馬青春 劉志軍 曹現(xiàn)軍 祝九洲 閆長(zhǎng)青 張會(huì)民

(①中國(guó)石油渤海鉆探第一錄井公司；②中國(guó)石油冀東油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院；③中國(guó)石油渤海鉆探泥漿技術(shù)服務(wù)分公司；④中國(guó)石油冀東油田公司勘探開(kāi)發(fā)建設(shè)工程事業(yè)部)

0 引 言

鉆井液是鉆井過(guò)程中以其多種功能滿足鉆井作業(yè)需要的各種循環(huán)流體的總稱。鉆井液是鉆井的血液也是錄井技術(shù)獲得資料的重要載體。錄井綜合解釋評(píng)價(jià)工作以往都是以巖屑(井壁取心、巖心)為主要對(duì)象開(kāi)展的，隨著勘探的不斷深入，鉆井工藝不斷提升，造成巖屑細(xì)碎，巖屑的油氣顯示微弱，孔隙中大量的流體(原油、地層水)混入鉆井液，油氣層評(píng)價(jià)難度不斷加大，單純的巖屑(井壁取心、巖心)數(shù)據(jù)分析已經(jīng)滿足不了油氣勘探評(píng)價(jià)的需要。近幾年鉆探的高產(chǎn)井鉆井液后效見(jiàn)到大量的油花和氣泡，鉆井液以及鉆井液后效油氣顯示歸位成為了建設(shè)方關(guān)注的焦點(diǎn)，因此以鉆井液為載體的數(shù)據(jù)研究與應(yīng)用成為錄井綜合解釋評(píng)價(jià)工作的迫切需求[1-3]。

鉆井液按分散介質(zhì)(連續(xù)相)可分為水基鉆井液、油基鉆井液、氣體型鉆井液等。目前陸地勘探應(yīng)用最廣的是水基鉆井液，油基鉆井液和氣體型鉆井液應(yīng)用較少。本文以水基鉆井液為研究對(duì)象，針對(duì)其中所含油氣水特征開(kāi)展研究，依托各項(xiàng)錄井技術(shù)的優(yōu)勢(shì)，分別從應(yīng)用參數(shù)、應(yīng)用方法、鉆井液與巖屑顯示對(duì)應(yīng)性等方面進(jìn)行深入的闡述，實(shí)現(xiàn)錄井技術(shù)深度應(yīng)用，豐富了錄井綜合解釋評(píng)價(jià)手段，為提高儲(chǔ)層流體性質(zhì)的解釋符合率提供了技術(shù)保障。

1 綜合錄井技術(shù)的應(yīng)用

綜合錄井參數(shù)按照監(jiān)測(cè)范圍劃分為工程參數(shù)、鉆井液參數(shù)、氣測(cè)參數(shù)(屬于氣測(cè)錄井部分)、地層壓力參數(shù)4大類。工程參數(shù)、地層壓力參數(shù)屬于工程鉆探參數(shù)，鉆井液參數(shù)中出口密度、出口溫度、出口電導(dǎo)率是判斷儲(chǔ)層流體性質(zhì)的參數(shù)[4-5]。當(dāng)?shù)貙又杏蜌饬魅刖搽S鉆井液返出地面，鉆井液的出口密度降低、出口溫度升高、出口電導(dǎo)率降低。以TD 9X1井為例(圖1)，在井深3 635.79 m，氣測(cè)全烴升高，出口電導(dǎo)率由99.57 S/m降至98.01 S/m，出口溫度由47.12℃升至47.87℃，出口密度變化不明顯。這種鉆井液參數(shù)變化特征說(shuō)明地層中的油氣進(jìn)入鉆井液，是儲(chǔ)層中有油的參數(shù)特征。地層的溫度遠(yuǎn)高于鉆井液的溫度，當(dāng)鉆井液溫度升高時(shí)，說(shuō)明地層中的流體進(jìn)入鉆井液，由于水具有很強(qiáng)的導(dǎo)電性，石油不具有導(dǎo)電性，當(dāng)出口溫度升高，出口電導(dǎo)率上升時(shí)，是地層中的水進(jìn)入鉆井液所致。以YSH 1井為例(圖2)，在井深4 212.53 m，氣測(cè)全烴沒(méi)變化，出口電導(dǎo)率逐漸升高，由1.51 S/m升至5.27 S/m，出口溫度由52.14℃升至52.57℃，出口密度變化不明顯，這種鉆井液參數(shù)變化特征說(shuō)明地層中的水進(jìn)入井筒，是儲(chǔ)層中有水的參數(shù)特征。

