不同录井技术条件下钻井液数据资料的深度应用

马青春 刘志军 曹现军 祝九洲 闫长青 张会民

(①中国石油渤海钻探第一录井公司；②中国石油冀东油田公司勘探开发研究院；③中国石油渤海钻探泥浆技术服务分公司；④中国石油冀东油田公司勘探开发建设工程事业部)

0 引 言

钻井液是钻井过程中以其多种功能满足钻井作业需要的各种循环流体的总称。钻井液是钻井的血液也是录井技术获得资料的重要载体。录井综合解释评价工作以往都是以岩屑(井壁取心、岩心)为主要对象开展的，随着勘探的不断深入，钻井工艺不断提升，造成岩屑细碎，岩屑的油气显示微弱，孔隙中大量的流体(原油、地层水)混入钻井液，油气层评价难度不断加大，单纯的岩屑(井壁取心、岩心)数据分析已经满足不了油气勘探评价的需要。近几年钻探的高产井钻井液后效见到大量的油花和气泡，钻井液以及钻井液后效油气显示归位成为了建设方关注的焦点，因此以钻井液为载体的数据研究与应用成为录井综合解释评价工作的迫切需求[1-3]。

钻井液按分散介质(连续相)可分为水基钻井液、油基钻井液、气体型钻井液等。目前陆地勘探应用最广的是水基钻井液，油基钻井液和气体型钻井液应用较少。本文以水基钻井液为研究对象，针对其中所含油气水特征开展研究，依托各项录井技术的优势，分别从应用参数、应用方法、钻井液与岩屑显示对应性等方面进行深入的阐述，实现录井技术深度应用，丰富了录井综合解释评价手段，为提高储层流体性质的解释符合率提供了技术保障。

1 综合录井技术的应用

综合录井参数按照监测范围划分为工程参数、钻井液参数、气测参数(属于气测录井部分)、地层压力参数4大类。工程参数、地层压力参数属于工程钻探参数，钻井液参数中出口密度、出口温度、出口电导率是判断储层流体性质的参数[4-5]。当地层中油气流入井筒随钻井液返出地面，钻井液的出口密度降低、出口温度升高、出口电导率降低。以TD 9X1井为例(图1)，在井深3 635.79 m，气测全烃升高，出口电导率由99.57 S/m降至98.01 S/m，出口温度由47.12℃升至47.87℃，出口密度变化不明显。这种钻井液参数变化特征说明地层中的油气进入钻井液，是储层中有油的参数特征。地层的温度远高于钻井液的温度，当钻井液温度升高时，说明地层中的流体进入钻井液，由于水具有很强的导电性，石油不具有导电性，当出口温度升高，出口电导率上升时，是地层中的水进入钻井液所致。以YSH 1井为例(图2)，在井深4 212.53 m，气测全烃没变化，出口电导率逐渐升高，由1.51 S/m升至5.27 S/m，出口温度由52.14℃升至52.57℃，出口密度变化不明显，这种钻井液参数变化特征说明地层中的水进入井筒，是储层中有水的参数特征。

图1 TD 9X1井综合录井图

图2 YSH 1井综合录井图

需要说明的是：

(1)当近平衡钻进时，流入井筒的地层流体较少，对参数影响贡献小，上述3种钻井液参数变化有时候不明显或者无变化。

(2)受传感器检测精度的影响，会出现3种钻井液参数只有1种参数发生变化的现象。

(3)钻井液参数在应用过程中通常结合气测全烃，全烃值高说明地层能量足，储层压力大，储层中流体流入井筒量大，这时容易观测到这3种钻井液参数的变化，全烃值低往往这3种钻井液参数无变化。

