录井技术组合在港北潜山太原组油气藏发现中的应用

0 引 言

常规录井技术可在现场及时准确发现油气显示、准确识别岩性,并绘制成标准剖面图。但随着钻井工艺的快速发展,钻井机械钻速不断加快,使得以岩屑为基础资料进行分析的常规录井技术受到严重冲击,并且随着勘探的不断深入,非常规油气藏的准确发现也为传统录井技术带来了新的挑战,这在大港油田港北潜山油气发现中显得尤为突出。在港北潜山现场录井过程中,PDC钻头的应用使得岩屑细碎,最终造成岩性认识不清,储集层无法确定;高压喷射钻井以及荧光钻井液物质的添加,也对岩屑油气显示落实造成了很大困难。按照传统经验,整个华北区块的太原组均没有发现过工业油流,而传统的石油地质学理论也没有煤层产油的相关实例,因此对港北潜山太原组未引起足够的重视。

大港油田在港北潜山的G 1井太原组气测高值的三个层段进行统一试油,获得了高产工业油流,通过后期的试油数据分析,油流主要产自煤间白云岩地层,然而在G 1井现场录井过程中,太原组虽然有气测显示,但岩屑并未发现油气显示。为了厘清太原组复杂岩性和含油气性特征,实施了G 2井,对太原组进行整体钻井取心。为了解决在此类复杂地质和钻井条件下,如何应用现场录井技术高效准确地进行油气发现的问题,中国石油渤海钻探第一录井公司针对G 1井岩屑和G 2井钻井取心,在原来的地质录井和气测录井的基础上,开展了定量荧光、岩石热解、X射线衍射(XRD)岩石矿物分析、X射线荧光(XRF)岩石元素分析、综合录井等多项录井技术组合分析研究,进一步分析该区块的岩性特征和含油气性特征,并进行录井技术组合的应用效果对比,旨在确定最适用于此类油气发现的录井技术组合,为今后该地区乃至整个华北地区此类油气藏的发现提供指导和借鉴^[1,2,3]。

1 岩性特征识别

大港油田港北潜山地层,沉积环境复杂多变,并经后期多次构造运动,最终导致该区地层岩性复杂,岩性以火成岩、砂泥岩、煤层以及碳酸盐岩交错呈现,仅用常规岩屑录井技术,很难对该区的岩性进行准确定名。为此,通过采用碳酸盐含量分析、镜下岩石薄片分析、XRD分析等多种录井技术措施对该区地层岩性进行复查^[4,5],实现了对该区岩性准确定名,特别是在发现白云岩储集层方面效果非常明显。

1.1 碳酸盐含量分析识别碳酸盐岩

现场碳酸盐含量分析是快捷识别碳酸岩主要成分的重要方法之一。G 1井钻至煤间储集层2 090~2 100 m井段,碳酸盐含量挑样分析最高达50.5%,混样分析平均含量为35%,碳酸盐含量较之前地层有升高趋势。虽然该区地层薄、岩性复杂,造成岩屑混杂,不易区分具体高点对应井深,但总体趋势能较好呈现,对储集层岩性的识别具有指导意义。

1.2 镜下岩石薄片分析识别特殊岩性

镜下岩石薄片分析是通过观察矿物特有的光学特征进行矿物分析(图1),是识别鉴定矿物有效的技术手段。从薄片鉴定结果分析(表1),G 1井太原组地层岩性变化多样,砂泥岩、碳酸岩、火成岩交互出现,G 1井在2 091 m进行挑样薄片鉴定共识别出5种岩性,最终将上部地层未出现的新岩性“泥粉晶白云岩”确定为本层煤间储集层主要岩性。虽然港北潜山太原组岩性复杂多变,但利用薄片鉴定能准确发现地层特殊岩性,且利用薄片鉴定,对挑选的储集层岩样进行镜下观察时,可以发现岩样的裂缝中含有有机质条带(图1d、图1e),可以做为对储集层含油性定性判断的间接手段。

