录井技术范文

录井技术范文（精选12篇）

录井技术 第1篇

1分支井的应用需要建立在主井眼的应用基础上, 这需要进行不同方向、方位的井眼的钻出。这就需要进行分支井技术的产生分析, 更好的进行油气采收率的提升。在实际应用中, 分支井的井型差异会出现分支定向井及其分支水平井类型。在施工过程中, 分支井对于开窗侧钻的位置要求非常高, 在其工作中, 都需要进行开窗施工的严格检测, 针对其开窗的具体效果进行审定。

为了满足上述工作的需要及性能细碎岩屑的准备分析及其研究是必要的。特别是在油气田勘测过程中, 进行高分辨率的岩样观测技术优化是必要的。这就需要进行观测技术的应用, 针对裸眼难以观测的细碎岩屑进行仔细的分析鉴定, 进行油气显示的落实。在分支井段应用钻进时, 细碎岩屑的产生是必然的, 这就影响了地质录井工作的有效开展。通过对高分辨率岩样观测技术的应用, 更有利于进行地质录井工作难题的解决。

在高分辨率岩样观测技术的应用过程中, 应用显微镜是必要的, 其能够针对岩样的岩屑进行放大, 通过对显微镜的摄像机的使用, 对细碎岩屑摄像进行使用。这也离不开数码转化设备的使用, 从而保证图片的良好存储。以上环节都离不开计算机技术的应用, 从而实现岩屑图像的清晰化。再进行传输设备的应用, 进行显示屏内摄像进行打印, 这也有利于岩屑图像的仔细观察。通过对细小岩屑的利用, 借助分辨率岩屑技术, 保证图像的清晰化, 这都需要引起相关地质录井勘测人员的重视, 更好的进行细小岩屑的辨认, 更有利于辨认效果的提升, 有利于进一步的开展地质录井工作, 更有利于改善传统地质录井技术不足的改善。

二、气测录井技术具体应用措施的优化

1在录井工作中, 健全气测录井技术体系是必要的, 其进行了钻井液内部物质含量的测量, 受到油气藏储集层点性的影响较小, 这就更有利于进行油气藏勘探工程的应用, 其具备良好的应用优势, 更有利于进行裂缝性油气层的开发利用, 保证气测录井工作的良好开展, 在这个方面上, 其具备良好的应用优势。

在分支井应用中, 需要进行开采目标的分析, 其主要的工作目标是天然裂缝致密油气藏, 特别是针对非均质油气藏。这是油藏开发的主要目标。以上工作的开展, 也离不开分支井的快速钻进, 这就需要考虑到分支井的钻进速度, 从而进行岩屑的破碎程度的分析, 保障该技术优势的显示。一般来说, 都是需要进行单位时间的破碎岩石的控制, 因为破碎岩石越多, 其井筒内部的油气量就越大, 更有利于进行油气的显示及其评价, 更有利于进行常规地质录井技术的分支井体系的优化。

2通过对该技术的应用, 更有利于进行井壁稳定性的控制, 有利于进行其摩阻力的降低, 有利于其携屑能力的提升, 这种钻井工艺对于钻井液的要求是比较高的。分支井的钻井液系统对于气测录井技术提出了更高的要求。这就需要进行钻井液的化学处理剂的应用, 保证钻井液的混油质量的控制, 从而避免其对真实气测值的掩盖。为了做好这个环节的工作, 需要现场气测录井数据人员尽职尽责, 实现与钻井液工程师的良好联系, 进行常见化学添加剂的掌握, 进行混油分支井的油气层的判断, 保证混油料的性质分析。

在分支井施工环节中, 也要进行钻井工艺的需求情况, 以地质录井技术的研究对象为应用, 满足环境条件的变化应用, 更有利于进行气测假异常值情况的分析。这就需要进行岩屑样品质量的控制, 如果岩屑样品的质量过低, 就很难满足技术的分析需要了, 为了完善这个环节, 需要进行含油气的岩屑研究改进,

即使在一定条件限制下, 也要进行可利用手段的应用, 进行钻井液的地层流体的携带研究方法的优化。这可以进行钻井液脱气点燃试验的应用, 进行油气的显示及其发现, 保证流体的性质及其产能大小的分析, 保证对分支井油气的良好的解释评价。

3通过对上述工作环节的控制, 可以更好的进行钻进液脱气点燃试验的控制。这需要保证工作步骤的循序渐进性。这需要进行试验需求的深入研究, 这需要进行玻璃瓶的使用。特别是那种透明细颈玻璃瓶的选择, 进行油气聚集情况的收集及其观察。在气测异常情况下, 进行取样, 针对其显示的厚度, 进行取样的加密。

完毕后, 再进行玻璃瓶的清洁工作, 这需要进行棉纱的擦拭应用, 具体步骤就是进行玻璃瓶的平放, 保证其在静止状态下也可以进行钻井液表面油花的观察, 做好气泡的观察工作, 保证观察记录的做成。

如果待观察记录完毕后, 就需要试验员进行瓶盖的打开, 进行水及其钻井液的融合, 保证油气的钻井液内部脱离, 及时的做好二次观察。进行瓶盖的打开, 进行油气点燃, 进行油气燃烧情况的观察, 并且做好相关的记录工作。

在油气田开采系统中, 健全分支井的录井技术体系是必要的, 从而有效的进行油气田的开采工作, 实现其应用效率的提升, 更有利于满足现阶段油气田开采工作的需要。这都需要健全我国油气田开采技术体系。随着技术的发展, 社会的油田工程, 对于我国的分支井录井技术的要求越来越高。在此条件下, 需要进行分支录井技术的研究及其实践工作, 更好的克服分支录井的技术应用弊端。这都离不开我国钻井技术及其分支井录井技术的协调性, 保证这两者的配合性及其补充性。在日常工作实践中, 需要保证录井技术功能及其优势的有效发挥。

结语

通过对该文的具体论述, 有利于进行地质录井中分支井录井技术作用形式的分析, 更有利于油气开采工作的良好开展, 这就需要健全地质录井分支井录井技术体系, 在日常工作中需要进行该技术的应用, 切实提升油气田开采的工作效益。

参考文献

[1]赵万林.浅析石油综合地质录井的管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (08) .

[2]李森, 张鲁刚.地质录井设备的管理现状与应对措施[J].化工管理, 2014 (08) .

录井技术难点及对策 第2篇

作者：郑俊杰 转贴自：本站原创 点击数：875 更新时间：2004-10-8 文章录入：zoushilei

摘要：本文就水平井录井过程中存在的技术难点加以分析和研究，结合钻井新工艺的应用探讨出一种有别于传统地质录井技术的水平井录井方法和对策，旨在充分发挥水平井现场录井的地质导向作用。关键词：水平井，录井，地质导向，钻井新工艺，着陆点，符合率，对策

一、引 言

随着油田勘探程度的不断加深，勘探对象由简单构造变为复杂断块构造，油田开发中后期，主要油区含水量上升，开发难度大、成本高，加之好多地区（包括深层地层）岩性致密，储层薄、夹层多，等等，想有效解决这些难题，最好的办法应该是钻水平井或大位移井。而在老油区为完善开发井网，愈来愈多的地面绕障井也逐渐被提到钻井日程上来，同时，由于直井受储层裸露面积和地层非均质性的影响，油层单井产量受到一定限制，因此为提高单井利用率，尽可能地多发现或多钻穿油气层，扩大产层裸露面积、提高油层采收率的水平井越来越多的被利用。

然而，水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如钻井事故增多、达到地质目的的难度增大等，所以水平井地质导向技术和工程预报是水平井成功钻探的关键。同时水平井钻井也给现场地质录井工作带来了极大的困难，如工程需要使用PDC钻头来提高钻井时效以及钻具结构、井眼复杂所带来的岩屑运移方式的改变形成的岩屑细小混杂，代表性差等等，造成岩屑描述困难，油气显示落实和归位难度增加，钻时不能准确反映地层岩性和物性，而且水平井钻井为减少钻具“磨阻”往往要使用有机和混油钻井液，这又会极大的影响荧光录井、气测录井的作用等等。所有这些因素都会在降低录井资料的采集品质、岩性和油气层符合率的同时，削弱现场录井对钻井施工的地质导向作用。

结合我们在水平井录井过程中遇到的实际问题和技术难点，现加以认真分析研究，探讨出一种水平井地质录井方法，有望在水平井钻井过程中尽可能的发挥其应的作用。

二、技术难点

1、受水平井固有的特点和钻井新工艺的影响，钻井岩屑变得十分细小，甚至呈粉末状，由于PDC钻头的使用，被钻头破碎的岩屑在井底返出井口的过程中，不断受到钻头与井壁、套管壁的碰撞、研磨而多次破碎，岩石变得更加细小，特别是螺杆驱动的反复研磨使细小的岩屑呈粉末状悬浮在环空，这些因素的综合作用使录井中的岩屑细小，甚至捞不到真岩屑。进而增加了岩屑描述的难度，直接影响了岩屑描述的准确性，使岩屑录井工作根本无法按常规方法进行。

2、岩屑荧光显示微弱。特别是对于一些轻质油藏，细小的岩屑在井眼中经过长时间的冲刷和浸泡，油气散失严重，用常规的荧光录井方法较难发现和落实油气显示。

3、井深大、井眼结构复杂，使得迟到时间长，岩屑失真，难以准确恢复地层真实剖面。

4、由于欠平衡液气分离器的使用，使气测录井变得复杂化。欠平衡钻井技术的应用，一方面使井底油气层流体压力大于钻井液柱压力，有利于油气渗入钻井液；另一方面，井眼返出的钻井液先流经液气分离器进行初步“脱气”，然后才经过录井仪的脱气器，使得色谱分析检测到的气测值整体变低，不能准确反映钻井液中的气体含量。当打开新的油气层（尤其是较差的油层）时，气测异常特征往往变化不明显。同时在施工过程中，因测斜或接单根等工程原因引起的停泵现象，造成井底压力动态平衡的改变也可形成“气测异常”假象，这些因素的共同影响使气测录井的解释工作变得困难。

