准噶尔盆地南缘区块油基钻井液条件下录井技术的选取

李怀军 罗宏斌 郁 莹 徐永华 肖 胜 方 剑

(①中国石油西部钻探工程有限公司地质研究院;②中国石油新疆油田分公司勘探事业部)

0 引 言

准噶尔盆地南缘区块受地质构造的影响，在水基钻井液条件下，地层水敏性强，掉块严重，工程复杂时间在钻井周期中占比很大，严重制约了钻井提速的要求。随着油基钻井液的引入，钻井提速明显，工程复杂等时间显著降低，但同时对录井行业带来了新的挑战。油基钻井液条件下对于录井行业的要求是最大限度地“去伪存真”，得出真实可靠的解释评价结论。经过调研，国内各公司在油基钻井液条件下各项录井技术均受影响，缺少有效的手段排除油基钻井液对油气显示识别的干扰，如何在油基钻井液背景条件下快速识别出地层中真实的油气显示，达到“去伪存真”的效果，显得尤为重要。本文通过近三年油基钻井液在准噶尔盆地南缘区块的有效应用，利用地化录井技术、三维定量荧光录井技术、核磁共振录井技术及显微荧光薄片技术优势，总结了一系列录井技术识别方法，有效地解决了油基钻井液条件下地层油气显示的识别难题。该系列识别方法累计应用9井次，油气显示发现率达到100%，流体性质判别准确率100%，油气解释评价准确7井次，解释评价准确率77.78%，有效地解决了上述难题。

1 油基钻井液性能优势

油基钻井液即钻井液中加入以石油及其衍生物为主的钻井液体系，可用柴油、白油或者原油与少量的水进行配比，一般情况下油水比在9∶1左右，钻井液处理剂包括重晶石、油水黏合剂、提黏剂、降黏剂、氧化钙等材料，用重晶石作为加重材料可以使钻井液密度达到2.30～2.70 g/cm3时仍能保持良好的流变性能。油基钻井液代替水基钻井液具有以下优势：(1)有良好的润滑性，减少提下钻时遇阻卡的发生频率，降低非生产时间，提高钻井作业效率；(2)稳固井壁，抑制井壁坍塌与水敏化膨胀缩径，减少掉块发生的几率；(3)减小扭矩，提高机械钻速，减小钻井周期；(4)降低钻井事故发生概率；(5)钻头不易出现泥包[1]。

2 储层录井识别与油气显示特征

2.1 地化录井

地化录井主要是对钻井过程中所取的岩心、随钻岩屑进行分析，包括对储层的含油气丰度、原油性质的判别和对烃源岩的丰度、有机质类型、成熟度、生烃和产烃的一系列评价[2]。

油基钻井液体系主要成分为柴油、白油或原油等，所以在地化录井资料应用时局限性很大。不过，近三年在准噶尔盆地南缘区块所用油基钻井液背景条件下，通过地化录井各项技术对油基钻井液添加剂、油基钻井液、泥岩等进行谱图特征对比，找到了油基钻井液和地层油气显示的差异，为地化录井技术在识别地层油气显示及后期评价方面发挥了重要作用。

2.1.1 岩石热解录井技术

岩石热解录井技术通过收集各类油基钻井液添加剂(柴油、白油)，分析确定其在热解分析谱图上的显示特征。在随钻过程中受井内高温高压影响，各种添加剂可能发生不同的化学反应[3]，所以需要分析出随钻过程中油基钻井液和泥岩岩石热解谱图特征(图1)。油基钻井液添加的原油样品一般情况下油质较轻，在岩石热解谱图上显现出高S11-S21、低或无S22-S23，随钻过程所分析的泥岩样品呈现出尖峰状。

在随钻过程中利用储层样品的岩石热解谱图显示特征与泥岩谱图对比，从谱图上找出储集岩与泥岩的差别。在具有良好油气显示的情况下，储集岩显示段会呈现出与油基钻井液不同的特征(表1)，以此来判别地层中是否具有真实油气显示。

