PDC钻头对常规地质录井影响及补救措施.doc

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，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，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，1979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