测井工艺技术（精选12篇）
测井工艺技术 篇1
一、水平井测井工艺技术
1.随钻测井技术
LWD (Logging While Drilling) 随钻测井技术是在钻井过程中利用的随钻测量系统进行实时跟踪监测, 既能测量工程参数满足钻井需要, 又能在钻进过程中进行实时测井, 及时获取地质资料, 从而准确判断地层特性, 引导井眼轨迹钻达目的层, 并在储层中穿行, 实现地质导向的目的, 达到油气开发利益的最大化。LWD随钻测井是钻井地质导向技术的关键部分, 它主要包括MWD、深浅电阻率、自然伽马、中子密度、近钻头传感器等。LWD技术发展的核心是将电缆测量方式成熟的测井技术改造成为随钻测量方式, 使其具有更大的应用价值。
LWD技术具有以下优点: (1) 在钻井过程中, 不需要起下钻、通井、电测, 大大节省了钻井施工时间, 降低成本; (2) 在钻井过程中, 可以实时监测, 根据随钻地质参数的变化, 随时指导工程施工。 (3) 由于地层暴露时间短, 影响因素少, 消除了泥浆浸入和泥饼对测井质量的影响, 所获得的地质特性更加真实可靠, 因此随钻测井的及时性, 能够提供高质量的测井曲线。 (4) 满足地质对薄油层的开采。 (5) 提高储层界面卡准率, 引导井眼轨迹进入油层并在目的层穿行, 大幅度提高水平井的单井产量。 (6) 利用LWD随钻测井资料, 替代完井电测, 导致的钻井周期缩短, 降低电缆测井所带来的风险, 提高经济效益。
该技术的应用如下: (1) 钻井定向控制和安全控制的实时测量:倾角、方位和钻头方向;钻压、扭矩 (力学数据) 。 (2) 地层物理参数测量 (地层评价) :电磁波传播与侧向测井;密度/中子测井;声波测井。 (3) 地质导向测量:电阻率/GR/方位密度 (优化井眼轨迹和地质目标) 。 (4) 其它应用:套管位置和取心位置选择;超压探测;临井对比/地震对比;浅层天然气探测。
2.钻杆输送水平井测井
根据测井项目要求把测井仪器、水平井工具及其它辅助工具按照组合顺序在井口依次连接, 通过钻杆过度短接把仪器连接在钻具下部, 使之能够通过钻具将湿式接头公头及仪器输送到水平井段上部, 湿式接头母头及电缆通过旁通进入钻具内, 靠泥浆循环动力迫使公母接头对接, 实现井下仪器、电缆、地面设备间的信息连接, 由旁通器把电缆从下部钻具中导出、侧滑轮改变电缆的运行方向, 保证起下钻具时测井电缆在钻具与套管之间的间隙中与钻具同步运行, 来实现水平井测井。
(1) 水平段下放测井施工注意事项
水平段测井时, 电缆与钻杆须同步起下, 由钻台指挥统一指挥, 下放、上提速度控制在10m/min, 必须锁住转盘, 确保钻杆不得旋转;下放电缆时, 绞车挂空档, 用手刹控制滚筒阻力, 要始终保持旁通接头处的张力在5KN左右;测井地面仪器在下放测井方式下记录测量数据;安装侧滑轮要选择适当的位置和方向, 避免电缆在下放和上提过程中与游动滑车、液压大钳、井口等物体的接触;电缆下放过程中, 每隔三个钻杆立柱安装一个电缆卡子, 将电缆固定在钻杆上, 打电缆卡子时应盖好井口, 以防物体落入井中;下测过程中操作工程师要密切注视井下张力短节的数值变化, 若张力向负方向变化10KN, 应立即通知钻台停止下放钻杆。同时井队司钻应观察悬重表的变化, 发现遇阻应立即停止下放钻杆, 控制下井仪器承受的阻力不超过20KN, 并通知钻台指挥;在测量过程中, 绞车司机必须注意井口和听取发自井台及操作工程师的操作指令, 配合井口下放电缆;钻台指挥在钻台上指挥施工操作。测井过程中, 钻台和仪器车内不得大声喧哗, 以免传错或听错口令, 影响测井工作的正常进行;每起下一个钻杆立柱, 操作工程师要对比钻杆长度和下放电缆长度, 其深度距离应小于0.2m;下井仪器底端下至距井底5m处停止测量, 仪器串最下端仪器在井底漏测不得超过15m;测量完毕, 操作工程师对各种下井仪器进行测后刻度, 该刻度可作为上测资料的测前刻度;带推靠器的下井仪器不准进行下放测量, 带灯笼体推靠器的仪器可视井下情况选择测量;下放测量时不允许将旁通接头下出套管鞋, 若测量井短长于井内套管深度, 可分两次或多次测量。
(2) 水平段上提测井施工注意事项
1) 当仪器下测至井底, 完成测量刻度后开始上提测量, 此时地面仪器应切换到上提测量方式记录数据。2) 测量过程中钻杆上提速度控制在10m/min左右, 平稳无抖动地均匀上提, 同时将测井电缆同步上提, 并始终保持5KN左右的张力。3) 上提测量时, 每次上提座吊卡时, 上提距离不应超过0.2m, 带推靠器的下井仪器已经打开, 上提过高并下放座吊卡会损坏推靠臂。4) 上提过程中每遇到电缆卡子, 适时停车卸下电缆卡子并妥善保管。5) 完成上提测量后, 进行侧后刻度, 上提钻杆直到旁通接头起出完成水平段上提测井。
除了上述两种常用测井技术外, 还有其他技术, 本文只做简要介绍。
(3) 挠性油管测井技术
该技术是一种用于大斜度井和水平井的测井技术, 它使用具有柔性的油管柱推送测井仪器柱下井, 在仪器柱上提和下放过程中, 均可进行测井作业。
(4) 泵送测井技术
利用泵入井眼液压力, 传递给加重管, 再由加重管推送测进仪器柱下井。这种测井方法的主要优点是能在套管井中使用正规的生产测井仪器 (温度计、压力计、流量计和用作深度对比的套管接箍定位器) 进行生产测井。
(5) 爬行器测井技术
用爬行器Tractor拖动仪器到达水平井井底, 用电缆将仪器回, 在此过程中进行测井。
总结
水平井的井段长度不受地层条件限制, 具有泄油面积大、生产压差小的特点, 能极大地发挥储层的潜能, 提高原油的采收率。因此, 水平井测井技术作为油田勘探开发的一项新技术, 逐渐被推广应用。
参考文献
[1]牛林林, 季红鹏, 李海龙.钻杆传输水平井测井工艺[J].内蒙古石油化工.
[2]马哲, 李军, 王朝阳等.随钻感应电阻率测井仪器测量原理与应用[J].测井技术.
测井工艺技术 篇2
随钻测井技术进展和发展趋势
大斜度井、水平井钻井活动推动了随钻测井技术的发展,在海上钻井中几乎100%使用随钻测井.目前大多数电缆测井项目都可按随钻的方式进行,一些LWD探头的测量质量已经达到同类电缆测井仪器的水平.随钻遥测,随钻电法、声波、核、核磁共振、随钻地震等技术近几年具有长足的发展.随钻测井资料主要应用于地质导向和地层评价.大力发展随钻测井技术是国外油田技术服务公司的一个主要关注方向.我国发展随钻测井技术要有新的.思路,实现跨越式发展,才能紧跟世界石油工业先进技术的发展步伐,达到提高国内随钻测井技术水平的目的.
