岩屑分析

2024-10-24

岩屑分析（共5篇）

岩屑分析篇1

岩屑床是大位移水平井钻井中最常见、危害最严重的问题之一。所谓岩屑床, 其形成的条件包括:井眼内固体微粒受到粘带阻力、自重、浮力作用和冲击力的影响;环空返速和井斜的影响等。岩屑床的危害表现为:减缓机械的钻速和工程施工进度、增加工程施工成本、增大的扭矩导致钻井工具受损、粘卡等事故频发等。本文就大位移水平井的常见问题——岩屑床的机理和解决对策展开讨论。

1 大位移水平井岩屑床机理分析

1.1 井斜角角度

岩屑的携带能力直接取决于大位移井斜角、大斜度和井斜位移等, 即各井斜角的增加直接致使岩屑的携带能力的下降。就井斜角而言, 岩屑的携带能力存在如下一些情况:若井斜角<40°, 岩屑处于上返阶段, 钻井液必然在钻柱旋转作用所的影响下顺着轴向朝着上方向移动, 并表现为周向速度, 而井壁四周的岩屑却受到周向速度的影响表现为二次循环, 则此井斜角不会产生岩屑床。若井斜角处于40°—60°, 受到自重作用影响的钻具必然改变钻井液的流变性, 进而对岩屑的携带能力造成严重的负面影响, 加之下井壁与钻具间的间隙受到钻具偏离的影响而变小, 进而导致钻井液的剪切速率增大, 并最终削减钻井液的粘度, 则为岩屑床的形成提供了可能。若井斜角>60°, 钻井液的轴向速度分量必然会受到钻具的严重偏离的影响而变得极小, 而切向速度分量的减小趋势表现为:从下井壁至上井壁逐渐增加, 注意下井壁的速度分量无限接近0。此时, 钻井液的携岩能力受到轴向速度分量的制约, 而钻具必然会压实或压碎岩屑, 并为岩屑床的形成提供了条件, 进而直接影响到工程施工安全和施工质量。

1.2 力作用角度

冲击力、重力、浮力和粘滞阻力均会对井眼内固体微粒造成不同程度的影响。斜井钻井往往受制于多种因素进而致使岩屑浓度更大, 则岩屑床的存在在所难免。环空返速和井斜是岩屑床的主要影响因素。

1.2.1 井斜的影响

针对垂直井与水平井和斜井间的差异, 可从以下两个方面进行判别:有一定厚度的岩屑床分布在较低侧面;岩屑朝着井底方向发生滑移现象。井斜是岩屑床形成的必要条件之一。一般而言, 临界返速和环空岩屑浓度均与井斜呈正相关, 而井眼净化程度却与井斜角间呈负相关, 即岩屑床更容易在井斜角较大的井段分布 (见上一小节) 。

1.2.2 环空返速的影响

若环空返速超出临界值, 岩屑床必然会表现出冲蚀与沉积交迭的动态平衡状态。研究结果显示, 若井斜角等于45°, 岩屑的临界返速超出直井若干倍。一般而言, 临界返速与井斜角呈正相关。就客观角度而言, 井斜角的增加必然会因马达、机泵和冲刷等的影响而制约返速的最大化提高, 进而致使冲蚀比沉积更小, 则岩屑床与井斜角间呈正相关。

2 大位移水平井岩屑床的处理对策

2.1 预防措施

均匀悬浮式 (见图1) 、移动床式 (见图2) 、非均匀悬浮式和固定床式是岩屑床的四种运移方式, 而均匀悬浮式是斜井内岩屑的最佳运移形式。均匀悬浮式的实现可参考如下一些方面:

2.1.1 井斜角

若井斜角未超过40°, 少数岩屑会依附在钻具表面, 并顺着钻具的旋转叶卷起, 此时岩屑床难以形成。若井斜角超过40°, 钻井液的流变性在钻具偏心的作用下必然发生较大改变, 其为岩屑床的形成提供了有利的条件。因此, 钻井液流变参数和流态应基于井斜角的不同加以合理选择。

2.1.2 环空返速

研究结果显示, 环空返速对岩屑运移的影响具有可控性。若井斜角处于40°—60°间, 钻井液的返速<0.6m/s, 井眼必然有岩屑床的存在;若钻井液的返速>0.9m/s, 岩屑床必然会失去最佳的形成条件。就大斜度井而言, 岩屑床在钻井液环空返速>1.5m/s的条件下不易产生。因此, 务必要基于现场设备均具备足够的承受能力, 合理确定设备的排量。

2.1.3 钻井液的流态

若现场设备允许, 应就上返速度和钻井液排量予以适当提高, 以便通过设备的紊流状态实现设备携岩能力的提高, 但应基于井斜角范围的不同选择恰当的流态。若井斜角处于0°—55°间, 紊流效果略次于层流效果;若井斜角>55°, 紊流的携岩能力略优于层流;若井斜角处于45°—55°, 层流和紊流的携岩能力不相上下。

2.1.4 钻井液的性能

若现场设备的环空返速较低, 钻井液的动塑比必然会对钻井液的携岩能力造成明显的影响, 层流均不会超过0.5Pa/m Pa·s。研究结果显示, 若流动指数<0.6、动塑比>2:1, 设备的携岩能力会明显增加;钻井液过高的触变性会对岩屑运移造成极大的阻力;钻井液过高的环空返速和触变性必然会给岩屑的清除工作造成严重的负面影响。由于钻井液目前尚不能满足钻井液中岩屑不下沉的要求, 则应把钻井液性能的调整与其他岩屑清除方法配合使用。

2.2 提高参数设置的合理性

研究结果证明, 合理的钻井参数和水利参数配合最佳的钻井液性能可确保流体始终保持紊流状态, 进而实现主动清岩的目的。若机泵设备仪器的性能允许, 其排量最好取上限值, 以确保环空上返速度提高至临界返速之上;若机泵仪器设备的性能有限, 应采取间断短时间大排量循环。若钻时足够快, 务必要就机械钻速予以适当控制或合理停钻, 以实现循环清岩的提高, 并把岩屑浓度控制在50‰以内。若钻时足够快, 务必要就接单根前予以科学循环, 以提高岩屑的高度, 避免岩屑沉入井底。

