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提高PDC钻头的地质录井质量及PDC钻头地化录井方法探讨

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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提高 头的地质录井质量及 头地化录井方法探讨近几年来,随着钻井行业 头的推广和使用,给现场地质录井和地化录井工作带来了很大的困难。我本人从事现场地质录井工作多年,一直为使用 头所带来的麻烦困扰。如何提高 头的地质录井质量,这是我一直在思考的问题。众所周知,头对砂、泥岩地层钻时变化不大,钻井岩屑破碎,给地质录井的岩屑描述工作和油气层发现带来了很大影响,特别是地化录井的挑样工作已几乎无法正常进行。现场地质录井划分砂、泥岩地层的方法主要是依据钻井钻时的变化和砂、泥岩百分含量的变化来确定的,砂岩地层钻时快,泥岩地层钻时慢,这是多年的经验,而砂、泥岩百分含量的变化表示新地层的出现。对于使用头而言,砂岩、泥岩钻时变化不大或无变化,而岩性百分含量的变化也常常因为岩屑细碎而无法正确判断,因而造成了近几年来地质录井工作的剖面符合率下降和漏失油气层的现象时有发生。如何找出一种新的录井方法来提高 头的地质录井质量,是现场广大地质录井工作者所急待解决的问题。二.方法构思:钻井 头的使用使得钻时录井失去了原来的重要意义,但对钻井岩屑中各成分的百分含量的变化无多大影响,仅使得录井岩屑更细碎、更难以辨认。现场不能准确判断地层岩性变化的原因是由于岩屑细碎和不能准确判断岩屑中砂、泥岩的百分含量,解决好准确判断岩屑中砂、泥岩含量的问题,也就基本解决了 头的地质录井和地化录井问题。下面就本人的一些想法与大家一起探讨。现场地质录井对录井油气显示层荧光级别的确定是依据录井显示层含油岩屑 泡后的荧光发光强度与标准荧光系列对比而进行判断的。那么,能否建立一种砂岩标准百分含量的实物岩屑样品供现场地质录井进行地层岩屑百分含量的对比呢?如果有了这样一个标准,并且模拟现场使用 头的岩屑样品,那么,大家就可能以这种标准来准确判断录井岩屑中砂岩百分含量的变化,并根据岩屑中砂岩百分含量的变化来及时判断地层变化和落实油气层显示了。三.标准百分含量岩屑样品的配置方法:我的想法是建立一套砂、泥岩标准百分含量的实物岩屑样品,用纯砂岩和纯泥岩为标准样品,按一定重量或体积百分比配制成一套 1—100%的实物砂、泥岩标准百分含量的岩屑样品,按一定数量级(如 5%)配制,再根据钻井现场 头对录井岩屑的破碎程度,对标准纯砂岩、纯泥岩样品进行破碎,按需要配制的标准砂岩百分含量,用纯砂岩、纯泥岩样品混合,配制成一套 头砂、泥岩标准百分含量的实物岩屑样品。现场可利用实钻录井的岩屑样品与标准百分含量的岩屑样品进行对比,以准确判断录井岩屑中砂岩的百分含量,根据录井中砂岩百分含量的变化来正确判断地层变化,及时落实油气层。四.标准百分含量岩屑样品的地化引用:现场地化录井对使用 头储集层的分析往往是采用通过分析岩屑样品混合样而进行的。如果有了这样一种标准,那么,根据所称取的混合样品重量,再乘以岩屑样品中砂岩的百分含量,可计算出混合样品中纯砂岩的重量。在进行储集层混合样地化分析时,需消除混合样中泥岩对地化分析结果的影响,否则,混合样中的泥岩将对储集层地化分析结果造成影响,消除混合样中泥岩影响的方法如下:取某一层段岩性相对稳定的纯泥岩样品进行地化分析,以纯泥岩地化分析结果作为混合样中地化录井的泥岩影响值,当地层的泥岩岩性发生变化时,要及时进行纯泥岩样品的地化分析,并以纯泥岩样品的地化分析值来扣除混合样中泥岩对储集层地化录井分析结果的影响,这样才能得到储集层地化分析的真实结果。