作 者：张辛耘 王敬农 郭彦军 ZHANG Xin-yun WANG Jing-nong GUO Yan-jun 作者单位：中国石油集团测井有限公司技术中心,陕西,西安,710021刊 名：测井技术 ISTIC PKU英文刊名：WELL LOGGING TECHNOLOGY年，卷(期)：30(1)分类号：P631.84 TE927.6关键词：随钻测井 数据传输 随钻电法测井 随钻声波测井 随钻核测井 随钻核磁共振测井
井身轨迹测井技术及其应用 篇3
【关键词】井身轨迹；监测；侧钻
0.引言
随着油田开发的不断深入，人们对一些难以解释的地质现象提出了各种疑问，其中“油井是在油藏的什么位置进入油层”、“如何利用地质报废和工程报废的油水井进行老区的剩余油挖潜”是其中的主要问题之一。在此存在两个技术关键需要解决：一是验证老井眼的实际轨迹，确定井在油藏中的准确位置；二是如何在已下套管井内快速而准确地定向开窗。近几年发展起来的套管井井身轨迹测井技术以测量地球自转角速率分量来确定套管某点方位，不受地磁的影响，可应用于有磁性干扰的丛式井组和存在磁屏蔽的套管、油管、钻杆内进行井眼轨迹测量或定向钻井。
1.系统组成
1.1测井系统构成
井身轨迹测井系统由两大部分组成：动力调谐速率陀螺测井仪和地面测井系统。井下仪由速率陀螺、电路舱、磁定位器、减震器、马龙头等几个部分组成；地面系统分便携式和车载式，二者的功能完全相同，完成对井下仪器的供电、控制和信号解码采集等工作，包括：测井接口、计算机、打印机、测井程序等。
1.2主要技术指标
测量参数：井斜角、方位角、工具面角。
测量范围与精度：
方位角：0°-360°
误差≤±2°（井斜≤50°）
误差≤±3°（井斜≤70°）
井斜角：0°-70°误差≤±0.3°
工具面角：0°-360°误差≤±2°
测量方式：点测
工作温度：-20℃-+125℃
抗冲击强度：50g（1ms）
仪器尺寸：ф45mm×3100mm
耐压：≤70Mpa
1.3与框架陀螺的比较
目前国内用于磁性环境测量方位仪器主要是框架式陀螺仪和速率陀螺仪等。框架式陀螺仪是将陀螺置于内外框架上，利用高速旋转的物体具有定轴性的原理来实现方位测量。这种结构具有以下几个难以克服的缺点：
（1）漂移大。高速旋转的陀螺受摩擦力影响而产生漂移，导致测量结果偏差，这种因漂移而产生的偏差随着时间延长而增大，规律性不强，难以预测和克服。
（2）框架式陀螺自身无测量基准。现场开始测量前须人工确定正北作为基准，造成人为误差，而且现场施工不便。
（3）直径大，难以缩小。由于框架式陀螺测井仪的漂移偏差无法预测和克服，导致井身轨迹测量结果的不稳定，资料应用效果差。另外，因直径大而在现场应用中受到局限。
动力调谐速率陀螺，这种陀螺没有内外框架，将转子悬挂在与驱动电机隔开的弹性支承上，利用动力调谐抵消弹性支承的正弹性力矩，使转子所受到的弹性约束近似为零。因此具有：
（1）漂移小、精度高、体积小，可在钻杆或油管内使用。
（2）工作过程自动寻北，测量前后均无需校北，可以消除人为误差，使用方便。
（3）不受地质和周围环境影响，抗磁性干扰。
由于漂移很小，有效地提高了井身轨迹测量结果的准确性，成为目前老井复测井身轨迹和侧钻井开窗定向的主要技术。两种陀螺的性能对比如表一：
陀螺性能对比
2.结构与测量原理
动力调谐陀螺测井技术的核心部件是惯性测量组件，包括一个动力调谐速率陀螺和两个石英加速度计。组件通过一对轴承支撑在外壳上，其旋转轴与井下仪外壳轴线重合，在扶正器的作用下与井筒轴线平行。动力调谐速率陀螺测量地球自转角速率分量；石英加速度计测量地球重力加速度分量。所测信号经采集编码通过电缆送至地面测井系统，经计算机解算可得出井筒的倾斜角、方位角、工具面角等参数，进一步计算可得出垂深、南北偏移、东西偏移、闭合方位等参数。通过对井筒不同深度的测量，即可得出井身轨迹曲线。
3.选井要求
（1）114通井归通井至测量井段以下20米。
（2）井场作业动力配合吊装测井天地滑轮。
（3）井场有正对井口的且距离不小于20米的平坦场地用于摆放测井车辆，有220伏电源。
4.测井要求
（1）速度：直井段（〈3度〉小于2000米/小时
井斜〈10度： 小于1200米/小时
井斜〉10度：小于900米/小时
井斜〉25度：小于500米/小时
定向座键：速度控制在1500米/小时以内。
（2）测井时间：仪器启动后30秒开始测井，断电后60秒方可起下电缆，陀螺重复起动时间间隔应大于60秒。
（3）电缆：测量时滚筒刹车要可靠，严禁仪器带电滑动。
（4）测量点数：井口10米一点，100-300间隔100米一点，300-600间隔50米一点，600-测量井段下界间隔30米一点。
通常情况下一个点的测量时间约6分钟（仪器供电、稳定1分钟，测量1分钟，断电稳定1分钟，电缆起下3分钟），以2400米井深估算，整个测井过程约测70个点，耗时9个小时。
5.现场资料粗判
现场操作人员可粗略判断所测数据是否正确，并据此判断仪器工作是否正常。当井斜小于1度时，所测方位规律性不强，没有明显的趋势。当井斜大于1度时，方位有明显的变化趋势，通常相邻两点方位变化不超过10度，如明星超出此范围，则仪器很可能工作不正常。另外井斜亦遵循延续变化的规律，一般不会有跳变，特殊情况有这一现象（即“狗腿度”）。
6.实际应用
动力调谐速率陀螺测井仪是一种新型精密陀螺测斜系统，特别适用于有磁性干扰的丛式井、加密井的钻探测量及在完井后的套管内或钻杆内进行测量。
6.1井身轨迹复测
在完井之后（或在钻井的过程中）对井身轨迹的测量，用以描述井眼的空间位置，验证钻井的结果。其主要测量参数为井斜角和方位角。
6.2钻井定向
丛式井组加密或钻井平台打井时，确定正确的钻进方向，避免损伤已完钻井的井身质量。
6.3侧钻井开窗定向
确定正确的开窗方向，避免狗腿度过大，提高井身质量，为后续的测井、射孔等作业提供良好的井眼环境。
6.4生产井防偏磨设计
通过井身轨迹复测，确定井斜和方位变化较大的位置，对应生产管柱增加扶正装置或抗磨副，减小杆管之间的磨损，延长检泵周期。
7.技术评价
虽然井身轨迹测井技术在油田开发过程中起到了举足轻重的作用，但这种测井工艺也存在着它以下三个方面的局限性，致使该项测井工艺不尽完美。
（1）由于这种测井工艺采用点测方式，所以不能得到连续的井身轨迹曲线。
（2）每点测量和起放仪器时，都要重新启动和断电，造成测井时间长。
测井工艺技术 篇4
一、我国石油测井技术的现状及其存在的问题
1、油气藏开采更加困难
随着人们对于石油资源多年来不断地开采, 导致石油资源逐渐走向枯竭, 油气藏的探测开采度随之难越来越大。因此, 提高石油测井技术, 针对前陆盆地、碳酸盐层进行勘测是走出困境的必经之路。譬如碳酸盐层的内部结构复杂, 其中的油气层具有低渗透率以及低电阻率等特点, 这就对测井技术提出了很高的要求, 需要测井设备拥有更高的精度和可靠性。此外, 各种特殊的地质条件和地质导向等也会对石油测井技术提出新的要求, 油气藏的勘测开采难度进一步加大。
2、测井环境更加复杂
测井是一种被动的物理测量手段, 其应用受到环境因素的限制。因此, 测井工作者要积极学习扎实的地质学知识, 从而能够熟练掌握各种地质现象的原因, 充分发挥人的主观能动作用, 使测井技术能够适应环境的要求。
3、测井技术和设备的要求更高
随着现代钻井技术的发展, 测井的环境等都发生了很大的变化, 因此对相关的测井技术以及测井设备提出了更高的要求。目前, 我国的测井技术整体上相对较低, 测井设备的质量参差不齐。早期应引进的国外的设备由于生产要求的提高已经不能适应于现在的生产, 而现在国外优秀的测井设备的价格又不断升高, 这样的状况极大地阻碍了我国石油勘测开采行业的发展。因此, 我们必须加大测井技术和设备的研发力度, 提高整个行业的技术水平。
二、常用石油测井技术
1、核测井技术
核测井技术, 又称放射测井, 是一种将核技术应用于测井的一种技术, 其主要是利用岩层或者岩层间流体的物理性质研究井的地质剖面, 从而可以勘测石油、天然气等资源。具体方式是将同位素示踪剂加入到岩石间隙中的流体中, 然后利用自然伽马测试仪跟踪测量流体, 从而判断出流体的方向、路径以及流量等以评价井的情况。
2、声波测井法
声波测井法是一种利用声波测量记录岩石声学性质从而达到测井目的的技术。在井下, 各种岩石的声速是不同的, 比如砂岩的声速就比泥岩的声速要快很多。因此, 通过探测井下岩层的声速就可以判别出不同的岩层性质。另外, 当声波通过石油、天然气等物质时, 其传播速度、频率等都会发生明显的变化, 因此声波测井法还可以应用于判别岩层储集层富含的如油、水或者气等物质。
3、井温测井法
井温测井法是利用井内地温阶梯线出现异常来判断生产井或者注入井的流动状态的一种技术。一般来说, 在地温正常的地方, 地温线是一条平滑的直线;但是在地温线出现异常的地方, 地温线会出现明显的变化, 可以清晰地被分辨出来。
三、基于传感器的石油测井技术的应用
随着科技的发展, 测井技术也不断发展。除了上文介绍的几种测井技术, 还有一些测井技术是基于传感器技术而发展起来的。在基于传感器的测井技术中, 一般使用的比较多的传感器主要有两类:一类是传统的电子基传感器, 这种传感器属于早期使用的传感器, 其不能在高温、高压、腐蚀的环境下使用, 所以无法满足现代测井恶劣环境的要求, 正在逐渐被淘汰;另一类是光纤传感器、网络传感器等新型传感器, 由于这种新型的传感器可以在各种恶劣的环境中被使用, 其在基于传感器的测井技术中的应用越来越广。
1、光纤传感器在测井技术中的应用
光纤传感技术是伴随着光纤技术的发展而得到发展的一种新兴传感技术, 由于光纤对电磁波有较高的抗干扰性, 因此其可以在高温高压的环境中使用, 高精度地测量井内的各种环境参数。
最近新兴的激光光纤核测井技术是将激光技术与光纤技术相结合的传感器用于测井的一种技术, 这种技术一般被应用于非透明流体的井中进行测井。由于激光光纤核传感器是基于光致损耗和光致发光研发出来的, 因此其比一般的核探测器更灵敏、精度更高。
2、网络传感器在测井技术中的应用
网络测井的实质是将井下的传感器进行进一步的集成和控制。目前, 这种技术的发展主要有三个方向:一是井下传感器的阵列化;二是地面采集系统的图像化;三是信息共享和各种解决方案的实时化。依据这样的发展方向, 包含核磁共振、阵列感应以及声电成像等的组合式快速平台将会被建立, 并通过改进后加入到网络传感器测井体系之中。
目前, 测井技术正在进行一次重大的变革, 网络化已成为测井技术发展的趋势。基于互联网技术的新一代测井技术正在依靠更为快速、可靠, 信息分享优异等特点成为测井技术中的主流。这种新兴的测井技术能够提高井下的实时观测信息的精度和实时性。
测井技术经过多年的发展, 已经取得了许多突破, 现在正在向着高精度、高效率、高可靠、网络化的方向发展, 以适应新的地质环境的要求。相信在不久的将来, 随着井下永久传感器技术和多种传感器集成技术的发展, 测井技术会得到进一步的发展, 从而促进我国石油勘测开采的发展。
参考文献
[1]方朝亮, 吴铭德, 冯启宁.测井关键技术展望[J].石油科技论坛, 2005, (1) .