圖1 TD 9X1井綜合錄井圖

圖2 YSH 1井綜合錄井圖

需要說(shuō)明的是：

(1)當(dāng)近平衡鉆進(jìn)時(shí)，流入井筒的地層流體較少，對(duì)參數(shù)影響貢獻(xiàn)小，上述3種鉆井液參數(shù)變化有時(shí)候不明顯或者無(wú)變化。

(2)受傳感器檢測(cè)精度的影響，會(huì)出現(xiàn)3種鉆井液參數(shù)只有1種參數(shù)發(fā)生變化的現(xiàn)象。

(3)鉆井液參數(shù)在應(yīng)用過(guò)程中通常結(jié)合氣測(cè)全烴，全烴值高說(shuō)明地層能量足，儲(chǔ)層壓力大，儲(chǔ)層中流體流入井筒量大，這時(shí)容易觀測(cè)到這3種鉆井液參數(shù)的變化，全烴值低往往這3種鉆井液參數(shù)無(wú)變化。

(4)鉆井液參數(shù)受傳感器型號(hào)差異、檢測(cè)靈敏度、安裝條件等多方面因素影響，難以形成定量化的解釋標(biāo)準(zhǔn)，因此在鉆井液參數(shù)應(yīng)用過(guò)程中，只供客觀參考或定性判斷。

2 氣測(cè)錄井技術(shù)的應(yīng)用

氣測(cè)錄井是應(yīng)用氣測(cè)錄井儀直接檢測(cè)鉆井液中與之密切相關(guān)的烴類組分，達(dá)到發(fā)現(xiàn)油氣層的目的。鉆探過(guò)程中，氣測(cè)錄井儀可以實(shí)時(shí)連續(xù)檢測(cè)井筒內(nèi)的烴類，這部分資料已經(jīng)得到充分的應(yīng)用，并且形成了成熟的解釋方法和標(biāo)準(zhǔn)，本文不再進(jìn)行敘述[6-7]。但對(duì)于鉆井液后效槽面見(jiàn)到油花和氣泡，全烴活躍的氣測(cè)數(shù)據(jù)，則需要考慮氣測(cè)數(shù)據(jù)歸位，目的是判斷油花和氣泡來(lái)自于哪一地層，故采用后效氣測(cè)參數(shù)和儲(chǔ)層氣測(cè)參數(shù)進(jìn)行對(duì)比的方法，發(fā)現(xiàn)參數(shù)值相近、變化規(guī)律一致的即可認(rèn)定為是同一儲(chǔ)層。以LT 1井為例(圖3)，本井在東三段4 409～4 439 m井段和沙三段5 695～5 700 m井段都見(jiàn)到了較好的儲(chǔ)層，氣測(cè)全烴活躍。隨鉆過(guò)程中，4 409～4 439 m井段氣測(cè)參數(shù)濕度比9.16%～12.83%、烴斜率2.62～3.98、平衡比19.88～37.78，屬于低濕度比、高平衡比的參數(shù)規(guī)律；5 695～5 700 m井段氣測(cè)參數(shù)濕度比21.89%～33.39%、烴斜率2.63～3.24、平衡比4.41～11.17，屬于高濕度比、低平衡比的參數(shù)規(guī)律。

圖3 LT 1井氣測(cè)錄井圖

在隨鉆和完鉆過(guò)程中，后效見(jiàn)到5%～15%氣泡，全烴最高達(dá)到99.9%，說(shuō)明儲(chǔ)層中的石油流入井筒。但從這4次的后效參數(shù)對(duì)比看(表1)，前2次與后2次的后效參數(shù)值明顯不同，說(shuō)明這4次的后效全烴不是來(lái)自同一個(gè)層，通過(guò)后效的氣測(cè)參數(shù)值和參數(shù)規(guī)律與隨鉆過(guò)程中的氣測(cè)參數(shù)特征進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果表明，第1次和第2次的后效全烴來(lái)自4 409～4 439 m井段，第3次和第4次的后效全烴來(lái)自5 695～5 700 m井段。

表1 LT 1井后效氣測(cè)數(shù)據(jù)

需要說(shuō)明的是：

(1)如果同一層位出現(xiàn)多套含油層，且隨鉆過(guò)程中氣測(cè)參數(shù)特征和數(shù)值相當(dāng)，這時(shí)用參數(shù)對(duì)比法不能精準(zhǔn)判斷是哪個(gè)層出的油氣顯示。

(2)傳統(tǒng)算法的氣測(cè)后效歸位井段，往往井段確定的過(guò)于寬泛，參考價(jià)值低，尤其是槽面見(jiàn)到油花和氣泡的后效，有必要進(jìn)行后效氣測(cè)參數(shù)分析，達(dá)到確定油花和氣泡來(lái)源的目的。