5、钻时资料的真实性下降。在钻井参数相对稳定的情况下，钻时的变化主要与岩性有关，因而钻时资料是岩屑描述工作中定性判断岩性和进行岩性分层的重要参考资料。在普通直井钻进中，一定井段的钻井参数是相对稳定的，因此钻时能够比较真实地反映地层的可钻性，但在水平井的钻进过程中，钻具易紧帖井壁，稳定器基本与井壁四周接触，使得部分钻压施加在井壁上，传至钻头上的钻压减少，钻时相对明显升高，同时为满足造斜、增斜、降斜等定向施工的需要，时常要进行钻压、转盘转数和排量等工程参数的调整，钻时已难以真实的反映地层的可钻性。

6、在水平井的钻进过程中，卡准着陆点、保证钻头在顶、底板之间运行是关键，诸多因素的影响，造成资料失真，分析判断困难致使保证无力。

7、井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大。这就要求综合录井人员应以高度的责任心和准确的判断能力及时进行工程异常预报，保证钻探施工的安全性。

三、录井施工对策

在大位移超深井、水平井的录井过程中，由于上述一些技术难点，致使一般的综合录井方法和技术得不到充分的发挥和应用，另一方面甲方未要求钻井取心、岩屑薄片坚定、定量荧光分析及地化录井技术等项目的服务，给现场录井人员的综合分析和解释带来难度。通过我们深入分析传统综合录井方法和特点，结合这类井的特殊情况，对录井工作流程进行改进，主要对策如下：

1、熟悉工区的构造、地层及岩性特征，结合设计要求做到心中有数。通过收集工取的实钻资料，熟悉工区内的地层岩性特征，了解油层及标志层在横向及纵向上的分布及变化特征，及时进行分析对比，在保证资料录取质量的前提下，卡准油层顶、底板深度。

2、加密测定迟到时间，并对综合录井仪迟到时间及时修正，保证岩屑准确取样。综合录井仪的迟到时间是计算的理论值，实际上由于井眼复杂不规则、泥浆泵工作效率及钻井液排量等因素的影响，实测迟到时间与理论计算时间往往存在较大差异，有时相差十分钟左右，所以在岩屑捞取的过程当中，通过加密实测迟到时间，不断的修正岩屑的上返时间，保证岩屑捞取的时间尽可能准确。

3、确保细小岩屑的捞取质量。细小岩屑的接样、捞取、洗样应严格按照岩屑录井操作规程进行，首先接样盆放置位置眼适当，以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜，并根据震动筛实际返砂情况，灵活调整接样盆的位置。其次接样盆接满后应尽快取样，岩屑采集、取样应严格按照二分法或四分法均匀采集，确保岩屑样品的代表性，并取样后多余的岩屑清理干净。在洗样的过程中应采用小水流、轻搅拌，稍微沉淀后倒混水换清水的办法，从而保证岩屑样品的数量和代表性。

4、改进传统的“大段摊开”的观察描述法。首先镜下观察，岩样洗出后取20 g洗净的细小岩样和20g原样分别置于直径10cm的白瓷碟（其他方便工具均可）内，作深度标记后放到双目镜下进行仔细观察对比描述。刚洗净未干的细小岩屑因其表面清洁，容易观察其岩性组合特征，晒干后，砂岩岩屑表面变得模糊而难以观察，因此对于细小岩屑的描述要重点进行湿样描述。其次是对细小岩屑进行宏观观察描述，将大段的盛有岩屑的白瓷碟（百格盒既可）整齐排开进行观察、分析对比。另外对于装袋用的细小岩屑在晒样时应避免过多翻动，以免造成岩屑表面模糊，影响岩屑复查工作。

5、岩屑描述中的两个结合。首先，描述应结合工区地层岩性特征，细小岩屑多是经二次破碎造成，粒级比邻井砂粒要细，因此在观察描述时应注意认识岩屑的磨光面和破碎面，进行必要的估计恢复，以提高岩性剖面符合率。其次描述应结合工程情况，由于水平井井况复杂，井眼极不规则，常规井的岩屑描述规则不再适用，实践表明：钻遇新岩层，其岩屑并不一定在相应的井段中返出；持续在该岩层中钻进，其岩屑百分含量在对应的井段内不一定明显增加；该层结束时，其岩屑百分含量不一定在对应的井深减少。因此在描述岩屑时应参考工程参数的变化，分析岩屑含量的变化是由于地层变化引起的还是由于工程因素引起的。在钻井参数相对稳定的井段，钻时资料还有一定的使用价值。

6、油气显示的落实坚持挑样与混样结合，干样与湿样相结合的原则。岩屑荧光实验表明：由于混合湿样颗粒表面有水膜存在，荧光滴照实验仅为微弱光圈，经微波炉快速烤干后，其荧光滴照实验特征明显，相反若使用电吹风方式烤干的岩屑其荧光滴照实验特征要差得多；另外对比发现，用环己烷作有机溶剂的岩屑荧光特征比用四氯化碳作有机溶剂要明显得多。

7、气测录井与岩屑录井互补，进行油气显示综合解释。气测录井是发现和评价油气的直接有效手段，理论上讲，岩屑细小、浸泡时间长更有利于气测录井对油气的发现，但由于钻井施工中应用了欠平衡钻井技术，欠平衡液气分离器的使用使脱气器搅拌脱出的气体仅是井眼流体内的残余气，使检测到的气测值失真，不能真实反映井眼中的气体含量。油迹钻井液对气测录井的影响无需质疑，但通过分析真假气测显示的不同特征可以准确评价油层。水平井钻井中使用的油基钻井液使得气测全烃基值升高，但基值相对稳定，组激将法值分一般只有少量甲烷和重组分，在未进目的层之前可以以此作为整体气测基值。但钻井液中无论加入何种有机物在充分循环均匀后，组分中的甲烷等轻组分将降低致至消失。在水平钻进中，一旦甲烷、乙烷等轻组分出现或升高时，则可判断进入油气层。同时有非烃参数变化时，参考非烃参数变化，也可判断是否在同一油层内钻进。这就要求录井人员要对气体检测系统进行细致准确的刻度校验、维护保养、巡回检查等，以降低气体检测系统造成的误差。在综合分析过程中，气测异常需要岩屑荧光实验来证实，同时岩屑荧光实验因气测异常而更有针对性，两者综合分析可落实油气显示情况。

8、监控钻头位置，确保在目的层中钻进是水平井的目的所在。利用综合录井仪实时井斜监控软件，输入设计的轨道数据及根据区域邻井地质资料预测的地层数据，可以绘出设计井眼轨迹和预测地层剖面。实钻过程中，通过及时输入或提取LWD测量的井斜数据，绘出实时井眼轨迹的同时，可以预测钻头的实际位置。结合岩性的变化情况，及时调整地层数据以获得真实的地层剖面。

（1）：从开始造斜起，要绘制 1：200 的“深度校正录井图”与邻井进行对比。要求在造斜段、增斜段的钻进过程中随时把单层厚度及深度换算为真厚度，同时以厚层为目标层与邻井进行对比，忽略薄层。换算方法如下：（忽略地层倾角）：

TVT=MD*COS α

式中:TVT-真实垂向厚度，米

MD-地层视厚度（斜深），米

α-井斜角，度

如下图为TVD、TVT、TST区别的图解。

（2）：在对地层及砂层组进行大段对比的基础上，要坚持小层对比。因为，水平井的目的层最后要落实到一个小层上。

（3）：及时绘制“地质轨迹跟踪图”。根据地层对比结果，结合实际轨迹，及时绘制轨迹运行图与设计轨迹进行对比。

（4）：在岩性描述及挑样上做到去伪存真，提高所描述岩屑的代表性、正确性。

（5）：结合与邻井中目的层的岩性、物性、含油性及分析和化验资料的分析和对比判断着陆点（A点）的位置。

（6）：另外：在水平井钻井中，地质人员必须熟悉当前目标层的合理的地质构造解释。必须了解构造解释的三维特征。同时应善于通过分析井身的几何结构来指导下步的井身轨迹，通过对构造的分析并结合井身轨迹，随时了解钻头所处的断块、地层，分析与设计是不是一致。

（7）：利用邻井资料，结合气测、定量荧光分析技术解决油气层的归属问题，为地层对比提供依据。

现场录井技术及油气层综合解释 第3篇

【关键词】现场录井技术；钻时放大法；MAS录井仪；卡准取心层位；油气综合解释；评价原则

前言

随着油田勘探开发的需求，以及油田勘探开发对象越来越复杂，传统、单一的录井方法既不能满足当前录井技术的需要，也不能满足石油勘探开发、快速准确综合解释油气层的需要；面对两方面的需要，在现场录井通过不同的井别优选录井设备，充分利用各项资料综合分析进行油气层综合解释原则，并在使用PDC钻头钻井情况下地质录井取心层位卡准及油气发现上得到了极大的提升，从而提高了油气层综合解释的快速性和准确性。

1.现场录井技术

现场录井的基本任务是取全取准各项资料、数据，及时掌握井下地层层序、岩性，初步掌握钻遇地层的含油、气、水情况，为油气田勘探和开发提供可靠的第一手资料；而且现场录井具有成本低、简便易行、了解井下地质情况及时、资料的系统性强等优点。因此现场录井在油气发现上具有显著重要性。

