油基钻井液环境下污染率评价对油藏流体分布认识的影响

鲁法伟 ，王猛 ，蔡建荣 ，张志强 ，甘云雁 ，高蓓

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030；2.中海油田服务股份有限公司，北京 101149；3.中海油研究总院有限责任公司，北京 100027；4.斯伦贝谢中国服务公司，北京 100015）

1 概况

西湖凹陷位于东海陆架盆地东部凹陷带内，是东部近海最大的含油气资源构造，以新生代碎屑沉积为主。由于构造本身受不同时期、不同期次板块运动的影响，垂向结构分层明显；受断块的影响，水平方向的连通性存在较大的不确定性。在这样的地质背景下，烃源岩具有“双灶供烃、双源混输”的特点，油气充注成藏后流体的纵横向分布复杂多变，再加上目标层平湖组埋藏深，岩性特征以砂泥互层为主，储层非均质性较强，给油藏地质认识增加了难度。

2018年以前，东海油气田采用水基钻井液进行钻井作业，由于钻井液密度大，过平衡压力在10.0～13.7 MPa，造成侵入带较深，表皮因子较高，因此储层伤害较大，对油藏地质评价的不确定性也随之增加。2018年以后开始使用油基钻井液。油基钻井液在储层保护方面具有较大的优势，尤其对低孔渗地层，提高了地层测试数据的质量和勘探作业的时效，降低了测井数据解释的不确定性，进一步提高了对油藏地质的认识［1-3］。然而，油基钻井液滤液滤失到近井地带，由于和油藏流体混合，污染了油藏流体，造成取样代表性差及油藏流体识别困难，尤其在区别凝析气和挥发油以及油基钻井液对PVT样品的污染等问题上存在着技术难题。为此，本文探讨了利用井下近红外（NIR）光谱测量并识别井下油藏流体的方法，并采用去污染率的流体评价方法判断断层的封堵性。

2 流体识别

在井下电缆地层测试中，利用井下近红外光谱对油藏流体进行光谱扫描，在可见光—近红外波长范围内，监测流体的颜色光密度和甲烷的质量分数（通过计算甲烷在近红外光谱的特征吸收峰来得到其质量分数），来区分油基钻井液滤液与油藏流体。

2.1 颜色光吸收

从流体角度看，油基钻井液滤液的颜色很浅，其中的润滑剂会使滤液吸附黏土等矿物，因此滤液在泵抽开始所表现的微弱颜色来自岩石矿物的颜色。在泵抽过程中，随着泵抽时间的增加，油基钻井液滤液逐渐减少，油藏流体逐渐增加，对应的NIR颜色逐渐过渡到油藏流体的颜色，通过监测流体颜色的变化可以实现对污染率的监测。

可见光—近红外光谱的颜色光吸收峰主要来源于油藏流体中的芳香烃，波长集中在300～780 nm。浅颜色的光吸收峰波长在500 nm以内，如轻质油或凝析气含树脂和沥青质较少，对应的光强度较低，光密度就低；颜色越深，波长吸收的范围越宽，光吸收峰波长覆盖了300～1 000 nm，如重油中含树脂和沥青质较多，对应的光强度高，光密度就高：因此，可以通过颜色的光吸收峰来判断烃类的轻重［4-6］。

2.2 分子振动光吸收

有时只依靠颜色监测，不能满足流体定量识别的需要，比如干、湿气或者凝析气，它们本身无色或者颜色较浅。除了颜色吸收光之外，烃类中分子化学键的共振也会吸收光。它只在特定的波长吸收，特定的波长与分子结构及化学键有关。烃类的光吸收峰波长主要集中在1 600～1 700 nm。这种分子振动光吸收与对应组分的质量分数有关，不受相态的影响，比如相同质量分数的甲烷，它在对应波长的光强度是一定的，无论甲烷是在气态下还是溶解在油中。因此，另一个区分油基钻井液滤液与油藏流体的特征是甲烷的光吸收峰，油基钻井液滤液理论上是不含有甲烷的［5-6］。

