曹志強

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井一公司，黑龍江大慶163411）

1 區(qū)域地質(zhì)背景

海拉爾盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾盟境內(nèi)，為中新生代斷陷盆地，由西向東依次為扎賚諾爾坳陷、嵯崗隆起、貝爾湖坳陷、巴彥山隆起、呼和湖坳陷[1]。該盆地古地理沉積環(huán)境較為復(fù)雜，受后期構(gòu)造運動影響大，內(nèi)部斷裂十分發(fā)育，即使是同一時期的地層，在不同地區(qū)可能表現(xiàn)出不同的巖性組合及構(gòu)造特點，2口相鄰100～200m的井，地層厚度可能相差幾百米，具有一定的區(qū)塊特殊性。

2 海拉爾盆地取芯現(xiàn)狀

海拉爾盆地構(gòu)造的復(fù)雜性造成海拉爾盆地鉆井取芯存在3個難點：①沒有特別明顯的標志層；②地層厚度變化大，對比難度大；③油氣顯示分布隨機性強。以上3點給現(xiàn)場鉆井取芯層位對比控制工作造成了極大困難。由于以上原因，根據(jù)多年來盆地多口井的實際工作經(jīng)驗，海拉爾盆地取芯形成了以設(shè)計井深段取芯（有具體取芯深度范圍）與機動取芯2種取芯方式結(jié)合共同實施的現(xiàn)狀，如鉆至設(shè)計取芯段井深附近未見到顯示，但儲層較發(fā)育，也可以請示項目經(jīng)理是否取較好的儲層砂巖。全井其余井段如突然見到油氣顯示，要請示是否進行機動取芯，通過以上2種手段可以實現(xiàn)該井鉆井取芯目的。

3 海拉爾盆地常用取芯控制方法概述

（1）對比取芯法。在地層變化不大，鄰井資料相對豐富情況下，采用對比取芯法。該法在松遼盆地等沉積較穩(wěn)定區(qū)塊應(yīng)用較多。海拉爾盆地霍多莫爾構(gòu)造帶、呼和諾仁構(gòu)造帶和蘇德爾特構(gòu)造帶局部沉積相對穩(wěn)定，地層厚度變化不大區(qū)塊較適用該法。該法是將多口鄰井曲線進行對比，把這些已完鉆井層位發(fā)育情況、巖性組合特征及油氣顯示分布共性找出來，之后現(xiàn)場錄井人員結(jié)合正鉆井設(shè)計取芯要求，制定詳細取芯對比方案，在隨鉆過程中不斷按照實鉆剖面與鄰井剖面進行對比，結(jié)合鄰井共性特征，隨鉆不斷校正，逼近目的取芯深度，最終找到合理準確的取芯層位深度，一般應(yīng)用于鉆井地質(zhì)設(shè)計中有具體取芯深度范圍的取芯。

表1 A1井鉆井取芯設(shè)計表

（2）機動取芯法。由于海拉爾盆地普遍地層變化大，對比性不強，目的層內(nèi)油氣顯示分布隨機性強，有可能鄰井發(fā)育此層而該井沒有發(fā)育，因此如果真的執(zhí)著于取設(shè)計要求的某一個層往往達不到取芯效果，同時也可能存在非取芯段突然發(fā)現(xiàn)較好油氣顯示的可能性。因此，根據(jù)多年工作經(jīng)驗，結(jié)合地質(zhì)設(shè)計要求，我們在全井實鉆過程中，采取當(dāng)發(fā)現(xiàn)油氣顯示時，及時請示甲方，現(xiàn)場提出合理建議，由甲方?jīng)Q定是否臨時進行鉆井取芯。

4 現(xiàn)場取芯層位對比及控制實例

以海拉爾盆地近年已鉆井A1井實例分析（表1），結(jié)合鄰井（圖1）分別從設(shè)計井深段取芯及機動取芯兩方面闡述現(xiàn)場實際取芯對比及控制方法。

4.1 設(shè)計井深段取芯對比方法

4.1.1 A2井取芯對比分析

鄰井A2井于1413m進入大一段，泥巖顏色由深灰變?yōu)榛液冢鄮r含量明顯增加，1413～1577m發(fā)育大段灰黑色泥巖，局部夾薄層粉砂巖，呈典型大一段特征。1577～1590m發(fā)育一13m厚儲層，層內(nèi)局部具含油和熒光顯示。1577～1645m砂巖含量逐漸增多，與泥巖呈互層狀。該井于1645m進入南二段，1645～1651m為干砂巖儲層，1651～1662m為含油儲層。

4.1.2 A3井取芯對比分析

鄰井A3井于1340m進入大一段，泥巖顏色由深灰變?yōu)楹诨?，泥巖含量明顯增加，1340～1475m發(fā)育大段灰黑色泥巖，局部夾薄層粉砂巖，呈典型大一段特征。1475～1500m發(fā)育一5m厚儲層，層內(nèi)未見顯示。1480～1532m砂巖含量逐漸增多，與泥巖呈互層狀。該井于1532m進入南二段，1532～1540m為砂泥巖互層，局部發(fā)育含油顯示。

