1、PDC 钻头对常规地质录井影响及补救措施 作者：钱书红 转贴自：中石化上海海洋石油局安捷石油技术服务公司 点击数：910 更新时间：2004-5-10 文章录入：admin 摘要：本文主要讲述了 PDC 钻头的特点以及对地质录井的影响，定性、定量油气录井方法的对比，定量油气录井方法在 PDC 钻头 使用时的优势。同时介绍 了特殊的岩屑录 井地层归位法：除利用钻时归位岩性外，同时借助钻井参数中的钻压参数、扭矩、顶驱转速、以及气测 分析值与岩性的关系判断归位岩性，并借助显微镜综合判断岩性的方法。关键词：PDC 钻头 定量荧光 分析周期 Geoservice ReservalTM 钻井参数 振幅 胶
2、结类型一、 前 言随着东海平湖油气田一、二期工程开工，必须钻探大量的评价井和开发井，为了缩短工期，节约成本，尽快使油气田投入生产，必须使用高效率 PDC 钻头钻井，特别是在海上，一口井耗资几千万，提前一天完钻就要节省几十万的费用，效率显得尤为可贵，而原来的录井方法有些已不适应新的钻探要求，我们必须研究新的技术来适应钻井技术的发展。二、 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(Polycrystalline Diamond Compact Bit)的简称，是美国石油钻井工作七十年代末八十年代初的一项重大技术成就，我国从 80 年代中后期开始引进、生产 PDC 钻头，
3、90 年代得到推广应用，它给钻井技术带来划时代的进步。PDC 钻头与牙轮钻头相比，具有机械钻速高，寿命长，成本低，并具有防斜、纠斜及岩屑便于泥浆携带保持井底清洁的特点，因而倍受青睐，近年来，在国内钻井中得到广泛的推广应用。PDC 钻头给甲方带来巨大的经济效益，但是，由于 PDC 钻头钻井时岩屑非常细碎，加之钻井速度极快，它给常规地质录井带来了很大的影响：1PDC 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。2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
4、显示普遍降低。3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。4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。5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。6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.针对上述几点的影响，总结了以下几种补救办法：三、 取样要求岩屑捞取是地质现场录井的重要工作，也是其他录井手段的基础。在 PDC 钻头下岩屑细如粉末，应据震动筛返砂样的变化情况，灵活调整接样盆的位置，如果震动筛返砂量太少，震动筛应改用 80 目以上的筛布，尽量减少细小真岩屑从
5、震动筛上的流失。洗样时应尽量采用小水流，轻搅拌，稍微沉淀后倒去混水再换清水漂洗的办法，防止细小的真岩屑在洗样过程中流失。四、 PDC 钻头钻井时油气定量录井法在 PDC 钻头钻井过程中，为地质录井中的油气录井带来了相当大的困难，因为 PDC 钻头钻地层时，岩屑的粉碎程度相当大，随着岩屑的粉碎，油气迅速分散在井内泥浆中，岩屑颗粒很难找到，即使找到也是很微小，荧光检查时很难发现，即使检查到荧光，其结果跟实际情况大相径庭。所以，采用 PDC 钻头快速钻井过程中，传统的油气荧光检查结果很难反映实际情况，特别在东海地区，以轻质油和凝析油气藏为主，岩屑一上返到地面，油气很快挥发，所以，荧光检查要及时观察，