[2]朱桂清.国外随钻测井技术的最新进展及发展趋势[J].测井技术.2008.
浅谈中国测井技术的发展方向论文 篇5
摘要：随着石油勘探开发的需要，测井技术发展已愈来愈迅速，高分辨阵列感应、三分量感应和正交偶极声波等新型成像测井仪为研究地层各向异性提供了强有力的手段;新的过套管井测井仪器，如电阻率、新型脉冲中子类测井仪、电缆地层测试及永久监测等现代测井技术可以在套管井中确定地层参数，精细描述油藏动态变化;随钻测井系列也不断增加。通过介绍国外如斯伦贝谢、哈里伯顿、阿特拉斯、康普乐、俄罗斯等测井新技术的测量原理和部分仪器结构，寻求我国测井技术的差距和不足，这对于我国当前的科研和生产具有指导和借鉴作用。
关键词：新技术 过套管 成像 随钻 核磁 地层测试
1 测井新技术
油田勘探与开发过程中，测井是确定和评价油、气层的重要手段，也是解决一系列地质问题的重要手段。国外测井技术领先者是斯伦贝谢、贝克—阿特拉斯、哈里伯顿公司三大测井公司。
1.1 电阻率测井技术
1.1.1 高分辨率阵列感应测井 哈里伯顿的HRAI-X由1个发射器和6个子阵列接收器组成，每个子阵列有1对接收器(主接收器和补偿接收器)。线圈间距选择上确保子阵列接收器的固有探测深度接近设计的径向探测深度，所有子阵列接收器均位于一侧，具有5个径向探测深度和3个工作频率。除了感应测量外，还采集自然电位、泥浆电阻率和探头温度。
1.1.2 电阻率成像测井 把由岩性、物性变化以及裂缝、孔洞、层理等引起的电阻率的变化转化为伪色度，直观看到地层的岩性及几何界面的变化，识别岩性、孔洞、裂缝等。电阻率成像有FMI、AIT及ARI等。斯伦贝谢的FMI有四个臂，每个臂上有一个主极板和一个折页极板，主极板与折页极板阵列电极间的垂直距离为5.7in，8个极板上共有192个传感器，都是由直径为0.16in的金属纽扣外加0.24in的绝缘环组成，有利于信号聚焦，使得钮扣电极的分辨率达0.2in，测量时极板被推靠在井壁岩石上，小电极主要反映井壁附近地层的微电阻率。斯伦贝谢或阿特拉斯的AIT是基于DOLL几何因子的电磁感应原理，通过对单一发射线圈供三种不同频率交流使其在周围的介质中产生电磁场，用共用一个发射线圈的8对接收线圈检测感应电流，从而可以求出介质的电导率。ARI是斯伦贝谢基于侧向测井技术推出的，可以有效的进行薄层、裂缝、储层饱和度等地层评价。
1.1.3 三分量感应测井 三分量感应用于电性各向异性地层测井，Bak-erAtlas的三维探路者3DEX，用三对相互正交的发射-接收线圈对，采集5个磁场分量Hxx、Hyy、Hzz、Hxy、Hxz。这些信息可导出地层的水平电阻率(Rh)和垂直电阻率(Rv)，从而可描述地层电阻率各向异性。斯伦贝谢的多分量感应测井仪有一个三轴发射器和两个三轴接收器，每个线圈系都含有一个常规的z轴线圈和两个横向线圈，形成正交线圈系。
1.2 声波测井技术 声波测量能揭示许多储层与井眼特性，可以用来推导原始和次生孔隙度、渗透率、岩性、孔隙压力、各向异性、流体类型、应力与裂缝的方位等。声成像测井是换能器发射超声窄脉冲，扫描井壁并接收回波信号，采用计算图像处理技术，将换能器接受的信号数字化、预处理及图像处理转换成像。斯伦贝谢的Sonic Scanner将长源距与井眼补偿短源距相结合，在6英尺的接收器阵列上有13个轴向接收点，每个接收点有个以45°间隔绕仪器放置的8个接收器，仪器总计有104个传感器，在接收器阵列的两端各有一个单极发射器，另一个单极发射器和两个正交定向偶极发射器位于仪器下部较远处，可接收在径向、周向和轴向上纵波和横波慢度。
1.3 核磁测井技术 核磁共振是磁场中的原子核对电磁波的一种响应，处于热平衡的自旋系统，在外磁场的作用下磁化矢量偏离静磁场方向，外磁场作用完后，磁化矢量试图从非平衡状态恢复到平衡状态，恢复到平衡态的过程叫做驰豫。核磁共振NMR信号的驰豫时间与氢核所处的周围环境密切相关，水的纵向恢复时间比烃快得多。根据核磁共振特性间的差异指示含氢密度的高低来识别油层。共振测井仪主要有哈里伯顿和阿特拉斯采用NUMAR专利技术推出的MRIL、斯伦贝谢的CMR及俄罗斯的大地磁场型MK923。
1.4 电缆地层测试技术 斯伦贝谢的RFT及MDT在油气钻探过程中对地层压力及流体进行测试，RFT每次下井只获取2个样品，但不知道是什么样的`样品。只是取样前，仪器中设有预测试功能，取样能力很有限。MDT具有流体动态实时监测功能、地层压力测量、地层流体性质分析、地层流体取样及地层渗透率估算等，通过流体压力剖面的预测，可以在勘探初期确定气、油、水界面，研究油藏类型及其油藏性质，结合其他测井资料进行储层产能预测。
1.5 随钻测井技术 随钻测井仪帮助作业者进行重要的钻井决策以及用于确定井眼周围的应力状态，提供地质导向，在完井和增产作业中用于地层评价。随钻测井数据传输有泥浆脉冲遥测、电磁传输速率、钻杆传输及光纤遥测技术，泥浆脉冲遥测是普遍使用的一种数据传输方式为4~16bit/s;电磁传输与泥浆脉冲传输速率相当是双向传输的，不需要泥浆循环，有精确钻井康谱乐公司的EMMWD系统、斯伦贝谢的E脉冲电磁传输系统，通过钻杆来传输声波或地震信号达到100bit/s，不需要泥浆循环;光纤遥测技术传输速率1Mbit/s。
1.6 过套管测井技术 现代测井技术的发展可以在套管井中确定地层参数，在油藏动态描述中，国外近几年主要采用脉冲中子仪、过套管地层测试器、过套管地层电阻率及永久监测技术。过套管电阻率测井、偶极横波成像测井、过套管地层测试器和脉冲中子可以提供下套管后的地层孔隙度、体积密度、岩性、含水饱和度、声波特性、渗透率估算值、地层压力和地层流体采样。其更有效地评价无裸眼井测井资料或裸眼井测井资料有限的井、对老井重新评价寻找遗漏的或新增的油气层、监测流体界面与饱和度及压力变化及优化完井设计和射孔作业、漏失油气层的评价、流体界面的移动、饱和度与压力的变化和衰竭及注入剖面等。斯伦贝谢的过套管油藏评价仪有C/O、RST、DSI及CHDT。
1.7 井下永久传感器 永久井下监测可以为生产决策实时提供有价值的信息，无须井下作业，还可用于井间成像，有井间电阻率成像及井间地震成像两类，可以监测地下流体(油气、蒸汽、水)的分布，井下永久传感器测得的资料来控制井下的一些阀，以封闭出水层位，调整各层的产出量或是注水量，达到智能化。光纤传感器可以在高温下工作，可以不用井下电子线路，不受干扰，其信息可以通过光纤快速传送到地面等，美国CIDRA公司在光纤压力监测研究方面处于前沿，光纤温度传感器准确度1℃，分辨率0. 1℃。永久井下光纤3分量地震测量具有高灵敏度和方向性，能产生高精度空间图象，不仅能提供近井眼图象，而且能提供井眼周围地层图象，能经受恶劣的环境条件(温度175℃，压力100MPa)，分布式光纤温度传感器(DTS)可以很高精度和分辨率获得井眼中温度分布，用于生产和注入剖面监测，为生产决策提供有价值的数据。
2 认识
国外裸眼井测井、随钻测井、油藏评价、在水平井、斜井、高产液井产出剖面测井技术方面发展迅速，仪器的耐温、耐压指标较高，可靠性高，技术的系列化、组合化、标准化和配套化水平较高。流体成像测井和传感器阵列设计是产出剖面测井新技术发展的主要趋势，永久监测技术是油田动态监测技术的非常重要的发展方向。在“十一五”863计划“先进测井技术与设备”重点项目实施方案论证会上专家组一致认为“先进测井技术与设备”重点项目应瞄准世界测井技术发展方向,研发的先进测井技术与装备为解决我国复杂岩性、复杂储集空间的油气藏地质评价难题和油田中后期剩余油分析和油藏动态监测、油井技术状况监测提供先进有效的测量手段,满足我国石油天然气生产的需要和参与国际竞争的需求。 2.1 测井技术的发展趋势 井下集成化、系列化、组合测井仪器的研发成为测井技术发展的一大趋势，日本的Tohoku大学开发了利用井眼雷达的直接耦合进行电磁波测井，新仪器可以获得雷达图像、电导率和相对介电常数。仪器分辨率为1m，理想情况下探测深度为10m。Proneta开发了可以透过原油对目标进行高分辨率光成像的成像技术，已经申请并获得了专利。目前电缆测井占主要地位，随钻测井发展比较迅速，由于数据传输等技术不足在相当一段时间内还是以电缆测井为主，套管钻井测井是未来测井发展的方向，套管钻井测井是在套管钻井技术诞生后出现的新的测井模式，用套管作为钻杆，井眼钻成功时，一口井的钻井和下套管同时完成。套管钻井测井有钻后测井模式或随钻测井模式，钻后测井模式是在完成套管钻井作业后，用电缆将测井仪器在套管内下到要测量的目的层段，进行测井。随钻测井模式是测井仪器安装在与最下面一根套管连接的底部钻具组合内，在套管钻井进行的过程中，在需要测井的层段一边钻井，一边测井。
