利用综合录井资料解释评价油气层

利用综合录井资料解释评价油气层

第2章综合录井资料在油气水层的反映特征

2.1 综合录井资料包含的内容

综合录井资料为随钻测量或观察所得，具有及时性、直观性强的特点，是发现、识别油气水层的重要手段。主要包括以下四部分：

1. 气测录井资料，包括气测全量、组分等资料；

2. 常规地质资料，包括岩屑、岩心、壁心、钻时、钻井液密度、粘度、油气水等资料；

3. 钻井工程参数，包括钻速、钻压、泵压、出口流量、DC指数及钻头参数等；

4. 特殊录井资料，定量荧光分析（QFT）、地层压力参数以及计算参数等资料。

这些参数在钻遇油气水层时，都会表现出一定的异常反映，对识别气层、油气层、水层有一定的贡献，但由于一些特殊性（地质环境、采集因素、过压等），某些参数对气层、油气层、水层的反映特征变化不明显或几乎没变化，有必要对其进行进一步的分析和总结。

2.2 综合录井资料与油气水层的一般规律

2.2.1 气测录井资料在油气水层的反映特征

气测录井资料是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。气测录井是在钻井过程中进行的，具有实时、精度高、应用方便有效等特点，是目前我们发现和评价油气层极其有效的手段。气相色谱仪是气测录井的核心设备，其工作原理是样品由载气带进色谱柱进行分离，分离后各组分依次进入鉴定器，在鉴定器中气样燃烧，产生的电流信号放大后以数字信号的形式直接进入计算机存储。气相色谱仪能准确地检测出钻井液中的全量、甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和戊烷的含量。根据不同的产生机理，我们可以把钻井液中的气体分为以下几类：

1) 破碎气：在钻进过程中，由钻头机械破碎地层而释放到钻井液中的烃类气体。

2) 压差气：当地层压力超过井筒内液柱压力时，受压差作用从储层进入钻井液中的烃气。

3) 二次循环气：从地表泵入井底又第二次在地表出现的气体，主要是由于钻井液除气系统未将钻井液中的气体排除干净所致。

4) 外源气：除岩屑之外的某个气源被人为导入钻井液中的烃气，如磺化沥青、磺化苯醛树脂、润滑剂等泥浆材料所产生的烃气。

所以，气测录井要去伪存真，抓住破碎气，分析压差气，校正二次循环气，排除外源气，发现真显示。因此，气测录井是我们发现和识别油气层最值得研究和利用的方法。

在分析气测值在油气层的反映特征之前，我们应该很清楚的认识到：气测值的高低不能反映储层的流体性质，也不能反映天然气层的产能，高产气层和低产气层与气测值的高低没有直接的关系。因为，油气层在实时录井过程中均有异常，但异常值的大小与地层的岩性、物性、钻井液使用密度密切相关，目前渤海地区普遍采用过压钻进，所以气测录井所测到的气体主要是地层的破碎气，气量较有限，而地层中的气体，由于钻井液压力大于地层压力加上钻头水眼的高压喷射作用而很难进入井眼。所以，在油气水层中气测值的反映具有一定的规律性，总结如下：

2.2.2 常规地质资料在油气水层的反映特征

在钻井过程中，我们通常比较关注的常规地质资料主要是岩屑、钻时、钻井液密度和粘度等录井资料。以下我将分别叙述油气水层在上述资料中各自的反映特征。

1. 岩屑录井：钻井过程中由泥浆携带到地面的被钻头破碎后的岩石称之为岩屑。虽然该方法较为原始，而且在目前的情况下影响因素颇多，但它之所以能够延续到今天是因为它有着自己得天独厚的优势。岩屑录井可以直观的反映地下情况，地层的变化规律，同时可以修正一些干扰因素对气测的影响。对于砂岩储层，岩屑录井资料对于油气水层的响应主要体现在颜色和荧光这两方面：

1) 油层：砂岩颜色较深，重质油层砂岩呈灰色、深灰色。灰褐色、黑色、黑褐色等，荧光湿照颜色较暗；轻质油层砂岩呈黄色斑点状，荧光湿照颜色强、亮。

2) 气层：砂岩颜色较浅，多为岩石本色，白砂子，荧光显示微弱或无。

3) 水层：岩屑显示和气层相似。

2. 钻时录井：钻时是指钻进单位厚度岩层所需要的时间，在钻井参数不变的情况下，钻时大小在一定程度上反映不同的岩性特征，可以用它来划分储层，但它无法反映储层中不同流体性质。