基于微粒滑动方程 (Hopkin) 计算结果可得:接单根3min应对应循环1.4min。此外, 应该就钻井液的性能予以适当调整, 就钻井液的流性指数予以适当降低, 就钻井液的动塑化予以切实提高, 以确保钻进的紊流状态。在钻进阶段, 应间断泵入粘度更低的段塞, 泵入量约7.85m3—15.9m3, 以确保段塞循环的紊流态, 同时泵入粘度更高的清扫液, 以提高清岩的效果。

2.3 及时清除岩屑床

一般而言, 破岩机具均具备清除岩屑床等特性。本文着重介绍两种岩屑床清除工具, 即V形槽和岩屑床专业清除工具。

2.3.1 V形槽

图3是V形槽设置图:

结合图3可得, V形槽的工作原理为:V形槽部位环空截面积更大, 钻井液在此处的流动速度也更大, 以提高流体对岩屑的冲刷力;就来流而言, V形槽可发挥导向作用 (即V形槽可改变来流的方向) , 加之V形槽旋转作用可增加来流的压力, 进而实现流体速度的增加;V形槽旋转与流体速度的协同作用可实现流体紊动程度的提高, 进而实现岩屑床清除能力的提高。

2.3.2 岩屑床专业清除工具

相对于V形槽, 岩屑床专业清除工具的结构具有离心泵的特点, 即就来流发挥抽吸作用。图4为岩屑床专业清除工具结构图。

备注:AB段和BC段均具备螺旋叶轮;B C段的环空截面积自下而上呈递增趋势;AB段属等径结构。

结合图4可得, 岩屑床专业清除工具的工作原理为:流体受到BC段螺旋叶轮的作用而发生旋转, 加之下部流体的作用, 钻井液顺着螺旋叶轮被抛向井壁, 进而破坏岩屑床;流体向上流动必然致使下部形成真空状态, 进而就下部流体发挥抽吸作用, 并实现了流体流速的提高;流体流动方向可随着螺旋叶片发生改变, 进而实现了流体紊动程度的增加, 并对岩屑床发挥破坏作用。

3 结束语

综上所述, 井斜角过大条件下的岩屑携带能力必然受到钻井液流变性的影响;钻柱旋转实现了环空钻井液的螺旋流动, 进而对岩屑床发挥破坏作用, 随着环空截面的被破坏, 其也可发挥运移岩屑的功能。基于岩屑携带能力的分析可得, 若要有效预防并清除岩屑床, 可采取如下措施:提高钻井液性能+大排量+岩屑床清除工具, 以保证大位移水平井钻井作业的顺利开展。

摘要：在开采技术和各项科学技术深入发展的背景下, 水平井技术应用而生, 其凭借着自身所具备的高产出、低投入等优点而被广泛应用。但水平井技术的应用范围却受制于开采阶段的卡钻现象, 进而对钻井作业造成严重的负面影响。所谓卡钻现象, 其产生的原因在于水平井位移过大且水平段长度过长, 进而导致钻井阶段侧钻弯曲幅度过大, 并最终因粘卡现象而导致岩屑床现象的出现。本文简述了大位移水平井的常见问题——岩屑床, 并基于问题的分析, 提出相应的解决对策。

关键词：大位移水平井,岩屑床,解决对策

参考文献

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[3]薛建国, 吴应战, 王冰晖, 等.超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术[J].石油钻采工艺, 2008, 30 (3) :11-14.

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[6]冯光彬, 唐世忠, 蔺玉水, 等.ZH8Es-H5大位移水平井钻井技术[J].石油钻采工艺, 2009, 31 (3) :14-17

岩屑分析篇2

国家级页岩气示范区重庆涪陵页岩气开采取得了可喜的成绩,“井工厂”、清水钻井等多项技术在礁石坝页岩气开采中获得成功应用,尤其是清水钻井技术在钻直井中得到了广泛的应用。清水钻井液成本比油基钻井液成本低,清水钻井液对储层伤害小,对环境污染小,且清水钻井液可重复利用度高,由此对比说明清水钻井技术值得推广应用[5—7]。

清水钻井由于机械钻速快,钻井成本低等优点在页岩气钻垂直井段得到了广泛的应用,这为清水钻水平井段奠定了技术基础,但清水钻水平井段由于还存在较多技术难题未解决,所以还没有进行推广应用。其中清水钻水平井段岩屑运移问题有待解决,目前还没有相关的文献报道关于清水钻水平井段岩屑运移的研究,所以非常有必要开展清水钻水平井段岩屑运移可行性研究,以及排量、岩屑床高度、岩屑粒径、清水黏度和钻柱转速对岩屑运移规律的影响研究。

1 数值模型建立

1. 1 控制方程

数值模拟的基本控制方程包括质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程。

1. 1. 1 质量守恒方程

清水携岩满足质量守恒方程定律。该定律可表述为: 单位时间内流体微元体中质量的增加,等于同一时间间隔内流入该微元体的净质量。按照这一定律,可以得出质量守恒方程[8—10]:

式( 1) 中,ux、uy、uz分别为x、y、z三个方向的速度分量,m/s; t为时间,s; ρ 为流体密度,kg /m3。

1. 1. 2 动量守恒方程

动量守恒定律也是任何流动系统都必须满足的基本定律。该定律可表述为微元体中流体的动量对时间的变化率等于外界作用在该微元体上的各种力之和,动量方程的本质是满足牛顿第二定律,依据这一定律,可导出x、y和z三个方向的动量方程为:

式中,p是流体微元体上的压强,Pa; τxx、τyy、τzz是因分子黏性作用而产生的作用在微元体表面上的黏性应力 τ 的分量,Pa; fx、fy、fz为三个方向的单位质量力,m/s2。

1. 1. 3 能量守恒方程

依据能量守恒定律,微元体中能量的增加率等于进入微元体的净热流通量加上质量力与表面力对微元体所做的功,可得其表达式为:

式( 5) 中: E为流体微团的总能,J/kg,包含内能、动能和势能之和,,h为焓,J/kg; hj为组分j的焓,J/kg,定义为,其中Tref=298. 15 K; keff为有效热传导系数,W/( m · K) ,keff= k + kt,kt为湍流热传导系数,根据所用的湍流模型来确定; jj为组分j的扩散通量; Sh为包括了化学反应热及其他用户定义的体积热源项。

1. 1. 4 湍流输运方程

在RNG k-ε 模型中,湍动能k和湍流耗散率 ε输运方程描述如下[11,12]:

