XX气田油基钻井液测录井影响校正研究

李晓东,孙建孟,冯平,鞠睿堃,蔡军,周贤斌

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛266580;2.胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司,山东东营257000;3.中海石油(中国)有限公司上海分公司,上海200035;4.中石化经纬有限公司华北测控公司,河南南阳473132)

0 引 言

与水基钻井液相比,油基钻井液具有润滑性好、抑制性强、耐高温、有利于井壁稳定性等优点,能极大地提升钻井效率,保障作业安全,被广泛应用于复杂井的钻探[1-2]。但是,油基钻井液也会对气测录井资料和核磁共振测井资料产生严重的影响。对气测录井资料而言,根据相似相溶原理,C3及以上的重组分进入油基钻井液后被不等比吸收溶解,导致气测组分相对含量失真,轻组分相对真实准确,而重组分气测录井数据偏低,给储集层流体性质的判断带来极大困难[3]。对核磁共振测井资料而言,非润湿相的油基钻井液滤液驱替冲洗带的流体,此时核磁共振测井信号包含了油基钻井液滤液信息,使得T2谱形态出现明显的向右拖尾现象,导致视可动孔隙度和渗透率计算结果偏大,无法准确地评价各种岩石物理特性[4]。因此,在油基钻井液条件下利用气测录井数据与核磁共振测井数据进行储层评价时必须先进行油基钻井液校正。

周建立等[5]根据水基钻井液井和油基钻井液井对应的气测组分之间的比值关系,采用多元线性回归方程建立了全烃气测值的表达式校正气测值,但并未提出针对各气测组分的校正方法。Ighodalo等[6]提出利用流体替代的方法对油基钻井液井中的核磁共振T2谱形态进行校正,该方法通过分离油和水的T2谱计算侵入带内总含水饱和度,再从T2谱中去除油谱得到饱含水的T2谱。校正后的核磁共振数据与水基钻井液获得的数据相当,但是在油基钻井液滤液侵入程度严重的井段,由于残余水的信号微弱,导致该方法无法使用,影响了核磁共振测井资料在油基钻井液井中应用的准确性。

本文以XX气田气测录井和核磁共振测井资料为研究对象,分别采用泥岩段组分扩大法和矩阵系数法对油基钻井液条件下测量得到的气测录井和核磁共振测井资料开展校正研究,以期解决油基钻井液条件下测录井资料的储层精细评价问题。

1 气测录井资料校正方法

除了受到钻井液类型的影响,钻井工程因素对气测录井测量值的影响也不可忽略。为了使油基钻井液井和邻井水基钻井液井中测量的气测值具有可比性,需要对这2种钻井液类型井的气测值进行钻井条件标准化校正,将这2种钻井液类型井的钻井条件统一,消除或降低不同钻井条件对气测资料的影响,从而利用这2种钻井液类型井的各组分气测值的比值进行油基钻井液校正。

1.1 气测录井标准化校正

影响气测录井各组分值的工程因素主要有井眼尺寸、钻井速度、钻井液排量、井筒取心等[7]。在本次气测录井校正中,主要用选取基准层段的工程参数作为参考值的方法进行校正。通过对上述工程影响因素进行归一化,将气测资料各组分进行相应的放大或缩小,从而完成油基钻井液井和水基钻井液井气测值的外因归一化校正,消除钻井工程条件对气测资料的影响。

(1)钻时校正。钻时为钻头每穿透1 m岩层所需要的时间,是反映钻速的物理量。随着机械钻速的增加,钻时越小,在单位时间和单位深度内钻头破碎的岩石体积越大,进入钻井液中的含气量就越多,进而在地面检测得到的气测值也就越大。通常,钻时与气测值大小成负相关关系,钻时小,气测组分检测的幅度值偏大;钻时大,则气测组分检测的幅度值偏低[8]。因此,需要对钻时进行校正。

Tc=T/Tavg

(1)

式中,Tc为校正后的钻时,min/m;T、Tavg分别为实际钻时和平均钻时,min/m。

(2)井径校正。在钻井过程中使用不同类型的钻头将会导致单位深度内钻头破碎的岩石体积不同,产生的破碎气也不同,从而对气测检测值的大小造成影响。因此,需要将不同尺寸的钻头统一校准至研究区的标准钻头直径[9]。研究区目的层正常钻进时的钻头直径为8.5 in(1)非法定计量单位,1 in=25.4 mm,下同,因此,在本次校正研究中,将8.5 in钻头直径作为标准进行井径校正。

Dr,c=(Ds/D)2

(2)

