赵贺龙

（大庆钻探工程公司地质录井二公司录井分公司，黑龙江大庆138000）

1 概述

1.1 地质构造特征

四川盆地是一个大型古生代—中新生代海相—陆相叠合盆地，蕴含着丰富的油气资源。其基本性质是多旋回叠合构造改造型盆地。盆地的格局主要受北东—南西向及北西向两条构造线控制，构成了典型的菱形盆地，东西两边稍长，为380～430km，南北两边略短，为310～330km，盆地面积约18×104km2。周缘造山带围绕盆地边缘分布是现今四川盆地地貌上的一个显著特点，北为米仓山、东北为大巴山、西北为龙门山、南为大娄山、东南部为江南—雪峰山褶皱带等。早志留世龙马溪沉积期,川东南地区为受古陆围限的半闭塞滞留海盆沉积,形成川南—鄂西—渝东深水陆棚区,沉积了一套富有机质,富含笔石、放射虫化石的黑色页岩。

1.2 施工难点

（1）地层纵向层间差异较小，岩屑识别难度大；

（2）地层横向层间变化较大，原有地质资料和已钻数据参考价值小，地层预判准确率低，主要体现在储层埋深预判精度低、地层断层及倾角预判难度大；

（3）由于页岩岩性硬脆、钻井工具等因素影响，造成钻屑细碎、混杂，岩性识别难度大，导致地层识别判断难度大；

（4）页岩气水平井施工均采用油基钻井液，且钻井液处理剂种类混杂多样，对气测、荧光及岩性等录井参数干扰极大，严重影响了录井施工；

（5）川渝页岩气开发应用了很多钻井新工具、新技术，增加了岩性识别、储层评价、精确卡层的难度。

（6）地层横纵向差异较大，复杂地层较多，表现在浅层气多、漏层多、溶洞多、硫化氢多，钻井施工复杂发生风险高，导致井漏、卡钻、油气侵甚至井喷时有发生；

（7）有毒有害流体（主要指H2S）充分发育，预防难度大。

2 页岩气钻井施工录井技术简介

2.1 钻时录井

页岩气储集于致密岩层，具有低孔、低渗透、气流阻力大等特点，开采不仅需要先进的勘探钻井技术，还需要对页岩储层进行大规模的压裂，人工造缝、提供油气开采通道。因此开采成本极高，应用钻时录井技术，可以实时准确反映井下地层岩石的可钻性，结合岩屑分析，及时调整钻进工程技术参数、钻井液性能参数配合工程技术措施，保证钻井施工安全快速进行，从而提高钻井时效。

2.2 气测录井

在钻完井过程中，会有不同的气体侵入钻井液，气测录井通过连续捕捉气相特征数据，及时准确反映地层的变化。在页岩气储层水平段钻进时，气测录井曲线和资料井数据基本吻合，一旦实钻井眼轨迹偏离储层，气测曲线及特征数据参数将发生变化。

2.3 钻屑录井

钻屑为钻井液实时从井下携带出的岩屑，在现场录井实验室通过岩屑气味、照荧光、试剂浸泡、颜色、资料对比等手段实时准确预判油气显示。因此，在页岩气水平井钻进过程中可以通过实时观察、描述钻屑及其油气特征，比对已知资料来判断实钻井眼轨迹是否出层，保证储层钻遇率。岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的方法，但近年来随着钻井工艺的不断变化、钻井液处理剂的多样化，造成岩屑形状愈发细碎、钻井液处理剂干扰严重，无法直接表征地层真实信息。现场施工中通过合理实时增加取样密度、无破坏清洗、静止慢速烘干、结合微钻时录井和气测特征值进行综合分析，从而确定钻屑岩性特征并进行精确描述。

2.4 定量荧光录井

定量荧光录井仪器所采用的光电元件对荧光的波长没有特殊要求，可以全面检测各波长段的荧光，并特别侧重小波长轻质油的检测，不论油质轻重都不会漏掉，因此可以弥补其他录井方法的不足。川渝页岩气开发受限地层复杂，井下复杂事故风险较高，为保证钻井安全、满足钻井提速要求，近年来不断应用钻井新工具及新工艺、钻井液处理剂复杂多样（油脂性物质、磺化沥青等），对钻屑特别对PDC 钻头细碎岩屑污染严重，常规荧光录井方法识别油气显示难度增大。定量荧光录井技术通过色谱对比功能，显示钻屑定量荧光分析的真实图谱，准确判断荧光显示的来源，可以有效消除外界杂质侵入的干扰，精确预判地层的含油气情况，对储层水平段进行准确地质导向。

2.5 气相色谱录井

不同地层含有的流体不同，对应的气相色谱曲线各不同。重力分异作用促使储层流体在储层中呈气、油、水的分层分布状态。原油组分在气相色谱曲线上呈现出轻质组分逐渐减少，而重质组分相对逐渐增多，油质从轻到重的变化趋势。因此，在页岩气钻井过程中利用储层流体性质差异，导致气相色谱谱图特征值不同的特点，实现水平井储层卡层、水平段轨迹控制，保证精确着陆和储层钻遇率。

3 录井技术在页岩气钻井施工中的应用

3.1 录井技术在页岩气水平井地质导向中的应用

页岩气水平井储层卡层难度大,地震资料解释精度和分辨率较低,区块实钻数据贫乏,且由于地层横纵向地质变化较大，参考价值低，“甜点”层埋藏深且薄、标志层选取困难,受钻井地质导向仪器盲区限制和井斜控制仪器造斜能力的影响,着陆点精确控制难度大，易造成水平段浪费；而水平井段设计较长，一般均在2000m 以上，钻进时极易出现脱靶和出层的风险。地质录井数据详尽且实时可信，可以较好地指导地质导向工作。

