基于实时录井资料提高录井解释符合率的研究及应用

2022-01-16李战奎刘广明郭明宇苑仁国刘松宇

录井工程 2021年4期

李战奎刘广明郭明宇苑仁国刘松宇戴珩

(①中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；②中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引言

近年来，随着渤海油田“精细勘探”进程不断推进，井场作业人员利用综合录井资料及相关专项录井资料，及时准确识别油气水层对于现场作业决策意义重大，特别是在定向探井和复杂储层物性条件下，利用地质录井第一手资料对油气显示层进行快速初步评价，对勘探目标油气水情况进行初步落实，可为后续作业的安排和决策提供可靠依据[1]。

随着渤海油田油气勘探开发对象越来越复杂，录井技术对复杂地质及特殊钻井条件下的油气水层解释评价难度越来越大，导致现场录井解释符合率降低。统计2019-2020年录井解释符合率低于80%的探井数据，主要表现为油层与干层解释混乱，油气层含水性不清楚。对所钻探井录井显示厚度及测井解释油气层厚度分组段进行统计对比分析发现，录井解释油气层厚度大于测井解释的情况普遍存在，且二者差异较为明显，测井解释与录井解释油气层厚度比值小于30%的井所占比例高达72%。

录井作业现场掌握着第一手资料，故对油气水定量评价有着更直观的认识，通过对录井、测井差异化的典型案例进行分析，找到原因和识别方法，进一步加强对一手资料的理解，可以更好地为下一步勘探作业的部署及决策提供支持。

1 录井解释符合率低原因分析

通过对近两年所钻46口探井进行分析，录井解释符合率低主要表现为：油层和干层解释混乱；储层含水性识别不明；录井解释厚度与实际厚度偏差大。

1.1 油层和干层解释混乱

干层为低孔低渗储层，钻进过程中即使见到良好油气显示，仍不具备开采价值，不能解释为油层。造成储层低孔低渗的原因有两个方面，一是高泥质含量导致的低孔低渗储层，二是成岩作用导致的低孔低渗储层。储层见到良好油气显示但对储层物性识别不准是造成油层和干层解释混乱的主要原因。

高泥质含量储层见良好油气显示，主要有3个方面原因：(1)砂层泥质含量高，均匀充填粒间空隙，导致孔喉变小，增大毛细管力，阻碍油气运移，使得储层流体中残余油饱和度相对较高；(2)高岭石、伊利石等泥质填隙物对油气具有一定的吸附性，使得储层流体中残余油饱和度相对较高；(3)烃类物质主要存在于泥质胶结物中，岩屑上返过程受钻井液冲洗影响小，反而会保留更多的烃类物质，造成“好显示”假象，对以岩屑为载体的地化、扫描等影响尤为明显。

成岩作用导致的低孔低渗储层见良好油气显示，主要原因为地层储层埋藏深，成岩压实程度高，导致储层低孔低渗，储层孔喉较小，毛细管力大，造成储层中残余油饱和度较高。

1.2 储层含水性识别不明

在非油气运移指向区见到良好油气显示时，误将含油水层解释为油层；在油气运移指向区见到较差油气显示时，误将油层解释为含油水层。

非油气运移指向区含油水层见良好油气显示原因为储层砂体发育，物性条件较好，为优质的油气运移通道，但油气充注能力差，导致显示良好。油气运移指向区油层显示差的原因主要为构造区位于富烃凹陷之间，油源充足，但油品差，油质重，钻进时钻速快，岩屑捞取不准，导致见到的油气显示差，多出现在探井浅层。

1.3 录井解释厚度与实际厚度偏差大

录井作业现场岩性归位是以岩屑为基础，结合气测曲线、钻井参数以及油气显示对岩屑进行归位。目前岩屑录井目的层段1 包/5m，受钻井液、井径、排量、钻速、迟到时间等因素的影响，相邻岩屑往往差别不明显，难于区分；在中浅层段成岩性差，钻速快，砂泥岩可钻性类似，钻井参数很难准确反映地层岩性；而气测录井常常受钻速、排量、井径、迟到时间等因素的影响，气测曲线半幅点很难准确匹配地层岩性，往往造成录井解释厚度与实际厚度存在较大偏差，尤其是显示层段，导致录井、测井显示厚度差异化明显。

