大庆油田致密油储层录井评价方法研究

2018-01-22马德华

西部探矿工程 2018年1期

马德华

（大庆地质录井一公司资料解释评价中心，黑龙江大庆 163411）

致密油资源的勘探开发是大庆油田“十二五”规划目标之一，致密油水平井已成为大庆油田增储上产的重要手段[1]。致密油气储层与常规油气储层相比具有物性差、非均质性强、双孔介质储层发育、储层参数计算难的特点，主要有2种储集类型，一种是烃源岩内部的碎屑岩夹层，第二种是紧邻烃源岩、分布在烃源岩上下的致密储层[2]。致密油开发目前多数采用长水平段水平井钻井+大型体积压裂技术，同时为了保持水平段井眼稳定，通常使用油基钻井液体系，导致地化色谱分析受污染影响严重，同时岩屑岩性判断准确性降低，岩屑中含油砂岩准确含量及归位受到影响，岩性与测井电性符合性差，岩性与对应目标层的对应关系准确建立难。本文围绕上述难题，对现有的分析方法进行完善，并采用岩屑图像采集技术、岩屑伽马技术、X射线衍射技术等新工艺新技术，开展了岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性等五性关系的评价，建立适应非常规油气层的录井综合评价方法，在大庆油田32口致密油水平井解释中应用，效果较好，为寻找“甜点”段提供了准确的地质依据。

1 致密油储层录井评价方法

致密油储层评价的重点不是储层的流体性质，而是通过开展优质烃源岩和储集层中发育段的地质评价，寻找二者的交集——“甜点”。致密油录井评价技术重点解决岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性这五性关系的评价，应用岩屑图像、岩石热解、定量荧光、气测、X射线元素分析技术等求取储层岩性、物性、含油气性参数，进行储层品质、工程品质评价，建立了岩性、物性、含油性及脆性评价标准。形成录井致密油评价成果的“铁柱子”，为油气甜点评价这个终极目标发挥重要作用。

1.1 岩性识别

1.1.1 岩性定名

常规岩性定名方法主要采取岩屑干湿样对比进行观察描述，首先将岩屑大段摆开，观察颜色成份变化情况，宏观分层；其次细挑有代表性岩屑颗粒，利用放大镜和显微镜，重点识别特征的结构构造和显晶矿物，如石英、各类长石和暗色矿物；最后和现场配备的标准岩屑样进行关键信息比对。并利用岩屑图像采集技术，该项技术是岩屑在白光和荧光的照射下，将岩屑放大60～200倍，采集岩屑发光物质，获取白光、荧光2种方式的图象，对荧光颜色及百分含量等进行自动分析。根据荧光面积的变化，判断岩屑含油产状，同时利用岩屑薄片分析技术和X射线元素分析技术，辅助判断岩性。

1.1.2 岩性归位

目前致密油水平井目的层均为含油砂岩层，在入层时气测值变高，表现为“骤升”（图1），岩性从泥岩变为含油砂岩；出层时岩性从含油砂岩变为泥岩，气测值下降，表现为“缓降”（图2）；通过对32口水平井水平段出层和入层情况气测与岩性变化的统计，发现其变化与随钻的上下伽马的变化一致，说明钻进轨迹显示出层或入层时，气测和岩屑岩性会相应出现变化，所以用气测资料、岩性结合上下伽马进行岩电归位的方法是可行的。归位的方法就是：利用着陆、水平段出、入层时，气测显示与上下伽马的变化相对应，调整后的气测曲线作为标准，对全井岩屑上提下放，进行准确归位。

1.1.3 岩性界面层段识别

钻头在钻至油层内水平段时,钻时相对较低,通常5～10min/m,且曲线形态平稳。当钻头在油层顶、底部界面运行时，特别是存在顶、底钙的层，由于钻头受力不均,钻时明显增加,通常15～30min/m，并呈现锯齿状波动；同时气测值也明显小于油层内水平段气测值。因此,在钻井参数相对稳定的条件下,可根据钻时的变化进行界面层段识别（图3）。

图1 葡平3井入层综合图

图2 敖平1井出层综合图

1.2 含油性

图3 齐平1井在层顶界面运行时钻时变化图

1.2.1 含油产状的确定

现场岩芯录井其含油级别的划分及描述，通常采用面积法，通过对含油砂岩面积占砂岩总面积百分比的肉眼评估，采用的是部颁标准（表1）描述为饱含油、富含油、油浸、油斑或油迹。

