靖安油田低滲油藏氣測組分分析技術(shù)創(chuàng)新及應(yīng)用

朱志鋒 張玉良 彭述興 敬小軍 喻 意 任立春

(①中國石油長慶油田分公司第四采油廠；②中國石油渤海鉆探第一錄井公司)

0 引 言

靖安油田X油區(qū)以長6油組為主產(chǎn)層，屬低孔、特低-超低滲巖性油藏，平均孔隙度12.46%、中值滲透率0.68 mD；油藏油水分異差，邊底水不活躍，原始地層壓力系數(shù)0.7，為提升采收率，超前注水補充油層能量。該油組天然微裂縫發(fā)育，易形成以注水井為中心的高滲透性誘導裂縫，注入水易沿裂縫或高滲層突進，導致平面矛盾及縱向上注采剖面不均衡進一步加劇[1-2]，具體表現(xiàn)為已鉆水平井單井產(chǎn)能差異明顯，部分解釋為油層的水平井投產(chǎn)見高含水現(xiàn)象，影響油區(qū)井位部署和建產(chǎn)效益。因此，對水平井建井質(zhì)量控制提出了更高要求，亟需探索油層精細解釋新技術(shù)。

本研究從測井、錄井資料互為補充和印證的角度出發(fā)，通過對氣測解釋評價方法的再研究、再認識，探索隨鉆錄井資料應(yīng)用新方法，建立新氣測解釋圖板，提高該區(qū)油層解釋符合率，為水平井隨鉆質(zhì)量控制、儲層改造方案優(yōu)化及投產(chǎn)見水治理提供新支持。

1 低滲透油藏氣測組分分析研究

1.1 氣測解釋理論基礎(chǔ)

在同一地質(zhì)區(qū)域，具有相同運移及成藏背景的原油伴生氣組分特征趨于相同。生產(chǎn)實踐表明，因儲層原油品質(zhì)不同，或受采出程度及注水強度等因素影響，油藏伴生氣豐度及烴組分比均會發(fā)生相應(yīng)的改變[3]。據(jù)此，可以利用油層原油伴生氣與油品的特定響應(yīng)特征，優(yōu)選評價參數(shù)，建立相適應(yīng)的氣測解釋圖板。

本文油層分類以本油區(qū)油井投產(chǎn)初期含水率進行劃分，更能反映油井真實產(chǎn)能。區(qū)內(nèi)多數(shù)產(chǎn)油井產(chǎn)液含水率在40%～65%之間。依據(jù)SY/T 6293-2008《勘探試油工作規(guī)范》，該區(qū)油井產(chǎn)液大多數(shù)含水率>20%，為油水同層，為便于解釋，本文將其再細分為：Ⅰ類油水同層(含水率20%～45%)、Ⅱ類油水同層(含水率45%～65%)、Ⅲ類油水同層(含水率65%～80%)、Ⅳ類油水同層(含水率80%～98%)，簡稱Ⅰ類層、Ⅱ類層、Ⅲ類層、Ⅳ類層；非產(chǎn)油層含水率>98%，為殘余油、含油水層、水層或水淹層。

1.2 低滲井隨鉆氣測影響因素分析

通過檢測從井筒返出鉆井液所攜帶的烴類氣體組分摩爾濃度(或體積濃度)Ci(i=1,2,3,4,5)，運算各氣態(tài)組分摩爾濃度總量TC值(TC=∑Ci)、各組分相對含量XCi值(XCi=100×Ci/TC)、Ep值(Ep=C2/C3)、Eh值(Eh=100×C2/∑Ci，i=3,4,5)等數(shù)據(jù)，可直觀反映儲層含油氣性。但由于氣態(tài)烴地面檢測受鉆井施工條件、氣測儀器運行穩(wěn)定性等諸多非地層因素影響，檢測結(jié)果數(shù)據(jù)多有失真，嚴重影響油層解釋評價的精度。分析油區(qū)油井井筒信息，除去油層影響，隨鉆氣測的主要影響因素歸結(jié)為以下幾方面。

