CN112765765B - 一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，对油基钻井液进行岩石热解测试，得到从初始温度到起始温度的热解率a；对未被油基钻井液污染的岩屑进行岩石热解测试，得到从初始温度到起始温度的热解率b；将a和b的差值c的最大值所对应的起始温度认定为校正温度；取含有油基钻井液的岩屑样品，测得含有油基钻井液的岩屑样品在常规试验方法下的热解烃含量，将校正温度作为起始温度，测得在校正温度下的热解烃含量，可得出含有油基钻井液的岩屑样品实际热解烃含量的校正公式，可以较为精准的计算出岩屑样品的实际热解烃含量S2和油基钻井液的S2，使得给出的样品S2的结果更接近真实值，便于后续利用此参数计算得到的结果。

Description

一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法
技术领域
本发明涉及钻井数据校正技术领域，尤其涉及一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法。
背景技术
目前我国页岩油产业正在积极布局，国家也出台了相关的页岩油地质评价标准文件《GB/T 38718-2020页岩油地质评价方法》，其中在生烃品质的评价指标中很关键的测试参数就是岩石热解相关的参数，如游离烃含量(S1)，热解烃含量(S2)和最高热解温度(Tmax)。页岩油气钻井过程中针对目标的页岩地层常常使用油基泥浆，其相对水基泥浆具备抗高温、抗盐钙侵蚀，更有利于井壁稳定，但由于油基泥浆中的基础油--柴油的影响会导致钻出的岩屑中存在部分柴油，混入柴油的岩屑进行岩石热解会增大热解结果S1，S2，含量较高时会导致Tmax的识别出现错误，显示较低的值。国内已经有学者已经认识到了油基泥浆侵入会对岩屑岩石热解造成一些错误，早在2006年张振苓等人就在《烃源岩热解分析参数Tmax异常的原因》阐述了油基泥浆会是导致热解结果异常的因素之一，并提出了洗油抽提的方法去进行校正，2007年张振苓等人在《烃源岩热解分析参数》中提出采用S2起始温度为380℃来进行Tmax的校正，侯读杰等人在2019年授权号为CN107290204B的一种油基泥浆污染岩屑的洗油方法中，采用了洗油的方式对S2和Tmax进行校正。
以上分别阐述了两种方法，温度校正法和抽提洗油校正法去校正热解分析参数。两种方法各有优势，抽提法的结果更加准确，其不破坏S2，并且对Tmax进行校正，但是抽提法用时较长不适合井场的快速便捷使用的要求，抽提法同时会存在一些有机废液的处理问题。温度校正法较为符合井场环境，目前公开的温度校正法仅仅是对烃源岩进行了Tmax校正，并未对S2进行校正，而S2作为热解实验衍生结果后续重要的计算参数，对其校正是必要的。
发明内容
有鉴于此，为解决上述问题，本发明的实施例提供了一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法。
本发明的实施例提供一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，包括以下步骤：
S1对油基钻井液进行多次岩石热解测试，每次岩石热解测试的起始温度不同，得到不同起始温度条件下油基钻井液的热解率1-a，从而得到从初始温度到起始温度油基钻井液的热解率为a；
S2对未被油基钻井液污染的岩屑进行多次岩石热解测试，测试方法与对油基钻井液的测试方法相同，得到不同起始温度条件下未被油基钻井液污染的岩屑的热解率1-b，从而得到从初始温度到起始温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率为b；
S3将同一起始温度下的a和b相减得到差值c，将c的最大值所对应的起始温度认定为校正温度；
S4取含有油基钻井液的岩屑样品分别进行两次岩石热解测试，第一次以常规试验方法进行，测得含有油基钻井液的岩屑样品在常规试验方法下的热解烃含量S2all，第二次将校正温度作为起始温度，测得在校正温度下的热解烃含量S2校正all，可得出含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量S2岩屑样品实际值的公式为：
Figure BDA0002840612300000031