计算公式如下:混样中泥岩影响值=混样重×(1- 砂岩百分含量)/ 纯泥岩样品重量×纯泥岩地化分析值储集层地化分析值=混样分析值- 泥岩影响值以上计算公式经推导后可转换为以下形式:S(混)=S (砂)*砂岩百分比+S(泥)*泥岩百分比。S 表示地化分析参数(2)由以上公式可以看出,混合样地化样品分析值由两部分组成:砂岩地化分析值*砂岩百分含量和泥岩地化分析值*泥岩百分含量。S(砂)=(S(混) )*泥岩百分比)/ 砂岩百分比储集层地化分析值等于混合样地化分析值减去纯泥岩地化分析值与混样中泥岩百分含量的乘积后再除以混样中砂岩百分含量。无论任何百分含量的混合样品通过上述计算后,其地化分析值应与纯样分析地化值相同。这样既可完成用混合样对储集层的定量分析。在地化录井计算机程序中加入纯样、混样区别,当输入为混样时,程序要求输入砂岩百分含量,并根据输入数据和纯泥岩地化分析值自动计算出地化录井的各种参数。但地化录井的砂、泥岩标准百分含量的岩屑样品需划分的更详细(如 2%) ,这样才能更精确的计算出混合样中纯砂岩的重量,达到地化录井定量分析的目的。地化录井对精确度的要求很高,它是对单位岩石油气含量进行定量分析,目前,地化录井对混合样的分析仅能算是定性分析。本方法的使用,虽然仍未达到地化录井定量分析的精度要求,但它使用了百分含量对样品进行效正,较使用混合样进行分析有了较大进步,相信随着地质录井技术的进步和本方法的进一步完善,头地化录井混合样定量分析法(本方法)将能够达到地化录井定量分析的需要,满足地化录井技术的要求。五.风险评价及方法使用:作为事业部甲方,很希望不投资或少投资,在不提高录井费用的情况下解决 头的地质录井质量问题,而本方法几乎无任何风险,也不需要多少投资,用以前钻井的岩心样品作纯砂岩、纯泥岩标准样品,即可配置出所需要的标准百分含量的实物岩屑样品。用本方法建立的标准百分含量实物岩屑样品,通过一段时间的对比使用后,现场录井人员即可掌握判断录井岩屑的百分含量,象掌握标准荧光系列的荧光级别判断一样,在以后的录井工作中,并不需要每包岩屑都进行对比即可准确判断出砂岩的百分含量。从根本上解决提高 头的地质录井质量及 头的地化录井方法问题。以上方法的主要影响因素是人为对比误差,可能一段时间内地质录井和地化录井工作者在对岩屑百分含量的判断上仍存在一些误差,相信通过一段时间的对比后,这种误差会越来越小,从而达到从根本上解决提高 头地质录井质量和解决 头地化录井的方法。以上只是个人的一些想法,是否实用还有待于广大现场地质、地化工作者在实际录井中验证。 细小岩屑成因分析及在现有条件下如何确保地质录井资料质量随着钻井工艺技术的飞速发展,一些节约钻井成本,提高钻井生产时效和速度的钻井新工艺、新技术在钻井生产中得到普遍使用,其中,高转速、低钻压加 头的使用就是一例。然而,这些新工艺、新技术的使用,钻出的岩屑极其细小,给地质资料的录取质量带来了较大的影响;如何在现有录井技术装备条件下,最大限度地减小这一影响程度,确保钻井地质录井工作的顺利进行?已经是摆在钻井地质界有识之士共同探讨和面对的难题。如何在新的钻井工艺技术条件下,确保地质录井资料质量,笔者就多年来现场录井工作中观察遇到的情况及处理方法,从造成岩屑细小的原因分析,结合现场实际探讨解决细小岩屑录井的方法,以供我们现场地质录井中借鉴参考。l 一、形成钻井岩屑细小的原因分析:从现场录井观察中不难发现,造成钻井岩屑细小的原因主要有两方面的因素:(一) 、地层因素:地层因素是造成钻井岩屑细小的客观因素。这一因素造成岩屑细小又分两方面;首先是所钻地层岩层成岩作用较差,岩性胶结成松散颗粒状,造成钻井岩屑细小。例如:本区成岩作用较差的明化镇组、馆陶组地层,胡状集地区的沙三段储集层等,钻井返出至地面的岩屑均为分散状矿物颗粒,岩屑直径特别细小。