1.1 根据不同井别，针对性优选录井手段，确保油气发现

随着PDC钻头技术的广泛运用，缩短了钻井周期、为钻井增加了经济效益；但PDC钻头对地层独特的切削及研磨作用，造成钻屑细小、混杂、代表性差、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显或几乎无变化，难以从常规曲线和岩屑上判断地下岩性，荧光定级，恢复录井剖面；从而影响岩性归位、录井油气发现率等，使录井剖面符合率下降，油气层评价解释困难。面对上述技术难点问题，在Y井使用PDC钻头钻井的施工中，通过准确实测岩屑迟到时间、细致观察岩屑、观察槽面显示，充分运用特征层及“钻时放大法”，并结合MAS快速录井仪记录的全烃值，来综合判断地层岩性和发现油气显示，最终达到了提高录井剖面符合率、完钻层位卡准及油气层快速评价解释的目的，真正实现了PDC钻头下地质录井技术与钻井技术的同步发展。

1.2 及时发现地层变化、决定了卡准取心层位

在油田勘探开发中，岩心是研究地层岩性、物性、含油性等各项参数所必需的第一手资料，能客观实际地反映地下岩层特征。因此，岩心录井是一种非常重要的录井技术。由于钻井取心的不可逆性、高成本及地下地质条件的复杂多变，决定了卡准取心层位的重要性。例如：T井的施工中，设计要求在E1f3和E1f2+1见油迹及油迹以上级别钻井取心，且设计只断缺阜三段中部地层。实钻发现钻遇地层与设计明显不同，还断缺下部阜二段七尖峰地层，为完成设计要求，现场录井技术人员及时重新预计取心目的层深度，充分利用钻时、岩屑、气测资料分析；在钻至井深1890.32m时，钻时明显变快，停钻循环，见油砂且气测异常，起钻取心，在14.73m的岩心中获7.77m的油砂。该井成功的关键在于及时跟踪地层，发现阜二段顶部标准层被断缺，从而获取了主力油气段的岩心资料，为该区块地质研究及评价提供了可靠的第一手资料。

2.油气层综合解释

油气层综合解释，就是利用岩屑、岩心、综合录井（气测）、地球化学、定量荧光、测井、地震、构造等资料进行的综合分析和评价。目前油气层综合解释的方法、技术很多，既有传统的图版法，又有近年来发展起来的神经网络、专家系统等方法。但是，很多理论上不错的方法，实际应用效果并不十分理想。我认为其主要原因在于没有系统、综合地去考虑问题，没有应用地质资料综合分析；无论用什么具体方法综合解释，以下几项原则在油气层综合解释中是应该把握的。

2.1 综台性原则

受系统及偶然误差的影响，各种单项资料往往存在一定的局限性。仅依靠单一资料很难对其含油性做出准确评价，需要综合考虑各项资料进行全面分析。在此过程中充分考虑眼见为实的岩屑、井壁取心等录井资料，不但可对其含油气丰度做出准确描述，而且对同一储集层油气水的纵向分布范围也易于划分，从而得到一个较为准确的结论。例如，H井在井段2598.00—2600.00m，岩屑、井壁取心证实本段无油砂；测井解释为油层。综合考虑各项资料后，为防止漏失油层，综合解释为可能油层；并建议对该层试油，以验证储层产液性质，试油结论为水层。

因此，在进行油气层解释时，一定要考虑到综合性原则，防止因过分依赖某一单项资料而造成片面性失误。

2.2 针对性原则

各种录井资料均有其技术优势和不足，在解释过程中应针对不同储集层物性、不同原油性質，合理利用各种单项资料进行针对性评价，会降低综合解释误差。例如：G井在井段3099.50～3104.00m，岩屑录井为油迹粉砂岩，井壁取心为油斑粉砂岩，槽面无显示；气测全烃从0.204%升高0.724%，组分不全，气测解释为油干层；地球化学未分析；测井解释为油层；综合解释时考虑到该区属于低孔、低渗透，储集层物性差异大比较隐蔽，槽面少见显示或没有显示，气测值虽较低，储集层中的油气主要残留在岩屑中，所以解释时侧重的资料为岩屑、井壁取心、测井资料，综合定性为油层。该井压裂后测试日产油9.21m3，日产水3.41m3，压裂后对比产量资料及储层流体性质资料，解释结果与试油结果一致。地层压力系数1.07，属较为典型的三低（低压、特低孔、超低渗）储层。所以在对此类储集层综合解释时，我们应充分考虑到岩屑、井壁取心、测井等资料。

2.3 相对性原则

在现有的技术条件下，不可能设计出理想的、同时满足各种情况需要的油气层评价模版，而通过对埋深、地层压力、储集特征、成藏条件及钻井条件相近的油气层进行比较，则可以对目标层的评价起到很好的辅助作用。具体评价时，要注意加强层内、层间和井间3个层次的对比工作。

3.结论

现场录井技术能直接实时反映井下地质构造、含油气情况和钻井工程等方面数据，因此具有获取信息及时、多样、分析解释快捷的特点，是其它勘探技术无法取代的。但是单项录井技术却不能完成油气显示储集层各项参数定性、定量描述，单项录井参数也不能对油气层进行有效评价；同时地质、气测、灌顶气等现场录井资料录取具有唯一性和不可重复性。测井曲线有问题可以重测，录井采集资料是不可重复的，一旦资料存在问题就可能影响资料解释质量，因此现场录井技术人员不只需要高度责任感，而且需要过硬的专业技术技能。

录井解释拥有第一手的录井资料，可以在现场多次观察岩心实物物性、含油、含水性，更直观感性地认知储集层含油或含水现象，分析评价手段较直接。但单一录井技术受地质条件、人为因素、仪器本身、钻井工艺等因素的影响，获取的参数不一定完全准确。因此，利用单一录井资料进行油气层解释，可能导致解释成果与试油结果的符合率低，所以综合解释时应充分发挥各录井优势参数，并结合其它方面资料对储层进行全面、准确的综合评价。

参考文献

[1]金秀玲.储集层评价.石油工业出版社，1999年

作者简介

综合录井技术研究 第4篇

1 国内外综合录井技术现在的基本情况

1.1 录井专业缺少基础理论的研究

从世界范围内看, 现在国外和国内都没有专业进行综合录井技术研究的专门单位, 有一些科研院校往往开设的仅仅是普通地质、石油地质等专业, 却没有设立专业的录井专业。同时, 从事录井生产的油田单位, 对于录井技术的理论研究往往是爱莫能及, 自身没有达到相应的研究能力, 造成目前录井技术没有相应的基础理论作为相应的支撑。所以, 从整体上讲, 录井技术的研究, 由于现在的条件限制, 较之其他技术存在严重的不足。这样就影响了录井技术向纵深发展, 严重制约了录井技术行业的发展。

1.2 日益复杂的油气地质条件的挑战

目前, 因为勘探情况不断的变化, 地质环境变的越来越复杂的探井日益增多, 随之越来越多的隐蔽油气藏和特殊岩性出现了, 油气层发现评价、随钻检测和地层压力预测相应的难度变得十分的大, 勘探形势的发展已经超过的录井技术研究的进度。伴随着勘探目标的不断变化, 老的油气田的地质条件也变得越来越复杂, 具有盐膏层高泥、非均质性强、薄互层、高温高压、高应力、高钙等特点。这种情况下就为探井和录井在广度和深度上增加了非常大的难度, 同时也是由于这些资源具有非常高的隐蔽性。目前, 油气层评价和发现的难度越来越大, 比如稠油油藏、气藏、低压低渗油气藏层及古潜山油气藏、特殊岩性及隐蔽油气藏等作为主攻方向在一些老区, 比如勘探程度比较高的区域, 录井技术发挥着日益重要的作用, 这就对录井技术提出了更高的要求, 要针对不同的地质条件、不同的油气藏的实际特点, 采用不同的技术和方式, 但是从整体上讲目前的录井技术还不能够达到相应的要求。

1.3 钻井技术发展带来的困难

随着在钻井技术的不断向前发展, 钻井工艺也发生来越来越多的变化, 定向井、水平井、深探井增多, 空气钻井、氮气钻井、液体欠平衡钻井及PDC钻头钻井等技术越来越广泛的应用, 这些复杂的钻井技术对地质剖面的恢复、油气显示的识别现场技术决策工作增加了难度。

1.4 定量化、数字化、信息化对录井技术提出新的要求

从国内外目前的实际情况来看, 录井技术在储层的评价和解释的上还不是很成熟, 往往是只能够对储层岩含油级别进行定名的层次上, 所以在定量评价上对于储层流体无法做出准确的评价。出现这种情况的主要原因是录井资料的信息化程度、定量化的深度还不够, 在录井资料的传递和存储上产生的不好的影响, 这就在资料的处理上有产生了诸多的困难。从世界范围内看, 国外的石油企业对于钻井现场的信息处理工作是非常的重视, 有很多的地区和国家都在对井场的各项数据进行远程的传输。在看到国外先进的信息化处理模式之后, 我国的油气田企业也在充分的借鉴国外先进经验的基础上, 大力的开展油田井场资料信息平台的建设工作, 大量的数据资料得已建立起来。由于各个油气田企业采用的是不同的技术标准, 所以他们的数据库都是不相同的。在井场数据远程传输上, 手机通讯盲区和重点井往往是通过卫星通讯的方式, 一般的井场往往采用G P R S和C D M A的模式。同世界先进的国家比较, 国内井场的信息化建设还存在很多的问题, 主要是数据库平台技术标准不统一、不规范, 国内各个油田的资料不是很规范, 录井仪还存在结构不一致的现象, 还存诸多这样那样的问题。

1.5 工程异常检测预报对录井提出的新的要求

从目前的实际情况来看, 在服务钻井工程的过程中, 综合录井技术发生问题所占的比率很多, 但是还有着不太容易定量的现实问题。但是, 随着综合录井技术的不断发展和成熟, 比如气体钻进井下爆燃检测、井下时时地压检测技术的广泛应用, 为钻井过程中录井出现异常情况提供了有力的帮助, 为提升录井工作的效率和准确性提供了有力的帮助, 进一步发挥了综合录井技术的作用和优势。

