吉林油田红岗地区扶余油层解释评价方法及应用

・解释评价・吉林油田红岗地区扶余油层解释评价方法及应用张　妍　罗丙昌(大庆钻探工程公司录井二公司)张妍,罗丙昌.吉林油田红岗地区扶余油层解释评价方法及应用.录井工程,2009,20(4):31～34,43摘　要　吉林油田红岗地区扶余油层具有油质轻、岩屑显示级别低、地层电阻率低、气测异常显示和岩石热解地化分析值低的特点,应用常规录井技术难于实现有效识别和准确解释评价,甚至可能漏掉油层。

针对此情况,在列举录井面临的问题及应对措施的基础上,探讨了采用气测冲淡系数法校正后的气测全烃和岩石热解地化烃类恢复系数法校正后的地化含油气总量进行油层识别与解释评价的方法,并针对该地区扶余油层的特点,给出了应用岩石热解地化含油气总量结合电测孔隙度的解释评价图板。

应用实例分析表明,采用不同录井技术结合常规录井和电测孔隙度可实现油层的有效识别与准确解释评价。

关键词　岩屑　气测　岩石热解　冲淡系数　恢复系数　电测孔隙度　油层　解释评价　张妍　工程师,1971生,2002年毕业于吉林大学石油地质勘查专业,现在大庆钻探工程公司录井二公司质检站工作。

通讯地址:138000吉林省松原市吉林油田录井公司。

电话:(0438)6226424。

0　引　言松辽盆地南部红岗探区是近年来吉林油田勘探主战场之一。

该区自上而下发育有中上部含油气组合黑帝庙油层、萨尔图油层、葡萄花油层、高台子油层以及下部含油气组合扶余油层,油藏类型以构造油藏、构造2岩性油藏为主。

自2004年开始,红岗地区勘探目标由中上部含油气组合转为下部含油气组合扶余油层岩性油藏,并在勘探中开始全面使用PDC 钻井工艺。

由于红岗地区扶余油层油质轻、气油比低、PDC 钻井岩屑细碎[1]、砂岩可钻性差、钻时多高于泥岩等特性,导致岩屑油气显示低、气测异常低,常规录井发现和解释评价油层困难;而局部区域由于地层水矿化度异常增高(高于平均值2～5倍)、富含导电矿物(黄铁矿)等,出现了大量的油层电阻率低于水层电阻率的相对低电阻率油层,导致测井解释评价非常困难,在一定程度上影响了勘探开发进程。

1　录井面临的问题与对策吉林油田红岗地区油层原油具有中上部油质偏重(原油密度0.8504～0.9062g/cm 3)、下部油质偏轻(原油密度0.8265～0.8387g/cm 3)的特点。

该地区下部扶余油层普遍应用PDC 钻头,岩屑颗粒细碎,甚至呈粉末状,烃类散失较多,石油荧光微弱,试油证实荧光级别显示属于油层的比例高达37.8%,岩屑录井发现油气层困难。

红岗地区油层地层压力系数较低,一般压力系数不超过1,目的层上覆青山口组发育有大套烃源岩,极易造成井塌。

为稳固井壁,避免出现工程报废井,所用钻井液密度较高,一般在1.26g/cm 3以上,超过平衡状态,抑制了地层气进入井筒,气测录井很难检测到油层的渗流气和扩散气。

扶余油层气油比低,一般为39.32m 3/t ,低于气测异常的理论下限值(50m 3/t ),而且岩石可钻性差、钻时高,少量的岩屑破碎气和吸附气被钻井液稀释,同时受上覆青山口组烃源岩高气测全烃背景值的影响,使目的层全烃异常极不明显,全烃峰基比小于2的油层异常率占32.1%,甚至良好油层气测全烃没有异常显示,给录井发现油气层与解释评价带来了较大困难,造成常规录井解释评价符合率仅为58%左右。

面对上述问题,在加强岩屑荧光滴照、加密岩屑取样频次、确保岩屑显示级别分析准确[2]的前提下,重点应用气测、岩石热解地化和其他录井与测井手・13・第20卷　第4期 录井工程 段进行识别和解释评价。

