钻时录井又称钻速录井^[3], 不同性质的岩石软硬程度不同, 抗钻头破碎的能力不同, 因此岩石钻速快慢程度不同。用钻穿单位厚度的岩层所需的时间来判断井下岩层性质的方法, 称为钻时录井。现场录井地质人员利用钻时初步判别岩性及划分对比地层, 进而确定油、气、水层厚度分界, 卡取心位置、地层界面和潜山顶界面, 以及判别缝洞层段、放空、井漏、气侵溢流位置及校对迟到时间等。

按照地质设计要求, 钻时录井深度间隔为1 m一个数据点, 单位为min/m, 保留一位小数。在使用PDC钻头的情况下, 1 m钻时存在数值整体偏小、四舍五入后计算精度低、不同岩性界面分辨率差、岩石薄互层及非均质性等微特征无法有效识别等问题。为此, 将钻时录井深度间隔缩小至1 m以下, 如0.5、0.2、0.1 m等, 此即为微钻时录井^[4]。

现场地质录井过程中仅在取心钻进时将钻时录井间隔调整为0.25 m, 结合加密捞取的井底返出岩屑, 进行取心进尺割心位置的分析判断; 完井后参考微钻时和测井曲线进行岩心图归位整理, 但地质技术人员大都未对微钻时录井方法展开深入研究, 比如微钻时与1 m钻时对比分析的异同点、微钻时高低异常点所对应的地质特性的具体含义, 以及微钻时非地质干扰因素在地层对比分析过程中如何排除等技术方法的研究都未开展, 导致微钻时录井在实际应用中效果不理想。

将录井钻进深度数据库和气测迟到深度数据库的计算存储间隔均调整为0.2 m, 钻时单位相应改为s/0.2 m, 由此可以得到0.2 m深度间隔对应的钻时、钻压、转盘转速、扭矩等工程参数, 以及全烃、烃组分、非烃组分等气测参数。

微钻时数值大小很容易受到各种工程因素的影响, 比如在其他参数不变的情况下, 较高的钻压和较大的钻井液泵排量往往导致微钻时变快, 较低的转盘转速常常导致微钻时变慢。钻井施工中, 不同开次井段的工程参数值都处于工程设计的某个区间内, 现场微钻时录井时应选取钻压、转盘转速及钻井液入口排量均相对稳定的深度点参数进行对比分析, 同时也要保证微钻时采样深度间隔相同、大小设置合理, 实现微钻时录井参数采集归一化处理, 增加微钻时录井地质分析评价的准确度。

微钻时录井状况下的气测录井^[5], 即微气测录井, 其曲线形态较1 m钻时录井细节更加突显, 与储层细微性变化吻合度更高。基于多口井的微气测录井曲线研究, 构建了冀东油田微钻时录井气测解释模型。

针对孔隙型储层, 全烃曲线形态呈箱状时, 表征岩石物性好, 油气分布较均匀（图1a）; 全烃曲线形态呈半箱状时, 说明油水界面分明, 低幅值段为水层或干层（图1b）; 全烃曲线形态呈指状时, 代表岩性均质性差, 纵向连通性不好, 含有泥岩薄夹层或致密胶结物（图1c）。

图1

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	图1 孔隙型储层微钻时录井气测全烃曲线形态

针对裂缝型储层, 全烃曲线形态呈尖峰状时, 表征储层非均质性强, 裂缝延续厚度小（图2a）; 全烃曲线形态呈梳状时, 代表裂缝发育带（图2b）; 全烃曲线形态呈低幅箱状时, 表征微细裂缝、小孔洞发育段, 因导流能力差, 气测全烃呈低值, 但高于基值（图2c）。

