水平井录井技术（通用10篇）
水平井录井技术 篇1
摘要：随着钻井技术的进步和发展, 水平井的数量的增加也使得水平录井技术得到全面发展和应用。本文主要对水平录井技术的理论分析, 指出水平井录井技术在现代钻井中作用, 尤其是综合录井仪在水平钻井中的应用, 给出了影响水平井录井技术的因素和解决方法。
关键词：水平井,录井技术,影响因素,综合录井仪
录井技术已经成为油气田钻井的重要井筒技术, 能够为油气田的勘探和开发提供实时连续的资料, 尤其是在油气田开采的中后期, 水平井能够提高开采率, 大量使用到开采剩余的油气。在水平井中采用录井技术保证了油气田资料的准确性和可靠性, 已经成为开采油气田钻井工程中重要的技术手段。
1 水平井的录井技术的地质导向作用
水平井的单井油气的储量比较高, 能够获得大量的产能。加强水平井的开发, 可以扩大供油范围, 减小生产压差, 解决了夹层多和储层薄的复杂地质问题以及边水突进过快的难题, 具有成本低、产量高和经济效益好的特点。但是水平井的钻井施工要比直井的风险大, 很容易钻穿油层的底部和顶部以及钻井偏离水平轨迹, 如果发现不及时, 水平井将会严重偏离油层, 丢失大量的油层地质资料, 必将会重新施工, 耗费大量的人力、物力和财力。水平井的地质导向问题已经成为制约水平井发展的阻碍因素。钻井过程中必须要采取有效的措施。实时监控钻探动向, 在井眼轨迹发生偏离之后能够及时采取补救措施, 保障整个钻井工程的进行。水平井的录井技术能够在钻井过程中提供可靠的地质材料, 提供实时数据资料, 发挥地质导向作用。
地质导向在建立监测储层的基础之上, 通过对储层的构造、地层和钻井资料的实时准确地录取和计算操作, 得到井眼轨迹的情况, 对于发生偏离轨迹的井眼及时调整定向以及纠正措施, 是目前在水平井的钻井工程中应用比较广泛的新技术。水平井的地质导向工作主要是通过对油层的地质结构、特性和含有性的变化, 将钻头控制在油层内部, 保持井眼轨迹和油层顶面的平行。录井人员需要收集邻井的地质资料, 了解和掌握该地质区域的情况, 明晰油气储层和岩层的特点和规律, 判断井眼的轨迹坐标, 制定出直观实用的地质导向图和钻井建议。
在水平井的钻井过程中, 根据实时的录井资料, 分析判断出井眼轨迹, 提前作出地质情况的预告工作, 解决了如何识别储层的底层和顶层的问题, 可以随时调整井斜度和井眼轨迹, 保证整个钻井过程能够顺利穿过储层, 保障整个钻井工作的安全。在钻井现场使用地质导向技术能够准确地收集地质信息, 通过分析和判断, 制定出有效的措施保证钻井的顺利进行。该技术已经在水平井的钻井工作中多次运用, 效果比较理想。
2 综合录井技术在水平井中的应用
综合录井技术包含多学科和高技术含量, 已经广泛地运用到油气田的勘探和开采工程中, 通过实时的数据采集、分析工作, 为钻井工程提供了工程预报。综合录井技术主要是通过综合录井仪来实施整个过程, 综合录井仪包含地质录井、钻井液技术和钻井工程录井技术相结合的多功能设备, 综合录井仪的传感器将录井技术所需要的资料信息转化为电信号, 再通过硬件设备和软件实现了地质数据信息的采集和整理工作, 油气田的勘探和开发钻井提供可靠有效地数据, 能够指导现场的钻井施工和提高工程的进度。
在水平井的钻井过程中的关键是如何判断井眼轨迹, 减少水平段的损失, 保证钻头在储层中运转, 有效地控制钻井工作。以前使用到随钻测井技术对于井下的信息反应落后于钻头, 也无法准确地了解钻井的井眼轨迹和地质岩层的含油气特性, 不能够实时地掌握钻头的运转情况。虽然综合录井仪的设备对水平井信息的反应也滞后于钻头, 但要比随钻测井技术要提前得多, 能够及时地将地质岩层的含油气性和井眼轨迹传输到地上。该技术的应用大大地减少测量盲区。
在钻井工程中, 如果使用随钻测井技术, 会有一个滞后井底高达8m的测量盲区, 井底的地质资料无法及时获得, 如果油层比较薄, 当资料显示井眼轨迹偏离油层的时候, 钻头已经进入到非油层8m, 要将井眼调整到油气层需要钻很长的非油层地质结构, 这种信息滞后比较严重情况将会加大钻井成本的开支, 降低整个油井的经济效益。综合录井仪是测量盲区比较小, 主要受到井深和泵冲的影响, 井深越深盲区会加大, 泵冲越大盲区会减小, 当超过1500米滞后, 测量盲区也只有4米, 能够及时发现钻头地质的异常情况和获得有效的参数, 通过分析收集到的数据能够有效地控制井眼轨迹, 确保钻头尽量在油气储层中运转。这样充分发挥了在水平井的钻井施工的指导作用, 保障整个钻井工作的顺利进行。
3 影响水平井录井技术的因素
在水平井的钻井过程中, 井身是弯曲的, 井壁和钻具之间的摩擦作用比较明显, 在钻井过程中产生的岩石碎片从井底到井口的过程中, 会不断受到井壁和钻具之间的挤压和多次碰撞, 变得十分细小甚至变成粉末状, 有可能得不到反应钻头所处的环境的资料, 影响对地质岩石的判断, 给录井工作带来问题, 如果随着钻井深度的增加, 得到正确反应地质情况的资料也就更加困难。
在进行水平井的钻井过程中, 钻具和稳定器与井壁紧贴, 一部分的钻压分散在井壁上, 在钻头上的钻压会比真实情况小, 同时还要满足造斜、增降斜和稳斜的需求, 随时调整钻压、转盘数量等工作参数, 这时候很难反映地质岩层的真实情况, 会出现气测异常, 导致水平录井的难度加大, 影响水平录井技术的地质导向作用。
针对上面影响水平录井技术的因素, 在钻井之前首先要了解钻探区域的地质构造和岩石的结构性能, 参考一些相关资料, 了解油层的分布和变化特征, 找到着陆点, 保证转头始终处于油层内。在采取岩屑资料过程中, 不断修正和调整综合录井仪的延迟时间, 采用二分法或者四分法保证样品资料的准确。对于气测异常我们可以使用岩屑荧光实验来验证, 可以实现油气显示的分析判断。
4 结语
水平井的钻井和勘探需要使用水平井的录井技术, 我国也逐渐重视综合录井仪在水平井的运用, 充分利用录井技术的地质导向作用, 消除一切影响录井技术的不利因素, 采集有效的数据和参数, 指导现场的钻井工作。只有充分地了解和掌握录井技术, 才能提高钻井的经济效益, 推动该技术的发展。
参考文献
[1]孙林, 柳金钟, 侯鲁亮, 等.中原油田水平井地质导向技术研究与应用[J].录井工程, 2010, (1) [1]孙林, 柳金钟, 侯鲁亮, 等.中原油田水平井地质导向技术研究与应用[J].录井工程, 2010, (1)
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[3]王升永.宋庆田等, 综合录井在水平井钻进中的作用[J].大庆石油地质与开发, 2004, (23) [3]王升永.宋庆田等, 综合录井在水平井钻进中的作用[J].大庆石油地质与开发, 2004, (23)
水平井录井技术 篇2
总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用：
1． 利用综合录井开展地层评价
地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。
在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比（图3）。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。2． 进行油气资源评价
油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。
综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价 到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。
1）及时、准确发现油气层
发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。0 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。2）油气层解释
利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。
综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三解形法、比值法、烃湿度法（Wh ,Bh,Ch),对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。3）储集层评价
综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、园度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机炭）、STOC（残余碳）、I h(氢指数)、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、S t（总烃含量）等参籽确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。4）生油层评价