(4)钻井液参数受传感器型号差异、检测灵敏度、安装条件等多方面因素影响，难以形成定量化的解释标准，因此在钻井液参数应用过程中，只供客观参考或定性判断。

2 气测录井技术的应用

气测录井是应用气测录井仪直接检测钻井液中与之密切相关的烃类组分，达到发现油气层的目的。钻探过程中，气测录井仪可以实时连续检测井筒内的烃类，这部分资料已经得到充分的应用，并且形成了成熟的解释方法和标准，本文不再进行叙述[6-7]。但对于钻井液后效槽面见到油花和气泡，全烃活跃的气测数据，则需要考虑气测数据归位，目的是判断油花和气泡来自于哪一地层，故采用后效气测参数和储层气测参数进行对比的方法，发现参数值相近、变化规律一致的即可认定为是同一储层。以LT 1井为例(图3)，本井在东三段4 409～4 439 m井段和沙三段5 695～5 700 m井段都见到了较好的储层，气测全烃活跃。随钻过程中，4 409～4 439 m井段气测参数湿度比9.16%～12.83%、烃斜率2.62～3.98、平衡比19.88～37.78，属于低湿度比、高平衡比的参数规律；5 695～5 700 m井段气测参数湿度比21.89%～33.39%、烃斜率2.63～3.24、平衡比4.41～11.17，属于高湿度比、低平衡比的参数规律。

图3 LT 1井气测录井图

在随钻和完钻过程中，后效见到5%～15%气泡，全烃最高达到99.9%，说明储层中的石油流入井筒。但从这4次的后效参数对比看(表1)，前2次与后2次的后效参数值明显不同，说明这4次的后效全烃不是来自同一个层，通过后效的气测参数值和参数规律与随钻过程中的气测参数特征进行对比，结果表明，第1次和第2次的后效全烃来自4 409～4 439 m井段，第3次和第4次的后效全烃来自5 695～5 700 m井段。

表1 LT 1井后效气测数据

需要说明的是：

(1)如果同一层位出现多套含油层，且随钻过程中气测参数特征和数值相当，这时用参数对比法不能精准判断是哪个层出的油气显示。

(2)传统算法的气测后效归位井段，往往井段确定的过于宽泛，参考价值低，尤其是槽面见到油花和气泡的后效，有必要进行后效气测参数分析，达到确定油花和气泡来源的目的。

(3)在完钻阶段的后效，可能会出现不同储层不同流体同时流入井筒的情况，这时的后效数据难以区分油气显示来源，需要借助于其他录井技术进一步判断。

3 三维定量荧光技术的应用

3.1 应用目的

定量荧光录井是采用仪器对钻探中的岩样和钻井液所含石油的性质及浓度进行定性和定量检测的过程。钻井液在录井过程中按照技术规范的要求进行分析。三维定量荧光技术分析钻井液的目的主要有：

(1)了解钻井液的荧光级别，掌握钻井液的谱图特征以及对岩屑的污染程度。

(2)判断区分真假油气显示，岩屑的显示来自于内在和外在两方面，内在是储层流体，外在是钻井液污染在岩屑上留下的痕迹。当钻井液中加入高荧光的添加剂时，岩屑分析出谱图特征与钻井液添加剂谱图特征一致，这种荧光显示则不是真正的油气显示，否则反之。

(3)发现油气显示，一些高压、高饱和油层，往往钻井液中携带大量油砂，这时分析钻井液荧光可以判断油气显示。

(4)判断油气显示的来源，钻井液后效往往携带大量油花和气泡，通过分析钻井液三维图与随钻过程中的岩屑图进行对比判断出油花和气泡的来源。

3.2 应用方法

利用钻井液数据进行高荧光钻井液条件下的真假油气显示判断的方法有两种：一种是波长偏差法，通过计算岩屑与标准油样主峰波长的差值判断真假显示，这种方法应用起来相对复杂[8-9]；另一种是指数分离度法，分离度参数是将岩屑的油性指数与标准油样的油性指数相减计算得出，应用分离度和对比级参数进行交会建立评价标准(图4)，经过大量的数据分析和实验证明，此方法判断真假油气显示方法简便、准确度高、便于应用。