图2

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	图2 裂缝型储层微钻时录井气测全烃曲线形态

选取研究区内部分探井和水平井, 对其施工过程的关键井段进行0.2 m微钻时录井, 微钻时录井参数计算精度高、曲线频率及幅值变化特征细腻, 结合微气测解释模型, 能够真实反映地层岩性、物性及含油性变化情况, 针对归一化的微钻时及微气测数值分析, 可利用岩屑录井剖面、随钻电测曲线、元素录井特征参数及试油结论等方式, 同步推演0.2 m微钻时录井体现的细微地质信息; 在1 m钻时相关参数对比背景下, 总结出0.2 m微钻时录井技术在现场岩性识别、解释评价、层位卡取及水平井地质导向等方面的应用方法, 实现了钻探施工作业现场微钻时精细录井的目的。

地质岩屑剖面的建立, 既要对岩性进行定性分析, 又要对厚度进行定量计算, 根据迟到时间捞取的1 m深度间距岩屑往往会受到岩屑捞取及时性、岩屑上返沉降滞后等因素的影响, 同时PDC钻头的高速切削破岩原理, 导致钻揭不同硬度的岩石时1 m钻时所反映地质特征变得越来越模糊不清。利用微钻时及对映的微气测的细节放大优势, 在实钻过程中, 0.2 m微钻时及微气测变化与地层岩石属性对应性更佳, 表征的地层深度界面更清晰, 特殊岩性薄夹层定位更精准。

2.1.1 泥岩厚度精准定位

以研究区SB井为例, 在钻揭4 458.6~4 459.4 m井段泥岩夹层过程中, 1 m钻时及对应的气测值无明显变化特征, 只能根据岩屑粗略地定名2 m泥岩。而0.2 m微钻时及对应微气测曲线显示泥岩夹层低值异常界面特征较为明显, 据此计算泥岩夹层厚度为0.8 m, 可见微钻时参数能更精确反映该地层岩性变化特征和真实厚度（图3）。最终通过微钻时录井技术, 该井岩屑剖面符合率提升了50%以上。

图3

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	图3 SB井4 458.6~4 459.4 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

2.1.2 特殊泥岩薄夹层精准识别

以研究区JT井为例, 在钻揭3 800.0~3 802.0 m井段灰黑色碳质泥岩过程中, 1 m钻时无明显异常变化, 对应的1 m气测值只显示单一异常气测峰, 无法准确区分具体碳质泥岩夹层分布情况, 只能根据岩屑和单一气测峰粗略地定名2 m碳质泥岩。而0.2 m微钻时结合微气测曲线则呈现3段明显快钻时和3个气测峰值的变化特征（图4）, 据此在原2 m厚度的碳质泥岩内精准识别了厚度较薄的3套碳质泥岩薄夹层, 分别位于3 800.0~3 800.4 m、3 800.8~3 801.0 m、3 801.4~3 802.0 m。由此可以看出, 微钻时录井技术的岩性剖面刻画能力大为增强。

图4

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	图4 JT井3 800.0~3 802.0 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

地质录井最重要的任务之一就是发现和解释油气显示, 相对于定量荧光、核磁共振、轻烃、地化等录井解释评价手段, 钻时和气测录井可以第一时间描述储层油、气、水层特性, 具有表征更直观、解释更快捷及应用更广泛等特点。在实钻过程中, 通过对比1 m与0.2 m录井间距下各相关参数曲线的响应特征发现, 0.2 m微钻时及对应的微气测能更精准反映储层纵向上的物性及油气显示的细微特征。

2.2.1 半箱状孔隙型储层

以研究区NP井为例, 在钻揭2 512.0~2 514.0 m井段细砂岩差油层过程中, 1 m钻时和对应的全烃值没有明显异常变化特征, 无法准确界定储层顶部界面, 只能根据岩屑变化情况描述2 m油迹细砂岩。0.2 m微钻时与随钻测井自然电位在2 512.0~2 513.0 m井段呈现低异常曲线形态特征（图5）, 微气测全烃、组分值呈现半箱状曲线形态, 深、浅侧向电阻率曲线呈现同步高异常交会特征, 储层顶部界面清晰, 根据微钻时录井气测解释模型, 可综合判断2 512.0~2 513.0 m井段储层岩石物性及含油性相对较好, 解释为差油层, 2 513.0~2 514.0 m细砂岩解释为干层。由此可见, 实钻过程可用0.2 m微钻时结合对应微气测来快速评价该储层在纵向上的渗透性和含油性的细微变化^[6]。

