高庆奇
中国石油大庆钻探工程公司地质录井二公司
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-01-20
网络出版日期: 2018-03-25
版权声明: 2018
作者简介:
作者简介：高庆奇 工程师,1965年生,2009年毕业于中国石油大学资源勘查专业,现在大庆钻探工程公司录井二公司综合录井二部任责任工程师,从事新技术录井质量管理、新技术推广及研究工作。通信地址:138000 吉林省松原市青年路789号地质录井二公司。电话:(0438)6224932。 E-mail: 447525414@qq.com
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摘要
针对水平井岩屑遭受钻井液污染、导致常规录井无法准确划分显示级别的问题,引进了水平井地化录井技术。在论证可行性方案的同时充分考虑到直井与水平井的差异,突破传统思维模式,并且围绕岩屑污染排除方法、样品分析方法及建立水平井评价方法开展工作。通过现场实验摸索出了用40目粒度筛筛洗岩屑能有效排除钻井液的污染,对发现油气显示起到了重要作用;采用混合样分析的方法解决了挑选岩屑样品难题,同时避免了其中烃类的大量逸散;在与同区域多口直井资料对比的基础上,建立了吉林探区让字井地区泉四段水平井地化录井评价方法。该方法准确率较高,通过实际应用收到了较好效果,为今后地化录井技术的发展奠定了基础。
关键词：
吉林探区水平井地化录井技术的开展始于2012年,为了保护水平井井壁而加入多种润滑剂,特别是大量沥青的加入,导致岩屑呈现黑色、染手、荧光显示连片,难以应用气测录井、地质录井识别真假油气显示。考虑到地化录井具有定量分析等特点,甲方决定应用地化录井技术[1],期待在排除钻井液污染和识别真假油气显示方面发挥一定的作用。目前地化录井项目主要包括岩石热解分析、热解气相色谱分析、轻烃分析。岩石热解分析能够定量检测样品中的含烃量,判别原油性质,识别真假油气显示,评价储集层性质;热解气相色谱分析通过检测C7-C33之间液态烃分布状态,能够定性识别含油显示、根据谱图形态定性判别储集层性质;轻烃分析检测的是C1-C9之间的天然气成分和汽油馏分,它不受钻井液中重烃的干扰,能发现真正油气显示,依据谱图形态定性判别储集层性质[2]。
结合上述钻井液的性质、岩屑细碎的特性及地化录井仪器各自特点的基础上,研究认为要做好水平井地化录井工作,必须解决两个问题:一是岩屑污染问题;二是解释评价问题。本文就这两方面问题在吉林探区让字井地区泉四段展开了细致的现场工作,收到了预期效果。
让字井地区位于吉林省松原市乾安县境内,距离乾安县城东10 km左右。构造位置为松辽盆地中央坳陷区长岭凹陷乾安构造东翼,总体呈现南北走向的长轴背斜,断层较发育,构造圈闭条件较差。泉四段沉积时期发育三角洲沉积体系,砂岩单层厚度一般3~5 m,以粉砂岩、泥质粉砂岩与泥岩互层为主,埋藏深度1 500~2 200 m,沉积厚度90~120 m,其上部覆盖青一段厚层黑色泥岩,既是很好的盖层又是良好的生油层。油藏类型以岩性油气藏为主,储集层物性条件较差,属于低孔隙度、低渗透率储集层。砂岩含油显示级别多为油迹-油斑级。
从该区2006-2016年20口井试油情况看,初次产油只有0.04~12.29 t/d,含水率0.34%~100%,平均含水率达82.5%。这种情况下,要想在低孔隙度、低渗透率储集层获得理想产能,只有通过增加采收面积来实现,由于打水平井是目前最有效的手段,而水平井岩屑的特殊性要求地化录井提出相应的应对措施,且水平井岩屑污染问题也亟需解决。
钻井液污染的排除主要是通过对岩屑进行筛洗来实现,筛洗过程中要加入适量的洗涤剂,关键是选择合适目数的标准粒度筛[3]。选择原则是:①筛出的岩屑颗粒大小要均匀,砂岩含量要多,泥岩碎屑含量要少;②岩石热解S1、S2值要尽量与地区性直井分析数据相近,或符合地区性规律。
现场配备了5~120目7种不同规格的标准粒度筛,分别对岩屑进行筛洗,结果表明采用40目粒度筛即可筛出符合要求的岩屑(图1)。
