地化录井技术在油基钻井液环境下储层流体性质识别中的应用

宋昀轩 王 雷 蔡 军 鲁法伟

(①中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司；②中海石油(中国)有限公司上海分公司)

0 引 言

地化录井技术包括岩石热解分析技术、热蒸发烃气相色谱分析技术和轻烃分析技术，是获得井下地层油气直接信息的重要手段,由于其受工程参数、地层物性、地层水性质等影响较小，在油气勘探领域有着广泛的应用。东海西湖凹陷宝云亭地区由于钻井难度大、储层保护要求高等因素，油基钻井液已逐渐应用于探井钻探作业中。油基钻井液主要采用白油作为基油，白油是经过超深度精制(深度加氢精制脱除芳香烃、脱硫、脱氮和脱氧等杂质)的无色、无味和无腐蚀性的特种矿物油，主要化学成分为C16-C31的正、异构烷烃混合物[1-2]，其不但对常规录井中岩屑清洗、荧光识别、气测录井等具有一定干扰，也会对地化录井分析结果产生一定影响。本文以西湖凹陷宝云亭地区探井为例，分析油基钻井液对地化录井关键参数的影响，探索出利用芳香烃区域参数和热解参数相关性评价方法(地化评价方法和评价标准)鉴别真假油气显示，可以准确快速进行油、气、水层流体识别。

1 区域概况

宝云亭地区位于东海陆架盆地西湖凹陷平湖构造带上(图1)，由于西湖凹陷存在两期的油气运移聚集，第二期气液混合相的油气运移造成的对先期形成油气藏的次生改造作用和油气的重新分配广泛存在，使宝云亭地区油气显示的特征复杂多变，不同构造的油藏、气藏的特征存在很大差异[2-4]。宝云亭地区渐新统花港组以气层为主，间或含有少量的油层；始新统平湖组油气显示以气层、凝析气层为主，迄今为止发现的工业油气层均赋存于始新统平湖组中。复杂流体类型及其赋存条件导致荧光显示识别难度大，流体性质和流体界面判识困难[5-9]。

2 油基钻井液对地化录井的影响

通过对研究区水基钻井液和油基钻井液条件下S0、S1、S2、Pg等热解参数对比发现，在油基钻井液环境下，储层热解分析S1值明显高于水基钻井液条件下S1值，其升高幅度受储层物性、储层含油气性、钻井液与地层压差、岩屑浸泡时间、岩屑污染程度等多种因素影响，最终表现为总体抬升倍数值13.6左右；S0值在油基钻井液环境下相对水基钻井液环境有所减小，但由于影响因素更多，规律性不明显；S2值在油基钻井液和水基钻井液环境下表现出无规律变化的特征(表1、表2)[10-12]。

表1 水基钻井液体系下储层热解参数统计 mg/g

表2 油基钻井液体系下储层热解参数统计 mg/g

在水基钻井液条件下，各储层热解色谱分析数据中主峰碳分布范围较广，C10-C27均有分布，而油基钻井液条件下，各储层色谱分析数据中主峰碳分布较集中，主要分布于C12-C17区间，尤其以C16-C17区间最为集中，表现出与地层层位、流体性质无关的特征，从而失去了主峰碳数的指导意义(图2、图3)。

图2 N 4井(水基钻井液)4 548 m气层热解色谱谱图

图3 B 2井(油基钻井液)4 046 m气层热解色谱谱图

目前东海海域探井未针对不同钻井液体系制定出有针对性的、差异化的储层评价参考标准，所有井均采用同一套评价体系，其评价指标主要为S1与S2的绝对值、正构烷烃的分布形态、热解色谱主峰碳数范围、轻烃谱图形态及出峰个数等，这些指标受钻井液体系因素影响较大，且受解释人员专业技术水平及经验影响较大。目前的异常显示划分原则为将储集岩S1值大于1.0 mg/g 或Pg值大于基值的两倍作为异常层的确定标准，忽视了油基钻井液对于S1值的影响。由于宝云亭地区主要流体类型为天然气与凝析油、轻质油，储层热解S2值并不具有实际参考价值，从而导致西湖凹陷探井的地化录井评价准确性较差，解释评价符合率较低，难以准确识别储层流体性质、流体界面。因此，建立油基钻井液环境下的地化录井评价标准，消除油基钻井液对地化录井的影响，是目前东海地质录井工作亟待解决的难点和重点。

