PDC钻头岩屑录井识别技术

第一篇：PDC钻头岩屑录井识别技术

PDC钻屑录井岩性识别技术研究与应用

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（Polycrystalline Diamond Compact Bit）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 R系列 PDC（Polycrystalline Diamond Compact）B系列 TSP（Thermally Stable Polycrystalline Diamond）P系列

S．M．Z系列 D系列 天然金刚石（Diamond）ND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1～4 min / m，快的时候不足1 min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。

第二篇：PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

沈晓燕 凡 刚 张 胜

字体:[大][中][小]

1、前言

随着PDC钻头技术创新所带来的高钻速、高时效，进而有利于降低钻井总成本、增加经济效益的同时，却由于钻屑细小、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显，而给岩屑录井带来诸多问题。PDC钻头不仅使录井油气发现率、剖面符合率下降，同时还造成地层对比、岩性归位、油气层解释困难。面对上述挑战，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，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，从而提升油田的整体勘探开发效益。

2、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70年代末80年代初美国石油钻井技术的一项重大成就。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。与牙轮钻头相比，PDC钻头具有机械钻速高、寿命长、成本低、防斜、纠斜以及岩屑便于泥浆携带而保持井底清洁等特点，因而倍受青睐，近年来在国内钻井中得到广泛的推广应用。江苏油田自九十年代引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了 30%～50%，无论给钻井公司还是给油田都带来了显著的经济效益和社会效益。

但是，PDC钻头钻井却给地质录井带来了较大的影响：

a.PDC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。

b.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。c.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。

d.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。e.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。f.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。

3、PDC钻头岩屑录井技术探讨

3.1应准确记录钻时，及时测定迟到时间

钻时是地层可钻性的最直接的反映。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PDC钻头则不尽然。不同的坳陷或不同的油田、区块及地层的砂泥岩钻时各具特征。总体上讲，西部新疆、陕北地区使用PDC钻头时，钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化。例如，在准噶尔盆地腹部的中央坳陷带、鄯善油田等地区，侏罗纪地层是主要目的层，无论使用牙轮钻头或PDC钻头，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。而江苏油田由于主要目的层段为下第三系沉积，时代较新，泥岩压实不够。相对而言泥岩可钻性较好，造成使用PDC钻头的钻时与砂岩没有明显差异，甚至像联盟庄地区戴南组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。而至于采用30～50cm微钻时区分岩性的观点，笔者觉得不太实用。

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。

3.2改进岩屑捞取和清洗方法，确保细小岩屑的捞取质量

采取正确的捞岩屑方式相当重要。传统的二分法和四分法仍在起着作用。虽然采用的PDC钻头牙齿较短，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。众所周知，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岩屑，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上返岩屑量和均匀程度的影响。

另一个值得注意的问题是岩屑冲洗，前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。

3.3结合一些工具和手段对细小岩屑进行正确的描述

岩屑在刚清洗干净后，就可以先简单粗描一下，等晒干后再整体细描，远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名，观察岩性百分比的变化。PDC钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小，用肉眼观察有一定的困难，可以借助于放大镜。一般现场要挑有显示的岩样做荧光滴照、浸泡照等，而对于细小岩屑的含油气实验，要及时在岩屑还未晒干的情况下进行，油气级别相应提高一个档次。在很难挑取的情况下，可以采取混合样的方法代替，把盘中的砂样多次晃动，去掉上面的大块，直至下面基本为碎颗粒为止。同时，要注意如果钻井液中混过原油，那么细小岩屑混样滴照可能都会有一点点淡黄色或浅黄色光圈，要区分排除这方面的影响。再捞取岩屑的时候，结合观察槽面是否有油气显示，钻井液性能是否有变化等，这些也是综合判断是否进入油气层的辅助手段。

3.4加强荧光录井、气测录井技术，及时判断油气显示

常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻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。砂岩破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；反之含油级别越低，甚至无显示。被PDC钻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PDC钻头破碎，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，返回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在返回至地面仍然保持着片状、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，则可轻易地发现油气显示。