式中,Dr,c为标准化后的井径,in;Ds、D分别为标准钻头直径和钻穿地层所用的钻头直径,in。

(3)钻井液排量校正。钻井液排量是指单位时间内泵入井眼的钻井液体积。在钻井作业过程中,岩屑及其钻井液中的烃类通过钻井液不断地循环到地面录井系统中,因此,钻井液排量的大小对气测检测值的影响较大。在钻时、井径等其他工程参数一致的情况下,钻井液排量与气测检测值成负相关关系,即钻井液排量越大,单位体积的钻井液中破碎气的含量越低,导致气测检测值越低[10],需要将钻井液排量校正到标准条件

Qc=Q/Qavg

(3)

式中,Qc为校正后的排量,L/min;Q、Qavg分别为钻井液实际排量和钻井液平均排量,L/min。

(4)取心校正。钻井取心时钻头破碎地层的岩屑较少,使得单位体积钻井液中的破碎气含量与未取心层段相比较少,气测检测值显示较低。因此,需要进行取心校正,使得取心段气测数据与未取心段气测数据具有可比性,取心校正系数θ为

θ=D2/(D2-d2)

(4)

式中,d为取心的直径,cm。

一般情况下,研究区钻井取心为空心钻头,钻头外径为21.59 cm,所取岩石样本的直径为10.00 cm。经计算,取心段取心校正系数θ为1.27,未取心段的取心校正系数θ为1.00。

综上,钻井条件标准化的综合校正公式为

Cn,std=Cn×Tc×Dr,c×Qc×θ

(5)

式中,Cn为各气测组分原始测量值;Cn,std为经过校正后的各气测组分值。

对XX气田水基钻井液井和油基钻井液井分别进行上述钻井条件标准化校正,图1为A井水基钻井液井钻井条件标准化校正综合解释图。此时气测录井曲线的工程影响因素被校正消除,自上而下的气测曲线所对应的钻井工程参数是统一的,钻井条件相同。利用校正后的气测组分值在纵向上可以反映地层真实的含气量信息,用于油气层的判别,也可以在横向上与邻井油基钻井液井的气测曲线进行对比,为下一步气测组分的油基钻井液影响校正奠定基础。

图1 A井水基钻井液井钻井条件标准化校正综合解释图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

1.2 气测录井油基钻井液校正

研究区采用以白油为主要组分的油基钻井液进行钻井,对气测录井的轻组分甲烷没有吸收影响,而对较重的烃类组分有较为强烈的吸收作用,导致重组分信号明显减弱,为及时准确地发现油气层造成困难[11]。

与水基钻井液相比,油基钻井液对于气测组分值的影响主要体现在油基钻井液会对重组分产生吸收作用。为消除由于钻井液性质不同给气测资料带来的影响,需要对油基钻井液井气测录井资料因钻井液吸收造成重组分信号减弱明显的影响进行校正。本次对油基钻井液井气测录井资料的校正研究采取基于泥岩段组分扩大法。首先在已经进行钻井条件标准化校正的基础上,筛选出油基钻井液井所要校正的目的层段以及邻井水基钻井液井对应层位的泥质含量大于40%的泥岩层;然后将油基钻井液井与水基钻井液井对应层位的气测录井资料的各组分进行对比,从而获得各个组分的校正系数。

Cn,wclay/Cn,oclay=αCn

(6)

式中,Cn,oclay为油基钻井液对应层位泥岩各个组分的气测值平均值;Cn,wclay为水基钻井液对应层位泥岩各个组分的气测值平均值;αCn为Cn组分的扩大系数,该值可看作油基钻井液的影响因子。

在得到各个组分的校正系数后,就可以利用得到的校正系数对各个气测组分进行油基钻井液的校正。

Cn,jz=Cn,std×αCn

(7)

式中,Cn,jz为油基钻井液钻井校正后的气测值。

对油基钻井液B井经过钻井条件标准化校正后,再进行油基钻井液气测校正(见图2)。在经过钻井条件标准化校正以及油基钻井液校正后,B井的气测录井各组分在不同程度上有着相应的放大校正,随着组分值的增大,校正系数相应变大。校正之后的气测曲线与邻井水基钻井液钻井的气测曲线相似,可以利用校正后的气测组分值进行流体性质的甄别。

图2 B井油基钻井液井气测校正图

在实际的气测录井解释工作中,认为电阻率、气测总烃、气测组分特征均能有效地识别油气层。本文选取气测总烃Tg、随钻电阻率P40H、C1/C2+这3个参数建立了一套适用于研究区的测录井联合流体识别三角图版,其中C2+为除C1组分外其余气测组分之和。

如图3(a)所示为校正前建立的测录井联合识别技术的权重三角基础图版,由于油基钻井液对气测组分的干扰,无法进行流体性质的识别。图3(b)为校正后建立的三角图版,消除了油基钻井液的干扰,可以识别出气层、凝析气层、致密层、水层、低阻气层、油层等主要解释层。

