气测录井资料应用拓展

2023-11-25孙凤华

石油地质与工程 2023年6期

关键词：气测钻遇小层

孙凤华

(中国石化河南油田分公司油气勘探管理部,河南南阳 473132)

气测录井是一种通过在井口连续实时检测钻井液烃类气体含量及成分判断储层流体性质的录井技术,以实时、灵敏、快捷、人为因素少等优势受到重视。气测录井资料蕴含了大量的地层信息,主要应用于油气显示识别与评价,拓展其应用空间能够充分发挥其价值。

1 应用气测录井资料辅助地层对比

1.1 辅助建立地质剖面

准确的地质剖面是地层对比的基础,而新钻井技术特殊的破岩方式、井身结构导致岩屑细碎呈粉沫状,岩屑床的存在及破坏岩屑床所采取的措施使岩屑混杂、岩性识别困难、地质剖面不准确,应用气测资料能够辅助恢复地质剖面。

1)钻井新技术对气测录井资料影响较小。气测全烃资料为连续的检测资料,其中气测C1资料不受钻井液有机添加剂影响,PDC钻头的应用也不影响气测资料,大斜度井、水平井等特殊井身结构对其影响也较小[1]。

2)不同地层可钻性及含烃量不同。由于砂岩油气显示层、油页岩层、煤层、泥岩、非显示层砂岩所含的烃类物质不同、可钻性不同,气测分析值及组分相对含量不同,因此,气测全烃曲线形态及组分分析值间接地反映地层的岩性。

3)不同岩性在气测资料中的响应特征不同。一般情况下,砂岩油层气测呈高值,钻时呈低值;油页岩地层组分齐全近似油层,但钻时呈高值;煤层气测异常明显但组分主要是C1,钻时呈极低值;非显示层气测呈低值或气测异常明显但组分仅有C1组分[2]。

4)应用实例。W3-1井是一口大斜度滚动探井,钻速一般为0.7～1.5 min/m,由于所在井区地层成岩差,使用PDC钻头钻进时岩屑呈糊状,现场识别岩性困难,采用颜色+手感识别岩性后,再利用钻时+气测全烃对剖面进行恢复,建立的岩性剖面与完井测井曲线吻合度高,系统误差小于1.0 m;现场随钻精细对比确定的小层号与利用测井曲线精细对比确定小层号一致。

1.2 应用气测曲线形态进行地层精细对比

1.2.1 可行性

储层岩性物性不同、沉积韵律不同,烃类含量不同,气测分析值不同,气测曲线形态特征也不同。相邻井同一地层储层岩性、物性、沉积韵律、油源、油质相同或相近,在气测录井曲线上也表现出相同或相似的形态特征。砂泥岩剖面泥质胶结地层,储层流体对电阻率贡献权重相对较大,而气测曲线主要反映储层含烃性,因此气测曲线与电阻率曲线形态特征相似度也较高。

1.2.2 现场应用

曲线形态对比是利用钻时曲线、全烃曲线及组分曲线的纵向序列特征,通过图形模式识别后进行不同井剖面的对比。Z1316井是一口三靶心大斜度定向采油井,预测钻遇最低油层为Eh3Ⅰ31小层,底界深度2 691.00 m,完钻井深2 736.00 m。选择剖面完整、测录井响应特征明显的邻井Z1314井为对比参照井,选择Eh2Ⅲ94小层、Eh2Ⅲ10层、Eh2Ⅲ11层、Eh3Ⅰ1层、Eh3Ⅰ2层为对比标志层,Z1316井实钻气测C1曲线与Z1314井电阻率曲线、气测C1曲线对比性良好,通过精细对比确定Z1316井Eh3Ⅰ31小层底深为2 641.00 m,按照“钻穿设计最低目的层底界后留45 m口袋(斜深)完钻”的完钻原则,实际完钻井深为2 686.00 m;与设计完钻井深相比,节约钻井进尺50.00 m,完井后电测对比结果与随钻跟踪结果一致。

1.3 应用气测分析值进行地层对比分析

1.3.1 应用气测异常值判断实钻地层层位

气测全烃值是地层含油气量、地层孔隙流体压力及地层孔渗性的综合反映。处于同一圈闭同一小层的相邻井储层流体性质、物性、地层孔隙流体压力接近或一致,在钻井液性能相近的情况下,同一小层的气测全烃值应一致或接近,如果全烃异常值相差较大,即使测井曲线形态相似,也不能确认为同一小层。