跟随综合录井仪的井要判断油气显示则容易得多。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。但是，无论是使用牙轮钻头还是PDC钻头，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，而在即将钻穿下伏储集层时（特别是有油气显示的储集层）时，上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程。一旦储集层被打开，这种平缓的推升趋势会被打破，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。

3.5充分利用地化录井评价技术

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，同样可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，地化录井对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。采用PDC钻头钻井的岩屑时，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，从而引起错觉，其结果往往不能令人信服。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，但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，能将因岩屑细小对录井资料的影响程度降低到最低限度，确保岩屑细小的录井资料质量。

3.6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。

在PDC钻头条件下，岩屑的含油气性判定还应结合槽面油气显示进行。比如，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），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。

4、结束语

在了解认识PDC钻头钻进条件基础上，岩屑录井关键是强化地层对比、录井资料的综合分析及岩屑的细致观察、描述，应采用干样、湿样、筛析观察相结合，逐包进行荧光试验的常规录井方法。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PDC钻头条件下岩屑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，才能将因PDC钻头影响岩屑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

第三篇：岩屑录井操作规程_0

岩屑录井操作规程

长庆录井Z24队 目 次

目

次...............................................................................................................................................................2 1 范围.................................................................................................................................................................3 2 规范性引用文件.............................................................................................................................................3 3 录井条件.........................................................................................................................................................3 4 录井要求.........................................................................................................................................................3 5 录井质量.........................................................................................................................................................3 6 岩屑捞取.........................................................................................................................................................4 7 岩屑清洗.........................................................................................................................................................5 8 岩屑烘晒.........................................................................................................................................................6 9 岩屑装袋.........................................................................................................................................................6 10 岩屑保管.......................................................................................................................................................7 11 岩屑荧光.......................................................................................................................................................6 12 岩屑描述.......................................................................................................................................................7

岩屑录井规范 范围

本标准规定了参数井、预探井、评价井、开发井岩屑录井的内容及方法。本标准适用于各类探井、开发井的岩屑录井。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

SY/T 5788.3—1999 油气探井地质录井规程 SY/T 6158－1995 油气探井地质资料录取项目 Q/SY 128-2005 录井资料采集与整理规范 Q/CNPC-CY 625—2002 岩屑录井规程 3 录井条件

3.1 不小于2m的洗砂储水罐安置于锥体罐一旁，便于排污。

3.2洗砂样用水管线接到洗砂储水罐；冰冻期用蒸汽管线接到洗砂储水罐。3.3钻井工程应保证两部振动筛处于完好状态，振动筛出口下设置取样器位置。3.4 照明电供至地质值班房和砂样房，另拉专线为烘烤岩屑的烤箱供电。3.5 气体钻进条件下,应在放喷管线的合适部位安装取样装置。4 录井项目

井深、钻达时间、迟到时间、捞砂时间、层位、岩性、描述内容、岩屑样品。5 录井井段及间距

5.1 录井井段和间距按地质设计执行。设计中观察录井段分层界限上下20m应取样保存备查。

5.2 现场录井应根据实钻剖面的变化调整录井间距，在非目的层钻遇含油气层及特殊地层应加密取样。

5.3 钻井取心井段，应正常进行岩屑录井工作。

5.4 确保井深准确无误，独立建立钻具登记表，且随时与工程校对，每次下钻、接单根、特别是倒换钻具时必须核实钻具长度与井深。6 录井质量

6.1 一般探井每次取干后样品不得少于500g，区域探井应取双样，重点探井目的层应取双样，其中 500g用于现场描述及挑样使用，另500g用于保存。6.2 岩屑的岩性与测井解释的深度误差要求 6.2.1 目的层小于2个录井间距； 6.2.2 非目的层小于3个录井间距。3 3 6.3 综合解释厚度大于5m的储集层和分层界面为剖面符合率计算层数。6.4 岩屑剖面符合率，按下式计算。

