深井PDC钻头应用条件下的录井技术探讨

时间：2003-5-19 18:20:24 来源：中原石油勘探局地质录井处 作者：惠卓雄 阅读549次

录井技术是油田勘探开发活动中最基本的技术之一，是发现油气藏、评价油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样、分析解释快捷的特点。随着勘探的深入，油田所面对的勘探对象越来越复杂，难度也越来越大，深井(井深大于3500m)的钻探越来越多，解决深井录井技术难题就显得越来越重要。 1、深井石油地质的特点及录井技术难点 1.1深井石油地质的特点

 深井油气勘探开发目的层地层老，为中生界K、J、T、P地层以及古生界C、O、∈地层。

油藏埋藏深，含油层系多，含油井段长。

 储层类型多，常见有砂岩储层以及碳酸盐岩储层。

油质类型丰富，具有天然气、凝析油、轻质油、中质油等类型。  深井间距远，井间地层对比存在一定的局限性。  深井钻井工艺特殊。 1.2深井录井技术的难点

深井石油地质的特点，导致深井岩屑录井剖面符合率低，为发现和评价油气藏带来了诸多负面的影响因素。归纳起来，深井录井工作存在以下难点：

1） 深井井深大、井壁不规则使得岩屑上返时间长造成岩屑变的细小混杂。 2） 深井大量使用PDC钻头岩屑变的细小使捞取砂样困难有时甚至捞取不到。

3） 由于深井岩屑细小、磨蚀度大、样品混杂，代表性岩屑难以确定，岩性归位困难，致使常规观察、描述困难，岩性鉴定不准，描述准确性降低。

4） 主要目的层段存在大段轻质油、凝析油，岩屑在井眼中冲洗、长时间浸泡，油气散失严重，肉眼确定油气显示较难。

5） 井深大，迟到时间长，造成气测显示值偏低，及时发现油气显示难度增大。 2、深井岩性识别

深井钻探中，由于钻头类型特殊、工艺技术复杂、井下情况多变，常规岩屑录井和油气层录井的方法、技术已不能满足勘探开发的需要。因此，为了提高深井录井的准确性，必须进行新的录井方法和技术研究。 2.1提高岩屑迟到时间准确性 不同粒径的岩屑在钻井液排量、岩屑密度与钻井液密度差、钻井液视粘度等因素影响下，岩屑在井眼中具有不同的上返速度，即迟到时间不同。而岩屑迟到时间的准确性则直接影响岩屑样品的捞取和岩性的识别，因此，提高岩屑迟到时间的准确性则十分必要。通过研究：选取与该段岩屑密度相近的瓷砖碎片或水泥块，研碎后筛选不同的粒径并分别染色，然后测量不同粒径的岩屑迟到时间，最终依据代表性岩屑粒径确定岩屑捞取时间。 2.2砂样采集方法的改进

因为造成岩屑变细的原因还有振动筛的振动、洗样时严重搅动等因素。通过研究试验改进的方法是洗样时切忌急水、猛冲、快倒，须用小水、缓冲、缓倒，目的是为保证悬浮的砂粒和密度较小的岩屑不被冲掉，从而保证岩屑样品的数量和代表性。 2.3 PDC钻头条件下的岩性识别探讨

深井由于大量使用PDC钻头使得岩屑样品变的细小，其中60%以上岩屑直径小于2mm，捞取到的样品少、甚至捞取不到；挑样困难；含油级别确定困难，难以捕获、评价油气

显示层。传统的岩屑描述方法已不能满足岩性描述的要求，因此需要对传统描述方法进行改进或探讨新的描述技术。我们中原录井从基于岩样和不基于岩样两种情况下探讨了岩性识别方法。

2.3.1运用等粒级岩屑百分比描述：（基于岩样）

(1) 定描述粒径：依据不同的钻头类型和现场分析数据确定描述岩屑粒径范围。例如：三牙轮1-4mm；PDC：0.6-2mm（研究统计得出）。

(2)筛岩样：运用与描述粒径对应目数的粒度筛对同一岩屑样筛样。

(3)测面积百分含量：描述样品平摊在厘米方格纸上，面积不小于400mm2，测算不同颜色、岩性百分比含量。

(4)岩屑描述：以储层、特殊岩层及油气层为重点，描述岩屑颜色、岩性、含油气水变化规律等。

(5)定岩性名：绘制岩性百分比含量录井草图，依据岩性百分含量综合定岩性名。

等粒级百分比描述方法具有简单、适用等优点，但该方法岩性定名主要依据岩性百分含量，影响因素较多。为此在使用时应参考其它描述方法。 2.3.2岩屑地面自然伽玛测量：（基于岩样） 岩屑自然伽玛测量，就是将现场捞取的岩屑在地面通过便携式自然伽玛仪测量出自然伽玛值，利用不同岩性伽玛值不同的特点进行岩性识别。通过研究得出：砂岩自然伽玛值160-230，泥岩自然伽玛值300-400。砂岩、泥岩具有明显的、可区别的自然放射性量值特征和分布范围，并可以此有效识别岩性。岩样检测结果与测井实测结果也具有较好的可比性，该方法具有较强的实用性。