图3 校正前后测录井联合流体识别三角图版

2 核磁共振测井T2谱形态校正方法

2.1 储层孔隙结构分类

为满足XX气田生产作业的需求,优选出一套MO-DRILL油基钻井液体系,该体系基础配方:3号白油+3%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+4%有机土+3%降滤失剂+2%碱度调节剂+2%封堵剂+2%疏水胶体封堵剂+0.5%流型调节剂+1.2%高温流变稳定剂+重晶石(油水比为80∶20)[4]。油基钻井液井中核磁共振T2谱分布形态明显受到油基钻井液滤液的影响,地层流体信息被钻井液滤液信息覆盖,因此,无法直接用于储层物性参数的计算及孔隙结构的评价。为了消除油基钻井液对核磁共振T2谱形态的影响,需要确定其水基钻井液环境下核磁共振T2谱,才能建立油基钻井液井T2谱与水基钻井液井T2谱特征的相关关系。然而,对于研究区内的某一口井,无法同时开展水基钻井液和油基钻井液环境下核磁共振T2谱测量,而且由于海上作业过程中钻取的岩心数量相对较少,也无法开展大量的不同类型钻井液侵入与核磁共振联测实验。

不同孔隙结构类型下油基钻井液滤液的侵入对核磁共振测井T2谱的影响程度不同,因此,需要针对不同孔隙结构类型的储层分别进行校正。由于渗透率反映了储层岩石的渗流能力,是孔隙度和孔隙结构的综合表征,且渗透率的大小影响油基钻井液滤液侵入地层的程度,为了便于后续处理,本研究按照渗透率数量级界限划分孔隙结构类型:Ⅰ类孔隙结构储层渗透率K≥100 mD(2)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同;Ⅱ类孔隙结构储层渗透率10 mD ≤K<100 mD;Ⅲ类孔隙结构储层渗透率1 mD≤K<10 mD;Ⅳ类孔隙结构储层渗透率K<1 mD。

搜集研究区内油基钻井液和邻井水基钻井液的核磁共振测井资料,分别提取五种钻井液环境下储层孔隙结构相近的实测核磁共振T2谱构建样本库(见图4)[12],进而对比不同钻井液类型条件下T2谱的特征,建立两者之间的相关关系。此方法避免了岩心核磁共振实验数据有限、代表性差、实验周期长等问题,便于后续T2谱形态校正模型的标定。

图4 储层在不同钻井液环境下T2谱对比图

2.2 核磁共振T2谱形态校正模型

核磁共振T2谱数据和岩心压汞资料都可以用于储层岩石孔喉尺寸的分析,且两者具有良好的一致性。为了定量分析岩石不同尺寸的孔隙,部分学者提出利用核磁共振T2谱区间孔隙度刻画孔径尺寸的方法[13]。前人通常给定7个横向弛豫时间值即1.00、3.00、10.00、33.00、100.00、300.00 ms和1 000.00 ms来表征储层岩石的孔隙结构和孔径分布信息,并将核磁共振T2谱划分为8个孔隙度区间(Bin)[14]。每个区间反映不同大小的孔隙,短横向弛豫时间代表小孔隙,长横向弛豫时间代表大孔隙。

在实际钻井压差条件下,大孔隙对储层的渗透率贡献最大[15],钻井液滤液主要侵入大孔隙部分,驱替出探测范围内的可动流体(包括可动水和油气);而钻井液滤液侵入小孔隙部分较少,束缚流体基本不会改变。钻井液滤液的侵入只对大孔隙对应的核磁共振T2谱产生较大的影响,而对小孔隙束缚流体部分的影响不大[16]。因此,本文将针对油基钻井液滤液侵入后核磁共振T2谱的可动流体部分进行校正,并与原始束缚流体部分的核磁共振T2谱组合,即可得到形态校正后完整的核磁共振T2谱[17]。

本文通过开展饱和水离心的岩心核磁共振实验,确定研究区的最佳T2截止值为17.48 ms。根据该截止值将核磁共振T2谱划分为大孔隙和小孔隙部分,小于该T2截止值的核磁共振T2谱代表小孔隙部分,并保留其原始形态;而大于该T2截止值的核磁共振T2谱代表大孔隙部分,需进行形态校正。

考虑到油基钻井液的侵入对大孔隙空间中的每一个孔隙组分都有影响,且平均T2截止值为17.48 ms。为了表征油基钻井液滤液对核磁共振T2谱的影响,本文只定义了33.00、100.00、300.00 ms和1 000.00 ms这4个横向弛豫时间划分的核磁共振T2谱。结合T2谱截止值及最大横向弛豫时间值,就可以将T2谱划分为5个区间[17.48,33.00]、[33.00,100.00]、[100.00,300.00]、[300.00,1 000.00]、[1 000.00,3 000.00] ms,并分别计算出每个区间的孔隙组分占比[18]

(8)

(9)