剖面符合率计算公式：

X Ae＝—×100％

T 式中：

Ae—岩屑剖面符合率；

X—录井图符合综合解释剖面的层数； T—综合解释剖面的总层数。7 样品的采集 7.1 迟到时间的确定 7.1.1 迟到时间测定要求

7.1.1.1 目的层之前200m及目的层，每100m实测一次迟到时间。

7.1.1.2 非目的层，井深在1500m前，实测一次迟到时间；1501～2500m，每500m实测一次迟到时间；2501～3000m，每200m实测一次迟到时间；大于3000m，每100m实测一次迟到时间；

7.1.1.3 每次进行实物迟到时间测定后，对理论迟到时间进行校正。理论计算迟到时间应与实物迟到时间相对应。

7.1.1.4 改变井身结构时，及时测定迟到时间。使用录井仪时应依实测数据修正录井仪提供值

7.1.1.5 岩屑迟到时间测定标志物应为瓷砖片或染色岩屑。要求标志物的大小适中，不得堵塞钻头水眼。

7.1.2 迟到时间的计算

岩屑迟到时间 ＝ 循环周时间 － 钻井液下行时间

循环周时间指从开泵到标志物大量返出的时间； 钻井液下行时间 ＝ 井下钻具内容积 ／ 排量。

7.2 取样时间的计算

7.2.1 正常情况下取样时间的计算

取样时间 ＝ 取样深度钻达时间 ＋ 迟到时间 7.2.2 非正常情况下取样时间的计算 7.2.2.1 变泵时间早于取样深度的钻达时间

取样时间 ＝ 钻达时间 ＋ 新迟到时间

新迟到时间 ＝ 原迟到时间 · 变泵前的排量 / 变泵后的排量 7.2.2.2 变泵时间晚于取样深度钻达时间，而早于捞砂时间 取样时间＝变泵时间＋(变泵前的取样时间－变泵时间)· 变泵前的排量 / 变泵后的排量

7.2.2.3 岩屑上返途中，突然停泵时，应记下停泵时间，这时的取样时间应向后顺延。取样时间 ＝ 原取样时间 ＋ 停泵时间 7.3 取样位置

7.3.1 在振动筛下或架空槽挡板前的固定位置取样。

7.3.2 气体钻进条件下,应在放喷管线的合适部位安装取样装置。

7.3.3 根据实际情况确定取样位置，在同一钻井条件下，取样位置必须相同。7.4 样品的采集方法

7.4.1 应按录井间距和迟到时间准确无误捞取岩屑。

7.4.2 样品数量较少时，全部捞取；数量较多时，采用二分、四分法在砂堆上从顶到底取样，若接样器未到捞取时间已满，应将已接岩屑纵向二等分后去掉一半继续接样；每次取样后，应清理余下样品。

7.4.3 每次起钻前，井深尾数大于0.2个取样间距，应捞取岩屑，标明井深，并与下次钻至取样点所捞的岩屑合为一包。

7.4.4 若遇特殊情况，井内岩屑未能全部返出，应在“交接班记录”上标注清楚，在下次循环钻井液时补取；当不能补取出岩屑时应在有关记录中注明原因。7.4.5 钻井取心井段，应正常进行岩屑样品的捞取。7.4.6 井漏取样

7.4.6.1 渗漏时，要根据漏速的大小校正迟到时间，确保准确取样；

7.4.6.2 当出口失返时应立即停钻，进行堵漏正常后，继续取样；若仍不能正常取样,要在相关记录中注明原因。8 样品的清洗

8.1 样品的清洗应充分显露岩石本色，以不漏掉油气显示、不破坏岩屑及矿物为原则。8.2 水基钻井液钻井的岩屑应使用洁净的清水进行清洗；油基钻井液钻井的岩屑应采用柴油、洗涤剂、清水进行清洗。