3 评价标准及方法的建立

通过对西湖凹陷宝云亭地区地化油气显示特征的总结可知，轻烃分析对流体性质判别、油气水评价具有相对重要的价值。宝云亭区域所在的西湖凹陷具有两期地层流体运聚特征，前一期所形成的油藏中较轻的烷烃组分溶于运移进入油藏的后一期的混合流体相中，并随天然气向上运移出油藏。这种机理形成的油藏的地化录井热解色谱特征是以轻组分为优势，重组分含量低、轻烃特征为C5以上的烷烃散失作用减弱，轻烃的中、重组分含量随碳数增加而上升，芳香烃含量与正构烷烃比值升高，但小于气层芳香烃含量。因此，平湖组随着轻质烷烃组分与天然气被运移出油层导致油质变重，芳香烃相对富集，最终随着天然气不断通过油层运移，油层被改造为气层。这类气层具有链烷烃含量低、芳香烃含量高的特点[3]。因此选用苯和甲苯总含量作为计算参数，同时采用C5以上的直链烷烃∑(nC5-nC9)作为计算参数。考虑在宝云亭地区芳香烃含量与直链烷烃呈一定程度此增彼减的趋势，故以(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)消除两者之间的比例因素影响，最终形成芳香烃区域特征指数Yx。

与此同时，利用储层热解S1值作为评价参数需要视现场所用钻井液体系具体情况进行适当的校正处理，即S1值校正。用以建立综合应用轻烃和热解数据解释的两个参数：

Yx=(BZ+TOL)/∑(nC5-nC9)

式中：Yx为芳香烃区域指数，%；BZ为苯含量，%;TOL为甲苯含量，%。

S1c=KS1

式中：S1c为油基钻井液环境下地化热解S1的校正值，mg/g；K为宝云亭地区地化热解经验校正系数，为油基钻井液S1值抬升倍数值的倒数，无量纲。

通过系统分析宝云亭地区地化热解参数，计算得出该区油基钻井液S1值抬升倍数值为13.67，因此S1值校正系数K在该区域为0.073。通过统计分析宝云亭地区18口井在油基钻井液体系中的地化轻烃参数与地层流体性质之间的规律得出：当Yx<7%，S1c>1 mg/g，且全烃值高于背景值5倍，C1值高于背景值3倍时为油层；当Yx>7%，S1c>1 mg/g，且Tg值及C1值高于背景值5倍时为气层；当S1c<1 mg/g或Tg值低于背景值5倍，C1值低于背景值3倍时为水层(图4)。

图4 宝云亭地区Yx与S1c值解释图板

结合这两个参数设计的解释图板，数据点越靠上油气丰度越高；在油区内数据点越靠左油质越重，越靠右油质越轻。

4 应用实例

综合分析宝云亭地区12口井，共计167个显示层位的地化轻烃特征参数及储层热解参数，应用新的地化录井评价标准和解释图板对其进行解释评价(图4)，并将解释结论与综合解释结论、测试结果进行对比统计(表3)，其在宝云亭地区储层流体性质判别方面符合率约为94.5%，具有较好的实践意义。

表3 宝云亭地区平湖组部分显示层位解释数据

4.1 B 2井平湖组P 2砂层组

宝云亭地区B 2井平湖组P 2砂层组，井段3 474～3 477 m(图5)，岩性描述为浅灰色细砂岩，成分以石英为主，次为长石，少量暗色矿物；荧光无显示。电性特征表现为平均电阻率7.7 Ω·m，电阻率较低；气测全烃Tg的最大值7.14%、背景值0.40%，C1的最大值4.36%、背景值0.16%，测井解释为油层。利用常规主要分析参数分析出峰个数 37 个，总峰面积138 527 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)为36.95%，∑(C6-C9)/∑(C1-C9)为63.05%。轻烃谱图反映出差气层特征。 综合岩屑分析结果，评价该层为差气层。

利用Yx与S1c标准分析可知，区域芳香烃指数Yx为4.19%～6.94%，S1c值为3.87～5.75 mg/g，交点投于交会图板油区( 图4，橙色菱形点)，评价该层为轻质油层。

最终经MDT泵出地层油样品，经实验室化验分析，原油密度为0.79 g/cm3，为轻质油，测试日产油763.8 m3，与标准分析解释一致，与常规分析解释结果差异较大，该解释标准在低阻油层、录井显示不明显的油层得到了应用验证。

