郭东明
, 徐长敏, 倪朋勃
中法渤海地质服务有限公司
Guo Dongming, Xu Changmin, Ni Pengbo
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
责任编辑:
收稿日期: 2018-04-27
网络出版日期: 2018-06-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介: 郭东明 工程师,1968年生,1990年毕业于大庆石油学院勘察地球物理专业,现在中法渤海地质服务有限公司从事地层压力评价工作。通信地址:300452 天津市滨海新区塘沽东沽石油新村地质路中法地质。电话:(022)66910073。E-mail:guodm@cfbgc.com
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摘要
地层对比在地质录井作业中占据着非常重要的地位,对于已钻地层的认识及下部地层的预判都有着极为重要的意义。地质人员主要是利用岩屑剖面,结合钻时、气测、岩屑颜色变化等参数进行地层对比,在有随钻测井的情况下则可利用测井曲线数据进行地层对比。但在所钻地层岩性单一的情况下,利用岩屑录井剖面进行对比时可用参数减少,难以满足对比要求。为此采用地层压力监测技术,利用dc指数、声波时差及地层孔隙压力等曲线数据对大套泥岩段地层进行了精细对比,找出了在单一泥岩段情况下,通过泥岩段内部细微参数变化来发现本井与邻井的层位关联与差异,从而为实现地质钻探目的和钻井工程安全提供有效的技术支持。
关键词：
Abstract
Stratigraphic correlation plays a very important role in geological logging operations, and it is of great significance for the understanding of the drilling strata and the prejudgment of the lower strata. Geological personnel mainly use cuttings profile, and combine with drilling time, gas logging, cuttings color change and other parameters for stratigraphic correlation. In the case of logging while drilling, log data can be used to carry out formation correlation. However, as the lithology of the drilled formation is single, the available parameters are reduced when using cuttings logging profile to make correlation, so it is difficult to meet the requirements of correlation. Formation pressure monitoring technology was used for this purpose. Using dc exponent, interval transit time and pore pressure curve data, a fine correlation of large mudstone formation was made. In the case of a single mudstone section, the correlation and difference of horizon between this well and its neighboring well are found through the variation of fine parameters within the mudstone section. It provides effective technical support for geologic drilling purposes and drilling engineering safety.
Keywords：