8.3 岩屑清洗方法分淘洗和漂洗，前者适用于密度大的岩屑，后者适用于密度小及软的岩屑。

8.4 清洗岩屑时，应注意观察油气显示，如：油味、油花、气泡、油砂、沥青等。8.5 岩屑倒在筛子里淘洗时，筛子下面应用取样盆接收漏下的散砂。8.6 取样盆充满水后应静止片刻，然后轻轻把水倒掉，收集悬浮的砂粒。

8.7 漂洗密度小的轻、软或岩屑时，岩屑倒入取样盆后加水到接近盆口，然后轻微搅动，慢慢倾倒，反复几次即可。

8.8 洗样用水要清洁，不允许油污和高温。9 岩屑荧光

9.1 岩屑洗净后应按设计要求立即湿照、滴照，肉眼不能鉴定的储层岩屑，必须浸泡定级。发现真实的荧光显示应及时向技术负责人报告，滴照应保存滤纸。

9.2 岩屑晒干(烘干)后，应逐包进行干照和喷照，发现真实荧光显示，应及时汇报。9.3 对具有荧光显示的岩屑，应及时取样做系列对比，定级。9.4 湿照、干照、喷照荧光显示情况，逐项填写在岩屑描述记录上。10 样品的干燥

10.1 环境条件允许应采取岩屑自然晾干，并避免阳光直射，否则，可采取风干或烘烤干燥方法。

10.2 见含油气显示的岩屑严禁烘烤，只能自然晾干或风干，并把含油岩屑挑出来妥善包好。

10.3 用于含油气实验的储层岩屑和进行生油条件分析的岩屑，不允许烘烤。10.4 烘烤岩屑应控制温度不大于110℃，严禁岩屑被烘烤变质。

10.5 成岩性差的岩屑，应先放在筛子里晾晒一段时间，然后再倒入盘内烘干。10.6 烤干之前，不要翻动，以保持岩屑本色。11 样品的整理、标识

11.1 干燥后的样品应及时装入样品袋及百格盒。11.2 样品袋

标明井号、层位、井深、袋号、取样人姓名、日期，字迹要清楚。11.3 百格盒

11.3.1 正面应白漆涂底，用绘图墨水进行标注，格式如下：

×××井，层位××，井段××××～××××m，第××盒

11.3.2 样品按取样深度依次从左到右，从外向内(涂漆一侧)装入岩屑盒。每5格均需标明井深。

11.3.3 数量装入每格的85% 即可，以利于观察和搬运。

11.3.4 发现少量特殊岩性或矿物，应用小塑料袋装好，标明深度，放回原处。11.3.5 取心井段，可放入代表该井深岩性的小块岩心。11.4 岩屑盒

11.4.1 岩屑盒一侧用白漆涂底，红漆喷明井号等，格式如下： ×××井，层位××，井段××××～××××m，第××盒 11.4.1 岩屑入袋后按取样深度依次从左到右，从外向内(涂漆一侧)装入岩屑盒。12 岩屑保管

装盒的岩屑应移入室内妥善保管，防止日晒、雨淋、损坏和丢失，避免沾染油污。13 岩屑描述 13.1 描述方法：

13.1.1 应在白天、室外，非阳光直射下描述晒干后去伪存真的岩屑；

13.1.2 应采用大段摊开，宏观细找，远看颜色、近看岩性，参考钻时，逐包定名； 13.2 具体要求

13.2.1 挑选真样逐包定名，分段描述。

13.2.2 岩性鉴定应干湿结合分辨颜色，对浅层松散岩屑要干描和轧碎描述结合，系统观察辨认岩性，挑选岩样，反复比较定名，准确分段。

13.2.3 岩性、颜色、含油气性不同时，均要单独分段描述。

13.2.4 对于标志层、标准层等特殊岩性，无论厚度大小，均应单独定名、描述，并照相存档。

13.2.5 对于油气水显示段岩屑或含化石等特殊岩屑应重点描述，并照相存档。13.2.6 电测后，岩、电不符的层段，要复查岩屑，对岩性定名进行修正。

13.2.7 岩屑失真段，主要内容描述之后，要注明其失真的程度及井段，用井壁取心资料或其它资料加以校正和补充。

13.2.8 不能定论的岩屑，要注明疑点和问题。13.3 岩屑描述内容

13.3.1 岩性定名：按颜色（代码见附录A）、含油级别、岩性的顺序进行岩石定名。13.3.2 颜色：描述干燥的新鲜面的颜色，并注意描述局部颜色变化情况。13.3.3 成分：描述主要和次要矿物，以及次生矿物的成分。