进一步选择2包岩屑,分别用8目、40目、60目3种相邻目数的粒度筛进行筛洗,然后进行岩石热解分析(表1)。分析结果表明,8目筛选的岩屑分析值很低,其中样品1液态烃S1和裂解烃S2分别只有0.44、0.68 mg/g;40目和60目筛选的岩屑分析值较8目的高,二者液态烃S1比较接近,但裂解烃S2相差很大。60目筛选后泥岩碎屑增多,造成裂解烃S2急剧增加,影响评价结果[4]。所以岩石热解分析也证明了用40目筛所筛洗岩屑是合适的。
表1 不同粒度岩石热解分析数据对比
| 样品 | 目数 | S1/(mg·g-1) | S2/(mg·g-1) |
|---|---|---|---|
| 8 | 0.44 | 0.68 | |
| 1 | 40 | 1.31 | 1.45 |
| 60 | 1.27 | 18.27 | |
| 8 | 0.50 | 0.96 | |
| 2 | 40 | 1.03 | 2.01 |
| 60 | 1.15 | 11.15 |
尽管用40目粒度筛所筛洗的岩屑代表性好、分析数据真实,但因其岩屑细小,无法像直井那样挑选代表性样品。如果要挑选代表性样品,既费时、又费力,长时间挑选样品会造成烃类大量散逸,还会跟不上钻井进度,影响资料解释评价。所以针对水平井细碎岩屑必须采用砂岩泥岩混合样分析[5]。
经过筛洗后的细碎岩屑,其颗粒与颗粒之间饱含水分,如果直接上机分析会造成仪器灭火,影响分析进度,需要对岩屑略作烘干处理再进行分析[6]。
此外,岩石热解一般要求样品质量100±2 mg、热解气相色谱分析样品质量30±2 mg。由于水平井地化分析的是混合样,其岩屑细小,经过二次清洗后已经造成了烃类损失,出峰幅度较低,尤其是热解气相色谱分析,谱图幅度太低容易造成误判。实验表明,水平井岩石热解分析样品质量150±2 mg、热解气相色谱分析样品质量50±2 mg比较合适,可减少烃类损失造成的影响。筛洗干净后的岩屑分析谱图(图2)形态完好、真实,不会造成分析结果的误判。
水平井岩屑本身就细碎,在井筒中经过钻井液的冲刷已经造成了其中烃类损失,再经过细致的筛洗会造成烃类的二次损失,加之泥岩碎屑的影响会造成S2增高,致使原油性质出现偏差,所以沿用原有直井的评价标准不合适,必须建立适合水平井的评价方法[7]。为此,首先以吉林探区乾安让字井泉四段资料为依托,再以该区直井评价方法为基础,最终通过直井与水平井分析参数的对比建立水平井评价方法。
为了建立水平井解释评价标准,统计了该区10口直井67层,以及4口水平井50层的荧光-油浸级岩石热解分析数据,按照不同显示的级别各项分析参数的平均值进行统计分析(表2)。
表2 直井与水平井岩石热解分析数据对比
| 级别 | 直井 | 水平井 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| S1 mg·g-1 | S2 mg·g-1 | Pg mg·g-1 | S1/Pg | S1 mg·g-1 | S2 mg·g-1 | Pg mg·g-1 | S1/Pg | |
| 荧光 | 1.14 | 1.02 | 2.16 | 0.528 | 0.51 | 2.20 | 2.71 | 0.188 |
| 油迹 | 2.17 | 1.49 | 3.66 | 0.593 | 0.90 | 3.28 | 4.18 | 0.215 |
| 油斑 | 3.45 | 2.42 | 5.87 | 0.588 | 1.42 | 3.01 | 4.43 | 0.321 |
| 油浸 | 4.93 | 3.48 | 8.41 | 0.586 | 2.37 | 3.13 | 5.50 | 0.431 |
通过直井与水平井分析数据的对比发现,直井中S1、S2、Pg均随着显示级别增高而增大,而S1/Pg变化幅度很小, 与同一层位原油性质相对稳定相符。水平井中S1、Pg、S1/Pg均随着显示级别增高而增大,而S2变化规律不明显,这是由于混合样中泥岩碎屑所致,它不但影响S1同时也影响S2,对S2影响最大。从分析结果可以看出,显示级别越低泥岩碎屑越多,对S2影响就越大[8]。
基于表2数据建立了直井S1与S2(图3)、直井S1与水平井S1相关关系(图4)。从相关曲线看,直井S1与S2有很好相关性,r2达到0.992 7;而直井S1与水平井S1的r2达到0.982 3,同样也具有很好的相关性。由此可见,水平井S1分析值是细碎砂岩的较真实反映,它受泥岩的影响很小。
