油基鉆井液條件下頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖石熱解參數(shù)校正方法

徐 哲 倪有利 王 宇 杜 鵬 吐洪江 李 晗

（①中國(guó)石油錄井技術(shù)研發(fā)中心；②中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司錄井公司）

0 引言

頁(yè)巖油是指以頁(yè)巖為主的頁(yè)巖層系中所含的石油資源，其中包括泥頁(yè)巖孔隙和裂縫中的石油，也包括泥頁(yè)巖層系中致密碳酸巖或碎屑巖鄰層和夾層中的石油資源。頁(yè)巖油氣有效的開發(fā)方式通常為水平井和分段壓裂技術(shù)，然而頁(yè)巖、泥巖吸水易膨脹，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)出現(xiàn)起下鉆劃眼、遇阻頻繁等問題[1-4]。為保障井壁的穩(wěn)定與潤(rùn)滑，頁(yè)巖油的鉆探主要在油基鉆井液條件下進(jìn)行。地化錄井技術(shù)是頁(yè)巖油儲(chǔ)層最主要的含油性評(píng)價(jià)錄井技術(shù)，然而油基鉆井液主要采用白油作為油基，其不但對(duì)常規(guī)錄井作業(yè)中巖屑清洗、熒光識(shí)別、氣測(cè)錄井等具有一定的干擾，造成真假顯示區(qū)分困難，也會(huì)對(duì)儲(chǔ)層巖石熱解分析結(jié)果產(chǎn)生一定影響，尤其是以巖屑、巖心為分析對(duì)象的巖石熱解參數(shù)S1值，易受油基鉆井液有機(jī)溶劑的污染，往往導(dǎo)致關(guān)鍵評(píng)價(jià)參數(shù)嚴(yán)重失真，無(wú)法真實(shí)反映儲(chǔ)層的含油性變化特征，給頁(yè)巖油儲(chǔ)層含油性評(píng)價(jià)帶來(lái)較大的挑戰(zhàn)[5-7]。

本文以遼河油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層為例，針對(duì)油基鉆井液污染導(dǎo)致的含油性評(píng)價(jià)困難這一問題，開展地化錄井技術(shù)響應(yīng)特征研究，對(duì)巖石熱解S1值進(jìn)行校正。通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)地化錄井技術(shù)中的熱解氣相色譜譜圖峰面積與S1值之間具有較好的相關(guān)性，在此基礎(chǔ)上利用相關(guān)性分析進(jìn)行參數(shù)優(yōu)選，建立鉆井液污染條件下儲(chǔ)層含油性校正模型，利于提高油基鉆井液條件下油氣層識(shí)別與含油性評(píng)價(jià)的時(shí)效性和準(zhǔn)確性，為鉆井現(xiàn)場(chǎng)快速科學(xué)決策提供依據(jù)。

1 油基鉆井液對(duì)地化錄井技術(shù)的影響

通過(guò)對(duì)研究區(qū)水基鉆井液和油基鉆井液條件下S0、S1、S2、Pg等巖石熱解參數(shù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在油基鉆井液環(huán)境下，儲(chǔ)層巖石熱解分析S0值相對(duì)水基鉆井液環(huán)境有所增加，但由于影響因素多，規(guī)律性不明顯；在油基鉆井液環(huán)境下S1值明顯高于水基鉆井液環(huán)境下的S1值，其升高幅度受儲(chǔ)層物性、含油氣性、鉆井液與地層壓差、巖屑浸泡時(shí)間、巖屑污染程度等多種因素影響；S2值在油基鉆井液和水基鉆井液環(huán)境下無(wú)規(guī)律變化；在油基鉆井液環(huán)境下由于受S1值升高影響，Pg值也大幅增加[8-10]。

在水基鉆井液條件下，各儲(chǔ)層熱解氣相色譜分析數(shù)據(jù)中主峰碳分布范圍較廣，C10-C33的烴類組分均有分布；在油基鉆井液條件下，主要采用白油作為油基，白油的主要成分為C12-C20的烴類組分。通過(guò)開展大量的巖石熱解實(shí)驗(yàn)分析，認(rèn)為在井筒高溫條件下，白油具有極高S1值的特征；通過(guò)熱解氣相色譜響應(yīng)特征進(jìn)行分析認(rèn)為，白油熱解氣相色譜譜圖呈現(xiàn)前峰隆起型特征，對(duì)C10-C20之間的飽和烴組分影響很大，對(duì)C20以后的飽和烴組分基本無(wú)影響，即僅對(duì)S1有影響，對(duì)S0、S2、S4影響不大（表1、圖1、圖2）。

