PDC钻屑录井岩性识别技术研究与应用.docx

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PDC钻屑录井岩性识别技术研究与应用

PDC钻屑录井岩性识别技术研究与应用

时间：

2003-10-416:

18:

32 来源：

河南石油勘探局地质录井公司 作者：

张成*张社民等 阅读411次

由于PDC钻头与3A钻头在制造工艺和结构方面有着本质的区别，加之其特殊的破岩机理，导致PDC钻屑非常细碎（粒径最小达0.5-2.0mm或粉末状）；同时，由于PDC钻头机械钻速高、米钻时小，地质工岩样采集难以跟上钻头进度，造成岩性识别、分析化验挑样困难和剖面符合率低。

因此，目前石油石化录井行业在钻达目的层时往往限制PDC钻头的使用，其原因可归纳为：

①PDC钻头机械钻速高，给按地质设计实施岩屑录井带来了困难；②PDC钻屑细碎、岩性难辩，造成岩屑剖面符合率偏低，尤其是当油质轻、显示级别低时，易造成油气显示漏失；③PDC钻头使用井段砂泥岩钻时幅差不明显，尤其是在砂泥岩颜色相近、砂岩泥质含量高、粒径小、地层成岩性较差的层段，给借助钻时分层带来很大困难。

为此，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，就是要在钻井采用新技术的条件下，保证录井能够不影响钻井技术的进步，齐全准确地收集各项录井资料，使地质录井各项技术指标如：

油气显示的发现率、岩性识别准确率、地质剖面归位符合率等满足油田勘探开发工作的需求，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，提升油田的整体勘探开发效益。

一、PDC钻屑成因分析

1.金刚石钻头的分类（国内）

金刚石钻头由国外七十年代初研制成功，并于八十年代得到迅速发展，其显著的高钻速、低成本特点在实践中被钻井界证实和认可，因此获得广泛推广及普及。

目前全国大部分油田都在使用PDC钻头，具备不完全统计，全国近50%探井,80%的生产都不同程度当地使用了PDC钻头。

河南油田自1987年引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了30-50%，不论给钻井公司还是给河南油田均带来了显著的经济效益和社会效益。

从近期收集的中石化西部新区钻探资料看，PDC钻头的使用率达80%以上，但大多为非目的层段使用，如征1井使用FM256D型PDC钻头于3020.20-4616.90m井段，连续钻进1596.70m，纯钻进时间231小时，平均机械钻速7m/h，给提高钻井时效、降低勘探成本带来了显著的经济效益。

PDC钻头是人造聚晶金刚石复合片钻头（PolycrystallineDiamondCompactBit）的简称，它是用聚晶金刚石复合片与硬质合金齿柱结合成切削元件镶嵌在钻头钢体或胎体上的优质钻头。