生油层评价实际是生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、SS、S4（残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。
5）单井油气资源综合评价
在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。3． 监控钻井施工
前面已经谈到，综合录井技术是钻井工和和地质录井 合于一体的专业技术，因此，在钻井施工中，综合录井技术的应用也是非常广泛的。
1）钻井实时监控
在钻进中，综合井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压田、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生,达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具刺漏、井涌，井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大是经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。2）优选参数钻井，提高机械钻速
优选参籽钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术，要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提市钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工[按和自的经恰进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。3）地层压力监测
钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。
钻井过和中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。
综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法，地温梯度法、C2 ／C3 比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。
在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。
4]利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务
先进的综合录井技术配备有ＭＷＤ、ＦＥＭＷＤ 或ＬＷＤ。而综合录井今计算佩系统亦配置有随机接收、处理ＭＷＤ（或ＦＥＭＷＤ、ＬＷＤ）信息的接口和软件。利用它可以为定向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。４．使用先进的计算机技术为勘探服务
计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0、等操作系统，Novell-ware网络技术、Borland C++ 语言、WITS数据传输格式。硬件以SUB Space Station2(Halliburton SDL-9000L)、SUN Space Station5(Inteq.Drillbyte)、Compaq486(GeoservicesALS-2)、Compaq586(petron MK-9)作为运行环境。利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。
目前由于服务观念的改变，从原来的只为甲方服务成果，发展为向作业公司提供软件工作平台，方便石油公司和作业进行施工评价。如法国Geoservices公司开发的Geotop软件和美国的Baker Huges inteq公司开发的Drillbyte,就为甲方设计了岩心、储层评价、油藏描述、井控、钻井时效分析、地层压力评价以及地震、测井应用、区域对比等软件，甲方利用这些软件可以进行各种研究工作。
这些程序受到用户的欢迎，泰国国家石油公司还用drillbyte系统建成了该公司的数据管理系统，充分发挥了综合录井软件功能的作用。5.国外综合录井技术发展趋势
从开发/的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳以下五个方面：
（1）资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地趟客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）
X射线元素录井技术的应用研究 篇3
关键词：X射线元素录井；对比试验；水体指数；脆性指数
0前言
X射线元素分析技术是一门成熟的测定元素含量的分析技术，具有分析速度快、分析准确度高、无损、与化学状态没有关系、制样简单等特点。通过近几年的研究，在胜利油区得到了一定的应用，本文将介绍与测井资料的对比研究，在沉积环境、泥页岩储层评价方面的应用，显示了其广泛的应用价值。
1 与测井资料的对比研究
1.1与自然伽马能谱元素曲线的对比
通过L682井、Y104井、L69井、YX230等井的X射线元素录井与自然伽马能谱测井的K元素曲线的对比，发现不论是两者之间的数值，还是两者之间的曲线形态都十分相似和接近，说明X射线元素录井能够反映地层元素的变化，具有较好地应用价值。
1.2与测井曲线的对比
从YX230井X射线元素曲线与测井曲线对比图上看，有多条X射线元素曲线与2.5m电阻率曲线、自然伽马曲线具有较好的对应关系。如Mg、Ca、Fe等元素曲线与2.5m电阻率曲线呈较好的反相关性，Si、K元素曲線与2.5m电阻率曲线有明显的正相关性。BYP1井Ca、Mg等元素的X射线曲线与测井电阻率曲线具有较好的相似性，Fe、K、Al等元素的X射线曲线与测井自然电位曲线具有一定的相似性，为资料的应用打下了较好的基础。
图1 YX230井X射线元素曲线与测井曲线对比图
2 沉积环境的识别
在地球化学研究中，元素比值法应用非常广泛。比如Al、Ti、Fe是陆源的代表性元素，而Mn则是典型的大洋型沉积元素，锰铁比值则代表了沉积水体的深度。
从YX230井、WG101井的X射线元素录井图上看，Fe、Mn元素曲线变化基本一致，难以发现特殊的物质，但Mn、 Fe元素比值可以发现高比值井段。图中泥岩、灰质泥岩、煤、砂岩、灰岩等不同岩性具有不同的Mn、 Fe元素比值，可以反映了不同的沉积水体深度，由此可帮助识别沉积环境。
砂岩指数、水体指数、元素曲线特征及录井剖面，可以判断沉积水体深度的变化。随着水体深度的变化，岩石中元素的含量也发生了明显的变化。根据这些变化，依据区域地质特征和录井剖面，可依次划分出扇根、扇中、扇端、湖相等沉积相。
图2 YX230井X射线元素录井图
WG101井X射线元素录井可以依据Mn/ Fe比值、灰质指数和Ca、Mg、P的变化，识别上古生界海侵的变化，与区域上海水变化的趋势相一致。上古早期该地区发生了多次海进过程，但持续的时间均不长，随着时间的推移，海进的程度逐次减弱。Mn/ Fe比值曲线能够较好地反映出来。Ca、Mg元素曲线特征明显，P元素曲线也有比较明显的关联性。
3岩性成分分析
造成不同层位同一岩性的X射线元素录井分析谱图或曲线存在明显差别的原因除了与沉积物源有关外，还与沉积物搬运、沉积环境等因素有密切关系（具体原因应结合其它沉积特征分析），因此通过对X射线元素录井分析元素的含量差别分析，还可以进行岩性成分分析。
Y104井井段1600-1971m为大套的砂砾岩体，岩性主要以砾岩、砂砾岩、含砾砂岩为主，夹泥岩薄层。从岩性的颜色、粒度等方面都不能看出该段岩性的成分有什么变化。但从Y104井X射线元素录井图上看，元素Ca、P、Mg曲线和灰质含量在井段1940-2022m发生了明显的变化。井深1940m以上砾石成分以片麻岩岩块为主，井段1940-1971m砾石成分以灰岩、片麻岩岩块为主，两者的岩性成分不同。井段1971-2022m岩性为片麻岩，裂缝较发育，充填次生方解石，引起了元素Ca、P、Mg曲线和灰质含量的异常。
图3 Y104井X射线元素录井图
4 泥页岩储层识别与评价
通过BYP1井X射线元素录井发现Ca、Mg等元素与电阻率曲线具有较好的相似性，Fe、K、Al等元素与自然电位曲线具有一定的相似性。矿物成分是泥页岩油气评价的一项关键因素，BYP1井泥页岩段元素特征分析，气测显示段与Ca、P、Cr、V等元素呈正相关，与Al、Fe等元素呈负相关，说明井区泥页岩段脆性矿物成分与裂缝发育程度最为相关。砂质指数、灰质指数能够比较容易地区分地层中灰质、砂质含量的高低。灰质、砂质含量控制了泥页岩的物性和含油性。
从脆性指数曲线中可以识别出大段泥页岩地层中的有利储层段，可为压裂井段的选择提供参考。
5 结束语
