引言

为了保障大位移井、水平井的安全施工及卡钻、断钻具等工程异常事件的顺利处理，钻井液中常常需要混入原油、柴油、白油、植物油等油品，以增强钻井液的润滑性^[1-3]，却给录井及时、准确发现和评价油气层带来了严重影响^{[4, 5]}.当前的解决方案是依据添加油与地层油在烃组分或烃类组成上的差异，可概括为两个方面：一是基于钻井液脱气的气测录井技术；二是基于岩屑的油气分析技术，如定量荧光、岩石热解色谱、罐顶气轻烃色谱、热蒸发烃色谱等.基于气测的识别方法是一种定性的方法，根据气测曲线的出峰特征、与储层的对应关系、烃组分的变化情况来定性判别是否钻遇油气层^[6].基于岩屑的识别方法是将岩屑的图谱与添加油的标准图谱进行对比和差谱（扣背景值）^[7]，由于同一地层的油砂与原油在烃组分的结构上有一定的差异^[8]，添加油经井筒温、压等条件的作用，循环出来后也会发生一定的变化^[9]，所以定量程度往往较差.当地层油与添加油的烃组分或烃类组成相同或相近时，这两种方法都难以识别.为此，创新采用对油质敏感却又不细分到烃类组成的低场核磁共振技术^{[10, 11]}，经过室内实验与现场应用，证明核磁共振是混油钻井液条件下一种十分有效的油层准确判识与定量评价技术.

1 实验部分 1.1 实验仪器

采用苏州纽迈电子科技有限公司生产的MR-DF型钻井液核磁共振录井仪，共振频率为22.621 MHz，磁体强度为0.53 T，探头线圈直径为15 mm（新型线圈），回波时间为0.1 ms，等待时间为500 ms，恢复时间为1 000 ms，所采用的脉冲序列为CPMG序列.试验温度控制在31.99~32.00℃.

1.2 实验样品

清水钻井液取自江苏油田S14-7井1 491.71 m，相对密度为1.13，该深度没有钻达目的层，也没有混油.混油钻井液取自中原油田W88-FP1井（深度3 998 m，相对密度1.78）及西北油田的S903H井（深度5 893 m，相对密度1.45）.白油、柴油样取自西北油田的钻井现场，原油样分别取自西部的AT13，TK260，YT2-21等井及东部的S286，T76×18，ZZ×106，ZZ151，S2-15等井.

1.3 重复性实验

采用不含氢的聚四氟乙烯材料做样品夹持器，将含油率为1.4%左右的钻井液重复测量10次（图 1），含油率最大误差为0.120 2%，最小为0.006 7%，平均为0.073 2%，证明仪器稳定.微小的偏差是由于重复测量，样品在恒温磁体中的温度变化所致.

2 结果与分析 2.1 清水钻井液混油识别

取S14-7井的钻井液3.03 g加1%氯化锰溶液后进行核磁共振测试，其T₂谱为一单峰(0.04~2 ms)，加入0.02 g 5^#白油后，在100~200 ms之间出现一新峰；该峰便为白油峰[图 2(a)].在此基础上，加入0.05 g AT13井的原油，在钻井液峰和白油峰之间出现一新峰(20~50 ms)，该峰为AT13原油峰[图 2(b)]；在此基础上，再加入0.004 g S286井的原油，在钻井液右侧的峰变成了3个，分离度变差[图 2(c)]，但通过谱图的对比，仍然能够判断出有新的油品加入.

2.2 混油钻井液混油识别 2.2.1 混柴油实验

对S903H井三开中完的钻井液进行核磁共振分析，在T₂谱10 ms左右有一个小峰（图 3左），加氯化锰后该峰依然存在，表明其中含有一定量的油.经落实，该井的钻井液里是混入了半罐原油.从发电机房取来柴油进行混配实验，在原油峰的右侧出现新峰（图 3右），表明在混有柴油的情况下能够明显区分地层油.

2.2.2 混原油实验

该部分的实验采用W88-FP1井的混油钻井液，由于该钻井液放置时间较长，所以有一定的沉淀物，导致在钻井液峰(2~11 ms)的左侧1 ms左右出现了一个新峰，钻井液右侧的峰为混油峰，记为A[图 4(a)].取该钻井液3.002 8 g，加入0.011 1 g AT13井的油样进行测试，在钻井液混油峰的右侧出现了一个新的小峰(150~300 ms)，记为B[图 4(b)]；在此基础上，加到0.019 1 g AT13井的原油，可见随着AT13井油的增加，B峰的面积和幅度均增大[图 4(c)].该项实验结果表明，对于同源原油的混入，也能较好识别.在此基础上，加入0.067 3 g YT2-21井的油样，A峰的幅度升高[图 4(d)]，说明YT2-21井的原油与W88-FP1井所混入原油性质接近.在此基础上，再加入0.028 g TK260井的油样，A，B峰中间出现新峰，3个油峰重叠[图 4(e)]，说明TK260井的原油性质介入AT13和YT2-21井之间.出现该情况，同样表明有新的油层被钻开.

2.3 油层评价

利用钻井液核磁共振技术可从含油率及原油性质两个方面对钻遇的油层进行评价.不同性质的原油其含氢指数不一样^{[12, 13]}，核磁共振响应也不一样.相同质量的原油其T₂谱的信号面积是不一样的（图 5左）；即不同性质的原油其定标线方程的斜率不同，密度越轻，斜率越大；密度越重，斜率越小，原油密度与定标线斜率之间呈现较好的副相关性（图 5右）.在建立地层油油峰T₂最大值(T_2peak)或T₂几何平均(T_2g)与原油密度关系^[14]的基础上，可对钻遇油层的原油密度进行评价，并建立含油率的校正模型或校正因子(f_i).

钻井液中的地层油含油率可通过两种方法进行计算：一是归一法^[15]，即地层油油峰面积占T₂谱总面积的百分数，此为相对含油率；乘以校正因子f_i，便可得到绝对含油率.二是标准曲线法（外标法）^[16]，即通过建立系列标样的含油率与油峰面积的回归方程（图 5左），实现含油率的计算.在考虑钻时、钻头直径、钻井液排量等参数的基础上，可反演地层的含油率^[17].

3 应用实例

W88-FP1井是一口水平井，进入水平段油层后于3 987 m开始混油[图 6(a)]，从气测组分特征看，混油前、后气测组分的组构发生明显变化，轻组分的相对百分含量明显降低，而重烃的百分含量明显升高[图 6(b)].取混油前的深度3 955 m及混油后的深度3 991 m进行对比.3 955 m钻井液的T₂谱上钻井液与地层油的油峰分离明显[图 6(c)]；而3 991 m的T₂谱，在地层油谱峰的右侧40~80 ms处多出一个新峰[图 6(d)]，该峰为钻井液的混油峰.由于两个样品的取样间隔相差5天，所以地层油的油峰发生了左移，但与添加油的油峰依然分离明显，与气测雷达图的特征相一致，而三维定量荧光谱图则没有明显差异[图 6(e)和图 6(f)].

4 结论

(1) 低场核磁共振对油质反应灵敏，一种不含水的油品在低场核磁共振T₂谱上只表现为一个波峰.

(2)  混油钻井液中的添加油含量较低，为水包油型乳液，因此地层油与添加油在长时间内难以融合，在低场核磁共振T₂谱上表现为相互独立的波峰，从而可以准确识别与定量评价所钻遇的油层.

(3) 相比于传统的混油钻井液条件下的油层识别技术，钻井液核磁共振技术具有分析快速、易于识别、定量准确等独特的优势.