其次是所钻地层岩性特别致密,而且埋藏又较浅,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陕甘宁盆地富县地区的中富 1 至中富 5 井在延长组地层的钻进中发生的,该区延长组地层属于湖盆三角洲沉积,储层砂岩体特别致密,钻进中返出的岩屑特别细小。(二)钻井工程因素:钻井工程因素是造成岩屑破碎细小的外部因素,也是主要因素,这一因素又大致可分为以下三个方面影响钻井岩屑的颗粒大小:1、钻头类型的影响。众所周知,不同的钻头类型钻进破碎岩石的机理也不同。钻头大致分为刮刀、三牙轮、和头三大类,其中,刮刀钻头适宜于钻松软地层,其破碎岩石的机理主要为剪切刮挤力,钻出的岩屑颗粒较大,多呈块状,但因其使用寿命短、耐磨性差、适用地层少现已基本被淘汰。现在现场用得较多的是牙轮钻头和 头 两大类,牙轮钻头适宜于钻松软直到较硬的各类地层,其破碎岩石的机理以牙轮转动时对岩石的冲击压碎作用为主,以剪切刮挤作用为辅,所钻地层真岩屑大约大米粒大小,但因不同牙轮类型造成其使用时间寿命不同,其耐磨性也不同,且易发生掉牙轮等井下事故。头破碎岩石的机理主要为剪切刮挤作用,以其高强度耐磨性、长时间的使用寿命以及不会发生掉牙轮等事故等优点而今在油田钻井生产中得到广泛应用,特别是采用螺杆加转盘、低钻压的复合钻进方式,充分发挥了 头的优势,大大提高了钻井速度,但头因其齿小,破碎岩石的方式为剪切刮挤作用,钻出地层岩屑较细小,尤其是采用螺杆加转盘复合钻井方式,其主要是靠 头的高速旋转,剪切研磨钻进,致使钻出的岩屑特别细小,甚至有的岩屑成粉沫状。在三类钻头中,头钻出的岩屑最细小,因此对地质录井影响也最大。2、钻井参数的影响;影响钻井岩屑颗粒大小的钻井参数主要有钻压、泵压和钻盘转速,从现场录井观察和分析中不难发现,钻压大,钻头牙齿吃入地层的深度大,破碎得到的岩屑颗粒大;泵压低,对地层岩屑的冲刷破碎力小,钻头破碎的岩屑未被进一步破碎,因此所钻岩屑颗粒较大;钻盘转速低,采用Ⅰ档车钻进(未加螺杆复合钻进),未造成钻头对已破碎岩屑的重复性碾磨和在岩屑上返过程中未受钻杆高速旋转的剧烈搅拌,致使返出的岩屑颗粒相对较大。相反,钻井钻压较低,钻头牙齿吃入地层的深度小,泵压高,对地层岩屑的冲击破碎力大,转速高(采用Ⅱ档车或Ⅲ档车钻进),不仅会对已钻岩屑进行重复性碾磨,而且在岩屑上返至井口过程中,由于钻杆在井眼内高速旋转扭动搅拌,对岩屑颗粒又进一步破碎,造成返至井口的岩屑极其细小,在诸多钻井参数中,转盘转速高低对所钻岩屑颗粒影响最大,笔者曾在古云集地区云 8 井的钻探中亲身感受到这一影响的严重性。云 8 井是布署在古云集构造的一口重点探井,该井设计要求从东营组底以上 50 米(即井深 1950 米开始录井) ,当时施工井队采用的是直径 三牙轮钻头,钻压 20 吨,泵压 16盘转速Ⅱ档车(110 转/分钟)快速钻进,钻时15钟/米,钻至井深 2300 多米,地层已进入沙二上亚段,在震动筛上返出的岩屑仍成泥糊状,洗样后无论砂泥岩,均成粉沫状,我们与甲方人员分析认为,从已钻井资料来看,本区沙一段、沙二段地层成岩作用较好,岩性上不应形成这种状况,到正钻的邻井云 7 井调查,发现相距不远的邻井在相应层位也采用的三牙轮钻头钻进,然而捞取的岩屑颗粒呈米粒块状,一切正常,代表性较好,只是钻进采用的钻井参数除转速为Ⅰ档车外,其余参数均相近,钻时也为 15钟/米,后来,经过与井队协商,变Ⅱ档车为Ⅰ档车钻进,约 30 分钟后,震动筛上返出的岩屑一切正常,与邻井相似,且钻时仍为 15钟/米,并未变慢。后来分析发现,造成这一现象的原因除了转盘转速快,对已钻岩屑进行重复性碾磨外,转盘转速较高,扭矩较大,从指重表上显示加钻压 20 吨,但有一部分钻压加到了转盘上,加到钻头上的钻压远小于指重表上显示的钻压数值。