2 综合录井技术的发展趋势

2.1 录井资料定量化、信息化是录井技术发展的重要内容

随着计算机技术的发展和录井技术本身的进步, 今后已经量化的录井参数会变的更加灵敏、准确;原来未量化的参数将通过新的方法和手段进行量化。实施化的过程, 必将促进技术的发展, 将更准确反映地下地质情况, 提高资料的可对性, 利用多个手段提高油气层的发现率和解释精度;与此同时, 录井软件将向系统、平台化、网络化发展, 综合录井仪将成为井场信息采集、汇总、处理评价、远程传输的区域综合处理评价信息平台。

2.2 多种录井技术的发展提升了综合录井技术的水平

轻烃分析、定量荧光录井、综合录井P K录井等多个技术手段结合将成为综合技术录井技术发展的主要方向, 因为这些技术都有其实际特点, 能够从多个方向反映出油层和地层的实际情况, 能够相互的辅助, 综合评价。随着技术的进步和发展, 光谱录井技术、现场岩心核磁共振录井技术等不断出现, 有力的提升了综合录井技术的水平。

2.3 钻井技术与录井技术共同进步

从今后的实际情况来看, 只有钻井技术同步与录井技术一起发展, 对于勘探开发才能提供更加有效的支持, 录井数据才会更加的及时和有效, 促进录井技术更加长远的发展, 所以说, 对特殊条件下的地层压力检测方法进行深入的研究已经成为当前一项非常重要的工作, 这直接关系和油田企业勘探开发工作能否顺利高效进行的主要影响因素。

2.4 加强录井基础理论的研究、加速进行现代录井技术体系建设

加强各种参数的传感与检测理论、异常识别理论、信息源的解释评价理论及其它相关理论的研究, 为综合录井技术的发展奠定坚实的理论基础。信息技术的发展为录井注入了新的活力, 加快建立现代录井技术研究机构与录井专业人才的培养 (包括大专院校专业的设置) 。加速进行现代录井技术体系设。

总之, 随着科学技术的不断发展, 综合录井技术必然能够得到不断的完善和发展, 在应用中必然能够取得越来越好的效果, 进一步提高油田企业的生产效率和效益。

摘要：综合录井是一种石油钻探中的随钻检测方法, 是一种集电子技术、通讯技术、计算机技术、应用物理、化学、数学、石油地质、石油工程及信息工程及控制论于一体的边缘学科, 是钻探现场的信息中心, 对石油钻探进行实时监控与处理, 并提供解释及决策依据的重要手段。

关键词：综合录井技术研究

参考文献

[1]许磊, 地质导向技术的应用方法, 2002

[2]王志战, 定量荧光录井技术应用研讨, 2003

[3]蔡毅, 王志章, 周新源, 综合录井地质分析平台, 2002

水平井地质导向录井关键技术 第5篇

引言

在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。

国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。1 地层对比与预测技术

地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。1.1 技术难点与对策

由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。

随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。

图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图

由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。

图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图

又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。地质解释与导向技术

进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。2.1 目的层岩性变化的分析与判断

地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。

2.2 应用实例

A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。

钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。

由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。结语

本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。

定量荧光技术在随钻录井中的应用 第6篇

中图分类号:TU71文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)05(c)-0089-01

冀中坳陷廊固凹陷河西务构造带位于廊固凹陷东部,紧邻武清凹陷,是一个北东走向的地垒带。东西宽12km,南北长36km,面积410km2。该构造带是开发几十年的老油区,以往勘探研究只是以下第三系沙河街组沙三段,沙四段油水显示为主,随着勘探技术的不断成长,新方法的录井等使用手段,目前勘探工作的重点是该构造带潜山地层的丰富地下储气资源。钻井勘探的最终目的是找油找气,由于轻质的凝析油层和日趋复杂钻井工艺下疑难油气薄层的发现对准确判断油气层具有很大的困难。常常混入带荧光的钻井液处理剂,这些带荧光物质的加入使得现场地质录井复杂难辨,而凝析油和轻质原油的储层,原油颜色浅或无色,给常规定性描述含油性本身也带来了一定的困难,不仅如此,轻质油或凝析油储层,由于缺乏有效的检测手段和方法,同样对及时发现、准确识别带来难度,尤其是岩屑录井井段,储层岩石破碎程度高、样品颗粒小,这对含油性定性描述本己困难的轻质及凝析油储层无疑是雪上加霜,因而常常造成轻质油层和凝析油层的漏失,给勘探开发事业带来影响。至此原有的录井评价方法已经不能满足现状,对此定量荧光录井技术的随钻应用弥补了这方面的缺憾。

1 定量荧光录井技术应用

1.1 定量荧光录井技术简介

石油组分中的油质、沥青质等在紫外光的照射下,由组成这些物质的分子吸收紫外光的能量而被激发,这些物质会发射出各种颜色和不同强度的光线,这些光被称为荧光。多年来利用石油组份的荧光特性来发现勘探石油的荧光录井方法已经成为一种必不可少的常规录井方法。

原油激发出的荧光波长分布范围很宽,但主要集中在300～600nm之间,且随原油密度的减小,主峰荧光波长减小,凝析油主要集中在280～330nm之间。而人眼只能识别波长在400～800nm之间的光线。由此,在实际工作中对轻质油、凝析油层的荧光录井就变得十分困难,经常会不知觉的漏掉油气层。钻井过程中由于工程的需要添加含荧光添加剂,会产生荧光干扰,使常规荧光录井变的更加困难,有时甚至无法区分真假显示。

定量荧光分析仪采用的光電元件对荧光波长没有局限性,可以全面检测各波长段的荧光,不论油质轻重都不会漏掉,因此可以弥补常规录井方法的不足。另外仪器具有差谱功能,能自动扣除钻井液添加剂污染、矿物发光等干扰,有利于真伪显示的辨别,再现油气显示的真实面目。同时具有快速、简便、灵敏、直观、操作简单等特点,非常适合随钻录井。

通过定量荧光分析可以直接得到以下几个参数:

(1)荧光波长

反映不同性质原油的出峰位置。在300～340nm范围内出峰为轻质油成份;340～370nm范围内出

为中质油成份;荧光波长大于370nm为重质成分;

(2)荧光峰值(原油荧光强度)

原油中荧光物质所发射荧光的强弱,其反映的是被测样品中,含荧光物质的多少;

(3)相当油含量

指1克样品中被试剂萃取出的原油物质的含量;

(4)对比级

反应1克样品中含油荧光级别的高低(N=15-(4-gc)/0.301,其中N为对比级、C为相当油含量);

(5)油性指数

中质峰最大荧光强度与轻质峰最大荧光强度的比值,反应原油性质。

以上五参数无论是在石油地质勘探与开发,还是录井工作中对油气藏的评价,都具有非常重要的意义。

1.2 建立钻井液添加剂定量荧光分析特征数据库

由于工作需求,在华北钻探的5口储气库注采井中,首次应用定量荧光技术随钻录井。针对钻井工艺复杂性,为排除污染,准确发现地层真实显示,对自上而下钻遇的地层使用的钻井液添加剂进行了细致全面分析,初步建立了污染源定量荧光分析数据库,通过分析数据可以清楚看出,有部分钻井液添加剂对轻质油层、中质油层、重质油层真假显示有一定影响,而荧光分析峰值低的对地层的真显示影响不是很大(可以视同基值)。

1.3 排除污染,评价油气显示

在录井过程中对钻井液中加入的有机添加剂可以利用定量荧光分析仪的差谱功能实现污染的识别与排除,达到评价地层油气显示的目的。这一方法已在各地油田随钻录井中应用多年,并取得了很好的效果,形成了目前较适用的评价标准,见表1。

(1)HX-5井奥陶系峰峰组,井段3352.00～3356.00m,厚4.00m。

钻井液分析主峰波长360nm,对比级4.8级,油性指数4.6,峰型明显与显示层峰型不同。显示层样品岩性为灰褐色荧光灰岩,分析样品4个,主峰波长310nm,相当油含量7.78～40.93mg/L,对比级别4.7～7.1级,油性指数2.1～3.4。原油性质为中质,解释为油气层。

(2)HX-4,下第三系孔店组,井段3052-3058m,厚6m。

钻井液分析主峰波长为311nm,对比级5.5级,油性指数为0.9。显示段岩性浅灰色荧光细砂岩,主峰波长361nm,相当油含量6.52～8.13mg/l,对比级5.7～7.8级,油性指数在3.7左右。与钻井液从谱图对比后明显看出峰型不同,反映地层真实显示。该段原油为中质油,解释为油水同层。

(3)HX-3井,奥陶系峰峰组,井段3370～3374m,厚4.0m。

钻井液分析,主峰波长364nm,对比级别为11级,相当油含量为172.00mg/l,谱图特征与显示层不同。而本井目的层的显示段3370～374m,厚4m。主峰波长在310nm左右,相当油含量18.79～35.90mg/L,对比级别5.9～6.9级,油性指数1.1～1.4。原油性质为轻质,解释为油气层。

2 结束语

(1)定量荧光录井技术是首次应用于储气库注采井,起到了很大作用。采用定量荧光差谱法,能够有效地消除有机物荧光对岩屑荧光录井的影响。

(2)在复杂钻井工艺中为及时发现、评价油气层提供了可靠依据。

(3)引用油性指数可在现场快速进行原油性质判别。

录井技术现状及发展趋势 第7篇

关键词：录井技术,发展现状,难题,发展趋势

1录井技术发展现状

因为录井技术和其他物探、测井等技术相比存在着更多的影响因素, 所以相比较而言会出现发展迟缓的情况, 尤其是在定量分析井下数据技术和录井的配套设备这些方面。现阶段的录井作业为了更好的使用录井数据, 通常会把手工录井和综合录井两种方式进行结合。虽然录井技术在油气资源的勘测上存在着明显的不足, 但是其在物探、电测等技术上有着较强的优势, 并且能在第一时间给我们提供井下所测量的数据。因此, 我们应该根据录井技术的特点为其量身定制发展战略, 为其今后在油气资源勘测的长征中保驾护航。