2.3.3综合录井信息识别岩性技术（不基于岩样）

综合录井仪直接测量的参数有十几种,通过论证可知直接参数钻速、扭矩、温度、电导率以及气体参数和间接参数Dc指数、Sigma指数与地层岩性有一定的关系，因此，我们选用这些参数作为判断地层岩性的依据，研制应用程序软件。应用程序将实时数据库中的每米数据与确定的趋势值进行比较，根据实时参数与趋势值的正负偏移幅度进行判断，从而区分砂岩、泥岩。通过大量数据统计情况表明，当Dc指数向左偏离趋势值超过0.1（趋势值- Dc指数）、Sigma指数向左偏离趋势值超过0.05（趋势值- Sigma指数）时，地层岩性则由泥岩转化到砂岩。使用该方法，对现场资料进行了处理(见图)，识别符合率约大于70%。

深井岩屑录井通过上述方法采集样品，岩屑描述几种方法综合描述，经试验证实较常规录井方法具有取样真、岩屑描述准、实用性强。 3、 深井油气显示的识别与假显示的识别 3.1深井油气性质

深层油依据储层中相态分为轻质油、凝析油，一般具有质轻、色浅、低蜡、低凝、低粘、高馏份、高油气比之特性。

深层气按CH4的相对组成百分含量，分为干气藏(CH4≥95％)和湿气藏(CH<95％)。 3.2 深井录井显示特征

深层油气具有密度小、颜色浅、易挥发的特点，在录井显示上有其独特的特征: ●颜色浅，不易观察，在岩屑显示方面只能见到一些零星含油斑痕，多为浅灰色,浅棕黄色,有的甚至呈“白砂子”。

●易散失、级别低，荧光显示级别也较低，一般7-8级，有的可达10级，而一些深层气显示甚至无荧光显示级别。

● 油气藏高温、高压, 气测瞬时显示高值；气测全烃和组分曲线呈尖峰或平台，瞬时显示值是基值的3-100倍左右。

3.3深井油气显示的识别

3.3.1快速色谱技术识别油气显示

快速色谱录井技术与常规色谱录井技术基本工作原理相似，其核心色谱部分进行了根本性改进。随钻气体组分分析由C1-C4扩展至C5；检测精度由30PPM提高到10PPM；分析周期由原来的4mim缩短到30s，每30s得出一组分析数据，分析速度提高了8倍。如果常规色谱仪能分辨出1m厚的油层，那么在机械钻速不变的情况下快速色谱就能够分辨出0.125m厚的油层。这种对油气层的高分辨率特点，保证了在实时录井过程中油气显示的发现。

3.3.2地化录井新方法识别油气显示

常规地化录井在钻井现场主要用于对储集岩样品的分析，可以得到S0、S1、S2、S4、Tmax五个直接参数。依据不同密度的原油及含烃类钻井液添加剂的标准峰形(见图)，应用这些标准峰形与录井分析峰形作直观比较，以此来识别油气显示。 3.3.3定量荧光分析技术识别油气显示

荧光录井是发现油气显示的可靠手段，灵敏度可达到3ppm。在勘探开发过程中，常规荧光录井硕果累累，但它毕竟有局限性，因为原油发出的荧光主要在紫外线范围内，肉眼只能辨别其中的一小部分，而凝析油、轻质油所发出的荧光大部分不在肉眼的分辨范围内，导致其失去发现作用；另外，肉眼对荧光的观察描述主观性大，准确程度与现场工作经验相关性很大。

使用定量荧光录井仪，可以继承常规荧光录井方法的优点，弥补其不足。可以用数据来衡量储集层荧光显示的强度，并可依据荧光强度数据判定储集层性质。 3.4真假油气显示识别