(1)显示段特征:油基钻井液岩石热解组分主要分布在S11-S21，泥岩同样呈现出谱图形态组分分布在S11-S21的特征。当地层中具有油气显示情况下，在S11-S21区域会造成地层显示与油基钻井液峰型重叠，不易区分，但从岩石热解谱图上可以看出，在S22-S23区域上异常显示明显，呈现出与油基钻井液及泥岩不同的谱图特征，可以代表地层中真实显示。

(2)非显示段特征:非显示段储集岩岩石热解谱图特征呈现与泥岩谱图特征基本一致的形态，各组分分布区间无差异，岩石热解谱图形态主要受油基钻井液影响，这种情况下可以说明地层中无油气显示或油气显示特别微弱，在油基钻井液条件下不能显现出来。此种条件下，地层以非产层为主，不具备形成工业油气流潜力。

2.1.2 热解气相色谱录井技术

热解气相色谱录井技术需要分析出油基钻井液添加剂(柴油、白油)及油基钻井液的谱图特征(图2)，通过谱图特征，找出显示段与非显示段的差异。

为了验证显示段与非显示段的差异，开展了地层原油混合油基钻井液实验，分析随钻过程中油基钻井液的谱图特征，再选取区块原油，分析区块原油谱图特征，然后将区块原油和油基钻井液等比例混合，分析其谱图特征(图3)。通过图3可以看出，实验样品中油基钻井液谱图呈现前部隆起形态，碳数范围nC13-nC25；区块原油基线较平直，正构烷烃齐全，碳数范围nC12-nC35；混合样品在谱图前端出现轻微隆起，该隆起特征与油基钻井液谱图隆起时间基本一致，分析认为是受到油基钻井液的影响，谱图中后端，峰型呈现完整的正态分布特征，正构烷烃齐全，碳数范围nC12-nC35，形态与区块原油相似。通过该实验可以证实，在地层中具有油气显示的情况下，通过热解气相色谱录井技术可以较好地区分出地层油气显示，排除油基钻井液影响。

图1 岩石热解基值谱图特征

表1 显示段及非显示段岩石热解谱图特征

图2 热解气相色谱基值谱图特征

图3 热解气相色谱实验谱图特征

2.2 三维定量荧光录井技术

三维定量荧光录井技术主要用于评价原油性质，通过谱图主峰的激发波长和发射波长出峰位置，对所测量的样品进行原油性质评价，另外在油源对比、油油对比、识别钻井液添加剂等方面也发挥着重大作用[4]。本节以油基钻井液为基础，对地层中是否具有真实油气显示进行判别。

2.2.1 油基钻井液添加剂谱图特征

收集油基钻井液添加剂(柴油、白油)、泥岩等，分析出三维定量荧光基值谱图特征(图4)，找出各类添加剂及泥岩主峰出峰位置。油基钻井液添加剂中柴油激发波长275～280 nm，白油激发波长290～295 nm，泥岩在油基钻井液添加剂柴油及白油占比大致相同的情况下，在谱图左下角会呈现出双峰形态，其中一个为柴油峰(激发波长275～280 nm)，另一个为白油峰(激发波长290～295 nm)。

另外，由于在钻井现场中会出现白油与柴油在油基钻井液中所占比例不同，呈现出不同的谱图特征，白油多柴油少，峰型会以白油峰为主，柴油峰弱或无，反之，白油峰弱或无。地层为凝析油时，在三维定量荧光谱图中主峰激发波长集中在275～295 nm之间，对于此类样品，峰型与油基钻井液重叠，很难在油基钻井液条件下呈现出不同的特征，所以对于此类样品较难区分是否为地层真实油气显示。