13.3.4 结构：包括粒度、圆度、分选、结晶程度、晶粗大小、形状特征以及相互关系、胶结物成分、胶结类型、胶结程度。

13.3.5 含有物：化石的类型、大小、丰富程度、完好程度及其分布状况，斑点、斑块、闭块、结核的大小、成分、形状、分布状况。

13.3.6 物理化学性质：硬度、断口、光泽、气味、可溶性、水化膨胀和可塑性、可燃性、含灰质或白云质情况。

13.3.7 含油情况：合油面积、含油产状、饱满程度；原油性质（轻质油、油质较轻、油质较稠、稠油）、油味（浓、较浓、淡、无）、滴水情况（不渗、微渗、缓渗、渗）、荧光显示情况。含油级别的划分见附录B。13.3.8 裂缝及溶孔发育情况

根据岩屑中次生矿物种类、含量、大小、结晶程度，对断裂缝发育情况进行描述。岩屑中见到溶孔的，要描述溶孔的分布及密集程度。13.3.9 取得薄片鉴定的分析成果后要及时补充、修正岩屑描述。

第四篇：综合录井钻头选型与评价方法探讨

综合录井钻头选型与评价方法探讨

时间：2003-11-3 0:45:51 来源：江汉石油管理局测井工程处 作者：李光华* 石 泓 阅读35次

摘要 本文通过探讨优选钻头类型和进行钻头选型评价，提出了综合录井钻头选型与评价技术服务方法，并在青海S9井、渝东鄂西HJ1井进行了应用尝试，为全面推广应用综合录井技术开拓了新的技术思路。本文详细探讨了综合录井钻头选型与评价技术服务方法，旨在学习和借鉴国内外同类先进技术，提高综合录井服务水平，扩大现有的综合录井服务范围，争取在优化与最优化钻井服务方面早日赶上国内外先进水平。

主题词

综合录井

钻头 地层

评价

前 言

综合录井经过多年的推广应用以后，气测录井、钻井工程录井、钻井液录井和地压检测服务都得到了长足发展，其部分服务技术已达到国内同类技术先进水平，优化与最优化钻井服务工作也已全面铺开。优选钻头类型和进行钻头选型评价是综合录井优化钻井服务的重要内容之一，是综合录井队服务水平上升到中、高级水平的一种能力表现。

一、钻头选型

根据地层可钻性选择钻头，可以取得钻速高、进尺多、成本低、井下钻头异常终结概率低的效果。为此，人们建立了地层可钻性与钻头类型的关系。地层的可钻性习惯于用地层可钻性级值Kd表示，并通过测录井资料直接求取，现场实施方便、快捷，比传统的岩心分析成本低、连续性好。