通过与测井资料的对比，验证了X射线元素录井技术可以用于现场录井进行岩性识别等工作，体现出了X射线元素录井及时、快速、准确的优势；利用X射线元素录井的砂质指数、灰质含量、水体指数及特征元素的变化，可以进行沉积环境的分析、识别；利用X射线元素录井的砂质指数、灰质含量、脆性指数的变化，可以进行泥页岩储层物性的识别和评价。
参考文献
[1] 李一超，李春山，刘德伦. X射线荧光岩屑录井技术[J].录井工程，2008，19（1）：1-9.
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作者简介：
水平井地质录井技术应用研究 篇4
1 水平井施工问题总结
1.1 靶点硬着陆
由于施工中发现油气层顶界的设计值比实际值高2 m。对此, 我们根据实际还未发现油气的情况, 继续按照先前的轨迹钻进, 等发现油顶在急剧转水平钻进。但因未能精确预测到目的层的顶界, 最后导致井眼轨迹井斜角较小, 进入油层7 m, 无效进尺约60 m。该例子为靶点硬着陆的典型案例。
1.2 钻出油层
在命中靶点后, 还可能会遇到两种钻出油层的情况。如果施工处于不同的区块, 油层储层很可能会向上倾斜或是向下倾斜。对于油层倾方向, 不论是顺向还是逆向, 均有可能会钻出油层的顶界和底界。
1.3 钻遇低渗透层或泥岩透镜体
低渗透层和泥岩透镜体主要是由于沉积环境的差异及岩性不均所致, 该情况较易出现在河流沉积环境下。
1.4 钻遇复杂断层
通常水平段断层不常见。但断层的精确产状通常不易把握, 布井需通过地质导向最大限度地避开断层, 为顺利施工提供有力条件。
2 地质导向与井眼轨迹调整
2.1 钻前地质准备
钻前地质准备是钻井准备工作的一个重要组成部分, 其准备质量的高低对地质录井有着直接影响。通常来说, 具体工作有:搜集地质资料, 学习并掌握设计方案和试验成果, 编制图件, 包括地层图、油藏产状剖面图、井眼轨迹图以及相关立体构图。充分的地质准备是地质录井工作顺利完成的前提。
2.2 地质导向及井眼轨迹调控
当今, 各种先进的探测仪器纷纷出现, 如SWD、MWD、LWD仪器等。这些仪器固然有一定的作用, 但在实际效用上有其局限性, 很难准确显示地层的特性且高科技带来的成本和风险也相对较大。因此, 采用地质录井方法, 做好地质导向和井眼轨迹调整工作具有重要的意义。
(1) 靶点着陆处理。靶点硬着陆实际上是因为油层顶界比预测中提早出现所致。对井眼轨迹和目的层切入点的把握和调整在临近目的层要尤其小心。如果录井人员未能控制局面, 在油气层打开后可能会发现相对于设计值, 实钻油层顶界垂深较浅。对于这种情况, 如果小的不多 (1~2 m) 而且油气层较厚, 便可尝试采用尽量快速转水平的方案, 如此不会太影响施工质量;如果垂深过大 (≥5 m) , 井斜角通常会很小, 情况就不容乐观了。强转水平会很容易发生井眼轨迹失控而钻进水层, 导致该井报废。
参考图1所示案例, 对于该井, A 1靶点的井眼轨迹切入点的设计点为C1点, 投影垂深-3678.00 m, 实钻点为C点, 投影垂深-3673.0 m, 二者相差达5.0 m。但该井油气层较厚 (12.0 m) 且井斜角为84°, 能够采用硬着陆方式, 即于A点前做一个急转拐点, 这必然导致进尺浪费。
当然, 还存在相对于设计值, 实钻油层顶界垂深较深的情况。按照上文的思路, 对于差别不多 (1~2 m) 的情况, 稍稍减小井斜角, 以损失一点斜深进尺为代价, 不会太影响工程质量。但差距太大的话, 不仅斜深进尺损失更多, 甚至可能需要重造。
总之, 软着陆切入最佳角度范围为86°~90°。地质录井工作人员应该对工程状况十分了解, 最大限度地避免上文提到的问题。通过如钻导眼的方法来进行目的层界的调整, 充分把握地层产状。
(2) 钻出油层的防范和调整。钻出油层较易发生于储油层倾斜和翼部圈闭的情况下, 其原因主要是井眼轨迹钻进没有遵循油层产状。如图1所示, 如果A靶点能够准确被命中, 通常均以B靶点为目标, 维持水平直线进行钻探。当然, 图1所示的储油层较为平坦, 但如果倾斜度较大, 则很容易钻出油层。以井眼轨迹切入方向顺着目的层倾斜方向为例, 为达到及时准确地调整井眼轨迹的目的, 需要绘制出精确的油藏剖面结构图以及地址构造3D图。对此, 必须结合邻井的相关数据并根据实际的测绘进行储油层倾角的准确计算。如果发现钻出油层, 需及时处理, 如钻出顶界需降斜, 钻出底界需增斜。对于井眼轨迹切入方向逆着目的层倾斜方向需先进行增斜调整, 钻出油层的处理方法与上面相同。
钻出油层通常会伴随着一些表现和录井指数的改变。如钻进变慢, 气测值迅速变小, 岩屑大大增加等。录井工作者必须对这些状况适时监测和分析, 通过仪器测量, 对井眼轨迹进行准确调整。
图2所示的为一典型的倾斜油气层示意图, 该油层厚度较小, 施工难度大。从井眼轨迹图可以看见, 在拐点C、D、E、F时均出现井眼轨迹出油层的情况, 但是纠正及时、得当, 最终成功钻到B点, 施工效果良好。其地质录井工作人员不仅充分掌握了此油层的产状, 通过钻进岩屑改变和录井指标的改变如钻速降低、气测值减小、转盘扭矩不稳等情况推断出井眼轨迹很快会出油层, 并通过地址构造准确判断出油层底界或顶界, 及时做出相应的调整, 井眼轨迹始终没有出油层。这是一项较为成功的案例。
(3) 钻遇低渗透层或泥岩透镜体处理方法。这种情况在河流沉积环境下比较多见, 也是水平井工程一种较为常见的现象。这类构造的展布通常很复杂, 杂乱无章。如果钻遇这类结构, 钻进表现和录井指标均会明显改变。对此, 录井人员首先要清楚地了解井区相关数据资料, 能够掌握油层的走向, 则能够在钻遇低渗透层或泥岩透镜体时明确原因, 避免误判。
笔者根据多年的钻探经验总结, 低渗透层大多出现在油层上部, 通常厚度在3 m以内。所以对于遇到低渗透层的情况, 继续钻井可首先进行适当的降斜, 待指标和钻进表现恢复正长时再调整到先前的井眼轨迹。而泥岩透镜体则可能会出现在油层的各个位置, 但通常不会连着油层泥岩盖层。所以, 对于遇到泥岩透镜体的情况, 从避水角度出发, 通常增斜, 从其上面绕过比较适宜。但对于厚度较小的油气层, 不便于进行井眼轨迹的调节, 此时如果确定是低渗透层或泥岩透镜体, 就可以直接钻透, 不会太影响施工效果。
(4) 钻遇复杂断层处理方法。断层地质一般会在很大程度上增加水平井施工的难度, 有些区域还会同时存在几种类型的断层, 给工程带来很大的障碍。断层会明显增加目的层产状的复杂度, 若目的层的倾斜度也较高, 这很不利于地址录井工作人员找出油层展布特点和理想的实钻轨迹, 大大加大了地址录井工作人员的工作量且难以得到较满意的预测结果。所以, 除非对于少数勘探度十分高, 对其地质和油层构造充分掌握, 具备完备的数据和图纸资料的油藏, 才考虑进行水平井施工。否则, 对于断层情况比较严重, 类型不明的区域, 均不考虑水平井的部署。对于断层结构, 工程人员需一层层地钻穿断层才能最终到达目标靶点和目的层, 这对井眼轨迹调节的精确度要求很高, 操作复杂繁琐。必须通过对大量数据资料的反复推算才能决定进行轨迹或上或下或左或右的调整。这种情况下, 脱靶的概率相对较大, 且脱靶后调整恢复正常也相对更难。总之, 水平井施工中, 断层区域施工难度最大, 钻探成功率最低。
3 结束语
当前, 我国石油天然气的开发难度呈现不断增高的趋势, 需要通过对相对开采难度较大的油层进行发掘以补充增产的需要。水平井施工的施工技术含量和施工工艺水平也随之越来越高, 使地质录井工作人员面临一个有一个新的课题。必须对井区地质构造进行深入勘探和分析, 绘制精确的结构图纸, 准确预测井眼轨迹的变化。另外, 工作人员还需要掌握各种先进的钻探技术, 针对各种不同类型的水平井和地址情况进行合理应用, 具备解决实际问题的能力, 体现地质录井工作的重要意义及关键性作用。
摘要：水平井施工中最关键的技术在于对井眼轨迹的控制, 确保成功钻达目标层。笔者根据多年经验, 总结了水平井施工过程中最容易出现的四类问题, 并针对问题逐一进行分析和探讨。强调了对油层产状的把握以及对井眼轨迹的合理调整方法以达到成功钻探的目的。
关键词：水平井,地质录井,井眼轨迹,靶点
参考文献
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PDC钻头岩屑录井识别技术 篇5
由于PDC钻头与3A钻头在制造工艺和结构方面有着本质的区别，加之其特殊的破岩机理，导致PDC钻屑非常细碎（粒径最小达0.5-2.0mm或粉末状）；同时，由于PDC钻头机械钻速高、米钻时小，地质工岩样采集难以跟上钻头进度，造成岩性识别、分析化验挑样困难和剖面符合率低。因此，目前石油石化录井行业在钻达目的层时往往限制PDC钻头的使用，其原因可归纳为：①PDC钻头机械钻速高，给按地质设计实施岩屑录井带来了困难；②PDC钻屑细碎、岩性难辩，造成岩屑剖面符合率偏低，尤其是当油质轻、显示级别低时，易造成油气显示漏失；③PDC钻头使用井段砂泥岩钻时幅差不明显，尤其是在砂泥岩颜色相近、砂岩泥质含量高、粒径小、地层成岩性较差的层段，给借助钻时分层带来很大困难。