2.2 我国测井技术的不足 ①油藏评价测井技术起步较晚，技术落后，没有开发出与国外技术水平相当的井下仪器、国产开发的小直径脉冲中子仪功能单一，碳氧比等测井精度偏低，中子发生器没有自主的知识产权。②高分辨阵列感应电阻率、微扫等声电成像仪等研究水平低，仪器精度、分辨率、耐温等与先进仪器相差较大。③三维感应电阻率、交叉偶极声波、核磁共振测井仪、电缆地层测试器等研究刚开始。④井壁取心技术成功率和效率较低。⑤随钻测井仪器及传输方式研究远远落后，从事基础研究较少，仪器仿造能力低下。⑥高含水情况下，没有很好的持率测量方法，氧活化、流动成像仪器没有。⑦永久传感器应用以引进为主，自研发能力认识不足。⑧国内光纤技术研究滞后，国内开发的光纤传感器尚未应用。国内光学电视成像测井仪功能不佳，应用条件苛刻。⑨国内的过套管井地层电阻率、套管井地层测试器、过套管密度仪及水流仪研究空白。⑩新型的生产测井仪传感器、编码及传输方式的仿造水平较低。 套管井损毁测井成像仪落后国外，仿造能力不足。 水泥胶结评价测井还是以CBL/VDL及国外引进为主，自主研发落后于国外先进理念。 大斜度、水平井测井方法、仪器及解释模型研究力量较弱。
3 结论
70%的原油产量来源于老油田，老油田的剩余油评价等测井技术成为挖潜增效的主要手段，新的测井评价仪器功能和性能不断进步促进了老油田的堵水增油开采方案的调整和二次开发。新油田的勘探难度越来越大，油田工作者正在从更复杂的条件下寻找石油，测井面临的环境更加苛刻。随钻测井发展迅速，水平井大斜度井的数量会继续增加，目前国际测井市场上，套管井测井占总测井将近一半。井下仪器的集成化、阵列化、功能多样化及组合化是发展的需要，一只组合了多个传感器的仪器能确定多种岩石物理性质，可使储量估算更准确、油藏监测得以优化、作业方式得到改进。一段时间内，裸眼测井、套管测井、随钻测井及井下永久传感器监测技术将共存，但随着技术的进步随钻测井将逐步取代电缆式裸眼测井，永久传感器监测取代套管井测井。
参考文献：
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固井质量测井技术以及精度分析 篇6
【关键词】固井质量；质量分析；测井精度
1.测井技术概述
1.1水泥胶结测井（CBL）
水泥胶结测井是声幅测井的一种，声幅测井仪采用一发三收系，换能器频率按相似比原则升高，通过测量套管的滑行波（又叫套管波）的幅度衰减，来探测管外水泥的固结情况。CBL下井仪器常用源距为3英尺（1m）和5英尺（1.5m）。发射换能器T发出声波，其中以临界角人射的声波在泥浆和套管的界面上折射产生，沿这个界面在套管中传播的滑行波，套管波又以临界角的角度折射进人井内泥浆到达接收换能器R被接收。仪器测量记录套管波的第一正峰的幅度值，即得到CBL曲线值。这个幅度值的大小除了决定于套管与水泥胶结程度外，还受套管尺寸、水泥环强度和厚度以及仪器居中情况的影响。
1.2声波变密度测井（VDL ）
声波变密度测井也是一种测量固井质量的声波测井方法，它能反映水泥环的第一界面和第二界面的胶结情况。变密度测井的声系由一个发射换能器和一个接收换能器组成，源距一般为1.5m，声系通常附加另一个源距为1m的接收换能器，以便同时记录一条水泥胶结测井曲线。套管井中声波的传播及其与胶结情况的密切关系.在套管井中，从发射换能器T到接收换能器R的声波信号有四个传播途径，沿套管、水泥环、地层以及直接通过泥浆传播。通过泥浆直接传播的直达波最晚到达接收换能器，最早到达接收换能器的一般是沿套管传播的套管波，水泥对声能衰减大、声波不易沿水泥环传播，所以水泥环波很弱可以忽略。当水泥环的第一、第二界面胶结良好时，通过地层返回接收换能器的地层波较强。若地层速度小于套管速度，地层波在套管波之后到达接收换能器，这就是说，到达接收换能器的声波信号次序首先是套管波，其次是地层波，最后是泥浆波。声波变密度测井就是依时间的先后次序，将这三种波全部记录的一种测井方法，记录的是全波列。该方法与水泥胶结测井组合在一起，可以较为准确地判断水泥胶结的情况。
套管波与地层波的幅度有一定的规律：（1）自由套管（套管外无水泥）和第一、第二界面均未胶结的情况下，大部分声能将通过套管传到接收换能器而很少耦合到地层中去，所以套管波很强，地层波很弱或完全没有。（2）有良好的水泥环，且第一、第二界面均胶结良好的情况下，声波能量很容易传到地层中去。这样套管波很弱，地层波很强。 （3）水泥与套管胶结好与地层胶结不好（即第一界面胶结好，第二界面胶结不好）的情况下，声波能量大部分传至水泥环，套管中剩余能量很小，传到水泥环的声波能量由于与地层耦合不好，传人地层的声波能量是很微小的，大部分在水泥环中衰减，因此造成套管波、地层波均很弱。
声波变密度侧井需要通过一定的方式进行的记录。黑色相线表示声波信号的正半周，其颜色的深浅表示幅度的大小，声信号幅度大则颜色深，相线间的空白为声信号的负半周。
1.3扇区水泥胶结测井（SBT ）
扇区水泥胶结测井SBT是目前检查固井质量及管外窜槽的最新最有效的测井仪器之一。该仪器从纵向和横向（沿套管圆周）2个方向测量水泥的胶结质量。其测量系统分区扇形覆盖整个井眼，以一种缠绕方式对水泥胶结整体进行定量测量。该仪器设计的短源距使补偿衰减测量结果基本上不受地层的影响，并能用于各种流体的井内，包括重泥浆和含气井液。只要保持滑板与套管内壁接触，一般的偏心不影响测量结果。分扇区水泥胶结测井仪采用两组一发三收声系，分别固定在不同方向上，评价两个不同方向上的水泥固井质量，SBT仪器用推靠臂把六个测量极板推靠到套管内壁上去。相邻四个极板构成螺旋状双发双收声衰减率测量系统，把管外环形空间六等分，分别考察水泥胶结质量，实现测量的高分辨率3600全方位覆盖。在每个测量极板上具有一个发射探头和一个接收探头，通过6个极板上的收发探头的组合，可以形成每隔60度扇区的6个双发双收声波测井系列。
2.测井精度影响因素分析
2.1仪器刻度所产生的影响
仪器下井时在自由套管段进行自由套管刻度，刻度时，需选择与目的层段套管内径相同的自由套管进行刻度。分别取得首波开门时间、门宽、首波幅度值等。因为首波声幅是一个相对自由套管的数值，所以刻度的结果影响声幅相对值的大小，影响最终的解释结论。
2.2仪器偏心所产生的影响
仪器的偏心主要影响声幅值。当仪器偏心后，各方向的套管波到达接收探头的时间不同，因而要比仪器居中时测量的声波幅度小，而且仪器偏心后，仪器与套管壁发生碰撞，此时的开门时间上的声幅大小并不是首波幅度，这样会严重影响测井质量。
2.3水泥候凝时间所产生的影响
水泥环界面胶结程度的变化规律如下：（1）一界面胶结强度随候凝时间增长而增长；（2）二界面胶结程度开始随着时间增长而增长，大约48小时以后，有减小的趋势。由此可见，在固井结束以后，太短时间内测井，水泥胶结尚未完成，时间太长，二胶结面会变差，因此，最佳测井时间应在48小时到72小时之间。
2.4快地层所产生的影响
快地层是指岩性致密、传播声波速度快的地层。在一、二界面都胶结好的情况下，套管波幅度很小，由于快地层的地层波传播速度很快，发射波穿过套管与水泥，通过地层并且在声幅开门时间到达。由于声幅门内测到了地层波的信号，因此幅值较高。这种情况，用常规测井解释方法，声幅测井将得到错误的解释，但在变密度图上和自然伽马图上可以分辨出快地层。
2.5微间隙所产生的影响
由于固井水泥在胶结过程中有一个体积膨胀到收缩的过程，以至固结后的水泥环与地层或套管之间形成一个有水的微小间隙，即微环空。实践证明，微环空间隙不会大于0.1mm，因此微环空间隙不会对流体产生连通性，但是CBL/VDL测井时，由于波的传播方向与界面平行，微环空的存在会使水泥环与套管、地层的声耦合明显变差，从而降低了仪器反映水泥固结质量的灵敏度。具体表现在胶结好的层段，声幅测井幅值偏大，变密度图上地层波不连续。尤其在老井中复查固井质量时经常出现原先胶结好的层段，却看不到明显的地层波。究其原因就是时间太久，形成微环空引起的。通常经过加压，微环空影响会减小。所以一般新井固井以后要尽量选择在试压以前进行测井。因为在固井以后就试压，也会在套管和水泥环之间产生微间隙，从而影响固井质量。
以上5个方面是影响CBL/VDL测井的主要因素，由分析可见，它们产生的原因及其影响结果各不相同。所以，对于仪器操作者，选择合适的测井时间并正确地刻度是测井成功的关键。测井解释人员要结合地质情况及井身结构，并考虑声幅、自然伽玛、变密度、传播时间曲线等因素的影响，这样才能做出准确的固井质量评价。
【参考文献】
[1]郭海敏.生产测井导论[M].北京：石油T业出版社，2003.