3、钻井液性能的影响:钻井液性能对地层岩屑的破碎作用亦不能复视,在现场实践中,不难发现,每口井在钻上部地层时,钻进速度均较快,钻出岩屑极细小,这其中原因除了上部地层成岩作用较差,地层疏松外,很大一部分原因是因为井队普遍采用了低密度、低粘度的近似于清水的钻井液钻进,当钻井液密度、粘度升至一定程度时,钻出的岩屑颗粒也同时变大,钻进速度也变慢,这就是为什么钻井施工中快速钻进要尽可能使用低密度、低粘度的优质钻井液的原因。当然,造成钻井岩屑细小的因素较多,在某一口井,岩屑细小可能是多方面因素综合性影响的结果,不单是某一方面造成,在这诸多因素中,常常有一方面是主要因素,要根据现场实际情况,具体分析,找出主要因素,在既不影响钻井速度,又能减小对岩屑录井质量影响的前提下,加以解决,以确保钻井地质录井资料质量。l 二、钻井岩屑细小对地质录井资料的影响:钻井地质录井工作主要是通过采集钻井所钻岩屑建立岩性剖面、发现油气水层及划分地层,钻井岩屑细小,无疑是对钻井地质录井工作及资料质量带来极大的影响。首先:是加大了岩屑采集捞取洗样的难度。由于所钻岩屑细小,甚至部分岩屑呈粉沫状,在钻井液中无法通过震动筛从钻井液中分离出来,采集不到真岩屑或采集、捞取到的真岩屑数量较少。另外因岩屑细小,与钻井液一起成浆糊状,捞取满满一盆岩屑冼净后的净岩屑还达不到要求捞取的岩屑数量。其次:加大了岩屑观察、描述、分层定名、百分比估计、判断储层胶结物、油气显示的难度。由于岩屑细小,有的真岩屑比芝麻粒还小,给正确的岩屑描述观察、挑样定名、荧光照射,岩屑含油性判定带来了相当大的难度,也加大了资料整理的工作量,进而影响岩性剖面符合率。第三:对地化录井、岩屑定量荧光分析、析带来了新的挑战。由于钻井岩屑细小,达不到分析要求的岩屑颗粒大小,有的只能采用混样进行分析,岩屑细小无疑增大了分析挑样的难度,给这些录井项目的分析结果的准确性也带来较大程度的影响。l 三、如何在现有录井技术条件下,确保细小岩屑的录井资料质量,将因岩屑细小对录井资料质量的影响减少到最低限度。首先,强化细小岩屑采集捞取的准确性。细小岩屑的接样、采集捞取、洗样应严格按岩屑录井操作规程进行,接样盆放置位置应合适,以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜,且应据震动筛返砂变化情况,灵活调整接样盆的位置,如果震动筛返砂太少,筛布筛眼较粗,少于 80 目,应尽快与钻井队协调,使用 80 目以上的筛布,尽量减少细小真岩屑从震动筛上的流失数量。接样盆接满后应尽快取样,岩屑采集、取样应严格采用二分法或四分法均匀采集,确保岩屑样品的代表性,并将取样后多余的岩屑清理干净。如果接到的岩屑样品呈稀泥浆糊状,应尽量将整盆岩屑取出清洗,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的办法,防止细小的真岩屑在洗样过程中流失;在倒样时,尽量将细小岩屑全部留下,将明显的大块岩屑掉块去掉。在晒样、烤样时,切忌在岩屑未滤干水份的情况下,过多地翻动,以勉造成岩屑表面模糊;在岩屑收样装袋时,应尽量将细小真岩屑装入袋中,细小岩屑中真岩屑占的比例较大,要尽量减少在各个环节的流失。当然,要严、细、认真地做好这些工作,给地质采集工增加了较大的工作量,特别是使用 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。其次:细小岩屑描述应采用干、湿结合的方法并借助于放大镜、显微镜等工具进行。刚洗净未晒干的细小岩屑因其表面清洁,容易观察其岩性组合特征,晒干后,由于砂岩胶结疏松,一些未破碎的细小砂岩颗粒在晒样过程中因翻动又进一步破碎,且砂岩岩屑表面变得模糊而难以观察,因此对于细小岩屑描述,要进行湿样粗描,晒干后再细描。