PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨实用版Word文档格式.docx

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　　1、前言

　　随着PDC钻头技术创新所带来的高钻速、高时效，进而有利于降低钻井总成本、增加经济效益的同时，却由于钻屑细小、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显，而给岩屑录井带来诸多问题。

PDC钻头不仅使录井油气发现率、剖面符合率下降，同时还造成地层对比、岩性归位、油气层解释困难。

面对上述挑战，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，使随钻录井岩性识别和油气显示快速评价解释技术进一步提高，从而提升油田的整体勘探开发效益。

　　2、PDC钻头钻井特点及对地质录井影响

　　PDC钻头是聚晶金刚石切削钻头（PolycrystallineDiamondCompactBit）的简称，是70年代末80年代初美国石油钻井技术的一项重大成就。

我国从80年代中后期开始引进、生产PDC钻头，90年代得到推广应用，它给钻井技术带来划时代的进步。

与牙轮钻头相比，PDC钻头具有机械钻速高、寿命长、成本低、防斜、纠斜以及岩屑便于泥浆携带而保持井底清洁等特点，因而倍受青睐，近年来在国内钻井中得到广泛的推广应用。

江苏油田自九十年代引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了30%～50%，无论给钻井公司还是给油田都带来了显著的经济效益和社会效益。

　　但是，PDC钻头钻井却给地质录井带来了较大的影响：

　　a.PDC钻头钻进时岩屑特别细小，一部分融入泥浆内造成岩屑捞取量很少。

同时，过细的岩屑给清洗工作带来较大的困难，较难获得可靠的、能真观反映地层情况的岩屑。

　　b.捞取岩屑量少，再加上砂岩岩屑颗粒与泥浆接触充分和岩屑清洗时油气逸失严重，造成常规地质录井油气显示普遍降低。

　　c.岩屑细小，现场挑样极为困难，有时挑样任务无法完成，影响地化分析和地质油气取样。

　　d.由于钻时较快，传统的色谱分析周期长，常常漏失薄层油气层，给薄层油气层的发现和解释带来困难。

　　e.由于岩屑样细小，特别用小复合片钻头时岩屑几乎呈粉沫状，给岩屑描述增加了困难。

　　f.砂泥岩钻时差别不大，造成现场录井划分岩性界面及岩性归位困难。

　　3、PDC钻头岩屑录井技术探讨

　　3.1应准确记录钻时，及时测定迟到时间

　　钻时是地层可钻性的最直接的反映。

传统概念上，正常的砂泥岩剖面使用牙轮钻头应该是砂岩可钻性好，泥岩可钻性差，但使用PDC钻头则不尽然。

不同的坳陷或不同的油田、区块及地层的砂泥岩钻时各具特征。

总体上讲，西部新疆、陕北地区使用PDC钻头时，钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化。

例如，在准噶尔盆地腹部的中央坳陷带、鄯善油田等地区，侏罗纪地层是主要目的层，无论使用牙轮钻头或PDC钻头，砂泥岩钻时变化均较明显。

分析原因可能是因为该区内目的地层沉积较古老，泥岩埋藏深，压实性较好；

砂岩大部分成分为石英、长石，呈次圆状—圆状，分选好，泥质胶结，疏松—较疏松。

而江苏油田由于主要目的层段为下第三系沉积，时代较新，泥岩压实不够。

相对而言泥岩可钻性较好，造成使用PDC钻头的钻时与砂岩没有明显差异，甚至像联盟庄地区戴南组地层因为砂岩是灰质胶结，造成钻时反而比泥岩可钻性差的现象。

　　所以，钻时只能在区分地层岩性时作为重要参考，而不能绝对依靠钻时区分地层岩性。

而至于采用30～50cm微钻时区分岩性的观点，笔者觉得不太实用。

　　岩屑迟到时间的准确性直接影响到岩屑剖面与测井深度的系统误差，决定着岩屑剖面的合理归位。

因此，在使用PDC钻头钻进过程中，要经常实测迟到时间（50m/1次），采用接近钻屑密度、颜色与钻屑反差较大的实物进行迟到时间的测定，以保证捞样时间的准确性。

　　3.2改进岩屑捞取和清洗方法，确保细小岩屑的捞取质量

　　采取正确的捞岩屑方式相当重要。

传统的二分法和四分法仍在起着作用。

虽然采用的PDC钻头牙齿较短，岩屑破碎程度较高，但仍有大小之分。

经过振动筛之后较大颗粒的岩屑动能较大，飞跃较远，靠近接样盆的外侧；

颗粒小的岩屑动能较小，靠近接样盆的内侧，有时紧贴振动筛布流下。

众所周知，较大的岩屑内存在着一定的假岩屑，较小的岩屑真实性较高，这就要求我们采用二分法或四分法捞取岩屑时首先要选取靠近振动筛一侧的岩屑，并且每捞取一次岩屑要清理接样盆，以防混样。