同时,针对气测异常显示低和岩石热解地化烃类损失较大的情况,采用气测冲淡系数法和地化烃类恢复系数法进一步提高气测和岩石热解地化录井参数值,确保该区扶余油层的准确识别与精确解释评价,从而提高吉林油田红岗地区油层的解释评价符合率。

2　解释评价方法2.1　气测冲淡系数法除去气油比低、有较强的上覆烃源岩背景气影响等无法克服的地质因素外,气测录井异常显示低主要是钻井工程因素造成的。

由于钻井工程应用的钻井液密度较高,使地层气无法向井筒钻井液中渗入,井筒钻井液中的气体基本上以岩石破碎气为主。

这种情况下钻速快慢对气测全烃异常幅度影响尤为突出。

实际钻井过程中发现,扶余油层砂岩可钻性差,大部分油层钻时高于泥岩钻时,而实际上这些油层都是良好的渗透层,孔隙度一般为10%～17%,钻时增大降低了气测异常幅度,导致气测异常显示值低。

综上所述,必须利用钻时、钻井液排量等工程参数对扶余油层气测全烃进行校正处理,即通过冲淡系数的求取来校正全烃值。

冲淡系数是指单位时间钻井液排量与单位时间破碎岩石体积之比,在钻井条件相同的情况下,冲淡系数(E )是钻时(t )的函数。

其计算公式[3]为:正常钻进井段冲淡系数E 正=4Qt/(πD 2)取心钻进井段冲淡系数E 心=4Qt/[π(d 21-d 22)]式中　D ———正常钻进钻头直径,m ;d 1———取心钻进钻头外径,m ;d 2———取心钻进钻头内径,m ;Q ———钻井液排量,m 3/min ;t———钻时,min/m 。

校正后全烃值=实测全烃值×冲淡系数通过50多口探井、评价井的实际应用验证,一般气测全烃异常幅度由原来的1.1～2.0提高到3～10,解决了油层气测异常值低的问题,从而确保了气测录井的有效解释评价。

H 7521井2067.0～2152.0m 井段连续取心,由于钻时高,井筒中岩屑破碎气极低,气测全烃异常幅度不明显(图1),电测39号—46号层8个油层气测全烃异常幅度(峰基比)均为1.5～3.0。

通过冲淡系数校正,气测异常峰基比上升为5～10,气测异常非常明显。

依据校正后的气测全烃,其中41号层解释为油水同层,测试产油41.85m 3/d 、水22.92m 3/d ;46号层解释为油水同层,测试产油3.71m 3/d 、水1.94m 3/d 。

测试结果均与解释评价一致,其余6层虽未试油,但对比邻井对应层位也已得到证实。

图1　H 7521井综合录井图・23・ 录井工程 2009年12月 H 9021井16号和17号层,测井解释为油水同层,2155.6～2159.6m 井段校正后气测全烃异常幅度由原来的1.54上升为3.14;20号层测井解释为油层,2231.0～2237.6m 井段校正后气测全烃异常幅度由原来的6.5上升为9.3(图2)。

这3层气测均解释评价为油水同层,其中20号层试油,产油4.35m 3/d 、水6.32m 3/d ,与试油结果一致。

16号和17号层虽未试油,但对比邻井对应层位已得到证实。

图2　H 9021井综合录井图2.2　岩石热解地化含油气总量与电测孔隙度法针对红岗地区扶余油层油质较轻、岩屑显示级别低、容易漏掉油层的情况,进行了岩石热解地化录井参数特征研究,结果表明,在该地区地化录井分析值一般都很高,通常为背景值的2.5～50.0倍,应用岩石热解地化录井技术能够发现含油量极少、仅具有微弱荧光显示或者肉眼无法确认有荧光显示的油层油气异常[4]。

