白油基钻井液对气测录井数据的影响及认识

杨 琳 刘达贵 尹 平 唐家琼 唐 谢 陈 丹 张 雷

(中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院)

0 引 言

随着四川盆地勘探工作向埋藏深、构造复杂区块推进，为解决多压力系统、地层垮塌、井漏严重等问题，钻井现场逐步引入白油基钻井液以确保高效钻进。白油基钻井液具有强抑制性、强耐温性、抗污能力好、保护油气层、润滑性能好、抗腐蚀性强等显著优点[1-10]。气测录井数据是发现和评价油气层的第一手资料，研究表明该数据与钻井液类型关系密切，例如：曹凤俊、李秀彬等[11-12]指出在油基钻井液的影响下全烃背景值易出现高值，不能真实反映地层显示。赵玉娟、柳成志、吴侃等[13-15]通过实验得到不同含气饱和度、钻井液粘度条件下油基钻井液和水基钻井液气测全烃检测对比关系，并建立了不同钻井液条件下气体检测解释标准。周建立等[16]分析了油基钻井液对页岩油钻井的气测值影响，建立了模拟全烃气测值的数学表达式以校正气测值。综上所述，现有文献关于柴油基钻井液对气测的影响分析较多，白油分析相对较少，对油基钻井液条件下的气测校正方法研究较多，对气测值影响的原因分析相对较少。本文以四川盆地常用的白油基钻井液作为切入点，分别选取碎屑岩和碳酸盐岩储集层实例，采用数据分析的思路展示了白油基钻井液和水基钻井液气测值的差别，并从气测色谱仪、白油性质、井底温度和钻井条件等方面分析了造成白油基钻井液气测值特征的成因，以期为油基钻井液条件下的气测录井解释提供参考依据。

1 白油基钻井液特点

20世纪20年代石油工业就使用原油作为钻井液进行钻探工作，近年由于环保要求越来越严格，以柴油为基油的油基钻井液难以满足环境保护部门提出的毒性指标要求，开发了低毒和无毒油基钻井液以满足生态环境方面的要求。白油是经过超深度精制(深度加氢精制脱除芳烃、脱硫、脱氮和脱氧等杂质)的无色、无味和无腐蚀性的特种矿物油，相对分子质量一般为300～400，属于润滑油馏分，其组成基本为饱和烃类(环烷烃和烷烃)，其芳烃、氮、氧、硫等杂质含量很低(近似为零)，生物毒性小。精制白油可用于化妆品和食品，毒性分级为低毒，而且具有良好的化学惰性及优良的光、热等安定性。白油基钻井液具有普通油基钻井液抑制性强、润滑性好、储集层保护效果好等特点，同时具有低毒、安全、环保的特点，适用于环境敏感区域油基钻井液的需求，因此适合作为环保型油基钻井液基液。川渝地区主要采用3号白油作为白油基钻井液的基油，该油是无色透明、无臭、不发荧光的液体油料，主要化学成分为C16-C31的正、异构烷烃混合物，初馏点155℃，干点280℃(表1)。

表1 3号白油料(脱嗅煤油)技术指标

2 油基钻井液条件下气测数据特征

为研究白油基钻井液条件下的气测数据特征，选取了碎屑岩储集层QL 16井和碳酸盐岩储集层ST 9井两口井资料开展数据分析。QL 16井导眼段使用水基钻井液，水平段使用白油基钻井液。由导眼段和水平段的垂向对比图(图1)可知，导眼段1 701～2 300 m(垂深)水基钻井液条件下气测基值井段全烃和C1之间分异较小，但水平段1 701～2 300 m(垂深)白油基钻井液条件下气测基值井段全烃和C1之间分异较大。为了更好地认识气测异常井段全烃和C1之间的差别，对水平段的气测图换成了斜深图(图2)，从图中可知导眼段2 300～2 400 m和水平段2 525～3 507 m(斜深)的气测异常井段全烃和C1之间分异较小，全烃和C1之间的变化趋势一致。 对导眼段1 701～

图1 QL 16井导眼段和水平段垂深对比

图2 QL 16井水平段斜深图

2 866 m和水平段1 701～3 507 m的全烃和C1之间的关系进行数据分析，首先进行导眼段和水平段全烃及C1的相关性分析，如图3所示。从图中可知，白油基钻井液条件下水平段的相关系数反而高于水基钻井液，其原因在于水平段主要在储集层中钻进，气测异常显示明显，故全烃和C1之间的相关性很好，而导眼段水基钻井液过程中显示井段占总进尺的比例较小，导致全烃和C1相关性相对较差。