在钻井作业中要时刻做好实钻地质动态分析,其中比较重要的一项就是做好地层对比[1],以确定钻头钻达的地层位置。随着地层压力监测技术在高压、深层、深水钻探中的逐步应用[2,3,4],使用该技术进行地层对比也逐步成为地层对比的一个新手段;正确地描述地层压力是做好该项地层对比工作的基础,对于大段泥岩段地层,异常压力多为自源,不同时期沉积的地层在岩性、综合录井参数、测井参数等方面会产生不同的响应,而在同一时期沉积的地层应具有相似的响应[5,6]。当岩性为大套的泥岩时,利用岩性变化进行地层对比受到一定限制,则可以利用地层压力的变化进行地层对比;当环境的变化在岩性上不足以表现出来时,有可能在地层压力及其相关参数方面反映出来,使得大套泥岩的横向对比成为可能。
地层静水压力为岩石孔隙中的水体在未受阻隔、与地面通路畅通及静止情况下所产生的压力,也称为正常地层压力[7,8]。当地层岩性为砂泥岩且孔隙压力仅受地层静水压力作用时,在半对数坐标系下dc指数与深度通常呈现为直线型关系[9],称为正常压实趋势线[10]。dc指数的计算公式如下[11]:
dc=
式中:dc为校正的d指数,无量纲;t为钻时,min/m;n为钻盘转速,r/min;W为钻压,kN;db为钻头直径,mm;ρ1为地层水密度,g/cm3;ρ2为实际使用的钻井液密度,g/cm3。
排除岩性及工程等因素的影响,当dc指数走势小于正常压实趋势线时即表明了地层可能存在异常压力,可使用伊顿法计算地层孔隙压力当量密度[12,13],公式如下:
Gp=Gop-(Gop-Gnp)(dc/dcNCT)c
式中:Gp为地层孔隙压力当量密度,g/cm3; Gop为上覆地层压力当量密度,g/cm3;Gnp为正常静水压力当量密度,g/cm3;dcNCT为dc正常压实趋势线值,无量纲;c为伊顿指数,无量纲。
沉积物正常沉积压实时,随着埋深的增加声波速度加快,声波时差值减小;当发生欠压实时声波时差值增加,孔隙压力增加。可利用伊顿公式计算地层孔隙压力当量密度,公式如下:
Gp=Gop-(Gop-Gnp)(△t/△tNCT)c
式中: △t为声波时差实测值,μs/ft;△tNCT为声波时差正常压实趋势线值,μs/ft(1ft=0.304 8 m,下同)。
基于计算结果的曲线呈一定值域内的锯齿状形态,可对其每点进行平滑处理,常用如下公式:
式中:
此处理方法优点是公式形式简单实用,平滑质量较为可靠;缺点是在曲线底部由于参与平滑处理的点数变少,对曲线变化的敏感性略低,但以全井为分析对象时该影响可忽略。
随钻地层对比是一项综合性较强的工作,通常是以剖面岩性变化为对比基础,结合测井曲线、气测曲线、古生物化石等资料并与地震剖面相结合进行综合分析。在钻进过程中测井和古生物等资料有时滞后,当钻遇剖面为岩性单一的大套泥岩时,以岩性变化为主要手段的随钻对比方法将显示一定的局限性,而泥岩是地层压力监测技术的主要分析对象,在同时期的相近环境下沉积的泥岩,经过条件相近的沉积作用后,其形成的地层孔隙压力应具有相近的特征。在钻进过程中利用地层压力监测技术实时获取所钻井的地层孔隙压力数据后,将其与邻井压力进行对比,分析压力特征,即可识别钻达位置,为钻井地质动态研究提供技术支持。
A 2井是A区块上的一口重点探井,根据A 2井区物探资料及相邻区块上A 1井的实钻资料进行钻前分析,预测本井地层孔隙压力在浅层属正常压实地层,地层孔隙压力当量密度为1.00 g/cm3,在井深3 000 m以下的中深层可能存在超压现象,在实钻过程中,井段3 100~3 600 m为砂泥岩不等厚互层段,自井深3 600 m以下至古生界顶为偶见粉砂岩薄层的一大套泥岩,使用传统的剖面对比方法进行与邻井的横向对比有一定的困难。由于预测该段有欠压实的超压地层,在钻进时清楚地掌握钻头在此泥岩段中所处的位置就更加重要,必须确保技术套管下深准确,有效地分隔不同的压力系统。
A 2井上部的600~2 600 m井段,地层岩性以泥岩为主夹薄层粉砂岩、砂岩,dc指数和声波时差曲线走势平稳,地层孔隙压力当量密度为1.00 g/cm3左右,据此确定了dc指数和声波时差的正常压实趋势线斜率,见图1。
为确保更加准确地判断地层压力,保障工程安全,落实下套管深度,A 2井在钻达井深3 400 、3 848、4 098 m时进行了中途测井并在井深4 355 m中完,以此4个井深点为节点进行地层对比。A 2井地层压力监测技术成果及与邻井A 1井对比全图如图2所示。
3.2.1 井段1(3 130~3 400 m)
A 2井钻至井深3 400 m时,在井段3 130~3 400 m,dc指数与其正常压实趋势线吻合性好,与A 1井的井段3 290~3 540 m相当,其地层孔隙压力为静水压力无异常,声波时差曲线与其正常压实趋势线吻合良好,地层孔隙压力为静水压力无异常。
