页岩油井固井质量与录井参数相关性研究——以大港油田官东地区页岩油井为例

郭 琼 赵天东 王 奎 武 刚 王立永 林 辉

(①中国石油渤海钻探第一录井公司；②中国石油渤海钻探井下技术服务分公司；③中国石油大港油田公司天津储气库分公司；④中国石油渤海钻探第二固井公司)

0 引 言

随着国内页岩油等非常规油气资源逐步成为新的勘探热点，工程地质一体化施工作业模式得到了进一步的发展和应用。发挥录井专业技术优势，开展井筒地质及油气藏综合解释评价研究，助力提高单井施工安全及开发效果，成为行业内新的技术研究方向。录井作业在石油与天然气的钻探过程中随钻实时采集、监测、分析和处理井筒内多项数据信息，通过自身专业性技术手段和方法，实现对地层岩性、物性、含油气性以及储层流体性质的识别、判断和评价，具有随钻实时跟踪、连续性好、及时性强、资料丰富且全面的特点，可以为工程钻井、固井和完井压裂测试等提供有利的数据信息支撑[1-4]。

为了充分利用工程地质一体化数据库，有效地发挥录井对固井作业的技术支撑，提高页岩油井固井质量，本文以大港油田官东地区页岩油井实钻开发为例，基于固井尤其是二界面与地层胶结的层间封隔程度对单井产能释放和分层开采实施效果产生的直接影响，通过对固井二界面胶结质量与录井技术参数的相关性进行分析探讨，深化了对于录井技术参数与固井质量相关性的一些认识。

1 官东地区页岩油储层特征

1.1 地质特征

大港油田官东地区页岩油地质储层位于古近系孔二段，其广泛分布于黄骅坳陷南部沧东至南皮凹陷一带，沉积相为内陆湖相沉积，由一套深灰色泥页岩与灰质泥岩互层构成。该区域生油岩平均厚度近4 000 m，是黄骅裂谷盆地南区的主要生油层系[5]。

通过录井X射线衍射全岩、地化录井及三维定量荧光等分析技术对区域内孔二段页岩油储层开展的综合分析化验表明，区域内储层矿物成分复杂、类型多样，主要由石英、长石、方解石、铁白云石、方沸石、黄铁矿、黏土类多种矿物组成，无明显优势矿物，脆性矿物含量高，无法以单一的岩性定名，岩石多以复合岩性定名为主[6-7]。

研究区域页岩油储层内油气丰度高，含油气特征明显，其三维定量荧光分析相当油含量(EOC)与地化分析生烃潜量(S1+S2)及气测全烃含量(Tg)具有良好的匹配性。当相当油含量高时，气测全烃、生烃潜量及有机质丰度值均达到较高的数值。

1.2 工程特征

官东地区孔二段页岩油储层在实钻过程中事故复杂情况多有发生，录井工程参数异常明显。大多数单井在实钻至井斜角45°～65°井段时，由于井筒自身轨迹变化使得钻井液携砂能力降低，井底无法得到有效清洁，形成岩屑床，起下钻过程中阻卡状况频发[8]。进入目的层后，钻遇大套主力油页岩储层，层段内井壁易发生垮塌，测井井径扩大率高达35%～45%。录井过程中诸多工程参数均出现异常变化。据统计，区域内单井井下复杂情况的处理案例中近90%发生于上述井段。在后期下套管固井作业中，泥页岩井壁的坍塌及储层油气析出浓度的增加，均给固井二界面的胶结质量带来明显的不利影响。

2 固井质量现状及难点分析

2.1 固井质量现状

2019-2020年，在官东地区以孔二段页岩油储层为开发目的层实施的39口单井中，总固井优质率较低，仅为49.61%，其中28口单井在实钻中出现了钻具阻卡和多次划眼等复杂工况。