对导眼段和水平段非气测异常的非显示基值井段进行的相关性分析(图4)表明，导眼段水基钻井液基值气测值的全烃和C1相关性远高于水平段白油基钻井液气测值。

图3 QL 16井导眼段和水平段气测数据分析

图4 QL 16井导眼段和水平段基值气测数据分析

ST 9井进入茅口组后由于井下挂卡，从井深7 516 m开始将水基钻井液更换为白油基钻井液(图5)。根据该井全井段和水基段的气测异常分析(图6)可知，全井段r2=0.978 2，水基段r2=0.980 4，说明水基段的全烃和C1相关性高于全井段。在白油基钻井液井段，从图5可知7 671～7 730 m气测基值段的全烃和C1之间分异非常明显，但其余井段，特别是气测异常显示井段全烃和C1之间的相关性很好，分析其数据相关性(图7)，7 671～7 730 m的r2=0.132 6，整个白油基钻井液井段7 516～7 855 m的r2=0.726 5。上述现象说明白油基钻井液钻进过程中，在超深井ST 9井的碳酸盐岩地层存在与QL 16井碎屑岩地层中相似的特征，即气测基值段全烃和组分的分异现象明显，气测异常井段全烃和C1的相关性较强。

图5 ST 9井气测图

图6 ST 9井全井段和水基钻井液段气测数据分析

图7 ST 9井油基段和油基气测基值段气测数据分析

3 白油基钻井液气测数据特征成因分析

针对白油基钻井液钻井的气测录井数据出现的上述变化特征，笔者分别从气测色谱仪原理、白油性质、井底温度和钻井条件四方面开展了相关分析。

根据气测色谱仪的原理可知：气体全量检测(全烃)Total Gas Detector即天然气总体检测，录井气测色谱仪器主要检测的是烃类气体总量，现场使用的气测设备通常只能检测C1-C5等低组分，而实际的天然气藏，例如凝析气藏还有高于C5的组分，因此气测的全量常大于烃类组分之和。全烃和组分是天然气通过不同气路的测量值，具体而言，全烃检测主要气路流程是样品气被干燥后直接进入FID氢火焰离子化鉴定器检测，而组分检测主要分为三步：第一步是从脱气器脱出的样气流中截取一份样品气和分离柱连接起来；第二步是样品气在一定流速的载气推动下进入分离柱分离，非烃成分氢气分离最快，开始不久已通过鉴定器，而烃成分还在分离柱中，分离过程中，若干烃组分按时序依次从分离柱流出，并被鉴定器检测出各组分的气峰；第三步是在预定组分流出柱后“清洗”分离柱，这是为防止滞留柱中干扰下一次的分离而采取的清柱措施。全烃和组分测量的主要差别如图8所示，全烃检测直接进入总烃FID氢火焰离子化鉴定器，组分检测则经色谱柱分离后进入组分FID氢火焰离子化鉴定器，这也是导致全烃不等于烃类组分之和的重要原因。

白油的主要成分为C16-C31的正、异构烷烃混合物，现有的精炼程度不能达到完全不含低组分的烃类物质，长烷烃链中包裹了极少部分小分子量烷烃，导致全烃和C1存在分异现象。川渝地区很多超深井的井底温度(表2)多高于白油的初馏点155℃，因此在超深井段钻进中白油有可能被蒸馏呈气态混合于钻井液中；另外，PDC钻头是通过安装在钻头体上的切削齿切削地层岩石的，钻进中钻头因摩擦升温一般略高于地层温度，引起钻井液温度升高，导致白油蒸发而被气测色谱仪器检测到，结果导致气测全烃检测值增加，进一步加大全烃和组分的分异。例如超深井TT 1井灯四段采用白油基钻井液钻进，井底温度达到202℃，远高于白油155℃的初馏点，该井灯四段钻进过程全烃与C1分异十分明显(图9)，完钻后对该井灯影组储集层试气，产水3.4 m3/d。

综上所述，气测色谱仪、白油性质、井底温度和钻井条件等因素导致了白油基钻井液在气测基值井段全烃和C1分异明显，但在气测显示井段全烃和组分的相关性较好。

为了验证上述认识的可靠性，笔者收集了部分白油基钻井液的气测资料发现(图9)，气测整体变化趋势与前期认识一致，即白油基钻井液对天然气井的气测值是有影响的，但这种影响主要体现在气测的基值井段，钻遇气测显示段后全烃和C1的相关性明显变好，曲线形态趋于一致。

图8 气测色谱仪气路流程示意

表2 油基钻井液井底温度及钻头类型统计

图9 TT 1井、TH 1井、WT 1井、ZJ 2井气测图

4 结 论

(1)白油基钻井液会影响天然气井的气测录井数据，这种影响主要体现在未钻遇气测显示的背景值井段，一旦钻遇气测异常井段，全烃和C1的相关性会明显变好，曲线形态趋于一致。实践表明，上述气测特征具有普适性。

(2)气测色谱仪的检测原理、白油性质、井底温度和钻井条件是白油基钻井液条件下气测值受到影响的重要原因，建议气测数据研究考虑相关影响因子的校正方法。