2录井技术目前面临的难题

2.1油气资源日益减少, 地质条件日益复杂

随着开采步伐快速的前进, 大量地质条件优良的油田已经开发完成, 剩下未开发的油田大多存在地质条件复杂等情况。与此同时, 一些老油田随着开采步骤的不断深入, 地质条件也开始朝着复杂化发展, 在后续的录井探测过程中已经出现了高泥、高钙和高压等情况。由于油层的这些特点, 给我们录井技术的开展带来了越来越多的难题, 这些难题也给我们录井技术提出了更高的要求。

2.2钻井技术的发展给录井技术带来的难题

随着对钻井技术的研究日益加深, 钻井技术得到了质的飞跃, 尤其是在各类定向井、水平井等方面, 与此同时, 随着空气钻井、氮气钻井等技术在油田区域的应用逐渐恢复和现场技术决策的逐渐加入, 给录井技术带来了接二连三的挑战。主要体现在水平井和大位移井钻井状态时的录井作业上。

众所周知, 相比于直井钻井的施工, 水平井施工存在着更大的钻井难度和钻井风险, 并且水平井和大位移井通常在地质困难区域进行施工, 这给录井技术的实行带来了更大的难题, 因为地质困难会影响录井数据的准确性, 同时也会影响油气层介质负荷率等问题, 所以最终可能会使录井技术失去在钻井中的指导功能。

为了在最大程度上保护储油层, 通常会使用由20世纪90年代开始发展的欠平衡钻井, 这是一种特别适合在低压、低空和低渗的油藏情况下所使用的钻井技术。现阶段, 我们经常会在欠平衡钻井中使用录井技术来提高钻井效率, 但是我们必须知道这种方法也并不是万无一失的。一旦在超深井中使用录井技术, 就极易出现断裂、堵塞等地质情况, 并且在钻井技术操作时会改变录井技术所依赖的岩石碎屑等基础物质, 同时, 钻井中所使用的各类添加物质如果不小心混入岩石碎屑中, 也会影响录井数据的精确性。

2.3录井技术为了钻井技术的发展必须为其提供详细的定量化、数字化、信息化数据

现如今, 现役的录井技术只能给我们提供少量的储油层信息, 我们对储油层的认识停留在了含油级别分析这一层, 对储油层中的流体性质认识止步于初步的定性分析。因此, 现阶段我们对储油层物理定量方面的了解几乎是一片空白, 这给我们今后数据方面的工作进行带来了无法避免的麻烦。

2.4工程异常检测预报给录井技术带来了新的发展方向

现如今, 录井井下异常情况的预测分析主要是为了服务于钻井工作, 但录井工作在一些物理量的分析上还是存在着明显的不足。

与此同时, 现阶段钻井技术的快速发展带动了综合技术的进步, 因此录井技术搭上了发展的顺风车, 工程参数等应用也日益成熟, 并且工程异常检测的需求带领着录井技术踏上了新的技术发展道路。

3录井技术今后的发展方向

3.1录井技术的时效性必须得到提升

因为录井技术在钻探过程中会对井下情况进行勘测, 所以录井技术的发展对钻井技术有着深远的意义。现如今, 录井技术主要通过对样本的收集、采样、分析等间接手段获得井下数据, 这在一定程度上会由于“时间差”等问题造成数据的偏差, 从而会影响我们对钻井情况的正确分析。

因此, 在今后的录井技术研究上我们要着重解决“时间差”等问题, 从而从根本上提高录井技术的可靠性和实用性。

3.2着力提高录井技术的信息化、定量化水平

随着科学技术的进步带动了电子信息技术的发展, 目前我们已经实现了批量生产具有高灵敏度和高精确性的电子产品, 并致力于对未量化参数的研究, 以求在未来能实现含有未量化参数器具的批量生产, 所以在批量化生产时应该要不忘科学技术在其过程中所发挥的重要作用。

3.3用多种方法去评价技术在录井技术中的应用

现阶段, 我们一般使用综合录井、现场录井等评价方法评价录井技术, 这几种评价方法都各有千秋, 能从不同的角度、层面去剖析钻井底层、油层分布等结构的情况, 在一定程度上, 发挥好录井技术的各种评价方式方法对录井技术的发展是大有裨益的。

3.4维持好钻井技术和录井技术间的平衡发展

维持好钻井技术和录井技术之间的平衡发展, 对录井技术和钻井技术今后的发展都是大有益处的, 因为录井技术不仅需要给钻井技术提高大量精确、及时的数据, 而且还需要在钻井过程中为其提供决策性的技术支持, 所以两者之间一旦存在较大差距, 就会出现场面失控的可能。

参考文献

[1]李兆群.录井技术现状及发展趋势[J].石油科技论坛, 2010, 06:7~12+71.

[2]耿长喜.关于录井技术现状及发展的思考[J].中外能源, 2014, 01:66~69.

[3]邢立, 姬月凤.录井技术现状分析与发展方向[J].录井工程, 2004, 04:48~54+84.

轻烃录井技术研究及应用 第8篇

轻烃录井技术是最新的录井技术, 它是将气相色谱分离分析方法与样品的预处理相结合的一种简便、快速的分析技术, 轻烃分析可以得到油层C9以前的各单位烃的浓度和相对百分含量。将钻井过程中返到地面的岩屑或钻井液装瓶密封, 样品经过压力和温度的变化使气体脱附和挥发, 瓶内的易挥发组分逐渐与顶空气体之间达成气-液平衡状态, 将气液平衡的样品注入仪器中, 经过不同温度的变化将各个化合物分离出来使得各组分被固定相保留的时间不同, 从而按一定的次序由固定相中流出, 经检测器检测最终得到轻烃组分色谱图。根据这些烃类化合物的物理化学性质来解释储层含油性, 可快速、准确地评价油气水层、水洗/水淹层。

1 轻烃录井技术的优势

(1) 由于轻烃是从钻井液和岩屑等方面获得油气层的信息, 不会漏失油气层;它更适合PDC钻井条件下岩屑细、油气显示难以准确定级;水平井、大位移井:岩屑混杂、岩屑量少、显示落实难。

(2) 轻烃分析到C9, 有103个组分, 所以轻烃录井对气层、轻质油层、油层、油水同层及干气层、水合气层有很高的分辨率和准确度。

(3) 轻烃分析技术抗污染能力强, 不管是层间污染还是外部污染, 即使混油钻井液其影响也很小, 不要求岩屑的颗粒完整性。所以对钻井工艺过程没有任何限制, 有利于高速、安全钻井, 加快勘探步伐。

(4) 轻烃录井技术取样简单, 分析参数多, 有重复性和再现性, 可以精细解释和补救失误。

(5) 轻烃录井可以对nC9以前正构烷烃、异构烷烃、芳烃、环烷烃准确定性, 可以得到相对百分和绝对百分含量, 其技术优势其它分析方法不好比拟。

2 典型实例分析

轻烃录井利用钻井在钻开油气层时钻井液中含有的烃类化合物的气相色谱分析资料, 应用不同油质、不同储层的油气层评价方法, 解释符合率高, 2010年上半年跟踪试油井9口井、206层, 其中解释符合层196层, 解释符合率95.1%。

2.1 准确评价, 提供可靠的解释成果, 试油证实了轻烃解释结论的正确性

2.1.1 双36-16井

在双36-16井轻烃录井中, 该井在钻进过程中, 由于显示不好, 均为荧光显示, 中途曾经想放弃钻进, 该井由于轻烃录井异常较明显, 建议继续钻至设计井深, 完井下套管也是以轻烃录井解释为依据.如轻烃录井解释15号层, 井段为2910.00~2918.00m, 厚度8.00m。该层轻烃录井分析样品3个, 2912~2918m, 轻烃图谱谱峰较高, 碳数较多。共检测26~54个, 峰面积3749.12~32318.11, 为油层特征, 而C5以前的值含量高, 达到93.78%, 轻烃解释为油气层。该段经测试求产日产油2.0t, 气2万m3。

2.1.2 锦150-17-117井

该井在8、9、11、12号层中, 轻烃色谱出峰个数为53~56, Bz/CYC6为0.03~0.07, TOL/MCYC6为0.11~0.22, 表现为油层特征, 但少数轻烃分析数值为含水特征, 轻烃解释为油层与含水油层。该井在井段1745.7~1799.0m试油, 初产油16.8t, 水5.8t, 含水25.7%。

2.1.3 牛602井

牛602井是位于辽河盆地东部凹陷牛居油田牛深2井区一口重点评价井, 本井进行了轻烃录井, 共分析样品148个, 共解释45层, 厚度147.00m;其中油层5层, 厚度21.0m;油气层6层, 厚度20.0m;低产油层23层, 厚度74.0m;气层7层, 厚度24.0m;低产气层1层, 厚度2.0m;气水同层1层, 厚度6.0m。

在井段3506.0~3591.0m轻烃共解释油层1层厚度3.0m, 油气层1层厚度3.0m, 低产油层3层, 厚度17.0m, 气层1层厚度4.0m, 该段经压裂日产油7t, 气800 m3。

2.2 准确解释评价水平井水平段储层含油性的作用

由于水平井水平段上岩屑长时间在井筒中运移, 岩屑较小, 油气损失严重, 岩屑不能真实反映地下情况, 轻烃录井是对钻井液样品进行分析, 它不受岩屑影响, 所以能准确解释评价储层含油性。表1为几个水平井水平段轻烃解释实例。