3.4.1热解色谱技术鉴别真假油气显示

钻井液中加入的有机物添加剂，对气测录井和荧光录井有较大影响，对正确判别和评价油气藏带来了困难，因此鉴别真假油气显示的工作非常重要。应用热解分析技术，可以很容易的区分混油造成的假显示。其原理是：不同组分的有机质具有不同的热解色谱指纹。当某种有机添加剂与某一油气显示混在一起时，分析出来的色谱图就有两者重叠峰的特点，将此重叠峰与各自的标准谱图比较，就很容易识别真假油气显示了。 例如：文古2井奥陶系灰岩储层油气显示的确定和污染的排除

文古2井奥陶系是该井的主要目的层，储层为裂缝型碳酸盐岩。从4517m和4519m的热解地化分析峰图可以看出，显示层和非显示层的峰谱明显不同。从而排除干扰，确认4519m的油气显示，进行合理的解释。

文古2井奥陶系4517m灰色灰岩的热解色谱谱图与文古2井奥陶系井段水包油钻井液的热解色谱谱图特征十分相似，可以认定4517m灰色灰岩受钻井液污染造成了假显示。 3.4.2定量荧光区分真假荧光显示

不同油质，荧光特征不同，油质越轻，强度值越大，谱图形态也有区别。凝析油、轻质油具有双峰。伴生气藏常表现出凝析油藏的显示特征，但区别于干气，湿气往往双峰。根据二维或者三维荧光谱图的特征，可以方便地识别和消除荧光污染。例如：白55井在施工过程中， 钻井液中加入了磺甲基酚醛树脂(PSP药品)，其荧光贡献肉眼无法识别，影响录井的效果，降低录井的精度，加大了录井解释的难度，利用定量荧光录井资料可对其进行识别以便消除干扰，使录井资料基本不受钻井液添加剂的影响。 3.4.3荧光显微镜下识别真假油气显示

荧光显微镜技术是通过观察分析样品发荧光物质本身的变化及其与岩石结构、构造的相互关系，分析判断有机质的类型、变质程度、有效储集空间、油气运移等一系列石油地质特征。然而在钻井过程中为了解除事故，往往向钻井液内加入一定数量的原油，这就

必然使岩屑和岩心造成污染，形成一些含油假象。真假油气显示的区别特征见下表：

荧光显微镜鉴定真假含油显示对比表 显示部位 假含油显示 真含油显示

岩样（屑心）边缘（表面） 由表向里浸染，切开岩心内部及岩屑内不发光 表里一致，尤其不会产生岩屑周围发光现象

裂缝 仅靠岩样边缘部位发光，且由边缘向内部浸染 由裂缝中心向基质浸染，较重质部分在缝内，向基质逐渐变轻

基质裂缝 晶隙不发荧光 晶隙发光，当饱和时可呈均匀弥漫状 主要荧光特征：

(1)发光范围受人工机械破碎外形所控制，如岩屑在破碎表面发光，岩心（包括井壁取心）则在岩心外围呈环圈状发光，而岩石内部不发光。

(2)不受岩石结构和成分的影响，发光呈带状。在同一色带内，不管是胶结物还是颗粒，其发光色泽相同。

(3)发光的浸染方向是由表及里，即油质向岩心（屑）的中心由重变轻，其色泽顺序为褐-黄绿白色。

(4)烃类浸入深度，随岩性不同而有所变化。在致密的碳酸盐岩岩屑

中，仅在其外缘略有浸染，一般侵入深度不超过0.1mm。在多孔疏松的碎屑岩中，侵入深度相对较大，最大可达0.3mm。识别时应参考混入原油时间、井深、岩性等特征等方面资料，做综合性分析判断。 4、油气显示的评价

4.1热解色谱技术评价原油及储层性质

不同油质的油，其热解色谱峰谱特征有较大的区别，根据它们各自的特征谱图以及正构烷烃碳数范围、主峰碳、ΣC21-/ΣC22+等指标，很容易鉴别各种油气藏的油质情况。判断的范围包括天然气、凝析油、轻质原油、中质原油、重质原油（稠油）。不同的储集层性质，组份曲线特征明显不同。通过它们的含油组分特征、碳数分布范围、主峰碳、基线平直情况、∑C21-/∑C22+等指标，可以判断储层性质。包括油层、油水同层、含油水层、气层、气水层、油气层(见图)。实践证明，使用热解色谱在建立了区域性的评价标准后，评价储层性质有较高的符合率。