式中,ρf为气体密度、μi为时均速度、μeff为气体等效黏度、k为湍动能、ε 为湍流耗散率、Ek为平均速度梯度引起的湍动能k的产生项、Eb为浮力引起的湍动能k的产生项、YM为可压缩湍流波动扩张对整体耗散率的影响、αk为k普朗德尔数、αε为 ε 普朗德尔数、Sk、Sε为用户定义的源项。其中,C1ε= 1. 42,C2ε=1.68,C3ε=1.3。

1. 2 几何模型及边界条件

选用工程常用的6 in( φ152. 4 mm) 水平井眼为研究对象,文献[13,14]钻水平井全井钻具组合为:φ152. 4 mm PDC + φ120. 7 mm螺杆+ φ120. 7 mm钻铤 × 3 根+ φ120. 7 mm螺杆+ φ120. 7 mm浮阀 ×2 + φ88. 9 mm加重钻杆+ φ88. 9 mm钻杆+ φ139. 7mm钻杆+ φ165 mm浮阀+ φ127 mm钻杆。

岩屑运移不畅主要发生在钻柱面积突变处,故在6in井眼选用两根 88. 9 mm钻杆且中间安装有接头进行计算。采用非均匀结构网格技术对其进行网格划分,对钻杆接头外壁面和流体进出口壁面进行局部网格细化,如图1 所示。使用全隐式多网格耦合求解技术进行数值模拟。

流场边界条件如下: 岩屑床为三层水力模型,岩屑床长度为400 mm,岩屑床高度为15. 24 mm,岩屑床初始浓度为80% ; 钻井液排量为25 L/s,钻柱旋转速度为60 r/min,岩屑颗粒粒径为1 mm,岩屑密度2 600 kg /m3,清水钻井液黏度为10 cp。

2 水平井段清水携岩敏感参数分析

为研究水平井段清水携岩敏感参数,数值计算了钻井液排量、岩屑床高度、岩屑粒径、清水黏度和钻柱转速对岩屑运移规律的影响。

2. 1 水平井段清水与泥浆携岩对比研究

在相同工况下,对比研究了6 in井眼水平井段清水钻井和泥浆钻井岩屑运移情况,数值对比计算结果如图2 所示。对比结果显示,(1)由于泥浆的黏度高于清水黏度,随着运移时间的增加,泥浆钻井悬浮层岩屑运移速度高于清水钻井悬浮层岩屑运移速度,故泥浆钻井岩屑易被携带运移,对岩屑的携带能力较强; (2)泥浆和清水对移动岩屑床的运移速度基本相同的; (3)悬浮岩屑体积、移动岩屑床体积和固定岩屑床体积基本一样,由此对比可以看出泥浆和清水携岩能力是基本相同。

如图3 所示为水平井段三层水力模型( 悬浮层、移动岩屑床和固定岩屑床) 岩屑运移云图,清水钻井液黏度较低,可流动性较大,流动过程遇到岩屑床容易形成湍流漩涡,对岩屑床的破坏冲击较大。计算云图显示,在数值计算5 s时固定岩屑床被破坏成移动岩屑床,在数值计算10 s时移动岩屑床体积分数明显降低,利于钻井液运移。综上所述,清水钻井液在水平井段携岩是可行的。

2. 2 钻井液排量对岩屑运移规律的影响

如图4 所示为钻井液排量对岩屑运移规律的影响曲线图。随着钻井液排量的增加,悬浮岩屑运移速度迅速增加,悬浮岩屑体积分数基本没有变化,但是体积非常小,约为3% ; 钻井液排量的增加固定岩屑床被破坏,固定岩屑床体积分数呈线性减小,固定岩屑床被破坏成为移动岩屑床,使得移动岩屑床体积分数迅速增加,由于钻井液排量的增加移动岩屑床运移速度增加,所以移动岩屑床不会再次沉降堆积成固定岩屑床。由此可以看出增大清水钻井液排量可有利于破坏固定岩屑床和移动岩屑床,并可有效的运移悬浮岩屑。

2. 3 岩屑床高度对岩屑运移规律的影响

固定岩屑床高度是评价井眼净化程度的主要标准之一,三层水力模型中固定岩屑床高度是影响岩屑运移的主要因素。随着固定岩屑床高度的增加,固定岩屑床体积迅速增加,尤其是固定岩屑床高度超过15 mm时,固定岩屑床体积和移动岩屑床体积增速较大。随着岩屑床高度的增加,悬浮岩屑运移速度、悬浮岩屑体积和移动床运移速度基本没有变化,由此看出,井眼固定岩屑床高度的增加为井眼净化带来了困难和不便。计算结果显示岩屑床厚度超过井眼直径的10% 时岩屑运移不畅,不利于井眼净化,这与文献[15]结果想吻合,同时证明了数值计算结果的可行性。建议在钻水平井段时一定要控制岩屑床厚度不要超过井眼直径的10% 。

2. 4 岩屑粒径对岩屑运移规律的影响

现场收集到的岩屑发现,岩屑粒径大部分小于等于5 mm,最大岩屑粒径约为10 mm,所以数值模拟研究了粒径为1 ~10 mm岩屑运移情况。数值模拟结果显示,随着岩屑粒径的增大,悬浮岩屑运移速度先增加后减小,粒径为5 mm岩屑悬浮速度最大,该计算结果与文献[14]结果想吻合,同时证明了数值计算结果的可行性。与泥浆钻井岩屑运移相比,清水钻井液由于黏度较低,可流动性较强,较易形成冲击湍流,所以容易破坏移动岩屑床和固定岩屑床。随着岩屑粒径的增大,岩屑颗粒表面受到清水钻井液的冲击携带力越大,岩屑越容易被带走,故移动岩屑床体积和固定岩屑体积随着粒径的增大体积分数越小。

2. 5 清水黏度对岩屑运移规律的影响

图7 所示为清水黏度对岩屑运移规律的影响曲线图,由图7 可以看出,随着清水钻井液黏度的增加,固定岩屑床颗粒被钻井液黏滞带起,移动岩屑床体积分数开始迅速增加,移动岩屑床的运移速度也小幅增加。由上面可以看出,清水钻水平井可通过在钻井液中添加羧甲基纤维素( CMC) 来增加黏度,增加钻井液黏度即可有利启动固定岩屑床颗粒,更可预防岩屑沉降。在钻井中,根据携岩需求和钻井设备特性选择合适的钻井液黏度,由于清水钻水平井段易坍塌,在页岩气钻井中更需要使用合适黏度的钻井液。