利用直井S1与水平井S1之间的相互关系,将直井评价图板(图5)各个参数点沿着纵坐标S1方向向上或向下平移;横向上S1/Pg是代表原油性质的物理量,不管岩石颗粒大与小,同一层位原油性质基本相近,横坐标是可以不用改变的。但事实上由于泥岩碎屑使S1/Pg也受到影响,对横坐标也要调整,这样建立起来的水平井评价图板更具有实际意义[9]。
上述直井评价图板是根据10口井、20层试油资料,以S1/Pg为横坐标、以S1为纵坐标建立的,图板精度达到95.0%。因为该区试油结果都是油水同层和水层,所以建立的图板只有两个区域。
结合表2数据可知,直井S1与水平井S1的比值在2.08~2.43之间,平均2.3左右;直井S1/Pg与水平井S1/Pg的比值在1.36~2.8之间,平均2.18左右。因此,将直井图板中纵坐标数据除以2.3,横坐标数据除以2.18,建立水平井评价图板(图6)。
为验证水平井评价图板的可行性[10],将该区20口试油的水平井S1、S1/Pg的平均值(水平井试油都是大段合试)点落到图板上,发现20口试油井有2口井水层落到油水同层区,试油的20层中18层符合,其精度为90.0%。随着该区试油井的增多还可对图板进一步改进,使之更加完善。
通过水平井评价图板的建立过程及与试油结果的对比,表明图板精度较高,具有实际应用价值。由此形成了吉林探区乾安让字井地区泉四段水平井评价标准(表3), 其中热解色谱、轻烃都是依据满屏量程20 mV为最高点来确定的。
该评价方法是在同一个地区、同一个层位建立起来的,而不同地区、不同层位都有很大区别,所以其他地区的评价标准要重新建立。
该井自1 715 m开始入窗,至井深2 686 m,总厚度971 m,录井见油气显示层32层,厚度608 m,占录井厚度的62.62%,其中油斑显示5层/79 m、油迹显示13层/341 m、荧光显示14层/188 m。
该段对应岩石热解分析S1平均值为0.13 mg/g、S1/Pg为0.23;热解气相色谱谱图整体幅度很低,主峰幅度最高值仅为井深1 770 m的10 mV,峰体形态很不饱满,绝大多数呈现水层或干层特征;轻烃谱图整体幅度较低,轻质组分缺失较严重,个别幅度较高,C7H16峰高幅度超过20 mV的只有10余个,轻烃谱图整体呈现出氧化油或水淹水洗特征。该段地化解释含油水层7层/235 m、水层22层/330 m、干层3层/43 m,以含油水层和水层为主(图7)。
该井试油井段1 753~2 633 m,压裂后自喷产油0.24 t/d、产水11.1 t/d,试油结论为含油水层,地化解释结果与试油结果吻合(图6、图7)。
该井井深2 185 m开始入窗至井深3 375 m,总厚度1 190 m,录井见油气显示层22层,厚度889 m,占录井厚度的74.71%,其中油斑显示10层/672 m、油迹显示11层/195 m、荧光显示1层/22 m。
该段对应岩石热解分析S1平均值为1.33 mg/g、S1/Pg为0.21;热解气相色谱谱图整体幅度较高,主峰幅度大多数超过8 mV,且峰体形态较为饱满;轻烃谱图整体幅度较高,轻质组分较齐全,C7H16高度大多超过7 mV。该段地化解释为油水同层9层/533 m、差油层11层/322 m、干层2层/34 m,以油水同层为主(图8)。
该井试油井段2 228~3 371 m,压裂后自喷油71.35 t/d、水67.84 t/d,试油结论为油水同层,地化解释与试油结果吻合(图6、图8)。
本文通过吉林探区让字井地区泉四段水平井地化录井技术的应用,详细阐述了筛洗法能有效排除钻井液污染,效果良好;同时采用混合样分析的方法解决了挑选岩屑样品难题,可避免其中烃类的大量逸散,该样品分析处理方法切合实际;以直井资料为基础建立该地区水平井的地化解释评价方法,解释符合率较高,实际应用效果良好。水平井地化录井技术的应用,解决了油气显示识别难题,在储集层评价中发挥了重要作用。
The authors have declared that no competing interests exist.
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