在应用岩石热解地化录井进行油水同层解释评价方面,由于红岗地区油层孔隙度较大,部分油层含油饱和度低,产水量大,单一应用地化参数容易导致此类油层解释失误。

为此,引入了电测孔隙度(<)参数,结合岩石热解地化含油气总量(P g )建立了解释评价图板(图3)。

一般情况下,对于岩石热解地化含油气总量相同的油层,孔隙度越高,含油饱和度越低,数据点落在解释评价图板中的位置就越靠右,为油水同层或水层的可能性也就越高,油层则相反。

图3　岩石热解地化参数(P g )与电测 孔隙度(<)解释评价图板H 158井1892～1896m 井段,电测解释为油水同层,岩屑录井为灰色荧光粉砂岩,井壁取心分析为灰色油斑粉砂岩,气测峰基比为1.9,C 1为0.6735%,冲淡系数校正后气测全烃异常峰基比为3.2,解释为气测低异常油水同层。

岩石热解地化参数S 0为0.11mg/g 、S 1为2.75mg/g 、S 2为1.92mg/g ,P g・33・第20卷　第4期 张妍等:吉林油田红岗地区扶余油层解释评价方法及应用为4.78mg/g ,电测孔隙度为16.07%,位于解释图板有利位置。

录井综合解释为油水同层,试油结果产油3.1m 3/d 、水7.43m 3/d ,试油结果与录井综合解释一致。

H 152井1750.6～1758.0m 井段,深侧向电阻率为13.44Ω・m ,深感应电阻率为8.04Ω・m ,声波时差为249.34μs/m ,电测孔隙度为13.46%,电阻率同比低于水层电性标准,测井解释为低电阻率油水同层。

该层岩屑录井为灰色油迹粉砂岩,井壁取心为灰色油斑粉砂岩,气测有明显的异常,全烃峰基比为3.04,岩石热解地化参数S 0为0.80mg/g 、S 1为5.24mg/g 、S 2为3.36mg/g ,定量荧光相当油含量为487.21mg/L ,油性指数为2.2。

各项录井指标都达到了录井油层标准,位于解释评价图板的有利位置,录井综合解释为油层。

该层试油产油25.4m 3/d ,证实为低电阻率油层。

2.3　岩石热解地化烃类恢复系数法由于PDC 钻头岩屑颗粒细碎,经过井筒内钻井液的冲刷,岩屑中烃类损失非常大[5],尤其是红岗地区扶余油层的轻质油气层,岩屑烃类损失更大。

模拟实验表明,在岩心岩屑颗粒粒径小于2mm 时,不但地化S 0+S 1损失较大,而且不易挥发散失的S 2损失也较大(图4)。

此时,油层岩屑岩石热解地化分析P g 值非常低,低于油层解释评价下限,而且S 1、S 2从原油构成分析看不成比例,造成原油性质判别失误。

因此,导致岩石热解地化解释评价效果较差,符合率降低。

图4　H 7424217井不同粒径岩心样品在50 ～60℃钻井液中搅拌40min 分析对比针对上述情况,开展了岩石热解地化烃类恢复试验,根据试验结果绘制了反映岩屑粒径与地化分析值之间烃类关系的烃类恢复系数曲线(图5)。

实际应用中可根据岩屑分析样品粒径大小,选择相应的恢复系数,对热解地化分析数据进行恢复校正。

图5　红岗地区岩屑地化分析烃类恢复系数曲线从图5可明显看出,当岩屑粒径小于2mm 时,岩屑分析的烃类损失量较大,而当岩屑粒径大于2mm 时,损失量较小。

因此,实际解释评价中,应对颗粒粒径小于2mm 岩屑的分析值进行必要的地化烃类恢复。

使用恢复后的数据进行油水层解释评价,收到了明显的效果。

红岗地区应用岩石热解地化结合气测等录井技术进行油水层解释评价,使解释符合率由58%提高到75%以上。

H 73井1925～1928m 井段,电测解释为可能油气层(低电阻率),岩屑录井为灰色荧光粉砂岩,气测峰基比为7.42,C 1为0.266%,气测解释评价为气水同层。