2. 6 钻柱转速对岩屑运移规律的影响

由图8 可以看出,随着钻柱转速的增加,悬浮岩屑颗粒的运移速度增加,在转速为60 r/min时岩屑的运移速度最大。钻柱的旋转直接破坏移动岩屑床和固定岩屑床,故移动岩屑床和固定岩屑床的体积分数降低。由于钻柱的旋转碰撞移动岩屑床,移动岩屑床的运移速度也随钻柱转速的增加而减小。建议在岩屑床堆积比较严重或者机械钻速较快时,增加钻柱转速可破坏岩屑床或者预防岩屑床的生成。

3 结论

( 1) 数值计算结果对比得出清水钻井和泥浆钻井携岩能力是基本相同的,清水钻井液在水平井段携岩是可行的。钻井液排量、岩屑床高度和岩屑粒径是影响清水携岩能力的敏感参数。

PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨篇3

关键词：PDC钻头,岩屑录井,新技术录井

1 前言

近年来, 随着P D C钻头被越来越广泛地应用, 给岩屑录井带来了诸多难题, P D C钻头机械转速高、钻井速度快, 导致岩屑采集困难、量不足, 甚至有时还采不到岩屑, 造成岩屑识别困难, 难以有效地划分储集层和非储集层, 给现场录井人员挑选样品带来了困难, 严重影响了地质、地化、定量荧光、核磁等分析项目的准确度, 给现场油气识别和综合解释增加了难度, 导致岩屑录井剖面符合率降低, 需要不断完善、提高现场录井技术, 这样才能准确获得第一手油气资料。

2 PDC钻头钻井带来的录井技术难题

(1) 钻速快, 砂、泥岩钻时变化规律不明显, 造成钻时与岩性的对应关系不明显或无规律性;对及时建立岩性剖面造成困难。

(2) 岩屑量少、细碎, 代表性岩屑难以确定, 岩性归位困难, 致使常规观察、描述困难, 岩性鉴定不准, 描述准确性降低。

(3) 岩屑细小使捞取砂样困难有时甚至捞取不到, 并且难以清洗干净。

(4) 岩屑延时, 岩屑掉块、混杂, 由于岩屑细小, 真假岩屑难以区分, 油气散失严重, 肉眼确定油气显示较难。

3 常规岩屑录井方法及对策

P D C钻头条件下的岩屑录井方法与三牙轮钻头相比, 既具有普遍性又具有特殊性, 同样在“捞、洗、挑、照、描”五个环节上下功夫。

3.1 准确的迟到时间

岩屑录井工作的基础是迟到时间的测定, 迟到时间准确与否直接关系到岩屑反映地层的准确性, 因此在使用P D C钻头钻进过程中, 要测勤、测准实测迟到时间, 以保证岩屑捞取时间的准确性。

3.2 正确的捞取方法

采用正确的捞砂方式很重要, 可根据不同地区、不同地层、不同设备而选择不同的捞屑方式。对上部地层成岩性差、易造浆, P D C钻头破碎成的细小岩屑, 经振动筛振动作用, 不同层位的岩屑混杂在一起并重新粘结或与泥饼粘结, 因此上部地层应及时用水冲洗振动筛, 保证返砂顺畅;而下部地层成岩性逐渐变好, 岩屑多为小片状, 不易粘结在振动筛上, 选取较好的接砂位置放置砂样盆。

3.3 正确的洗砂方法

在P D C钻头下岩屑细如粉末, 清洗时要避免用水龙头直接冲洗岩屑, 以减少真岩屑的带走量, 用静水漂洗比较好。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, 以便有利于下一步的荧光录井等工作。还有重要的一点就是在洗岩屑时一定要观察是否有油花、气泡。

3.4 正确挑样区分真假岩屑

P D C钻头产生的岩屑细小, 因此大的岩屑多为假岩屑, 应剔除。从捞砂、洗砂和采样等环节把握真实岩屑的沉砂位置、颗粒大小范围, 并且要挑准真岩屑进行肉眼鉴定和薄片鉴定, 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, 然后利用双目镜观察底砂变化情况, 综合判断确定岩性。

3.5 岩屑分层、定名及描述

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。P D C钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小, 给我们的现场岩性识别造成一定的困难, 用肉眼观察有一定的困难, 可以借助于放大镜。

4 新技术在岩屑录井中的应用探讨

4.1 利用伽玛仪进行岩性识别

岩屑自然伽玛测量, 就是将现场捞取的岩屑在地面通过便携式自然伽玛仪测量出自然伽玛值, 利用不同岩性伽玛值不同的特点进行岩性识别。通过研究得出:砂岩自然伽玛值160-230, 泥岩自然伽玛值300-400。砂岩、泥岩具有明显的、可区别的自然放射性量值特征和分布范围, 并可以此有效识别岩性。岩样检测结果与测井实测结果也具有较好的可比性, 该方法具有较强的实用性。

4.2 钻具振动分析技术

在钻井过程中, 钻具振动与钻柱及其组成部分的动力学特性有关。在旋转钻井中, 钻头的破岩作用使岩石在破碎时产生声波发射现象。这实际上是岩石应变能以弹性波方式快速释放, 其中一部分能量通过钻柱作为传播介质以微振动的方式传至地面。如果在地面安装合适的传感器和测量系统, 可实现对岩性的快速识别。即用钻柱应力波频谱分析方法识别岩性, 这是钻具振动分析的应用方向之一。

在综合录井仪器中, 与钻具有关的参数主要有钻压、扭矩、大钩负荷等, 正钻地层岩性发生变化时, 这些参数都会产生不同的变化。例如不同地层扭矩波动变化幅度不同。通过研究, 发现砂岩地层扭矩变化较为频繁, 幅度较大, 而泥岩地层则较为稳定。我们完全可以利用这种特性解决岩性界面划分问题。

4.3 LWD随钻测量技术

L W D可以测量电阻率, 自然伽玛, 岩性密度, 中子, 声波等地层参数。L W D技术已在胜利、大庆等少数油田的录井中开展试验探索性应用, 取得了较好的效果。这项技术应用前景非常广阔, 它能在最短的时间内监测到刚钻开地层的各项电性参数变化, 反馈到地面计算机处理系统, 可快速反演出地下的岩性、地层压力、油气显示等实时信息。

