岩屑自然伽马录井技术在冀东油田的应用

杜 鹏 何 强 高凌云 刘胜明 刘 军

(①中国石油长城钻探工程有限公司录井公司；②中国石油冀东油田公司监督中心)

0 引 言

随着钻井工艺技术的快速发展，钻井提速已是今后石油勘探的必然趋势，传统的地质录井受到严重制约，越来越满足不了日益复杂的勘探需求，主要表现在：PDC钻头快速钻进条件下，岩屑破碎严重，岩性识别困难[1-2]；为满足不同的勘探目的，近年来冀东油田大斜度井不断增多，导致岩屑混杂严重，岩屑代表性变差，给随钻准确划分储集层、地质导向工作带来了很大困难；随着勘探的深入，深层东二段、东三段地层发育有大量薄层玄武岩、玄武质泥岩、凝灰质砂岩、凝灰质泥岩等特殊岩性[3-5]，地层卡取困难；测井资料只能在中途完钻或完钻后获取，且存在测量盲区，及时性差。这些难题已经成为冀东油田高效勘探开发亟待解决的问题。

为解决以上难题，在冀东油田引入岩屑自然伽马录井技术，能够在随钻录井过程中实时获得地层自然伽马曲线，通过曲线的变化趋势反映地层岩性的变化特征，进而准确地识别储集层，为冀东油田油气层勘探开发提供有力支持。

1 岩屑自然伽马录井技术

1.1 技术原理

基于岩石矿物中γ射线的自然放射性，借助γ射线探测器检测被测岩屑样品中的γ射线强度，依据岩石的自然放射性变化规律，利用金属铅对γ射线的屏蔽能力，将岩屑与晶体用铅罐密封，通过光电倍增管将光电信号转换、放大、检测，获得放射性强度参数，再通过岩屑自然伽马分析仪对标准岩石矿物进行标定，定性识别被测样品的岩石类别(图1)[6-8]。

图1 不同岩石放射性含量对比

1.2 技术优势

岩屑自然伽马录井技术是以检测出的岩屑自然放射性强度为分析对象，弥补了传统地质录井的不足，主要具有以下4个方面优势。

(1)连续性好:岩屑自然伽马录井技术以岩屑作为检测对象，以地质录井间距作为样品点间距，实现录井段连续测量[9-10]。

(2)抗干扰性强:岩屑自然伽马录井分析样品为返出地面的岩屑，分析结果只与组成岩石的矿物类型有关，不受地下岩石结构、钻井液等因素的干扰，同时也不受岩屑颗粒完整性的影响，适合PDC钻头钻井条件下粉末状岩屑、大位移井和水平井岩屑混杂且岩屑量少情况下的分析与岩性落实[10-11]。

(3)灵敏性高:岩屑自然伽马录井技术参数对于岩性变化反映非常灵敏。如图2所示，实验室模拟砂泥岩，伽马计数值(以下简称CPS)与泥质含量的线性关系非常好，线性相关系数达0.989 3，分辨率高，泥质含量变化5%，CPS就有明显变化，不仅满足定性识别的需求，且趋向定量化[12-14]。

图2 标准岩样泥岩含量相关性

(4)及时性好:相对于其他实验室分析项目，岩屑自然伽马录井技术取样简单，样品分析周期仅为30 s，能够实时识别岩性类别，且没有测量盲区，能够满足勘探开发中随钻录井工作的需求。

2 方法研究

岩屑自然伽马录井技术获得的原始数据为CPS值，虽然通过其值高低能够反映岩石类型，但是在应用过程中或与测井曲线对比上有诸多不便，因此需要将该数据转化为自然伽马值。

2.1 选取标准样品

选用目的井所在区块内相同层位已完井(邻井)的至少5个以上已知自然伽马值的岩屑样品定义为标准样品，要选取区块内足够多的具有代表性岩性，例如在砂泥岩剖面建议使用纯砂岩、含泥砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、纯泥岩等作为标准样品。

2.2 样品扫描

应用岩屑自然伽马分析仪对标准样品进行扫描，为确保仪器对样品分析的准确性，每个样品进行5次重复性扫描，重复性测量误差不得超过5%，取各标准样品的CPS平均值。

需要注意的是，在进行每个样品5次扫描获取平均数据时，一定要在相同测量条件下进行检测，如果发现仪器重复性测量误差超过5%，应及时对设备运行情况进行校正并重新扫描样品，以保证环境发生变化后获得准确、稳定的CPS值。

2.3 数据转换

对冀东油田NP 4-88等10口井的65个泥岩、砂岩标准样品进行样品扫描，获得各标准样品的测井自然伽马平均值。由于岩屑自然伽马CPS值与测井自然伽马值均可以反映岩石放射性强弱，两者在数值上存在必然的相关性，对几组CPS平均值和测井自然伽马平均值进行数学拟合，获得拟合公式：

GR=f(CPS)

式中：GR为自然伽马，用来计量岩石的自然伽马强度，API；CPS为单位时间内γ射线探测器检测到的脉冲数，s-1;f为通过CPS推导自然伽马值的计算模型，区块、层位不同模型也不同。

在不同区块、层位进行钻井时，要分区块、分层位建立拟合公式，以确定岩屑自然伽马录井测得的CPS值与自然伽马值的具体对应关系，从而借助岩屑自然伽马录井技术准确获取地层的自然伽马值。