(3)在完鉆階段的后效，可能會(huì)出現(xiàn)不同儲(chǔ)層不同流體同時(shí)流入井筒的情況，這時(shí)的后效數(shù)據(jù)難以區(qū)分油氣顯示來(lái)源，需要借助于其他錄井技術(shù)進(jìn)一步判斷。

3 三維定量熒光技術(shù)的應(yīng)用

3.1 應(yīng)用目的

定量熒光錄井是采用儀器對(duì)鉆探中的巖樣和鉆井液所含石油的性質(zhì)及濃度進(jìn)行定性和定量檢測(cè)的過(guò)程。鉆井液在錄井過(guò)程中按照技術(shù)規(guī)范的要求進(jìn)行分析。三維定量熒光技術(shù)分析鉆井液的目的主要有：

(1)了解鉆井液的熒光級(jí)別，掌握鉆井液的譜圖特征以及對(duì)巖屑的污染程度。

(2)判斷區(qū)分真假油氣顯示，巖屑的顯示來(lái)自于內(nèi)在和外在兩方面，內(nèi)在是儲(chǔ)層流體，外在是鉆井液污染在巖屑上留下的痕跡。當(dāng)鉆井液中加入高熒光的添加劑時(shí)，巖屑分析出譜圖特征與鉆井液添加劑譜圖特征一致，這種熒光顯示則不是真正的油氣顯示，否則反之。

(3)發(fā)現(xiàn)油氣顯示，一些高壓、高飽和油層，往往鉆井液中攜帶大量油砂，這時(shí)分析鉆井液熒光可以判斷油氣顯示。

(4)判斷油氣顯示的來(lái)源，鉆井液后效往往攜帶大量油花和氣泡，通過(guò)分析鉆井液三維圖與隨鉆過(guò)程中的巖屑圖進(jìn)行對(duì)比判斷出油花和氣泡的來(lái)源。

3.2 應(yīng)用方法

利用鉆井液數(shù)據(jù)進(jìn)行高熒光鉆井液條件下的真假油氣顯示判斷的方法有兩種：一種是波長(zhǎng)偏差法，通過(guò)計(jì)算巖屑與標(biāo)準(zhǔn)油樣主峰波長(zhǎng)的差值判斷真假顯示，這種方法應(yīng)用起來(lái)相對(duì)復(fù)雜[8-9]；另一種是指數(shù)分離度法，分離度參數(shù)是將巖屑的油性指數(shù)與標(biāo)準(zhǔn)油樣的油性指數(shù)相減計(jì)算得出，應(yīng)用分離度和對(duì)比級(jí)參數(shù)進(jìn)行交會(huì)建立評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(圖4)，經(jīng)過(guò)大量的數(shù)據(jù)分析和實(shí)驗(yàn)證明，此方法判斷真假油氣顯示方法簡(jiǎn)便、準(zhǔn)確度高、便于應(yīng)用。

圖4 高熒光鉆井液條件下三維定量熒光油氣顯示判斷圖板

進(jìn)行鉆井液后效的油花氣泡歸位時(shí)，采用帶油花氣泡的鉆井液三維圖與顯示段巖屑圖進(jìn)行對(duì)比，激發(fā)波長(zhǎng)和發(fā)射波長(zhǎng)分布規(guī)律相似的歸為同一層。

需要注意的是：

(1)隨鉆分析鉆井液和鉆井液添加劑，是及時(shí)分析判斷油氣顯示的前提，實(shí)時(shí)掌握鉆井液數(shù)據(jù)變化能為后期的解釋評(píng)價(jià)提供技術(shù)依據(jù)。

(2)鉆井液除按照技術(shù)規(guī)范進(jìn)行分析之外，遇到特殊工況如下鉆到底循環(huán)、加入新的添加劑、出現(xiàn)溢流等都需取樣進(jìn)行分析。

(3)鉆井液中混入同層位的原油時(shí)，沒(méi)有顯示的巖屑油性指數(shù)往往與真顯示巖屑的油性指數(shù)相當(dāng)，三維定量熒光譜圖圖形相似，這時(shí)判斷真假油氣顯示要采用對(duì)比級(jí)參數(shù)與其他錄井技術(shù)相結(jié)合的方法來(lái)進(jìn)行綜合判斷。

4 地化錄井技術(shù)的應(yīng)用

地化錄井技術(shù)包括了巖石熱解和熱解氣相色譜錄井技術(shù)。這兩項(xiàng)技術(shù)受分析周期長(zhǎng)的影響，在整口井資料錄取過(guò)程中以巖屑樣(井壁取心、巖心)為主，鉆井液資料可以在后效過(guò)程中進(jìn)行重點(diǎn)分析[10]。

4.1 巖石熱解錄井技術(shù)