为此，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，就是要在钻井采用新技术的条件下，保证录井能够不影响钻井技术的进步，齐全准确地收集各项录井资料，使地质录井各项技术指标如：油气显示的发现率、岩性识别准确率、地质剖面归位符合率等满足油田勘探开发工作的需求，使随钻录井岩性识别和油气显示快速评价解释技术进一步提高，提升油田的整体勘探开发效益。
一、PDC钻屑成因分析
1.金刚石钻头的分类（国内）
金刚石钻头由国外七十年代初研制成功，并于八十年代得到迅速发展，其显著的高钻速、低成本特点在实践中被钻井界证实和认可，因此获得广泛推广及普及。目前全国大部分油田都在使用 PDC钻头，具备不完全统计，全国近50% 探井 ,80%的生产都不同程度当地使用了PDC钻头。河南油田自 1987 年引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了 30-50%，不论给钻井公司还是给河南油田均带来了显著的经济效益和社会效益。从近期收集的中石化西部新区钻探资料看，PDC钻头的使用率达80%以上，但大多为非目的层段使用，如征1井使用FM256D型PDC钻头于3020.20-4616.90m井段，连续钻进1596.70m，纯钻进时间231小时，平均机械钻速7m/h，给提高钻井时效、降低勘探成本带来了显著的经济效益。
PDC钻头是人造聚晶金刚石复合片钻头（Polycrystalline Diamond Compact Bit）的简称，它是用聚晶金刚石复合片与硬质合金齿柱结合成切削元件镶嵌在钻头钢体或胎体上的优质钻头。国内主要的金刚石钻头生产厂家有江汉休斯和四川克里斯坦森钻头厂，另外还有部分小规模的地方、油田钻头厂及大专院校（石油大学、中国地质大学等）生产的各类金刚石钻头。其钻头类型分类见表。
厂 家
江汉休斯
四川克里斯坦森 R系列 PDC（Polycrystalline Diamond Compact）B系列 TSP（Thermally Stable Polycrystalline Diamond）P系列
S．M．Z系列 D系列 天然金刚石（Diamond）ND系列
2.PDC钻头的主要特点（1）钻头无活动部分(牙轮)。
钻进中无掉牙轮顾忌，可实现高转速安全钻进。（2）不同岩性适应性强。
针对地层情况，PDC钻头有不同的设计，如用于软地层，其钻头冠部外型呈长形或锥形；用于硬地层其钻头冠部外型呈圆形或抛物线形状。所以，适应范围比较广。（3）使用时间长。
采用聚晶金刚石镶齿，坚硬锋利，寿命长；一般一支PDC钻头入井的工作时间是普通钻头的五至八倍，减少了起下钻时间，降低了钻工的劳动强度，提高了钻井时效。（4）硬度高、破岩能力强。
金刚石的硬度最高，钻头强度大，钻进速度快，钻时均匀。
（5）破岩机理以切削和研磨为主。
PDC钻头所钻的岩屑细小，甚至呈粉末状，尤其是疏松砂岩则往往呈颗粒状出现。钻屑颗粒细小，便于泥浆携带，保持井底清洁。
（6）低钻压剪切均匀破碎，能够防斜、纠斜、稳斜。3.PDC钻头破岩机理
PDC钻头按其切削原理分为F型钻头和R型钻头，其中常用的是F型。F型钻头冠部形状分为：浅锥形、短抛物线形、抛物线形和鱼尾形四种形态；齿形多为圆形齿或楔形齿，破岩方式主要有剪切、预破碎、梨削和磨削四种。
剪切破碎：
从岩石破碎强度可知，岩石抗剪切强度远低于岩石的抗压强度（为抗压强度的0.09-0.15倍），PDC钻头正是利用岩石的这一特征实现其高速钻进，其破岩机理见图-3。PDC钻头切削力受力分析（首先做出以下基本假设）： ①地层岩石是塑性的；
②井底大体上平行于钻头轮廓面；
③单切削刃和全钻头之间有相似之处：钻速与切削刃吃入深度成正比，作用于单切削刃的法向力与钻压成正比；
④切削角忽略不计；
⑤PDC钻头切削刃的体积磨损与摩擦成正比； ⑥切削刃侧面摩擦力忽略不计。
在钻压P和扭矩力T的合力R作用下，生产一个沿剪切面由合力R产生的分力F（剪切力），当力F等于或大于剪切面积和岩石的抗剪切强度极限强度的乘积时，岩石就沿剪切面破碎。一般PDC钻屑颗粒大于其它类型金刚石钻头的钻屑，其钻头适合于中软——中硬地层。PDC钻头的切削刃是以切削方式来破碎岩石的，它在扭矩力的作用下，能自锐地切入地层、向前移动剪切岩石。在理想条件下，复合片刮切岩石时生成的岩屑会沿着金刚石表面上移，直至与复合片脱离，通过岩石在切削齿边缘处的破碎，钻头的切削能量得到高效释放。然而，在很多情况下，岩屑所承受的压力使其紧贴切削齿表面，从而生产阻碍岩屑移动的摩擦力。这种摩擦力往往可以积累到相当高的程度，以至于会造成岩屑在切削齿边缘的堆积。这种现象一旦发生，井底岩石的运移就不再是直接依靠切削齿的边缘，而是通过切削齿表面积累的岩屑自身来完成。这样，岩石的破碎和运移将需要消耗更多的能量，由此降低钻井效率。目前，PDC钻头制造工艺中采用了“黑冰”抛光切削技术（黑冰齿有高度抛光的外表面，其摩擦系数低得就象闪冰与冰的滑动一样），它是通过降低岩屑与切削齿表面之间的摩擦力，以避免岩屑在切削齿表面的堆积，以有效减少切削时的剪切力，显著改善岩屑的运移，提高钻井速度和钻井效率。
根据PDC钻头镶齿形态和受力分析，楔形刀翼设计增加了钻头表面的流道体积，有利于改进钻头水力性能，新的刀翼布齿方式使钻头心部更开放，容屑空间更大，减少钻屑在齿部的淤积，有益于改善钻头的清洗条件。在钻井现场可根据岩石成岩性（致密程度）情况，合理选择PDC钻头类型，一般，中软地层适合长齿，硬地层适合小齿。当钻头选型与岩石硬度不匹配时，有时会造成井筒返出岩屑成粉末状。如：B283井1945-1988m井段，岩屑呈稀糊状，无法捞取、清洗岩屑。
4.PDC钻头钻井带来的录井技术难题
（1）岩屑量少、岩屑细碎、岩性难辨、采样困难
不能准确判断地层岩石的矿物成份和结构，难于进行地层分层，使录井剖面符合率降低。岩屑细碎（粒径在0.5—2mm之间），现场挑样极为困难，挑样任务无法完成，难以开展地化、定量荧光分析化验工作。如下T4-2211井在快速钻进的700—1200m段，钻时一般2—3min/m，岩屑返出量极少，造成采样不足现象。（2）钻时与岩性的对应关系不明显
砂、泥岩钻时区别不大（图-4），利用钻时曲线划分岩性及分层不再准确，使传统的依据钻时辅助分层确定岩屑实物定名的方法难以满足现场地质录井工作的需要。
（3）岩屑混杂、难以清洗
岩屑混杂，给岩屑描述带来一定困难，特别在浅层影响更明显，利用PDC钻头资料难于进行随钻地层对比。如南阳凹陷的南76井，砂岩含量低，从录取的岩屑实物上看，井段1800—2020m段岩性基本无变化，泥岩含量在85—95%，砂岩含量在5—15%，很难区分岩性。另外，当单根钻杆钻时小，迟到井深与标准井深相差大，井筒内滞留岩屑多时，接单根时易造成岩屑混杂。如张34井：钻进井段1732.32—1741.93m单根时，用时15min，迟到时间为23min/m，当钻至1741.93m时井筒内滞留岩屑6m，接单根用时3.5min，不可避免造成了岩屑混杂、难以清洗。（4）烃损耗重、显示易漏
由于岩屑变得细小，增大了岩屑的比表面，降低了油气显示等级，增加了油气显示发现和评价的难度，使油气显示发现率和解释符合率降低。传统的捞砂方法是根据迟到时间算出岩屑到达时间，通过震动筛滤去泥浆，在振动筛后捞取岩屑、泥浆混合物，用清水搅拌冲洗后晾干。在PDC钻头下泥岩为糊状，疏松砂岩为分散的颗粒状，非常细碎，部分细微颗粒混入泥浆中不能及时在振动处分离，在除砂处直接混入泥浆池中，另一方面，在清洗过程中随剧烈搅拌与冲洗使细碎颗粒容易漏失。因此，录取的岩屑失真较严重，不能如实反映地下地质信息，极易造成漏失油气显示现象。（5）捞砂洗砂时间与钻井时间不配套
PDC钻头平均钻时1～4 min / m，快的时候不足1 min钻进一米，而采集一包岩屑样一般需要2-5min左右，当钻时小于采样时间时，既会造成采样困难，砂样的质量及代表性变差。
（6）钻速快、薄层显示难以识别。
由于钻时小、常规色谱分析周期长，给薄层显示的识别和评价带来了一定困难。综上所述：即便是同种类型的PDC钻头，在不同构造区块，其对各种地层的可钻性也不同，造成岩屑混杂、破碎程度也是不一样的。如下T4-2211井核二段的700—1000m井段，无论是泥岩还是砂岩，钻时一般为2—3min/m，岩石成岩性差，地层造浆严重，返出岩屑基本为泥糊状，砂岩含量很低，砂泥岩岩性很难区分。泌283井核三段的1100—1400m井段，泥岩、砂岩钻时一般为4—6min/m，岩石成岩性差，砂岩常呈分散状颗粒，粒径0.5—2mm，泥岩为糊状，砂岩含量较高，粒度大，砂泥岩钻时变化不明显。
从现场录井观察中发现，造成PDC钻头钻井条件下岩屑细小的原因主要有三方面的因素：
其一：造成钻屑细小的客观因素——地层。对于地层埋藏浅、岩石成岩性差、胶结疏松的地层，经PDC钻头的快速剪切、研磨破碎，加之上返不及时等造成钻屑细小、甚至为糊状。例如：王集、下二门、张店地区成岩性差的廖庄组、核桃园组核一段、核二段地层，双河地区的廖庄组、核桃园组核一段储集层等，随钻井液返出至地面的岩屑均为分散状矿物颗粒或泥糊，岩屑直径特别细小；另外，当所钻地层岩石致密、性脆，钻进中返出的岩屑也比较细小。这方面具有代表性的例子是安棚地区的安84井及安2017井，该区属深层系，储层砂岩特别致密，多为灰质胶结、性脆、易破碎，钻进中返出的岩屑呈细碎、分散状。