图4 高荧光钻井液条件下三维定量荧光油气显示判断图板

进行钻井液后效的油花气泡归位时，采用带油花气泡的钻井液三维图与显示段岩屑图进行对比，激发波长和发射波长分布规律相似的归为同一层。

需要注意的是：

(1)随钻分析钻井液和钻井液添加剂，是及时分析判断油气显示的前提，实时掌握钻井液数据变化能为后期的解释评价提供技术依据。

(2)钻井液除按照技术规范进行分析之外，遇到特殊工况如下钻到底循环、加入新的添加剂、出现溢流等都需取样进行分析。

(3)钻井液中混入同层位的原油时，没有显示的岩屑油性指数往往与真显示岩屑的油性指数相当，三维定量荧光谱图图形相似，这时判断真假油气显示要采用对比级参数与其他录井技术相结合的方法来进行综合判断。

4 地化录井技术的应用

地化录井技术包括了岩石热解和热解气相色谱录井技术。这两项技术受分析周期长的影响，在整口井资料录取过程中以岩屑样(井壁取心、岩心)为主，钻井液资料可以在后效过程中进行重点分析[10]。

4.1 岩石热解录井技术

岩石热解录井技术在分析过程中采用的样品量少，往往容易造成带油花和气泡的钻井液样获取不到，因此在分析钻井液后效的过程中，建议采用全后效分析法进行取样分析。该方法是当下钻到底开始循环时取一个钻井液样，当气测开始起值时，全烃每增长一个10%取一个钻井液样，直到全烃值降到基值，当钻井液完成一个循环周期后，取一个基值钻井液样。以LT 1井为例(表2)，从分析数据可以看出，随着后效全烃升高，液态烃(S1)的含量并没有对应增加，而是呈现很强的非均质性，说明岩石热解录井技术在分析钻井液时，受取样位置和取样量的影响，即便是带油花的钻井液也有可能检测不到钻井液内含的油气显示。还可以看出，气测全烃活跃段液态烃(S1)含量明显高于基值状态下的含量，轻重比(LHI)大于基值状态下的值，说明钻井液中含有石油。因此采用岩石热解录井技术分析钻井液时，有必要对后效钻井液进行连续取样，综合分析判断。需要指出的一点是，岩石热解录井技术在钻井液后效的油气显示识别方面能有效发挥作用，但是在钻井液油气显示归位上，受参数特征的影响，具有局限性，还需要配合热解气相色谱技术进行综合判断。

表2 LT 1井岩石热解分析记录

4.2 热解气相色谱录井技术

热解气相色谱录井技术是将样品在300℃下加热，热蒸发出nC10-nC40的正构烷烃、姥鲛烷(Pr)及植烷(Ph)。该项技术突出的特点是参数丰富、评价范围广。因此在钻井液后效分析过程，充分利用色谱图的峰型特征和油源对比参数(∑nC21-/∑nC22+、(nC21+nC22)/(nC28+nC29)、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18)进行钻井液油气显示的识别及归位。以TD 12X1井为例，本井在沙一段岩屑见到良好的油气显示(图5)，在钻井过程中分析了3 507、3 528、3 553、4 328、4 691 m钻井液样，并且在4 328 m和4 691 m钻井液槽面见大量的油花和气泡(图6)，采用热解气相色谱峰型和油源参数进行对比(图7、图8)可以很明显看出，4 328 m和4 691 m这两次钻井液分析分别与4 270 m和4 272 m岩屑分析的峰型一致且油源参数相近，从而判定钻井液中的油花和气泡来自该层位。

图5 TD 12X1井综合录井图

图6 TD 12X1井随钻录井钻井液油花、气泡

图7 TD 12X1井钻井液与岩屑热解气相色谱峰型对比

图8 TD 12X1井钻井液与岩屑油源参数对比

5 结束语

随着勘探持续深入，油气层解释评价难度不断加大，钻井液资料，尤其是钻井液中见到油花和气泡的录井资料，得到建设方的重视。实践表明综合录井、气测录井、三维定量荧光录井、地化录井等技术在钻井液数据研究和应用中发挥了各自的优势，能从含水特征、含油特征、真假油气显示判断、后效归位等方面做出相应的判断，为储层流体性质评价提供了充足技术依据。钻井液资料分析和应用具有时效性、连续性的要求，因此建议建设方在随钻过程中采用特色录井技术，确保钻井液资料录井分析的及时性和完整性，以达到最佳勘探效果。