巖石熱解錄井技術(shù)在分析過(guò)程中采用的樣品量少，往往容易造成帶油花和氣泡的鉆井液樣獲取不到，因此在分析鉆井液后效的過(guò)程中，建議采用全后效分析法進(jìn)行取樣分析。該方法是當(dāng)下鉆到底開(kāi)始循環(huán)時(shí)取一個(gè)鉆井液樣，當(dāng)氣測(cè)開(kāi)始起值時(shí)，全烴每增長(zhǎng)一個(gè)10%取一個(gè)鉆井液樣，直到全烴值降到基值，當(dāng)鉆井液完成一個(gè)循環(huán)周期后，取一個(gè)基值鉆井液樣。以LT 1井為例(表2)，從分析數(shù)據(jù)可以看出，隨著后效全烴升高，液態(tài)烴(S1)的含量并沒(méi)有對(duì)應(yīng)增加，而是呈現(xiàn)很強(qiáng)的非均質(zhì)性，說(shuō)明巖石熱解錄井技術(shù)在分析鉆井液時(shí)，受取樣位置和取樣量的影響，即便是帶油花的鉆井液也有可能檢測(cè)不到鉆井液內(nèi)含的油氣顯示。還可以看出，氣測(cè)全烴活躍段液態(tài)烴(S1)含量明顯高于基值狀態(tài)下的含量，輕重比(LHI)大于基值狀態(tài)下的值，說(shuō)明鉆井液中含有石油。因此采用巖石熱解錄井技術(shù)分析鉆井液時(shí)，有必要對(duì)后效鉆井液進(jìn)行連續(xù)取樣，綜合分析判斷。需要指出的一點(diǎn)是，巖石熱解錄井技術(shù)在鉆井液后效的油氣顯示識(shí)別方面能有效發(fā)揮作用，但是在鉆井液油氣顯示歸位上，受參數(shù)特征的影響，具有局限性，還需要配合熱解氣相色譜技術(shù)進(jìn)行綜合判斷。

表2 LT 1井巖石熱解分析記錄

4.2 熱解氣相色譜錄井技術(shù)

熱解氣相色譜錄井技術(shù)是將樣品在300℃下加熱，熱蒸發(fā)出nC10-nC40的正構(gòu)烷烴、姥鮫烷(Pr)及植烷(Ph)。該項(xiàng)技術(shù)突出的特點(diǎn)是參數(shù)豐富、評(píng)價(jià)范圍廣。因此在鉆井液后效分析過(guò)程，充分利用色譜圖的峰型特征和油源對(duì)比參數(shù)(∑nC21-/∑nC22+、(nC21+nC22)/(nC28+nC29)、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18)進(jìn)行鉆井液油氣顯示的識(shí)別及歸位。以TD 12X1井為例，本井在沙一段巖屑見(jiàn)到良好的油氣顯示(圖5)，在鉆井過(guò)程中分析了3 507、3 528、3 553、4 328、4 691 m鉆井液樣，并且在4 328 m和4 691 m鉆井液槽面見(jiàn)大量的油花和氣泡(圖6)，采用熱解氣相色譜峰型和油源參數(shù)進(jìn)行對(duì)比(圖7、圖8)可以很明顯看出，4 328 m和4 691 m這兩次鉆井液分析分別與4 270 m和4 272 m巖屑分析的峰型一致且油源參數(shù)相近，從而判定鉆井液中的油花和氣泡來(lái)自該層位。

圖5 TD 12X1井綜合錄井圖

圖6 TD 12X1井隨鉆錄井鉆井液油花、氣泡

圖7 TD 12X1井鉆井液與巖屑熱解氣相色譜峰型對(duì)比

圖8 TD 12X1井鉆井液與巖屑油源參數(shù)對(duì)比

5 結(jié)束語(yǔ)

隨著勘探持續(xù)深入，油氣層解釋評(píng)價(jià)難度不斷加大，鉆井液資料，尤其是鉆井液中見(jiàn)到油花和氣泡的錄井資料，得到建設(shè)方的重視。實(shí)踐表明綜合錄井、氣測(cè)錄井、三維定量熒光錄井、地化錄井等技術(shù)在鉆井液數(shù)據(jù)研究和應(yīng)用中發(fā)揮了各自的優(yōu)勢(shì)，能從含水特征、含油特征、真假油氣顯示判斷、后效歸位等方面做出相應(yīng)的判斷，為儲(chǔ)層流體性質(zhì)評(píng)價(jià)提供了充足技術(shù)依據(jù)。鉆井液資料分析和應(yīng)用具有時(shí)效性、連續(xù)性的要求，因此建議建設(shè)方在隨鉆過(guò)程中采用特色錄井技術(shù)，確保鉆井液資料錄井分析的及時(shí)性和完整性，以達(dá)到最佳勘探效果。