（1）靶前地质导向要点。靶前地质导向的关键是实钻井眼轨迹能够按设计准确入靶“着陆”。主要通过精确临井地层资料对比，结合实钻地层参数（岩屑、气测、色谱等数据），输入地质导向软件，通过比对资料井的岩性、测井曲线的特征确定标志层，然后将实钻井的井斜、方位及其实时随钻测井曲线和录井数据相关参数输入地质导向软件，便可得到实钻轨迹的海拔垂深，利用实钻综合录井参数和随钻测井（伽马、电阻率）数据便可精确得到实钻井的标志层深度，与地质设计标志层深度相对比，可以得到两者的差值，从而指导实钻轨迹的调整。

（2）水平段地质导向要点。针对页岩气井水平段钻进易出层的问题，通过随钻测井曲线（伽马、电阻率）变化趋势，结合录井实时参数（岩屑、气测、色谱、元素等数据）变化，判断实钻轨迹顶层或地层出层，通过实时钻进参数调整，并通过井下钻井控制仪器，发出指令及时调整轨迹，确保储层钻遇率达到设计要求。

3.2 录井技术在预防页岩气水平井井下事故中的应用

川渝页岩气开发钻完井施工过程中，井下工程事故发生率较高，主要是四川盆地地质地层结构复杂，地层横纵向变化较大，钻完井过程中未知因素较多，井下预判能力不足所致。录井可以实时连续监控多达20多项钻井相关技术参数，为井下安全施工提供预判依据。

3.2.1 工程录井参数及相应复杂预防应用

（1）井深实时连续监测。通过绞车传感器实现连续监测井深变化,实时显示钻头在井下的位置。可以实现顿钻、溜钻、放空异常显示报告。

（2）大钩悬重实时连续监测。通过大钩悬重传感器实现对悬重变化的实时连续监测显示，可以实现断钻具、顿钻、溜钻、卡钻等复杂显示报告。

（3）钻压实时连续监测。通过大钩悬重传感器对悬重变化进行实时监测,结合井下钻具的实际重量，通过计算可以实时连续显示钻压变化情况。可实现对钻进托压、顿钻、溜钻、起下钻遇阻遇卡等异常、复杂的显示报告。

（4）钻井泵泵冲实时连续监测。通过钻井泵泵冲监测传感器实时连续对泵冲数冲数及变化值进行监控。可实现对大泵入口流量的实时监测，结合泵压变化，及时发现并报告出口流量异常，实现井漏、油水侵、井涌等复杂的预报。

（5）立管压力实时连续监测。通过井架立管压力传感器实时连续对立管压力进行监测。结合泵冲冲数，可实现对出入口排量的监控，及时预报井漏、油水侵、井涌、井塌等复杂。

（6）转盘转数实时连续监测。通过转盘转数传感器对转盘转数及变化进行实时连续监测，可实现转盘工作异常预报。

（7）扭矩及变化实时连续监测。通过转盘扭矩传感器对扭矩及变化值实现连续监测，可实现泥包钻具、卡钻、井塌等复杂预报。

3.2.2 钻井液录井参数及相应复杂预防应用

（1）出入口钻井液流量实时连续监测。通过出入口流量传感器对钻井液出入口流量及变化值进行实时连续监测，可实现井漏、油水侵、井涌、大泵工作异常等异常复杂情况的预报。

（2）循环罐钻井液体积实时连续监测。通过在循环罐上安装液面高度传感器，对钻井液液面高度进行实时连续监测，通过高度体积转换计算循环罐内钻井液体积量及变化值，可实现井漏、油气水侵、井涌、井喷等复杂的预报。

（3）监测钻井液温度。通过在出水口安装温度传感器，对出、入口钻井液温度及变化值进行连续监测，可实现对地温异常、CO2侵入、高压地层等预报。

（4）钻井液电导率及变化实时连续监测。通过在出、入口安装钻井液电导率检测传感器，对出、入口钻井液电导率及变化值进行实时连续检测，可实现高矿化度地层识别、地层水侵入、油气侵等的预报。

（5）钻井液密度实时连续监测。通过在出、入口安装密度检测传感器，对出、入口钻井液密度及变化值进行实时连续检测，可实现油气水侵、盐侵、岩屑侵等的预报。

（6）气测全烃及组分实时连续监测。通过脱气器及色谱柱对出口钻井液中全烃及组分含量的变化进行连续实时检测，可实现油气侵、井涌和异常压力地层等的预报。

3.3 录井技术在页岩气水平井提速增效中的应用

在页岩气钻完井过程中，通过运用录井技术，可以直观实时连续检测记录大钩悬重、立管压力、转盘转数、转盘扭矩、井深、泵压、泵冲、入口温度、入口流量、入口密度、入口电导、出口温度、出口密度、出口电导、出口排量、循环钻井液体积、钻遇地层流体中烷烃组分含量、非烃组分含量等二十多种钻井相关参数，通过软件可以间接计算出钻压、水力学动能参数、地层压力参数、地层岩性等数据，并预判出井下异常复杂情况，通过制定相应工程技术措施和钻井液性能调整方案，可以达到规避井下异常复杂，提高钻完井时效的目的。

4 结论

（1）录井技术可以实时收集详尽的钻完井参数及地层信息，为页岩气水平井施工提供数据支持。

（2）录井技术可以实现页岩气水平井储层精准“着陆”，保障储层钻遇率。

（3）录井技术可以有效预防页岩气水平井井下事故的发生，为钻完井顺利进行提高保障。