3. 钻井液的密度和粘度：理论上，在钻遇油气水层后，钻井液密度、粘度及槽面都将有不同程度的反映，但在实际钻进过程中，由于使用的钻井液密度不同，钻井液参数的变化也有所不同。当过压程度较大时，由于地层出气、水的量比较少，对参数的贡献也较小，表现为钻井液密度、粘度及槽面的变化不明显，甚至无变化，这样，我们通过钻井液参数对油气水层就很难判断了。下表是近平衡钻进时，一般油气水层在钻井液参数上的表现特征：

4. 钻井液的电导率和温度：电导率是直接测量钻井液的导电能力，它与钻井液矿化度的变化呈正比，反映了钻井液中的矿化度的变化。综合录井参数中，钻井液出口电导率参数是判别储层流体性质的参数之一。出口温度是直接测量钻井液的出口温度的变化，也是判别储层流体性质的参数之一，但由于受外部环境影响因素太多，所以实际录井过程中应用较少，只是在理论上有一定的价值。在海水钻井液钻井过程中，通过钻井液的电导率和温度判别储层流体性质反映特征如下

2.2.3 钻井工程参数在油气水层的反映特征

实践表明，随着地层岩性的变化，部分工程参数也随之变化。地下油气藏与地层岩性之间有着密切的关系，在碎屑岩储层中，钻井工程参数的变化除了可以反映岩性的变化之外，在识别油气层显示方面也能起到一定的补充作用，反映特征如下：

扭矩扭矩的变化受许多因素影响，正常情况下，主要是钻头和地层因素。钻头异常引起的扭矩变化是连续的，波动幅度较大，甚至一直异常下去；不同岩性变化引起的扭矩变化规律通常为在砂岩中扭矩曲线波动较大，而且砂岩中孔隙度越大扭矩曲线波动也越大，在泥页岩中扭矩曲线波动较小。

出口流量一般钻遇油气层时，钻井液出口流量增加。

2.2.4 特殊录井资料在油气水层的反映特征

这里所说的特殊录井资料主要是QFT，地化录井在现场应用很少，所以在这里我主要讲讲QFT——定量荧光测定在油气水层中的反映特征。和常规荧光检测技术相比，定量荧光主要是根据石油在不同浓度时的发光强度差异，利用单位体积的钻井液在一定体积的溶剂中的荧光发光强度来定量测定此时钻井液中的含油浓度，进而计算出储层的原油浓度。石油的主要成分以含有多种芳香烃的化合物组成，而这些芳香烃在紫外光的照射下（激发），吸收光能后发生能量跃迁处于不稳定的激发态，处于激发态的分子会放出光子重新回到分子基态（发射），这就是石油荧光的产生过程。使激发波的波长固定在254纳米，照射样品滤液后，由光电倍增器转换，进而测量出含油荧光的发光强度，我们称之为定量荧光。由于大多数原油的最强荧光在300－400纳米之间，而肉眼估计仅有在荧光发射范围大于400纳米时才能识别，即只有中质油的外频带（中质油的一小部分）到重质油的荧光是肉眼可以看到的，多数石油荧光是肉眼看不到的，所以传统的箱式荧光灯对于一些凝析油和轻质油根本无法显示，但是定量荧光弥补了传统荧光灯的这一缺陷，并能排除矿物荧光和丝扣油荧光的影响，对识别含油气层更精确更可靠。QFT对油气层的反映特征是：QFT值随着原油丰度的增加而增加，在同一丰度下，又随油质的轻重变化而变化，即油质越重，QFT值越大。在钻遇油层时，QFT会出现一个峰值，然后降回到背景值[1]。钻遇气层和水层，QFT值都没有明显变化。上图是XX-A23井的QFT曲线图，从图中我们可以清楚的看到油层的QFT异常明显，而气层、水层却变化不大。QFT的每一个峰值基本上都对应着一个油层，所以，通过QFT我们也可以初步判断油层的存在，但5米一个点的测量制约着我们用QFT判断评价油气层的准确度。

以上就是油气水层在综合录井参数上各自的反映特征，我们可以看出，各项资料都会对不同的储层流体产生不同的响应，但是仅仅依靠单一的录井资料我们无法判别流体的属性，必须总结各自的反映规律，综合尽可能准确真实全面的录井资料，才能够对储层流体进行较准确的判别。在此之前，我们应该清楚录井资料在不同的环境下会出现什么不同的变化，才能在综合判断时排除干扰因素，使判断结果准确可靠。