4.2定量荧光解释与评价油气显示

定量荧光使用荧光强度解释含油丰度，使用发射波波长和二维谱图特征来判别油气性质，运用特征参数峰形、陡度、轻重比、含烃浓度增大率来综合评价流体性质和含油气丰度。

陡度：二维谱图上，荧光强度随波长变化的速率。

轻重比：二维谱图上出现双峰时，轻烃峰荧光强度与重轻峰荧光强度的比值。 含烃浓度增大率：同一口井连续荧光检测中，荧光强度异常值相对于背景值的增大倍数。 峰形：二维谱图上，主峰形态、宽窄、陡缓即峰形。不同组分油气层，峰形各异。 不同油质，荧光特征不同，油质越轻，强度值越大，谱图形态也有区别。凝析油、轻质油具有双峰。伴生气藏常表现出凝析油藏的显示特征，但区别于干气，湿气往往双峰。 5.工程监测与预报

深井地层、构造复杂，钻井深度大，岩性多变导致井下情况复杂多变，为保障工程施工的顺利进行，需要加强现场工程异常预报工作。

录井现场工程异常预报，是使用综合录井仪，通过对钻井工程参数、钻井液参数、气体参数、地层压力检测参数及钻具振动参数进行实时监测，及时发现因地面或地下异常而直接导致的相关参数的变化，预测报告异常发展趋势。重视工程异常预报有利于及早采取措施和对策，达到保障钻井施工安全、减少投入、提高勘探开发整体效益的目的。 5.1钻井工程参数异常预报

包括钻井液循环系统异常的检测和预报；钻具重量系统的异常的检测和预报；快钻时、放空的检测和预报；钻头寿命的判断；井壁垮塌等内容。

如英科1井，是为油科院在塔里木盆地布探的一口重点科学探索井。由我公司承担该井的录井任务，该井的特点是目的层深度大，井下情况复杂，地层压力大，地层压力系数达2.40，地层可钻性差。我们充分利用录井各方面的参数，预测判断井下异常情况，进行工程预报。为安全钻井起了积极的作用。在该井的录井过程中，预测工程事故80多次，准确率达95%以上。例如，该井钻至井深4845.25米时，当班人员发现扭矩突然增加而后减小并趋平缓，立压下降0.4Mpa其它参数基本不变，判断井下由有异常情况，并通知现场监督，监督要求继续钻进观察，半小时只钻了0.15米钻时增加很多，随决定提钻，发现大钩负荷比正常下降2.5T，起钻发现一根钻铤断落，从而使事故得到及时处理。该事故是钻具疲劳造成的突然断裂，发生前预兆微弱。 5.3钻井液参数异常预报

钻井液参数异常预报包括井漏、井涌、盐侵、油气水侵、地温异常的检测和预报。 5.4异常压力的检测与预报

进行地层压力检测的目的是在钻穿含有异常高压的渗透性地层时，采用合适的钻井液密度，平衡地层流体压力。过低的钻井液密度会因地层流体压力得不到控制而发生井涌、井喷事故；过高的钻井液密度会降低机械钻速，引起井漏或压差式卡钻。

在钻井施工现场，常用来进行地层压力检测，预测地层异常超压所使用的方法有：dc指数法、σ法、气体参数法、井眼溢流观察法、泥（页）岩密度法、岩屑形状变化、地温梯度法等。

5.5钻具振动异常的监测和预报

在钻井过程中，钻具振动是指由于钻具与井壁、钻头与岩石相互作用使钻具应力变化而产生的复杂振动。 钻具振动主要分为三种：扭转振动、轴向振动和偏转。扭转振动是导致钻具扭断及造成钻具刺扣的原因之一；轴向振动会导致钻头下行时与地层碰撞，加速轴承和牙齿的磨损，损坏MWD工具及井下马达；偏转的结果会导致钻头磨损加速、井眼扩径、钻速降低。通过专用的钻具振动分析软件，对常规工程施工参数进行分析，可以捕捉到钻具振动异常的信息，进行监测和预报。 结 束 语

传统的岩屑录井、油气层录井技术已不能适应深井录井的需要。中原录井为了适应深井勘探开发的需要，引进新技术快速色谱、岩石热解色谱、定量荧光技术，研究开发了现场荧光显微技术、岩屑地面自然伽玛测量技术、运用综合录井信息识别岩性技术等。这些技术的引进与研究成功为中原油田深井的勘探开发发挥了重要的作用，也使我们录井技术中的部分技术领域进入了世界先进水平之列。但是，深井录井有很多技术难题，仍需要我们不断的研究与开发，从而使录井为深井的勘探开发提高效益做出贡献。