气测录井技术在库车坳陷的研究与应用

王 俊 李晓祥 赵 腾 葛月红 生明月 张 帆 吴 婧

(①中国石油渤海钻探第一录井公司；②中国石油大港油田公司勘探事业部；③中国石油大港油田公司新项目事业部)

0 引 言

库车坳陷位于塔里木盆地北部，北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南为塔北隆起，东起阳霞凹陷，西至乌什凹陷，以中、新生代沉积为主。坳陷中部自北向南划分为“两带一凹”，即克拉苏冲断带、拜城凹陷、秋里塔格冲断带。克拉苏冲断带是南天山南麓第一排冲断构造，该冲断带由北部单斜带、克拉苏构造带两个次级构造单元组成。

克拉苏构造带自西向东可划分为四段：阿瓦特段、博孜段、大北段、克深段。由北向南发育四条一级大断裂，并以此划分博孜-克拉断裂构造带、克深断裂构造带、拜城断裂构造带、拜城南断裂构造带。克深断裂构造带受北部博孜-克拉断裂和南部的克深断裂控制，断裂之间发育多条次级逆冲断裂。克拉苏构造带克深段构造活动开始于燕山晚期，定型于喜山晚期，库车组沉积中、晚期构造活动最强烈，形成了克深区带现今的构造格局。

库车前陆盆地石油地质条件优越，富含天然气，目前已在克拉苏构造带、秋里塔格构造带取得了油气勘探的重大突破，发现并探明多个千亿方储量的大型天然气田[1-2]。

库车坳陷属于中生代以来的前陆盆地，早印支运动后沉积了巨厚的碎屑岩地层，其中中生界、三叠系和侏罗系煤系地层是良好的烃源岩层，白垩系巴什基奇克组是巨厚的连片分布的三角洲砂体储集层系，古近系库姆格列木群膏盐岩层是优质的区域盖层，良好的生储盖组合和特有的前陆构造格局为深盆气的形成奠定了良好的基础[3]。库车坳陷气藏、凝析气藏油水界面划分是解释评价难点。

本文从气测显示曲线形态、气测烃组分参数变化特征分析入手，通过库车坳陷几口井气测显示曲线形态及组分参数研究分析，总结了以反映地层流体性质变化的气测曲线形态特征及区分气水特征的派生参数湿度比(WH)与烃斜率(GH)、三角大小(TR)与峰基比(YS)关系，建立了该区白垩系气测参数解释标准，提高了解释符合率，准确判断了气水界面的变化，为试油提供了可靠的依据。

1 库车坳陷气测录井技术特征

1.1 库车坳陷生、储、盖特征

库车坳陷西部先后发现了大北气藏、玉东2凝析气田、却勒1油藏、神木1油藏、博孜1凝析气藏、阿瓦3气藏等。根据油气源对比，侏罗系恰克马克组、三叠系黄山街组湖相泥岩生油为主，侏罗系煤系烃源岩生气为主。烃源岩主要分布在库车坳陷中西部，烃源岩中心在拜城凹陷附近及克拉苏构造带西部。侏罗系烃源岩镜质体反射率Ro值为1.2%～1.6%，三叠系烃源岩镜质体反射率Ro值为1.8%～2.0%，说明侏罗系-三叠系烃源岩处于成熟-高成熟阶段。储层为白垩系巴什基奇克组，纵向上分为第一、第二和第三岩性段，第一岩性段从东西向逐渐遭受剥蚀，地层厚度存在差异，该套储层在区域上广泛分布，是该区主力储层，第一、第二段属辫状河三角洲前缘亚相沉积，第三段属于扇三角洲前缘亚相沉积。

古近系库姆格列木群泥岩、膏盐岩、膏质泥岩是克拉苏气田优质区域性盖层，这套盖层发育有纯盐层和纯膏层，泥岩中普遍含有膏质、盐质，因此其封盖能力相当可观。

1.2 气测显示曲线形态特征

气测录井是应用气测仪直接检测钻井液中与石油密切相关的轻烃参数，发现油气层并判断油气性质，估算油气产能的有效方法。通常情况下可根据气测全烃峰值大小、全烃曲线形态来确定油气层生产能力，再根据组分数据确定地层流体性质[4]。气测录井技术是发现储层含油气情况的有效方法，气测录井资料是解释评价储层含油气性的有效依据[5]。通过对库车坳陷多口井的统计分析，在钻井液密度相当的情况下，单根峰及后效气对气测值的影响较小，当气测全烃持续高值，试油为气层或凝析气层，气测全烃持续高值后开始呈下降变化趋势，分析认为地层含水或非产层，根据流体性质变化，试油避开水层。

如K 1井在目的层钻井液密度稳定无变化，6 530～6 600 m井段，气测异常活跃，全烃显示值相对较高，6 600 m以下井段全烃显示值降低，6 614 m以下井段全烃基本无异常。分析认为6 600 m以上为气层;下部井段6 600～6 614 m显示变差，但组分参数无明显变化，分析为差气层;6 614 m以下，气测基本无异常，分析为水层。该井完钻后，进行了MDT测试，测试结果为：井深6 556.78 m 泵抽180 min，取得流体35.0 L，PVT取样分析为100%气；井深6 639.90 m泵抽390 min，取得流体170.0 L，PVT常规取样分析为90%水。该井完井后，进行了试油，试油结果为：6 472.5～6 535.5 m，5 mm油嘴放喷排液,油压48.735 MPa上升至49.864 MPa,套压21.263 MPa上升至22.472 MPa,井口温度33.79～34.05℃,日产气193 301 m3。MDT测试结果与试油结果都与该井解释评价情况一致。