4.2 B 2井平湖组P 4砂层组

宝云亭地区B 2井平湖组P 4砂层组，井段3 639～3 651 m(图5)，岩性描述为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，次为长石，少量暗色矿物；荧光直照亮黄色，面积5%，滴照乳白色，A/C反应慢。电性特征表现为平均电阻率14.1 Ω·m；气测全烃Tg最大值15.34%、背景值0.80%，C1最大值14.68%、背景值0.67%，测井解释为油层。利用常规主要分析参数分析出峰个数 40个、总峰面积78 555 mV·s、∑(C1-C5)/∑(C1-C9)为42.16%、∑(C6-C9)/∑(C1-C9)为57.84%。轻烃谱图反映出含气层特征。 综合岩屑分析结果，评价该层为差气层。

图5 B 2井综合解释剖面图

利用Yx与S1c标准分析，区域芳香烃指数Yx为5.04%～5.84%，S1c值为1.51～7.54 mg/g，交点投于交会图板轻质油区(图4，红色菱形点)，评价该层为轻质油层，其油质比3 474～3 477 m井段油层稍重。

最终经MDT泵出地层油样品，经实验室化验分析，原油密度0.85 g/cm3，为轻质油，密度比3 474～3 477 m井段油层稍重，与标准分析解释一致，与常规分析解释结果差异较大，该解释标准在定性对比油质轻重方面得到了应用验证。

4.3 B 6S1d井平湖组P 4砂层组

宝云亭地区B 6S1d井平湖组P 4砂层组，井段3 508.3～3 515.0 m(图6)，岩性描述为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，次为长石，少量暗色矿物；荧光直照亮暗黄色，面积5%，滴照淡乳白色，A/C反应慢。电性特征表现为平均电阻率18.3 Ω·m；气测全烃Tg的最大值6.52%、背景值0.22%、C1的最大值5.91%、背景值0.10%，测井解释3 506.6～3 508.3 m为气层、3 508.3～3 515.0 m为油层、3 515.0～3 518.4 m为油水同层、3 518.4～3 521.4 m为含油水层。利用常规轻烃分析参数分析岩屑样品8个点，主峰碳nC16,碳数范围nC12-nC38；色谱图呈梳状特征；轻烃组分分析岩屑样品8个点，谱图出峰形状呈梳状。通过分析出来的数据看出本井段含正构烷烃、异构烷烃、芳香烃组分，组分较全，分析结果显示为气层特征。综合储层流体性质特征，解释3 504.0～3 513.0 m为气层。

图6 B 6S1d井综合解释剖面图

利用Yx与S1c标准分析，3 508.0～3 510.0 m井段芳香烃指数Yx为3.70%～5.35%，S1c值为1.24～2.01 mg/g，交点投于交会图板轻质油区；3 512～3 516 m井段芳香烃指数变化不大，S1c值下降明显，由2.15 mg/g降至0.94 mg/g，含水特征明显，因此将油水界面定于3 514 m。解释结果为3 507～3 514 m为轻质油层(图4，蓝色菱形点)；3 514～3 521 m为油水同层(图4，黄色菱形点)。

最终经MDT于井深3 507.6 m、3 511.0 m泵出地层油样品，经实验室化验分析，原油密度为0.79～0.83 g/cm3，与标准分析解释一致，与常规分析解释结果差异较大，该解释标准在流体界面位置确定方面得到了应用验证。

5 结 论

(1)通过分析西湖凹陷宝云亭地区油气特征，利用储层岩石热解、轻烃等资料，综合气测录井特征，建立起应用于西湖凹陷宝云亭地区，且针对油基钻井液体系下油气显示的“芳香烃特征指数Yx与S1c值”解释评价标准及解释图板。

(2)该标准适用于西湖凹陷探井现场流体性质的快速识别、流体界面的划分，在气测、荧光、随钻测井特征不明显时可用于油气显示的定性判断，提高了地化录井解释的准确性，并在油基钻井液环境下的储层流体评价应用中具有可推广性。

(3)在后续的作业中，通过不断以实钻资料对解释标准及图板进行验证和修正，再结合其他录井手段对该图板解释准确率进行优化，将进一步提高该图板的准确性、实用性和普适性。