岩屑图像录井技术在海拉尔盆地的应用

张晓玉，吴长金

1.中国石油大庆油田钻探集团地质录井一公司资料解释评价中心 （黑龙江 大庆 163413）

2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探事业部 （黑龙江 大庆 163413）

2009年初，岩屑图像录井技术在海拉尔盆地开始试验，7月份该项技术顺利通过阶段验收，并决定在部分探评井中应用该项录井技术，以增加油气水层识别能力及特殊岩性鉴别能力。截止目前，岩屑图像录井技术已在贝中次凹、呼和湖凹陷、乌东斜坡带等构造应用。在现场岩性识别、油气水特征和层位判定等方面取得较好效果。

1 岩屑图像录井技术原理

岩屑图像录井技术是对现场采集的岩屑样品进行二次分选，选取代表性强、特征清楚的岩屑进行明场和暗场显微数码图片采集，应用软件处理、分析、识别岩屑岩性和含油性特征，绘制岩屑图像柱状剖面图，整体认识单井岩性和地层组合特征。它是集荧光图像采集、处理、分析、应用多项技术于一体的油气勘探开发地质录井新技术，能够对储层含油性进行快速评价[1]。

2 岩屑图像录井技术特点

岩屑图像录井技术现场完成随钻岩屑图像采集，随钻分析岩屑中含油岩屑与非含油岩屑特点，实时进行分析解释，分析结论与地层真实特征接近度高；采集岩屑图像清晰度高，明场岩屑图像全面反映岩屑在接近自然光下特点，暗场岩屑图像清晰反映油气显示岩屑在紫外线下的发光特点，全面反映储层间含油性差异[2]；数字化形成岩屑图像柱状剖面图，能够图像化展示录井标志层、生储盖组合和含油储层纵向分布情况，使随钻地层对比、确定层位变得更准确；岩屑图像录井仪整机性能稳定，使用灵活，适合各种钻井施工环境。

3 岩屑图像录井技术在海拉尔盆地应用情况

2009年4～11月份，岩屑图像录井已在海拉尔盆地完成6口开发井和3口探评井施工任务，共采集12 194块样品。

海拉尔盆地主要由一系列北东向分布的犁式正断层控制的箕状断陷群组成的断陷盆地组成，断层发育、构造复杂导致油气水层组合变化大、油气水分布复杂。主要目的层白垩系、侏罗系发育泥岩、粉砂岩、细砂岩、砂质砾岩、岩浆岩、浅变质岩；海拉尔盆地岩性种类多，受沉积环境影响，岩性组合横向变化大，构造与岩性共同作用导致油气显示评价识别困难；复合钻井技术的应用，改变传统三牙轮钻井破碎岩屑方式，导致岩屑细碎，岩屑中油气显示特征弱化，使现场油气显示和岩性录井难度加大。岩屑图像录井技术的应用有效改善了复合钻井条件下岩屑岩性和含油性识别情况，现场应用该技术能够准确、及时发现、评价油气显示，确定岩性，有效地提高了录井质量。

3.1 岩性特征分析

3.1.1 大磨拐河组主要岩性特征

大磨拐河组一段为半深湖及深湖亚环境沉积，岩性以厚层灰黑色泥岩为主，夹薄层砂岩；大磨拐河组二段为湖沼相沉积，发育三角洲、扇三角洲体系，岩性为灰黑色泥岩与粉砂岩、细砂岩不等厚互层，局部夹煤层。

大磨拐河组泥岩色深，质纯，性较软-较脆，断口粗糙，以参差状为主，具弱吸水性、弱可塑性。

大磨拐河组砂岩主要以粉砂岩、细砂岩为主，偶见含砾细砂岩、砂质砾岩。粉砂岩以灰白色、灰色为主，成分以石英为主，长石次之，疏松，泥质胶结，分选中等-好，磨圆呈次圆状为主；细砂岩以浅灰色、灰色为主，成分以石英为主，长石次之，疏松，泥质胶结，分选中等-好，磨圆呈次棱状与次圆状为主；砂质砾岩以浅灰色、灰色为主，成分以石英为主，长石次之，较疏松，泥质胶结，分选较差，磨圆呈次棱状为主，砾石以石英为主，长石次之，砾径1～2mm；煤层呈黑色，质纯，性脆，具有韧性，点火可燃。