6、随钻检查。为了更准确地做好油气录井工作，在东海地区配合采用了定量荧光技术，实践证明取得了很好的效果。荧光定量技术也就是采用了荧光定量检测仪(QFT)，它突破了传统的肉眼识别的局限，其凝析、轻质油及中质油的大部分，不在肉眼可视范围内，用定量荧光检测仪(QFT)，他排除了人的荧光描述的主观性，定量分析荧光，是检测油气层的可靠准确手段。其理论根据是：荧光强度与岩样中石油浓度成正比，其工作原理是用紫外线荧光灯、光波选择器及初级滤波器共同组合起来，选择最佳波长的激发光，激发光被样品溶解散射后，再经初滤器送到鉴定器测定其荧光强度。所以，采用了 QFT 技术，就可以在快速钻井中防止油层的漏失，为及时准确的发
7、现油气层起到了可靠的保证作用。由于砂样细小，有时无法挑样，或是能挑样量很少，所以，我们采用混样分析与挑样相结合，钻遇无显示砂岩时，混合样含烃浓度值往往比挑样高。当上部紧邻生油岩或好的显示层时，含烃浓度值通常十分高。对于含油地层井段，可以用混合样代替挑样，好的显示层混合样可以清晰的反映出来，解释时与其它录井方法共同识别显示层效果较好。东海 PH-B3 井 PDC 钻头钻进井段的混样定量荧光录井，齐全准确地发现了油气显示。一般钻井过程中，采用一般色谱仪进行油气录井分析，分析周期在 180 秒以上，而采用 PDC 钻头钻井时，有时钻时很快，一米厚地层只用 50 秒左右时间，当钻遇薄层油气层时很可能采
8、不到气样，从而漏失油气层，为此，我们在东海西湖凹陷几个构造带上钻井时，在油气层段采用了二套色谱仪同时进行分析对比，一套是定性分析仪，周期 180 秒，另一套是定量色谱分析仪，周期为 30 秒，对地层的分辨率大大提高，从而防止了薄层油气层的漏失，以及为薄层油气层解释提供了可靠的资料。在东海我们采用的是 Geoservice ReservalTM 定量色谱分析仪，采用定量色谱分析仪的另一个优点是它不受泥浆液面的高低、脱气机里泥浆多少的影响，每 30 秒取一定量的泥浆液进行脱气分析，排除了外界因数的干扰。如图一，在 2415 米，2432 米井深，定量色谱仪能及时采到气样进行了分析，而常规色谱仪未能
9、采取到样。正常情况下，一般常规色谱 FID 分析结果是 Geoservice ReservalTM 定量色谱分析仪分析结果的两倍左右，在图三中在 2653 到 2660 米段，由于单泵循环钻进，未能及时调整脱气器的高度，FID 的气体全量值比 ReservalTM 分析值还要底。图一、东海 DQ-2 井定性、定量色谱分析结果对比五、 PDC 钻头钻井过程中的岩性描述归位在东海特别是平湖一些井用 PDC 钻头钻井中的岩性描述，仅仅采用传统的岩性描述法已经不能准确地描述好岩性，建立地层剖面，因为，PDC 钻头钻井中岩屑容易混杂，钻时有时不能很好反映岩性的特性，描述时必须在观察岩屑样品的同时，考虑钻
10、压、钻速、扭矩、钻时、气测值，几个参数一起考虑，综合分析，在岩屑观察初步确定大套岩性后，再参考钻井参数、及气测数据进行岩性归位，参照区域地质和临近井的地质资料，才能较准确地描述好岩性，建好地层剖面。在东海地区我们发现使用 PDC 钻头钻井有时速度相当快，使岩屑录井难以跟上钻头，岩屑颗粒细小，使岩性定名困难。钻时相对岩性反应有时很不明显，砂泥岩区别不大，甚至出现砂泥岩钻时相反的现象，使利用钻时曲线划分、归位岩性及分层不再准确。因此，传统的以岩屑实物定名、钻时分层归位方法难以满足地质录井需要，必须找出更多、更直观、快捷的录井参数应用于地质录井中，快速建立地层剖面，以适应现代录井需要。通过东海平湖油
11、气田及其它构造带的数口井的实践，发现扭矩、顶驱转速、气测值等录井参数的变化有时能直观、及时地反映地下岩层的变化，有时同时考虑钻时、钻压值，防止岩性归位的错位，这些参数的综合利用，填补了传统地质录井方法的不足，有效地提高了岩屑录井质量，对及时发现油气层、卡准取芯层位起到了重要作用。（一）、参考钻压参数在岩屑描述时，我们发现钻压有时是一个不可忽视的钻井参数，有时由于司钻人为因素，或工程上造斜、纠斜的要求，人为增加或减少钻压，造成钻时相对于地层而异常，造成传统地层按钻时归位而发生错位，有时钻时没有大的变化，但钻压却有很大的变化，而有新岩屑出现时，可以参考钻压参数。如表一所示，岩屑样中出现了粉砂岩，1