钻头选型，首先了解国内钻头生产厂家所生产的钻头系列、品种与市场情况，然后依据测录井资料确定所研究地层的可钻性级值，再依据地层可钻性级值选取合理的钻头类型。

我国石油钻井现场上，常用的钻头多为三牙轮钻头（牙轮钻头中的一种）和PDC钻头（金刚石钻头中的一种），本文就此展开讨论。1．三牙轮钻头选型

（1）三牙轮钻头系列与类型

国际钻井承包商协会(IADC)，对任一三牙轮钻头都用四位数的IADC编码来描述其系列与类型等特征。

（2）三牙轮钻头可钻性级值

地层可钻性级值Kd的原始定义是以三牙轮钻头为参照的。确切地说，地层可钻性级值Kd是三牙轮钻头的可钻性级值，但现场上人们习惯称之为牙轮钻头可钻性级值。

目前, 国内外专家将三牙轮钻头可钻性级值Kd分为1—10级，用以表示地层硬度，并称之为地层级别。地层可钻性级值Kd与地层级别划分标准见表1。

为方便现场使用，结合国内钻录井专家的意见，笔者将表示地层软硬程度的地层级别划分为三类：Ⅰ-S---软地层、Ⅱ-M---中（中等硬度）地层、Ⅲ-H---硬地层，以后的钻头选型将以此为标准。

2.PDC钻头选型

（1）PDC钻头系列与类型

据PDC钻头自身特性，主要用于软--硬大段均质地层、易斜地层、钻高温井与取心钻进等。对于PDC钻头系列与类型的定义与编码国内外都比较混杂，本文以江钻股份和川克公司PDC钻头系列与类型来进行研究。

（2）PDC钻头可钻性级值

对于PDC钻头，其地层可钻性级值Kdpdc与牙轮钻头的可钻性级值Kd存在如下关系，见表2。

3．确定地层可钻性级值的测录井方法

确定地层可钻性级值的测井方法是用声波测井资料求取，录井方法是利用dc指数直接求取，可钻性级值Kd或Kdpdc的算法详见表3。从相关系数上看，式1、2、9相关性较好，现场上可用式2、9计算可钻性级值。

计算从理论上讲，利用综合录井Sigma值亦可计算所钻地层的可钻性级值，这里不再推导，Sigma值、dc指数与地层硬度对应关系见表4。

二、应用尝试

实例一：柴达木盆地S9井

S9井岩性组合为砂泥岩互层，该井钻头剖面设计详见表 5，实际钻进钻头剖面详见表6。由表6可以看出：

硬质合金取心钻头并不适用于S9井区，相比之下PDC取心钻头则要好一些，单支PDC取心钻头可取得200m进尺；

J22（HA527）钻头比较适用于该地区地层，钻时为10-20min/m，单支钻头进尺可达400-800m。

井深1618.94m更换硬质合金钻头后，取心钻进速度明显变慢，钻时由上部PDC钻头的50-60min/m升至140.5min/m.。分析比较后，录井队建议井队更换成PDC取心钻头后，钻时平均为59min左右，钻速提高近2倍，效果相对较好。

实例之二：渝东鄂西HJ1井

HJ1井是由一口海相探井。该井地层可钻性级值见表7。

根据YD3井与MA1井钻头使用情况、声波时差与地层可钻性级值，预测出HJ1井钻头剖面，详见表8。

HJ1井钻头现场使用情况详见表9。

HJ1井钻头使用情况评价详见表10。HJ1井与YD3-1井钻头使用对比见表11。

钻头选型结果优劣评价最终要看现场正常应用效果。

从表9可以看出: HJ1井钻头选型与地层级别对应较好，与邻井YD3-1井钻头使用参数对比,无论钻头进尺还是机械钻速都要优于YD3-1井；相对YD3-1井直径为444.5mm、311.1mm、215.9mm钻头的ED分别是0.42、0.61、0.41,均小于1。因此，HJ1井钻头选型比较成功。另外，值得一提的是志留系地层钻头选用问题，地层级别为高硬地层，HA617钻头钻速有所减慢，钻时、dc指数与Sigma值出现“台阶”式增长，增长率>20%，结合预测表笔者认为选用HA637或HA737可能会更好。

综上所述，HJ１井钻头预测剖面具有鄂西海相地层的代表性，可作为该地区的典型钻头剖面。结 论

1．综合录井队提供钻头选型及评价服务是较好可行的，而且是综合录井优化钻井服务技术优势的一个突破口。

2．钻头选型及评价服务现场工作重点是：录井前，收集相关资料，预测钻头剖面；录井中，分析地层可钻性级值、地层级别，评价选型的合理性；完井后，综合测录井资料，确定地层钻头剖面。