吸水剖面测井技术简介 篇7
目前常用的吸水剖面的测井方法是放射性同位素示踪测井。其基本原理是利用放射性同位素释放器携带具有放射性的131Ba-GTP微球示踪剂。测井的时候在油层上部进行释放, 并在井内注水形成活化悬浮液。地层孔隙直径小于载体颗粒直径。吸水层进行吸水时, 微球载体滤积在井壁周围。地层的吸水量与在该段地层对应的井壁上滤积的放射性同位素载体量和载体放射性强度三者之间形成的是关系正比例。通过对比放射性同位素载体在地层滤积前、后所测得的自然伽玛曲线强度, 计算出对应射孔层位上曲线重叠异常面积的大小。用面积法计算各层位的相对吸水量, 进而就能确定注入井的分层相对吸水量。同时以温度曲线和流量曲线辅助解释各层相对吸水量。
2 吸水剖面测井施工
在油田注水开发过程中, 通常采用注水作业来提高地层的压力, 是提高采收率的重要措施之一。要计算注入水在该井井下的注入动态和各小层的注入量, 必需要对注水井进行注水剖面测井。并由此产生了井温、流量和同位素示踪等吸水剖面测井的工艺方法。
针对注水井存在的种种问题, 依据注水井的类型和测井方法适用条件, 优选出适合TH地区的测井方法进行注水剖面测量。
2.1 合注井测井方法:井温法+放射性同位素示踪法
合注井又分正注井和反注井, 即油管下至注水层段以上的为正注井, 油管下至注水层段以下的为反注井;该测井流程如下:仪器连接好后由电缆下入到井内, 先测量目的井段的伽玛曲线及井温曲线, 然后上提到目的层段以上, 释放同位素, 待同位素全部进入吸水层后, 再进行伽玛曲线测量。待同位素曲线测量好后, 将仪器提到注水层顶部关注水, 等温度有了明显的变化之后, 下测井温。
2.2 分层配注井测井方法:井温法+流量计法+同位素示踪法
分注井就是在油管上安装分割器及配水嘴分层配注各层位, 该测井方法的流程跟 (1) 类方法类似, 不过还要用流量计在各个封割器和偏心配水器的上下点测流量并且上测连续流量曲线。
3 同位素的影响因素
由于污水回注、工程施工等措施的实施, 注水井普遍存在同位素污染现象。容易引起吸水层主次颠倒, 资料分析产生多解或误解。分析原因主要有以下几点:
3.1吸附污染放射性同位素曲线有规律地对应着套管接箍、配水器、油管接箍、封隔器等井下工具以尖刀状出现;油管外壁、配水器和套管内壁的沾污, 或对着某根油管或套管成片出现但不出现在射孔层上。以上为同位素沾污的主要表现 (如图3-1) 。
3.2 放射性同位素曲线出现幅度异常这类问题主要表现在吸水能力强、渗透性好的射孔层段, 出现相对幅度较低的同位素异常, 而在非射孔段却出现同位素高幅异常。造成同位素异常的原因是在同位素测吸水剖面遇到地层中大孔道和裂缝时, 注入的同位素微球进入了地层冲刷带或大孔道、裂缝。套管和水泥环破损, 同位素漏失, 油水井的套管, 因受环境及应力等因素影响而产生变形破损或腐蚀, 造成套管破损穿孔。同时由于窜槽的出现, 同位素微球大量进入层位, 有一部分同位素扩散到了窜槽层段。但是同位素进入地层之后就出不来了。由于这部分同位素是在套管与水泥之间的第一声学届面, 同位素滤积较浅, 测出的幅度较高, 进而出现非射孔段同位素高幅异常的现象。
3.3 管柱结构的影响TH油田的注水管柱分为分层注水和笼统注水两种对应的结构:对于分层注水井, 就是把油层性质和特征相近的油层合为一个注水层段, 用封隔器把所需分开的层段隔开。在同一层段, 各层注水量不同而需要控制时, 在各层位装上配水器, 用不同直径的水嘴来控制各层的注入量。
对于笼统注水井, 是在同一井口注水压力下的注水, 管串结构为光油管, 不细分层段。通常有两种结构, 一种是油管下到射孔层以上, 另一种是油管下到射孔层以下, 除了分层注水, TH油田的管柱结构通常就是这两种结构。第一种结构在释放同位素后同位素直接随水流进入吸水层;第二种结构在释放后同位素必须经过油套空间上返进层。对于油管下到射孔层以上的管柱结构, 在吸水好的层段, 温度曲线有一个很明显的变化, 而油管下到射孔层以下的管柱, 温度曲线在整个井段几乎没有什么变化。
4 改进方法
为解决仪器自身局限性的问题, 引入超声波流量计。在三参数测井系列的基础上, 引入了流量计测井。由自然伽马 (GR) 、磁定位 (CCL) 、超声波流量计、井温测井组成了组合测井仪, 配有放射性同位素井下释放器。同位素测井资料与流量信息有机地结合并进行综合的解释, 能有效地解决高自然伽马异常影响放射性同位素测井解释的问题。能准确地判断、精确地计算大孔道、裂缝等超高渗透层的吸水情况, 进而提高定量解释精度;可以准确地判断遇阻层位是否吸水, 精确地计算出遇阻层的吸水量;可以精确地计算小层的吸水量;可以合理地解释偏心配水井各层的吸水量;可以有效地区分测井曲线上的窜槽显示、吸水显示和放射性同位素沾污;能确定套损漏失井具体漏失的部位、漏失流体的最终去向。
5 结论
测井快速评价技术初探 篇8
在对新疆M油田目的层研究过程中, 本文针对井数较多, 项目周期短, 任务量大, 解释精度要求高的特点, 在实践中摸索了一条可以实现测井评价快速化的道路, 并进行了可行性检验工作, 经实践检验来看, 效果较好。该技术的实现意味着工作量的减少, 项目周期缩短, 对于油田勘探与开发中后期储集层研究来说具有一定的推广价值。
2 测井快速评价技术
2.1 快速评价的难点
由于目的工区井数较多, 分别在不同的时期用不同的测井系列钻探, 因此必须进行标准化校正。这种校正除了对测井仪器进行标准化和校验外, 还必须通过多井资料的对比研究, 利用关键井标准层的测井数据, 对非关键井原始测井曲线数据进行测量误差鉴别和刻度标定, 尽可能消除由于仪器刻度不准、井下测量条件不一致、环境校正等人为因素所带来的各种误差, 实现油田范围内各井达到统一的地质刻度, 为快速化处理打下基础。测井评价快速化的难点和核心是测井资料标准化和测井资料批处理实现技术。
2.2 快速评价技术路线
测井快速评价技术包含相关模块化处理工具包, 不同的模块完成不同的功能, 不同的模块之间接口实现无缝连接, 实现流程化作业。
测井快速评价技术包括数据预处理、测井资料标准化、关键井研究、多井数字处理、储层参数集总和多井评价等, 涉及的主要关键技术有关键井研究技术、测井资料标准化技术、神经网络技术、多井自动化批处理技术和多井评价技术等。该技术有相应的程序模块完成相应的功能, 各个模块之间数据可以传输, 从数据预处理、测井数据标准化、四性关系研究、测井解释模型的建立到多井数字处理和储层参数集总和多井评价, 均实现了自动化的处理过程, 在处理过程中, 可以人机交互, 人为干涉其进度。
2.3 快速评价实现
通过以下关键技术可实现测井快速评价:
(1) 数据预处理:主要完成对测井数据等的预处理工作, 包括格式统一、单位统一、井斜校正、测井曲线的滤波、测井参数的提取和目的层测井参数的提取等, 为下面的工作建立标准化的数据库。
(2) 测井数据标准化:使所有测井曲线在全区范围内具有统一的刻度, 包括标准层参数提取、标准层参数特征值求取、趋势面分析和趋势面校正等, 先自动选取井段标准层测井数据参数, 求取标准层测井参数特征值, 然后选取合适的趋势面次数, 进行趋势面分析, 最后进行标准化工作, 为下面的进一步工作提供了可靠的保证。
(3) 关键井研究:包括关键井选取、四性关系分析和神经网络训练等, 完成四性关系研究和测井解释模型建立的任务, 为多井数字处理打下基础。
(4) 多井数字批处理:包括原始数据输入、神经网络方法处理和结果输出等, 完成工区310口井的处理解释工作, 这三个部分相互协调, 实现了自动化多井数字处理, 从而大大地加快了工作进程, 具有一定的实用价值。
(5) 储层参数集总:包括储层参数集总等, 对处理后的储层参数进行计算和统计, 完成成果的集总工作。
(6) 多井评价:包括水平切片、垂直剖面和连井剖面等, 根据所做的图件是否符合工区地质规律, 来决定我们是否接受这个结果, 若不符合我们的要求, 则再次进入开始部分, 该流程可以多次反复进行, 因而实用价值比较大, 特别是对于井数比较多的井区比较实用。
3 结论
