【文章內(nèi)容簡(jiǎn)介】 ，又要按要求取準(zhǔn)巖屑，就需要增加人員，進(jìn)行雙崗作業(yè)，才能確保細(xì)小巖屑錄井工作的準(zhǔn)確性。3 PDC 鉆頭鉆井條件下巖屑巖性識(shí)別方法研究與應(yīng)用 巖屑放大觀察法巖屑顆粒大小對(duì)巖性描述的影響很大，一般25mm的巖屑肉眼易于觀察和識(shí)別，一包巖屑中大顆粒的巖屑往往是掉塊假巖屑。因此，為了有效區(qū)分真假巖屑，采取洗凈巖屑過篩的辦法，即利用5mm孔徑的篩網(wǎng)分別對(duì)樣品進(jìn)行預(yù)處理，首先將大于5mm的假屑剔除，然后根據(jù)整包巖屑總體顆粒的大小，用1或3mm篩網(wǎng)進(jìn)行篩析，對(duì)篩析后的真巖屑采用巖屑放大法進(jìn)行觀察描述定名，多年來的事實(shí)證明，該方法取得了較好的效果。巖屑放大法有放大鏡觀察、顯微鏡觀察兩種，都是傳統(tǒng)的巖性識(shí)別方法，在PDC鉆井過程中的巖屑描述及巖性識(shí)別中尤其值得繼承和運(yùn)用。使用PDC鉆頭鉆井特別是PDC鉆頭加螺旋扶正器鉆井技術(shù)或PDC鉆頭加旋轉(zhuǎn)螺桿雙驅(qū)動(dòng)技術(shù)，鉆出的巖屑幾乎呈粉末狀、或細(xì)粒狀，肉眼觀察描述定名相當(dāng)困難。要借助于放大鏡觀察或顯微鏡，并利用細(xì)粒巖屑與粉狀巖屑觀察相結(jié)合的方式進(jìn)行。細(xì)粒巖屑利用510倍的放大鏡，粉狀巖采用雙目顯微鏡觀察，對(duì)于提高巖屑描述質(zhì)量、準(zhǔn)確定名會(huì)有較大的幫助，這也是“潘月明錄井工作法” 的精細(xì)內(nèi)容之一。目前僅有少數(shù)錄井小隊(duì)有雙目顯微鏡，且為20世紀(jì)70年代末或20世紀(jì)80年代初的產(chǎn)品，使大部分錄井小隊(duì)無條件進(jìn)行細(xì)粒、粉狀巖屑顯微鏡下觀察描述。加之鉆井速度快、鏡下觀察工作量大，做不到逐包鏡下觀察描述，影響了PDC鉆頭鉆井條件下巖屑描述定名的準(zhǔn)確性。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，小隊(duì)配有顯微鏡，并且在巖屑描述過程中，堅(jiān)持鏡下觀察描述的，其巖性描述內(nèi)容比較豐富、巖性定名準(zhǔn)確性較高。 鉆時(shí)擴(kuò)大法理論和實(shí)踐都可以證實(shí)，無論是三牙輪鉆頭還是PDC鉆頭，在一定的鉆井參數(shù)條件下，不同巖性有不同的可鉆性，反映在鉆時(shí)一般都有或大或小的變化，只是在PDC鉆頭鉆井條件下，變化幅度降低了，基于這種認(rèn)識(shí)，針對(duì)PDC鉆頭鉆井時(shí)，采用鉆時(shí)擴(kuò)大法繪制鉆時(shí)錄井曲線。傳統(tǒng)的、常規(guī)的鉆時(shí)曲線橫向比例是每mm代表1min，對(duì)傳統(tǒng)的三牙輪鉆頭及傳統(tǒng)的鉆井工藝條件下，傳統(tǒng)的鉆時(shí)曲線起伏大、砂泥巖鉆時(shí)曲線變化明顯，在巖屑描述、巖性定名、巖性分層、地層對(duì)比過程起到了極其重要的作用。而今在PDC鉆頭及鉆井新藝條件下，砂泥巖的鉆時(shí)差別不大，采用傳統(tǒng)方法繪制的鉆時(shí)曲線起伏不明顯，給鉆時(shí)卡層以及現(xiàn)場(chǎng)利用鉆時(shí)劃分巖性界面、巖性歸位帶來很大困難。圖31 LianX33井鉆時(shí)曲線與巖性和測(cè)井曲線對(duì)應(yīng)圖提高原始鉆時(shí)記錄的精確度（保留小數(shù)后1位），將原始鉆時(shí)擴(kuò)大適當(dāng)?shù)谋稊?shù)（10倍）繪制而成的鉆時(shí)曲線，稱為鉆時(shí)擴(kuò)大曲線。擴(kuò)大后的鉆時(shí)曲線起伏較大、使砂泥巖鉆時(shí)的細(xì)微變化表現(xiàn)得比較明顯，在部位井、部分井段巖屑描述、巖性定名、巖性分層、地層對(duì)比過程起到了較好的應(yīng)用效果?！€對(duì)應(yīng)圖，該井井使用PDC鉆頭后，在戴南組（埋深較淺）鉆時(shí)很快，最小鉆時(shí)為，，傳統(tǒng)方法繪制鉆時(shí)曲線幾乎看不出鉆時(shí)起伏變化，看不出巖性的變化，也就無法借助于鉆時(shí)曲線劃分砂泥巖界面，將原來鉆時(shí)保留一位小數(shù)擴(kuò)大10倍，鉆時(shí)曲線起伏發(fā)生了明顯變化，曲線變化與巖性變化對(duì)應(yīng)較好。