国内主要的金刚石钻头生产厂家有江汉休斯和四川克里斯坦森钻头厂，另外还有部分小规模的地方、油田钻头厂及大专院校（石油大学、中国地质大学等）生产的各类金刚石钻头。

其钻头类型分类见表。

厂家江汉休斯四川克里斯坦森

PDC（PolycrystallineDiamondCompact）B系列R系列

TSP（ThermallyStablePolycrystallineDiamond）P系列S．M．Z系列

天然金刚石（Diamond）ND系列D系列

2.PDC钻头的主要特点

（1）钻头无活动部分（牙轮）。

钻进中无掉牙轮顾忌，可实现高转速安全钻进。

（2）不同岩性适应性强。

针对地层情况，PDC钻头有不同的设计，如用于软地层，其钻头冠部外型呈长形或锥形；用于硬地层其钻头冠部外型呈圆形或抛物线形状。

所以，适应范围比较广。

（3）使用时间长。

采用聚晶金刚石镶齿，坚硬锋利，寿命长；一般一支PDC钻头入井的工作时间是普通钻头的五至八倍，减少了起下钻时间，降低了钻工的劳动强度，提高了钻井时效。

（4）硬度高、破岩能力强。

金刚石的硬度最高，钻头强度大，钻进速度快，钻时均匀。

（5）破岩机理以切削和研磨为主。

PDC钻头所钻的岩屑细小，甚至呈粉末状，尤其是疏松砂岩则往往呈颗粒状出现。

钻屑颗粒细小，便于泥浆携带，保持井底清洁。

（6）低钻压剪切均匀破碎，能够防斜、纠斜、稳斜。

3.PDC钻头破岩机理

PDC钻头按其切削原理分为F型钻头和R型钻头，其中常用的是F型。

F型钻头冠部形状分为：

浅锥形、短抛物线形、抛物线形和鱼尾形四种形态；齿形多为圆形齿或楔形齿，破岩方式主要有剪切、预破碎、梨削和磨削四种。

剪切破碎：

从岩石破碎强度可知，岩石抗剪切强度远低于岩石的抗压强度（为抗压强度的0.09-0.15倍），PDC钻头正是利用岩石的这一特征实现其高速钻进，其破岩机理见图-3。

PDC钻头切削力受力分析（首先做出以下基本假设）：

①地层岩石是塑性的；

②井底大体上平行于钻头轮廓面；

③单切削刃和全钻头之间有相似之处：

钻速与切削刃吃入深度成正比，作用于单切削刃的法向力与钻压成正比；

④切削角忽略不计；

⑤PDC钻头切削刃的体积磨损与摩擦成正比；

⑥切削刃侧面摩擦力忽略不计。

在钻压P和扭矩力T的合力R作用下，生产一个沿剪切面由合力R产生的分力F（剪切力），当力F等于或大于剪切面积和岩石的抗剪切强度极限强度的乘积时，岩石就沿剪切面破碎。

一般PDC钻屑颗粒大于其它类型金刚石钻头的钻屑，其钻头适合于中软——中硬地层。

PDC钻头的切削刃是以切削方式来破碎岩石的，它在扭矩力的作用下，能自锐地切入地层、向前移动剪切岩石。

在理想条件下，复合片刮切岩石时生成的岩屑会沿着金刚石表面上移，直至与复合片脱离，通过岩石在切削齿边缘处的破碎，钻头的切削能量得到高效释放。

然而，在很多情况下，岩屑所承受的压力使其紧贴切削齿表面，从而生产阻碍岩屑移动的摩擦力。

这种摩擦力往往可以积累到相当高的程度，以至于会造成岩屑在切削齿边缘的堆积。

这种现象一旦发生，井底岩石的运移就不再是直接依靠切削齿的边缘，而是通过切削齿表面积累的岩屑自身来完成。

这样，岩石的破碎和运移将需要消耗更多的能量，由此降低钻井效率。

目前，PDC钻头制造工艺中采用了“黑冰”抛光切削技术（黑冰齿有高度抛光的外表面，其摩擦系数低得就象闪冰与冰的滑动一样），它是通过降低岩屑与切削齿表面之间的摩擦力，以避免岩屑在切削齿表面的堆积，以有效减少切削时的剪切力，显著改善岩屑的运移，提高钻井速度和钻井效率。

根据PDC钻头镶齿形态和受力分析，楔形刀翼设计增加了钻头表面的流道体积，有利于改进钻头水力性能，新的刀翼布齿方式使钻头心部更开放，容屑空间更大，减少钻屑在齿部的淤积，有益于改善钻头的清洗条件。