3.2.2 井段2(3 668~3 848 m)
A 2井钻至井深3 848 m时,地层背景气在井段3 668~3 848 m由0.2%最高升至4.9%,dc指数由0.74降至0.56,呈单一下降趋势,dc孔隙压力当量密度由1.26 g/cm3升至1.34 g/cm3,中途测井声波时差值由72 μs/ft升至82 μs/ft,呈单一增加趋势,声波孔隙压力当量密度由1.15 g/cm3升至1.42 g/cm3。邻区块井A 1井在井段3 840~4 020 m,地层背景气由0.25%最高升至3.5%,其中在3 840~3 880 m受原钻头末期、新钻头磨合等因素影响,dc指数增大,在3 880~3 956 m钻进状态归于正常,dc指数呈下降趋势,由1.35降至1.11,并于井深3 956 m中完,中完后井段3 956~4 020 m的dc指数值较中完前整体变小。在井段3 840~4 020 m的dc孔隙压力当量密度由1.20 g/cm3升至1.25 g/cm3,测井声波时差值由72 μs/ft升至89 μs/ft,呈增大趋势,声波孔隙压力当量密度由1.25 g/cm3升至1.43 g/cm3。
以上表明,A 2井井段3 668~3 848 m与A 1井井段3 840~4 020 m,两口井的dc指数变化趋势十分接近,均由沿正常压实趋势线分布变为明显的数值减小,偏离正常压实趋势;两口井声波时差曲线走势极为相近,特别是在A 2井的井深3 668 m处及A 1井的井深3 840 m处,声波时差均出现了明显的拐点,此点后的声波时差值明显增大,偏离了之前的走势;拐点处A 2井和A 1井的声波孔隙压力当量密度分别达到了1.09 、1.25 g/cm3并持继呈上升状态。虽然A 2井此段岩性为单一的大套泥岩,但两口井在此井段地层压力监测各相关参数吻合度高,对比性好,故判断为同一时期沉积的地层。
3.2.3 井段3(4 010~4 098 m)
A 2井钻至井深4 098 m时,地层岩性仍为泥岩。在井段3 848~4 010 m,dc指数曲线走势维持稳定的低值,其dc孔隙压力当量密度值相对稳定,逐渐增至1.37 g/cm3;自井深4 010 m起至井深4 098 m,dc指数出现下降趋势(0.70降至0.65),而在井深4 010 m声波时差曲线出现较明显拐点。
A 1井自中完井深3 956 m后,在井深4 410 m和 4 520 m两次换钻头,至井深4 555 m因换钻头的影响dc指数表现为由高值向低值过渡的状态,而在井深4 555 m声波时差曲线出现明显拐点,此状况与A 2井井深4 010 m处具有相同特征,且此深度后声波时差曲线走势亦相同,表明二者沉积条件极为相近,判断为同一时期的沉积。通过dc指数曲线和声波时差曲线形态的进一步对比,判断A 2井在井深4 098 m处地层大致相当于A 1井在井深4 650 m处地层。
3.2.4 井段4(4 098~4 325 m)
A 2井钻至井深4 355 m中完,井底岩性为碳酸盐岩。在井段4 098~4 325 m,dc指数呈现下降的趋势,其后开始增加直至中完;在井段4 098~4 295 m,声波时差曲线呈现明显的“下凹”形态。A 1井在井段4 650~4 850 m的dc指数亦呈下降的趋势,其后开始增加,声波时差曲线在井段4 650~4 850 m亦呈“下凹”形态,其dc指数与声波时差的曲线特征均与A 2井特征相符,此段两井的dc指数和声波时差孔隙压力当量密度也都达到了最大值。在地层岩性主要为大套泥岩的条件下,这些地层压力监测相关参数反映出其内部沉积压实过程中的一些不同特性,从A 2井与A 1井对比情况来看,具有较好的可比性。
在岩性以大套泥岩为主的井段的钻探过程中,利用传统的岩性对比方法进行地层对比受到一定程度的制约,而泥岩的沉积条件与其地层孔隙压力密切相关,邻近区块相似的地层孔隙压力特征预示着具有相近沉积环境。通过分析大套泥岩中地层孔隙压力的变化情况进行横向地层对比,为钻进过程中的地质动态分析提供了新的手段。
A 2井在岩性为大套泥岩这种单一岩性条件下,合理地使用相关参数描述该套泥岩的地层孔隙压力当量密度的变化,结合dc指数、声波时差等数据进行了有效的地层对比,其对比结果与最终地层分层吻合良好,获得了满意的效果,为单一岩性下的地层对比提供了一条可行的解决途径。
The authors have declared that no competing interests exist.
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