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图1   G 1井太原组部分井段镜下岩石薄片分析

   

1.3 XRD与XRF分析辅助判别岩性

XRD岩石矿物分析和XRF岩石元素分析是近几年应用较广泛的岩性识别技术,针对PDC钻头的应用及其他快速钻进导致岩屑细碎常规肉眼无法准确识别岩性的技术难点,应用上述技术分析岩石矿物和元素成分、含量,结合岩石学基础理论,可准确识别细碎岩屑并建立岩性剖面。对G 2井进行XRF与XRD录井分析,两项技术分析得到的结果均与岩心有较好的匹配关系,煤间储集层变化明显。

XRF分析结果在镁、硅、钙、硫、铝、铁、钛、钾、钠、锰等元素异常上反映极为明显(图2),XRD分析太原组煤间储集层碳酸盐矿物含量异常也较明显(图3),XRD分析岩心结果与岩性扫描测井曲线基本一致,能够起到岩性辅助分析作用。

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图2   G 2井太原组岩性扫描测井与XRF分析对比

   

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图3   G 2井太原组岩性扫描测井与XRD分析对比

   

从港北潜山两口已钻井的各项录井技术数据来看,太原组地层岩性识别最大难点是薄层间互,距离很近,岩性多样,沉积规律差,且在采用当前快速钻井工艺情况下,现场常规录井方法快速准确岩性识别难度极大。以上多项录井技术组合应用证明,随钻元素录井能够较好反映地层岩性变化趋势,后期可用G 2井为基础建立该区标准剖面,以XRF为主,XRD与薄片鉴定为辅,可以较好地解决该区地层岩性识别问题,进一步指导后续井施工。

2 含油气性特征识别

2.1 气测录井快速发现油气显示

气测录井为油气发现提供了最直接、最快速的定量数据。G 1井和G 2井在钻遇太原组煤层时均具良好气测显示,G 2井为钻井取心,气测值相对较低。通过对该区两口井煤层气测组分与山西大宁地区太原组、本溪组煤层气测组分对比分析发现(表2),港北潜山地区气测组分齐全,重组分含量高,通过气测图板解释,发现其不符合山西大宁地区太原组传统煤层气特征^[6],相反却具有油的特征。因此录井解释人员对G 1井三层高气测值煤层解释为煤层气层。针对这种情况,大港油田决定对这三层高气测值地层进行统一试油,最终获得高产工业油流。这充分体现了气测录井对油气藏发现具有最直接的作用。

2.2 三维定量荧光识别微弱油气显示

三维定量荧光的作用有3方面:发现微弱的油气显示;区分真假油气显示;发现常规荧光无法识别的超轻质油气显示^[7]。在G 1井现场录井过程中,太原组虽然有气测显示,但岩屑并未发现油气显示,之后试油为该地层统一测试,所以无法确定太原组哪个层位产油。其原因一是该区太原组地层岩性复杂,并且PDC钻头的应用使岩屑细碎难以识别,最终造成储集层岩性认识不清,无法准确定名;二是高压喷射钻井以及荧光钻井液物质的添加,对岩屑显示落实造成很大的困难;三是按照传统经验,认为该地层不会有油气显示,因而未引起足够的重视。

在G 1井太原组试油得到高产工业油流后,录井技术人员对该井进行了复查,在对岩屑进行三维定量荧光分析,并对该井油样以及针对该井有新发现后部署的G 2井钻井取心也进行三维定量荧光分析,发现G 1井油样与G 2井钻井取心第9筒心白云岩层也有相同三维荧光特征,与煤层有微小差别(图4)。如在荧光谱图上,G 1井油样与G 2井白云岩层谱图基本一致,与煤层特征也基本相同,仅有细微的差异。从荧光数据分析,通过G 1井油样和G 2井太原组钻井取心分析数据(表3)可以看出:G 2井油斑白云岩油性指数为1.4~1.5,G 1井油样的油性指数为1.5,两者基本相同; G 2井煤层油性指数为1.2~1.3,与G 1井油样差别微小。G 2井油斑白云岩发射波长为371~375 nm,G 1井油样发射波长为375~376 nm,两者基本相同; G 2井煤层发射波长为368~372 nm,与G 1井油样差别微小。因此,G 1井太原组产油储集层应为白云岩,与测试结果基本一致,但煤层的三维定量荧光特征与G 1井油样虽有差别,但非常相似,可以初步判断G 1井太原组高产油流来自煤层、煤间白云岩层。