1.2.1 注水推進線的影響

由于超前注水，在推進水線前端形成局部地層高壓，油層中烴類物質(zhì)受注入水驅(qū)作用，發(fā)生甲烷氣體相對富集的現(xiàn)象。實鉆中，鉆至注水線附近時，因為高壓，常伴有溢流現(xiàn)象；同時檢測到C1和TC出現(xiàn)異常高值，且Ep≥1。

1.2.2 機械鉆速的影響

同一油層，通常鉆速越快，檢測組分值越高，反之則低。采用鉆時補償?shù)姆椒梢詫M分檢測值進行校正[4]。實鉆解釋中，由于定向鉆進導致水平段高鉆時，亦可根據(jù)現(xiàn)場巖屑顯示情況，選取鄰近正常鉆時的氣測檢測值進行替代。

1.2.3 鉆井液性能的影響

長6油組由于超前注水導致局部地層壓力較高，為安全鉆井，所用鉆井液密度>1.20 g/cm3，通常為1.25～1.45 g/cm3，漏斗粘度45～60 s，屬過平衡鉆進，烴類氣以巖石破碎氣為主。

1.2.4 其他因素影響

鉆井液添加劑、脫氣器脫氣效率、錄井儀器靈敏度等因素對氣測組分檢測值都有一定的影響，可按相關(guān)經(jīng)驗進行相應(yīng)的校正[5]。

1.3 隨鉆氣測數(shù)據(jù)標準化處理

對隨鉆氣測數(shù)據(jù)進行標準化處理，有助于提升油井隨鉆氣測解釋符合率。在前人對氣測數(shù)據(jù)標準化研究的基礎(chǔ)上[6-9]，本文從兩方面重新探討氣測數(shù)據(jù)標準化處理，一是氣測值原油氣態(tài)烴組分還原校正處理，二是對隨鉆氣測TC值進行歸一化校正處理。

1.3.1 氣測值原油氣態(tài)烴組分還原校正處理

基于同一油區(qū)同期形成的油藏所包含烴類組分特征相似原理，以本區(qū)地層原油樣品烴類氣組分比為標準，校正并消除烴類組分地面檢測影響因素，求取區(qū)域氣測解釋標準數(shù)據(jù)。收集油區(qū)長6油組原油井流物組分高壓物性資料，統(tǒng)計顯示(表1)：原油樣品烴類氣體由C1-C8組成，其中C1摩爾含量最高，占TC的34%～43%，C3次之，Ep介于0.34～0.53之間，C1-C3摩爾含量占比78%～82%，對C1-C5值進行相對比值處理，得如下含量比公式：

XC1∶XC2∶XC3∶XiC4∶XnC4∶XiC5∶XnC5=39.26∶13.05∶29.66∶4.54∶9.53∶2.04∶1.92

實鉆中，地面可檢測C1-C5，通常XC1>45%；試油實際數(shù)據(jù)顯示，高產(chǎn)低含水油層所對應(yīng)的XC1均值在52.0%左右，Ep值在0.5～0.6之間，與油組原油烴類氣組分特征有明顯差異。其原因是：原油烴類氣進入

表1 長6油組原油井流物組分高壓物性分析統(tǒng)計

鉆井液后，鉆井液對各烴組分的吸附能力不同，各烴組分沿井筒上升速度也有差異，返至井口后烴類氣還存在不同逸散損失，脫氣器效率也存在不穩(wěn)定等因素，造成地面檢測烴組分含量及比值發(fā)生改變。

