常规油气藏的储集层岩性一般为砂岩、碳酸盐岩以及部分火成岩, 陆相页岩油储集层岩性有别于常规油气藏, 其岩性基本为暗色泥页岩。常见的泥页岩类型有泥质泥页岩、碳质泥页岩、硅质泥页岩、钙质泥页岩等^[1]。通过大港油田页岩油储集层特征的研究, 发现陆相页岩油的储集层岩性主要包括碳酸盐矿物(方解石、白云石)、长英质矿物(石英、长石)及黏土质矿物, 在录井过程中, 依据其具体含量对岩性进行定名^[2], 现场录井通过元素录井技术以及全岩录井技术将陆相页岩油储集层岩性初步定名为泥岩、灰质泥岩、白云质泥岩等。

常规油气藏的储集层物性评价参数为渗透率、孔隙度, 而陆相页岩油的储集层物性更加偏向于脆性、矿物成分等, 陆相页岩油作为烃源岩, 储集层的脆性是后期开发评价的主要指标。录井过程中, 反映页岩油储集层物性的数据主要有以下两类:

(1)气测异常尤其是刀锋状全烃形态, 单根峰等, 直接反映页岩油地层单一裂缝的发育。录井过程中气测全烃及组分曲线大段箱状形态, 反映钻遇地层的裂缝普遍发育。

(2)Ca、Mg元素以及其元素组合派生参数, 直接反映地层中的碳酸盐岩含量, 与地层脆性有关。元素录井技术能够直接反映当时沉积环境以及水动力强弱, 对于页岩油储集层的物性指示意义较大。

页岩油作为储存在高有机质、纳米级孔径为主的泥页岩中的非常规油气藏, 其含油性具有三个特征:

(1)油气生成温度高。

(2)油气多储集在孔喉、基质孔以及微裂缝中, 孔喉直径一般小于150 nm。

(3)页岩油在地层中的分布呈现非均质性, 油气富集的“ 甜点” 是页岩油储集层含油性的一个最明显特征。录井过程中, 页岩油的含油性特征主要由基于岩屑分析的三维定量荧光、地化、元素录井数据体现。

综合录井技术的应用主要是针对页岩油勘探开发中遇到的裂缝识别以及工程提速问题, 旨在解决裂缝性油气聚集所引起的井控安全问题。

(1)通过综合录井的钻时与烃类监测, 判断地层的裂缝发育情况。一般在钻遇页岩油储集层裂缝时, 会出现微钻时变小, 烃类参数异常高值的现象, 遇到此种情况, 应及时作出预警, 同时严格检测出口流量等参数, 避免溢流等复杂工况的出现。

(2)利用综合录井的烃类及其派生参数准确识别页岩油“ 甜点” 段。

(3)通过综合录井实时监测工程参数, 避免井眼出现异常。如:在钻进过程中的扭矩参数, 在卡钻前将出现异常波动; 起下钻时的悬重参数变化, 可指示井眼中的掉块情况。

在页岩油的勘探开发中, 含油气显示的泥页岩储集层, 具有普遍的含油性, 肉眼识别无法量化地层含油丰度, 故无法明确储集层中的优势储集层, 即无法明确页岩油评价中“ 甜点” 的含油气性指标特征。三维定量荧光可以在页岩油勘探开发过程中发挥以下作用:

(1)确定入窗点, 页岩油地层一般是由有机质含量较低的劣质泥岩向富含有机质的页岩油储集层转变, 入窗点的对比级一般由6级上升到8级及以上。

(2)分析岩屑中的相当油含量, 根据相当油含量的变化寻找钻遇地层中的“ 甜点” 。例如在沧东凹陷的孔二段页岩油油藏中, 页岩油的Ⅰ 类油层对比级≥ 10, 相当油含量≥ 300 mg/L。

