靖安油田低渗油藏气测组分分析技术创新及应用

朱志锋 张玉良 彭述兴 敬小军 喻 意 任立春

(①中国石油长庆油田分公司第四采油厂；②中国石油渤海钻探第一录井公司)

0 引 言

靖安油田X油区以长6油组为主产层，属低孔、特低-超低渗岩性油藏，平均孔隙度12.46%、中值渗透率0.68 mD；油藏油水分异差，边底水不活跃，原始地层压力系数0.7，为提升采收率，超前注水补充油层能量。该油组天然微裂缝发育，易形成以注水井为中心的高渗透性诱导裂缝，注入水易沿裂缝或高渗层突进，导致平面矛盾及纵向上注采剖面不均衡进一步加剧[1-2]，具体表现为已钻水平井单井产能差异明显，部分解释为油层的水平井投产见高含水现象，影响油区井位部署和建产效益。因此，对水平井建井质量控制提出了更高要求，亟需探索油层精细解释新技术。

本研究从测井、录井资料互为补充和印证的角度出发，通过对气测解释评价方法的再研究、再认识，探索随钻录井资料应用新方法，建立新气测解释图板，提高该区油层解释符合率，为水平井随钻质量控制、储层改造方案优化及投产见水治理提供新支持。

1 低渗透油藏气测组分分析研究

1.1 气测解释理论基础

在同一地质区域，具有相同运移及成藏背景的原油伴生气组分特征趋于相同。生产实践表明，因储层原油品质不同，或受采出程度及注水强度等因素影响，油藏伴生气丰度及烃组分比均会发生相应的改变[3]。据此，可以利用油层原油伴生气与油品的特定响应特征，优选评价参数，建立相适应的气测解释图板。

本文油层分类以本油区油井投产初期含水率进行划分，更能反映油井真实产能。区内多数产油井产液含水率在40%～65%之间。依据SY/T 6293-2008《勘探试油工作规范》，该区油井产液大多数含水率>20%，为油水同层，为便于解释，本文将其再细分为：Ⅰ类油水同层(含水率20%～45%)、Ⅱ类油水同层(含水率45%～65%)、Ⅲ类油水同层(含水率65%～80%)、Ⅳ类油水同层(含水率80%～98%)，简称Ⅰ类层、Ⅱ类层、Ⅲ类层、Ⅳ类层；非产油层含水率>98%，为残余油、含油水层、水层或水淹层。

1.2 低渗井随钻气测影响因素分析

通过检测从井筒返出钻井液所携带的烃类气体组分摩尔浓度(或体积浓度)Ci(i=1,2,3,4,5)，运算各气态组分摩尔浓度总量TC值(TC=∑Ci)、各组分相对含量XCi值(XCi=100×Ci/TC)、Ep值(Ep=C2/C3)、Eh值(Eh=100×C2/∑Ci，i=3,4,5)等数据，可直观反映储层含油气性。但由于气态烃地面检测受钻井施工条件、气测仪器运行稳定性等诸多非地层因素影响，检测结果数据多有失真，严重影响油层解释评价的精度。分析油区油井井筒信息，除去油层影响，随钻气测的主要影响因素归结为以下几方面。

1.2.1 注水推进线的影响

由于超前注水，在推进水线前端形成局部地层高压，油层中烃类物质受注入水驱作用，发生甲烷气体相对富集的现象。实钻中，钻至注水线附近时，因为高压，常伴有溢流现象；同时检测到C1和TC出现异常高值，且Ep≥1。

1.2.2 机械钻速的影响

同一油层，通常钻速越快，检测组分值越高，反之则低。采用钻时补偿的方法可以对组分检测值进行校正[4]。实钻解释中，由于定向钻进导致水平段高钻时，亦可根据现场岩屑显示情况，选取邻近正常钻时的气测检测值进行替代。

1.2.3 钻井液性能的影响

长6油组由于超前注水导致局部地层压力较高，为安全钻井，所用钻井液密度>1.20 g/cm3，通常为1.25～1.45 g/cm3，漏斗粘度45～60 s，属过平衡钻进，烃类气以岩石破碎气为主。

1.2.4 其他因素影响

钻井液添加剂、脱气器脱气效率、录井仪器灵敏度等因素对气测组分检测值都有一定的影响，可按相关经验进行相应的校正[5]。

1.3 随钻气测数据标准化处理

对随钻气测数据进行标准化处理，有助于提升油井随钻气测解释符合率。在前人对气测数据标准化研究的基础上[6-9]，本文从两方面重新探讨气测数据标准化处理，一是气测值原油气态烃组分还原校正处理，二是对随钻气测TC值进行归一化校正处理。