在钻井现场可根据岩石成岩性（致密程度）情况，合理选择PDC钻头类型，一般，中软地层适合长齿，硬地层适合小齿。

当钻头选型与岩石硬度不匹配时，有时会造成井筒返出岩屑成粉末状。

如：

B283井1945-1988m井段，岩屑呈稀糊状，无法捞取、清洗岩屑。

4.PDC钻头钻井带来的录井技术难题

（1）岩屑量少、岩屑细碎、岩性难辨、采样困难

不能准确判断地层岩石的矿物成份和结构，难于进行地层分层，使录井剖面符合率降低。

岩屑细碎（粒径在0.5—2mm之间），现场挑样极为困难，挑样任务无法完成，难以开展地化、定量荧光分析化验工作。

如下T4-2211井在快速钻进的700—1200m段，钻时一般2—3min/m，岩屑返出量极少，造成采样不足现象。

（2）钻时与岩性的对应关系不明显

砂、泥岩钻时区别不大（图-4），利用钻时曲线划分岩性及分层不再准确，使传统的依据钻时辅助分层确定岩屑实物定名的方法难以满足现场地质录井工作的需要。

（3）岩屑混杂、难以清洗

岩屑混杂，给岩屑描述带来一定困难，特别在浅层影响更明显，利用PDC钻头资料难于进行随钻地层对比。

如南阳凹陷的南76井，砂岩含量低，从录取的岩屑实物上看，井段1800—2020m段岩性基本无变化，泥岩含量在85—95%，砂岩含量在5—15%，很难区分岩性。

另外，当单根钻杆钻时小，迟到井深与标准井深相差大，井筒内滞留岩屑多时，接单根时易造成岩屑混杂。

如张34井：

钻进井段1732.32—1741.93m单根时，用时15min，迟到时间为23min/m，当钻至1741.93m时井筒内滞留岩屑6m，接单根用时3.5min，不可避免造成了岩屑混杂、难以清洗。

（4）烃损耗重、显示易漏

由于岩屑变得细小，增大了岩屑的比表面，降低了油气显示等级，增加了油气显示发现和评价的难度，使油气显示发现率和解释符合率降低。

传统的捞砂方法是根据迟到时间算出岩屑到达时间，通过震动筛滤去泥浆，在振动筛后捞取岩屑、泥浆混合物，用清水搅拌冲洗后晾干。

在PDC钻头下泥岩为糊状，疏松砂岩为分散的颗粒状，非常细碎，部分细微颗粒混入泥浆中不能及时在振动处分离，在除砂处直接混入泥浆池中，另一方面，在清洗过程中随剧烈搅拌与冲洗使细碎颗粒容易漏失。

因此，录取的岩屑失真较严重，不能如实反映地下地质信息，极易造成漏失油气显示现象。

（5）捞砂洗砂时间与钻井时间不配套

PDC钻头平均钻时1～4min/m，快的时候不足1min钻进一米，而采集一包岩屑样一般需要2-5min左右，当钻时小于采样时间时，既会造成采样困难，砂样的质量及代表性变差。

（6）钻速快、薄层显示难以识别。

由于钻时小、常规色谱分析周期长，给薄层显示的识别和评价带来了一定困难。

综上所述：

即便是同种类型的PDC钻头，在不同构造区块，其对各种地层的可钻性也不同，造成岩屑混杂、破碎程度也是不一样的。

如下T4-2211井核二段的700—1000m井段，无论是泥岩还是砂岩，钻时一般为2—3min/m，岩石成岩性差，地层造浆严重，返出岩屑基本为泥糊状，砂岩含量很低，砂泥岩岩性很难区分。

泌283井核三段的1100—1400m井段，泥岩、砂岩钻时一般为4—6min/m，岩石成岩性差，砂岩常呈分散状颗粒，粒径0.5—2mm，泥岩为糊状，砂岩含量较高，粒度大，砂泥岩钻时变化不明显。

从现场录井观察中发现，造成PDC钻头钻井条件下岩屑细小的原因主要有三方面的因素：

其一：

造成钻屑细小的客观因素——地层。

对于地层埋藏浅、岩石成岩性差、胶结疏松的地层，经PDC钻头的快速剪切、研磨破碎，加之上返不及时等造成钻屑细小、甚至为糊状。

例如：

王集、下二门、张店地区成岩性差的廖庄组、核桃园组核一段、核二段地层，双河地区的廖庄组、核桃园组核一段储集层等，随钻井液返出至地面的岩屑均为分散状矿物颗粒或泥糊，岩屑直径特别细小；另外，当所钻地层岩石致密、性脆，钻进中返出的岩屑也比较细小。