图4 三维定量荧光基值谱图特征

2.2.2 三维定量荧光实验

首先分析出随钻过程中油基钻井液的谱图，再分析出区块原油谱图，然后将油基钻井液和区块原油等比例混合，分析出谱图特征(图5)。

图5 三维定量荧光实验谱图特征

通过图5可以看出，油基钻井液主峰激发波长275～295 nm，发射波长305～345 nm，显示为白油与柴油混合特征，但是以白油峰为主。区块原油呈现双峰特征，主峰激发波长320 nm，发射波长363 nm，次峰激发波长380 nm，发射波长420 nm。混合样品呈现单峰形态，主峰激发波长315 nm，发射波长355 nm，出峰位置较油基钻井液高，较区块原油样品低，形态上与区块原油特征较相似。由此可见，通过三维定量荧光技术可以较好地区分出地层油气显示，排除油基钻井液影响，达到去伪存真的目的。

2.3 核磁共振录井技术

核磁共振录井技术作为储层物性、含油性的一种判别方法，是目前录井行业随钻判别储层物性的唯一有效手段[5]。在油基钻井液条件下，样品中大孔隙会被油基钻井液所充填，在原始状态下，地层中所代表原油的油相信号会与油基钻井液油相信号重叠，所以核磁共振录井测量的含油饱和度信号受油基钻井液影响，已经不能真实反映地层的含油饱和度，故对此项参数只能参考，不作为含油量多少的一种判别方法。但是基于锰水溶液的屏蔽信号作用，干样信号与油相信号之间的差异特征同样可以作为储层含水性判别的依据之一(图6)。

核磁共振录井物性参数与钻井液体系无关，所测孔隙度等代表地层物性的参数真实可靠，能够准确反映储层物性，这点与水基钻井液无差别，判别方式一致。以准噶尔盆地南缘区块5口井25个油基钻井液岩心样品点为例，利用核磁共振录井测量孔隙度与岩屑CT扫描技术测量孔隙度进行相关性分析(图7)。

通过图7可以看出，在油基钻井液条件下核磁共振录井测量孔隙度与岩屑CT扫描测量孔隙度相关性参数r2达到0.958 9，属于强相关。这就可以说明，在油基钻井液条件下，核磁共振录井测量孔隙度可以代表地层中原始孔隙度，参数真实可靠，可直接用于储层解释评价。

图6 核磁共振分析谱图

图7 核磁共振录井与岩屑CT扫描孔隙度相关性分析

2.4 显微荧光薄片录井技术

显微荧光薄片录井技术是近几年发展起来的新型录井技术，它是通过电子显微镜对岩石孔隙结构、孔隙内流体性质、流体赋存状态、荧光颜色、发光面积等进行镜下观察的一种录井方法。其主要特点是以图像来反映油水在岩石断面的宏观分布及孔隙中微观油水分布状况，实现了微观流体产状的可视化[6]。

在油基钻井液条件下，为了验证油基钻井液添加剂(柴油、白油)是否在镜下显示荧光进行实验，选取无荧光显示岩心，利用油基钻井液添加剂(柴油、白油)浸泡后进行镜下荧光观察(图8)，发现柴油、白油添加剂在镜下均不显示荧光。所以可通过显微荧光薄片录井技术对岩心中是否为地层真实荧光显示进行有效识别和评价(表2)。

图8 油基钻井液添加剂显微荧光薄片谱图特征

表2 荧光及无荧光显示显微荧光薄片谱图特征

镜下见荧光显示：均质砂岩及砂砾岩样品镜下观察岩石孔隙结构清晰，见淡黄绿色荧光，发光较微弱，呈簇状及喉道状分布。

镜下无荧光显示：均质砂岩及砂砾岩样品镜下观察岩石孔隙结构清晰，喉道可见，而在喉道内未见发光物质。

据此可以利用显微荧光薄片录井技术准确识别岩心中是否有真实荧光显示，为后期解释评价提供数据支撑。

3 实例分析

近三年，在准噶尔盆地南缘区块油基钻井液条件下综合应用地化录井、三维定量荧光录井、 核磁共振录井、显微荧光薄片录井技术累计9井次，油气显示发现率达到100%，流体性质判别准确率100%，解释评价准确率77.78%，有效解决了油基钻井液条件下油气显示识别、流体性质评价难题。现以X 1井为例进行分析论证。