其中，S2岩屑样品实际值为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量，S2校正all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至校正温度后升温至600℃的过程的热解烃含量，S2all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量，t为校正温度，at为从初始温度到校正温度油基钻井液的热解率，bt为从初始温度到校正温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率。
进一步地，每相邻两次岩石热解测试的所述起始温度以预设差值增大。
进一步地，所述预设差值为10℃。
进一步地，岩石热解测试中最小的起始温度为300-320℃。
进一步地，岩石热解测试中最大的起始温度为430-450℃。
进一步地，“对油基钻井液进行多次岩石热解测试”具体为：在井场中取油基钻井液，将所述油基钻井液和不含有机质的粉末按预设比例混合，混合均匀后进行岩石热解测试。
进一步地，所述油基钻井液和所述不含有机质的粉末之间的质量比例为1:120-1:80；和/或，
所述不含有机质的粉末的粒度为350-450目。
进一步地，对含有油基钻井液的岩屑样品进行抽提处理得到所述未被油基钻井液污染的岩屑。
进一步地，取岩屑样品内未被油基钻井液侵入的部分得到所述未被油基钻井液污染的岩屑。
本发明的实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明的技术方案相对抽提法而言，本方法兼顾了时效性和环保性，分析较为便捷，不产生有机废液，更适合录井现场的实际情况。针对不同干酪根类型的样品和油基钻井液，综合了考量温度对两者的影响程度，提出了根据实际情况来制定S2最佳校正温度的方案，解决了目前温度设置固定化导致的测量值不准的问题。本方法可以较为精准的计算出含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量S2岩屑样品实际值和油基钻井液的S2油基钻井液，解决了前人热解分析过程中未校正S2损失量的问题，使得给出的样品S2的结果更接近真实值，便于后续利用此参数计算得到的结果。
附图说明
图1是本发明提供的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法一实施例的流程示意图；
图2是油基钻井液、未被油基钻井液污染的岩屑从初始温度到不同起始温度的热解率——起始温度图；
图3是页岩油井目的层段岩屑样品校正前的分析图谱；
图4是页岩油井目的层段岩屑样品校正后的分析图谱。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地描述。
请参见图1，本发明的实施例提供一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，包括以下步骤：
S1对油基钻井液进行多次岩石热解测试，具体的，在井场中取油基钻井液，将油基钻井液和不含有机质的粉末按预设比例混合，混合均匀后进行岩石热解测试。粉末中只要不含有机质，对热解结果短时间内不会产生影响，可以为蒙脱石粉末等。本实施例中，不含有机质粉末为石英砂粉末，不吸水，测试时间较长对热解结果也不会产生影响。为了便于岩石热解测试，油基钻井液和不含有机质的粉末之间的质量比例为1:120-1:80，不含有机质的粉末的粒度为350-450目。本实施例中，油基钻井液和不含有机质的粉末之间的质量比例为1:100，不含有机质的粉末的粒度为400目。
每次岩石热解测试的起始温度不同，得到不同起始温度条件下油基钻井液的热解率1-a，从而得到从初始温度到起始温度油基钻井液的热解率为a。一般地，常规方法对热解烃含量S2的测试，是测试加热至300℃后升温至600℃整个过程的热解率，初始温度是300℃，本方案中不同起始温度条件下油基钻井液的热解率1-a，指的是测试加热至起始温度后升温至600℃整个过程的热解率，从而可得到从初始温度300℃到起始温度油基钻井液的热解率为a。
为了便于测试，每相邻两次岩石热解测试的起始温度以预设差值增大，本实施例中，所述预设差值为10℃。岩石热解测试中最小的起始温度为300-320℃，岩石热解测试中最大的起始温度为430-450℃，本实施例中，最小的起始温度为310℃，岩石热解测试中最大的起始温度为440℃。
每次岩石热解测试的起始温度不同，示例性的，第一次测试，将起始温度设为310℃，测得温度加热至310℃后升温至600℃的过程的热解率1-a310，则加热至300℃升温至310℃的过程的热解率为a310，第二次测试，将起始温度设为320℃，测得温度加热至320℃后升温至600℃的过程的热解率1-a320，则加热至300℃升温至320℃的过程的热解率为a320，依次类推，第十四次测试，将起始温度设为440℃，测得温度加热至440℃后升温至600℃的过程的热解率1-a440，则加热至300℃升温至440℃的过程的热解率为a440。如此测试，可得出不同起始温度条件从初始温度300℃到起始温度油基钻井液的热解率为a，请参见图2。