4 PDC 鉆頭鉆井條件下油氣顯示識(shí)別評(píng)價(jià)方法研究與應(yīng)用 錄井油氣顯示發(fā)現(xiàn)識(shí)別評(píng)價(jià)方法在鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)中，針對(duì)井別不同錄井項(xiàng)目也不相同，主要區(qū)別是探井、評(píng)價(jià)井上綜合錄井儀，錄井井段長，取樣間距短（為1包/m），而開發(fā)井僅采用常規(guī)地質(zhì)錄井，只在主要目的層段錄井，取樣間距稍長（1包/2m），巖屑一般不上交保存，完井后現(xiàn)場(chǎng)處理。對(duì)于開發(fā)井，油氣顯示發(fā)現(xiàn)及識(shí)別方法主要有：一是傳統(tǒng)的巖屑觀察描述、巖屑含油氣水試驗(yàn)、普通熒光錄井；二是取樣進(jìn)行地化分析、定量熒光分析、核磁共振分析；三是采用MAS快速錄井儀隨鉆監(jiān)測(cè)。對(duì)于探井，油氣顯示發(fā)現(xiàn)及識(shí)別方法主要有：一是，傳統(tǒng)的巖屑觀察描述、巖屑含油氣水試驗(yàn)、普通熒光錄井；二是，綜合錄井儀錄井參數(shù)、曲線分析判斷法，鉆井液脫氣分析；三是，巖樣地化分析、定量熒光分析、核磁共振分析、巖屑熒光薄片分析。為適應(yīng)PDC鉆頭鉆井條件下錄井油氣顯示及時(shí)發(fā)現(xiàn)、準(zhǔn)確評(píng)價(jià)。對(duì)傳統(tǒng)的錄井油氣顯示發(fā)現(xiàn)識(shí)別評(píng)價(jià)方法進(jìn)行改進(jìn)創(chuàng)新研究，對(duì)新興的錄井油氣顯示識(shí)別評(píng)價(jià)方法進(jìn)行研究探索是本項(xiàng)目的又一重點(diǎn)工作。 普通熒光錄井方法的改進(jìn)傳統(tǒng)的熒光錄井是將洗清的巖屑直接置于熒光燈下照射來發(fā)現(xiàn)油氣顯示，分為濕照與干照。對(duì)于PDC鉆頭鉆井條件下形成的大顆粒假巖屑加細(xì)粒、粉末狀巖屑，在置于熒光燈下前要去掉覆蓋在細(xì)粒、粉末狀巖屑之上的大顆粒假巖屑，再用氯仿噴灑后進(jìn)行熒光照射，先濕照后干照、重在濕照。這樣更容易發(fā)現(xiàn)油氣顯示，有于提高油氣顯示發(fā)現(xiàn)率。傳統(tǒng)的巖屑氯仿含油試驗(yàn)是挑選本層巖樣浸泡后觀察浸泡液顏色，并進(jìn)行熒光照射觀察其顏色和熒光強(qiáng)度發(fā)現(xiàn)和判別巖屑含油顯示情況。對(duì)于PDC鉆頭鉆井條件下形成的細(xì)粒、粉末狀巖屑，挑樣特別困難，采用逐包粉末狀混合樣浸泡、熒光照射比對(duì)分析的方法，能較準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)油氣顯示、提高油氣顯示發(fā)現(xiàn)率。但對(duì)于生油巖發(fā)育的井段（可能有生油巖粉屑），或鉆井液混油污染造成假異常時(shí)要慎重。 地化錄井分析法的創(chuàng)新地化錄井分析法也稱巖石熱解分析法，是采用地化錄井儀對(duì)巖屑、巖心、井壁取心樣品進(jìn)行熱解色譜分析，根據(jù)分析參數(shù)發(fā)現(xiàn)油氣顯示，并依據(jù)分析成果及派生參數(shù)對(duì)樣品含油性、儲(chǔ)層性質(zhì)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。傳統(tǒng)的巖屑地化分析是在三牙輪鉆頭鉆井條件下挑樣進(jìn)行分析，采用常規(guī)地化評(píng)價(jià)圖版評(píng)價(jià)解釋，其平均符合率80%。在PDC鉆井條件下、巖屑細(xì)（特別是較疏松的砂巖儲(chǔ)集層）挑樣困難，巖樣油氣逸散、烴類缺失大，挑到的稍大顆粒的巖屑往往掉塊居多，影響了地化錄井解釋符合率。針對(duì)PDC鉆井的特殊困難，進(jìn)行了思路創(chuàng)新、方法創(chuàng)新。一是采用粉細(xì)混樣進(jìn)行地化分析，在洗凈涼干的巖屑中選取細(xì)粒粉未樣，挑除泥質(zhì)巖屑及假巖屑后進(jìn)行地化分析，對(duì)地化異常進(jìn)行分析判斷、去偽存真，如果在生油巖井段的混合樣地化分析要考慮到細(xì)粉生油巖巖屑（S 2值高）對(duì)儲(chǔ)集巖巖屑分析結(jié)果的影響。