巖屑自然伽馬錄井技術(shù)在冀東油田的應(yīng)用

杜 鵬 何 強 高凌云 劉勝明 劉 軍

(①中國石油長城鉆探工程有限公司錄井公司；②中國石油冀東油田公司監(jiān)督中心)

0 引 言

隨著鉆井工藝技術(shù)的快速發(fā)展，鉆井提速已是今后石油勘探的必然趨勢，傳統(tǒng)的地質(zhì)錄井受到嚴(yán)重制約，越來越滿足不了日益復(fù)雜的勘探需求，主要表現(xiàn)在：PDC鉆頭快速鉆進條件下，巖屑破碎嚴(yán)重，巖性識別困難[1-2]；為滿足不同的勘探目的，近年來冀東油田大斜度井不斷增多，導(dǎo)致巖屑混雜嚴(yán)重，巖屑代表性變差，給隨鉆準(zhǔn)確劃分儲集層、地質(zhì)導(dǎo)向工作帶來了很大困難；隨著勘探的深入，深層?xùn)|二段、東三段地層發(fā)育有大量薄層玄武巖、玄武質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)泥巖等特殊巖性[3-5]，地層卡取困難；測井資料只能在中途完鉆或完鉆后獲取，且存在測量盲區(qū)，及時性差。這些難題已經(jīng)成為冀東油田高效勘探開發(fā)亟待解決的問題。

為解決以上難題，在冀東油田引入巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，能夠在隨鉆錄井過程中實時獲得地層自然伽馬曲線，通過曲線的變化趨勢反映地層巖性的變化特征，進而準(zhǔn)確地識別儲集層，為冀東油田油氣層勘探開發(fā)提供有力支持。

1 巖屑自然伽馬錄井技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

基于巖石礦物中γ射線的自然放射性，借助γ射線探測器檢測被測巖屑樣品中的γ射線強度，依據(jù)巖石的自然放射性變化規(guī)律，利用金屬鉛對γ射線的屏蔽能力，將巖屑與晶體用鉛罐密封，通過光電倍增管將光電信號轉(zhuǎn)換、放大、檢測，獲得放射性強度參數(shù)，再通過巖屑自然伽馬分析儀對標(biāo)準(zhǔn)巖石礦物進行標(biāo)定，定性識別被測樣品的巖石類別(圖1)[6-8]。

圖1 不同巖石放射性含量對比

1.2 技術(shù)優(yōu)勢

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)是以檢測出的巖屑自然放射性強度為分析對象，彌補了傳統(tǒng)地質(zhì)錄井的不足，主要具有以下4個方面優(yōu)勢。

(1)連續(xù)性好:巖屑自然伽馬錄井技術(shù)以巖屑作為檢測對象，以地質(zhì)錄井間距作為樣品點間距，實現(xiàn)錄井段連續(xù)測量[9-10]。

(2)抗干擾性強:巖屑自然伽馬錄井分析樣品為返出地面的巖屑，分析結(jié)果只與組成巖石的礦物類型有關(guān)，不受地下巖石結(jié)構(gòu)、鉆井液等因素的干擾，同時也不受巖屑顆粒完整性的影響，適合PDC鉆頭鉆井條件下粉末狀巖屑、大位移井和水平井巖屑混雜且?guī)r屑量少情況下的分析與巖性落實[10-11]。

(3)靈敏性高:巖屑自然伽馬錄井技術(shù)參數(shù)對于巖性變化反映非常靈敏。如圖2所示，實驗室模擬砂泥巖，伽馬計數(shù)值(以下簡稱CPS)與泥質(zhì)含量的線性關(guān)系非常好，線性相關(guān)系數(shù)達0.989 3，分辨率高，泥質(zhì)含量變化5%，CPS就有明顯變化，不僅滿足定性識別的需求，且趨向定量化[12-14]。

圖2 標(biāo)準(zhǔn)巖樣泥巖含量相關(guān)性

(4)及時性好:相對于其他實驗室分析項目，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)取樣簡單，樣品分析周期僅為30 s，能夠?qū)崟r識別巖性類別，且沒有測量盲區(qū)，能夠滿足勘探開發(fā)中隨鉆錄井工作的需求。

2 方法研究

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)獲得的原始數(shù)據(jù)為CPS值，雖然通過其值高低能夠反映巖石類型，但是在應(yīng)用過程中或與測井曲線對比上有諸多不便，因此需要將該數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為自然伽馬值。