1.3.1 气测值原油气态烃组分还原校正处理

基于同一油区同期形成的油藏所包含烃类组分特征相似原理，以本区地层原油样品烃类气组分比为标准，校正并消除烃类组分地面检测影响因素，求取区域气测解释标准数据。收集油区长6油组原油井流物组分高压物性资料，统计显示(表1)：原油样品烃类气体由C1-C8组成，其中C1摩尔含量最高，占TC的34%～43%，C3次之，Ep介于0.34～0.53之间，C1-C3摩尔含量占比78%～82%，对C1-C5值进行相对比值处理，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

实钻中，地面可检测C1-C5，通常XC1>45%；试油实际数据显示，高产低含水油层所对应的XC1均值在52.0%左右，Ep值在0.5～0.6之间，与油组原油烃类气组分特征有明显差异。其原因是：原油烃类气进入

表1 长6油组原油井流物组分高压物性分析统计

钻井液后，钻井液对各烃组分的吸附能力不同，各烃组分沿井筒上升速度也有差异，返至井口后烃类气还存在不同逸散损失，脱气器效率也存在不稳定等因素，造成地面检测烃组分含量及比值发生改变。

对区内高产低含水油层井的实测气测值进行统计(表2)处理可得：

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

由以上两公式得到该油区气测组分参数还原校正系数：

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

表2 X油区长6油组高产低含水油层气测组分

利用气测组分参数还原校正系数，对随钻气测数据进行还原校正，更能体现本区油层原始烃类气组分特征，一定程度提高了气测数据解释精度。由表3、图1可见，还原后的气测烃比值连线均集中在标准油层线附近，且随油层产液含水率的增加，烃比值连线逐渐偏离标准油层线。这验证了原油烃组分还原校正法的有效性及可行性，也为进一步开展TC值归一化并建立新气测解释图板提供了可靠的数据。

1.3.2 随钻气测TC归一化校正处理

在常规录井解释中，气测TC值仅作为油层解释的定性指标。鉴于水平段通常是穿行在同期或同一性质的油层中，如本区的长61或长62层水平段，当钻井液密度高于地层压力时，所含烃类侵入气基本为岩石破碎气，背景值较稳定，因此TC值的大小对油层产能具备定量评价基础，但还需要归一标准化处理。本文针对水平井建立了新的TC归一化模型，公式如下：

表3 油区内部分油井显示段参数

图1 归一化校正前后烃比值对比

TCn=TC×[1+b×(t-t0)/t0]×(TCm/TCa)-TC0

式中：TCn为归一后气态烃摩尔浓度总量，%；TC为待评价井实时气态烃摩尔浓度总量，%；t为待评价井实时钻时，min/m；t0为区域正常钻时，min/m；TCm为区域标准井气测摩尔浓度总量均值，%；TCa为待评价井显示层段校正气态烃摩尔浓度总量均值，%；TC0为TCn基值，%；b为常量系数。

选取区内高产、稳产期长的水平井为标准井，对其入窗后的气测异常显示段的组分进行校正后，求取TC的均值TCm，再用同样的方法计算待评价井显示层段的TC均值TCa。用二者比值作为待评价井的一项归一化系数。

对水平井的TC值标准化处理后，可有效消除钻时等因素造成的误差，增强了TCn定量评价的功能。

2 新标准化解释图板的建立

气测解释图板经投产结果验证正确与否，是衡量气测图板适应性的主要依据。本文通过反复试验，优选Wh、Bh、Eh、TCn等对本区油层性质具良好响应的气测参数，以本区标准油层(Wh=60.7，Bh=1.07，Eh=27.4%)和大量标准化气测数据为基础，建立本区标准化3H图板、Eh与TCn交会图板(图2)，划定不同性质油层的边界，明晰不同类型油层在图板上所属区域，为提高油层解释符合率提供新方法。

2.1 3H图板

本区3H气测解释图板分为五个区(图2a)，标准油层落在图板Ⅰ类层区，随Wh、Bh值升高，其右上侧依次划分了Ⅱ、Ⅲ类层区，在Ⅰ类层下方划分的Ⅳ类层区，具残余油特征，在图板价值区线以外为无产能区(含油水层、水层、水淹层)。由于任何气测组分参数值都存在一定的多解性，3H图板需要通过Eh与TCn交会图板进行补充解释并综合评价。

