南海西部油田12d井区和20d井区位于二号断裂带中段，B洼中心地带的涠洲6-9油田北块，分别为一圈闭的高、低两部分，油气运聚十分活跃。高部位12d井已钻探了一眼两井(12d和12dSa)，在涠三段和流一段钻遇了厚层油层并未见水，其低部分还有一定的扩边潜力，该圈闭没有取得地层流体样品，储量评价缺少准确的高压物性参数。设计井20d位于构造低部位，涠三段发育辫状河三角洲砂体与湖相泥岩形成良好的储盖组合，储层物性较好，以中-高孔、中-高渗为主；流一段发育北西物源三角洲前缘水下分流河道砂体与湖相泥岩形成良好的储盖组合，储层物性以中-低孔、中-低渗为主，井控资源量较大，一旦钻探成功，就可依托邻近综合平台，纳入开发动用，具有较好的经济效益。设计井20d钻探目的是获取保压样品，落实储量规模和产能情况。由于设计井最大井斜64.6°，电缆地层测试无法直接实现取样作业。

20d井钻井使用1.45 g/cm³的油基钻井液防止井壁垮塌，等效换算约13.79 MPa的井筒内压差，使得钻井液滤液侵入地层较深。油基钻井液滤液与地层油物性相似，油基钻井液滤液密度约0.82 g/cm³、声波时差约869 μs/m，而地层油密度预估0.75~0.82 g/ cm³，声波时差在853~918 μs/m之间，这为泵抽取样过程中如何快速区分油基钻井液滤液和地层油，取得纯度较高的地层原油提出了挑战。

面对当前勘探开发的新问题，油田技术人员广泛调研国内外先进测井技术和测井新工艺。第1种方案是钻杆传输电缆地层测试仪器入井作业，以钻杆传输MDT电缆测井为例，这种方案作业工艺非常复杂，需要进行穿电缆作业、泵送仪器井下对接等环节，占井口时间长，作业效率低，作业风险非常高。对于大斜度井，仪器和电缆摩阻较高，容易出现下放遇阻和上提遇卡的情况，电缆活动环空空间小，打结风险高；仪器组合较长且较重，作业期间不允许活动钻杆，钻杆黏卡风险较高；一旦发生钻具黏卡，下压极限90 kN，上提极限180 kN，打捞极为复杂且成功率较低。第2种方案是引进随钻测压取样工具，该工具和钻具一起组合入井，不受井斜影响，在钻进过程中实时进行测压取样作业，有效避免由于地层暴露时间长导致钻井液侵入地层的影响，减少了泵抽清理时间和油气突破时间，减少井口占用时间，降低钻井平台综合作业费用。作业过程中持续开泵进行钻井液循环传输信号，防止工具黏卡，作业安全性高^[5-6]。在兼顾地质油藏取资料目的和作业成本控制的前提下，创新应用随钻测压取样技术解决大斜度井取资料难题。

2014年贝克休斯公司推出第一代随钻测压取样工具FASTrak，其流体分析模块能够实时监测泵抽流体温度、压力、密度、黏度、折射率和声波速度；第二代FASTrak HD工具在第一代的基础上增加了新软件分析系统(JewelSuite)、泵抽系统硬件加强、新服务MiniDST，下部可连接随钻核磁共振测井工具MagTrak；第三代FASTrak Prism工具在第二代工具的基础上增加了光谱分析元件。目标井使用油基钻井液钻井，仅通过密度、声波等信息无法快速区分物性相似的油基钻井液滤液与地层油，需要借助光谱信息加以识别并获得高纯度保压样品，为后续实验室进行高压物性实验分析提供可靠原料。因此选用带光谱分析元件的FASTrak Prism随钻测压取样工具进行本井取样作业。

FASTrak Prism工具标准外径为172 mm，可以在直径212~250 mm的井眼中进行测压取样作业，最高作业温度150 ℃。工具主要包括动力模块、流体分析模块、样罐存储模块、终端模块等4部分(图1)。3种不同规格的极板探针(图5)可供选装在流体分析模块，以应对不同的地层特征。标准探针适用于中高流度地层和井眼不规则地层；大脸探针适用于未压实、易垮塌的疏松地层；加长椭圆探针的特点是其拥有等效内径50 mm的坐封面积，是标准探针的四倍，适用于低流度地层^[2,7]。探针在井壁坐封成功后，工具内部管线与环空隔绝并与地层连通，地层流体通过探针泵入工具，流经各个探头。工程师根据各探头参数识别流体性质并判断灌样时机，最终流体被灌入安装于样桶模块的样桶内，完成地层流体识别和取样工作。