S2对未被油基钻井液污染的岩屑进行多次岩石热解测试，具体的，对含有油基钻井液的岩屑样品进行抽提处理可得到未被油基钻井液污染的岩屑，也可以取岩屑样品内未被油基钻井液侵入的部分可得到未被油基钻井液污染的岩屑。测试方法与对油基钻井液的测试方法相同，得到不同起始温度条件下未被油基钻井液污染的岩屑的热解率1-b，从而得到从初始温度到起始温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率为b。采用上述方法，可得出不同起始温度条件从初始温度300℃到起始温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率为b，请参见图2。
S3将同一起始温度下的a和b相减得到差值c，请参见图2，将c的最大值所对应的起始温度认定为校正温度。
可以理解的是，油基钻井液热解所需的温度较低，未被油基钻井液污染的岩屑热解所需的温度较高，油基钻井液一般在310℃-390℃基本完全热解，轻质一点的大概340℃左右完全热解，重组分含量高的在390℃左右完全分解，而低熟的干酪根在350℃就开始缓慢热解了，根据干酪根类型不同一般430℃到450℃大量的热解。
a的含义为从初始温度300℃到起始温度油基钻井液的热解率，b的含义为从初始温度300℃到起始温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率，因此c的含义为加热至300℃升温至起始温度的过程中，油基钻井液的热解率与未被油基钻井液污染的岩屑的热解率的差值。在不同起始温度条件下，c的值越大，表明在该起始温度条件下，油基钻井液大量热解，未被油基钻井液污染的岩屑少量热解，在图2中，可看出起始温度为390℃时，c的值最大，则可将390℃作为校正温度。
S4取含有油基钻井液的岩屑样品分别进行两次岩石热解测试，第一次以常规试验方法进行，测得含有油基钻井液的岩屑样品在常规试验方法下的热解烃含量S2all，S2all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量；第二次将校正温度作为起始温度，测得在校正温度下的热解烃含量S2校正all，S2校正all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至校正温度后升温至600℃的过程的热解烃含量，可得出含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量S2岩屑样品实际值的公式为：
Figure BDA0002840612300000071
其中，t为校正温度，at为从初始温度到校正温度油基钻井液的热解率，bt为从初始温度到校正温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率，S2校正all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至校正温度后升温至600℃的过程的热解烃含量，S2all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量，S2岩屑样品实际值为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量。
需要说明的，在第一次的常规试验方法中，存在以下关系：
S2all＝S2岩屑样品实际值+S2油基钻井液；
S2油基钻井液为油基钻井液温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量；
在第二次的将校正温度作为起始温度的试验方法中，存在以下关系：
S2校正all＝S2岩屑样品实际值*(1-bt)+S2油基钻井液*(1-at)；
S2校正all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至校正温度后升温至600℃的过程的热解烃含量，S2岩屑样品实际值为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量，S2油基钻井液为油基钻井液温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量，t为校正温度，at为从初始温度到校正温度油基钻井液的热解率，bt为从初始温度到校正温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率。