其二：钻头因素——PDC钻头（前已叙述，略）。
其三：钻井工艺、钻具组合因素——高泵压、大排量、满眼钻进。随着钻井工艺技术水平的提高，目前钻井中普遍采取高泵压、大排量（泵压高达15-20MPa、排量达1300-1500cc）钻进，在大水马力的作用下，加大了已破碎岩石的粉碎程度。另外，为防止钻进中的自然造斜，钻井施工中往往采用满眼钻进的手段来稳斜，钻头上部数十米长的近钻头直径的钻铤、扶正器等，减少了井壁与钻具之间的环形空间，加重了钻屑重复性碾磨的粉碎程度。
二、岩性识别仪矿场试验及应用效果
1.“岩性识别仪”识别岩性原理（1）岩石的放射性
岩石中含有的放射性元素，主要是由铀（U）、钍（Th）、钾（K）等放射性元素组成，所以岩石的放射性强度取决于放射性元素的类别和含量。238U的半衰期为4.5×109a，232Th的半衰期为1.42×1010a，40K的半衰期为1.25×109a。
一般条件下，按照放射性的强弱可把沉积岩分成以下几类：
放射性物质含量高：放射性软泥、红色粘土、黑色沥青质粘土的放射性物质含高。海绿石砂岩、独居石、钾钒矿砂砾岩等具有高放射性含量。
放射性物质含量中等：浅海相和陆上沉积的砂质岩石，如泥质砂岩、泥质石灰岩、泥灰岩等。
放射性物质含量少：砂层、砂岩、石灰岩等。放射性物质含量很少：硬石膏、岩盐、煤和沥青等。（2）“岩性识别仪”设计原理
利用岩石矿物中的自然放射性（γ射线），借助伽玛射线探测器检测被测PDC钻屑中的自然伽玛射线强度，并依据沉积岩的自然放射性强弱变化规律，通过仪器标定，定性鉴别被测样品的岩石类别。以此达到提高岩屑录井技术含量和提高岩屑定名准确性的目的。
2.“岩性识别仪”性能技术指标
①样机体积小（80cm×50cm×40cm 重95kg）、结构简单、易操作，维修方便。②线性好：R2=0.9883 ③样品检测重复性误差小：平均误差＜5% ④样品检测灵敏度高：> 10g ⑤样品分析周期可选（30秒、60秒、90秒、120秒、180秒）、分析周期短。由于泥岩的伽玛值高，砂岩的伽玛值低，样机采用岩屑包围晶体，利用金属铅对伽玛射线的屏蔽能力，将岩屑与晶体用铅罐密封，通过光电倍增管将电信号放大并进行伽玛计数，在设定时间段内自动求得平均值。应用表明：尽管同一岩屑每秒的伽玛计数值不一样，但在90s、120s、180s各时间段内的平均值重复性很好，误差在一个计数点左右，误差率3—5%，用标准的砂泥岩样自0—100%混合进行检测，线性关系较好，方差在0.99左右。
3.PDC钻屑泥质含量估算方法 首先用自然伽玛相对幅度的变化计算出泥质含量指数IGR： IGR=（GR目的－GRmin）／（GRmax－Gamin）1≥IGR≥0 式中：GR目的——目的层自然伽玛幅度（或混合样品）； GRmax——纯泥岩的自然伽玛幅度；
GRmin——纯砂岩的自然伽玛幅度。用下式将IGR转化成泥质含量Vsh：
Vsh={（2G×IGR－1）／（2G－1）}×100%
100%≥Vsh≥0 式中：G—希尔奇指数，可根据实验室取心分析资料确定（参考北美第三系地层取G=3.7、老地层=2）。
4.“岩性识别仪” 矿场试验及应用效果 样机经室内调试、检测，分别在下T4-2211井、B283井等二口进行了现场实验，并取得了初步成果。
三、PDC钻头岩屑录井技术对策
1.岩屑捞取与清洗
从现场岩屑录井过程看，除不可抗拒的钻头和钻具结构因素外，对于振动筛的振动、岩屑清洗时的水冲、搅动力度、频度等也加重了钻屑的粉碎程度，尤其是对疏松的砂砾岩储层和含油砂岩，更减少了有效成分的含量，严重时可能会造成岩屑采集量不足、油气显示难以发现等。因此，解决这一问题的有效办法是对含泥浆岩屑清洗时要用小量、缓冲、缓倒、轻搅拌，切忌急水、猛冲、快倒、急搅拌，从而保证细碎的真岩屑不被人为冲掉，达到保障岩屑具有代表性的目的。
在晒样、烤样时，切忌在岩屑未滤干水分的情况下，过多地翻动，以免造成岩屑表面模糊；在岩屑收样装袋时，应尽量将细小的真岩屑装入袋中，减少各个环节的技术损失。当然，要严、细、全、准地做好这些工作，给地质采集工增加了较大的工作量，特别是使用PDC钻头采用螺杆加转盘复合钻进时，钻时快，一个采集工既要记录钻时，又要按要求取准岩屑，就需要增加人员，进行双岗作业，才能确保细小岩屑录井工作的准确性。
2.岩屑分选筛样描述
岩屑颗粒大小对岩性描述的影响很大，一般2-5mm的岩屑肉眼易观察和识别，而对0.5-2mm或粉末状岩屑则肉眼很难进行观察和描述，一包岩屑中很大的岩屑往往是掉块假岩屑。因此，为了有效区别真假岩屑，B283井采取洗净岩屑过筛的办法，即利用1、3、5mm孔径的筛网分别对样品进行预处理，首先将大于5mm的假屑剔除，然后根据整包岩屑总体颗粒的大小，用1或3mm的筛网进行筛析，最后对筛析后的真岩屑采用Ι-SCOPE显微镜显微观察描述的方法进行定名，该方法取得了较好的效果。
3.PDC钻屑混合样氯仿浸泡荧光定级
B283井2150-2345m、2422-2486m井段，对具荧光显示的粉末状岩屑，用天平称取1克混合样，加入5ml氯仿浸泡，密封2小时后，经系列对比观察定级。实践证实，利用该方法增加了PDC钻屑的油气显示发现率，达到了提高岩屑录井质量的目的。该方法使用时要注意，对泥浆受污染造成的假异常要慎重，以避免误导岩屑描述。如在南83井的录井施工中，在井深2186m—2189m气测发现异常，而砂岩、泥岩钻时均在9—11min/m之间变化不明显，捞取的岩屑岩性为呈分散状浅灰色粉砂岩，荧光直照暗黄色，取出砂岩滴照呈黄色不均匀斑点，系列对比为9级；砂岩含量极少，由于该井区距物源区较远，储层整体物性较差，其岩性均为粉、细砂岩，加上使用PDC钻头，返出的砂岩呈极为细小的分散状颗粒；针对这种情况，我们加强了荧光录井工作，对目的层段每米储集层均进行荧光滴照分析，及时、准确地落实了该井的油气水显示。4.PDC钻屑混合样氯仿喷洒法
针对轻质、凝析油储层粉末状、难分离（湿样）PDC钻屑，可将钻屑置于普通荧光灯或岩性识别仪下，采取PDC钻屑混合样氯仿喷洒的方法进行观察，也可在一定程度上提高油气显示的发现率。
5.加强气相色谱录井
利用气测录井随钻时实检测的技术优势，尤其在各别井、局部井段（如B283井1100—1400m井段）返出岩屑呈稀糊状时（岩屑量极少、难以清洗），利用气测全烃检测有效地检测到二层1-2m的薄层荧光砂岩（岩屑中无显示）。
6.及时测定迟到时间
岩屑迟到时间的准确性直接影响到岩屑剖面与测井深度的系统误差，决定着岩屑剖面的合理归位。因此在使用PDC钻头钻进过程中，要经常实测迟到时间（50m/1次），采用接近钻屑密度、颜色与钻屑反差较大的实物进行迟到时间的测定，以保证捞样时间的准确性。
7.加强钻井与地质录井的横向协作
水平井录井技术 篇6
一、综合录井技术的地质导向原理
综合录井技术的地质导向原理:
1、钻时录井:
实时反应地下岩石的可钻性, 进而推测其岩性及钻头位置。
2、气测录井:
在油气层中水平钻进时, 气测录井曲线和数据基本保持不变, 一旦井眼轨迹离开油气层, 气测曲线及数据特征将发生变化。
3、岩屑录井:
岩屑为实物, 以闻油气味、看颜色、荧光滴照、浸泡、系列对比等手段快速判断油气显示。在水平井录井中可通过连续观察、描述含油岩屑及其百分含量的变化来判断井眼轨迹是否在油层中延伸。
4、定量荧光录井:
流体性质相同、油质相同, 定量荧光谱图形状相同、荧光强度相同、荧光级别相同。
5、气相色谱录井:
流体性质不同, 气相色谱流出曲线不同。
二、综合录井技术地质导向方法及实例
在水平井钻井过程中, 为保证快速钻进及钻井施工安全, 工程需要使用PDC钻头、钻井液中需要加入有机物质, 而且水平井岩屑运移方式与直井不同, 这给岩屑、荧光及气测录井带来了相当的难度。如何使用先进的录井技术真实地反映地层信息是指导水平井钻进的关键。
1、岩屑录井
岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的方法, 但水平井钻井通常采用“PDC钻头和螺杆钻具结构”新工艺来提高钻井速度, 岩屑细杂, 能否捞到反映地层真实信息的岩屑成为关键。定时加密取样、小水压清洗、静止烘晒、结合钻时和气测值及岩屑图象高分辨率采集仪综合分析, 并进行岩屑图象对比、多块岩屑图象连续显示, 从而确定岩性并进行精细描述。
2、荧光录井
为确保钻井安全及工程需要, 钻井液中加入润滑剂、磺化沥青等有机物, 对岩屑特别对PDC钻头细碎岩屑污染严重, 常规荧光无法准确识别油气显示。定量荧光录井技术通过差谱功能, 显示岩屑定量荧光分析的真实图谱, 消除干扰, 初步区分出荧光显示是来自于样品本身还是添加剂, 判断地层的含油情况, 进行地质导向。
3、气测录井
以xx井为例 (如图1) , 从气测录井图可以看出, 井深5050m以前混油录井段 (非油层段) 与水平井段的全烃显示相似, 但气测组分值差异较大, 水平井油层段C1、C2值远远高于混油段C1、C2值。在水平段内钻进时, 钻头穿出油层和穿入油层时, 气测组分值也具有同样的变化特征, 因而利用此特征可指导水平井轨迹的调整。该井水平钻进至井深5165m时, 迟到井深5159m气测组分C1由0.164%↘0.044%, C2由0.098%↘0.0382%, 重组分也有微量降低, 观察岩屑发现褐色泥岩略有增加, 录井判断钻头触底, 定向队调整工具面, 改变轨迹, 钻至井深5180m后, C1由0.057%上升至0.3936%, 说明井眼轨迹又重新进入油层。