X 1井在目的层钻井过程中使用以白油为主，混有柴油的油基钻井液，在目的层井段5 885.00～5 893.00 m钻井取心，岩性以浅灰色粉-细砂岩为主，夹粉砂岩、中-细砂岩薄层；岩心出筒时无原油外渗与气泡外冒，油气味淡，直照荧光无显示，滴水缓渗，含水特征不明显。

为了证实地层显示情况及该岩心是否受到油基钻井液污染，特对该岩心进行地化录井分析、三维定量荧光分析，并与取心前泥岩(5 883.00 m)进行对比，具体分析谱图如表3所示。该段取心前泥岩及取心段砂岩分别进行岩石热解、热解气相色谱、三维定量荧光分析。

取心前泥岩特征：岩石热解以S11-S21为主，呈尖峰状，热解气相色谱呈现前部高隆起形态，碳数范围nC13-nC27，三维定量荧光呈现柴油特征，其激发波长280 nm，发射波长321 nm，与油基钻井液特征基本相同。

取心段砂岩特征：岩石热解以S11-S21为主，呈尖峰状，峰型较取心前泥岩宽缓；热解气相色谱基线平直，碳数范围nC13-nC27，峰型与取心前泥岩差异明显；三维荧光激发波长315 nm，发射波长365 nm，与取心前泥岩有不同油质的地层原油特征。三项资料均表明，岩心与泥岩形态特征完全不同，具有地层真实油气显示特征。

在地层具有真实油气显示的前提下，对该段岩心进行核磁共振录井分析和显微荧光薄片分析，验证岩心含水性，为录井解释评价奠定坚实基础，具体分析结果如图9所示。

该岩心核磁共振分析孔隙度3.30%～8.13%，渗透率0.03～1.08 mD，可动水饱和度8.72%～24.00%，可动油饱和度3.68%～11.09%，整体上物性较差，孔隙结构以小孔隙为主，大孔隙不发育，可动孔隙度及可动流体饱和度低，可动油饱和度低，干扫信号与油相信号差异明显，孔隙内具有原生水特征。显微荧光薄片镜下孔隙结构较清晰，色差明显，存在角隅状可动油及粒间吸附状束缚油，渗流通道内水溶烃痕迹明显，具有地层水特征。

表3 X 1井取心前泥岩与取心段砂岩分析

图9 岩心段核磁共振及显微荧光薄片分析

通过上述分析，证实岩心中具有地层真实显示特征，地层水明显，综合分析本筒岩心解释评价结论为油水混层。

后期进行完井试油，产油0.80 t/d，产气0.117 2×104m3/d，产水5.35 m3/d。因为该井未进行改造，所以未定试油结论。但该井油气水共同产出，验证了油基钻井液条件下油气显示识别以及流体性质识别的准确性。

4 结论及建议

(1)在油基钻井液条件下，核磁共振录井所测量的地层物性参数可以直接应用，核磁共振录井测量的含油饱和度数据、地化录井数据、三维定量荧光录井数据及显微荧光薄片录井分析，需要进一步处理，排除油基钻井液污染影响后方可应用。

(2)目前还没有有效手段彻底排除油基钻井液对地层油气显示影响，实现地层油气显示定量化，所以加强各项参数的对比显得尤为重要。这就要求在随钻过程中，要做好油基钻井液添加剂、随钻油基钻井液、泥岩等基值分析工作，以利于对储层段进行显示对比。

(3)油基钻井液的使用会越来越多，这对录井行业是一个巨大的挑战，希望本文起到抛砖引玉效果，引起业内深思，共同寻找一种方式，能有效解决所面临的难题，进一步推动录井行业的发展。