电缆取样样品辨析新方法

苏鹤成

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）



电缆取样样品辨析新方法

苏鹤成

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

摘 要：在油气田勘探阶段，利用电缆地层测试仪进行取样作业是识别油气水层最直接而有效的重要手段。此文重点论述通过在纯油储层的侵入带地层中灌取泥浆滤液样品，分析化验其滤液氯根浓度，与在同一位置正常取样作业的样品作对比，发现电缆取样作业在纯油层中取到的水都是泥浆滤液，从而总结出需要把样品中水的氯根浓度与钻进到取样深度时所用钻井液的氯根浓度作对比来辨析样品中是否含有地层水这一重要结论。 这一结论进一步诠释了如何辨析电缆取样样品，解除了勘探家在纯油层中取到滤液的疑虑，重新使他们对电缆取样作业有了信心。

关键词：电缆地层测试仪；样品辨析；氯根浓度；识别油气水层

电缆地层测试仪所取得的样品，可以直接判断储集层含油、含水或两者都存在［1］。在渤海油田，储集层中是否含有地层水的判断方法属于一种定性的方法，即：当取到滤液样品（即水样）时，如果滤液样品中的氯根浓度值明显低于完钻时钻井液的氯根浓度值，就推断储层中含有地层水，否则取样结果就不能证明储层中有地层水。但是近年来在探井测井作业时，常常遇到这样的困惑：在常规测井资料解释为纯油层的地层中，利用电缆地层测试仪进行取样作业，所取样品中除油外经常混有滤液。现场测量样品中滤液的氯根浓度，结果显示相比当前裸眼井筒中的泥浆滤液氯根浓度有明显的降低，由此得出这个储集层可能含有水的结论，这一结论与其他测井资料及录井资料得出的纯油层的解释结论有差异。因此勘探家们对现场用定性比较氯根浓度的理论产生了怀疑，而对所取样品滤液氯根浓度相比泥浆氯根浓度降低的程度标准提高了。这意味着今后再用电缆地层取样仪进行取样时，必须泵排更长时间，使所取样品中的滤液氯根浓度值无限接近地层水的氯根浓度值，来确保所取样品的纯度。但是随着电缆取样作业的时间增长，不但作业成本会增加，取样仪器遇卡的风险也同时在增加。为了解释清楚在“油层”中取得的滤液样品是否含有地层水，项目组从电缆地层测试仪器取样原理着手，重新思考泥浆滤液对地层的渗透过程，设计并进行了录取侵入带地层的泥浆滤液样品的试验。

1 电缆取样过程及原理

1.1 电缆地层测试仪取样过程

电缆地层测试仪下放到设计深度位置（图1），记录测前泥浆柱压力后，打开推靠臂，座封到取样点。封隔器中心的探针插入地层，与地层建立流体通道，先测试地层压力（与测前泥浆柱压力作对比，观察取样过程中是否有漏封现象），然后泵排侵入带与过渡带地层中的滤液。泵排的流体经过仪器内部时，通过密度传感器、电导率传感器、矿化度传感器、光谱分析仪等检测流体性质。当判断地层中的泥浆滤液基本排干净，纯净的地层流体流入仪器内部后，通过控制取样阀，使仪器进入取样状态；否则就把泵排的流体排到井筒内。待取样桶灌满样品后，关闭取样桶，完成该处取样作业［2］。要想获得纯净的地层流体样品，就必须把侵入带与过渡带的泥浆滤液泵排干净，所以泵排的时间越长，泵排的量越大，获取纯净地层流体的成功率越大。

图1 取样原理图

1.2 样品辨析原理

通过取样过程我们知道，为了得到纯净地层流体样品，需要把侵入带与过渡带的泥浆滤液泵排干净，然后取到原状地层流体样品。而在实际的取样作业中，由于各种不利因素，并不能每次都能取到纯净的地层流体样品，样品中往往混有泥浆滤液，因此现场需要通过化学滴定法来测量滤液中的氯根含量，以此来判断所取样品中是否存在地层水。渤海地区上第三系中的地层水，其氯根浓度值远低于海水的氯根浓度值18 000 mg/L，而渤海油田所用水基泥浆都是用海水所配，氯根浓度值一般在18 000 ～ 60 000 mg/L之间，理论上只要所取样品氯根浓度值低于钻井液的氯根浓度值，就可以得出此储集层含有地层水的结论。

2 取样试验设计

2.1 设计思路

自然界中与氯离子产生化学沉淀反应的离子有银离子、亚汞离子等，而这些离子一般在地层水中微乎其微，可以忽略不计，所以泥浆滤液在向地层中渗透的过程中氯根浓度基本不会有损耗。由此可以推断油层侵入带和过渡带中的氯根浓度是由刚刚钻进至此处时所用钻井液的氯根浓度决定的。那么有必要获取油层中侵入带地层中的泥浆滤液氯根浓度值，来验证这一推断。