對區(qū)內(nèi)高產(chǎn)低含水油層井的實測氣測值進行統(tǒng)計(表2)處理可得：

XC1∶XC2∶XC3∶XiC4∶XnC4∶XiC5∶XnC5=52.07∶11.55∶21.16∶3.40∶7.39∶2.38∶2.06

由以上兩公式得到該油區(qū)氣測組分參數(shù)還原校正系數(shù)：

C1∶C2∶C3∶iC4∶nC4∶iC5∶nC5=0.75∶1.13∶1.40∶1.34∶1.29∶0.86∶0.93

表2 X油區(qū)長6油組高產(chǎn)低含水油層氣測組分

利用氣測組分參數(shù)還原校正系數(shù)，對隨鉆氣測數(shù)據(jù)進行還原校正，更能體現(xiàn)本區(qū)油層原始烴類氣組分特征，一定程度提高了氣測數(shù)據(jù)解釋精度。由表3、圖1可見，還原后的氣測烴比值連線均集中在標準油層線附近，且隨油層產(chǎn)液含水率的增加，烴比值連線逐漸偏離標準油層線。這驗證了原油烴組分還原校正法的有效性及可行性，也為進一步開展TC值歸一化并建立新氣測解釋圖板提供了可靠的數(shù)據(jù)。

1.3.2 隨鉆氣測TC歸一化校正處理

在常規(guī)錄井解釋中，氣測TC值僅作為油層解釋的定性指標。鑒于水平段通常是穿行在同期或同一性質(zhì)的油層中，如本區(qū)的長61或長62層水平段，當鉆井液密度高于地層壓力時，所含烴類侵入氣基本為巖石破碎氣，背景值較穩(wěn)定，因此TC值的大小對油層產(chǎn)能具備定量評價基礎(chǔ)，但還需要歸一標準化處理。本文針對水平井建立了新的TC歸一化模型，公式如下：

表3 油區(qū)內(nèi)部分油井顯示段參數(shù)

圖1 歸一化校正前后烴比值對比

TCn=TC×[1+b×(t-t0)/t0]×(TCm/TCa)-TC0

式中：TCn為歸一后氣態(tài)烴摩爾濃度總量，%；TC為待評價井實時氣態(tài)烴摩爾濃度總量，%；t為待評價井實時鉆時，min/m；t0為區(qū)域正常鉆時，min/m；TCm為區(qū)域標準井氣測摩爾濃度總量均值，%；TCa為待評價井顯示層段校正氣態(tài)烴摩爾濃度總量均值，%；TC0為TCn基值，%；b為常量系數(shù)。

選取區(qū)內(nèi)高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)期長的水平井為標準井，對其入窗后的氣測異常顯示段的組分進行校正后，求取TC的均值TCm，再用同樣的方法計算待評價井顯示層段的TC均值TCa。用二者比值作為待評價井的一項歸一化系數(shù)。

對水平井的TC值標準化處理后，可有效消除鉆時等因素造成的誤差，增強了TCn定量評價的功能。

2 新標準化解釋圖板的建立

氣測解釋圖板經(jīng)投產(chǎn)結(jié)果驗證正確與否，是衡量氣測圖板適應(yīng)性的主要依據(jù)。本文通過反復試驗，優(yōu)選Wh、Bh、Eh、TCn等對本區(qū)油層性質(zhì)具良好響應(yīng)的氣測參數(shù)，以本區(qū)標準油層(Wh=60.7，Bh=1.07，Eh=27.4%)和大量標準化氣測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，建立本區(qū)標準化3H圖板、Eh與TCn交會圖板(圖2)，劃定不同性質(zhì)油層的邊界，明晰不同類型油層在圖板上所屬區(qū)域，為提高油層解釋符合率提供新方法。

2.1 3H圖板

本區(qū)3H氣測解釋圖板分為五個區(qū)(圖2a)，標準油層落在圖板Ⅰ類層區(qū)，隨Wh、Bh值升高，其右上側(cè)依次劃分了Ⅱ、Ⅲ類層區(qū)，在Ⅰ類層下方劃分的Ⅳ類層區(qū)，具殘余油特征，在圖板價值區(qū)線以外為無產(chǎn)能區(qū)(含油水層、水層、水淹層)。由于任何氣測組分參數(shù)值都存在一定的多解性，3H圖板需要通過Eh與TCn交會圖板進行補充解釋并綜合評價。

