海拉尔盆地录井现场钻井取芯层位对比及随钻控制方法

曹志强

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

1 区域地质背景

海拉尔盆地位于内蒙古自治区呼伦贝尔盟境内，为中新生代断陷盆地，由西向东依次为扎赉诺尔坳陷、嵯岗隆起、贝尔湖坳陷、巴彦山隆起、呼和湖坳陷[1]。该盆地古地理沉积环境较为复杂，受后期构造运动影响大，内部断裂十分发育，即使是同一时期的地层，在不同地区可能表现出不同的岩性组合及构造特点，2口相邻100～200m的井，地层厚度可能相差几百米，具有一定的区块特殊性。

2 海拉尔盆地取芯现状

海拉尔盆地构造的复杂性造成海拉尔盆地钻井取芯存在3个难点：①没有特别明显的标志层；②地层厚度变化大，对比难度大；③油气显示分布随机性强。以上3点给现场钻井取芯层位对比控制工作造成了极大困难。由于以上原因，根据多年来盆地多口井的实际工作经验，海拉尔盆地取芯形成了以设计井深段取芯（有具体取芯深度范围）与机动取芯2种取芯方式结合共同实施的现状，如钻至设计取芯段井深附近未见到显示，但储层较发育，也可以请示项目经理是否取较好的储层砂岩。全井其余井段如突然见到油气显示，要请示是否进行机动取芯，通过以上2种手段可以实现该井钻井取芯目的。

3 海拉尔盆地常用取芯控制方法概述

（1）对比取芯法。在地层变化不大，邻井资料相对丰富情况下，采用对比取芯法。该法在松辽盆地等沉积较稳定区块应用较多。海拉尔盆地霍多莫尔构造带、呼和诺仁构造带和苏德尔特构造带局部沉积相对稳定，地层厚度变化不大区块较适用该法。该法是将多口邻井曲线进行对比，把这些已完钻井层位发育情况、岩性组合特征及油气显示分布共性找出来，之后现场录井人员结合正钻井设计取芯要求，制定详细取芯对比方案，在随钻过程中不断按照实钻剖面与邻井剖面进行对比，结合邻井共性特征，随钻不断校正，逼近目的取芯深度，最终找到合理准确的取芯层位深度，一般应用于钻井地质设计中有具体取芯深度范围的取芯。

表1 A1井钻井取芯设计表

（2）机动取芯法。由于海拉尔盆地普遍地层变化大，对比性不强，目的层内油气显示分布随机性强，有可能邻井发育此层而该井没有发育，因此如果真的执着于取设计要求的某一个层往往达不到取芯效果，同时也可能存在非取芯段突然发现较好油气显示的可能性。因此，根据多年工作经验，结合地质设计要求，我们在全井实钻过程中，采取当发现油气显示时，及时请示甲方，现场提出合理建议，由甲方决定是否临时进行钻井取芯。

4 现场取芯层位对比及控制实例

以海拉尔盆地近年已钻井A1井实例分析（表1），结合邻井（图1）分别从设计井深段取芯及机动取芯两方面阐述现场实际取芯对比及控制方法。

4.1 设计井深段取芯对比方法

4.1.1 A2井取芯对比分析

邻井A2井于1413m进入大一段，泥岩颜色由深灰变为灰黑，泥岩含量明显增加，1413～1577m发育大段灰黑色泥岩，局部夹薄层粉砂岩，呈典型大一段特征。1577～1590m发育一13m厚储层，层内局部具含油和荧光显示。1577～1645m砂岩含量逐渐增多，与泥岩呈互层状。该井于1645m进入南二段，1645～1651m为干砂岩储层，1651～1662m为含油储层。

4.1.2 A3井取芯对比分析

邻井A3井于1340m进入大一段，泥岩颜色由深灰变为黑灰，泥岩含量明显增加，1340～1475m发育大段灰黑色泥岩，局部夹薄层粉砂岩，呈典型大一段特征。1475～1500m发育一5m厚储层，层内未见显示。1480～1532m砂岩含量逐渐增多，与泥岩呈互层状。该井于1532m进入南二段，1532～1540m为砂泥岩互层，局部发育含油显示。