(10)

式中,Xi为核磁共振T2谱孔隙组分占比;T2,min和T2,max分别为0.30 ms和3 000.00 ms;T2,cutoff为岩心核磁共振实验获得的最佳T2截止值,本研究中为17.48 ms;T2,i为上述定义的4个T2弛豫时间值(分别为33.00、100.00、300.00 ms和1 000.00 ms);S(T)为核磁共振T2谱孔隙分布函数。

根据式(8)～式(10)可以计算出油基钻井液条件下核磁共振T2谱的5个孔隙组分占比。将T2弛豫时间大于17.48 ms的水基钻井液条件下的实际测量得到的核磁共振T2谱各弛豫时间对应的幅度定义为因变量,并使用5个孔隙组分占比作为自变量,从而建立水基钻井液和油基钻井液钻井条件下核磁共振T2谱之间的函数关系。利用该模型可以将油基钻井液下的核磁共振T2谱还原到水基钻井液条件下的核磁共振T2谱,函数关系为

A1=a11X1+a12X2+a13X3+a14X4+a15X5+b1

A2=a21X1+a22X2+a23X3+a24X4+a25X5+b2

A3=a31X1+a32X2+a33X3+a34X4+a35X5+b3

⋮

Ai=ai1X1+ai2X2+ai3X3+ai4X4+ai5X5+bi

(11)

式中,Ai为经过校正后核磁共振T2谱大孔隙部分各时间布点对应的幅度值,i的取值由研究区T2谱弛豫时间布点个数和截止值大小决定;X1,X2,…,X5为5个孔隙组分占比X分量;ai1,ai2,…,ai5为第i个时间布点下多元线性函数的系数值,其数值由样本库中水基钻井液和油基钻井液条件下核磁共振T2谱数据标定得到;b1,b2,…,bi为第i个弛豫时间布点下多元线性函数对应的常数,其数值同样由样本库中水基钻井液和油基钻井液条件下的核磁T2谱标定得到。

2.3 应用实例分析

将标定后的校正模型应用于研究区内油基钻井液条件下的核磁共振T2谱,就可以消除油基钻井液对核磁共振T2谱形态的影响。图5为C井3 960.0～3 990.0 m井段油基钻井液校正前后的测井解释结果。图5中第5道为实际测量的校正前核磁共振测井T2谱,第6道为利用本模型进行校正后的核磁共振测井T2谱。从图5可以看出,与校正前的核磁共振T2谱相比,校正后的核磁共振T2谱的大孔隙部分左移,拖尾现象消失,消除了油基钻井液滤液侵入导致的伪长横向弛豫时间信号。另外,在油基钻井液条件下,利用核磁共振测井T2谱计算的渗透率结果与岩心分析渗透率相比明显偏大,而经过校正后的核磁共振T2谱计算的渗透率结果与岩心样品的渗透率结果更加吻合(相对误差46.44%),经过校正后的核磁共振T2谱计算的渗透率结果整体精度明显提高。

图5 C井油基钻井液侵入校正前后测井解释结论对比图

结果表明,本研究油基钻井液条件下核磁共振T2谱形态校正模型是可靠的,有效消除了油基滤液的侵入对核磁共振T2谱的影响。可以将校正后的核磁共振T2谱作为水基钻井液条件下的核磁共振T2谱,为后续的处理解释奠定了基础。

3 结 论

(1)在使用油基钻井液钻井过程中,气测录井和核磁共振测井资料会受到油基钻井液的严重干扰。油基钻井液会不等比吸收破碎气中的重组分,导致气测组分相对含量失真,无法进行油气层的甄别;油基钻井液滤液的侵入会导致核磁共振测井T2谱形态产生严重拖尾的现象,产生大孔隙假象,不能直接应用核磁共振测井资料评价储层参数。

(2)油基钻井液与水基钻井液相比,气测资料差异的影响因素主要体现在油基钻井液对重组分的吸收作用。首先将水基钻井液和油基钻井液井的气测资料分别进行钻井条件标准化校正,使得这2种钻井条件下的气测资料具有可比性。再应用基于泥岩段组分扩大法实现了油基钻井液条件下气测资料的校正,并提高了三角图版识别流体性质的准确性。

(3)基于水基钻井液井和油基钻井液井核磁共振测井T2谱之间的差异,建立了相应的核磁共振T2谱形态校正模型。通过提取水基钻井液井和油基钻井液井的核磁共振测井T2谱,标定了多元线性函数关系中的待定系数和常数。通过对比校正前后核磁共振测量T2谱计算的渗透率和岩心分析渗透率结果,发现经过T2谱形态校正后计算的渗透率更加准确,提高了油基钻井液井中应用核磁共振测井资料计算渗透率的精度,为进一步利用核磁共振测井资料评价储层其他参数奠定了基础。