本文针对测井地质评价工作, 完成了自动化处理技术, 使测井地质评价工作从资料整理、预处理、关键井研究到多井数字处理、参数集总和多井评价工作均实现了在计算机软件支持下的快速精确解释工作, 该思路的实现大大地提高了工作效率, 并且使处理解释精度提高了, 处理时间成倍地节约, 从而节约了项目成本和缩减了项目周期。本技术对于老油田勘探与开发中后期比较适用, 因此, 该方法具有极大的推广价值。
测井资料评价自动化技术虽然在M油田取得了一定的成功, 但是对于别的油田或区块是否适用, 有待于进一步的研究工作。并且, 在不同的油田或区块, 该流程可能是不太相同的, 不同的油田应该根据自己的实际情况建立自己有特色的自动化处理流程, 并且不断完善才能在实际应用中取得良好效果。
参考文献
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页岩气测井技术的应用 篇9
1.1页岩气储集层地质特征
页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩及其间所夹砂质、粉砂质岩地层中,以吸附气或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。暗色页岩在中国分布广泛,中国南方碳酸盐岩地区、西北地区及华北地区中、古生界等都是页岩气藏发育的有利地区。页岩气储集层存在以下几方面的特征:
岩性特征:页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗黑色泥页岩和高碳泥页岩,其间或有夹层状发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩等。一般认为其岩石组成为30%~50%的粘土矿物、15%~20%的粉砂质石英颗粒和4%~30%的有机质。页岩气主要是吸附气和游离气,吸附气占到20%~85%,其余的为游离气和水溶气。页岩的矿物成分较复杂,除高岭石、蒙脱石、伊利石等黏土矿物以外,还混杂石英、长石、云母等许多碎屑矿物和自生矿物。其中石英含量通常大于50%,且可高达75%。页岩颗粒一般小于0.005mm,岩性致密,页岩颗粒分选较差,性脆,在一定压力下易产生裂缝。
储集物性:页岩气具有自生自储的或短距离运输的特点。气源岩的发育位置直接指示了该类气藏的空间发育。暗色页岩孔径很小,大于50 nm为大孔,2~50 nm为小孔为中孔、小于2nm为微孔。因此比表面积大,孔隙小,结构复杂,总孔隙度一般小于10%。孔隙类型一般为粉细颗粒的粒间孔隙和晶间孔隙。孔喉小,基质渗透率低,是页岩气吸附气的重要存在场所。有效孔隙度低,孔隙储集的页岩气很有限。裂缝规模差别较大,裂缝类型多样,有成岩时形成的层理,有高压异常气膨胀时形成的破裂缝。裂缝的渗透率远远大于基质渗透率。是页岩气游离气储集的主要场所。多种类型的天然裂缝大范围连通,可形成一个拥有独立压力系统的页岩气藏。钻遇页岩气裂缝时有较好的气显。
1.2页岩气测井曲线响应特征
利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观地识别页岩气储集层。实测中页岩气储集层在常规测井曲线上有明显的特征响应。识别非常规天然气所需的常规测井方法主要是:自然伽马、井径测井、中子密度测井、岩性密度测井、体密度测井、声波时差、电阻率测井。通过测井解释资料可以定量分析储集层的岩性,确定储集层的基本评价参数,包括评价储集层物性的孔隙度和渗透率,评价储集层含气性的含气饱和度,含水饱和度与束缚水饱和度,储集层厚度等等。
自然伽马:页岩气层的自然伽马值显示高值,这是由于:a.页岩中泥质含量高,泥质含量越高伽马放射性就越高;b.某些有机质中含有高放射性物质。一般性地层中,泥页岩在地层中伽马显示最高值(>100)。相比之下,砂岩和煤层显示低值。
井径测井:砂岩显示缩径;泥页岩一般为扩径。
声波时差测井:页岩气储层声波时差值显示高值。页岩比泥岩致密,孔隙度小,声波时差介于泥岩和砂岩之间。遇到裂缝气层有周波跳反应,或者曲线突然拔高。页岩有机质含量增加时,其声波时差增大;声波值偏小,则反映了有机质丰度低。
中子测井:页岩气储集层中子测井值为高值。中子测井值反映的是岩层中的含氢量。含氢物质一般为:水,石油,结晶水和含水砂,既中子密度测井反映的是地层孔隙度。页岩地层孔隙度一般小于10%。页岩气储集层中,要注意到两个相反的影响因素:地层中含气使得中子密度值减小,而束缚水则使中子密度值偏大。束缚水饱和度大于含气饱和度,故认为束缚水对于中子测井值的影响较大。有机质中的氢含量也会对中子测井产生影响使孔隙度偏大。在页岩储集层段,中子孔隙度值显示低值,这代表高的含气量、短链碳氢化合物。
地层密度测井:地层密度为低值。地层密度值实际上测量的是地层的电子密度,而电子密度相当于地层体积密度。页岩密度为低值,比砂岩和碳酸岩地层密度测井值低,但是比煤层和硬石膏地层密度值高出很多。随着有机质和烃类气体含量增加将会使地层密度值更低。存在裂缝,也会使地层密度测井值降低。
岩性密度测井:现代测井仪器同可以时测量地层密度与岩性密度。在岩性密度测井Pe值可以用来指示岩性。岩性密度测井可应用于识别页岩粘土矿物类型。页岩矿物组成的变化,将导致单位体积页岩岩性密度测井值的发生变化。结合取芯资料,可以很好地分析某地区的粘土岩矿物成份。
电阻率测井:页岩深浅探测电阻率均显示低值。页岩气的电阻率影响因素复杂,主要是:1).页岩泥岩含量高,束缚水饱和度高,而这两者的电阻率都很低。2).页岩气储集层低孔低渗,使得泥浆滤液侵入范围很小,侵入带影响很小,深浅曲线值非常相近,这反映了页岩气储集层的渗透率值低。3).有机质电阻率高,干酪根的电阻率为无限大,在有机质丰度高的地层中,电阻率测井值为高值。
二.基础参数和技术指标,利用体积模型计算含烃量
应用计算机技术对测井资料处理解释,必须根据需要解决的问题应用适当的物理方法、建立相应的测井解释模型、导出测井响应值与地质之间的数学关系。测井测量的物理参数可以看成是单位体积岩石中各部分的相应物理量的平均值,把岩石的宏观物理量看成是各部分贡献之和。即岩石宏观物理量M等于各部分物理量M之和,即M=∑M i。当用单位体积i物理量(侧井参数)表示时,岩石体单位体积物理量m就等于各部分相对体积Vi与其单位体积物理量mi乘机之总和,即m=∑vimi。
在这里利用最优化多矿物解释模型。页岩矿物质组成复杂,骨架组成主要是致密性泥页岩、高碳泥页岩,还有大量的固体有机质,其间夹有层状发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩等。粉砂岩的测井解释与泥岩区别不大。所以页岩骨架矿物可看成由致密性的泥岩及粉砂碎屑、固体有机质以及结晶水三个部分组成。页岩的渗透率低,孔隙度低,总孔隙度一般小于10%。页岩孔喉,孔隙空间是吸附气存在的重要场所,其间还有少量的自由水和液态烃类。
有机质页岩储集空间如图1所示。长为L,体积为V的页岩正方体有下列关系:
其中,Vm a表示岩石骨架的相对体积,包括含砂质页岩相对体积Vma 1和固体有机质的相对体积Vma 2以及少量的束缚水相对体积Vma 3;Vφ表示孔隙和裂缝的相对体积,包括有自由水相对体积Vφ1和吸附的、游离的和溶解烃类气体或液体的相对体积Vφ2。
根据上述体积模型,可以导出各种测井值与岩石孔隙度等参数之间的基本关系式:
通过联立以上方程可以计算出烃类气体或液体的体积含量Vφ2,继而求出含气量。
然而以上公式仅为理想的模型推导,要列出完整的算式需要大量的岩心实验室资料,建立回归算法。且误差较大。所以只是一种想法。这主要是因为:1)、地下页岩矿物成分复杂,储集层情况多样无法掌握。2)、气体在地下和地上的参数值不同,需要换算。3)、有机质参数资料少,无法确定。4)、在国内页岩岩心很少资料不全。
参考文献
[1]张金川,金之钧,袁明生.页岩气成藏机理和分布.天然气工业.2004;24(7):15-18
[2]张金川,徐波,聂海宽,邓飞涌.中国天然气勘探的两个重要领域.天然气工业.2007;27(11):1-6.