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图4   G 1井油样和G 2井岩心三维定量荧光谱图

   

2.3 岩石热解技术检测烃类含量

岩石热解技术能够测定出烃类物质含量,对油气层评价起到关键性作用^[8]。因此,G 1井太原组发现工业油流后,为了更好地确定到底何种岩性出油,应用岩石热解技术对该井岩屑进行了复查,并在随后部署的G 2井钻井取心中也应用该项技术进行了分析。岩石热解分析结果显示:G 1井煤层岩石热解S₁含量较高(图5),表明在煤层里有可流动的游离烃类存在,为G 1井石炭系油源提供了依据。后经G 2井钻井取心证实,煤层确定含油,该井煤层岩石热解S₁含量也很高(图6)。同时,对两口井相同煤层的岩石热解谱图特征进行对比(图5、图6),可以看出两口井煤层的岩石热解谱图特征一致,表明在该区太原组煤层里均含油。

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图5   G 1井2 086 m煤层岩石热解图谱

   

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图6   G 2井2 200 m煤层岩石热解图谱

   

通过G 2井岩心与G 1井油样岩石热解数据对比分析,主要对原油性质指数LHI和油产率指数OPI进行分析可以看出(表4):G 2井白云岩储集层的原油性质指数LHI平均为1.24,而G 1井LHI指数为1.31,两者原油性质相当;G 2井储集层油产率指数OPI平均为0.55,而G 1井OPI指数为0.53,两者评价均为油层。这表明,作为煤层的原油性质和储集层评价参数,均与产油层相差较多。

综上分析,通过岩石热解技术,对港北潜山太原组油气藏的发现与评价有如下认识:通过S₁含量分析,及时发现煤层与白云岩层的油气显示;通过对LHI和OPI指数分析,可以初步评价储集层,G 1井原油主要储集层为白云岩层,而煤层在取心上证实含油,但具体贡献多少,还有待验证。这表明,通过气测、三维定量荧光、岩石热解的技术组合,可及时准确发现港北潜山太原组的油气显示,解决了快速钻进、钻井液冲刷条件下对非常规、微弱油气显示发现的难题^[8]。

3 结束语

PDC钻头及高压喷射钻进等钻井新技术在港北潜山太原组的应用给该区块录井油气显示发现带来了巨大挑战,导致常规地质录井未能及时发现太原组油气藏及其岩性组合特征。在原来的地质录井和气测录井的基础上,开展了定量荧光、岩石热解、XRD岩石矿物分析、XRF岩石元素分析、综合录井等多项录井技术组合分析研究,进一步分析该区块的岩性特征和含油气性特征,并进行录井技术组合的应用效果对比。通过上述研究可以得出如下结论:

(1)以碳酸盐分析+薄片鉴定+XRD+XRF的录井技术组合,对港北潜山太原组地层的复杂岩性可以得到有效落实。

(2)以气测+三维定量荧光+岩石热解的分析技术组合系列,可以有效应对港北潜山太原组地层含油性的判别。

(3)在港北潜山这类特殊油气藏录井时,需要克服原有的思维模式,钻遇太原组高气测值煤层时,要加强下部白云岩储集层油气显示的落实;同时在后期的勘探开发过程中不断应用各项录井技术,为以后的地层及油气层评价提供较为可靠的依据。

(编辑 唐艳军)

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