由于岩屑细小,一般呈芝麻粒状,个别更细小,粉砂岩呈白色粉沫状,一般肉眼难以观察,但如果岩屑样品取样准,洗样干净,即使粉沫状的细小岩屑,在岩屑中从岩屑的颜色也可判断砂泥岩百分比数量的变化,但粉砂岩的胶结程度,含油性只能通过放大镜、显微镜进行观察,在镜下挑出样品,再作胶结物试验。对于细小粉沫状岩屑的含油气性试验,挑样确实无法进行的,就取混合样逐包荧光滴照、泡照射。由于细小岩屑的含油气数量在洗样、烤样的过程中绝大部分被挥发、冲洗掉,残留下来的较少,就要求对于细小岩屑的含油气试验要及时在洗净后还未烤晒干的状态下进行,油气显示定级应适当上提一个级别。一般洗净的岩样,在盆底大多数为粉沫状细砂,将细砂取出少量进行荧光湿、滴照、泡照射,也能及时发现油气显示。对于钻井液中混有原油的井,对细小岩屑有一定程度的污染,采用细小岩屑混样滴照可能都有一点浅黄色荧光光环,但这是基值,如果地层岩屑含油气,同样是混样,含油气的砂岩混样荧光滴照的颜色产状和泡后的颜色会明显与不含油气的砂岩混样不同,通过对比观察岩屑混样荧光颜色产状的变化,区分是否含油。另外,细小岩屑的含油气性判定应结合槽面油气显示进行,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钻井液槽面有无油气显示?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。细小岩屑样品如能挑出有代表性的样品当然好,如太细小,岩屑成粉沫状,也可实事求是地取一小包混样,备完井讨论时用。笔者早在 1985 年唐 3 井的钻探中就遇到细小岩屑给地质录井带来的困难,该井在 2300 米—3300 米层位沙一至沙三 1 亚段使用 头钻进,由于当时生产的 头牙齿极细小,与常用的磨鞋齿大小相当,钻出的岩屑极其细小,泥岩岩屑多呈芝麻粒状,砂岩岩屑更细小。钻头使用刚开始,由于使用的是 60 目的震动筛布,经震动筛滤出的岩屑极少,而在除砂器处有较多细砂被除出,经与井队协商,改换为 80 目的筛布后,筛前砂样明显增多,虽然岩屑细小,通过我们加强岩屑采集等基础工作,捞取的岩屑代表性也较强,岩屑描述挑样等工作都在双目显微镜下进行,录井岩性剖面符合率也较高,后来,该井现场地质录井资料质量在当时局探井资料现场检查评比中获得较高评价,被一致推荐作为样板资料代表中原油田参加石油部全国探井录井资料评比。第三、对于细小岩屑状态下的地化录井、定量荧光分析结果可通过系数恢复法加以校正。岩屑细小对地化录井、定量荧光分析资料质量影响程度也较大。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,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,能将岩屑细小这一影响程度降低到最低限度,其中中富 1 至中富 5 井细小岩屑的地化录井,新 12 井 头钻进井段的定量荧光录井,齐全准确地发现了油气显示,就是一典型事例。第四、建议广泛而又尽可能多地进行气测录井。对于细小岩屑来说,对岩屑等常规录井资料质量影响较大,这是现场客观存在的事实,但对气测录井毫无影响,相反,因为岩屑破碎充分,混入钻井液中的烃类组分浓度相对增大,更进一步增强了气测录井发现油气显示层的灵敏性,对于一些探井和气井,气测录井对于及时准确地发现油气层,特别是干气层(岩屑及时湿、滴照均无荧光显示的层) ,显得独具优越性。在因钻井技术发展给地质常规录井带来影响的状态下,钻井地质录井仍停留在五、六十年代的设备技术状态显然是落后的,增加气测录井,弥补因岩屑细小给及时发现、准确地判断油气显示层带来的影响,改进录井设备和方法,也是钻井地质界同仁们多年来的心愿。