5 结论

现场工作中, 不能应用单一的识别方法, 否则可带来片面性, 导致岩屑录井定名不准, 剖面符合率低。应对所有录取的资料进行综合分析, 运用各种技术, 才能更准确的识别岩性。为此, 开展P D C钻头条件下录井岩性特征识别方法研究, 在进行传统的录井方法的时候要应采用各种新技术, 例如钻具震动分析技术、L W D随钻测量技术、岩屑地面自然伽玛测量技术等综合判断, 通过应用上述识别方法, 大大提高了岩屑录井油气层的发现率、岩性识别的准确率, 满足了油田勘探与开发工作的需求。

参考文献

[1]方锡贤;熊玉芹;PDC钻头钻井录井技术方法探讨;录井工程 (第1期) ;2003年[1]方锡贤;熊玉芹;PDC钻头钻井录井技术方法探讨;录井工程 (第1期) ;2003年

[2]王佑宁;惠卓雄;PDC钻头条件下岩性识别新技术探讨;录井技术文集 (第四辑) ;2004年[2]王佑宁;惠卓雄;PDC钻头条件下岩性识别新技术探讨;录井技术文集 (第四辑) ;2004年

[3]叶莉;郭海涛;PDC钻头条件下岩性识别技术探讨, 化学工程与装备 (第2期) ;2010年[3]叶莉;郭海涛;PDC钻头条件下岩性识别技术探讨, 化学工程与装备 (第2期) ;2010年

岩屑分析篇4

1 岩屑图像录井技术原理

岩屑图像录井技术是对现场采集的岩屑样品进行二次分选, 选取代表性强、特征清楚的岩屑进行明场和暗场显微数码图片采集, 应用软件处理、分析、识别岩屑岩性和含油性特征, 绘制岩屑图像柱状剖面图, 整体认识单井岩性和地层组合特征。它是集荧光图像采集、处理、分析、应用多项技术于一体的油气勘探开发地质录井新技术, 能够对储层含油性进行快速评价[1]。

2 岩屑图像录井技术特点

岩屑图像录井技术现场完成随钻岩屑图像采集, 随钻分析岩屑中含油岩屑与非含油岩屑特点, 实时进行分析解释, 分析结论与地层真实特征接近度高;采集岩屑图像清晰度高, 明场岩屑图像全面反映岩屑在接近自然光下特点, 暗场岩屑图像清晰反映油气显示岩屑在紫外线下的发光特点, 全面反映储层间含油性差异[2];数字化形成岩屑图像柱状剖面图, 能够图像化展示录井标志层、生储盖组合和含油储层纵向分布情况, 使随钻地层对比、确定层位变得更准确;岩屑图像录井仪整机性能稳定, 使用灵活, 适合各种钻井施工环境。

3 岩屑图像录井技术在海拉尔盆地应用情况

2009年4~11月份, 岩屑图像录井已在海拉尔盆地完成6口开发井和3口探评井施工任务, 共采集12 194块样品。

海拉尔盆地主要由一系列北东向分布的犁式正断层控制的箕状断陷群组成的断陷盆地组成, 断层发育、构造复杂导致油气水层组合变化大、油气水分布复杂。主要目的层白垩系、侏罗系发育泥岩、粉砂岩、细砂岩、砂质砾岩、岩浆岩、浅变质岩;海拉尔盆地岩性种类多, 受沉积环境影响, 岩性组合横向变化大, 构造与岩性共同作用导致油气显示评价识别困难;复合钻井技术的应用, 改变传统三牙轮钻井破碎岩屑方式, 导致岩屑细碎, 岩屑中油气显示特征弱化, 使现场油气显示和岩性录井难度加大。岩屑图像录井技术的应用有效改善了复合钻井条件下岩屑岩性和含油性识别情况, 现场应用该技术能够准确、及时发现、评价油气显示, 确定岩性, 有效地提高了录井质量。

3.1 岩性特征分析

3.1.1 大磨拐河组主要岩性特征

大磨拐河组一段为半深湖及深湖亚环境沉积, 岩性以厚层灰黑色泥岩为主, 夹薄层砂岩;大磨拐河组二段为湖沼相沉积, 发育三角洲、扇三角洲体系, 岩性为灰黑色泥岩与粉砂岩、细砂岩不等厚互层, 局部夹煤层。

大磨拐河组泥岩色深, 质纯, 性较软-较脆, 断口粗糙, 以参差状为主, 具弱吸水性、弱可塑性。

大磨拐河组砂岩主要以粉砂岩、细砂岩为主, 偶见含砾细砂岩、砂质砾岩。粉砂岩以灰白色、灰色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 疏松, 泥质胶结, 分选中等-好, 磨圆呈次圆状为主;细砂岩以浅灰色、灰色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 疏松, 泥质胶结, 分选中等-好, 磨圆呈次棱状与次圆状为主;砂质砾岩以浅灰色、灰色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 较疏松, 泥质胶结, 分选较差, 磨圆呈次棱状为主, 砾石以石英为主, 长石次之, 砾径1~2mm;煤层呈黑色, 质纯, 性脆, 具有韧性, 点火可燃。

3.1.2 南屯组主要岩性特征

南屯组暗色泥岩主要为湖泊相沉积, 砂岩主要为水下三角洲沉积。主要发育灰黑色泥岩, 黑色煤层, 灰色粉砂岩、细砂岩和含砾砂岩, 砂质砾岩。

南屯组泥岩色深, 质纯, 性硬脆, 断口较光滑, 不具弱吸水性、弱可塑性。

南屯组砂岩主要为粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、砂质砾岩。粉砂岩以灰白色、灰色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 较疏松-较致密, 泥质、灰质胶结为主, 分选中等-好, 磨圆呈次圆状为主;细砂岩以浅灰色、灰白色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 较致密-致密, 灰质、泥质胶结为主, 分选中等-好, 磨圆呈次棱状与次圆状为主;砂质砾岩以浅灰色、灰色为主, 成分以石英为主, 长石次之, 较致密-致密, 灰质、泥质胶结为主, 分选较差, 磨圆呈次棱状为主, 砾石以石英为主, 长石次之, 砾径差异较大;煤层呈黑色, 质纯, 性脆, 具有韧性, 点火不燃。

3.1.3 布达特群主要岩性特征

布达特群以浅变质的黑色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、灰绿色、灰色粉砂岩细砂岩为主, 局部为灰白色、灰绿色和灰色砂质砾岩。岩石具碎裂化, 裂缝中方解石脉发育。岩屑图像录井仅在希62-58井录到浅变质泥岩。

