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摘 要：钻井过程中，难免会遇到地质构造复杂，地层条件特殊的油气藏，对此，为确保钻井质量的提升，一般通过向钻井液中加入混油液体的方法解决。因此，混油钻井液在钻井过程中起着不可忽视的作用。然而混油钻井液一定程度下对岩石样品造成不同程度的污染。本文就围绕模拟实验与现场录井等方面探讨混油钻井液状态地质录井的相关技术问题。
关键词：混油钻井液 地质录井 技术探讨
钻井过程中，难免会遇到地质构造复杂，地层条件特殊的油气藏，对此，为确保钻井质量的提升，一般通过向钻井液中加入混油液体的方法解决。为了确保钻井安全施工，防止各种钻井事故发生及提高钻井时效，同时保护油气层，在钻井液中加入大量的有机添加剂，甚至使用混油钻井液或油基钻井液，处理钻井事故时需要加入原油、柴油、解卡剂等。钻井液中混油、加入有机添加剂，作为钻井液技术进步的产物，混油钻井液在钻进过程中起着不可忽视的作用。同时混油钻井液必然对岩石样品造成不同程度的污染。本文就围绕模拟实验与现场录井等方面探讨混油钻井液状态地质录井的相关技术问题。
一、混油钻井液对地质录井的影响因素
由于钻井液性能变化大，致使井壁泥饼重新形成，这样一来，假岩屑的返出量增大，造成岩屑的代表性变差，分辨困难等问题。所捞取的砂岩，进行荧光滴照均有荧光显示，当含油砂岩的荧光级别较低、含量较少时，就会出现油砂量增多，含油级别增大，用氯仿溶泡后荧光系列对比增高的现象。在气测录井方面，色谱分析出的全烃值明显增高，各烃类组分的值包含了混入原油中所含的烃类组分，使得气测解释结果出现较大误差，尤其在混油后不久就钻遇到油气层，如果单纯的运用气测分析值或全脱分析值进行解释，就会因重烃组分含量较高，而误解为油层，甚至有些水层也会因重烃组分含量较高，而误解为油层。
在一次性混入的原油量很大时，如果不采取一定的措施，那么仪器在连续脱气分析的状况下，可能会导致色谱柱的严重污染，从而使得分析值严重失真。当起、下钻测后效时，由于钻井液在井内的静止时间较长，从原油中分离出的轻烃类气体就会不断聚集，经循环至地面被仪器检测后，会造成后效峰值增高，从而影响后效测量的工作。
二、混油钻井液在地质录井应用前的模拟实验
1.混油钻井液和解卡剂的配制及地层压力模拟
钻井施工中的混油钻井液就是在钻井液中混入百分之三至百分之十的乳化原油，而常用的解卡剂实际上就是将原油与柴油按一比一混合掺入少量粘土而成，因此按实际情况配置了解卡剂和百分之十二混油钻井液，供实验使用。
目前钻井过程一般为非平衡压力钻进，井眼内的泥浆及携带的岩屑处在零点一一至零点一八兆帕压力状态（泥浆柱压力大于地层压力，其比值一般在一点一至一点八之间），因此在模拟实验中，使岩样处在零点一兆帕压力状态，尽可能模拟地下实际情况。
2.岩样浸泡时间确定
岩屑浸泡时间等于岩屑迟到时间，约为零点五至三小时，岩心浸泡时间一般为十多小时，井壁取心样品浸泡时间少则几天，多则几个月。由于压力和时间可以相互补偿，因此选择较高的压力和较短的时间进行井壁取心样品实验。
3.样品预处理
选择含油级别和岩性各不相同的砂岩岩屑、岩心和井壁取心样品，放入盛有处理剂的高压罐中浸泡规定时间后取出，洗净待分析。
4.模拟实验样品热解分析结果