2.2 Eh與TCn交會圖板

有別于傳統(tǒng)氣測異常特征點選值評價方式，以Eh與TCn交會圖板嘗試對全水平段進行氣測解釋評價。收集區(qū)內(nèi)50口水平井氣測數(shù)據(jù)，對單井水平段以10 m間隔連續(xù)取均值，計算Eh、TCn。首先優(yōu)選與標準油層氣測特征接近且含水<45%的多口水平井數(shù)據(jù)進行交會，標定Ⅰ類層區(qū)，再依次對其他類型井的數(shù)據(jù)交會，分析不同類型井在圖板中的分布特征，最終建立了Eh與TCn交會圖板(圖2b)。Eh與TCn交會圖板顯示，好油層的Eh值交會點自左而右呈向標準油層(Eh=27.4%附近)傾斜收斂的趨勢，TCn集中分布在1.5%～5.5%之間，各種類型的油層具有明顯的邊界。

圖2 油區(qū)新氣測解釋圖板

據(jù)圖散點分布特征：以TCn=3.0%為界，劃分Ⅰ類層和Ⅱ類層區(qū)，并在該區(qū)上下依據(jù)投產(chǎn)實際結(jié)果劃分出Ⅲ、Ⅳ類層和無產(chǎn)能層(含油水層、水層、干層)共5個區(qū)，具體分區(qū)界限坐標點如表4所示，基本符合目前該區(qū)水平井產(chǎn)層分類。

表4 油區(qū)新氣測解釋圖板邊界數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

依據(jù)新建立的標準氣測圖板，目前已開展了32口水平井的隨鉆氣測解釋。圖板解釋成果在指導生產(chǎn)實踐過程中，經(jīng)試油及投產(chǎn)效果統(tǒng)計驗證，解釋油層符合率達85%以上，有效指導了水平井隨鉆地質(zhì)導向，油層鉆遇率由83.2%提高到89.5%，證實了所建圖板對本區(qū)油水層解釋的可靠性和實用性，并為注水線識別、儲層改造優(yōu)化工作提供了支持。

3.1 指導油層解釋

具開采價值的油層，Eh值在10%～40%之間，好油層段往往對應(yīng)高TCn值。從P 463X、P 466X水平井綜合解釋剖面(圖3、圖4)可見，TCn曲線與聲波時差、電阻率等測井曲線均有較好的對應(yīng)。通過應(yīng)用Eh與TCn交會圖板，可提高油層解釋符合率。

P 463X井(圖3)投產(chǎn)初期含水33.6%，水平段油層TCn為1.6%～6.8%，Eh為14.5%～36.8%(均值20.6%)；1 923.0～1 942.8 m的TCn和Eh值為該井最高值，TCn為6.8%，Eh為34.0%，與其相對應(yīng)的Wh為39.7、Bh為2.68。3H圖板解釋為Ⅲ類層，Eh與TCn交會圖板解釋為Ⅰ類層，綜合評價為Ⅰ類層，與該井高產(chǎn)油低含水的實際相符。

P 467X井和P 463-19X井投產(chǎn)初期含水分別為92.0%和66.7%，P 467X井Ⅳ類層(位于Eh與TCn交會圖板上端)相對P 463-19X井Ⅲ類層，其TCn和Eh交會點上移到上部Ⅳ類區(qū)，綜合解釋結(jié)論與投產(chǎn)實際相符。P 468X井Ⅳ類層位于Eh與TCn交會圖板下部Ⅳ類區(qū)，對應(yīng) 3H圖板也處于下部Ⅳ類層，與該井投產(chǎn)實際含水為83.5%相符。