4.1.3 鄰井共性分析

（1）從2口鄰井特征來看，A2井、A3井南二段頂部均發(fā)育油層，但油層厚度及含油程度區(qū)別較大，A1井實鉆控制中應(yīng)有所注意，如南二段頂部儲層不發(fā)育或未見含油顯示，應(yīng)及時請示上級部門是否改為取干儲層砂巖或推遲取芯。

（2）A2井1577～1590m發(fā)育13m厚層儲層且局部含油，A3井對應(yīng)處1475～1500m內(nèi)僅發(fā)育5m儲層但不含油，A1井實鉆過程中可根據(jù)該段儲層進行控制，如發(fā)現(xiàn)大一段大段厚層灰黑色泥巖后突然出現(xiàn)一小段較厚儲層，應(yīng)及時注意是否為鄰井該段儲層，據(jù)此判斷距離南二段頂部深度的距離。

（3）可根據(jù)大一段泥巖厚度判斷，2口對比井進入大一段后均發(fā)育大段灰黑色泥巖（A2井164m）、（A3井135m），然后逐漸出現(xiàn)厚層或薄層砂巖，而后進入南二段，目標井實鉆控制中可依據(jù)砂巖含量變化逐步判斷南二段頂部深度趨勢。

4.1.4 A1井實鉆成果

A1井實鉆過程中于1360m進入大一段，泥巖顏色由深灰變?yōu)榛液谏?，泥巖含量明顯增加，與2口對比井特征相符，1360～1514m為大段灰黑色泥巖（厚154m），厚度介于2口對比井之間，同樣符合對比特征。大一段1514～1516m見3m粉砂巖，較2口對比井薄。該井實鉆于1570m進入南二段，現(xiàn)場于井深1570.35～1580.24m進行了鉆井取芯，巖芯出筒后巖性為約10m厚干砂巖，儲層發(fā)育好但未見油氣顯示，測井曲線對比證實該處即為南二段頂部取芯目標層。

根據(jù)A1井實鉆成果，本井應(yīng)用設(shè)計井深段取芯對比方法取得了不錯的取芯效果，取準了設(shè)計取芯目標層段。

4.2 機動取芯法控制要點

（1）當(dāng)班采集員及操作員見到含油和氣測顯示立即通知鉆井隊司鉆進行循環(huán)，待巖屑全部返完后觀察井底連續(xù)幾包巖屑的含油顯示分布情況、百分比含量變化、氣測異常情況，尤其要注意測點（最后非整米一包）的油氣顯示情況，其往往代表了下部是否還有顯示，將油氣顯示特征及巖性層位情況匯報給甲方?jīng)Q定是否機動取芯。

（2）主要以巖屑見到顯示為主要取芯判別方式，氣測如有異常，但巖屑未見到顯示，這種情況一般不進行機動取芯。但氣測如先出現(xiàn)異常，且全烴值較高，此時如鉆時較快，為防止采集員撈到巖屑時油層已打穿，應(yīng)先通知循環(huán)。

（3）鉆壓穩(wěn)定情況下，如發(fā)現(xiàn)鉆時突然加快，可能見到好的儲層，立即通知司鉆循環(huán)，觀察鉆時變快這米的油氣顯示情況，判斷是否進行機動取芯。

（4）近年來,隨著油田勘探提速要求及鉆井工藝的不斷發(fā)展,PDC鉆頭在各類井型中使用頻繁,該鉆頭破碎巖石是以研磨為主,造成巖屑細碎,鉆速變快，砂泥巖鉆時可辨性變差,導(dǎo)致油氣層現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)率隨之降低[2]，對取芯控制造成了較大難度。由于巖屑從井底隨鉆井液返出需要一定時間，因此如果待采集員撈到顯示再循環(huán)，快鉆時情況下，往往不厚的顯示層會打穿，造成機動取芯取不到含油顯示，因此鉆時快慢對于機動取芯效果影響很大。

（5）隨機性強，需要當(dāng)班人員具有高度責(zé)任心，做好質(zhì)量工作，及時發(fā)現(xiàn)油氣顯示。

5 結(jié)論

近年來海拉爾盆地錄井現(xiàn)場應(yīng)用上述2種取芯方法后取芯效果較好，基本可以滿足海拉爾盆地鉆井取芯工作要求，能夠取準設(shè)計層位，機動取芯也能夠取得一些含油巖芯，滿足了后期解釋與評價工作需要?，F(xiàn)場應(yīng)用時還需結(jié)合上級部門井位具體要求，實鉆中勤與上級部門溝通，多種手段綜合應(yīng)用，最終實現(xiàn)本井鉆井取芯目的。