岩心样品分析。用百分之十二混油钻井液浸泡岩心样品分析结果，可以看出，浸泡前后岩心分析结果基本一致。泡油后生烃潜量PG增加值最大仅为零点五四毫克每克，大多数样品泡油后PG值还略有减小（砂岩本身含油量大，混油泥浆对油砂表明冲刷造成边缘值减小），岩心中心部位分析值明显大于边缘部位分析值，说明混油钻井液对岩心样品分析结果基本没有影响。
井壁取心样品分析。浸泡前后井壁取心样品分析结果差别很大。泡油后PG增加值达到九点一一至十二点零三毫克每克，壁心中心部位分析值明显小于边缘部位分析值，说明泡油对壁心已造成严重污染，其分析值不能用来评价储层。
岩屑样品分析。用百分之十二混油钻井液浸泡岩屑样品分析，虽然浸泡时间不同，但浸泡前后岩屑样品分析结果基本一致。砂样（未浸泡时PG为零点五毫克每克，泡油后PG增加值为负零点二至至零点一二毫克每克（出现负值系仪器系统误差所至），油斑和油浸样品（未浸泡时PG为五至十毫克每克）泡油后增加值为零点三五至零点二毫克每克，含油砂岩样品（未浸泡时PG为二十四点五二毫克每克）泡油后魄增加值为二点四八 毫克每克。如果考虑样品含油不均的性质及仪器系统误差，那么混油钻井液对地化岩屑样品分析结果的影响可以忽略不计，不影响地化数据进行储层解释和评价。
三、地质录井抗污染能力分析
1.混油钻井液对岩屑和岩心样品分析结果影响很小，不影响对储层解释结论。这是因为岩屑岩心从被钻头破碎到返至地面，受钻井液浸泡时间很短，一般为零点五至三小时，来不及渗透到岩石内部，加上在分析前，地化样品经过清水清洗，岩样表面的污染物基本清除干净，不会影响岩屑和岩心样品的地化分析结果。
2.混油钻井液或事故泡油对井壁取心样品污染严重，地化分析结果不能作为储层评价的依据。这是因为井壁一般浸泡几个星期甚至几个月，有机钻井液已完全渗透到岩石内部，对井壁取心样品已造成严重污染。
3.识别岩心和井壁取心样品是否受污染有一个简单而有效的方法，就是对岩石的边缘和中心部位分析结果对比，如果边缘分析数据大于中心部位的分析数据，说明样品受到污染，反之，则没有污染。
四、泡油和混油钻井液条件下地质录井实例
SL-60油井是安棚深层系的一口开发评价井，为了处理卡钻事故，在井深三千二百米泡过柴油，经泡油前后岩屑地化分析数据，可以看出，泡油对地化分析结果影响不明显。
SL -78油井是胜利油田的一口开发评价井，为了处理事故，在一千七百米至一千九百米井段泡过柴油，从该井部分井段井壁取心样品地化分析数据与试油结果看出，一千三百九十米以上的三颗壁心样品被柴油严重污染，应为假异常显示，依据有三：
S。显示值低，GPI值都小于零点零零五，与油层异常显示相差甚远。
区域地质地化资料表明，本井区明化镇组原油为中质原油，OPI值小于零点八，一般在零点七五左右，而这三颗壁心OPI值都大于零点八，与柴油OPI值一致。
该井段在处理卡钻过程中泡过柴油。上述解释结果与最后试油的结论基本一致。
四、结束语
综上，在面临诸如地质构造复杂，地层条件特殊的油气藏之时，为了确保钻井质量，都是需要在钻井液中加入混油液体。所以混油钻井液在钻井过程中起着不可忽视的作用。同时混油钻井液必然对岩石样品造成不同程度的污染。本文围绕模拟实验与现场录井等几个方面探讨了使用混油钻井液钻进对地质录井的影响问题。希望浅显的论述能为混油钻井液下地质录井技术的相关问题解决起到促进作用。
参考文献
[1]张燕萍；郑立华；；欠平衡钻井地质录井技术研究[J]；断块油气田；2012年01期
[2]杨仙枝；；充气控压钻井气液两相流流型研究[J]；石油钻采工艺；；2013年10期