3 结束语

浅析细碎岩屑录井技术的应用 第9篇

1.1 钻头类型

在现代钻井过程中使用的钻头类型主要有刮刀钻头、三牙轮钻头以及金刚石钻头, 其中前两种对细碎岩屑的形成影响较小, 而金刚钻的使用较容易产生细碎岩屑, 而人造金刚石钻头的影响最大。文章所提到的细碎岩屑主要指粒径小于3mm的细碎岩屑。钻头的齿数以及密集程度会直接影响岩屑的粒径, 齿数愈多、愈密则粒径越小。因此齿数较多较密集的天然金刚钻、TSP钻头的岩屑礼金更小, 本文所指细碎岩屑是指粒径不足3mm的岩屑。细碎岩屑的粒径越小, 则越不利于录井工作的开展。

1.2 地层性质

地层岩性属于客观影响因素。成岩作用越差的岩层, 由于胶结松散, 因此岩屑粒径小;钻井位置地层的岩性越密, 岩屑的产生也较细小, 一般该地层埋藏较深、储层砂岩体致密, 因此转速较低, 会返出较少的细小岩屑;金刚钻头在中地层以及软地层中较为适用。

1.3 工程参数分析

通过现场的分析观察, 钻压、钻盘转速以及泵压等工程参数会对岩屑颗粒的大小造成影响。钻压越大, 钻头吃土深度越大, 岩屑的粒径便会越大;泵压低那么破碎冲刷地层的作用力便会越小, 钻头不会对岩屑进行作用, 产生的粒径也更大;转盘转速低, 那么岩屑不会受到钻头的重复碾磨, 并且在上返过程中岩屑不会受到钻杆的搅拌, 因此岩屑的粒径也相对较大。在诸多的工程参数中, 对岩屑粒径影响最大的为转盘的转速。有些井使用了满井眼的钻进而并未使用PDC钻头, 岩屑由于受到反复的研磨因此粒径变小。到后期, 岩石变得比较坚硬, 钻头在后期基本靠研磨使岩屑粒径变小。此外钻井液也会对岩屑的粒径大小造成影响, 钻井液密度越高、粘度越大则对岩屑能够起到减缓的作用。

2 细碎岩屑影响录井质量

2.1 增加归位难度, 增加岩性辨别难度

岩屑是一种岩石混杂体, 肉眼无法对矿物成分以及粒径大小予以准确判定, 无法进行样品挑选以及定名, 目前使用较多的为混合样, 但是这种方式会降低样品质量, 导致地层跟踪对比以及化验分析工作受到影响。由于岩屑过细使得相邻样品中的眼形以及含量等变化不明显, 无法对新出现成分予以发现, 不易分层。部分井段的泥沙岩钻差异小时, 其无法作为岩性归为的参考, 降低了录井剖面的符合率。

2.2 岩屑量少, 采样困难

在上返的岩屑中, 由于岩屑细碎, 部分岩屑从振动筛上流走, 留在振动筛前的大岩屑多数是假岩屑。取样时, 振动筛前没有足够的岩样, 造成所捞岩屑量不足。在清洗过程中, 砂粒与钻井液混杂, 泥岩与水结合形成造浆, 细小颗粒在水中呈悬浮状, 易随倒水过程流走, 造成岩屑总量减少, 代表性变差。

2.3 烃类损失严重、油气显示容易漏掉

岩屑细小增加了岩屑的比表面, 含油岩屑荧光颜色分散, 强度减弱, 油气显示等级降低, 使油气显示发现和评价的难度增加, 发现率和解释符合率降低。同时由于岩屑细小, 难于挑样, 荧光和非荧光岩屑混杂, 既使挑出一颗样, 由于含油气的量太少, 荧光照射也不十分明显。

3 主要应对措施

3.1 采用双层振动筛

常规振动筛因未考虑细碎岩屑的特点, 应用中或是因网目数太小而滤不到岩屑, 或因网目太大使大小岩屑混杂在一起, 可用岩屑量少, 无法满足行业标准1000g质量的最低要求, 因此宜采用双层振动筛。

3.2 岩屑采集方法的完善

岩屑采集是地质录井的重要基础工作, 也是实施地化录井的前提。在取样之前, 应在振动筛前观察并取样分析, 与钻井工程师一道研究选择合适的振动筛布;采用/井字取样法采集岩样, 这样可以除掉一些假岩屑, 保证所取岩屑真实可靠。如上返的岩屑呈稀糊状, 可采用盆接岩屑取样后清洗;洗样时应尽量采用小水流, 轻搅拌, 稍微沉淀后倒去混水再换清水的办法, 防止悬浮的砂粒和密度较小的岩屑被冲掉而流失;倒样时, 尽量将细小岩屑全部留下, 将明显的大块岩屑掉块去掉, 保证岩屑具有代表性;每取一次岩屑要对接样盆进行清理, 以防混样。

3.3 岩屑的描述

岩屑的描述主要包括岩性的归为以及识别, 由于使用了新型的钻头, 改进了振动筛, 使得岩屑粒径大多小于3mm, 这些岩屑往往无法完整的体现岩性特点, 因此对地层的表现不具有完全性, 如此一来对岩屑只能在同结构特点无关特征予以描述。细碎岩屑进行清洗过后表面清洁, 能够露出演示本色, 对其岩性组合特征观察较容易, 适用于湿样粗描。晒干后的岩屑要先进行粗描后再予以细描。若地层颜色差异较大, 则可以通过对颜色的差异直接继续拧判断, 用以对沙泥岩的百分比变化予以确定。

4 识别油气显示

4.1 氯仿喷洒法

粉末状的细碎岩屑样本很难予以分离, 在进行油气的识别、显示过程中, 首先应当对岩屑样品进行闻嗅, 若砂岩含有油气, 那么会有一些油气味道。其次对其进行直接荧光照射, 若无荧光显示, 那么可以对样品进行氯仿的喷洒, 以对油气发现率予以提高。对于轻质油气层, 由于油气较易会发, 并且芳烃成分属于弱显示成分, 通过该种方法能够提高油气发现几率。

4.2 气测录井

针对常规的录井工作, 其资料质量会受到细碎岩屑的影响较大, 但会正向影响气测录井质量。而对于细碎岩屑的录井工作, 要将原有的岩屑关注转变为钻井液关注, 由于岩屑的破碎充分, 因此钻井液中进入的烃组分浓度便会越大, 以此带来的影响便是直接对气测表现造成影响, 气测表现会呈现出全烃升高现象, 并且绝对含量值在各组分中也会随之升高, 那么油气的发现率便会更高。针对轻质油气层, 采用气测录井的方式更能够准确及时的发现油气层。

5 结束语

在钻井技术中, 使用金刚石钻头给岩屑录井工作的开展带来了诸多问题, 并且随着新型钻井技术的应用, 该类问题影响越来越大, 因此若想要保证岩样的准确性以及真实性, 那么就必须综合细碎岩屑特性, 结合多种方式对岩性归为以及岩屑描述问题继续拧解决。录井过程中应当按照规定步骤进行, 用以保证及时准确发现油气层。并且钻井液中含有油气量随着岩屑的粒径越小便会随之增大, 结合气测方式能够最大程度的发挥录井工作的检测功能。

摘要：由于受到钻头类型、地层性质以及工程参数等因素的影响会在地层中产生细碎岩屑, 为地质录井工作的开展带来了不便, 导致岩性辨别的困难以及归位的困难, 并且还会造成油气的漏失等难题。文章主要对岩屑自然伽马在岩屑归为中的利用进行了描述, 通过井字取样以及双层振动筛的利用解决采样中遇到的难题, 对描述程序进行了改进。通过论述提出工作应当对钻井液以相应的关注, 用以对油气发现率予以提高, 解决细碎岩屑录井工作中遇到的难题。

关键词：PDC钻头,细碎岩屑,录井

参考文献

[1]李爱民.金刚石钻头录井效果分析及录井方法探讨[J].断块油气田, 1995, 2 (4) :13~17.

浅谈核磁共振录井技术 第10篇

这项技术在录井工程上又是怎样的?

首先, 要从自旋说起。就像陀螺的转动, 自旋就是物体对于质心的旋转。一个电荷旋转可以产生磁场, 磁场方向沿旋转轴的方向。把每个原子核当做一个小磁棒, 其磁场方向与核的自旋轴一致。无外加磁场时, 各小磁棒的取向随机, 宏观上系统是没有磁性的;当处在恒定磁场中, 原子核自旋, 且轴沿磁场方向。这样就得到两种方向和能级:与磁场方向一致, 高能级;与磁场方向相反, 低能级。带自旋的原子核置于恒定磁场中的, 它会吸收某个特定频率的电磁波, 发生能级跃迁, 改变能量状态, 产生核磁共振吸收, 这个现象就是核磁共振。需要强调的是“带自旋的原子核才可以发生核磁共振现象”。当外加磁场结束后, 自旋将逐步释放或交换能量, 宏观磁化矢量消失, 系统慢慢恢复至平衡状态。这个恢复的过程, 称为弛豫, 它分为纵向弛豫和横向弛豫。与之对应, 表示恢复快慢的时间分纵向弛豫时间和横向弛豫时间。纵向弛豫就是自旋与环境交换能量, 而横向弛豫是自旋与自旋之间交换能量。在录井工程中, 岩石的核磁共振测量中广泛应用测量横向弛豫时间 (T2) 谱的方法。由测量到岩样孔隙中流体的核磁共振信号后, 通过数学方法获得的T2谱。岩石流体的核磁共振信号强弱及T2的长短包含着丰富的岩石物理信息。