总之,扎实、认真、仔细的基础工作和严格执行各项录井操作规程是我们作好各项录井工作的基础和前提,这一点对于细小岩屑的录井工作显得更加重要,只有提高地质采集员和技术员的综合素质,加强其责任心,在岩屑录井的每道工序、每个工作环节,做到扎实、认真、细致的工作,才能将因岩屑细小对录井资料质量的影响程度降低到最小限度,才能确保在现代钻井技术条件下的地质录井资料质量,确保石油钻井地质录井工作不因钻井技术的发展而被淘汰掉。浅析使用 头时的现场录井工作众所周知,科技是第一生产力,随着高新技术在钻井工程方面的实际应用,为了减少钻井过程中,对深层油气的污染和破坏,尽量采用高新技术来加快钻井速度,缩短建井周期,节约钻井成本,广泛使用 头。由于 头比三牙轮钻头牙齿小且多,钻压较小一般为 7~8 吨,基本上是靠井下钻头的高转速来达到破碎地下岩石的目的,而且,被破碎的岩屑通过在井内上返过程中的相互磨损,到达地面后岩屑的颗粒变得极为细小,泥岩常呈棱角分明的薄片状,储层物性较好的砂岩常呈分散状颗粒;加上该种类型的钻头在不同构造区块,其对各种地层的可钻性也不同,有些地区,钻时录井不能正确反映地下地层的岩性,如胡 103 井的沙三上~沙三中地层,唐 7 井的沙二上~沙三上地层,在这两口井该亚段录取的钻时数据上可以看出,无论是泥岩还是砂岩,钻时一般为 5~8m,砂岩泥岩区分不太明显,这样,在常规录井工作中,只能通过岩屑录井及荧光录井来分析和判断所钻地层的岩性及其含油性,再加上某些大斜度定向井需要混入一定数量的具有荧光性质的润滑剂,因此,给我们的现场录井工作带来了一定程度的影响。下面谈一下就近两年来在使用 头录井工作中的几点认识:一、捞砂过程中应注意的几个问题。我们从事现场录井工作者都知道,岩屑录井的基础工作是迟到时间的测定,因此在使用 头钻进过程中,要经常实测迟到时间,以保证捞样时间的准确性。由于 头所钻岩屑颗粒细小,钻井方面振动筛布的目数一般在 80~120 目之间,接取的岩屑往往呈现稀糊形状;在此种情况下,首先,取样时先用 100 目的筛布悬空静止 2右,然后倒入捞样盆内,取样量要偏少,减少清洗时间;其次,冲洗时避免用水头直接冲洗岩屑,减少岩屑的带走量,当然用静水洗样则更好;节三,岩屑一定要彻底清洗干净,不要带有泥饼之类的任何污染物,以便有利于下一步荧光滴照工作。二、加强荧光录井,及时判断油气显示。常规录井中,荧光录井是钻井过程中,发现和判断油气层最为直接的手段;而储层物性较好的含油气砂岩,由于钻井液的浸泡、自身的挥发,以及清水冲洗,因此取好岩样后,要及时进行荧光普照,如果采用混油钻井液钻进,可以抓取洗净的湿岩屑嗅一下,一般来讲,含油气砂岩比普通不含油气的砂岩油气味要浓一些,然后进行荧光直照分析,并且当班作好记录,以备岩屑描述时使用;在使用 头钻进时,无论荧光普照有无显示,均要取出纯净的砂岩进行荧光滴照分析,如在胡 103 井的录井施工中,在井深 2689m~2693m 气测发现异常,而砂岩、泥岩钻时均在 3~6m 之间变化不明显,捞取的岩屑岩性为呈分散状浅灰色细砂岩,荧光直照无色,取出砂岩滴照呈黄色不均匀斑点,系列对比为 9 级;由于该井物性较好的储集层,其岩性均为中、细砂岩,加上使用 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。三、应用综合录井仪资料及定量荧光分析资料,综合判断油气显示层、储集层,提高录井剖面符合率。综合录井技术是由多学科、多技术集成的高新科技集合体,它可以获取大量的信息为地质录井及钻井工程服务。