[3]胡红兰；；气体钻井技术及现场应用[J]；石油钻探技术；；2013年01期
[4]郝全华；；多传感器信息融合技术的研究与进展[J]；科技情报开发与经济；；2013年02期
关键词：混油钻井液 地质录井 技术探讨
钻井过程中，难免会遇到地质构造复杂，地层条件特殊的油气藏，对此，为确保钻井质量的提升，一般通过向钻井液中加入混油液体的方法解决。为了确保钻井安全施工，防止各种钻井事故发生及提高钻井时效，同时保护油气层，在钻井液中加入大量的有机添加剂，甚至使用混油钻井液或油基钻井液，处理钻井事故时需要加入原油、柴油、解卡剂等。钻井液中混油、加入有机添加剂，作为钻井液技术进步的产物，混油钻井液在钻进过程中起着不可忽视的作用。同时混油钻井液必然对岩石样品造成不同程度的污染。本文就围绕模拟实验与现场录井等方面探讨混油钻井液状态地质录井的相关技术问题。
一、混油钻井液对地质录井的影响因素
由于钻井液性能变化大，致使井壁泥饼重新形成，这样一来，假岩屑的返出量增大，造成岩屑的代表性变差，分辨困难等问题。所捞取的砂岩，进行荧光滴照均有荧光显示，当含油砂岩的荧光级别较低、含量较少时，就会出现油砂量增多，含油级别增大，用氯仿溶泡后荧光系列对比增高的现象。在气测录井方面，色谱分析出的全烃值明显增高，各烃类组分的值包含了混入原油中所含的烃类组分，使得气测解释结果出现较大误差，尤其在混油后不久就钻遇到油气层，如果单纯的运用气测分析值或全脱分析值进行解释，就会因重烃组分含量较高，而误解为油层，甚至有些水层也会因重烃组分含量较高，而误解为油层。
在一次性混入的原油量很大时，如果不采取一定的措施，那么仪器在连续脱气分析的状况下，可能会导致色谱柱的严重污染，从而使得分析值严重失真。当起、下钻测后效时，由于钻井液在井内的静止时间较长，从原油中分离出的轻烃类气体就会不断聚集，经循环至地面被仪器检测后，会造成后效峰值增高，从而影响后效测量的工作。
二、混油钻井液在地质录井应用前的模拟实验
1.混油钻井液和解卡剂的配制及地层压力模拟
钻井施工中的混油钻井液就是在钻井液中混入百分之三至百分之十的乳化原油，而常用的解卡剂实际上就是将原油与柴油按一比一混合掺入少量粘土而成，因此按实际情况配置了解卡剂和百分之十二混油钻井液，供实验使用。
目前钻井过程一般为非平衡压力钻进，井眼内的泥浆及携带的岩屑处在零点一一至零点一八兆帕压力状态（泥浆柱压力大于地层压力，其比值一般在一点一至一点八之间），因此在模拟实验中，使岩样处在零点一兆帕压力状态，尽可能模拟地下实际情况。
2.岩样浸泡时间确定
岩屑浸泡时间等于岩屑迟到时间，约为零点五至三小时，岩心浸泡时间一般为十多小时，井壁取心样品浸泡时间少则几天，多则几个月。由于压力和时间可以相互补偿，因此选择较高的压力和较短的时间进行井壁取心样品实验。
3.样品预处理
选择含油级别和岩性各不相同的砂岩岩屑、岩心和井壁取心样品，放入盛有处理剂的高压罐中浸泡规定时间后取出，洗净待分析。
4.模拟实验样品热解分析结果
岩心样品分析。用百分之十二混油钻井液浸泡岩心样品分析结果，可以看出，浸泡前后岩心分析结果基本一致。泡油后生烃潜量PG增加值最大仅为零点五四毫克每克，大多数样品泡油后PG值还略有减小（砂岩本身含油量大，混油泥浆对油砂表明冲刷造成边缘值减小），岩心中心部位分析值明显大于边缘部位分析值，说明混油钻井液对岩心样品分析结果基本没有影响。
