海拉爾盆地錄井現場鉆井取芯層位對比及隨鉆控制方法

曹志強

（大慶鉆探工程公司地質錄井一公司，黑龍江大慶163411）

1 區域地質背景

海拉爾盆地位于內蒙古自治區呼倫貝爾盟境內，為中新生代斷陷盆地，由西向東依次為扎賚諾爾坳陷、嵯崗隆起、貝爾湖坳陷、巴彥山隆起、呼和湖坳陷[1]。該盆地古地理沉積環境較為復雜，受后期構造運動影響大，內部斷裂十分發育，即使是同一時期的地層，在不同地區可能表現出不同的巖性組合及構造特點，2口相鄰100～200m的井，地層厚度可能相差幾百米，具有一定的區塊特殊性。

2 海拉爾盆地取芯現狀

海拉爾盆地構造的復雜性造成海拉爾盆地鉆井取芯存在3個難點：①沒有特別明顯的標志層；②地層厚度變化大，對比難度大；③油氣顯示分布隨機性強。以上3點給現場鉆井取芯層位對比控制工作造成了極大困難。由于以上原因，根據多年來盆地多口井的實際工作經驗，海拉爾盆地取芯形成了以設計井深段取芯（有具體取芯深度范圍）與機動取芯2種取芯方式結合共同實施的現狀，如鉆至設計取芯段井深附近未見到顯示，但儲層較發育，也可以請示項目經理是否取較好的儲層砂巖。全井其余井段如突然見到油氣顯示，要請示是否進行機動取芯，通過以上2種手段可以實現該井鉆井取芯目的。

3 海拉爾盆地常用取芯控制方法概述

（1）對比取芯法。在地層變化不大，鄰井資料相對豐富情況下，采用對比取芯法。該法在松遼盆地等沉積較穩定區塊應用較多。海拉爾盆地霍多莫爾構造帶、呼和諾仁構造帶和蘇德爾特構造帶局部沉積相對穩定，地層厚度變化不大區塊較適用該法。該法是將多口鄰井曲線進行對比，把這些已完鉆井層位發育情況、巖性組合特征及油氣顯示分布共性找出來，之后現場錄井人員結合正鉆井設計取芯要求，制定詳細取芯對比方案，在隨鉆過程中不斷按照實鉆剖面與鄰井剖面進行對比，結合鄰井共性特征，隨鉆不斷校正，逼近目的取芯深度，最終找到合理準確的取芯層位深度，一般應用于鉆井地質設計中有具體取芯深度范圍的取芯。

表1 A1井鉆井取芯設計表

（2）機動取芯法。由于海拉爾盆地普遍地層變化大，對比性不強，目的層內油氣顯示分布隨機性強，有可能鄰井發育此層而該井沒有發育，因此如果真的執著于取設計要求的某一個層往往達不到取芯效果，同時也可能存在非取芯段突然發現較好油氣顯示的可能性。因此，根據多年工作經驗，結合地質設計要求，我們在全井實鉆過程中，采取當發現油氣顯示時，及時請示甲方，現場提出合理建議，由甲方決定是否臨時進行鉆井取芯。

4 現場取芯層位對比及控制實例

以海拉爾盆地近年已鉆井A1井實例分析（表1），結合鄰井（圖1）分別從設計井深段取芯及機動取芯兩方面闡述現場實際取芯對比及控制方法。

4.1 設計井深段取芯對比方法

4.1.1 A2井取芯對比分析

鄰井A2井于1413m進入大一段，泥巖顏色由深灰變為灰黑，泥巖含量明顯增加，1413～1577m發育大段灰黑色泥巖，局部夾薄層粉砂巖，呈典型大一段特征。1577～1590m發育一13m厚儲層，層內局部具含油和熒光顯示。1577～1645m砂巖含量逐漸增多，與泥巖呈互層狀。該井于1645m進入南二段，1645～1651m為干砂巖儲層，1651～1662m為含油儲層。

4.1.2 A3井取芯對比分析

鄰井A3井于1340m進入大一段，泥巖顏色由深灰變為黑灰，泥巖含量明顯增加，1340～1475m發育大段灰黑色泥巖，局部夾薄層粉砂巖，呈典型大一段特征。1475～1500m發育一5m厚儲層，層內未見顯示。1480～1532m砂巖含量逐漸增多，與泥巖呈互層狀。該井于1532m進入南二段，1532～1540m為砂泥巖互層，局部發育含油顯示。