2 提高录井解释符合率的措施

录井解释工作需要对各项录井项目进行综合分析，单纯依靠一种方法进行录井解释是片面的。钻前资料分析及油气运移优势指向区判断是为了解地质背景，优选邻井并制定作业预案，防止错误判断油气显示，造成录井资料的缺失，保证录井资料质量是录井解释的前提。为提高现场录井解释准确性，需要对邻井气测特征、荧光显示特征、地化热解值和谱图形态等资料综合分析，以确立储层流体性质。另外，笔者通过统计渤海油田含油气性及厚度等资料，创建了含油系数公式，实现对储层的定量判断，为现场录井解释验证提供了一定的依据。同时，根据现场作业经验，将渤海油田现场录井资料解释过程进行总结，建立了录井现场快速解释流程图(图1)。

图1 现场快速解释流程图

2.1 气测类比分析法区别油层和干层

气测值大小能够半定量反映地层含油气丰度，在厚度一致的情况下地层含油气丰度越高，气测值越高。综合分析气测数据，总结不同区块、不同层位油层、干层的气测特征，利用类比分析法进行快速录井解释。

2.1.1 分析邻井资料并选取合适阈值

根据地层沉积成层原理，任一沉积相在时空上均有一定的展布范围和相对稳定性，即岩性、物性、含油气性在一定范围内具有一定的相似性[2]。因此，在解释过程中，充分分析邻井气测资料，对相同层位、相同油组的油层进行横向类比分析,选取合适的油层阈值。在实钻过程中，可以利用邻井油层气测数据选取合适阈值进行快速分析解释。

2.1.2 实钻纵向气测值类比分析

由于干层含油气丰度远远小于油层，在相同层位、相同沉积环境、相同钻井液体系条件下，低孔低渗储层气测值、C1/厚度值会小于油层[3-4]。因此，在实钻过程中，选择合适对比层，进行纵向对比分析，可以进行快速解释。如区域内PL-2井与KL-2井油层与干层的Tg值、C1值区分明显，利用C1/厚度在一定程度上可消除厚度的影响，使干层与油层区分更加明显(图2)。

图2 PL-2井与KL-2井气测对比

2.2 特征法定性识别储层流体性质

岩屑是钻井过程中唯一能够真实反映地层信息的实物，岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的手段，以岩屑为载体的荧光录井、地化录井等录井方法是作业现场进行油气水快速解释最根本的手段。油层与含油水层以及水层各项录井特征区分明显，而油层与干层的区分一直是现场解释的难点。通过对岩屑荧光、岩屑地化特征等横、纵向类比分析，从细微处找差别，区分干层与油层[5-8]。

2.2.1 岩屑荧光定性判断油层和干层

(1)高泥质含量导致的干层与油层的区别特征：油层砂岩明显，具有油脂感，荧光主要集中在砂岩颗粒上，亮度高，面积大；干层胶结物含量明显多于油层，无油脂感，荧光主要集中在胶结物上，亮度一般较低(图3)。

图3 BZ-6井油层与干层(高泥质含量)岩屑荧光对比

(2)成岩压实作用导致的干层与油层的区别特征：油层含砂岩明显，颜色较深，具有油脂感，荧光集中在砂岩颗粒上，亮度高，面积大；干层所含砂岩呈明显“水沙”特征，无油脂感，亮度低(图4)。

图4 KL-2井油层与干层(成岩压实作用)岩屑荧光对比

2.2.2 地化录井方法识别储层流体性质

(1)高泥质含量导致的干层与油层地化录井区别特征：从PL-3井油层与干层地化特征对比可以发现其差异很小。这主要是由于烃类物质保存在胶结物中，受钻井液冲洗影响较小，反而会保留更多的烃类信息，使干层显现出“好显示”的假象，使得干层和油层在谱图形态上难以区分[9](图5)。考虑到干层泥质含量高，其地化特征应该更偏向于烃源岩，即裂解烃量S2值偏高，所以通过裂解烃量S2与液态烃量S1之比(S2/S1)可以有效判断干层与油层。

图5 PL-3井油层与干层(高泥质含量)地化热解及轻烃谱图特征对比

(2)成岩压实作用导致的干层与油层地化录井区别特征：由于孔隙度极小，残余油饱和度相对较高，地化谱图特征与油层形态相似，但其值差异较大，油层热解产油气潜量Pg及轻烃峰值均大于干层热解产油气潜量Pg及轻烃峰值(图6)。

图6 KL-2井油层与干层(成岩压实作用)地化热解及轻烃谱图特征对比

(3)油气运移优势指向区储层地化特征：正构烷烃表现为组分不全，由于含水饱和度较高，可动水较多，生物降解特征明显，常常表现为基线隆起，由此可以区分储层含水性(图7)。