2.2 Eh与TCn交会图板

有别于传统气测异常特征点选值评价方式，以Eh与TCn交会图板尝试对全水平段进行气测解释评价。收集区内50口水平井气测数据，对单井水平段以10 m间隔连续取均值，计算Eh、TCn。首先优选与标准油层气测特征接近且含水<45%的多口水平井数据进行交会，标定Ⅰ类层区，再依次对其他类型井的数据交会，分析不同类型井在图板中的分布特征，最终建立了Eh与TCn交会图板(图2b)。Eh与TCn交会图板显示，好油层的Eh值交会点自左而右呈向标准油层(Eh=27.4%附近)倾斜收敛的趋势，TCn集中分布在1.5%～5.5%之间，各种类型的油层具有明显的边界。

图2 油区新气测解释图板

据图散点分布特征：以TCn=3.0%为界，划分Ⅰ类层和Ⅱ类层区，并在该区上下依据投产实际结果划分出Ⅲ、Ⅳ类层和无产能层(含油水层、水层、干层)共5个区，具体分区界限坐标点如表4所示，基本符合目前该区水平井产层分类。

表4 油区新气测解释图板边界数据

3 现场应用

依据新建立的标准气测图板，目前已开展了32口水平井的随钻气测解释。图板解释成果在指导生产实践过程中，经试油及投产效果统计验证，解释油层符合率达85%以上，有效指导了水平井随钻地质导向，油层钻遇率由83.2%提高到89.5%，证实了所建图板对本区油水层解释的可靠性和实用性，并为注水线识别、储层改造优化工作提供了支持。

3.1 指导油层解释

具开采价值的油层，Eh值在10%～40%之间，好油层段往往对应高TCn值。从P 463X、P 466X水平井综合解释剖面(图3、图4)可见，TCn曲线与声波时差、电阻率等测井曲线均有较好的对应。通过应用Eh与TCn交会图板，可提高油层解释符合率。

P 463X井(图3)投产初期含水33.6%，水平段油层TCn为1.6%～6.8%，Eh为14.5%～36.8%(均值20.6%)；1 923.0～1 942.8 m的TCn和Eh值为该井最高值，TCn为6.8%，Eh为34.0%，与其相对应的Wh为39.7、Bh为2.68。3H图板解释为Ⅲ类层，Eh与TCn交会图板解释为Ⅰ类层，综合评价为Ⅰ类层，与该井高产油低含水的实际相符。

P 467X井和P 463-19X井投产初期含水分别为92.0%和66.7%，P 467X井Ⅳ类层(位于Eh与TCn交会图板上端)相对P 463-19X井Ⅲ类层，其TCn和Eh交会点上移到上部Ⅳ类区，综合解释结论与投产实际相符。P 468X井Ⅳ类层位于Eh与TCn交会图板下部Ⅳ类区，对应 3H图板也处于下部Ⅳ类层，与该井投产实际含水为83.5%相符。

图3 P 463X井综合解释剖面

P 466X井(图4)水平段测井解释以油层为主，平均孔隙度12.1%，平均渗透率3.96 mD，18号、21号、23号油层物性好，渗透率最高8.05 mD，是目前该区水平井段电测解释油层渗透率最高的层，对应TCn值也是该井最高值。该井水平段气测解释成果(表5)显示，3H图板解释以Ⅱ-Ⅲ类层为主，在Eh与TCn交会图板参数点主要分布在图板Ⅰ-Ⅱ层区，靠近Ⅲ类层区，部分进入Ⅳ类层区，相应含水率较高，结合电测解释，水平段油层物性好，综合评价为Ⅱ类层。该井投产后产油5.1 t/d，含水稳定在60%左右。这表明Eh与TCn图板解释结论更为合理。

图4 P 466X井综合解释剖面

表5 P 466X井水平段气测解释成果

3.2 指导水平井地质导向

实钻中，随钻录井资料具有实时解释优势，高质量的随钻气测解释可为水平井着陆及轨迹调整提供重要依据[10]，助力随钻实时地质导向。

现以P 462X井为例(图5)。该井水平段长度200 m，目的层对应参考1井的第二套油水层，入靶海拔-85.0 m，水平段轨迹上倾。钻前分析，设计靶点距油底4.5 m，存在一定底穿风险。