图  1  FASTrak Prism工具组合和极板探针示意图

Figure 1.  Schematic diagram of FASTrak Prism assembly and the polar plate probe

FASTrak系列工具已在全球进行了广泛的推广应用，效果较好。仪器性能指标见表1。通过广泛调研，总结了该工具作业经验：(1)钻井过程中尽可能使用低滤失的钻井液，尽可能降低环空压差，尽早泵抽取样以减少侵入和泵抽时间；(2)泵抽过程中逐步提高泵速，不规则的泵速会导致出砂从而抑制泵速，最理想的泵抽压差是1.0 MPa；(3)高流度地层将泵抽点设计在靠近储层边缘的地方(靠近非渗透层)有助于减少侵入的影响；(4)气层取样需要旋转探针朝上泵抽，水层油层也建议探针朝上但不强制；(5)时刻关注密度、声波、压缩性等参数的微小变化趋势，调整合适的参数刻度区间以更好显示，例如油层设置密度为0.7~0.9 g/cm³；(6)钻后测量的泵抽作业，通常需要泵抽100~200 L的液体，观察到所有参数的变化趋势趋于稳定后，至少再泵抽15 min后取样，确保样品纯度^[2,8]。

常规测压取样工具的声波、密度、折射率、电阻率等探头的流体性质判别原理在以往的论文中已有较详细的介绍^[2,10]，在此不再赘述。但面对油基钻井液钻进的目的层时，油基钻井液滤液与地层油在声波、密度、折射率、电阻率等方面性质相似，井下测量识别不清晰，不足以指导取样，此时需要借助光谱探头提供新的测量维度来识别二者的区别。油基钻井液和地层油最大的区别在于流体中的含气量，钻井液滤液中含有少量甲烷，而地层油中含有大量甲烷，可通过光谱识别流体中的甲烷含量，从而区分二者。

光谱探头主要由白光源、光线柱化器、蓝宝石晶体管和选择波长探测器等4部分组成(图2左)。白光源发出的全波长白光(图2右)，通过柱化器垂直射向流经透明蓝宝石晶体管内的流体，部分光将会被流体吸收，剩余透过的光到达选择波长探测器。选择波长探测器带有一组波长滤光器，在特定区域只允许特定波长的光通过，其他波长的光会被阻挡，这样就能测得特定波长下的光密度。通过对比各波长的光穿过流体的光密度，就能得到该流体对该波长光的吸光度，通过光电二极管转换成电信号传到地面进行分析^[9,11]。

图  2  光谱探头示意图及白光源光谱

Figure 2.  Schematic diagram of the spectrometer sensor and the light source spectrum

光谱测量的主要目的是通过记录流体对不同波长光的吸光度(光密度)，来判断流体类别。流体的吸光度取决于流体的组成，光照射到分子时，如果其频率与分子共振频率相同就会被分子吸收。分子的共振频率由分子势能面的形状、原子的质量及振动的耦合决定，简单的双原子分子只有一个化学键，吸收范围单一；更复杂的分子有多化学键，产生共轭振动，导致光的特征频率与化学结构有关。所以每一种波长的吸收特性，各对应了一种颜色或者分子类型，本文主要采集19种波长的吸光度数据(表2)。

系统将测得的19种特定波长光的光密度值，按照横坐标为波长从低到高、纵坐标为光密度的方式排列，共计19道，得到最终的光谱图。由于地层气、轻质油、重质油和地层水等常见地层流体的组分区别，吸收光谱也不同，于是借助光谱图能快速识别流经探头的流体^[11-12]，见图3。光谱数据的另一种展示形式是将其曲线化。将光谱中关键道数据绘制在时间坐标上，可得到连续变化曲线，方便工程师快速观察流体性质随泵抽时间的变化趋势，见图4。

图  3  典型流体的光谱响应特征

Figure 3.  Spectral response features of representative fluids

流一段气测异常倍数为4倍，岩屑录井显示为油斑细砂岩，随钻电阻率值高达60 Ω · m，中子密度交汇较好，孔隙度为22%，满足油层标准，测井综合处理解释为油层，在油层段根据测压流度，选择流度最高为130×10⁻³ μm²/(mPa · s)的深度点3 130.5 m泵抽取样。

图  4  光谱的曲线化表现形式

Figure 4.  Spectral curve visualization

图  5  3 130.5 m泵抽过程质控图

Figure 5.  Quality control of pumping at 3 130.5 m

泵抽过程质控图如图5所示，第1道为时间轴，第2道为钻井液压力参数，第3道为泵抽参数，第4道为声速、密度、黏度和折射率等流体性质参数，第5道为压缩系数和实时流度以及估算的气油比，第6~8道为流体性质可视化预测(蓝色为水，绿色为油，红色为气，灰色为低概率存在)，第9道和第10道为光谱特征参数。