希62-58井浅变质泥岩以深灰色、绿灰色为主, 性硬脆, 断口呈贝壳状, 岩石裂缝发育, 可见白色方解石充填矿物, 方解石与稀盐酸反应剧烈。

3.1.4 喷出岩岩浆岩-安山岩特征

安山岩可以有各种颜色, 灰色、浅玫瑰色、红褐色等, 经过蚀变的安山岩常见灰绿色, 经成岩化的安山岩呈褐色。常见构造为杏仁状、气孔状, 块状, 气孔为圆形或椭圆形[3]。岩屑图像录井在乌118-89井录到蚀变安山岩, 可见气孔发育和气孔拉长现象, 呈蜂窝状。

应用岩屑图像录井技术识别复合钻井条件下岩屑岩性的技术优势, 准确落实岩性和电性矛盾, 确定岩性和层位。如岩性与电性吻合, 可立即确定岩性, 时效高, 效果好。出现岩性和电性不符时, 可利用岩屑微观特点, 结合区域岩屑图像资料, 快速对比, 确定岩性。同时随着岩屑图像录井技术的推广应用范围的扩大必将提高海拉尔盆地录井剖面符合率。

3.2 应用岩屑图像录井技术评价储层含油性

针对海拉尔盆地岩性和轻质原油的实际, 岩屑图像录井有针对性地提高岩屑样品二次处理和分析时效, 确保轻质原油和微弱显示采集质量。应用综合录井、物化分析和电性资料等录井技术手段验证岩屑图像录井解释结论, 提升岩屑图像录井解释评价储层的精度[4]。

3.2.1 判别差-好的含油显示

应用岩屑录井技术可以有效识别常规荧光灯无法识别的弱油气显示, 特别是复合钻井条件下的油气显示, 从而提高录井的发现精度。乌118-89井和乌142-87井为复合钻井, 应用岩屑图像复查岩屑清楚地发现砂岩和泥岩中的微弱油气显示 (图1) 。同样, 岩屑图像录井技术能更加清楚地展示好的油气显示 (图2) 。

3.2.2 识别轻质原油显示

根据轻质油、中质油和重质油含不饱和烃和衍生物不同呈现不同荧光性质的原理, 根据岩屑荧光颜色判别油质[5]。轻质油层岩屑为亮黄色, 含油饱满 (图3) 。中质油层岩屑为黄绿色, 分布均匀 (图4) 。

希46-46井51号层 (图4) 综合解释为油层, 压裂后日产纯原油28t, 原油密度0.88g/cm3, 为中质原油, 验证了岩屑图像录井解释结论。

3.2.3 评价含油储层

应用岩屑图像录井技术分割计算岩屑中荧光岩屑的面积、发光亮度、含烃饱和度等参数, 量化评价储层含油性优劣。结合物性资料, 形成解释图版, 解释评价油水干层。

岩屑是地层的直接反映, 随钻分割计算紫外线下岩屑中显示岩屑 (具荧光特征) 的含量, 计算含油面积、含烃饱和度, 发光亮度等直接反映岩屑中烃类物质的参数, 绘制成曲线, 结合厚度、物性资料进行储层含油性评价, 提高储层认识能力和解释精度。

希45-67井18号层岩屑图像录井综合解释实例:希45-67井18号层岩屑图像录井显示岩屑中最大含油面积33.62%, 含烃饱和度77.17%, 应用岩屑图像录井图版综合解释为油层 (图5) 。岩石热解分析热解值为6.52g/cm3, 气态烃与液态烃的比值为3, 岩石热解分析解释为油层。测井解释孔隙度9.0%, 属于差油层 (界限层) 。

3.3 岩屑图像录井技术识别裂缝

岩屑图像录井技术在海拉尔盆地的应用过程中, 在目的层大磨拐河组、南屯组、布达特群和岩浆岩中均录到地层裂缝特征。由于裂缝中或多或少发育充填的次生矿物, 中生界裂缝充填矿物以方解石为主, 在岩屑图像录井中特征清楚, 为认识和判断裂缝增加详实资料。

图6为希25-65井2 589m岩屑明场图像, 由图像可清晰看出, 地层裂缝被破碎后呈现的充填物以方解石碎屑为主, 方解石受裂缝含有物和晶体结晶程度影响呈棕褐色、白色或无色, 摩氏硬度3, 性脆, 与稀盐酸反应剧烈。

由图7可以看出, 地层裂缝带一般分布在井段2 586~2 600m, 岩屑图像录井和色谱录井显示上部裂缝发育程度好于下部, 上部可见暗绿色荧光显示。该段电测数据显示:井段2 586~2 600m深浅侧向地层有钻井液滤液侵入, 地层有孔隙性, 自然伽玛曲线呈参差状, 中子密度曲线起伏较大, 说明地层裂缝较发育。尽管岩屑图像录井显示含烃饱和度最高达48%, 但物性差, 岩屑图像录井解释为干层和差油层。

3.4 岩屑图像录井技术不受低浓度油层保护剂影响

QB-1型油层保护剂在海拉尔盆地部分开发井应用, 因为含有产生荧光的物质而给录井带来一定影响。为此在乌140-x84井进行混入油层保护剂岩屑图像录井试验。乌140-X84井于2009年08月31日14:26, 井深2 002m, 钻进过程中加入QB-1油层保护剂5t, 钻井液中油层保护剂浓度达到2.53%。岩屑图像从1 600~2 704m进行录井, 从采集岩屑图像和岩屑图像柱状剖面看, 钻井液中混入油层保护剂浓度在5%内, 岩屑图像中均没有明显荧光显示, 加入一定量QB-1型油层保护剂的钻井液对岩屑图像录井技术没有明显影响;若QB-1型保护剂浓度超过5%, 则对该项录井技术的影响也越来越大。

4 经济效益分析

1) 准确发现细粒含油岩屑, 精细、准确解释评价油气层, 油气勘探开发综合效益显著。

2) 岩屑含油性特征数字图像化采集、分析、存储、应用技术的推广应用, 不仅大大提升地质录井技术含量、技术水平, 更将显著提高油气勘探开发基础地质信息的原始性、重复性、无损性、永久性, 具有长期应用价值。

3) 岩屑荧光图像分析技术推广应用, 将为PDC+螺杆等快速钻井技术的普遍推广应用创造更大的发展空间;不仅可节约单井钻井成本, 还可以提高钻探效果, 为钻井提速提供录井技术支持。

5 结论与建议

1) 岩屑荧光图像分析技术实现地层柱状剖面岩性和显示图像化, 更直观认识纵向地层组合和储层含油性组合, 为图像化展示储层展布情况提供详实资料。

2) 岩屑荧光图像分析技术拓展录井的技术手段, 增加海拉尔盆地随钻发现、评价油气层的方法;为超复杂的岩性识别、层位判断提供技术支持。

3) 通过在海拉尔盆地10余口井的实际应用, 油气显示发现率达100%, 在含油储层解释评价、岩性识别、卡准层位等方面取得一系列新认识, 非常适应海拉尔盆地复杂的岩性和构造, 同时数字图像记录岩屑图像明场和暗场资料, 对勘探开发具有重要的意义。

4) 建议在外围探评井、外甩开发井等井使用岩屑图像录井技术。

参考文献

[1]刘志刚, 冯杏芬, 高伟鹏, 等.岩屑图像分析新技术简介[J].录井工程, 2004, 15 (4) :11-14.