这样有助于辨别每包岩屑砂泥岩百分比变化情况，以便我们更好的区分岩性分界面，必要的时候可以借助放大镜。

至于钻井液性能特别是粘度和切力对正确取样的影响还有待进一步研究。

　　自动捞取岩屑在理论上具有一定的可行性。

其中一种方法就是在大振动筛下接一小振动筛，其宽度为大振动筛布的三分之一，然后下接接样盆，定时冲洗即可。

存在问题一是需要经济投入和场地的制约，二是具体实施过程中受上返岩屑量和均匀程度的影响。

　　另一个值得注意的问题是岩屑冲洗，前提是合理利用捞取工具，在这方面岩屑盆比岩屑筐更具优势。

过度地冲洗岩屑对油气显示和显示级别影响较大，相反地对地层岩性确定却有好处。

　　3.3结合一些工具和手段对细小岩屑进行正确的描述

　　岩屑在刚清洗干净后，就可以先简单粗描一下，等晒干后再整体细描，远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名，观察岩性百分比的变化。

PDC钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小，用肉眼观察有一定的困难，可以借助于放大镜。

一般现场要挑有显示的岩样做荧光滴照、浸泡照等，而对于细小岩屑的含油气实验，要及时在岩屑还未晒干的情况下进行，油气级别相应提高一个档次。

在很难挑取的情况下，可以采取混合样的方法代替，把盘中的砂样多次晃动，去掉上面的大块，直至下面基本为碎颗粒为止。

同时，要注意如果钻井液中混过原油，那么细小岩屑混样滴照可能都会有一点点淡黄色或浅黄色光圈，要区分排除这方面的影响。

再捞取岩屑的时候，结合观察槽面是否有油气显示，钻井液性能是否有变化等，这些也是综合判断是否进入油气层的辅助手段。

　　3.4加强荧光录井、气测录井技术，及时判断油气显示

　　常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻头钻进时最困难的问题之一。

首先要明白我们所称的荧光显示应该是指岩屑被钻头破碎并被携带至井口，储集层孔隙内残余油气经过处理后或未经处理时在荧光灯下的具体表现。

砂岩破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；

反之含油级别越低，甚至无显示。

被PDC钻头破碎的岩屑明显偏小、偏细，相对而言发现油气显示的难度会增大。

比如，中砂岩或粗砂岩以上的松散储集层在井下表现为含油层系，经过PDC钻头破碎，中途再经过高温钻井液浸泡冲洗，其中的胶结物和所含油气已经完全溶解于钻井液之内，返回至地面会变成单个石英或长石小颗粒，不存在所谓的孔隙。

此种情况下，即使采用有机溶液浸泡对比也不会有明显的油气显示特征。

只有那些组成颗粒较小，分选好，胶结较致密—致密或者灰质胶结的储集层在返回至地面仍然保持着片状、块状或团块状，换句话说仍然保持有一定的孔隙，经过压碎滴照、浸泡，则可轻易地发现油气显示。

　　跟随综合录井仪的井要判断油气显示则容易得多。

如果排除地层向井筒内气体流动的影响，单就井筒内被破碎的储集层而言，岩屑被破碎的程度越高，原储藏在孔隙中的油气进入钻井液内的量就越大，反映到气测录井上就表现为全烃升高，各组分的绝对含量值随着升高。

但是，无论是使用牙轮钻头还是PDC钻头，各组分的相对含量不会有明显的差异。

　　采用综合录井的气测值一般可以区分岩性界面。

泥岩的气测值曲线往往是一条平直的基线，而在即将钻穿下伏储集层时（特别是有油气显示的储集层）时，上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程。

一旦储集层被打开，这种平缓的推升趋势会被打破，出现突然升高的现象，这时我们可以认为钻入储集层。

同一个储集层内如果是上油下水，在钻遇下部水层时，气测值曲线会有下降的趋势，这时我们不应该轻易地认为已经进入泥岩地层。

参考非烃组分氢气和二氧化碳含量的变化，同样可以确定下部的储集层是水层，因为水层最明显的特征就是氢气和二氧化碳值明显升高。

　　3.5充分利用地化录井评价技术

　　地化录井是分析泥岩有机质丰度及生油成熟度、生油岩类型、临界温度的有力武器，同样可用来分析储集层内的气态烃、液态烃、及残余重烃含量。

同一油田或同一区块如果确定了油、气、水层的评价基值区间，地化录井对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。

采用PDC钻头钻井的岩屑时，由于泥岩相对好挑样，生油指标分析较可靠，但利用混样来进行储集层分析，无疑会给这种精密的仪器造成判断失误，从而引起错觉，其结果往往不能令人信服。

笔者认为，只要严格按操作规程，及时取细小混合样仔细分析，分析结果可能有一定偏差，但再结合其它资料综合分析，寻找出这一偏差系数进行系数校正，能将因岩屑细小对录井资料的影响程度降低到最低限度，确保岩屑细小的录井资料质量。

　　3.6加强钻井与地质录井的横向协作

　　由于钻头、钻井工艺、钻具组合与地层的配置等因素影响，当振动筛后难以采集岩样时，现场地质师要认真分析原因。

若是钻具结构、钻头选型不合理、泥浆携砂能力差或振动筛网孔径过疏等工程因素，则应建议钻井调整钻头类型、泥浆性能、更换筛布。

　　在PDC钻头条件下，岩屑的含油气性判定还应结合槽面油气显示进行。

比如，洗样时水面是否有油花、油膜，钻井液槽面蒸汽和岩屑是否有油气味（这就严格要求采集工取样时要随时观察），震动筛上有无油花、气泡，钻井液蒸汽气味是否有异常，有无油气味，这些也是综合判定是否进入油气层的依据。