V41井是一口新完钻井,设计目的层为Eh2Ⅱ15层。选择地层相对完整、小层特征明显、各小层埋深经过多种资料证实且没有争议的邻井V42井作为对比参照井,应用测井曲线进行地层精细对比时,发现V41井9号油气显示层测井曲线形态与V42井Eh2Ⅱ15层、Eh2Ⅱ181小层形态均相似,通过测井资料对比将其判断为15层或181小层均合理,而对比分析两井气测资料时发现V42井Eh2Ⅱ15层的气测全烃值由0.125%上升至10.054%,而V41井9号油气显示层的气测全烃值由0.150%上升至0.860%,两者气测全烃值差异极大,因此,判断V41井9号油气显示层为Eh2Ⅱ181小层。

1.3.2 应用组分差异辅助识别地层

一般情况下,C1相对含量由高到低、原油密度由低到高,油质则由好到差。相邻井同一小层油质一致,气测组分相对值应一致或接近;不同小层油质有差异,气测组分相对值也存在着差异;部分地区存在着特殊气测组分的显示层,这些显示层不符合正常气测组分特征,具有自身特殊的组分特征[3-4],利用这些特征进行对比,简单快捷,同时,选择其作为对比标志层,能够解决部分岩性、电性差异小、断层较多、地层破碎等复杂区块的对比问题。对SG区块部分井层气测组分分析可以发现,X32井的Eh3Ⅳ14-5小层与X24井的Eh3Ⅳ14、Eh3Ⅳ15小层,气测组分均呈C1

表1 SG区块部分井层气测组分

1.3.3 应用邻井注水压力异常层判断新钻井层位

不同地层的孔隙流体压力不同,但位于同一圈闭同一地层的相邻井之间地层压力一致或相似,岩性、物性也一致,在密度接近的情况下,其气测值也应相近,因此,可以利用气测值与邻井对比判断地层层位。高压注水容易形成地层异常高压,钻遇高压层时,气测将出现异常高值,结合邻井注水层位,判断地层层位,将其作为对比标志层进行对比,简单快捷。

1.4 应用气测资料辅助地质导向

由于地质状况复杂多变以及不同测量系统存在着测量误差,尽管在水平井钻前已对地下地质情况做了深入研究,但是设计与实钻结果的差异是客观存在的[5];且水平井设计只提供几何靶点及相应要求,而地层纵向上存在非均质性,因此,水平井钻进时需进行地质导向,以确保其轨迹在预定目的层中。

1.4.1 利用气测资料进行地质导向的必要性

目前水平井地质导向主要是应用近钻头随钻测井资料进行导向,通过旋转导向工具控制轨迹,但是其价格高昂,不适应于低品位低效区。目前大部分地区仍使用MWD+螺杆控制轨迹,利用MWD的随钻自然伽玛资料和录井资料进行地质导向。由于随钻伽玛资料品质相对较差,和MWD井斜一样存在测量“盲区”,气测录井资料必要时可以停钻循环测量,消除迟到时间带来的影响,解决这一“盲区”给地质导向带来的困难,并判断已钻地层随钻自然伽玛资料和井斜资料的可信度,结合区域邻井资料和实钻资料,准确判断钻头在地层中的位置,及时调整轨迹。

1.4.2 气测资料在地质导向中的主要作用

1)确定不同对比标志层实钻深度。通过地层对比确定不同对比标志层的斜深,结合井斜资料确定钻遇标志层时的三维坐标,再利用“厚度法”、“标准层法”、“完善微构造图”预测目的层产状及着陆深度[6]。

2)判断着陆深度。一般钻遇水平井目的层时,气测值会快速上升、钻时下降,据此可以判断着陆深度。

3)判断钻遇夹层或顶底板。一般钻遇顶底板时,钻时上升幅度较高、气测快速下降;钻遇夹层时,钻时上升幅度较低,气测下降幅度较低。

2 气测资料在井控监测中的应用

井控贯穿勘探开发全过程,气测录井是做好钻进井控的重要依据。当地层中的高压流体进入钻井液时,全烃含量及组分含量发生变化,依据全烃值及钻井液密度能够估算地层压力,从而调整钻井液密度。

2.1 钻时-全烃监测压力异常

钻时(微钻时)反映地层可钻性,间接反映地层孔渗性,钻时突然变低,可能钻遇孔隙性储层或裂缝、缝洞储层,也可能为高压层或井漏层,及时进行地质循环,分析气测全烃值变化能够及时发现异常,并采取措施[7]。