图5

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	图5 NP井2 512.0~2 514.0 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

2.2.2 指状孔隙型储层

以研究区SB井为例, 在钻揭4 454.0~4 458.0 m井段含砾细砂岩差油层过程中, 1 m钻时和气测值与深、浅侧向电阻率及自然伽马曲线特征缺乏细节对应性, 不能有效反映储层砂岩的非均质性。其0.2 m微气测值曲线整体呈现指状形态（图6）, 与深、浅侧向电阻率值在4 454.5~4 455.0 m、4 455.8~4 456.2 m两个薄层同时呈现低异常曲线形态, 且0.2 m微钻时也呈现出同步高异常响应特征。根据微钻时录井气测解释模型, 可综合判断4 454.0~4 458.0 m井段储层存在非均质性, 可将上述两个薄层解释成干层, 进而为该层段试油射孔位置的精确选取提供参考依据。

图6

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	图6 SB井4 454.0~4 458.0 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

2.2.3 梳状裂缝型储层

以冀东油田NP井为例, 在钻揭4 405.0~4 410.0 m井段泥质粉砂岩油气同层过程中, 1 m钻时和气测值与自然伽马曲线特征对应性差, 反映不出裂隙发育的精确位置。0.2 m微气测值在4 405.0~4 405.4 m、4 406.6~4 407.2 m、4 407.5~4 408.2 m、4 408.6~4 409.0 m、4 409.4~4 409.8 m共5个薄层段呈现梳状高异常曲线形态, 并且对应的自然伽马值呈现出同步低异常响应特征（图7）, 根据微钻时气测解释模型, 可综合判断4 405.0~4 410.0m储层裂缝较发育。上述5个薄层段的精确识别可为该层段试油射孔具体位置的精确选取提供参考依据。

图7

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	图7 NP井4 405.0~4 410.0 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

水平井施工作业过程中通常采用随钻测井（LWD）技术, 其测井项目一般包括自然伽马（可划分出井眼地质剖面、确定砂泥岩剖面中泥质含量和定性判断岩层的渗透性）及深、浅侧向电阻率（深侧向电阻率反映原状地层电阻率, 而浅侧向电阻率反映侵入带电阻率, 通过分析深、浅侧向测井两条电阻率曲线的重叠, 可快速直观地判断油、气、水层）, 其测井曲线测量精度高, 可定量化分析地质特征^{[7, 8]}。目前随钻测井仪器通常存在10 m左右的工具测量盲区, 即使目前最先进的近钻头随钻测井仪器也会有3 m左右的测量盲区, 导致随钻测井参数在实时地质导向决策时存在一定滞后性。在实钻过程中, 通过对比1 m与0.2 m录井间距下各相关参数曲线的响应特征发现, 0.2 m微钻时及微气测曲线变化趋势与随钻测井曲线具有较好的对应关系。因此, 可通过微钻时拟合随钻测井曲线, 在地质导向中随钻测井仪器工具测量盲区提前进行储层非均质性及物性的判断, 进而指导水平段井眼轨迹优化。

2.3.1 水平井储层砂岩非均质性判断

以研究区T井为例, 在钻揭3 064.4~3 066.0 m水平段含砾细砂岩过程中, 1 m钻时及对应气测值与该井段随钻测井自然伽马值对应性差。而0.2 m微钻时与自然伽马值均呈现同步负异常曲线形态特征, 0.2 m微气测值同步呈现高异常, 据此判断该段储层砂岩泥质含量减少、渗透性较好（图8）。水平井实钻过程中, 可利用微钻时录井技术分析评价LWD测量盲区储层砂岩的非均质性。