[3]蒲泊伶,包书景,王毅,蒋有录.页岩气成藏条件分析——以美国页岩气盆地为例.石油地质与工程.2008,22(3):33-39
[4]唐嘉贵,吴月先等.四川盆地页岩气藏勘探开发与技术探讨.钻采工艺.2008,31(3):38-42
测井资料先进解释技术概述 篇10
关键词：测井解释,先进,综合
引言
随着测井方法的不断发展, 出现了多种测井解释技术, 除了一些常规的测井解释方法外, 还有一些较为先进的测井解释技术在实际的应用中发挥了巨大的作用。
一、先进的测井解释技术
1. 低孔渗油藏高效开发测井解释技术:
为适应低孔渗油藏高效开发的要求, 经过十年的研究探索, 建立起适应于各种测井系列 (岩心刻度测井、测井相分析、核磁共振测井、高分变率阵列感应测井、成像测井等) 的低孔渗油藏开发测井解释技术。该项技术采用了自适应人工神经网络模型, 用以适应各类低孔渗油藏的地质参数计算, 具有精度高、稳定型好的优点。在流体识别方面, 采用参数统计技术与非参数统计原理相结合, 建立了各类低孔渗油藏的流体识别模型, 解释符合率达90%以上。该技术包括“高含泥、高含钙储层测井解释技术”和“中浅层气层处理解释技术”两项技术。[1]
2. 致密复杂岩性储层处理解释技术:
该技术是针对致密复杂岩性储层, 建立了测井岩性识别标准、测井解释模型、岩石骨架测井响应参数, 及一套完整的产层和气水识别方法和标准。[2]砂岩、砂砾岩储层计算的孔隙度与岩心分析结果对比, 平均绝对误差为0.79孔隙度单位, 火成岩储层计算的孔隙度与核磁共振测井孔隙度基本一致, 解释符合率达80%以上。
3. 核磁共振测井解释技术:
核磁共振测井解释包括MRIAN处理技术、直接判断烃类型技术 (TDA) 。MRIAN是综合核磁与常规测井数据利用双水模型判断可动烃。从MRIAN分析中可得到粘土束缚水体积、毛管束缚水体积、可动水、有效孔隙度、总孔隙度、渗透率、烃的类型、孔隙尺寸分布。TDA是在时间域中用双TW activation计算油、气、水三相体积。[3]提供经过含氢指数以及纵向弛豫影响校正不受岩性影响的MRIL孔隙度。其可以直接提供受岩性影响较小的:地层总孔隙度、有效孔隙度、粘土束缚水孔隙度、毛管束缚水孔隙度、可动流体孔隙度、渗透率等。
4. 声、电成像处理解释技术:
斯仑贝谢公司的Geo Frame3.6版本的P包、G包, 哈里伯顿公司的DPP系统、阿特拉斯公司的express系统及自己研制的Log View系统。可处理各种格式的声、电成像资料。其功能及应用:采用以地质取芯资料为基础, 建立起标准地质模式, 结合区域地质资料, 刻度成像测井资料, 同时采用动、静态加强方法, 突出地质特征, 建立起标准图像模式, 最后进行综合地质解释。首先进行砂、泥岩和砂砾岩识别及薄互层划分, 并利用CAST成果图可检查套后射孔位置、孔密及穿透深度等;利用微电阻率扫描成像测井成果图可确定钻井井漏位置。利用Log View成象解释程序可进行孔洞、结核的统计和砂砾岩定量计算;也可以利用Log View微电阻率扫描成像测井裂缝参数定量计算。
5. Geoframe多井区域评价技术:
Geoframe IESX、GEOVIZ和STRATLOG等综合解释软件主要有以下几方面功能: (1) 多井解释:使用Wellpix和Stratlog模块进行井间层位划分、及井间砂体连通对比, 可做出连井剖面图。 (2) 二、三维地震解释:进行层位标定, 在二、三维地震数据体上进行层位和断层拾取, 及地震特征参数提取。 (3) 储层参数区域评价:综合测井、地震和地质资料, 建立储层参数的解释模型, 运用克里金、协克里金、神经网络和高斯随机模拟等方法模拟储层参数区域分布, 提供各种储层参数平面分布图, 以达到提高测井解释符合率、老井复查及提交油气储量的目的。
6. 致密复杂岩性储层测井解释技术:
该方法针对致密复杂岩性储层, 建立了测井岩性识别标准、测井解释模型、岩石骨架测井响应参数, 以及一套完整的产层和气水层识别方法和标准。砂岩、砂砾岩储层计算的孔隙度与岩心分析结果对比, 平均绝对误差为0.79孔隙度单位, 火成岩储层计算的孔隙度与核磁共振测井孔隙度基本一致。测井解释符合率为88.7%。应用该方法计算的储层参数精度达到国家储委储层参数规范要求。
结论
在石油的勘探开发过程中, 测井技术的应用至关重要, 随着勘探开发难度的增大, 出现了上述几种较为先进的测井技术, 总体来说测井技术的未来发展趋势是微观测井, 定性兼定量测井, 动态测井, 结合多学科综合测井。
参考文献
[1]张凤生, 郭红旗, 杨萱.用核磁共振测井资料评价砂砾岩体低孔低渗油气藏[J].石油仪器.2008, 22 (4) :55-57.
[2]乔德新, 杜庆丰, 傅永强.复杂岩性储层的测井评价方法.地质与勘探[J].2004, 10 (40) :16-18.
测井技术在石油勘探中的应用 篇11
摘 要：传统石油勘探技术无法满足现代化石油企业生产的需求，利用现代化的测井技术，提高石油勘探的安全化、速度化和准确化是当前面临的主要问题。文章对测井技术分类及其在石油勘探中的应用做了简单介绍，希望为石油勘探从业人员提供一定帮助。
关键词：测井技术；石油；勘探
1 概述
随着我国经济的快速发展，各生产领域对能源的需求量逐渐增加，能源短缺问题是我国当前面临的主要问题。作为传统三大化石能源之一的石油，同样处于短缺的边缘，以往的测井技术已经落后，远远不能在继续帮助现代石油企业继续扩大生产了。而这项技术对于我国工业发展又有着至关重要的作用，所以高技术的测井技术即将被研制成功。
2 测井技术发展状况
2.1 测井技术分类
2.1.1 电法测井技术。电法测井技术是石油测井技术中应用较为普遍的技术之一，该技术主要通过井下测井仪器向地面发射的电流值，测量出地面电位准确值后，从而得出地层电阻率的一种测井方式。电法测井技术包括方法较多，如常见的感应测井、地层倾角测井、侧向测井以及向地层发射电流对地层自然电位进行测量等方法均属于电法测井技术。
2.1.2 电缆地层测试测井技术。测井技术另一常用方式为电缆地层测试技术，此技术是在油气勘探过程中根据流体性质对地层产能进行有效评估的一种测井方式，测试速度快、成本低、操作简单，具有普通钻杆测试方法无法比拟的优势。电缆地层测试方法可利用石英压力传感器，快速准确的测量地层压力及温度的变化情况；多种探测仪器能直接有效的对地层进行径向或垂向渗透率的测量；井下流体电阻率测量仪及光谱分析仪可对流体性质及类型进行准确判别，因此广泛应用于单井压力剖面的建设、流体密度的计算、气、油、水界面的确定以及地层有效渗透率的估计中。
2.1.3 成像测井技术。成像测井技术主要有陈列感应器、井周声波仪、阵列倾向、核磁共振仪、多极子阵列声波仪、成像测井仪、数字要穿系统及计算机工作站等。该技术具有较高分辨率，且采集数据量大，可以利用计算机工作站将测量结果以图像的形式进行直观、形象的展现。
2.1.4 聲波测井技术。声波测井技术是利用声学性质对地层特点、井眼工程进行测量的一种技术，主要利用原理为声音振动幅度、声音传播速度等。声波测井技术可对井眼特征进行清晰揭示，主要用于原始与次生孔隙度、空隙压力、流体类型、裂缝方位的推导及计算。另外，声波测试技术还可与成像技术相结合，成为声成像测井技术，将预处理数字化信号利用计算机转换器处理为图像模式。
2.1.5 核测井技术。核测井技术，即放射性测井技术，是以放射元素测量为依据，对岩石的物理性质进行测量的一种技术。该技术分为伽马和中子两大类，其中伽马测井是以伽马射线为基础，中子测井技术则以研究中子、岩石及孔隙中流体之间相互作用力为基础的测井技术。
2.2 测井技术发展趋势。现代测井技术是石油工业中技术含量较高的技术之一，在石油生产过程中占据重要地位。其未来发展趋势也将继续向快速、安全、准确、可靠、适应性强等方向不断靠近。首先，测井采集方面，变单点测量、分散测量为阵列测量和集成测量，实现采集阵列化和集成化的转变，这一转变将极大丰富测量地层地质条件，满足复杂地层测量的需要，并能提高测量的速度和准确度；其次，随钻和套管井电阻率测井系列不断升级，应用范围继续扩展，满足老井测井评价和复杂井况探井的需求；再次，测井评价方面，改变目前以单井解释和多井评价的现状，逐步发展为利用测井技术，针对地质条件，结合多个学科相关知识对油井进行综合评价，为油田勘探提供可靠的理论保障；最后，互联网将不断在石油勘探领域渗透，以提高复杂井的评价速度。
3 测井技术在石油勘探中的应用
3.1 传感器在石油勘探中应用。光纤传感器受电磁干扰，需要在极端苛刻条件下进行测量工作，如在高压、高温、震动和冲击环境下，均可准确测量井场或井筒的环境。光纤传感器利用分布式测量方式，将空间分布和坡面信息进行高精度测量，同时该仪器具有横截面积小、外形短、空间体积小、轻便灵活的优点。激光传感器是激光技术与光纤技术的结合，可对泥浆、原油进行测量。传感器主要作用为分析岩石性质，计算岩层的矿物组分，确定底层界面后绘制岩性剖面图，另外，还可进行一系列的综合计算，如孔隙度的计算、渗透率的计算、储层评价等，是划分油、气、水层，对油田进行产能评价的主要测量仪器。
3.2 网络传感器技术在石油勘探中的应用。网络传感器是对整理采集信息的一种发展，通过阵列化的探头采集图像信息，制定油藏解决方案的同时，实现信息资源共享。网络测井组合平台是将核磁共振、声波成像、地层测试等技术进行改进后，集成为网络测井技术，该技术有利于评价油、气、水层，岩石力学、测井地质等信息，其突出特点为安全可靠、信息共享。
3.3 随钻测井技术在石油勘探中的应用。在测井过程中，需要将测井仪器非常好的固定在钻头上，然后在施工的过程中对地层信息进行精确测量。这个技术的研发使测井工作有很大的突破，该技术可通过对地层倾斜角度的方向、钻压等参数的测量，有效调整钻探方向，确保勘探的速度和准确度。随钻测井技术可有效避免泥浆侵入、井眼扩径对测量的影响，利用测量信息对钻进方位进行科学指导，该技术更适合应用于疑难井、水平井或大斜度井的测量中。
3.4 双侧向测井技术在石油勘探中的应用。双侧向测井技术是利用电流屏蔽效应，迫使主电极电流经聚焦后成水平电流束，以垂直于井轴侧向流入地层，从而降低井的分流作用和低阻层的影响。双侧向测井技术可减少井眼与周围岩石对测井结果的影响，真实、可靠的反映地层电阻率的变化情况。
4 结束语
随着科技的不断创新和快速发展，石油测井技术的发展也面临着无数的机会和挑战。在其发展的过程中，所有工作人员都为之做出了巨大的贡献，利用先进的测量仪器将石油勘探工作简单化、精确化、快速化和安全化。
参考文献：
[1]黄潮，高勃胤，刘高阳，陈文翠.随钻测井技术在我国石油勘探开发中的应用[J].中国石油和化工标准与质量，2014，04：212.