为提高气测录井地质导向的准确性, 应配套3Q04快速色谱仪, 色谱分析周期为30s, 测量的甲烷值可以看作一条近似的连续曲线, 可替代全烃曲线, 卡准油层的可靠性更强。通过快速色谱中3H曲线的变化, 能够判断钻井中的偏差, 如果钻头偏出油气层, 3H曲线也随之发生变化, 且这一变化反映在仪器上仅滞后于钻头位置一个迟到时间, 能够较快发现井眼轨迹的偏移, 更有利于钻井及时调整井眼轨迹。
4、气相色谱录井
在重力分异作用下, 储层流体在储层中形成气、油、水的分层分布状态。在气相色谱流出曲线上表现出原油组份峰轻质组分逐渐减少, 重质组分逐渐增多, 油质从轻到重的变化趋势。利用流体性质不同, 气相色谱谱图不同这一特征指导水平井钻进。
三、问题讨论与措施
通过多口水平井录井服务, 我们总结出, 要保证综合录井地质导向的成功率, 除了改进上述各类录井方法外, 还必须落实以下工作措施:
1、钻前准备
掌握区域地质情况, 在分析邻井资料的基础上, 根据井斜对标志层视厚度及深度逐个进行校正, 确保水平井地层对比的准确性。
2、卡好着陆点 (A点)
结合邻井目的层的岩性、物性、含油性及分析化验资料, 对比判断着陆点 (A点) 的位置。
3、加强综合录井对工程异常的预报
综合录井系统不仅能及时发现与评价油气显示, 采集处理工程参数与钻井液参数, 提供异常预报信息, 而且还能进行各种异常的分析判断。现场应密切观察各项参数的异常变化, 尤其是立管压力、套管压力、扭矩、悬重和钻井液量等变化。
当然, 水平井地质导向是一个复杂的研究课题, 本文介绍的综合录井技术在水平井钻进中的导向作用只是现场实践经验的总结。在水平井钻进过程中, 综合录井虽然对地层信息反应较快, 但水平井的复杂性, 需要更先进的录井技术设备作保证, 同时加强对现场资料和区域地质资料对比分析和综合判断, 才能实现真正意义上的地质导向。
摘要：文章阐述了水平井钻探成功的关键录井技术环节, 从钻时录井、气测录井、岩屑录井、荧光录井等方面分析了综合录井技术的地质导向原理;从样品采集、真假油气判断、气测异常和地化谱图特征等方面论述了综合录井技术地质导向方法, 在改进录井方法的基础上提出了确保水平井地质导向成功和准确发现油气层的措施。
关键词：水平井,综合录井,地质导向
参考文献
[1]李金顺, 纪伟, 姬月凤.油气层录井综合评价概论.录井技术.2003 (2) [1]李金顺, 纪伟, 姬月凤.油气层录井综合评价概论.录井技术.2003 (2)
水平井录井技术 篇7
综合录井技术是现代钻探技术所需的实验室搬家至井场的结果。其包括的机械钻速、钻时、扭矩以及泥浆池面变化、钻压等参数, 气测录井的全烃和组分分析, 岩屑录井的岩屑捞取、观察、记录以及油气显示的综合判断等, 在水平井的钻井过程中的地质导向作用十分有用。如果同时与随钻测量技术 (MWD) 和随钻测井技术 (LWD) 结合, 相得益彰, 确保地质导向的精准、快速。特别是在碳酸盐地层中, 尤为明显。利用水平井开发碳酸盐油藏, 能够有效增大泄油面积, 提高单井产量。特别是在中东地区, 碳酸盐油气藏储量丰富地区, 减少地面征地和建筑, 减少钻井成本, 在国外技术相当成熟, 并且取得了良好的经济效益。
确保水平井最大限度在碳酸盐油层穿行, 避免过高上行, 进入气顶, 或者进入该层, 引起气侵;或者过低进入水层, 引起底水突进或者锥进, 甚至在水层中穿行, 有必要在水平井钻进过程中, 实施地质导向。M W D和L W D随钻测井技术具有有效的地质导向作用。然而, 在实际钻井作业中, 随钻测井仪器存在一个滞后钻头钻达井深13米左右的测量盲区, 仪器无法及时测量井底地质资料并且地面得到及时采集和分析, 因此仅仅依靠随钻测井资料还不能及时了解井底的岩性特征及其含油气性。这种测量信息的滞后性, 会影响地质导向的滞后性, 也就是说钻头位置的即时信息, 不能够通过随钻测井资料及时获得, 及时得到分析和用来及时调整轨迹。而综合录井的多数参数, 直接与钻头相联系, 能够及时反应钻头位置的地质信息。
2 水平井所钻碳酸盐地层及碳酸盐油气层录井表现特征
碳酸盐地层, 根据碳酸盐和泥质含量的百分比, 可以简单地分成:灰岩、泥质灰岩、泥灰岩、钙质泥岩和泥岩。
3 综合录井在碳酸盐地层地质导向过程中的作用
综合录井在碳酸盐地层中的地质导向就是通过模拟技术设计的油藏数据信息资料与综合录井的实时录井数据资料相对比, 以此为基础来判断在水平井钻井过程中的实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹和油气层段的空间关系, 进一步确定、控制井眼轨迹, 最大限度地维持在油气层段穿行, 提高钻井效率, 降低开发成本, 获得更大的经济效益。
3.1 利用岩屑录井资料重建地层剖面
岩屑录井, 作为综合录井的基础的重要内容之一, 也是指导水平井钻进, 进行地质导向的重要手段。碳酸盐油气层, 因其特殊的岩屑特征, 在碳酸盐地层中进行地质导向作用十分明显。具体方法为连续观察、描述岩屑中含油碳酸盐岩屑的百分含量, 特别是特殊岩性的含量变化, 如含油岩屑、岩屑的荧光含量、结晶方解石、沥青、燧石、海绿石等, 整理描述结果和综合资料, 及时绘制恢复地层剖面图, 结合井身轨迹和地下地质构造提出合理的地质导向建议。
3.2 利用气测录井判断碳酸盐油气层及油层的部位
油气层最直接、最有效的信息之一为气体组分和含量分析和变化趋势。在碳酸盐油气层中水平钻进时, 气测录井曲线和数据值基本保持不变, 一旦井眼轨迹偏离油气层或者进入水层, 气测曲线及数值特征将会发生变化。利用气测值, 定点测量的钻井液含气饱和度, 钻井参数、钻井液参数, 结合碳酸盐岩屑所表现的储层特征, 可以对油气层做出综合解释和评价。
(1) 气层。全烃曲线急剧上升, 显示时间大于所钻碳酸盐储层时间, 下降幅度变化小, 甲烷增高, 乙烷、丙烷微增, 甲烷相对含量高, 可达95%以上。乙烷、丙烷相对含量一般相对较低, 一般小于5%, 甚至无。岩屑几乎不含油或者仅有荧光显示, 钻井液密度下降、粘度上升, 槽面可能会有针状气泡冒出, 钻井液体积增大。
(2) 油层。全烃曲线急剧上升或者显著上升, 且显示时间校正为所钻碳酸盐储层时间, 下降幅度变化小, 甲烷、乙烷、丙烷、丁烷都增加, 甲烷相对含量一般低于气层, 重烃含量高于气层, 岩屑滴水不渗, 钻井液密度下降, 粘度上升, 有时槽面有油花、气泡。
(3) 气水同层。全烃显示、烃组分相对含量、岩屑显示等与气层显示基本相同, 但是气测显示时间小于所钻储层时间。
(4) 油水同层。全烃显示、烃组分相对含量、岩屑显示等与油层显示基本相同或低于油水同层显示, 但是显示时间小于所钻储层时间, 曲线下降斜率较大, 岩屑录井一般为含油级别较低的油砂。
(5) 含油水层。全烃显示、烃组分相对含量、岩屑显示等低于油水同层显示, 但是显示时间小于所钻储层时间, 曲线下降斜率较大, 岩屑录井一般为含油级别较低的油砂。
(6) 水层 (含气) 。不含溶解气和残余油的水层, 气测曲线上无异常显示, 几乎为一条直线, 有时出现H2和C O2等非烃气体。含少量溶解气和残余油的水层, 全烃会增高, 烃组分相对含量高低不等, 显示持续时间与钻遇地层时间几乎同步, 曲线下降斜率较大, 有时H2增高, 岩屑不含油。
3.3 利用烃组分比值法划分油气水区带
为了更好地利用气测资料, 我们借鉴了气测的轻烃比率解释方法即3H法;这三个派生参数分别是烃湿度Wh、烃平衡Bh、烃特征Ch, 烃湿度Wh反映“重组分”的相对丰度, 它随油气的密度的增大而增大;烃平衡 (Bh) 与烃湿度 (W h) 二者在含烃层中的表现相反, 为更好反映二者聚散与离合关系, 将它们绘在同一栏, 。它们随储层烃从气向油的过度而彼此靠近并交叉, 然后离散。将烃湿度 (W h) 与烃平衡 (B H) 结合起来, 对油气性质做出可信的评价。烃特征 (Ch) 它能解决油显示与气显示间的模糊问题, 它能判别出油还是出气。
4 结语
综合录井技术与随钻测量技术相结合进行水平井地质导向是一种趋势, 是实现对地层快速分析评价, 找到最优地层开发的必要手段。地质目标和地层造斜率的不确定性给水平井施工带来了一定难度, 如何确定目标层的位置保证钻头在目标层内钻进成为开发复杂储藏及薄油藏的一个非常关键的问题, 也是我国目前地质导向钻井中一个急需解决的技术难点。
摘要：碳酸盐地层因其固有的岩石结构特征和含有物的特殊性, 在水平井钻井过程中, 充分利用各方资料和数据进行井眼轨迹的精准地质导向具有重要意义。本文就综合录井资料在碳酸盐地层水平井钻进中的地质导向作用, 结合中东某区块的实钻数据, 总结了适合于碳酸盐地层水平井的地质导向的方法。
关键词：综合录井,碳酸盐地层,水平井,地质导向
参考文献
[1]武友佳《石油油矿地质学》北京:石油工业出版社, 2004年.