(3)通过油性指数等参数确定原油性质, 三维定量荧光数据中, 轻质油的油性指数一般小于1.3, 中质油介于1.3~1.8之间, 重质油大于1.8。

(4)排除钻探过程中钻井液污染对油气显示发现的干扰。

地化录井技术利用分析参数来判断储集层流体性质, 进行油气评价。页岩油的勘探开发中, 其储集层是烃源岩, 用岩石热解分析参数S₀、S₁、S₂、T_max值等基础数据及其派生参数, 能定性和定量地综合评价烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度。

例如, 沧东凹陷孔二段陆相页岩油, Ⅰ 类页岩油储集层的S₁≥ 2.5 mg/g, 轻重比(LHI)≥ 0.3, 含油饱和指数(S₁/TOC)≥ 0.9, 歧口凹陷的沙一下亚段有机质丰度相对沧东凹陷低, 进行评价时所用评价指标标准均低于沧东凹陷。

元素录井技术在页岩油的勘探开发中也发挥着不可替代的作用, 主要体现在以下几点:

(1)元素录井技术中的Ca、Mg元素作为指示元素, 能够有效地判断地层中的脆性元素, 识别页岩油的“ 甜点” , 指导后期的压裂施工。

(2)通过元素录井技术数据, 进行数据对比, 能够准确判断地层的变化, 指导水平井井眼轨迹走向。

(3)元素录井中的微量元素可以作为陆相页岩油沉积环境的判断依据。

目前, 录井在页岩油水平井施工中均采用随钻地质导向技术, 通过钻前的地质建模, 钻中的现场数据分析, 后期的地层反馈, 助力页岩油的勘探开发。

录井随钻地质导向技术除了分析LWD电性特征外, 更多的应用元素录井、三维定量荧光等录井专项技术, 因而能够更加直接地利用地层分析数据进行井眼轨迹调整。同时, 录井数据不存在经验“ 盲区” , 能够实现近钻头指导钻井施工。

QY 2H井在某次下钻过程中, 下钻至井深3 009 m, 悬重由正常拉力120.13 t降至82.47 t, 综合录井判断为遇阻并立即发出异常预报, 通过诸如此类的综合录井参数异常及时预报井况异常, 确保了该井的顺利施工。

QY 2H井施工期间, 综合录井异常预报 28次, 其中气测异常预报14次, 悬重异常11次, 池体积异常2次, 立压异常1次, 为快速安全施工提供了保障。

QY 2H井所在的歧口凹陷歧南斜坡在进入沙一下亚段目的层入窗点前发育三层薄层碳酸盐岩地层, 表现为厚度0.5~1 m相间的白云岩, 第三层白云岩地层垂直距离入窗点4~5 m。实际钻进过程中, 井段3 056~3 058 m、3 066~3 069 m、3 127~3 130 m地层元素含量发生明显变化(图1)。在井段3 056~3 058 m, Si、Fe、Al、Mn、Ti元素总含量由24.120 8%降至13.325 4%, Ca、Mg总含量由8.483 1%升至23.526 6%; 井段3 066~3 069 m, Si、Fe、Al、Mn、Ti元素总含量由26.334 0%降至10.589 1%, Ca、Mg含量由6.690 2%升至25.659 8%; 井段3 127~3 130 m, Si、Fe、Al、Mn、Ti元素总含量由34.183 1%降至11.309 7%, Ca、Mg含量由8.298 8%升至23.560 2%。通过元素录井数据发现, 反映陆相碎屑类岩性的Si、Fe、Al、Mn、Ti元素明显减少, 反映碳酸盐岩类岩性的Ca、Mg元素明显增加, 据此判定本区域存在三层薄碳酸盐岩地层, 确定为入窗前标志层, 从而依据标志层进行下步施工指导。

图1

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	图1 录井技术组合确定入窗前标志层

QY 2H井钻至井深3 158 m时, 地化录井参数S₁由1.063 9 mg/g升至1.745 mg/g, S₂由8.316 3 mg/g升至11.608 8 mg/g, 含油饱和指数由0.434 0升至0.670 7, 发现较好油气显示, 结合各专项技术数据确认该点为入窗点(图2)。