综合分析认为，页岩油储层矿物成分复杂、含油气浓度高、微裂缝发育，井壁发生不同程度坍塌是造成上述情况的主要因素。同时，在页岩油井的钻井施工中，实钻至特定斜度井段形成明显的岩屑“油床”，循环钻井液不能对其进行有效清理。在固井作业中，用于驱替的前置液，即使采用高效冲洗，也很难将岩屑清理干净，进而对固井质量产生了不利影响[9-10]。

2.2 固井作业难点及其影响因素

复杂的油气藏及工程地质特征为单井钻完井施工带来了现实困难，固井质量合格率及优质率无法得到有效保障。近年来官东地区多口页岩油井固井质量的施工状况分析表明，造成固井合格率及优质率低的因素有以下几点。

(1)钻井液性能的影响。页岩油储层黏土类矿物能够对钻井液性能造成显著影响，使钻井液性能变差，其保持井壁稳定的能力下降。加之大斜度井段内钻井液紊流旋转等流体状态加速滤液进入地层，对滤饼形成破坏导致井壁失稳，使固井难度增大。

(2)储层自身高油气含量聚集的影响。页岩油储层含油气浓度高，实钻过程中油气成分易对钻井液产生污染。受油气污染的钻井液反复循环造成油气在井壁上吸附聚集而形成原油吸附膜，影响了固井过程中二界面的有效胶结程度。

(3)油气显示活跃、地层压稳程度低的影响。页岩油的开发井型多为水平井，水平段内烃类聚集，气测显示活跃，气侵现象多发，在固井作业过程中不能有效压稳地层，对固井质量形成了不利影响。

(4)岩屑清理程度低、套管难以居中的影响。在页岩油水平井实钻过程中产生的岩屑床难以清理，岩屑床的存在降低了套管在井眼内的居中程度和水泥浆的胶结，对固井质量造成了不利影响。

(5)井眼自身质量不佳的影响。在固井作业中，水泥浆液柱压力远大于钻井液液柱压力，且井底压差越大，水泥浆的失水也越严重。当含有多种可溶性离子和高碱性的滤液进入地层时，加速了黏土矿物的解理、分散和运移，从而造成井眼不规则，对固井质量产生了不利影响。

3 录井参数与固井质量相关性分析

3.1 储层油气显示特征与固井质量相关性分析

3.1.1 储层油气显示特征

官东地区孔二段页岩油属源储一体油气藏类型，热演化程度适中，区域内录井油气显示特征为：钻遇页岩油储层时气测全烃异常值最高达到100%；后效气体检测值最高也可达到100%，气测显示极为活跃，在钻井液出口槽面可观察到20%左右条带状油花；含油岩屑多以油斑级为主，呈不均匀局部富集状分布，氯仿滴照荧光呈棕褐色，氯仿浸泡观察日光下见明显的褐黄色-黄褐色含油特征，反映了区域内原油胶质和沥青质含量高的特征；三维定量荧光分析相当油含量在100～2 500 mg/L，平均为310 mg/L，最高可达上限10 000 mg/L，储层内油气含量丰度高。

3.1.2 油气显示特征与固井质量相关性分析

在单井实钻过程中，随着页岩油储层井段的延长，不同层段油气显示特征存在明显差异，对应的解释评价参数也表现出相应的数值分布及曲线形态。

将区域内单井固井施工质量按优质率大于75%、介于50%～75%以及小于50%三个区间进行划分，开展油气显示特征与固井质量相关性分析，结果表明：随着固井优质率的降低，气测异常值高于40%的层段出现频次依次为2次、5次和6次，气测异常值呈逐渐升高的趋势；当固井优质率高于75%时，湿度比(Wh)主要集中在小于30%的数值区间，烃斜率(Gh)主要集中在1.5～3.0之间；当固井优质率在50%～75%的区间时，Wh的数值区间出现明显扩大，大于30%的层段增多，Gh主要集中在低于3.0的数值区间；当固井优质率低于50%时，Wh主要集中在20%～30%的数值区间，Gh集中在1.5～3.0的数值区间。其基本特征表现为：在气测显示活跃、全烃值高、Wh和Gh的数值分布区间大、烃类油气重组分占比高的井段，固井作业实施的优质率明显降低；在气测显示欠活跃、全烃值低、Wh和Gh的数值分布区间集中、烃类重组分占比低的井段，固井作业实施的优质率要明显高于前者。