根据上述公式，可得出，
Figure BDA0002840612300000072
前人在温度论证阶段选择的是高成熟烃源岩在380℃对S2的影响较小，故觉得可以选择这部分为S2的起始温度，但这种方法未考虑到不同干酪根之间的区别。由于干酪根类型不同，其热解S2峰的范围分布也是不同的，郭秋麟等人在《改进的烃源岩生烃潜力模型及关键参数模板》认为Ⅰ型干酪根从大量生烃到大量生烃结束，Tmax主要分布在440-460℃，而Ⅱ型和Ⅲ型干酪根组成相对复杂，Tmax值主要分布在430-460℃，通过实验表明文中划定的380℃对于Tmax在431℃，Ro在1.0左右的中成熟的Ⅱ型干酪根的烃源岩其热解已经接近10％，即如果按照380℃的指导方法S2的值较真实值损失10％，因此可以认为，对于低成熟的Ⅱ型干酪根其S2会因为温度过于接近Tmax导致S2校正后与真实值相比会偏小较多。油基钻井液虽然以柴油为主，但是受到其他添加的油类的影响，如添加偏重的柴油，此时380℃的温度就显得较低了，添加较轻的柴油，380℃的校正温度就显得较高，因此现场如何合理的选择校正的起始温度就显得很重要。
本发明的技术方案中，通过在石英砂中滴加油基钻井液，可对油基钻井液进行多次岩石热解测试，从而可确定油基钻井液的热解烃的热解率。通过对未被油基钻井液污染的岩屑进行多次岩石热解测试，从而可确定未被油基钻井液污染的岩屑的热解烃的热解率，通过计算两者之间的差值，根据差值的最大值来确定校正温度，在校正温度条件下，油基钻井液的热解烃的大量热解，而未被油基钻井液污染的岩屑中的热解烃少量热解。通过对含有油基钻井液的岩屑样品进行两次热解的方式，联立方程组，可得到含有油基钻井液的岩屑样品的实际热解烃含量S2岩屑样品实际值与S2all、S2校正all之间的关系，避免现有方法中确定的380℃太高而造成样品S2热解过多、或380℃太低造成不能完全消除油基钻井液的影响。
本发明的技术方案相对抽提法而言，本方法兼顾了时效性和环保性，分析较为便捷，不产生有机废液，更适合录井现场的实际情况。针对不同干酪根类型的样品和油基钻井液，综合了考量温度对两者的影响程度，提出了根据实际情况来制定S2最佳校正温度的方案，解决了目前温度设置固定化导致的测量值不准的问题。本方法可以较为精准的计算出含有油基钻井液的岩屑样品实际热解烃含量S2岩屑样品实际值和油基钻井液的S2油基钻井液，解决了前人热解分析过程中未校正S2损失量的问题，使得给出的样品S2的结果更接近真实值，便于后续利用此参数计算得到的结果。
本发明可通过以下测试方式阐述其功能原理：
在某地区的页岩油井中，该地区相关资料显示目的层页岩地层处于低成熟阶段(Ro<0.7％)，在泥浆池取得部分油基钻井液，尽量取上部可看得到棕黑色的油的钻井液。
将油基钻井液过滤后，用滴管取上部带油的部分1-2滴，质量约为0.1g，加入至10g粒度为400目的石英砂粉末中，用小勺子将石英砂粉末和油基钻井液搅拌混合均匀。
取0.1g混合有油基钻井液的石英砂粉末样品进行岩石热解实验，放入天津陆海的LH-REY岩石热解仪，在S2分析阶段，温度升到310℃时，选择进样杆下，放弃分析后再选择开始分析，在S2分析阶段，系统只计入310℃-600℃过程中的热解数据，可得到起始温度为310℃，油基钻井液的热解率1-a，从而得到从初始温度300℃到310℃过程中油基钻井液的热解率a。同样的，再取0.1g进行上述操作，将起始温度设为320℃，得到从初始温度300℃到320℃过程中油基钻井液的热解率。
上述过程一直重复到起始温度为430℃，从而得到油基钻井液起始温度从310℃-430℃的S2热解率。
对现场井壁取心样品进行破碎，取中间部分进行粉碎后，得到约10g粒度为200目的未被油基钻井液污染的岩屑，对这部分样品采用与上述相同的方法，得到未被油基钻井液污染的岩屑起始温度从310℃-430℃的S2热解率。
通过计算，得到起始温度为360℃时，油基钻井液的热解烃的热解率为94.5％，起始温度为360℃时，未被油基钻井液污染的岩屑的热解烃的热解率为4.6％，两者之间的差值为310℃到430℃之间的最大差值，因此将360℃为校正温度。