2.1 選取標(biāo)準(zhǔn)樣品

選用目的井所在區(qū)塊內(nèi)相同層位已完井(鄰井)的至少5個以上已知自然伽馬值的巖屑樣品定義為標(biāo)準(zhǔn)樣品，要選取區(qū)塊內(nèi)足夠多的具有代表性巖性，例如在砂泥巖剖面建議使用純砂巖、含泥砂巖、泥質(zhì)砂巖、砂質(zhì)泥巖、純泥巖等作為標(biāo)準(zhǔn)樣品。

2.2 樣品掃描

應(yīng)用巖屑自然伽馬分析儀對標(biāo)準(zhǔn)樣品進行掃描，為確保儀器對樣品分析的準(zhǔn)確性，每個樣品進行5次重復(fù)性掃描，重復(fù)性測量誤差不得超過5%，取各標(biāo)準(zhǔn)樣品的CPS平均值。

需要注意的是，在進行每個樣品5次掃描獲取平均數(shù)據(jù)時，一定要在相同測量條件下進行檢測，如果發(fā)現(xiàn)儀器重復(fù)性測量誤差超過5%，應(yīng)及時對設(shè)備運行情況進行校正并重新掃描樣品，以保證環(huán)境發(fā)生變化后獲得準(zhǔn)確、穩(wěn)定的CPS值。

2.3 數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換

對冀東油田NP 4-88等10口井的65個泥巖、砂巖標(biāo)準(zhǔn)樣品進行樣品掃描，獲得各標(biāo)準(zhǔn)樣品的測井自然伽馬平均值。由于巖屑自然伽馬CPS值與測井自然伽馬值均可以反映巖石放射性強弱，兩者在數(shù)值上存在必然的相關(guān)性，對幾組CPS平均值和測井自然伽馬平均值進行數(shù)學(xué)擬合，獲得擬合公式：

GR=f(CPS)

式中：GR為自然伽馬，用來計量巖石的自然伽馬強度，API；CPS為單位時間內(nèi)γ射線探測器檢測到的脈沖數(shù)，s-1;f為通過CPS推導(dǎo)自然伽馬值的計算模型，區(qū)塊、層位不同模型也不同。

在不同區(qū)塊、層位進行鉆井時，要分區(qū)塊、分層位建立擬合公式，以確定巖屑自然伽馬錄井測得的CPS值與自然伽馬值的具體對應(yīng)關(guān)系，從而借助巖屑自然伽馬錄井技術(shù)準(zhǔn)確獲取地層的自然伽馬值。

3 實例應(yīng)用

通過NP 4-88等10口井巖屑自然伽馬與巖性的對比，建立了冀東油田巖屑自然伽馬參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

截止到2018年底，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)在冀東油田共應(yīng)用11口井，剖面符合率均在95%以上(表2)。

表1 冀東油田巖屑自然伽馬參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)

表2 冀東油田巖屑自然伽馬錄井技術(shù)應(yīng)用統(tǒng)計

3.1 N 13-50井

N 13-50 井位于1號構(gòu)造N 1-68斷塊，鉆探目的為滾動開發(fā)N 1-68斷塊東三段油藏，落實儲量規(guī)模。在進入東三段之后，鉆頭更換為PDC鉆頭，巖屑破碎嚴(yán)重，為更好地識別地層巖性，應(yīng)用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)。由圖3可以看出，東三段井段3 500.0～3 981.0 m處，巖屑自然伽馬值與巖性剖面對應(yīng)較好，優(yōu)勢砂巖儲集層、玄武巖等的特征明顯，參考表1可知，砂巖巖屑自然伽馬一般為中值(普遍集中在61.5～82.1 API，平均76.7 API)，泥巖或泥質(zhì)砂巖巖屑自然伽馬明顯偏高(普遍集中在84.3～148.1 API，平均103.1 API)，而玄武巖等火山巖或凝灰質(zhì)砂巖巖屑自然伽馬則表現(xiàn)為極低值(普遍低于27.2 API，平均18.3 API)特征。如表2所示，本井剖面符合率達97.6%，且與完鉆測井的自然伽馬趨勢一致。

圖3 N 13-50井巖屑自然伽馬對比

由于N 13-50井于3 956 m完鉆測井后需加深完鉆口袋，按要求加深至3 981 m，而此時未再測井,共缺失3 949～3 981 m井段中32 m自然伽馬數(shù)據(jù)，采用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)彌補了這一不足。