这方面具有代表性的例子是安棚地区的安84井及安2017井，该区属深层系，储层砂岩特别致密，多为灰质胶结、性脆、易破碎，钻进中返出的岩屑呈细碎、分散状。

其二：

钻头因素——PDC钻头（前已叙述，略）。

其三：

钻井工艺、钻具组合因素——高泵压、大排量、满眼钻进。

随着钻井工艺技术水平的提高，目前钻井中普遍采取高泵压、大排量（泵压高达15-20MPa、排量达1300-1500cc）钻进，在大水马力的作用下，加大了已破碎岩石的粉碎程度。

另外，为防止钻进中的自然造斜，钻井施工中往往采用满眼钻进的手段来稳斜，钻头上部数十米长的近钻头直径的钻铤、扶正器等，减少了井壁与钻具之间的环形空间，加重了钻屑重复性碾磨的粉碎程度。

二、岩性识别仪矿场试验及应用效果

1.“岩性识别仪”识别岩性原理

（1）岩石的放射性

岩石中含有的放射性元素，主要是由铀（U）、钍（Th）、钾（K）等放射性元素组成，所以岩石的放射性强度取决于放射性元素的类别和含量。

238U的半衰期为4.5×109a，232Th的半衰期为1.42×1010a，40K的半衰期为1.25×109a。

一般条件下，按照放射性的强弱可把沉积岩分成以下几类：

放射性物质含量高：

放射性软泥、红色粘土、黑色沥青质粘土的放射性物质含高。

海绿石砂岩、独居石、钾钒矿砂砾岩等具有高放射性含量。

放射性物质含量中等：

浅海相和陆上沉积的砂质岩石，如泥质砂岩、泥质石灰岩、泥灰岩等。

放射性物质含量少：

砂层、砂岩、石灰岩等。

放射性物质含量很少：

硬石膏、岩盐、煤和沥青等。

（2）“岩性识别仪”设计原理

利用岩石矿物中的自然放射性（γ射线），借助伽玛射线探测器检测被测PDC钻屑中的自然伽玛射线强度，并依据沉积岩的自然放射性强弱变化规律，通过仪器标定，定性鉴别被测样品的岩石类别。

以此达到提高岩屑录井技术含量和提高岩屑定名准确性的目的。

2.“岩性识别仪”性能技术指标

①样机体积小（80cm×50cm×40cm重95kg）、结构简单、易操作，维修方便。

②线性好：

R2=0.9883

③样品检测重复性误差小：

平均误差＜5%

④样品检测灵敏度高：

>10g

⑤样品分析周期可选（30秒、60秒、90秒、120秒、180秒）、分析周期短。

由于泥岩的伽玛值高，砂岩的伽玛值低，样机采用岩屑包围晶体，利用金属铅对伽玛射线的屏蔽能力，将岩屑与晶体用铅罐密封，通过光电倍增管将电信号放大并进行伽玛计数，在设定时间段内自动求得平均值。

应用表明：

尽管同一岩屑每秒的伽玛计数值不一样，但在90s、120s、180s各时间段内的平均值重复性很好，误差在一个计数点左右，误差率3—5%，用标准的砂泥岩样自0—100%混合进行检测，线性关系较好，方差在0.99左右。

3.PDC钻屑泥质含量估算方法

首先用自然伽玛相对幅度的变化计算出泥质含量指数IGR：

IGR=（GR目的－GRmin）／（GRmax－Gamin）1≥IGR≥0

式中：

GR目的——目的层自然伽玛幅度（或混合样品）；

GRmax——纯泥岩的自然伽玛幅度；

GRmin——纯砂岩的自然伽玛幅度。

用下式将IGR转化成泥质含量Vsh：

Vsh={（2G×IGR－1）／（2G－1）}×100%　　　　100%≥Vsh≥0

式中：

G—希尔奇指数，可根据实验室取心分析资料确定（参考北美第三系地层取G=3.7、老地层=2）。

4.“岩性识别仪”矿场试验及应用效果

样机经室内调试、检测，分别在下T4-2211井、B283井等二口进行了现场实验，并取得了初步成果。

三、PDC钻头岩屑录井技术对策

1.岩屑捞取与清洗

从现场岩屑录井过程看，除不可抗拒的钻头和钻具结构因素外，对于振动筛的振动、岩屑清洗时的水冲、搅动力度、频度等也加重了钻屑的粉碎程度，尤其是对疏松的砂砾岩储层和含油砂岩，更减少了有效成分的含量，严重时可能会造成岩屑采集量不足、油气显示难以发现等。