3.1.2 南屯组主要岩性特征

南屯组暗色泥岩主要为湖泊相沉积，砂岩主要为水下三角洲沉积。主要发育灰黑色泥岩，黑色煤层，灰色粉砂岩、细砂岩和含砾砂岩，砂质砾岩。

南屯组泥岩色深，质纯，性硬脆，断口较光滑，不具弱吸水性、弱可塑性。

南屯组砂岩主要为粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、砂质砾岩。粉砂岩以灰白色、灰色为主，成分以石英为主，长石次之，较疏松-较致密，泥质、灰质胶结为主，分选中等-好，磨圆呈次圆状为主；细砂岩以浅灰色、灰白色为主，成分以石英为主，长石次之，较致密-致密，灰质、泥质胶结为主，分选中等-好，磨圆呈次棱状与次圆状为主；砂质砾岩以浅灰色、灰色为主，成分以石英为主，长石次之，较致密-致密，灰质、泥质胶结为主，分选较差，磨圆呈次棱状为主，砾石以石英为主，长石次之，砾径差异较大；煤层呈黑色，质纯，性脆，具有韧性，点火不燃。

3.1.3 布达特群主要岩性特征

布达特群以浅变质的黑色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、灰绿色、灰色粉砂岩细砂岩为主，局部为灰白色、灰绿色和灰色砂质砾岩。岩石具碎裂化，裂缝中方解石脉发育。岩屑图像录井仅在希62-58井录到浅变质泥岩。

希62-58井浅变质泥岩以深灰色、绿灰色为主，性硬脆，断口呈贝壳状，岩石裂缝发育，可见白色方解石充填矿物，方解石与稀盐酸反应剧烈。

3.1.4 喷出岩岩浆岩-安山岩特征

安山岩可以有各种颜色，灰色、浅玫瑰色、红褐色等，经过蚀变的安山岩常见灰绿色，经成岩化的安山岩呈褐色。常见构造为杏仁状、气孔状，块状，气孔为圆形或椭圆形[3]。岩屑图像录井在乌118-89井录到蚀变安山岩，可见气孔发育和气孔拉长现象，呈蜂窝状。

应用岩屑图像录井技术识别复合钻井条件下岩屑岩性的技术优势，准确落实岩性和电性矛盾，确定岩性和层位。如岩性与电性吻合，可立即确定岩性，时效高，效果好。出现岩性和电性不符时，可利用岩屑微观特点，结合区域岩屑图像资料，快速对比，确定岩性。同时随着岩屑图像录井技术的推广应用范围的扩大必将提高海拉尔盆地录井剖面符合率。

3.2 应用岩屑图像录井技术评价储层含油性

针对海拉尔盆地岩性和轻质原油的实际，岩屑图像录井有针对性地提高岩屑样品二次处理和分析时效，确保轻质原油和微弱显示采集质量。应用综合录井、物化分析和电性资料等录井技术手段验证岩屑图像录井解释结论，提升岩屑图像录井解释评价储层的精度[4]。

3.2.1 判别差-好的含油显示

应用岩屑录井技术可以有效识别常规荧光灯无法识别的弱油气显示，特别是复合钻井条件下的油气显示，从而提高录井的发现精度。乌118-89井和乌142-87井为复合钻井，应用岩屑图像复查岩屑清楚地发现砂岩和泥岩中的微弱油气显示 （图1）。同样，岩屑图像录井技术能更加清楚地展示好的油气显示（图 2）。

3.2.2 识别轻质原油显示

根据轻质油、中质油和重质油含不饱和烃和衍生物不同呈现不同荧光性质的原理，根据岩屑荧光颜色判别油质[5]。轻质油层岩屑为亮黄色，含油饱满（图3）。中质油层岩屑为黄绿色，分布均匀（图4）。

图1 乌118-89井2 300m弱显示

图2 乌118-89井2 530m油斑显示

图3 乌39-1井1 390m轻质油

图4 希46-46井2 597m中质油

希46-46井51号层（图4）综合解释为油层，压裂后日产纯原油28t，原油密度0.88g/cm3，为中质原油，验证了岩屑图像录井解释结论。

3.2.3 评价含油储层

应用岩屑图像录井技术分割计算岩屑中荧光岩屑的面积、发光亮度、含烃饱和度等参数，量化评价储层含油性优劣。结合物性资料，形成解释图版，解释评价油水干层。

岩屑是地层的直接反映，随钻分割计算紫外线下岩屑中显示岩屑（具荧光特征）的含量，计算含油面积、含烃饱和度，发光亮度等直接反映岩屑中烃类物质的参数，绘制成曲线，结合厚度、物性资料进行储层含油性评价，提高储层认识能力和解释精度。

希45-67井18号层岩屑图像录井综合解释实例：希45-67井18号层岩屑图像录井显示岩屑中最大含油面积33.62%，含烃饱和度77.17%，应用岩屑图像录井图版综合解释为油层（图5）。岩石热解分析热解值为6.52g/cm3，气态烃与液态烃的比值为3，岩石热解分析解释为油层。测井解释孔隙度9.0%，属于差油层（界限层）。

