馬青春 劉志軍 曹現(xiàn)軍 祝九洲 閆長青 張會民

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

0 引 言

鉆井液是鉆井過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。錄井綜合解釋評價工作以往都是以巖屑(井壁取心、巖心)為主要對象開展的，隨著勘探的不斷深入，鉆井工藝不斷提升，造成巖屑細碎，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，油氣層評價難度不斷加大，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價的需要。近幾年鉆探的高產(chǎn)井鉆井液后效見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，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價工作的迫切需求[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象，針對其中所含油氣水特征開展研究，依托各項錄井技術(shù)的優(yōu)勢，分別從應(yīng)用參數(shù)、應(yīng)用方法、鉆井液與巖屑顯示對應(yīng)性等方面進行深入的闡述，實現(xiàn)錄井技術(shù)深度應(yīng)用，豐富了錄井綜合解釋評價手段，為提高儲層流體性質(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)測范圍劃分為工程參數(shù)、鉆井液參數(shù)、氣測參數(shù)(屬于氣測錄井部分)、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)變化特征說明地層中的油氣進入鉆井液，是儲層中有油的參數(shù)特征。地層的溫度遠高于鉆井液的溫度，當(dāng)鉆井液溫度升高時，說明地層中的流體進入鉆井液，由于水具有很強的導(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，是地層中的水進入鉆井液所致。以YSH 1井為例(圖2)，在井深4 212.53 m，氣測全烴沒變化，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)變化特征說明地層中的水進入井筒，是儲層中有水的參數(shù)特征。

圖1 TD 9X1井綜合錄井圖

圖2 YSH 1井綜合錄井圖

需要說明的是：

(1)當(dāng)近平衡鉆進時，流入井筒的地層流體較少，對參數(shù)影響貢獻小，上述3種鉆井液參數(shù)變化有時候不明顯或者無變化。

(2)受傳感器檢測精度的影響，會出現(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)用過程中通常結(jié)合氣測全烴，全烴值高說明地層能量足，儲層壓力大，儲層中流體流入井筒量大，這時容易觀測到這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)無變化。

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

2 氣測錄井技術(shù)的應(yīng)用

氣測錄井是應(yīng)用氣測錄井儀直接檢測鉆井液中與之密切相關(guān)的烴類組分，達到發(fā)現(xiàn)油氣層的目的。鉆探過程中，氣測錄井儀可以實時連續(xù)檢測井筒內(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準，本文不再進行敘述[6-7]。但對于鉆井液后效槽面見到油花和氣泡，全烴活躍的氣測數(shù)據(jù)，則需要考慮氣測數(shù)據(jù)歸位，目的是判斷油花和氣泡來自于哪一地層，故采用后效氣測參數(shù)和儲層氣測參數(shù)進行對比的方法，發(fā)現(xiàn)參數(shù)值相近、變化規(guī)律一致的即可認定為是同一儲層。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井段都見到了較好的儲層，氣測全烴活躍。隨鉆過程中，4 409～4 439 m井段氣測參數(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井氣測錄井圖

在隨鉆和完鉆過程中，后效見到5%～15%氣泡，全烴最高達到99.9%，說明儲層中的石油流入井筒。但從這4次的后效參數(shù)對比看(表1)，前2次與后2次的后效參數(shù)值明顯不同，說明這4次的后效全烴不是來自同一個層，通過后效的氣測參數(shù)值和參數(shù)規(guī)律與隨鉆過程中的氣測參數(shù)特征進行對比，結(jié)果表明，第1次和第2次的后效全烴來自4 409～4 439 m井段，第3次和第4次的后效全烴來自5 695～5 700 m井段。

表1 LT 1井后效氣測數(shù)據(jù)

需要說明的是：

(1)如果同一層位出現(xiàn)多套含油層，且隨鉆過程中氣測參數(shù)特征和數(shù)值相當(dāng)，這時用參數(shù)對比法不能精準判斷是哪個層出的油氣顯示。

(2)傳統(tǒng)算法的氣測后效歸位井段，往往井段確定的過于寬泛，參考價值低，尤其是槽面見到油花和氣泡的后效，有必要進行后效氣測參數(shù)分析，達到確定油花和氣泡來源的目的。