12、979 米，1980 米钻时基本无大的变化，钻压降低了很多，岩性反映为粉砂岩，所以参照钻压的变化也能帮助岩性归位。有时钻压大小与岩性也能成很好的对应关系。如图三所示。表一、PH-B2 井 钻压、钻时与岩性的关系对比（二） 扭矩的作用实践中发现，使用 PDC 钻头时，扭矩曲线形态与岩性有着密切的关系。牙轮钻头扭距曲线较平直，一般泥岩扭矩值低，砂岩扭矩值高，只是钻头使用后期出现高频高幅的振荡曲线。而 PDC 钻头则不同，一开始钻遇砂岩时就出现高频高幅的振荡曲线，并且曲线的震荡频率与幅度与岩性有密切的关系。泥岩表现为曲线平直或小幅度、低频率震荡，砂岩表现为高幅的振荡曲线，并且随着岩性的由细变粗，其扭
13、矩曲线的震荡频率和幅度也有增大的趋势。另外，PDC 钻头使用后期，一般扭矩值升高，但曲线震荡频率和幅度减小。见图二，展现了扭矩与岩性的关系，钻遇泥岩时，扭矩值小，振幅小；钻遇砂岩时扭矩值大，振幅大。图二、CX-3 井实时钻井参数对比（三）顶驱转速的应用虽然司钻给定的是额定顶驱转速，但表现在顶驱转速传感器上的瞬时转速却千变万化。顶驱转速曲线振幅频率与扭矩曲线振幅频率变化有着一定的一致性，因此与扭矩一样，顶驱转速变化也反映了岩性变化。与扭矩曲线不同的是，顶驱转速曲线是围绕较固定值左右对称震荡，钻遇砂岩时震荡幅度变大，遇泥岩时震荡幅度变小。扭矩曲线的震荡轴是弯曲的，其轴值随岩性的变化而变化，顶驱转速
14、震荡轴是一条垂直线。（见图二）（四）气测曲线的应用气测录井是利用色谱仪直接测量地层含气性的录井方法。地层含气性与区域生储盖组合特征有关，表现在具体层段，岩性含气性与岩石生、盖、储、孔、渗性有关，不同岩性具有不同的孔、渗性，因此气测值的变化在一定程度上反映了岩性的变化，地层含气性越丰富，气测值随岩性变化越明显。东海地区地层多属正常压力层系，气测仪所测的气含量多为岩屑的破碎气体含量。PDC 钻头产生的岩屑颗粒细小，有利于气体的充分扩散和释放，有利于气测录井。东海下第三系龙井组下段、花港组、平湖组，为区域含油气层段，地层含气性好，气测值变化较好地反映了岩性的变化，为岩屑录井提供了良好的参考依据。（见
15、图三）所示，在钻穿泥岩层段，进入砂岩层段时，其气体全量值明显升高，钻进泥岩层段时，其全量值明显降低。图三、 PH-B3 井电测气测曲线对比（五）显微镜的应用在东海地区，我们发现，有时借助显微镜有利于岩的描述。采用 PDC 钻头钻井时，岩屑样及细，有时用肉眼较难看出岩样的变化率及其成分与结构构造，有时虽然都是砂岩，其钻井参数有着相当大的变化，其原因是砂岩颗粒的胶结物及其胶结类型的不同，有些砂岩其钻时、钻压都较大，其钻井参数又无明显的指示，此时就得利用显微镜，观察新出现的岩屑性质及其胶结物和分析胶结类型。一般情况下，灰质、硅质胶结的岩性，性很硬，可钻性差，泥质胶结的，可钻性好。基底式胶结、镶嵌式胶
16、结的可钻性差，而空隙式胶结、接触式胶结的可钻性较好。具体描述时，在结合钻井参数的基础上，再利用显微镜观察分析，才能准确的确定地层的岩性及其颜色、成分、分选、磨圆、形状、含有物，以及油气的含油饱和性，荧光显示色等。六、 结论及建议总之，随着钻井技术的引进及发展，综合录井面临着许多新的挑战，录井应研究新的技术及方法以适应挑战，只有这样，录井才能适应新的环境及要求，得以生存和发展。而利用 PDC 钻头钻井不同于传统的牙轮钻头钻井，必须考虑到快速钻井的特点，采用多种手段，在实践中探索和积累经验，才能及时准确发现和评价油气层，最终建立好地层剖面。建议如下：1在重要油气层井段，在结合岩屑、气测、荧光资料对油气层做出准确的评价时要结合地化分析，才能做到分析结果更准确。2. 建议选用 PDC 钻头钻井时，应考虑使用较大复合片的钻头，以产生较大的岩屑，最大限度减少过细岩屑给地质录井造成的影响。3. 对重要井段采用随钻测量系统(LWD)，实现现场实时及时反映地下地层电性特征。