4.1.3 邻井共性分析

（1）从2口邻井特征来看，A2井、A3井南二段顶部均发育油层，但油层厚度及含油程度区别较大，A1井实钻控制中应有所注意，如南二段顶部储层不发育或未见含油显示，应及时请示上级部门是否改为取干储层砂岩或推迟取芯。

（2）A2井1577～1590m发育13m厚层储层且局部含油，A3井对应处1475～1500m内仅发育5m储层但不含油，A1井实钻过程中可根据该段储层进行控制，如发现大一段大段厚层灰黑色泥岩后突然出现一小段较厚储层，应及时注意是否为邻井该段储层，据此判断距离南二段顶部深度的距离。

（3）可根据大一段泥岩厚度判断，2口对比井进入大一段后均发育大段灰黑色泥岩（A2井164m）、（A3井135m），然后逐渐出现厚层或薄层砂岩，而后进入南二段，目标井实钻控制中可依据砂岩含量变化逐步判断南二段顶部深度趋势。

4.1.4 A1井实钻成果

A1井实钻过程中于1360m进入大一段，泥岩颜色由深灰变为灰黑色，泥岩含量明显增加，与2口对比井特征相符，1360～1514m为大段灰黑色泥岩（厚154m），厚度介于2口对比井之间，同样符合对比特征。大一段1514～1516m见3m粉砂岩，较2口对比井薄。该井实钻于1570m进入南二段，现场于井深1570.35～1580.24m进行了钻井取芯，岩芯出筒后岩性为约10m厚干砂岩，储层发育好但未见油气显示，测井曲线对比证实该处即为南二段顶部取芯目标层。

根据A1井实钻成果，本井应用设计井深段取芯对比方法取得了不错的取芯效果，取准了设计取芯目标层段。

4.2 机动取芯法控制要点

（1）当班采集员及操作员见到含油和气测显示立即通知钻井队司钻进行循环，待岩屑全部返完后观察井底连续几包岩屑的含油显示分布情况、百分比含量变化、气测异常情况，尤其要注意测点（最后非整米一包）的油气显示情况，其往往代表了下部是否还有显示，将油气显示特征及岩性层位情况汇报给甲方决定是否机动取芯。

（2）主要以岩屑见到显示为主要取芯判别方式，气测如有异常，但岩屑未见到显示，这种情况一般不进行机动取芯。但气测如先出现异常，且全烃值较高，此时如钻时较快，为防止采集员捞到岩屑时油层已打穿，应先通知循环。

（3）钻压稳定情况下，如发现钻时突然加快，可能见到好的储层，立即通知司钻循环，观察钻时变快这米的油气显示情况，判断是否进行机动取芯。

（4）近年来,随着油田勘探提速要求及钻井工艺的不断发展,PDC钻头在各类井型中使用频繁,该钻头破碎岩石是以研磨为主,造成岩屑细碎,钻速变快，砂泥岩钻时可辨性变差,导致油气层现场发现率随之降低[2]，对取芯控制造成了较大难度。由于岩屑从井底随钻井液返出需要一定时间，因此如果待采集员捞到显示再循环，快钻时情况下，往往不厚的显示层会打穿，造成机动取芯取不到含油显示，因此钻时快慢对于机动取芯效果影响很大。

（5）随机性强，需要当班人员具有高度责任心，做好质量工作，及时发现油气显示。

5 结论

近年来海拉尔盆地录井现场应用上述2种取芯方法后取芯效果较好，基本可以满足海拉尔盆地钻井取芯工作要求，能够取准设计层位，机动取芯也能够取得一些含油岩芯，满足了后期解释与评价工作需要。现场应用时还需结合上级部门井位具体要求，实钻中勤与上级部门沟通，多种手段综合应用，最终实现本井钻井取芯目的。