表1 巖石熱解參數(shù)對(duì)應(yīng)碳數(shù)范圍

圖1 SG 169-4井（水基鉆井液）熱解氣相色譜譜圖

圖2 SY 1井（油基鉆井液）熱解氣相色譜譜圖

2 地化錄井技術(shù)含油性校正方法

與水基鉆井液相比，油基鉆井液條件下巖石熱解評(píng)價(jià)參數(shù)與熱解氣相色譜譜圖響應(yīng)特征有明顯的區(qū)別，故針對(duì)水基鉆井液的解釋評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)不適用于油基鉆井液。本文針對(duì)油基鉆井液給地化錄井技術(shù)帶來(lái)的影響，建立了一套恢復(fù)巖石熱解參數(shù)S1值和TOC的含油性校正的方法，以滿足在油基鉆井液條件下頁(yè)巖油儲(chǔ)層勘探開發(fā)的需求。

2.1 關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)選

巖石熱解方法的定量化程度高，但是識(shí)別污染難，熱解氣相色譜譜圖識(shí)別鉆井液污染具有優(yōu)勢(shì)，但是偏定性，因此將兩項(xiàng)技術(shù)相互結(jié)合實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)。由于白油對(duì)C20以后的組分基本無(wú)影響，以大民屯地區(qū)SH 301D 井為例，應(yīng)用未受油基鉆井液影響的導(dǎo)眼井巖心及巖屑巖石熱解及熱解氣相色譜數(shù)據(jù)，通過(guò)Pearson 函數(shù)關(guān)聯(lián)分析，分別計(jì)算C20之后不同碳數(shù)范圍的熱解氣相色譜譜圖峰面積與S1值之間的相關(guān)性，發(fā)現(xiàn)C21-C25范圍的熱解氣相色譜譜圖峰面積與S1值的相關(guān)性最好。因此，本文將C21-C25范圍的熱解氣相色譜譜圖峰面積作為校正S1值的關(guān)鍵參數(shù)。

2.2 油基鉆井液條件下巖石熱解S1值校正方法

如上所述，對(duì)大民屯地區(qū)SH 301D井在導(dǎo)眼井未受油基鉆井液污染的情況下，優(yōu)選C21-C25范圍的熱解氣相色譜譜圖峰面積（M）作為關(guān)鍵參數(shù)（表2），與巖石熱解參數(shù)S1值建立線性回歸關(guān)系，并擬合形成S1反演模型。

表2 巖石熱解S1值反演數(shù)據(jù)（節(jié)選）

第一步：選取熱解氣相色譜參數(shù)C21-C25峰面積作為模型自變量，應(yīng)用Pearson 函數(shù)數(shù)學(xué)算法，開展C21-C25峰面積與S1值之間的相關(guān)性分析，其相關(guān)系數(shù)r為0.9518。

第二步：應(yīng)用線性擬合法，進(jìn)行多重?cái)?shù)據(jù)之間的收斂分析，建立熱解氣相色譜C21-C25峰面積（M）反演巖石熱解參數(shù)S1值的公式（圖3），得到大民屯地區(qū)地化反演模型如下：

圖3 巖石熱解參數(shù)S1值反演模型

第三步：應(yīng)用總有機(jī)碳含量計(jì)算公式，可以得到油基鉆井液條件下頁(yè)巖油儲(chǔ)層TOC校正模型如下：

將水基鉆井液導(dǎo)眼井S1、TOC 實(shí)測(cè)值（TOC），分別與油基鉆井液水平井相對(duì)應(yīng)垂深的S1校正值（S1校）、TOC 校正值（TOC校）進(jìn)行對(duì)比，S1與S1校絕對(duì)誤差平均為0.47 mg/g，TOC 與TOC校絕對(duì)誤差平均為0.04%，誤差均較小。分別對(duì)兩種參數(shù)原始值和校正值進(jìn)行相關(guān)性分析，油頁(yè)巖實(shí)測(cè)S1與S1校的相關(guān)系數(shù)為0.949 6，油頁(yè)巖實(shí)測(cè)TOC 與TOC校的相關(guān)系數(shù) 為0.999 9，反映該方法實(shí)用性較強(qiáng)（圖4、圖5、表3）。