如Z 1井目的层钻井液密度稳定无变化，6 075～6 229 m井段，持续钻进气测异常活跃；全烃值最高50.74%，平均值20.68%，分析6 229 m以上为凝析气层；6 229～6 284 m全烃显示值降低，全烃最高值22.8%，平均值7.15%，分析6 229～6 284 m为气水同层；6 284 m以下，气测全烃基本为基值，分析6 284 m以下为水层。经试油6 073～6 182 m井段日产油21.4 m3，日产气334 356 m3，为避开水层未对下部井段进行试油，试油结果与评价结果一致(图1)。

图1 Z 1井录井综合图

已钻探的其他井也有相同气测显示曲线形态特征，目的层钻井液密度基本稳定，底部含水层或非产层全烃显示值呈下降到几乎无显示的变化趋势。

又如K 2、D 1、K 3井进入目的层白垩系后，气测显示呈相同变化特征，目的层段中上部地层气测显示活跃，全烃显示值高，气测显示活跃段地层经试油验证为气层，下部地层气测显示呈下降的变化趋势，气测显示值降低段为地层含水或非产层(图2)。

图2 K 2井-K 3井白垩系地层对比

根据该区已钻探的15口井显示特征总结规律，在库车坳陷白垩系巴什基奇克组碎屑岩地层，在钻井液密度稳定的情况下，排除气测后效的影响因素，若气测异常连续高值段后明显下降至无显示变化趋势，则下部地层含水或非产层。

1.3 气测组分参数变化特征

根据该区的钻探情况，不仅气测异常曲线形态有明显变化特征，气测组分参数也有规律性变化。如T 1井下部含水层段气测异常幅度较低，组分派生参数三角值变小，湿度比值增大；K 1井和K 3井在下部水层或非产层段气测组分派生参数均发生变化，特征为三角值变小，湿度比增大(图3)。

图3 T 1井-K 3井白垩系地层对比

K区块根据试油结果应用42口井的气测数据，D区块根据试油结果应用21口井的气测数据，K 1区块根据试油结果应用9口井的气测数据，建立了K区块、K 1区块气测参数湿度比与烃斜率交会图板，D区块三角大小与峰基比交会图板，不同流体呈现较有规律的变化，分区明显(图4)。三个区块近两年所钻探的井依据图板都取得了较好的应用效果。

图4 K、D、K 1区块白垩系气测参数交会图板

2 应用效果

根据对该区气测显示曲线形态特征规律的总结认识，气测参数变化情况研究分析，所总结的规律和建立的标准，在新钻井的应用中取得了较好的效果。

B 1井是位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带博孜段南部B 1号构造东高点附近的一口预探井。该区地表主要为砾石戈壁区，地势表现为北高南低，地面海拔在1 400～2 000 m之间。根据地震资料、邻井钻探情况，预测B 1井钻遇地层从上至下依次为第四系西域组，新近系库车组、康村组、吉迪克组，古近系苏维依组、库姆格列木群，白垩系巴什基奇克组。

B 1井从气测录井曲线形态看(图5)，井深7 786 m以下，气测显示曲线形态由块状到尖峰状，单根峰不明显，气测显示值呈趋势性降低；从气测组分参数的变化看，7 786 m以下湿度比呈增大的变化趋势，三角值呈减小的变化趋势，烃斜率呈减小的变化趋势，B 1井气测显示变化特征与分析研究的几口井显示规律相同。根据B 1井气测显示曲线形态及组分参数变化情况分析，B 1井气水界面在7 786 m，7 786 m以上为凝析气层，7 786～7 810 m为气水同层，7 810 m以下气测显示值更低至基本无显示，判断7 810 m以下地层为水层。B 1井完钻后进行MDT测试，结果表明：7 791 m(录井井深7 783 m)MDT气占40%，其余液体，高电阻率，结论气层；7 833 m(录井井深7 825 m)MDT 3.5 h抽出15.5 L地层流体，水占80%，结论水层。

图5 B 1井录井综合图

测试结果与评价结果一致，且验证了下部评价为水层地层流体情况。鉴于该区多数井试油为避开水层，对下部评价为水层地层未进行试油，通过B 1井与K 1井进行MDT测试，将下部地层含水情况进行了验证，证实该区根据气测录井显示曲线形态及组分参数变化特征对地层流体性质评价的准确性。气测录井技术规律的总结和所建立标准在该区的应用取得了较好的效果。

3 结束语

经历多年的发展，气测录井技术广泛应用，但同时也面临不断的挑战。库车坳陷由于所钻井为超深井，钻井周期长，所采用的钻井工艺及钻井液添加剂对气测录井影响较大；库车坳陷水层的识别为录井评价的难点。通过该区气测录井技术研究分析，多口井气测显示曲线形态特征和组分参数的变化规律，很好地反映了该区地层流体的变化情况，从而正确地指导生产，为试油提供可靠的依据。该区块2019年所钻探的三口井的应用取得了较好的效果。

气测录井在不同地区有着不同的特征和规律，通过深入的研究和分析，可以发现和总结其特征、规律，建立相应的解释标准，为生产提供依据。