在岩样核磁共振检测和核磁共振测井基础上发展出来的核磁共振录井技术, 在钻井现场可以做到对地下岩层的快速检测, 是一种极具特色的岩石物性录井技术。地质录井过程中常需测量岩样, 特别是从岩屑中得到地层孔隙度、含油饱和度、渗透率以及流体饱和度等参数, 而核磁共振录井技术可以快速测量这些参数。借助测得的弛豫时间, 我们可以对岩样性质进行分析。T2谱下的积分面积表示流体量, 而固体表面性质、流体状态、流体性质以及流表面的作用力强弱、孔隙度大小等信息则由横坐标及弛豫时间的大小来表现。当岩样的两种性质相同或相似时, 弛豫时间的差异主要反映岩样另一性质的差异。下面简单介绍不同参数的测量方法。

1孔隙度的测量方法

岩样孔隙体积与岩石总体积的比值为孔隙度。若孔隙内充满流体时, 流体体积与孔隙体积相等。一般采用标准样定标法测量岩样的核磁共振孔隙度。首先测量标准样, 根据标定, 得到其信号量;由已知孔隙度和体积, 获得单位体积核磁共振信号与孔隙度之间的关系式。然后, 用探头测量饱和岩样, 获得岩样孔隙中流体的T2弛豫时间谱及信号量;再用总信号量与岩样体积做比, 得到单位体积岩样T2弛豫时间谱信号量。最后根据定标线的关系式, 计算岩样核磁共振孔隙度。

2可动流体饱和度测量方法

岩样中可动流体占有孔隙体积与总孔隙体积之比是可动流体饱和度。核磁共振T2弛豫时间谱反应了岩石孔径分布状况, 在时间谱上有一个界限, 当流体的弛豫时间超过这个界限, 流体为可动流体;否则, 为束缚流体。这个界限, 称为可动流体T2截止值。在核磁共振录井中已经广泛应用T2截止值, 不同地区的不同岩性, 对应T2截止值也是不同的。在进行核磁共振快速测量过程中, 可动流体T2截止值的确定方法有两种:离心标定法与经验判断法。在现场测量时更多选择经验判断法。尤其对未做过离心标定的区块, 通常利用T2弛豫时间谱的形态, 借助“半幅点”法来进行判断。

3渗透率测量方法

渗透率定义为压力梯度为1时, 动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度, 它反应了岩样本身传导液体能力, 决定了储层渗流的能力。核磁渗透率与孔隙度和可动流体有一定关系。录井中常用核磁共振渗透率模型、渗透率系数标定及利用模型准确测量渗透率。

4含油饱和度测量方法

含油饱和度是岩样中含油孔隙体积与岩样总孔隙体积之比。在现场, 核磁共振录井可以快速评价岩样, 获得含油饱和度。油和水的共同存在导致部分油和水的T2弛豫时间谱重叠, 核磁共振录井仪器难以直接区分油与水。所以测量的关键是区分含油岩样中的油和水。通过泡锰实验, 核磁共振录井技术得到油的T2弛豫时间谱, 而后根据核磁共振信号量来得到含油饱和度。

除了以上参数的测量, 核磁共振录井技术还可以用于储层识别、评价。根据饱和岩样孔隙中流体的T2弛豫时间谱的峰的形状、峰的个数、弛豫时间长短、幅度高低, 可以快速识别和定性评价储层。同样的, 核磁共振录井技术还能评价含油饱和度和孔隙流体的分布, 从而可进行孔隙流体的识别与评价。

近年来, 现场勘探开发难度的加大, 现有的核磁共振录井技术呈现出一些不足, 应该向以下三个方面发展完善。 (1) 钻井液核磁共振录井技术。目前, 油区弱油气显示井渐渐增多。造成这个结果原因有两个:一钻井施工原因, 例如PDC钻头、钻井液混入有机添加剂、井斜大等;二地层特点原因, 例如深度大、油质较轻、气油比低等。地层中的油被钻开后, 会跑到钻井液内, 据此特点, 钻井液核磁共振录井技术应运而生。该技术的研发弥补了常规核磁共振录井的不足, 帮助找寻现有技术无法识别的弱显示, 并有助于原油性质的评价、真假油气显示的识别。它是对录井技术的进一步完善。 (2) 多位核磁共振录井技术。核磁共振在区分流体性质上具有很大的局限性, 而且对于气层的识别也有障碍。二维核磁共振甚至多维核磁共振则能够很好的区分不同性质的流体, 可以准确识别低渗透率油层中油气水分布;在特定情况下, 可以快速评价页岩气中吸附气含量。 (3) 全直径核磁共振录井技术。对于特殊岩性储层, 如有裂缝或溶洞的砾岩、石灰岩、火成岩储层等, 非均匀性很强, 岩屑或者岩心样品代表性较差, 无法准确反映储层的特性。对于这类岩石样品, 勘探院研发了全直径核磁共振岩样分析, 配备特定探头, 实现了全直径钻井取心样品的测试。这种仪器结合高温高压核磁共振探头后, 可以完成动态岩心驱替实验, 流体在地层的状态以及运移规律就不得而知了。这项新技术将成为核磁共振技术发展的新方向。

核磁共振是迄今为止获得诺贝尔次数做多的一个科学专题, 说明它存在着巨大的潜力。结合油气勘探开发的需求, 跟踪它在各个领域的发展, 加上科研人员的努力, 一定会提高录井技术在解决弱油气层显示、评价低渗透率、非常规储集层等方面的能力。相信, 在科研生产工作者的共同努力之下, 核磁共振录井技术一定会在录井行业开启一片光明的蓝图!

参考文献

[1]刘卫, 邢立.核磁共振录井[M].

录井技术 第11篇

【摘 要】2003年12月23日重庆开县发生的井喷事故，对人民生命财产造成的损失、所产生的影响，一直警示着我们，作为一名综合录井现场工作者，如何在录井过程中作好井涌、井喷相关参数的监测分析，及时预报溢流、井涌征兆避免发生井喷事故意义重大。

【关键词】综合录井；监测；预报；井喷

本文主要从几个方面谈谈录井过程中如何监测预报井涌、井喷征兆。

1.收集分析资料

收集并分析承录井所处构造位置、地层岩性分布情况，邻井油气水分布、地层压力分布情况、钻井液密度使用情况以及工程复杂事故，可预测承录井地层压力变化，指导录井过程中的压力监测。

1.1构造位置

承录井所在的构造位置（1）决定着是否有地层应力形成，一般山前构造易产生地层应力使地层压力变化大。（2）承录井所在的构造位置预示构造内的流体性质、能量大小。

1.2地层岩性分布

了解地层岩性分布，可知道盖、储层的分布。知道盖、储层的分布，及时发现这异常压力过度带对预测地层压力变化非常重要。

1.3邻井资料

在油田老区、评价井区块录井，应对邻井的油气水分布情况、地层压力分布情况、钻井液密度使用情况以及钻井施工中复杂事故等已知资料进行统计，并加以对比分析，然后有针对、有目的的在不同层位、不同工程施工过程中，制定出相应的井涌监测方法和应急预案，避免井喷事故的发生。

2.钻进过程的监测

发生井涌、井喷的原因是井筒泥浆液柱压力无法平衡地层流体压力，导致地层流体涌出井口。

2.1钻时、dc指数、岩性

钻进过程中钻时、dc指数、地层岩性可间接反映地层压力变化。根据dc指数监测地层压力的原理，通常在异常高压段上会有泥岩异常压力过度带，在钻揭泥岩异常压力过度带时，表现为比钻揭正常压实的泥岩机械钻速加快、dc指数变小、岩屑量增加、岩屑密度下降、岩屑边角变锐。通过仔细分析上述参数变化可判断是否钻入异常压力过度带，再通过dc指数计算出地层压力，将压力变化情况及时报告有关方面，调整泥浆密度，为进入高压层预防井涌、井喷提供依据。

2.2气测、泥浆参数

钻进过程中气测、泥浆参数变化是直接反映井筒液柱压力平衡地层压力的情况，并可间接反映地层流体性质。井筒液柱压力是否平衡地层压力以及地层流体性质将决定发生井涌、井喷的可能性。

2.2.1如何评价井筒液柱压力

在钻开储层后液柱压力小于地层压力各项参数表现为：（1）立管压力下降、出口排量增加。（2）气测异常幅度大、回落慢、气测基值明显大于钻开储层前的基值并且活跃。（3）单根气明显、幅度大，活动钻具气活跃。（4）钻井液密度下降，液位不断上升，粘度、电导、温度发生变化，返出岩屑量增加色杂并有掉块。

2.2.2如何判断地层流体性质

如何判断地层流体性质是比较复杂的事情，由于能引发井涌、井喷的地层流体显示较强，钻开储层后气测、泥浆和岩屑所反映的地层流体特征较为明显，能判断出地层流体性质。

（1）油气层。

油气层：组分中轻组分相对含量较高，组分出的较全， 气测异常时泥浆出口密度下降，粘度上升，出口电导下降，出口温度略降，岩屑荧光含量中等、色淡黄色，烤干岩屑荧光含量下降，岩屑中有油气味，槽面有少量油花。

（2）油水同层。

油水同层：组分表现和油层相象，但异常幅度较油层大，气测异常时泥浆出口密度下降，粘度下降，出口电导一般上升，岩屑荧光含量中-高、颜色乳黄色—金黄色，槽面见油花。

（3）水层。

水层：组分表现比较乱，有的水层气轻组分相对含量较高，有的水层气重组分相对含量较高。但水层气异常幅度较大，气测异常时泥浆出口密度下降，粘度下降，出口电导一般上升，通常伴有H2S气体，岩屑有无荧光不能作为水层的判别依据，以泥浆性能变化判别地层流体是否是水较为可靠。

钻进过程中通过分析录井时实监测数据，钻开储层前可预测出异常压力过度带，钻开储层后能初步判断泥浆液柱压力是否平衡地层压力以及初步评价地层流体的性质，为避免井涌、井喷，实施井控作业提供有利的保证。