1.2.2 含油性的确定

（1）应用岩石热解分析参数ST或S2值对储层含油性进行评价，对于水基钻井液可应用ST及S1、S2对含油性进行评价，基于水平井岩屑研磨和上返的复杂性，且水平段较长，钻井液对S1值影响较大，使该项参数失真，但对S2值影响不大，在解释过程中可应用S2对储层含油性进行评价。

表1 含油产状确定标准

（2）应用二维定量荧光技术分析参数对储层含油性及原油性质进行评价，该项技术利用紫外光通过滤波系统转化为254nm的单色光照射原油溶液样品，采集荧光强度形成谱图，计算积分面积，得到含油浓度、系列级别、油性指数等参数（表2），利用这些参数对储层进行评价。

表2 二维定量荧光油性指数判别标准

1.3 物性

利用岩屑伽马建立量化的砂质含量储层物性判别标准；利用X射线衍射分析技术对60块岩芯样品进行分析，同时进行岩芯分析（孔隙度），通过矿物与孔隙度相关性分析，确定粘土及长石作为物性评价参数（表3）。

表3 致密油不同类别储层物性特征评价参数表

①石英含量与岩石孔隙度相关性差（骨架、填隙物都有）；②长石含量与岩石孔隙度正相关，随长石的含量增加而增加（骨架，但其不稳定易高岭土化，填隙物里含量少）；③粘土含量与岩石孔隙度负相关，随粘土的含量增加而减少（骨架里无）。

1.4 烃源岩特性

利用岩石热解残碳分析获得S0、S1、S2、S4、Tmax等参数，结合计算的相应特征参数及判别图板判别有机质丰度、类型、成熟度，计算源储距离，分析深度剖面上源储配置关系[3]。

1.5 脆性

利用X射线衍射分析技术，对样品中的矿物含量进行定量分析，采用矿物分析法计算岩石脆性指数，通过统计7口井92个层脆性指数，建立了初步的评价标准。

储层脆性矿物成分法公式：

式中：BI——脆性指数，无量纲；

Vqa、Vca、Vdo和Vcl——石英、方解石、白云石和粘土的含量。

2 致密油储层录井评价方法的建立

2.1 致密油储层录井评价方法

烃源岩品质、储层品质及工程品质是致密油储层评价的核心问题，因此评价重点体现在“七性关系”评价上，即岩性、物性、含油性、电性、烃源岩特性、脆性和地应力各向异性7个方面，而录井评价技术重点解决岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性这五性关系的评价。大庆油田致密油勘探开发主要集中于大庆长垣、齐家凹陷、古龙凹陷、龙虎泡阶地，主要目的层为高台子油层及扶余油层[4]。根据致密油储层孔隙度分类标准，总结“五性”分析数据，建立了录井致密油解释标准（表4）。

2.2 录井水平井产能预测模型的建立

根据已试油的水平井建立日产量Q与产能系数M（各试油单层热解S2、有效孔隙度与有效厚度乘积的累积）的关系图版，再由相同区块、相同油层的试油井确定转换系数c，进而求取同区块新钻水平井的产量（图4）图版预测产量与实际产量平均相对误差为20.2%。

产能系数：

L——水平段长度；

Φ——效为孔隙度；

表4 致密油储层油基钻井液录井解释标准

图4 产能系数与产能关系图版

Q——日产油量；

S2——岩石热解,平均值；

n——试油层数。

3 应用效果

2016年解释探井6口，累计解释致密油Ⅰ-1类层52层，厚2080.6m；致密油Ⅰ-2类层51层，厚704.8m；致密油Ⅱ类层58层，厚1180.8m。已试油水平井3口，解释符合率及工业油层获得率均为100.0%。

应用实例：敖平6录井解释致密油Ⅰ－2类层6层，厚107.2m；致密油Ⅱ类层10层，厚319.6m；选取甜点段15、19－27号层共分9段压裂求产能。甲方最终采用我们提出的试油意见，采用复合桥塞分段体积压裂工艺，水平段压裂8段、造斜段压裂1段共19簇，并加入造斜段的16I、17号层一同试油。产能预测：通过致密油水平井图版，预测敖平6井产能为20t。试油情况：2016年敖平6井压后水力泵求产，日产油22.45t，为工业油层（图5）。