(3)在完鉆階段的后效，可能會出現(xiàn)不同儲層不同流體同時流入井筒的情況，這時的后效數(shù)據(jù)難以區(qū)分油氣顯示來源，需要借助于其他錄井技術(shù)進一步判斷。

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鉆探中的巖樣和鉆井液所含石油的性質(zhì)及濃度進行定性和定量檢測的過程。鉆井液在錄井過程中按照技術(shù)規(guī)范的要求進行分析。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別，掌握鉆井液的譜圖特征以及對巖屑的污染程度。

(2)判斷區(qū)分真假油氣顯示，巖屑的顯示來自于內(nèi)在和外在兩方面，內(nèi)在是儲層流體，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，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，這時分析鉆井液熒光可以判斷油氣顯示。

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

3.2 應(yīng)用方法

利用鉆井液數(shù)據(jù)進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：一種是波長偏差法，通過計算巖屑與標準油樣主峰波長的差值判斷真假顯示，這種方法應(yīng)用起來相對復(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)與標準油樣的油性指數(shù)相減計算得出，應(yīng)用分離度和對比級參數(shù)進行交會建立評價標準(圖4)，經(jīng)過大量的數(shù)據(jù)分析和實驗證明，此方法判斷真假油氣顯示方法簡便、準確度高、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

進行鉆井液后效的油花氣泡歸位時，采用帶油花氣泡的鉆井液三維圖與顯示段巖屑圖進行對比，激發(fā)波長和發(fā)射波長分布規(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，是及時分析判斷油氣顯示的前提，實時掌握鉆井液數(shù)據(jù)變化能為后期的解釋評價提供技術(shù)依據(jù)。

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

(3)鉆井液中混入同層位的原油時，沒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，這時判斷真假油氣顯示要采用對比級參數(shù)與其他錄井技術(shù)相結(jié)合的方法來進行綜合判斷。

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)。這兩項技術(shù)受分析周期長的影響，在整口井資料錄取過程中以巖屑樣(井壁取心、巖心)為主，鉆井液資料可以在后效過程中進行重點分析[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程中，建議采用全后效分析法進行取樣分析。該方法是當(dāng)下鉆到底開始循環(huán)時取一個鉆井液樣，當(dāng)氣測開始起值時，全烴每增長一個10%取一個鉆井液樣，直到全烴值降到基值，當(dāng)鉆井液完成一個循環(huán)周期后，取一個基值鉆井液樣。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)的含量并沒有對應(yīng)增加，而是呈現(xiàn)很強的非均質(zhì)性，說明巖石熱解錄井技術(shù)在分析鉆井液時，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不到鉆井液內(nèi)含的油氣顯示。還可以看出，氣測全烴活躍段液態(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，有必要對后效鉆井液進行連續(xù)取樣，綜合分析判斷。需要指出的一點是，巖石熱解錄井技術(shù)在鉆井液后效的油氣顯示識別方面能有效發(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)。該項技術(shù)突出的特點是參數(shù)豐富、評價范圍廣。因此在鉆井液后效分析過程，充分利用色譜圖的峰型特征和油源對比參數(shù)(∑nC21-/∑nC22+、(nC21+nC22)/(nC28+nC29)、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18)進行鉆井液油氣顯示的識別及歸位。以TD 12X1井為例，本井在沙一段巖屑見到良好的油氣顯示(圖5)，在鉆井過程中分析了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)進行對比(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比

圖8 TD 12X1井鉆井液與巖屑油源參數(shù)對比

5 結(jié)束語

隨著勘探持續(xù)深入，油氣層解釋評價難度不斷加大，鉆井液資料，尤其是鉆井液中見到油花和氣泡的錄井資料，得到建設(shè)方的重視。實踐表明綜合錄井、氣測錄井、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，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，為儲層流體性質(zhì)評價提供了充足技術(shù)依據(jù)。鉆井液資料分析和應(yīng)用具有時效性、連續(xù)性的要求，因此建議建設(shè)方在隨鉆過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性和完整性，以達到最佳勘探效果。