李光华 男，1964年8月生，高级工程师，1987年毕业于江汉石油学院钻井专业，现在江汉油田从事综合录井资料解释工作。

第五篇：综合录井技术

综合录井技术广泛应用于油气勘探活动中的钻探过程。它不仅在新区勘探过程中对参数井、预探井、探井有广泛的应用，而且对老区开发过程中的开发井、调整井的施工也有着十分明显的作用。由于综合录井技术是多学科、多技术集成的高新技术集合体，因此它在施工现场所获取的大量参数、资料信息并不只是为单一用户服务。也就是说：获取的钻井工程信息既可以供钻井工程技术人员使用，也可以供地质技术人员使用：同时，获取的地质信息也同样为工程、地质技术人员共同使用，这两者是相辅相成、互为利用、资源共享的。

总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用：

1． 利用综合录井开展地层评价

地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。

在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比（图3）。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。2． 进行油气资源评价

油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。

综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价 到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。

1）及时、准确发现油气层

发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。0 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。2）油气层解释

利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。

综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三解形法、比值法、烃湿度法（Wh ,Bh,Ch),对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。3）储集层评价

综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、园度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机炭）、STOC（残余碳）、I h(氢指数)、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、S t（总烃含量）等参籽确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。4）生油层评价

生油层评价实际是生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、SS、S4（残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。

5）单井油气资源综合评价

在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。3． 监控钻井施工

前面已经谈到，综合录井技术是钻井工和和地质录井 合于一体的专业技术，因此，在钻井施工中，综合录井技术的应用也是非常广泛的。

1）钻井实时监控

在钻进中，综合井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压田、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生,达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具刺漏、井涌，井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大是经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。2）优选参数钻井，提高机械钻速

优选参籽钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术，要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提市钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工[按和自的经恰进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。3）地层压力监测

钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。

钻井过和中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。

综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法，地温梯度法、C2 ／C3 比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。

在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。

4]利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务

先进的综合录井技术配备有ＭＷＤ、ＦＥＭＷＤ 或ＬＷＤ。而综合录井今计算佩系统亦配置有随机接收、处理ＭＷＤ（或ＦＥＭＷＤ、ＬＷＤ）信息的接口和软件。利用它可以为定向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。４．使用先进的计算机技术为勘探服务

计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0、等操作系统，Novell-ware网络技术、Borland C++ 语言、WITS数据传输格式。硬件以SUB Space Station2(Halliburton SDL-9000L)、SUN Space Station5(Inteq.Drillbyte)、Compaq486(GeoservicesALS-2)、Compaq586(petron MK-9)作为运行环境。利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。

目前由于服务观念的改变，从原来的只为甲方服务成果，发展为向作业公司提供软件工作平台，方便石油公司和作业进行施工评价。如法国Geoservices公司开发的Geotop软件和美国的Baker Huges inteq公司开发的Drillbyte,就为甲方设计了岩心、储层评价、油藏描述、井控、钻井时效分析、地层压力评价以及地震、测井应用、区域对比等软件，甲方利用这些软件可以进行各种研究工作。

这些程序受到用户的欢迎，泰国国家石油公司还用drillbyte系统建成了该公司的数据管理系统，充分发挥了综合录井软件功能的作用。5.国外综合录井技术发展趋势

从开发/的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳以下五个方面：

（1）资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地趟客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）

（2）采集的资料信息数据向更及时、真正代表地层住处的方向发展；（3）采集的信息由过去比较单一向多种手段、多种信息方向发展；（4）数据处理解释计算机系统由过去的功能低、运行速度慢的专用机向功能高、运行速度的现场工作站、软件平台方向发展，既可作为现场资料信息数据的监控采集系统，又可供共享的数据管理系统；（5）从组织形式看公司都已形成泥浆录井技术服务为龙头，新技术开发、仪器研制一体化的现代泥浆录井技术服务公司。