3.2 N 5-82C1 井

N 5-82C1井位于5號構(gòu)造N 5-82 井區(qū)，鉆探目的為鉆穿火山巖儲集層，落實火山巖范圍。該井的難點在于巖性剖面的提前預(yù)測與火山巖儲集層的準(zhǔn)確識別，為攻克這一難題，應(yīng)用了巖屑自然伽馬錄井技術(shù)。由圖4可以看出，沙一段井段4 216.0～4 278.0 m巖屑自然伽馬呈現(xiàn)極低值(普遍低于27.9 API，平均20.1 API)，參考表1可知為火山巖特征，4 153.0～4 162.0 m、4 200.0～4 210.0 m和4 295.0～4310.0 m井段的巖屑自然伽馬略高(普遍集中在41.6～53.1 API，平均47.5 API)，參考表1可知為凝灰質(zhì)砂巖特征，且全井巖屑自然伽馬與測井自然伽馬趨勢一致。

圖4 N 5-82C1井巖屑自然伽馬對比

在鉆井過程中，借助巖屑自然伽馬錄井的技術(shù)優(yōu)勢，根據(jù)巖屑自然伽馬曲線的變化趨勢，與鄰井資料進行地層對比，能夠提前預(yù)測火山巖儲集層深度，并且在巖屑返出井口后及時識別巖性，成功指導(dǎo)了該井的施工及完鉆決策。

3.3 N 103X89井

N 103X89井位于1號構(gòu)造，鉆探目的為落實1號潛山N 1-89斷塊較高部位馬家溝組油氣層厚度，評價含油氣范圍與儲量規(guī)模。該井在揭開馬家溝組灰?guī)r儲集層時，存在井漏的風(fēng)險，需要及時進行中途完井并調(diào)整鉆井液體系。在鉆至4 571.0～4 578.0 m處，連續(xù)發(fā)生28次漏失，累計漏失鉆井液309.9 m3，鉆井風(fēng)險增加，而地質(zhì)錄井受堵漏劑影響，無法判斷巖屑是否為馬家溝組灰?guī)r，且測井曲線存在十多米的測量盲區(qū)，同樣無法判斷是否進入灰?guī)r儲集層。因此，只能依靠巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，由圖5可以看出，從4 572 m開始，巖屑自然伽馬值呈斷崖式下降后趨于穩(wěn)定，表現(xiàn)為極低值(普遍低于19.6 API,平均11.2 API)，參考表1可知為灰?guī)r特征。

圖5 N 103X89井巖屑自然伽馬對比

采用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，該井及時判斷出馬家溝組灰?guī)r儲集層頂，并建議馬上中途完井，后期驗證與巖屑自然伽馬錄井結(jié)論相符合，通過該項技術(shù)的應(yīng)用，將該井鉆井風(fēng)險降至最低，在及時判斷巖性的同時保障了鉆井施工安全。

4 結(jié) 論

通過在冀東油田應(yīng)用巖屑自然伽馬錄井技術(shù)，獲得了以下幾點認(rèn)識：

(1)巖屑自然伽馬錄井技術(shù)具有連續(xù)性好、抗干擾性強、靈敏性高、及時性好、無盲區(qū)的特點，不受鉆井工藝、鉆井液性能、巖屑破碎程度的影響，能夠在高效、安全鉆井條件下準(zhǔn)確進行巖性識別及地層劃分。

(2)基于巖屑自然伽馬錄井技術(shù)參數(shù)伽馬計數(shù)值CPS與自然伽馬均可以反映巖石放射性強弱的特點，建立了CPS值和自然伽馬值的轉(zhuǎn)換關(guān)系，能夠在隨鉆過程中準(zhǔn)確獲得地層巖石自然伽馬值。

(3)在冀東油田勘探開發(fā)中，巖屑自然伽馬錄井技術(shù)已經(jīng)成為解決隨鉆過程中復(fù)雜巖性識別、地層劃分和地質(zhì)導(dǎo)向等難題的有力武器，應(yīng)用效果明顯，巖性剖面符合率達95%以上。

巖屑自然伽馬錄井技術(shù)有效解決了冀東油田復(fù)雜鉆井條件下巖性準(zhǔn)確辨識的難題，隨著勘探開發(fā)的深入，該項技術(shù)具有更加廣泛的應(yīng)用前景和推廣價值。