水平井录井技术 篇8
关键词：镇泾长9,水平井,录井,油层识别
镇泾区块位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部, 行政区划属甘肃省镇原、泾川、崇信三县管辖, 石油资源丰富, 开发实践表明水平井平均单井日产油量比直井有显著提升。
1 长9油层水平井录井特征
1.1 岩屑含油量低, 荧光显示级别低
水平井岩屑定量荧光含油浓度主要分布在小于20 mg/l区间, 对应直井岩屑荧光大于39mg/l的油层解释标准, 岩屑含油量普遍低。荧光显示表明油斑级别只占显示长度7%;油迹级别占显示长度30%;荧光级别占显示长度63%, 显示级别以油迹、荧光为主。与直井显示级别以油斑、油迹为主相比, 差距明显。
1.2 钻井液含油量相对高, 气测基值高
直井钻井液含油量绝大部分低于2×102g/c m3, 水平井钻井液由于原油渗入, 钻井液含油量升高, 三口水平井平均值5.67×102 g/c m3, 特别裂缝段, 钻井液标准含油质量分数可达100×10-2g/cm3。表现在气测值上, 直井气测基值平均0.47%, 油气显示段平均值2.85%, 水平井气测基值平均1.18%, 油气显示段平均值3.17%, 水平井气测值总体比直井气测值高。
1.3 钻遇裂缝多, 槽面显示活跃
镇泾区块裂缝一般为高角度垂向裂缝, 长距离水平段大大提高了对高角度裂缝的钻遇率。已钻水平井中, 钻遇裂缝井段经常出现井漏、溢流等情况, 槽面显示活跃。从收集到的55口水平井录井资料中, 具槽面显示的井10口, 占总数的18%。油气显示段槽面一般见鱼籽状气泡, 液面上涨, 槽面见条带状油花。
1.4 产量与显示厚度、显示级别总体呈正相关
通过显示段厚度、气测全烃值与产液对比分析:显示段厚度、气测均值是储层产能的重要指标:显示段厚度越大, 气测均值越高, 产液量越高, 产油量越大。
2 长9油层水平井录井识别标准
水平井测试过程为多段压裂, 整井合采, 为适应与测试结果的对比研究, 本文综合考虑荧光显示级别与厚度、气测显示大小与厚度、裂缝与槽面显示、定量荧光与泥浆中的作用, 最后各参数权重取值, 综合评价油层级别。
2.1 荧光显示级别、气测全烃权值标准
用各显示级别的显示厚度与测试结果进行多元回归建立拟合工式。通过油斑显示厚度、油迹显示厚度、荧光显示厚度与日产油量两两建立多元回归拟合工式, 油斑系数值为油迹系数值2.1倍;油迹系数值为荧光系数值8.3倍;油斑系数值为荧光系数值12.1倍。
Q日产油=0.00869×H油斑+0.00409×H油迹+3.06014 (式1)
Q日产油=0.00584×H油迹+0.0007×H荧光+2.79069 (式2)
Q日产油=0.0131×H油斑+0.00108×H荧光+3.24446 (式3)
综合分析油斑取权值0.6, 油迹取权值0.3, 荧光取权值0.1。显示级别权值工式为:
显示级别权值=0.6×H油斑+0.3×H油迹+0.1×H荧光 (式4)
同理, 用气测各级别显示厚度与测试结果进行多元回归建立拟合工式。综合分析气测高值取权值0.5, 气测中值取权值0.4, 气测低值取权值0.1。气测权值计算工式为:
气测权值=0.5×H高值+0.3×H中值+0.1×H低值 (式5)
通过气测权值与显示级别权值可以划分高中低产识别标准, 其中低产油层荧光显示级别权值小于100, 气测权值小于100;中产油层荧光显示级别权值、气测权值一般在100-300之间;高产油层显示级别权值大于200, 气测权值大于300。
2.2 裂缝及槽面显示油层识别标准
长9裂缝段声波时差一般大于240μs/m、井径扩大、电阻率上升, 录井气测一般具高值, 少数裂缝段发生井漏、溢流等, 槽面具油花、针尖状气泡显示等。
具高气测增值和槽面显示的裂缝对提升产油量具有显著影响。槽面显示有产油量关系明显, 具槽面显示的10口井 (均发生溢流) , 油花占槽面10%以上的, 日产油量都大于5t, 槽面显示越好, 日产油量越高;油花占槽面10%以下对产油影响不大。
定量荧光解释标准:经现场对比及分析, 定量荧光岩屑解释标准定为:油层含油浓度大29mg/L;油水同含油浓度15-29 mg/L;水层或干层含油浓度小于15 mg/L。定量荧光权值与日产油量总体正相关。
泥浆核磁油层识别标准:通过钻井液含油量、标准含油质量分数、原油可动性与产油量作对比, 油层岩石含油量大于0.1×10-2g/c m3, 标准含油质量分数大于20×10-2g/cm3, 原油可动性大于8。
3 长9油层水平井评价流程
以上评价参数及标准构成的评价体系遵循以下流程:
(1) 裂缝及槽面显示对油层识别标准优先考虑, 特别是裂缝段具高气测增值高后效、油花占槽面显示大于10%的井, 可以识别为Ⅰ类油层;
(2) 在没有裂缝及槽面显示的井中, 分别对照荧光显示级别权值、气测权值识别标准, 双因素结合分析;
(3) 泥浆核磁作为以上两种评价标准的有效补充, 既可以在裂缝井段中检测含油裂缝段, 又可以在无裂缝井段中检测储层原油可动性, 提高油层识别可信度。
4 结束语
通过本文研究认为, 水平井录井岩屑含油量小, 钻井液含油量高, 钻遇裂缝多, 槽面显示活跃, 井漏、溢流等时常发生;气测权值与显示级别权值双因素法制定了油层油层识别标准;具高气测增值和槽面显示的裂缝油层对提升产油量具有显著影响;泥浆核磁标准含油质量分数、原油可动性、岩石含油量三个有效参数制定了识别标准;以上各参数综合形成了水平井录井油层识别评价流程。
参考文献
[1]苏复义, 等.鄂南油气增储领域及勘探目标评价.中国石油化工股份有限公司华北分公司勘探开研究院, 内部资料, 2011[1]苏复义, 等.鄂南油气增储领域及勘探目标评价.中国石油化工股份有限公司华北分公司勘探开研究院, 内部资料, 2011
水平井录井技术 篇9
本文通过对影响水平井录井的相关因素进行分析, 并提出相应的解决方法, 可以有效地解决水平井钻遇过程中的地质监控等问题。
1 水平井钻遇过程中地质录井所受影响因素
水平井一般部署在勘探程度相对较高、构造落实相对较高的区块。但由于受参照井井斜资料可信度、地层相变、对比分析准确性及微构造变化等因素的影响, 从国内各油田施工经验分析, 地质设计上的目的靶心、井眼轨迹与实钻结果仍存在一定的差异。目前地质录井在水平井实施中主要受到工程上和地质上的两方面影响因素。
1.1 地质方面的影响
对X X油田来说, 目前水平井应用大多集中在中低渗、稠油超稠油和高含水期剩余油分布区, 精细化的油藏地质研究对水平井的成功实施影响很大。对于有地层相变区域, 油层的厚度、纵横向变化比较大。断块油藏又属于断块发育面积小, 构造类型多, 油层薄, 泥岩夹层比较发育, 这使得水平井目的层入靶精度要求很高。
XX油田已处于开发后期, 为了开发一些小的断块油藏和解决窄含油带“水锥”问题, 提高采收率, 以及提高稠油的产量, 实现少井高产的目的, 推广应用了许多水平井。但这些水平井的实施, 由于断块断层的变化、微构造的变化以及沉积相等的变化, 使得现场对于井眼轨迹的控制方面难度增加。例如在魏岗、张店地区, 由于属于断块油藏, 这使得在对断点卡位不准确的情况下, 往往会出现钻遇不到目的层。如图1所示, N79-P4井目的层轨迹处于2号断层下盘, 由于断点位置判断不准确, 使得该井两次地质回填。
图2显示在WG地区, 由于老井井斜数据的不准确性, 导致WP1井出现在实施前的地质认识和实施后在微构造上的差异。
图3可以看出, 在岩性油气藏水平井中, 标志层和目的层在平面上沉积变化快, 给地层跟踪时的卡取层位带来困难。
1.2 工程因素影响
1.2.1 钻井液的影响
水平井在造斜过程中, 为了减少井下钻具与井壁之间的磨擦系数, 以及预防其他井下复杂情况, 钻井液往往多次混白油或其它有机添加剂, 特别是进入目的层混油, 使气测录井数据失真, 岩屑被污染, 给传统的常规录井带来极大困难。
1.2.2 钻头驱动方式的影响
在水平井钻井中, 为了定向及提高钻井速度, 经常需要变换驱动方式, 使用转盘、螺杆、转盘+螺杆驱动三种驱动方式交替钻井, 不同驱动方式下钻头对岩石的破碎能力不同, 岩屑大小不一, 这导致岩屑十分混杂, 多次反复研磨, 导致井筒内岩屑十分细小, 甚至呈粉末状, 特别是转盘加上螺杆驱动的复合使用, 使细小的岩屑呈粉末状悬浮在环空, 有时侯甚至无法捞到岩屑, 这直接影响了岩屑描述的准确性。
1.2.3 工程条件影响
在水平井的钻进过程中, 钻具容易紧贴井壁, 传到钻头上的钻压减少, 钻时相对明显升高。同时, 为了满足造斜、增斜、降斜、稳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, 钻时已难以真实反映地层的可钻性。水平井井壁稳定性差, 易坍塌掉块。另外, 由于存在岩屑床, 钻井液大排量冲击岩屑后, 新旧岩样混杂, 会给判断油气层归位深度造成困难。同时井深大、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。
2 地质录井对水平井影响因素的解决方法
概括水平井实施过程中遇到的地质、工程方面的影响因素, 主要可以归纳为地质构造、相变造成的轨迹控制风险和水平井工艺造成录井资料判断准确性的降低两个方面。
2.1 地质构造、相变造成的轨迹控制风险