井壁取心样品分析。浸泡前后井壁取心样品分析结果差别很大。泡油后PG增加值达到九点一一至十二点零三毫克每克，壁心中心部位分析值明显小于边缘部位分析值，说明泡油对壁心已造成严重污染，其分析值不能用来评价储层。
岩屑样品分析。用百分之十二混油钻井液浸泡岩屑样品分析，虽然浸泡时间不同，但浸泡前后岩屑样品分析结果基本一致。砂样（未浸泡时PG为零点五毫克每克，泡油后PG增加值为负零点二至至零点一二毫克每克（出现负值系仪器系统误差所至），油斑和油浸样品（未浸泡时PG为五至十毫克每克）泡油后增加值为零点三五至零点二毫克每克，含油砂岩样品（未浸泡时PG为二十四点五二毫克每克）泡油后魄增加值为二点四八 毫克每克。如果考虑样品含油不均的性质及仪器系统误差，那么混油钻井液对地化岩屑样品分析结果的影响可以忽略不计，不影响地化数据进行储层解释和评价。
三、地质录井抗污染能力分析
1.混油钻井液对岩屑和岩心样品分析结果影响很小，不影响对储层解释结论。这是因为岩屑岩心从被钻头破碎到返至地面，受钻井液浸泡时间很短，一般为零点五至三小时，来不及渗透到岩石内部，加上在分析前，地化样品经过清水清洗，岩样表面的污染物基本清除干净，不会影响岩屑和岩心样品的地化分析结果。
2.混油钻井液或事故泡油对井壁取心样品污染严重，地化分析结果不能作为储层评价的依据。这是因为井壁一般浸泡几个星期甚至几个月，有机钻井液已完全渗透到岩石内部，对井壁取心样品已造成严重污染。
3.识别岩心和井壁取心样品是否受污染有一个简单而有效的方法，就是对岩石的边缘和中心部位分析结果对比，如果边缘分析数据大于中心部位的分析数据，说明样品受到污染，反之，则没有污染。
四、泡油和混油钻井液条件下地质录井实例
SL-60油井是安棚深层系的一口开发评价井，为了处理卡钻事故，在井深三千二百米泡过柴油，经泡油前后岩屑地化分析数据，可以看出，泡油对地化分析结果影响不明显。
SL -78油井是胜利油田的一口开发评价井，为了处理事故，在一千七百米至一千九百米井段泡过柴油，从该井部分井段井壁取心样品地化分析数据与试油结果看出，一千三百九十米以上的三颗壁心样品被柴油严重污染，应为假异常显示，依据有三：
S。显示值低，GPI值都小于零点零零五，与油层异常显示相差甚远。
区域地质地化资料表明，本井区明化镇组原油为中质原油，OPI值小于零点八，一般在零点七五左右，而这三颗壁心OPI值都大于零点八，与柴油OPI值一致。
该井段在处理卡钻过程中泡过柴油。上述解释结果与最后试油的结论基本一致。
四、结束语
综上，在面临诸如地质构造复杂，地层条件特殊的油气藏之时，为了确保钻井质量，都是需要在钻井液中加入混油液体。所以混油钻井液在钻井过程中起着不可忽视的作用。同时混油钻井液必然对岩石样品造成不同程度的污染。本文围绕模拟实验与现场录井等几个方面探讨了使用混油钻井液钻进对地质录井的影响问题。希望浅显的论述能为混油钻井液下地质录井技术的相关问题解决起到促进作用。
参考文献
[1]张燕萍；郑立华；；欠平衡钻井地质录井技术研究[J]；断块油气田；2012年01期
[2]杨仙枝；；充气控压钻井气液两相流流型研究[J]；石油钻采工艺；；2013年10期
[3]胡红兰；；气体钻井技术及现场应用[J]；石油钻探技术；；2013年01期
[4]郝全华；；多传感器信息融合技术的研究与进展[J]；科技情报开发与经济；；2013年02期