图2

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	图2 地化录井确定入窗点

QY 2H井利用三维定量荧光技术对目的层段进行分析, 主要应用参数有对比级、相当油含量以及油性指数, 能够有效地排除钻井液的影响, 准确分析地层中流体的性质。该井目的层段平均对比级9.7, 相当油含量268.24 mg/g, 油性指数1.577 6。从上述三维定量荧光数据指标分析, 全井目的层段的三维定量荧光数据指标平均值未达到Ⅰ 类油层标准, 但是由于页岩油具有非均质性, 仍可以在水平段中寻找符合Ⅰ 类储集层指标的“ 甜点” 段。

利用三维定量荧光数据对井段4 122~4 156 m进行分析, 该段分析谱图出峰位置与邻井一致, 相当油含量平均值达到331 mg/g, 对比级为10.4级。利用三维定量荧光解释图板, 确定4 122~4 156 m井段落在了Ⅰ 类储集层内, 从而发现陆相页岩油“ 甜点” 。

QY 2H井实际钻进过程中, 该井钻至井深3 831 m时, 元素数据出现异常(图3), Mg元素由0.861 3%(3 830 m)升至2.840 4%(3 831 m), 对应云质含量由6.83%升至21.87%, 指示地层出现突变, 现场岩屑由灰质泥岩突变为泥质白云岩。自3 826 m至3 833 m, 元素参数的升高指示碳酸盐岩类含量呈增加趋势。现场判断为钻头井眼轨迹下出, 根据钻遇地层倾角11.5° , 立即增斜钻进至79° 后稳斜钻进。在增斜过程中, 出现三套碳酸盐岩地层。三套碳酸盐岩地层Mg元素平均值分别为4.342 1%(3 832~3 844 m)、2.984 8%(3 857~3 859 m)、4.512 7%(3 866~3 880 m)。从元素数据Mg元素的变化分析, 可以确定3 832~3 844 m与3 866~3 880 m井段出现地层重复, 从而证实井眼轨迹向“ 甜点” 区回归, 避免了下出风险。

图3

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	图3 随钻地质导向元素变化

本井通过录井分析化验技术数据分析, 以最大化钻遇页岩油“ 甜点” 为目的指导井眼轨迹, 共计调整井眼轨迹11次, 实现水平钻进位移2 081.43 m。

页岩油的解释评价工作区别于常规油气藏, 主要参考指标有脆性矿物含量(Ca、Mg含量)、油性指数、相当油含量、S₁、含油饱和指数等。以QY 2H井的11号层4 122~4 156 m为例进行综合解释评价, 上文中对该层的相当油含量、油性指数进行了评价, 确定符合Ⅰ 类油层, 下面对其脆性矿物、含油性等指标进行分析评价(图4)。

图4

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	图4 QY 2H井综合解释评价图

(1)地层脆性:4 122~4 156 m井段的元素录井数据中Mg元素平均含量0.657 3%, Ca元素平均含量14.941 2%, Si元素平均含量16.416 5%, 全岩分析数据中黏土平均含量22.857 1%, 石英+长石平均含量16.416 5%, 方解石+白云石平均含量54.785 7%(图5), 为典型的陆相页岩油储集层, 脆性矿物指示元素含量高, 有利于后期的压裂等工序, 从地层物性及岩性方面分析属于Ⅰ 类储集层。

图5

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	图5 QY 2H井地层元素录井与全岩录井成果图

(2)地层流体性质:依据4 122~4 156 m井段的地化分析数据显示, 该段S₁含量平均值2.375 1 mg/g, 其中S₁大于3 mg/g的层段占60.0%, TOC平均含量3.404 2%, LHI平均0.142 4, 含油饱和指数≥ 0.708 7, 高值达到1.040, 结合歧口凹陷歧南斜坡油质为轻质、中质油特征, 判断该段为Ⅰ 类油层。

综合上述数据, 利用录井分析化验数据, 参考歧口凹陷的陆相页岩油成藏特征, 可以将4 122~4 156 m井段评价为Ⅰ 类油层。