南堡凹陷东营组录井解释评价方法研究与应用

2022-01-16赵文睿

录井工程 2021年4期

赵文睿

(中国石油冀东油田公司勘探开发建设工程事业部)

0 引言

冀东油田南堡凹陷是位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部的一个次级构造单元，发育有沙三段、沙一段、东营组、明化镇组、馆陶组多套储层，其中，东营组形成于凹陷发育过程中的沉降期，各层组发育齐全，自下而上分为东三段、东二段、东一段，沉积厚度大，最大厚度超过3 000 m，沉积体系为冲积扇-扇三角洲-湖相沉积体系。近年来，常规录井技术在南堡凹陷东营组油气层勘探方面取得了良好效果，发现了许多高产油气层，显示出巨大的勘探潜力[1-2]。

随着钻井工程工艺技术水平的不断提高，机械钻速过快及大斜度钻井导致岩屑破碎严重、代表性变差，而为了保证钻井安全，钻井液中混入大量荧光添加剂，影响油气显示识别，同时东营组储层埋深相对较浅，受地层水、氧化降解、岩石骨架等影响较大，使油、水、气关系更加复杂[2]。这些问题都给油气层的发现带来了很大困难，为此通过从气测、地化、轻烃等多项录井技术资料分析入手，与试油结论相结合，研究适合南堡凹陷东营组的单项录井解释评价方法，并进行综合应用，从而提高解释评价符合率，有效地解决了东营组储层流体性质识别难题。

1 东营组录井技术概况

通过对储层特征、解释难点和各类录井技术分析，形成适合南堡凹陷东营组油气层解释评价的录井技术系列，技术间相互弥补，能准确发现油气显示，识别储层含油性及含水性，为工程决策和试油选层提供依据。

1.1 储层特征

南堡凹陷东营组东一段、东二段形成于湖盆断陷期，东三段形成于湖盆消亡期，湖盆面积在东二段时期达到最大，整个东营组为一个完整的沉积旋回[1-2]。如图1所示，统计南堡凹陷82口井的东营组薄片鉴定资料，东营组储层岩石碎屑成分以石英为主，长石、岩屑次之，岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩以及少量的岩屑砂岩。

图1 南堡凹陷东营组储层岩石类型直方图

受沉积环境的影响，东营组碎屑颗粒粒级跨度大，主要为细砂岩和中砂岩，其次为粉砂岩、粗砂岩、砂砾岩、砾岩等；分选以中等为主，但由于粒级跨度大，存在大量不等粒砂岩，分选相对较差；磨圆度中等，以次棱、次圆为主。

由于南堡凹陷东营组东一段埋深较浅，其岩石特征受沉积相影响较大，风化蚀变程度较高，压实作用和深层成岩作用较差，有利于次生孔隙和微孔隙的形成；随着埋深的增加，东三段受压实作用和深层成岩作用增加，原生孔隙减少。如图2所示，东一段到东三段储层随深度增加，物性逐渐变差，东一段物性以中孔、中渗为主，东二段物性以低孔、低渗为主，东三段物性以低孔特低渗为主。

图2 南堡凹陷东营组孔隙度、渗透率直方图

1.2 解释难点

结合上述分析，南堡凹陷东营组主要具备以下几个解释难点：

(1)东营组物性相对较好，具有较好的储集空间，但在储层含油的情况下同样存在含水的可能性，因此部分常规录井含油气显示明显的储层试油后出水，储层油水关系复杂。

(2)东营组埋深较浅，储层受地层水影响和后期改造作用影响较大，干扰电阻率的因素较多，因此存在部分低阻油层。

(3)由于地层浅、压力低，储层中的气体组分散失严重，气油比降低，导致部分油层气测异常不明显，同时南堡凹陷东营组油质较轻，油气发现困难。

(4)随着钻井不断提速，岩屑破碎更加严重，同时为确保钻井安全，钻井液中加入大量荧光添加剂，给准确识别储层含油气性带来了很大困难。

针对这些难题，对录井技术进行梳理，形成适用性强的南堡凹陷东营组录井技术系列，进行录井解释评价方法研究与应用。

1.3 录井技术系列

随着勘探开发需求日益增多，延伸出多种特色录井技术，应用的方向各不相同，通过对多项录井技术的特点进行分析，在南堡凹陷东营组优选出“气测+地化+轻烃”的录井技术系列。应用气测录井技术发现油气显示，具有连续性好、及时性高的特点；应用地化录井技术和轻烃录井技术分别进行储层含油性和含水性评价，具有分辨率高、准确性好、抗干扰能力强的特点。通过录井技术的优化配置，为油气层发现与评价提供更为有效的手段。

2 解释评价方法

2.1 气测录井解释方法

气测录井技术属于基础录井，应用最为广泛，主要通过检测从井底返回的钻井液获得C1-C5烃类信息，其解释方法经过多年的摸索研究，已经趋于成熟，但在不同地区、层位又分别具有不同特征。南堡凹陷东营组存在部分低气测异常层，因此气测录井参数值尤其是全烃值的高低不能完全有效地反映储层含油气情况[3-6]。