圖4 油頁(yè)巖實(shí)測(cè)S1值與S1校相關(guān)性

圖5 油頁(yè)巖實(shí)測(cè)TOC與TOC校相關(guān)性

表3 S1值、TOC值校正誤差分析

3 應(yīng)用效果分析

通過(guò)在遼河油田渤海灣盆地大民屯凹陷SH 301、SH 302、SH 303 井，西部凹陷SY 1 井，開魯盆地陸東凹陷HYH 231、HYH 232、HYH 233 井共7 口井應(yīng)用此方法，均可消除油基鉆井液對(duì)巖石熱解參數(shù)S1值及TOC的影響。

3.1 SH 302井

SH 302井是部署在渤海灣盆地大民屯凹陷的一口水平井，水平段巖性主要為灰黑色油頁(yè)巖，原始油基鉆井液條件下巖石熱解分析數(shù)據(jù)為：S1為11.567～142.896 mg/g，TOC為3.277%～29.019%。導(dǎo)眼井在水基鉆井液條件下相同層位的巖石熱解分析數(shù)據(jù)為：S1為3.638～9.570 mg/g，TOC為3.266%～8.196%。

分別對(duì)SH 302井巖石熱解參數(shù)S1與TOC進(jìn)行校正，得 到 的S1校為3.302～10.381 mg/g，TOC校為3.514%～7.509%，與導(dǎo)眼井相同層位水基鉆井液條件下巖石熱解參數(shù)S1、TOC 相符，參數(shù)具有參考價(jià)值，適用于水基鉆井液的解釋評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。應(yīng)用此方法對(duì)該井水平段進(jìn)行含油性評(píng)價(jià)，綜合解釋Ⅰ類儲(chǔ)層384.0 m/16 層，Ⅱ類儲(chǔ)層797.0 m/19 層，Ⅲ類儲(chǔ)層25.0 m/3 層，經(jīng)壓裂試油后獲得初期日產(chǎn)油9.6 t，反映該方法能夠有效提高油基鉆井液條件下含油性評(píng)價(jià)的準(zhǔn)確性（表4）。

表4 SH 302井巖石熱解參數(shù)校正數(shù)據(jù)（節(jié)選）

3.2 SY 1井

SY 1 井是部署在渤海灣盆地西部凹陷的一口水平井，水平段巖性主要為灰色油斑粉砂巖，為非常規(guī)頁(yè)巖油，原始油基鉆井液條件下巖石熱解分析數(shù)據(jù)為：S1為33.310～48.450 mg/g，S2為5.694～41.751 mg/g。鄰井SG 169-4 井在水基鉆井液條件下相同層位的巖石熱解分析數(shù)據(jù)為：S1為4.855～8.279 mg/g，S2為3.179～37.419 mg/g。

由表5 可見，對(duì)SY 1 井巖石熱解參數(shù)S1進(jìn)行校正，得到的S1校為5.016～9.118 mg/g，與鄰井相同層位巖石熱解參數(shù)S1相符，參數(shù)具有參考價(jià)值，證明該方法同樣適用于非常規(guī)頁(yè)巖油，有效修正了S1數(shù)據(jù)，解決了非常規(guī)頁(yè)巖油水平井含油性評(píng)價(jià)難題，為頁(yè)巖油高效勘探開發(fā)作出貢獻(xiàn)。

表5 SY 1井巖石熱解參數(shù)校正數(shù)據(jù)（節(jié)選）

4 結(jié)束語(yǔ)

（1）針對(duì)遼河油田頁(yè)巖油油基鉆井液體系中巖石熱解S1值受污染嚴(yán)重問題，通過(guò)Pearson 函數(shù)關(guān)聯(lián)分析和色譜譜圖形態(tài)擬合方法，對(duì)地化錄井參數(shù)的價(jià)值進(jìn)行深入挖掘，引入C21-C25峰面積M作為關(guān)鍵參數(shù)，與巖石熱解參數(shù)S1值建立線性回歸關(guān)系，形成了一套適用于遼河油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖石熱解參數(shù)S1和TOC 校正的新方法，完善了在油基鉆井液條件下頁(yè)巖油儲(chǔ)層勘探開發(fā)的錄井含油性評(píng)價(jià)方法。

（2）通過(guò)多井應(yīng)用驗(yàn)證，均能有效校正S1和TOC值，有效解決了油基鉆井液對(duì)地化錄井技術(shù)的影響，對(duì)頁(yè)巖油勘探開發(fā)及油基鉆井液條件下非常規(guī)儲(chǔ)層錄井含油性評(píng)價(jià)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。