因此，解决这一问题的有效办法是对含泥浆岩屑清洗时要用小量、缓冲、缓倒、轻搅拌，切忌急水、猛冲、快倒、急搅拌，从而保证细碎的真岩屑不被人为冲掉，达到保障岩屑具有代表性的目的。

在晒样、烤样时，切忌在岩屑未滤干水分的情况下，过多地翻动，以免造成岩屑表面模糊；在岩屑收样装袋时，应尽量将细小的真岩屑装入袋中，减少各个环节的技术损失。

当然，要严、细、全、准地做好这些工作，给地质采集工增加了较大的工作量，特别是使用PDC钻头采用螺杆加转盘复合钻进时，钻时快，一个采集工既要记录钻时，又要按要求取准岩屑，就需要增加人员，进行双岗作业，才能确保细小岩屑录井工作的准确性。

2.岩屑分选筛样描述

岩屑颗粒大小对岩性描述的影响很大，一般2-5mm的岩屑肉眼易观察和识别，而对0.5-2mm或粉末状岩屑则肉眼很难进行观察和描述，一包岩屑中很大的岩屑往往是掉块假岩屑。

因此，为了有效区别真假岩屑，B283井采取洗净岩屑过筛的办法，即利用1、3、5mm孔径的筛网分别对样品进行预处理，首先将大于5mm的假屑剔除，然后根据整包岩屑总体颗粒的大小，用1或3mm的筛网进行筛析，最后对筛析后的真岩屑采用Ι-SCOPE显微镜显微观察描述的方法进行定名，该方法取得了较好的效果。

3.PDC钻屑混合样氯仿浸泡荧光定级

B283井2150-2345m、2422-2486m井段，对具荧光显示的粉末状岩屑，用天平称取1克混合样，加入5ml氯仿浸泡，密封2小时后，经系列对比观察定级。

实践证实，利用该方法增加了PDC钻屑的油气显示发现率，达到了提高岩屑录井质量的目的。

该方法使用时要注意，对泥浆受污染造成的假异常要慎重，以避免误导岩屑描述。

如在南83井的录井施工中，在井深2186m—2189m气测发现异常，而砂岩、泥岩钻时均在9—11min/m之间变化不明显，捞取的岩屑岩性为呈分散状浅灰色粉砂岩，荧光直照暗黄色，取出砂岩滴照呈黄色不均匀斑点，系列对比为9级；砂岩含量极少，由于该井区距物源区较远，储层整体物性较差，其岩性均为粉、细砂岩，加上使用PDC钻头，返出的砂岩呈极为细小的分散状颗粒；针对这种情况，我们加强了荧光录井工作，对目的层段每米储集层均进行荧光滴照分析，及时、准确地落实了该井的油气水显示。

4.PDC钻屑混合样氯仿喷洒法

针对轻质、凝析油储层粉末状、难分离（湿样）PDC钻屑，可将钻屑置于普通荧光灯或岩性识别仪下，采取PDC钻屑混合样氯仿喷洒的方法进行观察，也可在一定程度上提高油气显示的发现率。

5.加强气相色谱录井

利用气测录井随钻时实检测的技术优势，尤其在各别井、局部井段（如B283井1100—1400m井段）返出岩屑呈稀糊状时（岩屑量极少、难以清洗），利用气测全烃检测有效地检测到二层1-2m的薄层荧光砂岩（岩屑中无显示）。

6.及时测定迟到时间

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。

7.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，若是因钻具结构、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。