3 实例应用

通过NP 4-88等10口井岩屑自然伽马与岩性的对比，建立了冀东油田岩屑自然伽马参数标准(表1)。

截止到2018年底，岩屑自然伽马录井技术在冀东油田共应用11口井，剖面符合率均在95%以上(表2)。

表1 冀东油田岩屑自然伽马参数标准

表2 冀东油田岩屑自然伽马录井技术应用统计

3.1 N 13-50井

N 13-50 井位于1号构造N 1-68断块，钻探目的为滚动开发N 1-68断块东三段油藏，落实储量规模。在进入东三段之后，钻头更换为PDC钻头，岩屑破碎严重，为更好地识别地层岩性，应用岩屑自然伽马录井技术。由图3可以看出，东三段井段3 500.0～3 981.0 m处，岩屑自然伽马值与岩性剖面对应较好，优势砂岩储集层、玄武岩等的特征明显，参考表1可知，砂岩岩屑自然伽马一般为中值(普遍集中在61.5～82.1 API，平均76.7 API)，泥岩或泥质砂岩岩屑自然伽马明显偏高(普遍集中在84.3～148.1 API，平均103.1 API)，而玄武岩等火山岩或凝灰质砂岩岩屑自然伽马则表现为极低值(普遍低于27.2 API，平均18.3 API)特征。如表2所示，本井剖面符合率达97.6%，且与完钻测井的自然伽马趋势一致。

图3 N 13-50井岩屑自然伽马对比

由于N 13-50井于3 956 m完钻测井后需加深完钻口袋，按要求加深至3 981 m，而此时未再测井,共缺失3 949～3 981 m井段中32 m自然伽马数据，采用岩屑自然伽马录井技术弥补了这一不足。

3.2 N 5-82C1 井

N 5-82C1井位于5号构造N 5-82 井区，钻探目的为钻穿火山岩储集层，落实火山岩范围。该井的难点在于岩性剖面的提前预测与火山岩储集层的准确识别，为攻克这一难题，应用了岩屑自然伽马录井技术。由图4可以看出，沙一段井段4 216.0～4 278.0 m岩屑自然伽马呈现极低值(普遍低于27.9 API，平均20.1 API)，参考表1可知为火山岩特征，4 153.0～4 162.0 m、4 200.0～4 210.0 m和4 295.0～4310.0 m井段的岩屑自然伽马略高(普遍集中在41.6～53.1 API，平均47.5 API)，参考表1可知为凝灰质砂岩特征，且全井岩屑自然伽马与测井自然伽马趋势一致。

图4 N 5-82C1井岩屑自然伽马对比

在钻井过程中，借助岩屑自然伽马录井的技术优势，根据岩屑自然伽马曲线的变化趋势，与邻井资料进行地层对比，能够提前预测火山岩储集层深度，并且在岩屑返出井口后及时识别岩性，成功指导了该井的施工及完钻决策。

3.3 N 103X89井

N 103X89井位于1号构造，钻探目的为落实1号潜山N 1-89断块较高部位马家沟组油气层厚度，评价含油气范围与储量规模。该井在揭开马家沟组灰岩储集层时，存在井漏的风险，需要及时进行中途完井并调整钻井液体系。在钻至4 571.0～4 578.0 m处，连续发生28次漏失，累计漏失钻井液309.9 m3，钻井风险增加，而地质录井受堵漏剂影响，无法判断岩屑是否为马家沟组灰岩，且测井曲线存在十多米的测量盲区，同样无法判断是否进入灰岩储集层。因此，只能依靠岩屑自然伽马录井技术，由图5可以看出，从4 572 m开始，岩屑自然伽马值呈断崖式下降后趋于稳定，表现为极低值(普遍低于19.6 API,平均11.2 API)，参考表1可知为灰岩特征。

图5 N 103X89井岩屑自然伽马对比

采用岩屑自然伽马录井技术，该井及时判断出马家沟组灰岩储集层顶，并建议马上中途完井，后期验证与岩屑自然伽马录井结论相符合，通过该项技术的应用，将该井钻井风险降至最低，在及时判断岩性的同时保障了钻井施工安全。

4 结 论

通过在冀东油田应用岩屑自然伽马录井技术，获得了以下几点认识：

(1)岩屑自然伽马录井技术具有连续性好、抗干扰性强、灵敏性高、及时性好、无盲区的特点，不受钻井工艺、钻井液性能、岩屑破碎程度的影响，能够在高效、安全钻井条件下准确进行岩性识别及地层划分。

(2)基于岩屑自然伽马录井技术参数伽马计数值CPS与自然伽马均可以反映岩石放射性强弱的特点，建立了CPS值和自然伽马值的转换关系，能够在随钻过程中准确获得地层岩石自然伽马值。

(3)在冀东油田勘探开发中，岩屑自然伽马录井技术已经成为解决随钻过程中复杂岩性识别、地层划分和地质导向等难题的有力武器，应用效果明显，岩性剖面符合率达95%以上。

岩屑自然伽马录井技术有效解决了冀东油田复杂钻井条件下岩性准确辨识的难题，随着勘探开发的深入，该项技术具有更加广泛的应用前景和推广价值。