因此,我们要求综合录井仪所录取的资料齐全可靠,数据准确无误;第一,要求综合录井仪提供的实时数据为2~3印一次,发现气测异常及时取样进行全脱分析;第二,根据综合录井仪提供的气测色谱分析资料、数和 隙度 ,可以判断所钻地层的储集层,因为一般目的层中储集层的全烃与甲烷,普遍比泥质岩层要高,砂岩的 数较相同亚段泥岩的 数要低 砂岩的 隙度 要比同亚段泥岩的 隙度 高;再结合实时钻进数据、泥(页)岩密度、岩屑录井资料,可以较好地解决岩性分层定名问题,进一步提高录井剖面的符合率;第三,依据现场槽面显示、当班荧光湿、滴照记录、气测色谱分析、全脱分析、钻井液密度、体积、电导率等资料,基本上可以定性判别油气显示层;第四,利用定量荧光技术,对岩屑极细的储集层进行荧光普照,如果钻井液中混入原油,定量荧光可根据不同地区原油性质,进而将混入原油与地层油气显示区分开来,及时判断真假油气显示。四、对储集层岩屑的挑样工作。由于岩屑在井内上返时受到种种因素的影响,捞出的岩样细小且砂、泥岩混杂;要想挑出细碎的含油岩屑是比较困难的;在进行岩屑描述时,我们可先左右摆动描样盘,然后拨去上面大块的岩屑(一般为泥岩) ,反复数次,直到下面露出真实的呈分散状的砂岩,把这些砂岩在荧光灯下直照,就可以挑出含油的岩屑;另外,做好岩屑挑样工作,对地化录井与定量荧光分析都有很大的帮助。综上所述,在使用 头钻井施工中,给录井工艺提出了一些从软件到硬件都需解决的问题,我个人认为,首先,应尽快更新接样和捞样设施;其次,必须加强当班荧光滴照分析;再次,应加大力度开发和重用现场综合录井仪中提供的软件部分,并尽可能使软件升级和更新,为现场录井工作提供更多更为准确的资料和数据;另外,综合录井仪油气解释中的价值区,应根据中原油田各区块的油气性质来重新划分。如果能够做好上述工作,有能够解决 头施工给现场录井带来的影响。头岩屑录井方法探讨一、 绪论近几年,随着钻井工艺水平的不断提高,在外部或内部市场,头被越来越广泛地应用,头的优越性显而易见,与三牙轮钻头相比优点体现在:(1) 可以提高机械钻速,降低钻井成本;(2) 减少起下钻次数,降低工人劳动强度;(3) 针对中原油田特殊地质特征,有利于防斜;(4) 没有掉牙轮风险,减少井下事故发生几率。同样其也有缺点:(1) 钻头成本昂贵,针对不同的地层要进行合理的选型;(2) 要求井底干净,禁止井下有任何落物;(3) 不能象牙轮钻头一样,对井壁进行修复;(4) 给现场地质录井工作带来极大困难。二、录井方法客观地讲,随着科学的进步和石油钻井工程市场化脚步的加快,头的利用率正在日趋提高,新技术、新工艺的推广来之不易,显然使钻井工程整体改变使用 头的想法不切实际。针对这种状况,只有不断地改善提高现场地质录井技术,才能准确地获得第一手资料。现将数年来使用 头录井的一些个人观点做以整理:(一) 、准确记录钻时钻时是地层可钻性的最直接地反映,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 头则不尽然。不同的凹陷或不同的油田、区块及地层,砂泥岩钻时各具特征,总体上讲吐哈、陕北地区使用 头钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化,例如在吐哈盆地温吉桑油田、善鄯油田、丘陵油田、葡北油田、托克逊凹陷等地区,侏罗纪地层是主要目的层,无论使用牙轮钻头或 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。而中原、青海油田由于主要目的层段为第三系沉积,时代较新,泥岩压实不够,相对而言泥岩可钻性较好,造成 头从钻时上与砂岩没有明显差异,甚至象白庙地区沙三下亚段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;至于采用 30—50钻时区分岩性的观点,我个人觉得不太实用。(二)先传统的二分法和四分法仍在起着作用,虽然采用的 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。