[2]张亚旭，胡欣.测井技术在油气田勘探开发中的应用[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2011，09：189-190.
浅析核磁共振测井技术 篇12
一、核磁共振测井孔隙度
核磁共振测井孔隙度是被观测区域孔隙流体含氢指数与孔隙度的综合反映[2][3],而且,受到多个因素的影响。这些因素包括:CPMG回波串采集参数;刻度;孔隙流体含氢指数;回波串的信噪比;钻井液矿化度;以及采集模式与处理方法。一般来说,回波串采集参数如TW (等待时间),TE (回波间隔),NE (回波个数)以及90o脉冲和刻度等将影响对地层孔隙度的观测比较好理解。在测井作业中,也容易控制。孔隙流体含氢指数对核磁共振孔隙度的影响与对中子测井的影响是一样的,理论上容易分析,而实际情况则往往是:要么含氢指数无法已知,要么流体实际孔隙体积不能确定,所以,校正起来常常相当困难。这几个因素通常是使核磁共振观测的孔隙度比地层实际孔隙度偏低。而下面的几个影响因素则可能使观测孔隙度偏高。对于孔隙度较低的油气储层,观测的回波串信噪比会很低,从而对估算孔隙度产生明显影响,出现高于地层实际孔隙度的情况。钻井液矿化度如果太高并且富含钠离子的话,对于使用梯度磁场的MRIL-Prime来说,一方面会降低回波串的信噪比,另一方面钠离子的信号可能被观测到,叠加在回波串里,使估算的孔隙度增大。此时,作业过程中应该采用泥浆排除器,或者在资料处理时扣除钠离子的影响。同一种仪器或者不同的仪器会有多种不同的孔隙度采集模式与处理方法。这些采集模式和处理方法在某些地层条件下可能得到不一样的结果,从而发生孔隙度偏大或偏小的情况。所以,在核磁共振应用的新地区,有必要开展采集模式和处理方法的适应性分析。总的来说,1、在含气储层,核磁共振孔隙度肯定偏小,归结于含氢指数和回波间隔甚至等待时间等的多重影响;2、在轻质油和含水储层,核磁共振孔隙度应该能够准确反映地层孔隙度;3、在稠油储层,核磁共振孔隙度也肯定偏小,归结于含氢指数和回波间隔等多重因素;4、在显著扩径井段,由于井眼泥浆的影响,核磁共振孔隙度肯定会偏高;5、用浓度很高的盐水泥浆钻井时,钠离子可能使核磁共振孔隙度偏高;6、在特别低的信噪比时,核磁共振孔隙度可能偏高;7、在泥质含量较高,或泥质成分比较复杂时,采集模式和处理方法可能使核磁共振测井孔隙度偏低或偏高。大部分情况下,这些影响是可以进行校正或消除的。
二、核磁共振测井仪器的适应性问题
目前,商业化的核磁共振测井仪器有:MRIL-Prime,MREx,CMR-Plus,MR-Scanner等。这些仪器虽然各有特色,但是在孔隙度,渗透率,流体识别与评价等基本应用上并无大的区别,测量原理和处理方法大都可以互用。对于核磁共振仪器来说,信噪比总是最突出的问题!应用上总是希望信噪比越高越好。核磁共振测井的信噪比受到三个基本因素的控制,即:地层孔隙度,磁场强度,样品体积。孔隙度的大小并不是可以控制的;磁场强度也无法更高,因为高了以后对地层岩石样品会引起很强的背景梯度磁场,使得测量结果很难分析;能够改进的只有加大观测样品的体积。核磁共振测井采用定位切片观测,样品体积取决于切片的直径,高度和厚度。比较而言,MRIL-Prime有最大的观测样品体积,信噪比也相对较大。信噪比与纵向分辨率,探测深度以及测井速度又互相影响,互相制约,必须综合考虑,作出折中和权衡。原则上说,在目前的技术框架下,核磁共振并不是一种高纵向分辨率的测井方法,它的探测深度相当浅,测井速度也相当慢。另一个问题是井眼的影响。理论上讲,基于人工磁场的核磁共振测井不受井眼影响,因为其观测对象在井眼外的地层中。井眼对核磁共振测井的影响主要表现在对射频脉冲的消耗上。泥浆作为射频脉冲和回波信号的必经通道,它会损耗电信号,降低信噪比。泥浆电阻率越低,损耗就越大!这对于居中型的仪器有时会变得十分明显,甚至到无法正常工作的地步(例如泥浆电阻率小于0.02欧姆米)。贴井壁型的仪器可能就不存在这个问题,因为天线与井壁接触,脉冲和回波几乎不通过泥浆,损耗很少。在适应性问题上,还要强调测前设计和质量控制的重要性。这同医学上的磁共振成像实在有许多相似的地方。由于成像的脉冲序列很多,每一种脉冲序列采集到的信息内容也不完全相同,根据应用目标还选取脉冲序列就显得非常重要。而且,选定脉冲序列以后,还要进一步优化采集参数,并对观测结果进行预测。这项工作在新探区尤其重要。在质量控制方面,每种仪器都建立了各自的质量控制指标和体系,在作业和资料处理以及应用的过程中,遵守这些指标是重要的。问题在于,采集到的资料如果有质量缺陷该怎么办?很少有井可以返工重新测量的,所以,分析资料质量的真正问题所在,剔除有质量问题的井段,对一些能够校正的问题数据进行合理的分析和校正,从而挽回损失,是质量控制的重要目的。最近我们对伊拉克一些核磁共振测井资料的质量控制表明,这种努力是有成效的。本词
三、结论
核磁共振测井在我国已经得到广泛应用,并且取得了明显效果,同时,也还有很大的发展空间并存在许多理论上和应用上的实际问题。梳理应用基础,核实理论假设,发展区域模型,是进一步提高应用效果的有效途径。在孔隙度方面,应该加强刻度和校正方法研究;在流体识别与评价方面,二维核磁共振测井可能是必由之路;在束缚水,渗透率,原油粘度,毛管压力曲线等方面,合理标定是唯一选择。
摘要：核磁共振测井在我国的应用已经有十余年的历史,对我国复杂油气藏测井评价以及石油测井技术本身的发展都做出了有目共睹的积极贡献。本文从实际效果和技术适应性等几个方面,介绍和讨论我国核磁共振测井应用中存在的一些常见问题,以促进该项技术的正确应用。
关键词：核磁共振,测井,适应性,问题
参考文献
[1]邱广军.核磁共振成像测井应用[J].内江科技,2010,(01).
[2]李春霞,彭洪立.CMK核磁共振测井资料处理与定性解释[J].石油仪器, 2010,(01).
[3]李慧玲,尚坡利.成像测井新技术研究[J].中国仪器仪表,2010,(02).