统计已试油的32口井东营组气测资料，通过分析气测参数与试油结论间的关系发现，其中C2/C3和湿度比Wh变化特征相对更加明显，便于现场直接、迅速地判断含油气储层。如图3所示，南堡凹陷东营组气测解释评价标准为：油层0.6

图3 南堡凹陷东营组部分试油层段气测参数散点图

2.2 地化录井解释方法

地化录井技术在南堡凹陷东营组的应用有效弥补了常规录井在含油性识别上的不足，其主要通过获得岩心、岩屑中的C13-C34烃类信息(烃含量、组成、烃分布特征等)来评价储集岩含油性，具有直接、快速、准确发现油气显示和评价油气层等特点[7-10]。确定油质类型对建立解释方法具有指导性意义，试油产原油地化资料(表1)分析表明，南堡凹陷东营组原油热解评价谱图S1明显高于S2，为两倍左右；气相色谱谱图基线平直，主峰碳集中在C16-C17，正构烷烃发育，碳数分布范围广，为典型的轻质油特征[11-12]。

表1 南堡凹陷东营组典型井原油性质特征

地化热解评价参数S0、S1、S2(单位：mg/g)，分别表征岩石中的气态烃、液态烃、裂解烃含量；Pg为总烃量(单位：mg/g)，可以表征岩石含油丰度；Ps为油气轻重比参数(无量纲)，为S1与S2的比值，可以表征原油油质，一旦原油遭受水洗或氧化降解作用，S1会大量减少且降低程度相对S2要大，Ps值相应减小。

考虑到南堡凹陷东营组油质较轻，代表液态烃含量的S1值能够反映储层轻质油丰度，因此将S1与Pg两参数耦合，形成东营组地化含油丰度参数Po(无量纲)，表征储层含油饱满程度，其函数关系为：

Po=f(S1，Pg)

归纳整理已试油的21口井东营组地化资料，应用Po、Ps两个参数建立地化录井解释图板(图4)。

如图4所示，图板分区良好，Po、Ps两参数结合能够准确反映储层含油性，优势明显。当Ps>1.3时，代表储层原油未遭受严重水洗或氧化降解，如果Po>4.0则储层含油饱满，为油层，如果21.2时，储层遭受严重水洗或氧化降解，为含油水层，如果0

图4 南堡凹陷东营组地化录井解释图板

2.3 轻烃录井解释方法

轻烃录井技术在南堡凹陷东营组的应用有效弥补了常规录井在含水性识别上的不足，其通过分析含烃样品(岩屑、岩心、钻井液)获得C1-C9的103个烃类组分，从而评价储层流体性质。由于参数量多，随着流体性质变化尤其是储层含水，其相应的敏感参数也会发生变化，在含水性识别上优势明显[13]。

C6-C7各组分均有一定含量，且包括正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳香烃等全部的烃组分类型，变化最为敏感且复杂，因此将C6-C7各组分作为重点研究对象。通过对参数的筛选，C7组分中TOL在水中的溶解度较高，nC7受氧化降解会大量减少，MCYC6最为稳定，因此将这三个参数耦合，形成东营组轻烃含水参数Qw(无量纲)，表征储层的含水性。

Qw=f(TOL，nC7，MCYC6)

归纳整理已试油的29口井东营组轻烃资料，以Qw参数为主，结合轻烃丰度建立轻烃录井解释图板。如图5所示，只要轻烃丰度>500 mV·s，储层均具有一定含油性，同时：当0.120.006且轻烃丰度<500 mV·s时，储层流体全部为水，为水层。

图5 南堡凹陷东营组轻烃录井解释图板

3 应用效果

应用上文建立的南堡凹陷东营组录井解释评价方法进行效果验证，在冀东油田南堡凹陷进行29口预探井的现场综合应用，其中已试油31层，符合25层，解释符合率为80.6%，解释评价效果良好。

以南堡凹陷NP-5井为例，分析录井解释评价技术在南堡凹陷东营组的应用效果。NP-5井位于黄骅坳陷南堡凹陷NP 4号构造北部NP-6断块东斜坡较高部位。钻探目的为预探NP 4号构造北部NP-6断块东斜坡东三段含油气情况。该井东二段录井井段3 960.0～3 966.0 m，岩屑岩性为浅灰色细砂岩，井壁取心岩性为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，长石次之，含少量暗色矿物，次圆状，分选好，泥质胶结，较疏松，地质录井反映储层物性较好。

气测录井中气测异常明显，峰值为24.653%，组分齐全，峰基比达到10.7，尽管单看峰基比值的高低反映储层具备含油气性，但本井段气测参数中C2/C3介于1.75～2.8之间，Wh介于0.1～0.2之间(表2)，投点在水层区域内(图3)，气测解释为水层。

表2 NP-5井气测参数

同时，由表3可以看出，岩屑和井壁取心的地化参数Po普遍大于2.0，但S2远大于S1，Ps值远小于1.3，油质明显发生变化；如图6所示，井壁取心地化谱图组分齐全，基线较平直，受氧化降解程度低，但谱图峰形不饱满，并且对地化参数进行投点，落在含油水层区内(图4)，因此地化录井认为储层含油性差，应为含油水层。