2.3 光谱吸收的定量描述

依据分光光度法的基本定律——朗伯-比尔定律（Lambert-Beer Law），通过光谱吸收可以定量计算烃类物质的组分质量分数。它能够描述物质对某一波长光吸收的强弱与吸光物质的质量分数及吸收层厚度的关系。井下近红外光谱仪主要针对光强度进行测量，然后计算光密度［5-8］。

式中：OD为光密度；T为折射光强度和入射光强度的比值。

2.4 油藏流体与油基钻井液滤液的区别

在油基钻井液环境下，地层测试时主要依据油藏流体和油基钻井液滤液4个方面的区别，进行井下油藏流体识别。1）油基钻井液滤液含微量或不含甲烷，因此气油比非常小或者为0；2）油基钻井液滤液无色或颜色浅，光谱颜色光密度响应弱；3）油基钻井液滤液荧光很弱，不含芳香烃类分子；4）油基钻井液滤液的密度和黏度比气体高，黏度在 1.4～2.0 mPa·s。

3 污染率模型

3.1 污染率计算原理

在电缆地层测试取样作业中，井筒近井地带的流体以油基钻井液滤液和油藏流体的混合流体为主。当泵抽取样开始后，先是混合流体进入地层测试器；随着泵抽时间的增加，远离井筒的油藏流体逐渐进入测试器，油基钻井液滤液的比例也逐渐减小。油基钻井液滤液基本不含甲烷，而油藏流体（如原油、凝析气、湿气等）含一定质量分数的甲烷。在泵抽过程中，甲烷质量分数随泵抽时间增加，油藏流体的颜色随泵抽时间也逐渐变深。2000年，Mullins等［5］进一步改进了油基钻井液滤液污染率监测模型。此模型描述了在地层测试过程中油藏流体中的甲烷质量分数和颜色随泵抽时间的变化，从而定量描述了泵抽过程中污染率的变化［6-7］。

式中：t为泵抽时间，s；OD（t）为泵抽时间 t时的甲烷或者颜色光密度；ODinf为泵抽足够长时间以后纯油藏流体的光密度；D为常量。

根据式（2）的拟合曲线，可以求得无限泵抽时间下的 ODinf和 D。污染率的计算公式［4-6］为

式中：Cm为污染率，%。

大量实验及实时数据表明，泵抽时间参数变化为泵抽体积参数后，该模型和实际数据的吻合度更高，结果更准确。 因此式（2）、式（3）可改写为

式中：V为泵抽体积，L。

需要补充一点，当油藏流体的颜色非常浅，和油基钻井液滤液颜色相近的时候，比如有的凝析气或挥发油，采用颜色光密度进行污染率监测误差较大。在这种情况下，采用甲烷光密度计算污染率更有效。

3.2 流体识别及污染率监测实例

挥发油和凝析气在油基钻井液环境下是较难判断的，主要是由于油基钻井液的成分为白油，当它侵入近井地带，和井下油藏流体相互溶解，流体的组分发生变化，相态就会产生变化。比如白油和凝析气混合，凝析气中的重组分增加，流体的相态从气态可以变成液态，这种变化在地层测试中会影响对油藏流体类型的判断；白油和挥发油混合，白油不含气体组分，挥发油中的重组分也增加，气油比等参数随之变化，从而影响流体性质的判别。西湖凹陷流体成藏以挥发油和凝析气为主。

下面通过挥发油和凝析气的实例来分析污染率模型的应用效果。首先，分析挥发油藏在取样过程中的流体特征。在地层测试取样过程中，流体参数（如气油比、流体组分质量分数、荧光光密度、颜色/甲烷光密度、流体密度及黏度）随泵抽时间逐渐发生变化，泵抽流体从油基钻井液滤液逐渐变化到油基钻井液滤液和油藏流体的混合物。泵抽开始10 min内，流体以油基钻井液滤液为主，气油比非常低，无甲烷组分，荧光光密度和颜色光密度接近0，流体密度和黏度显示为钻井液性质；随着地层烃类流体突破，气油比、甲烷光密度、荧光光密度逐渐增加，在取样时，流体气油比319.2 m3/m3，荧光光密度2.5，从流体特征值判断为油层。