圖3 P 463X井綜合解釋剖面

P 466X井(圖4)水平段測井解釋以油層為主，平均孔隙度12.1%，平均滲透率3.96 mD，18號、21號、23號油層物性好，滲透率最高8.05 mD，是目前該區(qū)水平井段電測解釋油層滲透率最高的層，對應(yīng)TCn值也是該井最高值。該井水平段氣測解釋成果(表5)顯示，3H圖板解釋以Ⅱ-Ⅲ類層為主，在Eh與TCn交會圖板參數(shù)點主要分布在圖板Ⅰ-Ⅱ?qū)訁^(qū)，靠近Ⅲ類層區(qū)，部分進入Ⅳ類層區(qū)，相應(yīng)含水率較高，結(jié)合電測解釋，水平段油層物性好，綜合評價為Ⅱ類層。該井投產(chǎn)后產(chǎn)油5.1 t/d，含水穩(wěn)定在60%左右。這表明Eh與TCn圖板解釋結(jié)論更為合理。

圖4 P 466X井綜合解釋剖面

表5 P 466X井水平段氣測解釋成果

3.2 指導水平井地質(zhì)導向

實鉆中，隨鉆錄井資料具有實時解釋優(yōu)勢，高質(zhì)量的隨鉆氣測解釋可為水平井著陸及軌跡調(diào)整提供重要依據(jù)[10]，助力隨鉆實時地質(zhì)導向。

現(xiàn)以P 462X井為例(圖5)。該井水平段長度200 m，目的層對應(yīng)參考1井的第二套油水層，入靶海拔-85.0 m，水平段軌跡上傾。鉆前分析，設(shè)計靶點距油底4.5 m，存在一定底穿風險。

圖5 P 462X井鉆井地質(zhì)設(shè)計軌跡

實鉆中，自1 903.0m(海拔-77.3 m)進入第一套油層(圖6)，較設(shè)計油頂深3 m，且發(fā)生了溢流。1 940.0～1 945.0 m井段(海拔-84.0 m)的氣測解釋結(jié)果由Ⅰ類層轉(zhuǎn)為Ⅲ類層，后鉆遇13 m無顯示泥質(zhì)粉砂巖。穩(wěn)斜鉆至1 965.0 m(海拔-86.0m)進入設(shè)計目的油層附近。在軌跡調(diào)整水平過程中，1 977.0～1 995.0 m井段見油斑砂巖，但TC呈下降趨勢，Wh為67.6，Bh為0.71，Eh為15.2%，解釋為Ⅳ類層(19號層，殘余油)；繼續(xù)鉆進，1 995.0～2 000.0 m井段鉆遇無顯示泥質(zhì)粉砂巖，已超設(shè)計入靶海拔2 m，擔心有底穿可能。但結(jié)合氣測解釋分析認為，該層泥質(zhì)粉砂巖上部Ⅳ類層不是地質(zhì)設(shè)計所期望的參考1井的第二套油層，真正的目標層在該泥質(zhì)粉砂巖層下部。隨后，修正地質(zhì)設(shè)計水平段軌跡由增斜改為繼續(xù)穩(wěn)斜探層，在2 005.0 m(海拔-87.5 m)再次鉆遇油斑砂巖，氣測TC由0.17%升高到10.8%，Wh為52.6，Bh為1.6，Eh為39.2%，隨鉆解釋Ⅲ類層(22號層)。后期水平段軌跡以平推為主，巖屑熒光系列8～9級，氣測解釋以Ⅱ類層為主，直至完鉆。

完鉆后，用新氣測解釋圖板解釋，其結(jié)果與完井電測解釋結(jié)果基本相符。這說明用新氣測解釋圖板進行隨鉆氣測解釋，可以實時有效指導合理入靶并及時正確調(diào)整軌跡。該井措施改造6段，產(chǎn)液含水52%，日產(chǎn)油5.2 t，達到地質(zhì)設(shè)計預期效果。