大家知道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,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影响于上返岩屑量和均匀程度。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。(三)荧光录井和气测录井常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用 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。砂岩被破碎的程度越低,对应的岩屑含油级别越高;反之,砂岩被破碎的程度越高,对应的岩屑含油级别越低,甚至无显示。被 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 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,它们返至地面仍然保持着片状或块状或团块状,换句话说仍然保持有一定的孔隙,经过压碎滴照、浸泡,我们会轻易地发现油气显示。跟随综合录井仪的井要容易的多,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,但无论是使用牙轮钻头还是 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,在即将钻穿下伏储集层时(特别是有油气显示的储集层) ,上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程,而一旦储集层被打开,这种平缓地推升的趋势会被打破,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。另一种方法我把它称为反推法,如果出现气测异常,不管是高幅还是低幅都应该高度重视,可以去岩屑内反找引起异常变化的岩性或油气显示,这种方法作为前一种方法的补充,其可信程度相当高。(四)地化录井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(包括1、指标) ,对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。采用 头岩屑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,从而引起我们的错觉,其结果显然不能另人信服。我个人认为这种混样分析方法有待商榷,甚至不可取。(五)其它录井钻井液录井在钻遇重大的油气显示时具有大家共知的明显特征,比如密度下降,粘度上升等,不再遨述。录井只是对储集层的孔隙度、渗透性作定量分析,其前提是必须首先确定有储集层,对岩性和油、气、水层确定无大的帮助。其它一些工程录井(包括扭矩、转速、钻压、水力参数等)在钻遇不同岩性时至今没有发现有规律地变化特征,只有扭矩在钻遇砂岩时有增大的趋势。另外,数在钻遇不同地层时有明显的变化,比如在钻遇泥岩,缩径和跨塌;还有钻遇储集层时致密和疏松,以及储集层内部流体的性质对其都有影响,且表现为不同的特征,具体表现规律有待进一步研究。三、利于提高判断准确性;头录井技术不成熟的情况下,建议区域予探井和评价井等重点探井主要目的层段不使用头,以对新区地层和含油气性做更准确地认识了解;议推广普及综合录井技术。
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本文标题:提高PDC钻头的地质录井质量及PDC钻头地化录井方法探讨
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