填所致,一般构成良好的储层;另一种为高电阻率缝,随钻电阻率成像图中表现为高阻(浅色-白色)正弦曲线,通常充填方解石,一般不具有储集性[10-12]。诱导裂缝是由于钻井过程中钻具振动或者泥浆与地应力不平衡造成的压裂缝,这类裂缝一般没有储集性,其径向延伸都不大。Microscope提供了不同径向探测深度的高分辨率图像,根据深浅电阻率成像的差别可以准确的区分钻井诱导缝和天然裂缝。

图4 A井Microscope随钻地质导向实时导向模型

A井Microscope随钻电阻率成像测井解释裂缝发育层段共计8 m,发育3个小段层,裂缝走向主要为北北东—南南西向,小断层走向为北北西—南南东向。表1是典型的图像特征解释。

3.2 溶蚀孔洞、溶蚀洞穴

四川盆地的裂缝-孔洞型储层中,裂缝具有良好的沟通作用,部分溶蚀孔洞常沿着裂缝发育。溶蚀孔洞在Microscope成像图上表现为高导(黑色)的分散的斑点状或串珠状,溶蚀洞穴的特征则更为明显,表现为深色的大块状[13-14]。

B井为四川盆地高石梯构造1口重点水平开发井,目的层为震旦系灯影组灯四段,地层岩性主要为

表1A井Microscope随钻电阻率成像解释

灰色、深灰色白云岩,灰色泥粉晶白云岩和藻叠层白云岩和深灰色砂质云岩。该井溶蚀孔洞发育,Microscope成像测井解释溶蚀孔洞发育段累计216 m,其中有两处溶蚀洞穴(见图5和图6)。

以上对孔洞缝的识别可以较好地解释钻遇储层的发育情况,分析储层的品质,在地质导向中用于追踪储层,提高有效储层的钻遇率和水平井的产量。

图5 B井溶蚀孔洞图像特征 图6 B井溶蚀洞穴图像特征

图7 B井井眼崩落图像特征

3.3 井眼崩落

在直井中,井眼崩落方位指示当前最小水平主应力方位,与当前地层最大水平主应力方位垂直。在水平井中,三轴地应力的大小很复杂,井眼崩落影响因素也复杂,是否与地应力有关需要根据具体情况分析。

图7所示为B井井眼崩落特征图像,该井下段井眼崩落明显,Microscope成像测井解释井眼崩落井段158 m,5 715～5 718 m井段可能是与地应力有关的井壁崩落,这种崩落通常在打开地层初期比较微弱。

4 结 论

(1) Microscope高分辨率随钻电阻率成像可以有效地应用于四川盆地碳酸盐岩复杂储层的地质导向,地层倾角的准确实时提取、井眼轨迹与地层切入角的准确解释和非均质储层的精确识别,保证了地质导向决策的及时性和准确性。

(2) Microscope高分辨率随钻电阻率成像可以较好地解释地层层理、裂缝及充填情况、溶蚀孔洞、小断层、井眼崩落等地质特征。

参考文献:

[1] 洪海涛, 杨雨, 刘鑫, 等. 四川盆地海相碳酸盐岩储层特征及控制因素 [J]. 石油学报, 2012, 33(增刊2): 64-73.

[2] 张树东. 碳酸盐岩储层随钻测井技术难点及其对策 ——以四川盆地为例 [J]. 天然气工业, 2015, 35(11): 1-7.

[3] 宋代文, 曹民权, 张峻清, 等. PeriScope随钻成像测井技术在水平井中的应用 [J]. 国外油田工程, 2010, 26(4): 45-47.

[4] 杨世夺, 雷霄, 蔡军, 等. 随钻电阻率成像测井在北部湾碳酸盐岩储层中的综合应用 [J]. 测井技术, 2010, 34(2): 177-182.

[5] 易觉非, 吴兴能. 水平井成像测井解释中裂缝产状的井斜校正 [J]. 石油天然气学报(江汉石油学院学报), 2010, 32(4): 268-271.

[6] 吴奇, 郑新权, 徐春春. 地质导向与旋转导向技术应用及发展 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2012.

[7] 苏义脑. 地质导向钻井技术概况及其在我国的研究进展 [J]. 石油勘探与开发, 2005, 32(1): 92-95.

[8] 吉人, 吴胜, 姜艳玲, 等. 川东地区高陡复杂构造LWD跟踪有效储层的方法 [J]. 天然气工业, 2014, 34(2): 81-86.

[9] 秦宗超, 刘迎贵, 邢维奇, 等. 水平井地质导向技术在复杂河流相油田中的应用——以曹妃甸11-1油田为例 [J]. 石油勘探与开发, 2006, 33(3): 378-382.

[10] 郑玉玲, 赵冬梅, 胡国山, 等. 成像测井技术在碳酸盐岩水平井中的应用 [J]. 新疆地质, 2004, 22(3): 319-322.

[11] 吴兴能, 肖承文, 信毅, 等. 利用FMI/XRMI解释水平井中碳酸盐岩储层裂缝的方法及其应用 [J]. 测井技术, 2009, 33(5): 461-464.

[12] 钟广法, 祁兴中, 马勇, 等. 电成像测井资料在裂缝成因分析中的应用 [J]. 物探与化探, 2005, 29(2): 116-118.

[13] 钟广法, 刘瑞林, 柳建华, 等. 塔北隆起奥陶系古岩溶的电成像测井识别 [J]. 天然气工业, 2004, 24(6): 57-60.

[14] 尤征, 杜旭东, 侯会军, 等. 成像测井解释模式探讨 [J]. 测井技术, 2000, 24(5): 393-398.