2.2 取样过程

为了在储层的侵入带或者过渡带中取到泥浆滤液样品，根据取样原理，电缆地层测试仪坐封后，开始泵排到灌样之间的间隔时间要短，且泵排的量要小［3］。以渤海某井的电缆取样实例，BZ34-X-X井1 493.6 ～ 1 499.2 m地层常规资料特征为：深电阻率11.7 Ω·m，浅电阻率9.6 Ω·m，中子孔隙度33.2%，密度2.11 g/mL，泥质质量分数11%，孔隙度30.7%，含水饱和度42%；测压资料显示此层段内地层流体密度为0.79 ～ 0.81 g/mL，表明此段储层为典型的油层特征。选择在此地层段的1 495 m利用EFDT测压取样仪进行取样作业［4］。泵排了5 min，泵抽出2 L滤液后，取了一个样，当时的密度最低为1.04 g/mL，电导率为26 S/m，从参数上看就是一个水样。继续泵排50 min，泵出16 L后取得一个样，密度为0.84 g/mL，电导率0.48 S/m。同一深度，不同时间取出的两个样品测试结果见表1。

表1 BZ34-X-X井取样对比

3 原因分析

BZ34-X-X井《测井取样表》记录本井完钻时钻井液的氯根浓度值为53 000 mg/L，而1 495 m最终取得的2号油水样品的氯根却是25 000 mg/ L，相比钻井液的氯根浓度少了约53%，由此样品得出的结论是这个储层应该是含有地层水的。取自1 495 m 的1号侵入带的滤液样品，氯根同样是25 000 mg/L，从两个样品相同的氯根浓度值判断，2号样品中的水应该是泥浆滤液，由此可以得出1 493.6 ～ 1 499.2 m这个储层并不含有地层水。原因在于《测井取样表》记录的钻井液的氯根浓度值是通井循环后井筒内的泥浆氯根浓度值［5］，与钻进到1 495 m这个储层时的泥浆氯根浓度值有差异。《BZ34-X-X钻井日报》记录钻进至1 518 m之前，钻井液氯根浓度值为18 000 mg/L，钻进至2 086 m钻井液氯根浓度值为33 000 mg/L。由此可以看出，刚刚揭开1 495 m附近储层时，向地层中渗透的滤液氯根应该是18 000 mg/L，之后随着钻井液氯根浓度值的增加，地层中滤液的氯根会小幅度增加，其原因是泥饼具封堵性，已有泥饼保护的储集层中的滤液氯根浓度并不会随钻井液氯根浓度的改变而大幅度的改变。

上述分析可以得出以下结论：（1）1 495 m处的储层泥浆滤液的氯根为25 000 mg/L，是由钻进时钻井液的氯根浓度决定的。（2）2号样品经过长时间的泵排，水的氯根浓度值仍然为25 000 mg/L，证明此储层没有地层水，所取水样同为泥浆滤液。（3）2号样品没有取到地层水，即1 495 m这个储层从取样结果来看，没有证据证明此处有水。这一结论与常规测井资料得出的此储层为纯油层的结论相符。

4 结论与建议

（1）依据氯根浓度值辨析样品是否含有地层水，需要与钻进到取样深度时所用钻井液的氯根浓度作对比。

（2）《取样数据表》内钻井液的氯根浓度应该标注为揭开取样深度地层时所用钻井液的氯根浓度值。

（3）只有所取地层水样的氯根浓度值低于揭开取样深度地层时所用钻井液的氯根浓度值，才能证明此处有地层水存在的可能。

（4）电缆地层测试仪取样作业，仍然是识别油气水层的最快和最有效的测井方法。

参考文献：

［1］苏鹤成，苑仁国，邓强. 电缆地层测试仪取样新技术——双向容积泵取样［J］. 中国海上油气，2014，26（6）：37-39.

［2］张国强，张卫平，李欣. 地层测试评价仪在渤海油田的应用［J］.海洋石油，2009，29（4）：69-72.

［3］张国强，张卫平，李欣，等. 电缆地层测试技术在渤海油田的应用研究［J］. 长江大学学报（自然科学版），2010，7（3）：528-530.

［4］尤国平，沈阳，褚晓冬，等. 地层测试仪多取样技术研究［J］.石油仪器，2013，27（3）：65-68.

［5］张国强，肖东，郭书生，等. 勘探监督手册测井分册［M］. 北京：石油工业出版社，2013：6-10.

中图分类号：P631.8

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.02.073

文章编号：1008-2336（2016）02-0073-03

收稿日期：2016-01-28；改回日期：2016-02-23

作者简介：苏鹤成，男，1981年生，工程师，2004年毕业于大庆石油学院，从事测井监督工作。E-mail：suhch@cnooc.com.cn。

New Approach to the Discrimination of Samples by Wireline Sampling

SU Hecheng
（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.， Tianjin 300452， China）

Abstract：During the oil and gas exploration， sampling operation with the wireline formation tester（WFT） is the most direct and effective method in identifying oil， gas and water layer correctly. This paper mainly discusses how to distinguish the data of WFT. Comparing the chloride concentration of mud fltrate samples by WFT from the invaded zone or transitional zone of pure oil reservoir with that of samples by conventional sampling operation at the same position， it shows that the water samples obtained by wireline sampling from the pure oil reservoir all are mud fltrate. It is concluded that it is necessary to compare the chloride concentration of water samples with that of drilling fuid used at the same depth in order to distinguish whether the formation water is contained in the samples or not. This conclusion further explains how to distinguish samples by wireline sampling， eliminates the doubts caused by fltrate sampled from the pure oil reservoir， and makes the explorationists' regain the confdence in wireline sampling operation.

Keywords：Wireline formation tester； sample distinguishing； chloride concentration； identifcation of oil gas and water layer