依据油藏地质原理分析认为，由于储层流体分异和含油饱和度的差异，短距离渗流扩散作用下原油将在邻近井壁的岩石骨架类矿物表面形成不同厚度和特征的吸附膜，从而对相应井段固井水泥浆的胶结造成不同程度的影响。同时，随着钻井液中烃类气体的富集和含油浓度的升高，井壁滤饼吸附高分子烃类增多，随着虚滤饼的增厚，引起井下压稳失效，也对固井作业中二界面的胶结强度产生不利影响，导致固井质量下降[11]。因此，在固井方案的编制过程中需要充分考虑井筒内不同井段的油气显示状况，针对不同井段的油气特征及参数的变化特征适时开展固井方案的优化和调整十分必要。

3.2 储层岩石特征与固井质量相关性分析

3.2.1 储层岩石特征

对区域内6口单井708个储层岩石样品开展全岩矿物分析，并结合镜下岩石薄片鉴定表明，储层岩屑矿物构成以黏土矿物、石英、长石为主，其次为方解石和白云石、方沸石，偶见少量黄铁矿。该地区页岩油岩性以长英质沉积岩、细粒混合沉积岩、碳酸盐岩三种岩性为主[5]。针对区域页岩油储层的元素录井分析表明，自孔一段底部至孔二段顶部岩石主要特征元素含量特征为：Si元素呈降低趋势，Ca、Mg、Fe、K、S、Mn元素含量均有不同程度升高，Al元素变化不明显。孔二段顶部至底部各过渡层段岩石主要特征元素含量特征为：Si、Fe、Al元素在此层段先升高后降低，而Ca、Mg元素先降低后升高，K、S、Mn元素则无明显的变化规律，其中Ca、Mg元素变化幅度大，Si、Fe、Al元素的变化幅度较小。

利用全岩录井分析技术得到石英、长石、白云岩、方解石、方沸石、黏土等矿物含量，计算得出页岩油储层岩石脆性指数在0.51～0.89之间、平均值为0.74；而利用元素录井分析得到Si、Ca、Mg、Fe、Al、Na等元素含量，计算得出岩石脆性指数在0.71～0.83之间、平均值为0.76，二者数值相近，为本次研究提供了有利的数据支撑。

3.2.2 岩石特征与固井质量相关性分析

从页岩油储层元素含量变化特征来看，通常在固井质量优质的井段，随着井深的加深，Ca、Mg元素含量呈一定的正斜率缓慢升高，Na元素的含量则呈现微量的负斜率变化，极缓慢降低并趋于稳定值。在固井质量不合格井段，Ca、Mg元素含量呈平稳低值的趋势，Na元素的含量则高低变化幅度大，含量极不稳定。在地层岩性以泥页岩、灰质泥岩为主，储层流体性质以油层及差油层为大背景的井段内，固井质量优质的井段， K含量为1.92%～5.65%、Na含量为0.47%～5.77%、Ca含量为3.59%～12.18%、Mg含量为1.47%～5.17%、Ca/Si为0.16～0.87(平均值为0.48，Ca/Si没有出现大的变化)；固井质量不合格井段，K含量降低为2.69%～3.44%、Na含量为1.36%～3.06%、Ca含量为3.99%～7.01%(呈降低趋势)、Mg含量为1.53%～3.00%(呈降低趋势)、Ca/Si为0.18～0.44(出现明显降低趋势)。

从页岩油储层岩性变化来看，页岩油储层的岩性变化与固井质量的优劣也有显著的相关性，在岩性变化界面固井质量往往出现明显差异。当岩性发生变化时，泥页岩脆性指数的稳定有利于水泥浆的固结而提高固井质量，对于砂岩而言，脆性指数降低则导致井壁不稳定，扩径程度加深，进而降低固井质量。

