1、前言

　　隨著PDC鉆頭技術創(chuàng)新所帶來的高鉆速、高時效，進而有利于降低鉆井總成本、增加經濟效益的同時，卻由于鉆屑細小、砂巖和泥巖之間鉆時變化不明顯，而給巖屑錄井帶來諸多問題。PDC鉆頭不僅使錄井油氣發(fā)現(xiàn)率、剖面符合率下降，同時還造成地層對比、巖性歸位、油氣層解釋困難。面對上述挑戰(zhàn)，開展PDC鉆屑錄井隨鉆巖性識別技術的研究，使隨鉆錄井巖性識別和油氣顯示快速評價解釋技術進一步提高，從而提升油田的整體勘探開發(fā)效益。

　　2、PDC鉆頭鉆井特點及對地質錄井影響

　　PDC鉆頭是聚晶金剛石切削鉆頭(PolycrystallineDiamondCompactBit)的簡稱，是70年代末80年代初美國石油鉆井技術的一項重大成就。我國從80年代中后期開始引進、生產PDC鉆頭，90年代得到推廣應用，它給鉆井技術帶來劃時代的進步。與牙輪鉆頭相比，PDC鉆頭具有機械鉆速高、壽命長、成本低、防斜、糾斜以及巖屑便于泥漿攜帶而保持井底清潔等特點，因而倍受青睞，近年來在國內鉆井中得到廣泛的推廣應用。江蘇油田自九十年代引進該技術以來，得到了廣泛的推廣和使用，鉆井時效提高了30%～50%，無論給鉆井公司還是給油田都帶來了顯著的經濟效益和社會效益。

　　但是，PDC鉆頭鉆井卻給地質錄井帶來了較大的影響：

　　a.PDC鉆頭鉆進時巖屑特別細小，一部分融入泥漿內造成巖屑撈取量很少。同時，過細的巖屑給清洗工作帶來較大的困難，較難獲得可靠的、能真觀反映地層情況的巖屑。

　　b.撈取巖屑量少，再加上砂巖巖屑顆粒與泥漿接觸充分和巖屑清洗時油氣逸失嚴重，造成常規(guī)地質錄井油氣顯示普遍降低。

　　c.巖屑細小，現(xiàn)場挑樣極為困難，有時挑樣任務無法完成，影響地化分析和地質油氣取樣。

　　d.由于鉆時較快，傳統(tǒng)的色譜分析周期長，常常漏失薄層油氣層，給薄層油氣層的發(fā)現(xiàn)和解釋帶來困難。

　　e.由于巖屑樣細小，特別用小復合片鉆頭時巖屑幾乎呈粉沫狀，給巖屑描述增加了困難。

　　f.砂泥巖鉆時差別不大，造成現(xiàn)場錄井劃分巖性界面及巖性歸位困難。

　　3、PDC鉆頭巖屑錄井技術探討

　　3.1應準確記錄鉆時，及時測定遲到時間

　　鉆時是地層可鉆性的最直接的反映。傳統(tǒng)概念上，正常的砂泥巖剖面使用牙輪鉆頭應該是砂巖可鉆性好，泥巖可鉆性差，但使用PDC鉆頭則不盡然。不同的坳陷或不同的油田、區(qū)塊及地層的砂泥巖鉆時各具特征。總體上講，西部新疆、陜北地區(qū)使用PDC鉆頭時，鉆時基本上能夠正確反映地層的砂泥巖變化。例如，在準噶爾盆地腹部的中央坳陷帶、鄯善油田等地區(qū)，侏羅紀地層是主要目的層，無論使用牙輪鉆頭或PDC鉆頭，砂泥巖鉆時變化均較明顯。分析原因可能是因為該區(qū)內目的地層沉積較古老，泥巖埋藏深，壓實性較好；砂巖大部分成分為石英、長石，呈次圓狀—圓狀，分選好，泥質膠結，疏松—較疏松。而江蘇油田由于主要目的層段為下第三系沉積，時代較新，泥巖壓實不夠。相對而言泥巖可鉆性較好，造成使用PDC鉆頭的鉆時與砂巖沒有明顯差異，甚至像聯(lián)盟莊地區(qū)戴南組地層因為砂巖是灰質膠結，造成鉆時反而比泥巖可鉆性差的現(xiàn)象。

　　所以，鉆時只能在區(qū)分地層巖性時作為重要參考，而不能絕對依靠鉆時區(qū)分地層巖性。而至于采用30～50cm微鉆時區(qū)分巖性的觀點，筆者覺得不太實用。

　　巖屑遲到時間的準確性直接影響到巖屑剖面與測井深度的系統(tǒng)誤差，決定著巖屑剖面的合理歸位。因此，在使用PDC鉆頭鉆進過程中，要經常實測遲到時間（50m/1次），采用接近鉆屑密度、顏色與鉆屑反差較大的實物進行遲到時間的測定，以保證撈樣時間的準確性。

　　3.2改進巖屑撈取和清洗方法，確保細小巖屑的撈取質量

　　采取正確的撈巖屑方式相當重要。傳統(tǒng)的二分法和四分法仍在起著作用。雖然采用的PDC鉆頭牙齒較短，巖屑破碎程度較高，但仍有大小之分。經過振動篩之后較大顆粒的巖屑動能較大，飛躍較遠，靠近接樣盆的外側；顆粒小的巖屑動能較小，靠近接樣盆的內側，有時緊貼振動篩布流下。眾所周知，較大的巖屑內存在著一定的假巖屑，較小的巖屑真實性較高，這就要求我們采用二分法或四分法撈取巖屑時首先要選取靠近振動篩一側的巖屑，并且每撈取一次巖屑要清理接樣盆，以防混樣。這樣有助于辨別每包巖屑砂泥巖百分比變化情況，以便我們更好的區(qū)分巖性分界面，必要的時候可以借助放大鏡。至于鉆井液性能特別是粘度和切力對正確取樣的影響還有待進一步研究。