图7 BZ-7井油层与含油水层(高孔低渗)地化热解色谱特征对比

2.3 含油系数公式定量判断

研究表明，在同一油水系统中，储层的单层厚度及砂泥比对该储层的物性存在着一定影响。根据所钻遇储层的全烃量及单层厚度等系列参数，通过数学拟合，创新建立了含油系数δ公式，明确了储层含油气性与地层厚度的关系。通过对含油系数的求取，根据δ值的大小及所处区间，实现定量判断储层内部含油气情况，可以辅助现场录井解释决策，其公式如下(其中，全烃量=C1+2C2+3C3+…+nCn)：

将已知储层含油气性和储层厚度作为数据基础，应用拟合方法确立其相关性，实现对未知储层含油气性的定性判断，将表观概念数据化，是渤海油田录井解释向数字化方向发展的创新。通过渤海油田20口井共998层验证标定，归纳总结出定量解释标准如下：对于同一油水系统，δ值越大，含油气性越好。一般情况下：δ>3，为油层；3>δ>2，为油水同层；2>δ>1，为干层；1>δ>0.5，为含油水层；δ<0.5，为水层。

3 实例分析

本文选取PL-4井2 663～2 740 m井段(馆陶组)进行分析。

通过对PL-1井、PL-5井等邻井资料进行分析，在馆陶组存在多套由高泥质含量导致的低孔低渗含油储层，岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂岩以及细砂岩，泥质含量大部分在40%以上，气测全烃大部分在3%～10%之间，荧光面积为5%～10%；油层岩性为细砂岩，泥质含量低，气测全烃为5%～20%，荧光面积为10%～20%。

PL-4井2 663～2 740 m井段录井油气显示活跃，气测全烃为6.41%～18.41%，组分齐全，异常倍数高，荧光面积为5%～20%。2 679～2 683 m井段岩性为细砂岩，砂岩明显，泥质胶结物含量较少；气测全烃达到该井段最高值18.41%，异常倍数15倍左右，组分齐全；荧光面积为该井段最高值20%，亮度高，主要集中在砂岩颗粒上，A/C反应中速；地化录井岩石热解分析参数较高，Pg为2.644 mg/g，正构烷烃组分齐全，为C12-C32，标志化合物分辨清晰，色谱曲线基线较平直，具有油气混合峰，轻烃可检测到C7。综合以上分析，结合邻井区域资料，该井解释为油层，故选取该层为“纵向对比层”。

以“2 680～2 685 m”为“纵向对比层”，分别对2 665～2 670 m、2 675～2 680 m、2 685～2 690 m、2 715～2 720 m、2 725～2 730 m、2 735～2 740 m井段进行荧光显示及地化热解色谱图纵向分析对比(图8)，结果表明：2 675～2 680 m岩性、气测全烃、荧光特征均与2 680～2 685 m“纵向对比层”相似；2 685～2 690 m气测值为15.73%，与2 680～2 685 m“纵向对比层”相似，但是岩性泥质胶结物含量明显增加，荧光显示明显变差；其余各层泥质胶结物含量均比2 680～2 685 m“纵向对比层”多，气测值较低，荧光显示差。

图8 荧光显示与地化热解色谱图分析对比

2 665～2 670 m正构烷烃组分不全，测量值小，为含油水层特征。2 670～2 675 m正构烷烃组分齐全，为C12-C32；标志化合物分辨清晰，基线稍微隆起，存在油气混合峰，与标准油层相似，为油层特征。2 685～2 690 m正构烷烃组分齐全，为C12-C32；基线隆起，含水特征，存在油气混合峰，为含油水层特征。2 715～2 720 m正构烷烃组分齐全，为C12-C38，主峰碳后移，基线隆起严重，含水特征，不存在油气混合峰，为干层特征。2 725～2 730 m正构烷烃组分基本为直线，水层特征。2 735～2 740 m正构烷烃组分齐全，为C12-C38，主峰碳后移，基线隆起严重，含水特征，不存在油气混合峰，为干层特征。

综合以上分析，该井段储层初步录井解释结论为： 2 663～2 667 m为干层；2 670～2 677 m为油层；2 679～2 683 m为油层；2 685～2 687 m为含油水层；2 718～2 720 m为干层；2 726～2 729 m为水层；2 737～2 740 m为干层。

对该井段含油储层进行含油系数δ验证，见表1。

表1 PL-4井含油系数δ解释表

综合以上所有分析，对该井段含油储层进行解释：2 663～2 667 m为干层；2 670～2 677 m为油层；2 679～2 683 m为油层；2 685～2 687 m为含油水层；2 718～2 720 m为干层；2 726～2 729 m为干层；2 737～2 740 m为干层。与最终测井解释基本吻合。