请参见图3和图4，该地区目的层段的岩屑样品，由于油基钻井液的侵入导致S2为双峰，部分小层出现由于油基钻井液侵入多，导致油基钻井液峰比真实峰更大，Tmax和S2都严重偏离真实值，其中Tmax为357℃，S2为13.15mg/g。采用校正温度360℃进行试验测得的Tmax为426℃，S2校正all为3.41mg/g，a为94.5％，b为4.6％，根据本发明提出的计算公式可得到S2油基钻井液为10.16mg/g，S2岩屑样品实际值为2.99mg/g。
在本文中，所涉及的前、后、上、下等方位词是以附图中零部件位于图中以及零部件相互之间的位置来定义的，只是为了表达技术方案的清楚及方便。应当理解，所述方位词的使用不应限制本申请请求保护的范围。
在不冲突的情况下，本文中上述实施例及实施例中的特征可以相互结合。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1对油基钻井液进行多次岩石热解测试，每次岩石热解测试的起始温度不同，得到不同起始温度条件下油基钻井液的热解率1-a，从而得到从初始温度到起始温度油基钻井液的热解率为a；
S2对未被油基钻井液污染的岩屑进行多次岩石热解测试，测试方法与对油基钻井液的测试方法相同，得到不同起始温度条件下未被油基钻井液污染的岩屑的热解率1-b，从而得到从初始温度到起始温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率为b；
S3将同一起始温度下的a和b相减得到差值c，将c的最大值所对应的起始温度认定为校正温度；
S4取含有油基钻井液的岩屑样品分别进行两次岩石热解测试，第一次以常规试验方法进行，测得含有油基钻井液的岩屑样品在常规试验方法下的热解烃含量S2all，第二次将校正温度作为起始温度，测得在校正温度下的热解烃含量S2校正all，可得出含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量S2岩屑样品实际值的公式为：
Figure FDA0002840612290000011
其中，S2岩屑样品实际值为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的实际热解烃含量，S2校正all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至校正温度后升温至600℃的过程的热解烃含量，S2all为含有油基钻井液的岩屑样品温度加热至300℃后升温至600℃的过程的热解烃含量，t为校正温度，at为从初始温度到校正温度油基钻井液的热解率，bt为从初始温度到校正温度未被油基钻井液污染的岩屑的热解率。
2.如权利要求1所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，每相邻两次岩石热解测试的所述起始温度以预设差值增大。
3.如权利要求2所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，所述预设差值为10℃。
4.如权利要求3所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，岩石热解测试中最小的起始温度为300-320℃。
5.如权利要求3所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，岩石热解测试中最大的起始温度为430-450℃。
6.如权利要求1所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，“对油基钻井液进行多次岩石热解测试”具体为：在井场中取油基钻井液，将所述油基钻井液和不含有机质的粉末按预设比例混合，混合均匀后进行岩石热解测试。
7.如权利要求6所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，所述不含有机质的粉末为石英砂粉末。
8.如权利要求6所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，所述油基钻井液和所述不含有机质的粉末之间的质量比例为1:120-1:80；和/或，
所述不含有机质的粉末的粒度为350-450目。
9.如权利要求1所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，对含有油基钻井液的岩屑样品进行抽提处理得到所述未被油基钻井液污染的岩屑。
10.如权利要求1所述的井场油基钻井液岩屑热解结果的校正方法，其特征在于，取岩屑样品内未被油基钻井液侵入的部分得到所述未被油基钻井液污染的岩屑。
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