[2]冯杏芬, 刘志刚, 张峰, 等.岩屑荧光数字图像采集技术开发与应用[J].录井工程, 2007, 18 (3) :1-4.

[3]张亚范.中国油气储层研究图集卷3:岩浆岩变质岩[M].1版.北京:石油工业出版社, 1994.

[4]冯杏芬, 刘志刚, 林莉.应用荧光数字图像技术分析岩屑含油性[J].录井工程, 2007, 18 (1) :18-20, 51.

岩屑分析篇5

深水大直径隔水管内携岩困难,要保持井眼的有效清洁,通常需要较大的泥浆排量。而泥浆排量大又容易引起井壁稳定问题,因此,深水钻井循环过程中,在保证有效携岩的情况下,选择尽量小的泥浆排量对钻井安全非常重要。

然而,目前按携岩中岩屑浓度标准进行的排量选择都未能考虑深水低温对携岩的影响,导致计算所得泥浆排量偏大。本文考虑深水低温的特点,建立了适用于深水钻井的分粒径环空岩屑浓度计算模型,以提高深水钻井环空岩屑浓度计算的精度,从而为泥浆排量的优化选择提供依据。

1环空岩屑浓度模型的建立

1.1岩屑浓度模型的推导

建立如图1的深水钻井携岩模型。假设当刚开钻时井内无残留岩屑,此时井深为L,上段井眼直径为D,钻头直径D钻头,钻柱直径d,岩屑自由沉降速度为VS,岩屑上返速度VC,岩屑浓度标记为CS。在t=0时刻开始钻进,机械钻速Vpe,第一粒岩屑返到井口的时间为t0。

本推导以Moore岩屑浓度有关理论[1]出发,将岩屑粒径因素考虑在内,进行环空浓度的推导。该过程未考虑环空中流体速度在轴向的差异;将考虑岩屑颗粒之间、岩屑和井壁的相互作用、钻柱旋转、海水温度等对岩屑上返速度的影响均依照前人经验,用岩屑下沉速度变化来表示(见Vs表达式)。对等岩屑粒径的情况:

1.1.1 在岩屑未返出井口时间段内的岩屑浓度

从0到任意时刻t,钻具所钻岩屑体积为:

$V_{产生} = \frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t}$ 。

而整个井筒环空体积为:

$V_{井筒} = \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) L$ 。

若全井考虑岩屑的浓度为:

$C_{s} = \frac{V_{岩屑}}{V_{井筒}} = \frac{V_{生产}}{V_{井筒}} = \frac{\frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t}}{\frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) L} = \frac{D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t}}{(D^{2} - d^{2}) L} \overset{记作}{\to} A t$ (1)

当 $t = \frac{L}{V_{c}} = \frac{L}{(V_{a} - V_{s})} = \frac{L}{(\frac{Q}{\frac{π}{4} (D^{2} - d^{2})} - V_{s})}$ 时,岩屑开始返出井口,这里我们把这个时间标记为t0。

此时环空岩屑浓度为:

$C^{'}_{s} = \frac{D_{钻头}^{2} V_{p e}}{(D^{2} - d^{2}) L} \frac{L}{(\frac{Q}{\frac{π}{4} (D^{2} - d^{2})} - V_{s})} = \frac{\frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}}{[Q - V_{s} \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2})]}$ (2)

1.1.2 岩屑返出井口后的岩屑浓度

$V_{产生} = \frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t}$ 。

携带出井口岩屑为

$V_{携出} = \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) C^{'}_{s} V_{c} (t - t_{0})$ 。

井筒内岩屑量为:

$V_{岩屑} = V_{产生} - V_{携出} = \frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t} - \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) C^{'}_{s} V_{c} (t - t_{0})$ 。

环空岩屑浓度为:

$C_{s} = \frac{V_{岩屑}}{V_{井筒}} = \frac{\frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t} - \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) C^{'}_{s} V_{c} (t - t_{0})}{\frac{π}{4} (D^{2} - d^{2}) L} = \frac{D_{钻头}^{2} V_{p e}^{t}}{(D^{2} - d^{2}) L} - \frac{C^{'}_{s} V_{c} (t - t_{0})}{L} \overset{记作}{\to} A t - B (t - t_{0})$ (3)

式(3)中

$V_{a} = \frac{Q}{\frac{π}{4} (D^{2} - d^{2})}$ ;

$V_{s} = 0.000 7 (\frac{C_{m} μ_{a}}{ρ_{f} d_{s i}}) [\sqrt{\frac{156 798.58}{(\frac{μ_{a}}{ρ_{f} d_{s i}})^{2}} d_{s i} (\frac{ρ_{s} - ρ_{f}}{ρ_{f}}) + 1} - 1]$ 。考虑深水低温影响,Vs按黏度分布对井深采用分段方法计算。根据现场实验数据测得某几个温度下钻井液的视黏度数据和隔水管温度分布,用插值方法得隔水管内钻井液黏度随井深分布如图2所示。

由式(1)、式(3)得钻井过程中环空浓度的表达式如下:

经计算,当t=t0时,可得,A=B。即在t0时, $C_{s} = \frac{\frac{π}{4} D_{钻头}^{2} V_{p e}}{Q - V_{s} \frac{π}{4} (D^{2} - d^{2})}$ ,为常数。表明在此时刻岩屑浓度达到稳定值,不再变化。

Cm—幂律流体修正系数,与幂指数有关;

μa—钻井液视粘度,cp;

dsi—第i种岩屑粒径,cm;

ρs—岩屑密度,g/cm3;