2.2 “单根峰”监测压力异常

钻遇油气层后,受接“单根”时抽汲作用的影响,形成“单根峰”;地层压力越高,“单根峰”值越高。通过监测“单根峰”值的情况可以知道钻井液柱压力是否能够与地层压力平衡,为钻井液密度的调整提供依据。B124-7井是一口滚动探井,1 567～1 582 m、1 595～1 612 m井段气测全烃值分别由6.665%升至24.513%、7.732%升至48.785%,现场录井随钻解释为油气层,因此及时向井队发出压力异常通知,钻井队观察后于井段1 628～1 712 m处及时将钻井液密度由1.16 g/cm3提高至1.27 g/cm3;在钻井液加重过程中,井深1 622、1 632、1 641、1 650、1 660 m处“单根峰”气测值分别为96.353%、91.350%、93.602%、89.350%、87.948%,同时气测基值由 6.665% 升至30.359%后又将至20.339%;钻井液密度提高以后,气测“单根峰”气测值逐渐下降,气测基值逐渐稳定在12.178%左右,顺利钻至1 815.00 m完钻(图1)。

图1 B124-7井录井资料

2.3 计算油气上窜速度

起下钻(短起下钻)以后,及时计算油气上窜速度与上窜高度,能够为下次起下钻及测井、下套管等作业的安全状态提供依据。

3 气测资料在地质研究中的应用

3.1 辅助开展致密砂岩水平井压前评估

目前致密砂岩油气藏普遍采用长位移水平井+体积压裂方式开发,由于地层存在非均质性,不同井段物性、含油气性不同,导致岩屑录井显示、气测异常显示不同,通常地层压力较高、物性较好的井段气测异常值较高,不含油气或物性差的井段气测异常值低,因此,可以能够利用气测资料开展压前评估,并优化射孔压裂井段。

AP2HF井水平段气测全烃曲线与声波时差曲线、孔隙度曲线也具有极好的相似性:高声波时差、高孔隙度的井段对应全烃曲线高值,反之低声波时差、低孔隙度的井段对应全烃曲线低值;也就是说,在岩性一致的情况下,物性对气测全烃值起决定性作用。因此,可以利用气测全烃曲线判断不同水平段地层物性的相对好坏,为压裂选层选段提供依据。

3.2 辅助识别断点

断层是断块油藏成藏的主控因素,钻遇断层以前,储层因缺乏遮挡而没有成藏,通常表现为没有气测异常或气测异常为水层特征;钻遇断层后的第一个储层,由于钻井轨迹位于断块圈闭最高部位,通常能够发现油气层,对应气测也出现明显异常,因此,可以利用气测资料判断断点位置。

近年来,NY凹陷、BY凹陷新钻井的含油面积较小,且含油带较窄,油气层分布在断层下盘近断点处。分析断块油藏资料发现,所有油层均有气测异常,第一个气测异常层最接近断点位置,据此初步判断出各井断点位置,再结合电测曲线、各显示层的岩性、厚度进行精细对比,确定各井断点位置及断距。

3.3 预测油质

储层中油气性质不同,试油试采开发方案也不同。油质不同,气测值及气测组分不同。依据气测值高低、气测组分构成资料不仅可以判断储层中烃类物质是气还是油,还能定性地预测储层原油油质。BY凹陷的稠油层(重质油层)气测分析具有气层的响应特征,除气测全烃呈高值外,气测组分仅有C1或微量的C2组分;而普通“黑油”油层,气测组分齐全。稠油层(重质油层)与普通“黑油”油层之间,则随着原油黏度(密度)降低,气测组分出峰数增加,C1值与全烃值的比值下降;凝析油层与普通“黑油”油层之间,则随着原油黏度(密度)降低,气测组分出峰数减少,C1值与全烃值比值上升。

除了利用气测组分出峰数及C1与全烃比定性判断油质外,国内录井界也在利用气测资料定量判断油质方面做了积极的探索。张振波等[8]在渤海潜山地层以FLAIR录井数据为基础,建立烃类组分比值图版法、流体指数法、星型图-条状图组分快速分析法三种解释方法;张博文等[9]结合油田历史流体资料,建立了基于气测录井资料的渤海P油田单一油气层原油API预测方法,这些方法在试验评价中均体现出独特的优势。