综合来看，区域内页岩油储层的矿物组成和元素含量特征一方面决定了页岩储层物性和油气的聚集与赋存状态，另一方面对固井质量的优劣产生了重要影响。因此，面对储层内不同深度岩石特征存在的显著差异，应当将岩石矿物组成及元素含量变化特征规律作为固井方案编制的又一重要因素加以考虑。

3.3 录井工程特征与固井质量相关性分析

在页岩油井的钻探过程中对固井质量产生影响的因素较多，当多种因素同时产生影响时，最直接的宏观表现为单井施工的难易程度和施工周期的不同。

以区域内相邻的两口页岩油单井GY 1-1-4H井和GY 1-1-5H井为例，其中GY 1-1-5H井固井质量优质而GY 1-1-4H井固井质量不理想。两口井的目的层段岩性及油气录井参数特征极为相近，岩性均以灰黑色泥岩与灰质泥岩不等厚互层为主，油气显示级别以油斑为主，油迹和荧光次之，三维定量荧光分析对比级均在10级以上，而两口单井的钻井液性能调整及钻井作业的工程处理过程却存在着明显差异。

对GY 1-1-4H井和GY 1-1-5H井页岩油井段钻井作业工况统计(表1)发现：一是前井在页岩油井段钻进时采用的钻井液粘度高于后井，前井的钻井液粘度为59～65 s、后井的钻井液粘度为50～61 s；二是钻进和完井作业过程中各道工序均表现出前井工况复杂程度高于后井。同时通过分析发现，GY 1-1-4H井在接近井底的井段4 340～4 500 m处钻遇一段质纯的泥页岩储层。该段储层与水平段钻遇的页岩油储层特征明显不同，气测全烃由2.75%升至100%，气测基值显著抬升，Wh由25.26%升至69.52%，油气重组分含量急剧增高。同时，在接立柱时出现了明显的气测值为100%的单根峰，表明该井段油气能量极高。岩屑元素分析结果显示，Ca和Mg的含量在该井段出现了明显降低、而K和Na的含量则显著升高，该4种元素含量的变化易导致水泥浆粘度升高、流动阻力增大。因此，位于井底附近的该段特殊储层及油气显示是该井固井效果不理想的直接影响因素。

表1 GY 1-1-4H井与GY 1-1-5H井钻井工况统计对比

4 措施优化实例井分析

以GY 7-3-3H井(图1)为例，该井是官东地区某井区部署的一口页岩油井，以孔二段页岩油储层为钻探目的。

图1 GY 7-3-3H井录井参数及固井效果

4.1 录井技术参数

该井区已有录井资料表明，目的层岩性为长英质页岩、混和质页岩、灰云质页岩，层系内微小孔隙与裂缝发育，荧光薄片观察及岩心荧光扫描显示，页岩层系具有普遍含油、局部富集、非均质性强的特征。脆性矿物含量较高，在58.8%～71.8%之间。

该井在实钻过程中应用了常规气测、三维定量荧光、地化饱和烃及元素分析等录井技术。储层及油气显示特征表现为：储层为深灰-灰黑色页岩层，岩屑显示以油迹及荧光级别为主，全目的层段气测显示相对活跃，含油性明显。从录井数据资料来看，气测全烃0.07%～4.98%，气测异常全烃值相对低；气测派生参数Wh介于4.87%～32.87%之间，平均值13.7%，Gh在1.95～3.78之间，平均值1.95，该两项参数数值易集中出现在固井优质率50%～75%的数值区间；三维定量荧光分析级别在7.0～11.8级之间，平均为9.8级，相当油含量为143.9～1 269.4 mg/L，平均值346.4 mg/L，S1为0.21～5.84 mg/g，平均值2.47 mg/g，总烃(ST)为16.01～208.26 mg/g，平均值27.42 mg/g。储层含油丰度中等，井筒油气显示环境中等，在固井过程中水泥浆有效压稳地层烃能量的难度相对低。从元素录井的岩石脆性指数来看，储层段内存在两段需重点关注的井段，3 075～3 760 m脆性指数变化幅度大，最高0.84，最低0.62；而4 032～4 204 m脆性指数显著降低，最高0.73，最低0.63，低于平均值0.76。结合井径数据综合分析发现：油气显示活跃井段，岩石脆性指数变化特征明显，井径的扩大率显著增高，井壁垮塌程度增高，井底岩屑洁净程度降低。由上述关联性分析可知，这些数据的特征变化易导致固井质量的显著降低。