图8

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	图8 T井3 064.4~3 066.0 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

2.3.2 水平井储层“ 甜点” 识别

以研究区T井为例, 在钻揭3 070.8~3 072.2 m水平段含砾细砂岩过程中, 1 m钻时及对应气测值与该井段随钻测井自然伽马曲线异常特征对应性差。而0.2 m微钻时与自然伽马曲线均呈现低值特征, 并且0.2 m微气测值同时呈现高值异常（图9）, 可判断该井段为储层“ 甜点” 位置。水平井实钻过程, 可以利用微钻时录井技术来分析评价LWD测量盲区的储层物性, 为实时调整水平段井身轨迹提供决策依据。

图9

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	图9 T井3 070.8~3 072.2 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

在石油天然气勘探开发中, 元素录井技术主要用来对所钻岩屑进行元素分析, 得到岩石中Si、Al、Mg、P、S、Cl、K、Ca、Ti、Ba、Mn、Fe共12种主要造岩元素含量数据。根据各种元素数量的差异, 可确定矿物成分和岩石类型。如Si含量的差异可区别砂岩与泥岩、Mg含量的差异可区别云岩与灰岩、S含量的差异可区别石膏与碳酸盐岩。因此, 可利用元素变化确定主要岩性变化。现场录井过程中, 在其他钻井参数相对稳定的条件下, 可从0.2 m微钻时数据中选取部分相对高值和相对低值的异常点, 有针对性地加密捞取岩屑样品, 同时对2 m间距连续岩屑样品和0.2 m微钻时岩屑样品进行元素分析。通过对比2 m与0.2 m录井间距下各相关参数曲线的响应特征发现, 0.2 m微钻时曲线异常变化与对应元素特征参数曲线具有较好的对应关系, 可更精确地反映出砂泥岩界面和砂岩灰质胶结程度。

2.4.1 储层砂岩灰质含量分析

以研究区JT井为例, 在钻揭3 819.2~3 820.6 m砂岩段过程中, 2 m间距岩屑样品元素曲线表现为高Si/Al、高Ca/Si、高Ca的参数特征, 这在3 819.8 m（0.2 m间距）岩屑样品的元素参数值上表现得更为突出^[9], 说明该砂岩段碳酸盐岩矿物胶结较发育, 非均质性强。在钻压相对稳定条件下, 1 m钻时曲线异常高值细节变化特征不明显, 与元素参数曲线拟合效果差, 而0.2 m微钻时曲线呈现异常高峰形态, 峰基波形过渡界面清晰, 且与元素参数特征对应性较好（图10）。因此, 利用0.2 m微钻时能有效反映地层的可钻性, 具有对储层砂岩灰质胶结程度的放大识别效果。

图10

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	图10 JT井3 819.2~3 820.6 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比

2.4.2 砂泥岩地层界面分析

以研究区SB井为例, 在钻揭4 453.4~4 454.4 m砂泥岩过渡段过程中, 2 m间隔岩屑样品元素曲线表现为Si/Al由高到低、Al/Ti由低到高的参数特征, 该特征在4 453.8、4 454.2 m（0.2 m间隔）岩屑样品的元素参数值上表现得更为突出^[10], 说明该井段为由砂岩向泥岩的过渡带。在钻压相对稳定条件下, 1 m钻时曲线异常变化特征不明显, 与元素参数曲线拟合效果差, 而0.2 m微钻时曲线呈现低峰到高峰的过渡形态, 低钻时对应砂岩, 高钻时对应泥岩, 且与元素参数特征对应性较好（图11）。因此, 可利用0.2 m微钻时进行地层砂泥岩界面的放大识别及薄互层厚度的精确定位。

图11

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	图11 SB井4 453.4~4 454.4 m井段1 m钻时与0.2 m微钻时录井图对比