图5 希45-67井18号层解释图版

3.3 岩屑图像录井技术识别裂缝

岩屑图像录井技术在海拉尔盆地的应用过程中，在目的层大磨拐河组、南屯组、布达特群和岩浆岩中均录到地层裂缝特征。由于裂缝中或多或少发育充填的次生矿物，中生界裂缝充填矿物以方解石为主，在岩屑图像录井中特征清楚，为认识和判断裂缝增加详实资料。

图6为希25-65井2 589m岩屑明场图像，由图像可清晰看出，地层裂缝被破碎后呈现的充填物以方解石碎屑为主，方解石受裂缝含有物和晶体结晶程度影响呈棕褐色、白色或无色，摩氏硬度3，性脆，与稀盐酸反应剧烈。

图6 希25-65井2 589m裂缝充填方解石

由图7可以看出，地层裂缝带一般分布在井段2 586～2 600m，岩屑图像录井和色谱录井显示上部裂缝发育程度好于下部，上部可见暗绿色荧光显示。该段电测数据显示：井段2 586～2 600m深浅侧向地层有钻井液滤液侵入，地层有孔隙性，自然伽玛曲线呈参差状，中子密度曲线起伏较大，说明地层裂缝较发育。尽管岩屑图像录井显示含烃饱和度最高达48%，但物性差，岩屑图像录井解释为干层和差油层。

图7 希25-65井裂缝段岩屑图像录井综合图

3.4 岩屑图像录井技术不受低浓度油层保护剂影响

QB-1型油层保护剂在海拉尔盆地部分开发井应用，因为含有产生荧光的物质而给录井带来一定影响。为此在乌140-x84井进行混入油层保护剂岩屑图像录井试验。乌140-X84井于2009年08月31日14：26，井深2 002m，钻进过程中加入QB-1油层保护剂5t，钻井液中油层保护剂浓度达到2.53%。岩屑图像从1 600～2 704m进行录井，从采集岩屑图像和岩屑图像柱状剖面看，钻井液中混入油层保护剂浓度在5%内，岩屑图像中均没有明显荧光显示，加入一定量QB-1型油层保护剂的钻井液对岩屑图像录井技术没有明显影响；若QB-1型保护剂浓度超过5%，则对该项录井技术的影响也越来越大。

4 经济效益分析

1）准确发现细粒含油岩屑，精细、准确解释评价油气层，油气勘探开发综合效益显著。

2）岩屑含油性特征数字图像化采集、分析、存储、应用技术的推广应用，不仅大大提升地质录井技术含量、技术水平，更将显著提高油气勘探开发基础地质信息的原始性、重复性、无损性、永久性，具有长期应用价值。

3）岩屑荧光图像分析技术推广应用，将为PDC+螺杆等快速钻井技术的普遍推广应用创造更大的发展空间；不仅可节约单井钻井成本，还可以提高钻探效果，为钻井提速提供录井技术支持。

5 结论与建议

1）岩屑荧光图像分析技术实现地层柱状剖面岩性和显示图像化，更直观认识纵向地层组合和储层含油性组合，为图像化展示储层展布情况提供详实资料。

2）岩屑荧光图像分析技术拓展录井的技术手段，增加海拉尔盆地随钻发现、评价油气层的方法；为超复杂的岩性识别、层位判断提供技术支持。

3）通过在海拉尔盆地10余口井的实际应用，油气显示发现率达100%，在含油储层解释评价、岩性识别、卡准层位等方面取得一系列新认识，非常适应海拉尔盆地复杂的岩性和构造，同时数字图像记录岩屑图像明场和暗场资料，对勘探开发具有重要的意义。

4）建议在外围探评井、外甩开发井等井使用岩屑图像录井技术。

[1]刘志刚,冯杏芬,高伟鹏,等.岩屑图像分析新技术简介[J].录井工程,2004,15(4)：11-14.

[2]冯杏芬,刘志刚,张峰,等.岩屑荧光数字图像采集技术开发与应用[J].录井工程,2007,18(3)：1-4.

[3]张亚范.中国油气储层研究图集卷3：岩浆岩 变质岩[M].1版.北京：石油工业出版社，1994.

[4]冯杏芬,刘志刚,林莉.应用荧光数字图像技术分析岩屑含油性[J].录井工程,2007,18(1)：18-20,51.

[5]刘丽萍,耿长喜.荧光显微图像量化法表征方法研究[J].录井工程,2010,21(4)：10-13.