其次，在泵抽过程中实时监测污染率。流体中甲烷质量分数随泵抽时间和泵抽体积逐渐增加，利用式（4）、式（5）可以获取每个泵抽体积对应的污染率定量评价。泵抽结束时，预测污染率为9%，流体类型为挥发油（见图1）。通过此方法拟合得到的甲烷光密度随泵抽体积的变化曲线和实际测量的吻合度非常高，因而污染率随泵抽体积的变化曲线的可靠程度也较高。图2为PVT实验室得到的挥发油相图。从图2可以看出，流体类型和实时监测结论一致。根据实时光谱光密度，计算混合流体组分的质量分数：CO2为0，C1为13%，C2为 5%，C3—5为 10%，C6+为 72%。 测量的气油比（319.2 m3/m3）与 PVT 实验室数据（313.2 m3/m3）也较一致，误差在10%以内，有力证明了实时测量的可靠性。

图1 污染率监测模型

图2 PVT实验室挥发油相图

同理，对凝析气藏采用同样的流体识别及污染率预测方法，准确地识别了凝析气特征，定量描述了气体组分质量分数、气油比及污染率。实时测量结果与PVT实验室数据相比，气体组分质量分数的误差在10%以内，气油比的误差为25%。

在此基础上，应用流体识别及污染率监测方法，对宁波区块的6口井进行了流体识别、组分分析、气油比和污染率计算。以2个深度点为例，将实时流体密度、气油比和PVT实验室数据［9］进行了对比（见表1）。

表1 实时流体密度、气油比和实验室数据对比

从表1可以看出，实时数据和实验室数据具有较好的一致性，能够及时准确地提供流体参数，为后期实时决策提供数据依靠，并且为油藏地质特征的进一步认识提供可靠的数据基础。

4 污染率对油藏地质评价的意义

4.1 储层物性与污染率的关系

在水基钻井液环境下，地层测试取样时间的长短和储层物性密切相关。储层渗透率越高，泥饼形成的质量就越好，钻井液侵入深度就越小，因此取样效率高，样品质量好；储层渗透率越低，钻井液侵入深度越大，取样越困难。在油基钻井液环境下，进一步认识储层物性、流体类型和钻井液侵入深度这三者的关系，可以优化和验证地层测试的作业方案，提高样品代表性，更有利于认识流体分布规律。

统计W2，W3等井27个样品的污染率，发现污染率存在差异较大的现象。其中，4个样品的污染率为75%～80%，10个样品的污染率低于10%，最低1%，其余样品的污染率介于10%～40%。首先，可以排除泵抽体积不够造成污染率差异大的原因，因为污染率75%以上的样品的泵抽体积都在50 L以上；然后，建立储层流度和污染率的关系，如图3所示。

图3 储层流度和污染率的关系

流度小于 1×10-3μm2/（mPa·s）和高于 10×10-3μm2/（mPa·s）的纯气层和油层，污染率都小于10%。流度小于 1×10-3μm2/（mPa·s）的致密储层，物性致密，油基钻井液滤液较难侵入地层，因此泵抽取样的污染率低；流度高于 10×10-3μm2/（mPa·s）的中、高孔渗储层，由于泥饼质量好，能有效阻止油基钻井液滤液侵入地层，因此泵抽取样的污染率也低。