图5 P 462X井钻井地质设计轨迹

实钻中，自1 903.0m(海拔-77.3 m)进入第一套油层(图6)，较设计油顶深3 m，且发生了溢流。1 940.0～1 945.0 m井段(海拔-84.0 m)的气测解释结果由Ⅰ类层转为Ⅲ类层，后钻遇13 m无显示泥质粉砂岩。稳斜钻至1 965.0 m(海拔-86.0m)进入设计目的油层附近。在轨迹调整水平过程中，1 977.0～1 995.0 m井段见油斑砂岩，但TC呈下降趋势，Wh为67.6，Bh为0.71，Eh为15.2%，解释为Ⅳ类层(19号层，残余油)；继续钻进，1 995.0～2 000.0 m井段钻遇无显示泥质粉砂岩，已超设计入靶海拔2 m，担心有底穿可能。但结合气测解释分析认为，该层泥质粉砂岩上部Ⅳ类层不是地质设计所期望的参考1井的第二套油层，真正的目标层在该泥质粉砂岩层下部。随后，修正地质设计水平段轨迹由增斜改为继续稳斜探层，在2 005.0 m(海拔-87.5 m)再次钻遇油斑砂岩，气测TC由0.17%升高到10.8%，Wh为52.6，Bh为1.6，Eh为39.2%，随钻解释Ⅲ类层(22号层)。后期水平段轨迹以平推为主，岩屑荧光系列8～9级，气测解释以Ⅱ类层为主，直至完钻。

完钻后，用新气测解释图板解释，其结果与完井电测解释结果基本相符。这说明用新气测解释图板进行随钻气测解释，可以实时有效指导合理入靶并及时正确调整轨迹。该井措施改造6段，产液含水52%，日产油5.2 t，达到地质设计预期效果。

图6 P 462X井综合解释剖面

3.3 指导注水线识别

运用随钻气测组分特征准确识别注水线位置，对于水平井的储层改造具有重大现实意义。P 25X井综合解释评价及隔采效果如图7所示，水平段设计并改造8段，日产液45.7 m3，含水100%；再分析改造段录井气测数据，发现电测解释的88号层(42.6 m油层，5、6改造段)的TCn突升至86.8%(基值0.75%)，XC1>70%，气测重新解释为水淹层。分析该井出水受相距380 m外的L 92X注水井影响(前期注水量10 114 m3)，遂停注，并对5、6改造段实施隔采后，取得明显效果。该例说明气测资料有助准确判断注水线位置，在水平井段改造时应避开水线。

图7 P 25X井综合解释评价及隔采效果

3.4 指导水平井储层改造

判别注水线附近水淹层位置对设计水平段压裂改造点非常重要。确定改造点时首先要考虑避开水线，如P 25X井88号层(图7)，还要规避高含水层，如P 466X井10号、12号层(图4)。在同一油层段，优选油层段内TCn高、物性好的位置为改造点，更利于提升压裂改造效果。通过测井、录井解释成果的相互印证、补充，为32口水平井提供射孔压裂改造提供建议，实施投产后产液平均含水由68.5%下降至63.7%，起到了精准改造优质层段、合理规避高含水层段的作用。本文数据处理与解释新方法对该区水平井储层改造具有一定的指导作用，与该区试油改造规模大、全水平段分段压裂、同时开采的方式相适应。

4 结论与认识

(1)建立了两种可用的随钻气测数据标准化处理新方法。一是利用本区原油井流物高压物性资料，建立了气测解释标准油层，计算气测组分还原校正系数；还原校正后的气测数据有效消除了非地层因素造成的系统误差，更能体现地下储层含有物的原始属性状态，提升油水层气测解释参数的判别分离度，有利于形成统一的判别标准，从而提高油层解释符合率。二是建立了TC均值归一化数学模型，消除钻速、气测基值等影响，把数据归一到统一标准下；标准化后的气测数据TCn具有定量化解释功能，拓展了气测解释新思路，提升了气测解释精度。

(2)通过矿场应用证实了新气测解释图板有效性和可靠的适用性。通过优选该地区大量产油井的相关气测数据，进行标准化数据校正处理和统计分析，建立了3H、Eh与TCn标准化解释图板，并首次尝试全水平段气测解释评价新模式，使解释符合率明显提升。此外，新气测解释图板在指导该区水平井随钻导向和水平段储层改造中，也发挥了有效作用，为取得良好的建产效益做出了贡献。

文中所涉图板均由气测组分派生参数交会建立，应用中因受现场数据采集及单一派生参数局限性等因素影响而存在一定的多解性。实践中，应基于区域标准油层特征，采用多图板联合解释方式；对于矛盾层，还应结合测井曲线及其解释成果，深度挖掘气测数据所蕴含的油层信息，持续探索油层解释新模式，更利于提升油区整体解释符合率。