結(jié)合江蘇地區(qū)主要是中質(zhì)油質(zhì)的實(shí)際，如果S 2大于S 1要考慮到分析結(jié)果受生油巖巖屑或砂巖泥質(zhì)含量較重的影響。受鉆井液污染或混油影響要消除背景值進(jìn)行分析評(píng)價(jià)。二是針對(duì)PDC鉆頭鉆屑特點(diǎn)，地化錄井評(píng)價(jià)方法創(chuàng)新。在地化樣品地化分析過程中，我們可以得到的主要原始物理參數(shù)及分析記錄參數(shù)是:S 0 、S S2 、G 濕 、G 干 、G 失 ，仔細(xì)分析后發(fā)現(xiàn)，這些參數(shù)與儲(chǔ)層的含油性、儲(chǔ)層物性有很大的關(guān)系：“G失 ”：代表了在地化過程中水和烴類物質(zhì)從樣品中分離出來的重量（絕大多數(shù)是水和烴類），雖然在樣品地化檢測(cè)前有部分烴類、水份損失，但是由于儀器本身的特性決定了在一定范圍內(nèi)，樣品中含油越多，S 0 、S S2值就越大； 從測(cè)井油水層解釋重要參數(shù)“S O含油飽和度”受到啟發(fā)，可以把地化參數(shù)S S 2轉(zhuǎn)化成能間接反映樣品“含油飽和度”的一個(gè)參數(shù)。為此，我們定義了派生參數(shù) “S相對(duì) ”。S 相對(duì) =（P gG濕 ）247。G 失 100%S相對(duì) ：儀器檢測(cè)到樣品中的烴類占樣品分析過程中重量損失量的百分比，這里稱為相對(duì)含油飽和度?！癝 相對(duì) ”越大，則儲(chǔ)層中含油飽和度越高。一般情況下，樣品的孔隙度大，所含流體就多，反之就少（如圖4圖42 所示意）；但是，如圖41所示，儲(chǔ)層孔隙度較大，分析得的參數(shù)S 1＋S 2較大，但是，因?yàn)楹^多，含水飽和度較大，而含油飽和度較小，出水的可能性比圖42大，而圖42所示，雖然分析得的參數(shù)S 1＋S 2較小，但是，含水較少，含水飽和度較小，含油飽和度較大，因而，圖42出油的可能性更高。含油飽和度是評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的一項(xiàng)非常重要的參數(shù)，含油飽和度越高儲(chǔ)層出油的概率越大，參數(shù)“S 相對(duì) ”恰恰能夠間接反映地層的含油飽和度，這就為我們解釋提供了一個(gè)重要的參數(shù)，相當(dāng)于為我們編制地新的地化解釋圖版提供了“X”坐標(biāo)軸。從這方面也可解釋興莊阜寧組儲(chǔ)層的S 1+ S2相差較大原因，是興莊阜寧組儲(chǔ)層物性差異大所致。 圖41 S 1+S2較大、含油飽和度較小 圖42 S 1+S2較小、含油飽和度大地層的孔隙度和孔隙連通性也是評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的重要參數(shù)，為此，我們又定義了派生參數(shù)“P”： P=G 失 247。G誤 100%“P”從地化分析記錄參數(shù)中派生的參數(shù)，它也能間結(jié)地反映地層的孔隙度和孔隙連通性（滲透率）。如果儲(chǔ)層中孔隙度越大，儲(chǔ)存的流體就越多，同時(shí)孔隙連通性越好，流體更容易從儲(chǔ)層流出，反映到地化得到的參數(shù) “P”值越大，反之如果儲(chǔ)層中孔隙度越小，儲(chǔ)存的流體就越少，同時(shí)滲透率越差，流體不容易從儲(chǔ)層流出，反映到地化得到的參數(shù) “P” 值越小，因此“P”能較好地反映儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率這兩項(xiàng)參數(shù)對(duì)流體流動(dòng)性的綜合影響。因而，又為我們編制地新的地化解釋圖版提供了“Y”坐標(biāo)軸。評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的重要物性參數(shù)是孔隙度和孔隙連通性（滲透率），評(píng)價(jià)油層的重要參數(shù)是：含油飽和度、孔隙度、孔隙連通性（滲透率），這三項(xiàng)最重要參數(shù)都可以從地化樣品分析