圖6 P 462X井綜合解釋剖面

3.3 指導注水線識別

運用隨鉆氣測組分特征準確識別注水線位置，對于水平井的儲層改造具有重大現(xiàn)實意義。P 25X井綜合解釋評價及隔采效果如圖7所示，水平段設(shè)計并改造8段，日產(chǎn)液45.7 m3，含水100%；再分析改造段錄井氣測數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)電測解釋的88號層(42.6 m油層，5、6改造段)的TCn突升至86.8%(基值0.75%)，XC1>70%，氣測重新解釋為水淹層。分析該井出水受相距380 m外的L 92X注水井影響(前期注水量10 114 m3)，遂停注，并對5、6改造段實施隔采后，取得明顯效果。該例說明氣測資料有助準確判斷注水線位置，在水平井段改造時應(yīng)避開水線。

圖7 P 25X井綜合解釋評價及隔采效果

3.4 指導水平井儲層改造

判別注水線附近水淹層位置對設(shè)計水平段壓裂改造點非常重要。確定改造點時首先要考慮避開水線，如P 25X井88號層(圖7)，還要規(guī)避高含水層，如P 466X井10號、12號層(圖4)。在同一油層段，優(yōu)選油層段內(nèi)TCn高、物性好的位置為改造點，更利于提升壓裂改造效果。通過測井、錄井解釋成果的相互印證、補充，為32口水平井提供射孔壓裂改造提供建議，實施投產(chǎn)后產(chǎn)液平均含水由68.5%下降至63.7%，起到了精準改造優(yōu)質(zhì)層段、合理規(guī)避高含水層段的作用。本文數(shù)據(jù)處理與解釋新方法對該區(qū)水平井儲層改造具有一定的指導作用，與該區(qū)試油改造規(guī)模大、全水平段分段壓裂、同時開采的方式相適應(yīng)。

4 結(jié)論與認識

(1)建立了兩種可用的隨鉆氣測數(shù)據(jù)標準化處理新方法。一是利用本區(qū)原油井流物高壓物性資料，建立了氣測解釋標準油層，計算氣測組分還原校正系數(shù)；還原校正后的氣測數(shù)據(jù)有效消除了非地層因素造成的系統(tǒng)誤差，更能體現(xiàn)地下儲層含有物的原始屬性狀態(tài)，提升油水層氣測解釋參數(shù)的判別分離度，有利于形成統(tǒng)一的判別標準，從而提高油層解釋符合率。二是建立了TC均值歸一化數(shù)學模型，消除鉆速、氣測基值等影響，把數(shù)據(jù)歸一到統(tǒng)一標準下；標準化后的氣測數(shù)據(jù)TCn具有定量化解釋功能，拓展了氣測解釋新思路，提升了氣測解釋精度。

(2)通過礦場應(yīng)用證實了新氣測解釋圖板有效性和可靠的適用性。通過優(yōu)選該地區(qū)大量產(chǎn)油井的相關(guān)氣測數(shù)據(jù)，進行標準化數(shù)據(jù)校正處理和統(tǒng)計分析，建立了3H、Eh與TCn標準化解釋圖板，并首次嘗試全水平段氣測解釋評價新模式，使解釋符合率明顯提升。此外，新氣測解釋圖板在指導該區(qū)水平井隨鉆導向和水平段儲層改造中，也發(fā)揮了有效作用，為取得良好的建產(chǎn)效益做出了貢獻。

文中所涉圖板均由氣測組分派生參數(shù)交會建立，應(yīng)用中因受現(xiàn)場數(shù)據(jù)采集及單一派生參數(shù)局限性等因素影響而存在一定的多解性。實踐中，應(yīng)基于區(qū)域標準油層特征，采用多圖板聯(lián)合解釋方式；對于矛盾層，還應(yīng)結(jié)合測井曲線及其解釋成果，深度挖掘氣測數(shù)據(jù)所蘊含的油層信息，持續(xù)探索油層解釋新模式，更利于提升油區(qū)整體解釋符合率。