在泵抽初期，工程师在观察泵抽稳定的情况下，循序渐进地将泵速提至最高。纵观整个泵抽过程可以发现，泵抽滤液从油基钻井液滤液向地层油转变，密度和声波数据变化非常小，密度从0.82 g/cm³降至0.78 g/cm³，声波时差从843 μs/m升至896 μs/m，因此无法准确判断泵抽流体的性质变化。但是通过光谱数据的分析后，可以确定地层原油的性质和预估含量。

泵抽至20 min，光谱道含气指数(CH₄，红色)明显增加，Ch_1、Ch_2(显示油品性质)道也略有增加，说明油品正从油基钻井液滤液向地层油转变，此时密度从0.82 g/cm³下降至0.8 g/cm³，声波时差从843 μs/m升至886 μs/m。泵抽76 min，取得第1个样品(备用样)。继续泵抽至130 min，此时泵速15 mL/s，泵抽体积共125 L, 随着地层流体泵出密度逐渐稳定在0.78 g/cm³、声波时差稳定在890 μs/m、折射率稳定在1.32，实时流度稳定在132×10⁻³ μm²/(mPa · s)，基于区块的认识(预估地层油密度0.77 g/cm³)和实时数据(0.78 g/cm³)，判断此时泵出流体为地层油，推算可得地层油纯度为80%以上。水特征波长区间持续低值证明不含地层水，考虑到参数趋于稳定和作业时效，决定取得第2个地层流体样品后结束该点作业。进一步在涠三段也顺利完成了取样作业，2个取样点共4个样品带回基地进行实验分析。

泵抽流体地层油纯度计算公式为

式中，ρ_m为100%钻井液滤液密度，g/cm³；ρ_o为100%地层油密度，g/cm³；ρ_l为流体实测密度，g/cm³。

在基地实验室对20d样品进行原油高压物性分析和常规地面原油物性分析，得到储量评价相关的准确参数见表3和表4。20d井涠三段W₃Ⅸ油组，体积系数1.164，地面原油密度0.841 g/cm³、地下原油黏度1.347 mPa · s、溶解气油比36 m³/m³；流一段L₁Ⅱ_下油组，体积系数1.268，地面原油密度0.843 g/cm³、地下原油黏度1.250 mPa · s、溶解气油比78 m³/m^{3 ［4]}。

根据DZ/T 0252—2013《海上石油天然气储量计算规范》采用容积法计算油藏的原油和溶解气地质储量。原油地质储量计算公式为

溶解气地质储量计算公式为

式中，N为原油地质储量，10⁴m³；A为含油面积，km²；h为平均有效厚度，m；$ \varphi $为平均有效孔隙度；S_oi为原始含油饱和度；ρ_oi为地面平均脱气原油密度，g/cm³；B_oi为平均地层原油体积系数；G_s为溶解气地质储量，10⁸ m³；R_si为原始溶解气油比，m³/m³。

上述两式中，含油面积、平均有效厚度、平均有效孔隙度及原始含油饱和度参数可以通过地震、测井解释结合油藏描述准确获取，而平均地层原油体积系数、原始溶解气油比和地面原油密度参数需要通过地层流体取样后化验分析获取，但实际生产工作中地层取样较少，为此多采取类比区域规律以确定前述3个参数，原始原油体积系数、原始溶解气油比和地面原油密度是否准确直接影响着储量评价精度^[4-5]。

以20d井区涠三段为例，研究人员在确保含油面积、平均有效厚度、平均有效孔隙度、原始含油饱和度等参数不变的情况下，利用表5中本井取样分析确定的原始原油体积系数、原始溶解气油比和地面原油密度参数计算的地质储量，较借用邻区相关参数计算的地质储量净增加率为17.6%，大幅提高了本区域储量规模。

(1)本井最大井斜64.6°，随钻测压取样技术成功取到地层纯油保压样品，解决了地质储量评价急需的地质资料，打破了这类井况测压取样作业的瓶颈，开拓了大斜度井取资料新思路。

(2)随钻测压取样较电缆地层测试优点是坐封成功率高、泵抽效率高、实时获取地层信息资料，避免钻井液侵入影响，作业效率高，能有效减少平台占用时间。光谱数据能够探测泵抽流体中的气体组分含量，有效识别和区分油基钻井液滤液和原状地层油。

(3)随钻测压取样作业不受井斜影响、开泵循环作业安全，FASTrak系列工具全球未出现钻具卡死，有效避免了电缆测压取样工具黏卡打捞的风险，相比打捞情况节省至少24 h的非生产时间。