流度为 1×10-3～10×10-3μm2/（mPa·s）的低孔渗储层，污染率的平均值为20%。另外，4个样品的污染率在75%以上，对应4个高污染率点，流体类型为油水两相或凝析气水两相， 流度为 0.2×10-3～20.0×10-3μm2/（mPa·s）。对于凝析气藏、挥发油藏，高污染率的样品在PVT实验室分析中对真实流体性质的影响较大，对后期开发生产计划的制定及地面管网的布局也有较大的影响。因此，对于这类储层，在今后的作业中，可以通过增加泵抽时间或采用聚焦探针等新技术［10-11］，使样品污染率低于10%，更好地得到高质量样品，获取真实的油藏流体信息。

4.2 油藏流体的分布规律

宁波区块油藏受断层和岩性的控制，断块多，地质结构较复杂。油藏流体来源于2套以上烃源岩不同期次的充注，主要包括湿气、凝析气和挥发油，分布复杂多样。单纯依赖地震测井手段，无法有效地评价流体在空间的分布规律。本文利用28个样品数据，分析流体类型在油藏水平及垂直方向的分布，结果发现，流体分布杂乱，类型无规律可寻。

根据储层物性和污染率的关系，把污染率高于20%的低孔渗样品和高污染率的气水或油水两相样品剔除，针对剩余样品进行去污染率校正，预测原状流体的气油比实际值［10-15］，以达到评价油藏流体分布的效果。首先，根据气油比划分油藏流体类型［15］；其次，根据物质守恒定律，进行气油比的校正［13-14］。

式中：GORc为校正的流体气油比，m3/m3；GOR为实时测量的流体气油比，m3/m3；ρo，std，ρm，std分别为油基钻井液滤液、混合流体（油基钻井液滤液和油藏流体）在标准大气压、20 °C 下的密度，g/cm3。

采用以上方法，对W2，W3和W4井在PX和PX1层的流体气油比进行多井对比分析。在未进行去污染率校正前，根据井下实时测量的气油比，PX和PX1层的流体类型为凝析气和挥发油。然而在相似的沉积环境和成藏时期的背景下，2种流体类型的存在和区域地质的认识相悖。利用式（6），对气油比进行去污染率的校正，结果如表2所示。

表2 气油比去污染率校正结果

从表2可以看出：在×××m处，样品污染率高于15%，实时井下测量的气油比为525.0 m3/m3，经过去污染率校正后气油比为1 234.2 m3/m3。通过对比校正前、后的气油比值，流体性质的结论从校正前的挥发油变化到校正后的凝析气。对比表2中PX和PX1层校正后流体气油比的值，认为流体类型整体为凝析气，符合油藏地质特征的认识。

利用此方法，对断层两侧的勘探评价井进行了流体分布评价。在地质构造上，W5井和W2，W3，W4井之间在地震剖面图上显示有断层存在，W5井位于断层北部，其他井位于断层南部。根据流体分布规律，断层北部PX1层流体性质为油层，而断层南部流体为凝析气，可以判断此断层为封闭断层。

5 结论

1）利用近红外光谱较准确地分析了油基钻井液滤液、原油和气在光谱上的不同响应，区分了三者的特征。将井下油藏流体测量结果和实验室数据进行了对比，流体组分质量分数、气油比等参数和实验室数据较吻合，验证了实时测量的可靠性。在实验室数据分析中，发现未进行去污染率校正，建议把混合流体指纹图中的钻井液滤液组分指纹图剥离出来，达到去污染率的校正。

2）从污染率的分析中，样品的污染率差异较大，污染率较高的样品对应的储层流度为 1×10-3～10×10-3μm2/（mPa·s）。建议在今后作业中制定油基钻井液滤液的污染率标准，以获取高质量样品为目的，采用聚焦探针等新技术，在有效的泵抽时间内提高样品代表性。

3）在多井对比分析中，流体分布规律为油藏评价提供了重要的线索和思路。泵抽流体越具有代表性，取样质量越高，对流体分布规律的认识就会越准确。但是受海上作业成本的限制，在有限的条件下，采用去污染率的校正方法，可以降低对流体分布规律认识的不确定性，当然，采用这种方法只是一种弥补措施，而取得高质量的样品对正确认识流体分布规律才更为关键。