3.提下钻过程的监测

大多数井涌、井喷事故是由工程施工措施不到位诱发的，提下钻施工措施不到位最易诱发井涌、井喷。

3.1提钻过程的监测

监测提钻速度、灌浆频率与灌入量多少是预测井涌、井喷的关键。

3.1.1提钻速度

上提钻具时钻具对井筒将产生抽吸，通过工程辅助程序，计算出抽吸压力与提钻速度的关系，确定合理的提钻速度，将提钻速度上限输入实时监控计算机作为报警限，一旦提钻速度超出，时实监控计算机立刻报警，现场录井人员及时提醒工程人员，避免提钻速度过快产生的抽吸，引发地层流体侵入。

3.1.2提钻灌浆

提钻过程必须按规定向井内灌浆，否则环空液位下降，泥浆液柱压力不能平衡地层压力，导致井下地层流体侵入井筒引发井涌、井喷。发现井队不按规定灌浆，及时提醒是录井人的职责。

泥浆是否灌入井内，灌入多少是提钻井涌、井喷监测预报的关键。

3.2下钻过程的监测

监测下钻速度、下钻返浆量多少是预测井涌、井喷的关键。

3.2.1下钻速度

下钻速度过快会产生压力激动；通过工程辅助程序，可计算出下钻压力激动与下钻速度的关系，确定合理的下钻速度，将下钻速度上限输入实时监控计算机作为报警限，一旦下钻速度超出，实时监控计算机立刻报警，现场录井人员及时提醒工程人员，避免下钻速度过快产生压力激动，引发井漏导致环空液位下降引发井涌、井喷。

3.2.2下钻返浆

一般下入多少钻具就会返出多少泥浆，如果返出泥浆体积超出下入钻具本体体积，说明井下地层流体已侵入井筒，及时通报有关方面。如果返出泥浆体积小于下钻钻具本体体积就可能是井漏，井漏会引发井涌、井喷。

3.3实例分析

某井在井段2936.00-2939.00m打开一显示层，气测异常时全烃由1189ppm上升到67676ppm，气测解释为油气层，显示层打开后，气测基值由500ppm上升到2000-3000ppm，气测显示活跃。在井深2962.82m钻头老化提钻换钻头，提21柱后录井发现提下钻罐没有下降，录井通知井队，井队停下检查，在以后的提钻中，提下钻罐缓慢下降，整个提钻过程理论灌浆量应为13.6m3但实际灌浆量为8.94m3 灌浆量不够。换完钻头下钻，下到915.26m发生井涌，井涌前总池体积由下钻开始时的115.50m3上升的到136.5m3，下入915.50m长的钻具共返出泥浆21m3，理论返出量为10m3左右，多返11m3泥浆。井涌发生后井队关井求压，泵压11Mpa、套压12Mpa。后用时3天经过3次压井，压井成功恢复钻进。

通过上面时例分析发现，录井在监测过程中显现出以下井涌征兆：（1）提钻前有一明显的油气显示。（2）气测基值上升、显示活跃。（3）提钻灌浆量不够。（4）下钻返浆超出。录井监测失误主要表现在1）油气显示、气测基值上升、显示活跃没有联想到地层压力变化。2）发现灌浆量异常不够及时，3）没有把实际灌浆量与钻具本体体积进行比较。4）下钻返浆超出没有及时发现预告。

4.结束语

综合录井只有作好地层压力预测、地层压力监测、提下钻监测以及及时发现井漏才能发现预报井涌、井喷征兆。在录井过程中录井人员必须作到参数准确、资料齐全、发现及时、分析到位、预报及时，这是发现和预报井涌、井喷征兆的关键。

【参考文献】

浅谈油气层录井综合评价技术 第12篇

关键词：录井综合评价技术,孔隙型储层流体性质,标准

实施油气层录井, 不仅可以发现、落实油气显示, 还可以利用先进的评价技术和方法对录井显示进行正确评价, 从而确定油气显示层是否具备工业油气流价值, 为完井方案决策及试油层位优选提供有利依据。油气层评价主要影响因素包括:含油气丰度, 油气性质, 储层物性, 油气丰度、油气性质与储层物性配伍。

1 油气层综合评价技术

在进行油气层综合评价时, 主要是通过对已完钻、正钻井的各项录井资料进行收集和分析, 做到去伪存真。油气层录井综合评价步骤为: (1) 综合评价井段 (油气显示井段) ; (2) 储层类型与评价; (3) 油气性质判断; (4) 油气显示丰度评价; (5) 储层流体性质评价。下面笔者对以上步骤做简单介绍:

1.1 综合评价井段

综合评价井段的确定是指, 录井为直接显示、荧光显示以及气测全量高于背景值两倍以上, 且全量绝对值大于0.2%的异常井段。

1.2 储层类型与评价

储层类型与评价是根据对实物样品岩屑、岩心、井壁取心的观察描述确定储层类型。一般将储层划分为三大类型:孔隙型储层、缝洞型储层和裂缝型储层。

1.3 油气性质判断

油气性质判断的方法一般包括气测组分油气比值和综合判断法两种。

1.4 储层流体性质评价

在孔隙型储层中, 当油气性质为气 (或以气为主的油气) 时, 以气测、物性为评价主体。在油气性质为油 (或以油为主的油气) 时, 以气测、物性、地化、色谱、核磁、轻烃为评价主体。在裂缝型储层中, 以气测、地化、色谱、定量荧光、轻烃为评价主体。在缝洞型储层中, 以气测、荧光薄片、地化、色谱、定量荧光、轻烃、工程参数、钻井液参数为评价主体。

2 孔隙型储层流体性质评价

对于孔隙型储层流体性质评价, 其评价方法包括:井间对比评价方法、层间对比评价方法、层内对比评价方法、构造幅度评价方法和油层静态产能下限预测方法。其评价标准包括以下几种:

2.1 岩石热解评价标准

利用特殊仪器对岩石样品进行加温热解, 获得单位质量岩石样品中烃类含量的过程。

2.2 热解气相色谱评价标准

利用特殊仪器对岩石样品进行加热, 获得液态烃正构烷烃组分分布流出曲线及含量的过程。

在运用色谱形态评价流体性质时, 通常具有以下特点:

油层特点为:构烷烃组分齐全, 碳数分布范围宽, 为C13~C33左右;不可分辨物含量较低, 色谱流区曲线基线较平直;整个储集层上下样品差异不明显。

油水同层的特点为:正构烷烃组分齐全, 碳数分布范围宽, 为C13~C33左右;层中呈现出上油下水的特点。不可分辨物含量变高, 色谱流区曲线基线逐渐隆起;储层上下样品分析差异明显。

含油水层的特点为:正构烷烃组分不齐全, 碳数分布范围较窄;纵向上特征相似。不可分辨物含量呈变高的趋势, 色谱流区曲线基线隆起明显。

2.3 轻烃组份分析评价标准

2.3.1 轻烃组份分析评价原理:

在样品中, 烃类组份的组成以及其物理性质、相对含量都存在差异, 在加热过程中各组份按其分压、饱和蒸汽压挥发至混合气体中, 保持了混合气体中轻烃组份组成与样品中原油的轻质烃类组成的一致性。原油中烃类各组份物理、化学性质差异明显, 提供了利用其个性特征及其在不同环境下的变化差异来对储层流体性质进行评价的可能性。生产应用中主要对水敏组份等易受改造的组份及其比值变化评价储层流体性质。

2.3.2 储层评价的参数选择。

一般把储层性质分为气层、油层、油水同层、含油水层及干层。在进行储层评价参数的选择时, 应从三个方面考虑:一是轻烃的浓度和轻烃的分布;二是化学稳定性;三是轻烃的物理性质 (主要是在水中的溶解度) 。

2.4 定量荧光评价标准

在石油构成物质中, 芳香族化合物 (芳烃) 均有较强的发生荧光能力;脂肪族有机化合物 (饱和烃) 发生的荧光很弱;沥青质和非烃成分也有一定的发生荧光能力。而荧光分析仪就是利用石油中所含的芳烃成分在紫外光照射下能够被激发并发射荧光的特性, 进行地层含油检测。芳烃成分产生荧光的最佳激发波长为250~330 nm。激发产生的荧光波长范围为260~600nm, 主峰在300~400nm。肉眼可观察到的光的波长范围为390~770nm, 石油被激发而发射的大部分荧光为不可见光。在国内的现场录井生产中主要使用的是二维型荧光录井仪。

2.5 核磁共振录井评价

核磁共振录井评价主要的检测参数包括:孔隙度、渗透率、含油饱和度、可动流体饱和度 (可动水、可动油) 、束缚流体饱和度 (束缚水、束缚油) 。其一般应用于储层物性评价、储层流体性质评价和储层类型评价。在评价中, 不同的岩样具有以下特点:

2.5.1 泥岩由于孔隙孔径小, 以束缚流体孔

隙为主, 其T2谱通常呈单峰态, 且驰豫时间一般低于10ms。

2.5.2 砂岩岩样的T2谱呈双峰态, 由束缚流体孔隙峰和自由流体孔隙峰组成。

2.5.3 砾岩的T2谱常呈三峰态, 由于砾石的

表面存在较大孔隙, 其中流体的弛豫时间较长, 因此T2谱最右边的T2弛豫时间值较大的峰反映的是砾石表面孔隙。

2.5.4 裂缝岩石, 其T2谱通常呈三峰态, T2谱中最右边T2驰豫时间值较大的峰反映裂缝孔隙。

由于裂缝孔隙通常比岩样内的其它孔隙要大得多, 裂缝孔隙与岩样内其它孔隙之间的孔径分布连续性较差, 因此裂缝孔隙峰与其它峰之间的连续性也较差。

2.6 荧光显微图像评价标准

荧光显微图像评价技术在评价中以液态烃类在荧光下发光颜色、面积、强度为评价依据。通过将液态烃在储层中的产状进行研究, 划分出三种赋存状态:束缚态、残余态、自由态。

3 结束语