4.1.3 鄰井共性分析

（1）從2口鄰井特征來看，A2井、A3井南二段頂部均發育油層，但油層厚度及含油程度區別較大，A1井實鉆控制中應有所注意，如南二段頂部儲層不發育或未見含油顯示，應及時請示上級部門是否改為取干儲層砂巖或推遲取芯。

（2）A2井1577～1590m發育13m厚層儲層且局部含油，A3井對應處1475～1500m內僅發育5m儲層但不含油，A1井實鉆過程中可根據該段儲層進行控制，如發現大一段大段厚層灰黑色泥巖后突然出現一小段較厚儲層，應及時注意是否為鄰井該段儲層，據此判斷距離南二段頂部深度的距離。

（3）可根據大一段泥巖厚度判斷，2口對比井進入大一段后均發育大段灰黑色泥巖（A2井164m）、（A3井135m），然后逐漸出現厚層或薄層砂巖，而后進入南二段，目標井實鉆控制中可依據砂巖含量變化逐步判斷南二段頂部深度趨勢。

4.1.4 A1井實鉆成果

A1井實鉆過程中于1360m進入大一段，泥巖顏色由深灰變為灰黑色，泥巖含量明顯增加，與2口對比井特征相符，1360～1514m為大段灰黑色泥巖（厚154m），厚度介于2口對比井之間，同樣符合對比特征。大一段1514～1516m見3m粉砂巖，較2口對比井薄。該井實鉆于1570m進入南二段，現場于井深1570.35～1580.24m進行了鉆井取芯，巖芯出筒后巖性為約10m厚干砂巖，儲層發育好但未見油氣顯示，測井曲線對比證實該處即為南二段頂部取芯目標層。

根據A1井實鉆成果，本井應用設計井深段取芯對比方法取得了不錯的取芯效果，取準了設計取芯目標層段。

4.2 機動取芯法控制要點

（1）當班采集員及操作員見到含油和氣測顯示立即通知鉆井隊司鉆進行循環，待巖屑全部返完后觀察井底連續幾包巖屑的含油顯示分布情況、百分比含量變化、氣測異常情況，尤其要注意測點（最后非整米一包）的油氣顯示情況，其往往代表了下部是否還有顯示，將油氣顯示特征及巖性層位情況匯報給甲方決定是否機動取芯。

（2）主要以巖屑見到顯示為主要取芯判別方式，氣測如有異常，但巖屑未見到顯示，這種情況一般不進行機動取芯。但氣測如先出現異常，且全烴值較高，此時如鉆時較快，為防止采集員撈到巖屑時油層已打穿，應先通知循環。

（3）鉆壓穩定情況下，如發現鉆時突然加快，可能見到好的儲層，立即通知司鉆循環，觀察鉆時變快這米的油氣顯示情況，判斷是否進行機動取芯。

（4）近年來,隨著油田勘探提速要求及鉆井工藝的不斷發展,PDC鉆頭在各類井型中使用頻繁,該鉆頭破碎巖石是以研磨為主,造成巖屑細碎,鉆速變快，砂泥巖鉆時可辨性變差,導致油氣層現場發現率隨之降低[2]，對取芯控制造成了較大難度。由于巖屑從井底隨鉆井液返出需要一定時間，因此如果待采集員撈到顯示再循環，快鉆時情況下，往往不厚的顯示層會打穿，造成機動取芯取不到含油顯示，因此鉆時快慢對于機動取芯效果影響很大。

（5）隨機性強，需要當班人員具有高度責任心，做好質量工作，及時發現油氣顯示。

5 結論

近年來海拉爾盆地錄井現場應用上述2種取芯方法后取芯效果較好，基本可以滿足海拉爾盆地鉆井取芯工作要求，能夠取準設計層位，機動取芯也能夠取得一些含油巖芯，滿足了后期解釋與評價工作需要。現場應用時還需結合上級部門井位具體要求，實鉆中勤與上級部門溝通，多種手段綜合應用，最終實現本井鉆井取芯目的。