ρf—钻井液密度,g/cm3;

D钻头—钻头当量外径,cm;

Vpe—机械钻速,m/h;

Dh—井筒内径,cm;

Dp—钻杆直径,cm;

L—井筒长度,cm;

Q—泥浆排量,L/s。

1.2 分粒径岩屑浓度模型

由于不同粘度对不同粒径岩屑在携岩,主要环空上返速度影响的不同,以当量岩屑粒径为基础的环空岩屑浓度计算方法已不再适用。在第一部分的研究基础上,对式(4)采用分粒径岩屑浓度计算方法如下

式(5)中,

Csi—环空第i种粒径岩屑浓度, 无量纲;

Ai—第i种粒径岩屑所占比例, 无量纲;

Vsi—第i种粒径岩屑沉降速度, m/s;

ti—第i种粒径的t0值, s。

整个井筒内岩屑浓度表示为:

2 岩屑浓度模型结果

按照以上公式,先进行岩屑浓度与流量和岩屑粒径关系图的绘制,假定机械钻速不变,在不同岩屑粒径和钻井液排量下,研究岩屑浓度随时间的变化规律。取井深3 050 m,水深1 481 m,套管内径D为20″,钻头直径D钻头为 $17 \frac{1}{2} ˝$ ,钻杆外径d为 $5 \frac{7}{8} ˝$ ,机械钻速Vpe取15 m/h,岩屑粒径分别选取1 mm,3 mm,5 mm,9 mm,泥浆排量分别为25 L/s,30 L/s,35 L/s,40 L/s,45 L/s,50 L/s,55 L/s,60L/s,泥浆密度1.086 g/cm3,岩屑密度2.7 g/cm3。根据上述公式,结合前面岩屑运移的相关公式,在考虑机械钻速情况下,进行了岩屑浓度与流量和岩屑粒径关系的试算。

2.1 单粒径环空岩屑浓度与泥浆排量关系

根据相关公式,运用计算机编程分析,分别考虑不同岩屑粒径(1,3,5,9 mm)下环空岩屑浓度与泥浆排量的关系,作岩屑浓度随时间变化图如图3和图4所示(只列出1 mm、5 mm粒径的岩屑图)。

2.2 单粒径环空岩屑浓度与粒径的关系

由于在上述井径条件下,讨论岩屑粒径为1,3,5,6,7,8,9 mm的情况,研究了机械钻速为10,15,20,25,30 m/h,泥浆排量为50,55,60 L/s时岩屑浓度与粒径的关系。利用软件作岩屑浓度随时间变化图如图5和图6所示(此处只列在15 m/h时,50 L/s、60 L/s时结果)。

通过对各粒径岩屑在不同排量下岩屑浓度的研究发现,大粒径岩屑的携带受排量的影响较大。在较低钻井液排量下表现更加明显。如图5所示,在排量50 L/s时,相同体积的9 mm岩屑,其环空浓度为8 mm时的两倍。

2.3 分粒径环空岩屑浓度与排量关系

考虑环空中岩屑粒径的不均匀性,根据李爱民等研究内容[2]中提供的录井岩屑粒径数据,我们取PDC钻头岩屑粒径分布的平均值,牙轮钻头取表1中所给值来进行试算,以期得到岩屑浓度与排量的关系图。

为了细化岩屑浓度与排量的关系,使得浓度与排量的关系更为准确,曲线更加平滑,现将5～9 mm段岩屑平均分配得到表2。

根据表2列出的统计数据,利用计算机进行数据处理,列出本例中金刚石钻头在不同排量下,岩屑浓度随时间变化的情况。

3 现场应用

将本模型应用在南海一口深水井岩屑运移规律的研究中,讨论在钻井循环过程中,环空岩屑浓度随时间变化的规律及其循环稳定后环空岩屑浓度值,为井眼清洁和循环压耗的确定提供理论参考和计算基础。该例所用到的基本参数见第2小节。

另外,我们考虑了低温对钻井液携岩的影响。根据现场钻井液基础数据及环境温度数据,求得钻井液有关参数[3]和深水钻井井筒温度场[4],继而将其应用在以上环空浓度理论得出深水钻井过程中环空岩屑浓度分布情况。需要说明的是,对于不同的钻井液体系,低温对钻井液携岩的影响程度最好通过实验来确定。

现将这口井的井身结构列表如3,在现场给定钻井液排量下(隔水管排量含增压线补充排量),计算深水井钻井循环时的环空固相浓度,并与现场实测值进行比较,可得环空岩屑浓度计算结果如表4。

在本研究中,进行回归后分段计算岩屑浓度值显示,计算所得全井段岩屑浓度值的误差较小。另外值得一提的是,若不考虑温度影响,计算所得隔水管段的岩屑浓度值为4.63%,明显大于实测值,说明低温对钻井液携岩的影响较大。

4 结论

(1)环空岩屑浓度与岩屑粒径大小及其分布密切相关;

(2)环空尺寸和钻井液排量对大直径粒径岩屑运移影响较大。大直径粒径岩屑的粒径和所占比例是决定能否有效携岩的关键因素,并决定岩屑能否携带出井的最小排量;

(3)不同井段的岩屑浓度不同。深水钻井中,由于低温的影响,在相同甚至更低环空上返速度条件下,隔水管环空岩屑浓度小于下部井段;

(4)考虑携岩时颗粒间相互影响,钻井中实际岩屑浓度稍大于理论值,可以结合钻井液性质和地层岩性确定岩屑浓度公式中的修正系数。这个系数最好通过实验测得;

(5)在深水钻井中,海水井段岩屑浓度低于相同条件的陆上钻井岩屑浓度值。

参考文献

[1] Preston L M.Drilling practices manual.Petroleum Pub.Co.,1974:230—234

[2]李爱民,车晓峰,何成树.金刚石钻头岩屑录井效果分析及录井方法探讨.断块油气田,1995;(04):14—16

[3]田荣剑,王楠,等.深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性.钻井液与完井液,2010;27(5):5—7

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岩屑分析

岩屑分析篇1

1.1 井斜角角度

1.2 力作用角度

1.2.1 井斜的影响

1.2.2 环空返速的影响

2.1 预防措施

2.1.1 井斜角

2.1.2 环空返速

2.1.3 钻井液的流态

2.1.4 钻井液的性能

2.2 提高参数设置的合理性

2.3 及时清除岩屑床

2.3.1 V形槽

2.3.2 岩屑床专业清除工具

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