4.2 固井方案优化

综上与固井质量相关录井数据，针对该井井筒环境特征采取了技术优化措施。

(1)针对油气显示特征制定固井压稳措施如下：一是优化水泥浆柱结构，采用1.70 g/cm3的加重隔离液+1.03 g/cm3的高效冲洗液+1.90 g/cm3领浆(返至1 970 m)+1.90 g/cm3尾浆(返至3 000 m)的浆柱结构；二是固井施工完后进行4 MPa环空加压确保尾浆失重后，有效过压油气层，保证了尾浆失重后井底当量密度为1.68 g/cm3。

(2)针对特殊井段岩石脆性指数变化幅度大等特征制定固井准备措施如下：一是采用“双扶+三扶通井”组合，在不规则井段加强短起下钻作业，确保起下钻摩阻正常，井眼通畅，套管能够安全下放到位；二是双扶正器通井时，在3 075～3 760 m、4 032～4 204 m等脆性指数变化较大井段开启顶驱，保持顶驱转速40～80 r/min，一柱一划眼；三是通井时排量保持2.1 m3/min以上，开启固控设备(振动筛、除泥器、离心机)，清除井内有害固相，实现井眼的有效清洁；四是采用30 m3粘度为120 s以上的稠浆携砂，进一步确保井眼清洁程度；五是在脆性指数变化幅度大的井段，加装套管旋流发生器，提高固井质量。

通过固井施工措施的优化和完善，该井页岩油储层段固井取得如下效果：3 075～4 204 m井段，总长1 129.0 m，其中3 075.0～3 491.8 m第二界面胶结好，3 491.8～3 493.7 m第二界面胶结中等，3 493.7～3 918.8 m第二界面胶结好，3 918.8～3 919.9 m第二界面胶结中等，3 919.9～4 172.3 m第二界面胶结好。页岩油储层段固井优质率为99.7%。

5 结 论

近年来，随着国内页岩油非常规油气资源逐步成为新的勘探热点，工程地质一体化施工作业模式得到不断发展和完善，发挥录井专业技术优势，开展井筒地质及油气藏特征综合解释评价研究，助力提高单井固井质量和建产效果，成为行业单位新的技术研究方向。通过录井实践和研究，笔者归纳提出如下认识：

(1)页岩油储层段大量烃类物质的析出和聚集将对固井作业中水泥浆的胶结程度产生重要影响，尤其对油气丰度高、烃类轻重组分含量等性质变化剧烈的井段更是如此。对于页岩油储层不同层段的油气显示特征开展录井综合解释评价研究，能够为固井作业措施优化提供参考依据，进而保证水泥浆的胶结质量。

(2)页岩油储层矿物繁多，种类复杂。随着埋深的增加，元素含量也存在着一定的规律性变化，在钻探实践中这些因素均显著地影响着单井固井施工质量的优劣。因此，积极开展页岩油储层岩石构成的矿物种类及元素含量变化规律研究，精细刻画各井段储层岩石的物性特征，无疑将对提高单井固井质量起到重要的促进作用。

(3)在页岩油井的钻探及完井施工过程中，单井施工方案需要结合区域邻井的录井综合解释评价技术参数予以科学合理地编制；当正钻井录井技术参数与邻井相比发生显著变化时，应当对已有施工方案及时进行优化和调整。