地质风险反映在水平井实施中, 主要是在钻遇薄层水平井时, 常由于地层产状的微小变化、油层的不稳定和地层相变快等因素导致填井。特别是由于邻井资料可靠程度低会直接造成微构造发生变化, 给地质导向中的井眼轨迹控制带来困难。在WP1井的实施过程中, 由于W243井井斜数据的偏差, 导致该区块地质构造变化大, 通过地质导眼井的实施, 校正了微构造图, 新老井眼的录井岩屑显示和气测值存在明显的差异。
图4显示在WP1井新井眼:1583-1592米段全烃值从0.32%上升到22.88%, 异常倍数达到70倍, 灰褐色油斑细砂岩, 油砂含量10%。老井眼1623-1640米段全烃值从0.42%上升到0.77%, 灰色粉砂岩夹荧光粉砂岩条带。
为了减少这种水平井钻遇过程中的地质风险, 就需要在水平井实施前, 做好相应的地质资料收集和消化工作。
首先必须对邻井油气水关系、岩性组合、地层变化规律进行细致分析, 而所有这些都必须建立在邻井资料真实可靠的基础上。由于不同时期井斜处理要求不一致, 使用的井斜处理程序不一致, 因此处理结果可能存在一定的差异。这些差异对直井的影响可能可以忽略或者在实钻过程予以调整。但对于水平井, 这些差异则可能导致设计目的层难以实现, 因此应该对邻井井斜重新处理。同时为了避免误差, 钻前处理资料所选择井斜处理程序应与现场处理井斜所用程序一致。
其次, 要分析对比掌握地层变化规律。通过纵向对比分析, 掌握不同层段的岩性特征、岩性组合特征、岩屑油气显示特征, 气测曲线形态、相对幅度及气测组份变化关系, 电性特征。掌握目的层的岩性、气测、地化等异常显示特征。通过横向对比, 掌握不同层段的厚度、岩性、物性、油气显示、电性、构造在空间上的变化关系。
还有就是确定对比控制层。对于水平井部署区域的小砂体、小断块, 为了保证对比的准确, 便于提前确定目的层“A”靶位置, 必须选择对比控制层。控制层选择原则是有一定分布范围, 厚度、岩性稳定, 录井特征明显、容易判断。控制层与目的层距离应稳定或有规律变化;控制层距离目的层应该距离适中, 以便能够及时提前调整井眼轨迹。如井楼一二区东南部的核三段Ⅲ5、6小层, 该层与目的层岩性有明显区别, 为粉砂岩、细砂岩, 而目的层Ⅲ8-9为砾状砂岩、砂砾岩。
通过以上钻前工作的认真实施, 基本上可以对水平井钻遇过程中的地质风险做到心中有数, 应对自如。
2.2 录井资料判断准确性降低影响
水平井由于钻头的驱动方式的变化, 使钻时资料对地层岩性的反映作用降低。一般情况下, 采用经验法, 依靠录井经验丰富人员去伪求真, 鉴别油气层归位深度。也可以应用随钻伽马仪录井技术、定量荧光和地化录井项目, 提高现场综合判断能力。在有条件的情况下, 可以考虑采用随钻测井技术, 及时修正录井剖面, 进行深度校正, 提高现场对比的精确度, 利用钻时曲线进行剖面归位。运用特殊岩性和油气层气测异常修正迟到时间, 减小录井深度误差系数。为解决这一问题, 通过收集不同钻头驱动方式下钻时与岩性的资料, 进行回归, 掌握了滑动与复合钻进时的不同岩性与钻时的关系, 可以将钻时与气测色谱结合, 一方面较好地确定了迟到时间, 另一方面准确地识别了砂泥岩岩性。
如图5Z79-1井就是充分利用钻时曲线与伽马曲线的对应性和全烃与电阻的对应性, 很好的实现了水平井钻遇过程中的地层对比, 从而为准确钻遇油层提供了有力的技术支撑。
3 结论与建议
(1) 正确掌握水平井钻遇过程中的录井展现规律, 在钻前阶段做好详尽的资料收集、处理、消化、控制层的选择、目的层的预测, 建立准确的岩屑剖面和地层跟踪分析, 都会减少水平井钻遇的风险, 提高钻遇率和成功率。
(2) 依据气测、钻时、岩屑、储层厚度变化数据判断井眼轨迹与目的层的空间关系, 可以做到准确的调整钻井轨迹。建议在有条件的情况下, 能够增加LWD随钻测井, 以提高地层识别的可靠性。
参考文献
[1]方锡贤, 熊玉芹.应用录井技术建立地层岩性剖面方法探讨[J].录井技术, 2004, 15 (4) :10-13
水平井录井技术 篇10
关键词：地质录井,存在问题,分支井,总结优化,岩屑分析,气测录井
一、关于细碎岩屑的分析
为了满足当下地质录井工作的需要, 进行细碎岩屑的积极准备及其分析是必要的的, 在日常油气田勘测模块中, 进行高分辨率的岩样观测技术的应用是必要的, 这需要针对其细碎岩屑展开积极的鉴定, 进行油气显示的有效落实, 从而而保证分支井段工作模块中, 钻井工作的正常开展, 以针对其一系列的细碎岩屑展开有效应对, 保证地质录井工作的正常开展。这也需要应用到新型的岩样观测技术, 保证地质录井工作的正常开展。
在日常作业中, 通过对高分辨率岩样观测技术的应用, 可以进行细碎岩样岩屑的有效放大, 进行相关运行装置的结合, 从而满足当下显微镜摄像机工作的需要, 这样能保证进一步的分析细碎岩屑, 通过对数码转化设备的应用, 针对这些摄像机图片展开存储, 进行计算机技术的有效应用, 实现岩屑图形的有效呈现。在该模块中, 通过对计算机传输设备的应用, 也可以保证屏幕内图像的有效打印, 实现岩屑图像的深入观察。细小的岩屑通过高分辨率岩样技术加以清晰的呈现在地质录井勘测人员面前, 此时工作人员便可以对细小的岩屑进行仔细的辨认, 极大的提高了辨认效果的准确性, 为地质录井工作的顺利开展创造了便利条件, 同时也有效地弥补了传统的地质录井技术的不足之处。
二、关于气测录井技术及其相关技术的分析
1 在当下录井技术工作应用中, 通过对器测录井技术的应用, 可以提升其应用效益。该工作原理与油气藏储集层的电性密切相关。在一些特殊性质的油气藏勘探开发过程中, 其具备良好的应用优势, 比如在裂缝性油气层的开展过程中, 在非均质油气储集层开发中, 通过对汽测录井模块的应用, 可以提升其综合效益。分支井恰恰常以天然裂缝致密油气藏和非均质油气藏为开采目标, 同时分支井钻进的快钻速、高破碎程度岩屑的特点非常适合该项技术的应用, 因为单位时间破碎的岩石愈多, 进入井筒中的油气量就愈大, 更容易发现和评价油气显示, 这在一定程度上弥补了分支井对常规地质录井技术的不利影响。
在工程作业中, 为了提升井壁的稳定性, 进行钻井工艺体系的健全是非常必要的, 从而满足工作环境对于钻井液的应用需要, 这需要进行分支井钻井液系统的优化, 以满足当下气测录井技术工作的需要。这需要利用先进性的分支井钻井液系统, 实现其真实气测值的优化, 这就需要钻井液工程师与现场气测录井数据人员展开积极的协调。在掌握常见化学添加剂对气测录井影响的基础上, 了解钻井液药品的添加情况。判断混油分支井的油气层时, 首先要道所混油料的性质, 再根据色谱资料轻烃 (甲烷) , 辅助以重烃的变化来区分真假显示, 拿出自己的解释意见。
2 在分支井工作模块中, 受到其钻井工艺的工作需要, 地质工作要随着录井研究对象的改变而进行改变, 这就需要进行气测假异常值的积极分析, 保证岩屑样品质量的控制, 满足日常工作分析的需要。这就需要进行含油气层所显示岩屑的分析。这需要引起相关技术人员的重视, 保证钻井液研究工作模块的开展。由于人为混入的原油、柴油和其他的钻井液添加剂通常不含有挥发性的烃类气体, 通过钻井液脱气点燃试验, 可以从另一个侧面发现和认识油气显示, 了解流体的性质和产能大小, 为分支井油气解释评价增添依据。
为了满足当下工作的需要, 展开钻进液脱气点燃试验的开展是必要的, 这需要根据其试验的具体需要, 进行一系列的玻璃瓶的准备, 这些玻璃瓶有助于日常油气聚集的收集及其观察。在工作模块中, 也要针对其气测异常段及其层段展开取样, 要针对其层段的厚度, 展开加密取样, 这就需要做好取样的工作步骤。基本平放于液面下, 钻井液大约灌人瓶体的3/5即可结束取样, 立刻旋紧瓶盖, 平稳地送至地质房。注意在瓶体上标注井号、井深和迟到井深。第三步, 将玻璃瓶的表面用用棉纱进行擦拭, 并将干净的玻璃瓶平放在桌面上, 对处于静止状态下的钻井液表面存在的油花与气泡进行详细的观察, 并做好观察记录。
3 在上述作业中, 进行观测记录的积极记录是必要的, 在观察记录完毕后, 试验员再进行瓶盖的打开, 进行瓶内清水的灌入, 保证瓶盖的拧紧, 让钻井液与水自由的进行融合。通过对该模块的应用, 可以实现油气于钻井液内部的有效脱离, 当然, 为了满足工作的需要, 进行二次观察工作的开展也是必要的, 要积极采取相关的步骤。记录中要详细载明火的燃烧方式, 是慢燃还是爆燃或是比较平静的燃烧, 同时还要对火焰的颜色, 油气燃烧持续的具体时间以及油气燃烧的剧烈程度进行详细的记录。最后, 燃烧结束后, 将试验过程中所用到的钻井液倒入钻井液坑, 对玻璃瓶进行清洗, 将瓶内的油污清洗干净, 以备下次试验时使用。
4 在当下油气田开采中, 分支井录井技术是应用性比较强的技术, 其有利于促进油气田开采效率的提升, 从而满足当下油气田开采工作的需要随着现代油气田开采钻井技术体系的不断优化, 我国的分支井录井技术体系也在不断健全, 这需要相关人员做好当下的实践工作。提高我国分支井录井技术与钻井技术的有机结合, 互相配合与相互补充, 确保在具体的工作实践当中充分的发挥录井技术具体功能与优势, 为油田勘探开发工作提供先进的一流的分支井录井技术服务, 提高我国油气田开采工作的整体质量。
结语
通过对地质录井中分支井录井技术的综合应用的优化, 有助于当下地质录井工作难题的解决, 有利于提升其应用效益。
参考文献
[1]张明先, 盖学东, 黄衫.分支井录井关键技术分析及试验步骤研究[J].科技创新导报, 2010 (35) .
[2]石慧敏, 周晓军.水平井地质导向录井关键技术的探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (02) .