综合录井技术在西部油气勘探中的应用Word下载.docx

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截止目前，胜利录井公司在西部已经承担了和参1、胜和1、胜和2等16口井（其中探井5口）的综合录井任务。

其中在西北局共完成了S100、S92、TK450等13口井的综合录井任务。

共发现油气显示480m/168层，油气层发现率100％，潜山界面、取心层位、完钻层位卡准率96.7％，和参1、S92、TK450等12口井录井资料获得优秀，优秀率达75％，完成了和参1等3口井的单井评价工作。

成功监测和预报各类钻井工程事故97次。

在每口井都进行了系统的地层压力检测，及时计算地层压力梯度和破裂地层压力梯度，指导钻井队合理调配钻井液，实现近平衡钻进，保护好油气层。

在施工过程中，胜利录井人员牢固树立“质量第一、甲方至上”的观念，一切工作都从满足甲方勘探开发需要的角度出发，以严细的作风、过硬的技术，为甲方提供了优质服务。

例如，S92井（预探井）设计要求在石炭系“东河砂岩”顶部2m以上取心证实含油气情况，我们通过精细地层对比，在进入“东河砂岩”仅0.4m就卡准了取心层位。

在塔河工区，卡准三开结束井深是录井工作的重中之重。

TK441井奥陶系界面设计为5523m，我们通过多井对比分析认为，该井奥陶系界面应为5482m，我们在钻进中通过随钻地层对比确定于5480.9m结束三开，四开后证实奥陶系界面在5483m。

S92井在奥陶系顶部发现了良好的油气显示，我们考虑到该井是牧场北残丘群首次在奥陶系发现油气显示，及时提出对5662—5690m进行中途测试的建议，被勘探处采纳，获得75m3／d的工业油流。

通过几年来在西部的录井实践，特别是在塔河工区，对于各种井型（直井、水平井、边远探区探井等）卡准奥陶系潜山界面、卡准取心层位、判断“三低”显示层等方面，我们积累了比较丰富的工作经验，不但能够及时、准确地发现油气显示，现场评价油气水层；

还能够进行钻井工程实时监测，及时发现和预报钻井事故；

进行地层压力检测、提供保护油气层所需的部分参数，确保在各种复杂条件下完成录井任务。

为了更好地为西部探区的勘探开发服务，我们还针对西部探区的油气藏特点，组织科研人员开展了“深层碳酸盐岩油气层识别评价技术”攻关，经过近一年的努力，应用于西部探区的油气水层解释，取得了明显的效果。

除了综合录井仪录井外，我们在西部和田地区的和参1、共有7口井开展了地化录井、定量荧光录井、罐顶气录井、PK录井、VMS全脱分析、碳酸盐岩分析以及水分析等多种录井服务项目。

对于现场及时准确发现油气显示、快速评价油气层、生油指标分析、储层物性分析起到了良好的作用。

据了解，这些项目在塔河工区现场还没有得到应用，为了进一步扩大综合录井技术的应用范围，提高应用水平、加快西北局油气勘探开发的步伐，我们将这些项目介绍给大家，同时我们愿意为贵局提供这些项目的服务。

二、西部录井现场服务技术简介

“工欲善其事，必先利其器”。

要想提供优质的录井服务，必须具有先进的技术装备。

胜利录井公司拥有以综合录井仪为主，以地化录井仪、定量荧光仪、气相色谱仪、PK仪、钻井液离子分析仪为辅的完整的录井装备，具有完成各种录井任务的能力。

现将胜利录井公司在西部探区提供的现场服务技术简介如下。

1、综合录井仪录井技术

综合录井仪集地质、工程参数的采集、处理及显示为一体，具有录取参数多、采集精度高、资料连续性强、资料处理速度快、应用灵活等特点。

综合录井仪的功能主要包括两大部分：

一是钻井液气体检测,通过钻井液脱气装置和色谱仪连续分析钻井液中的全烃、周期性（3-4min甚至更小）分析烃气组分（C1—C5）和非烃气组分，进而发现和评价油气层；

二是钻井工程和钻井液参数检测,其钻井工程和钻井液参数检测部分可直接测量的参数有12类18个，再加上计算参数多达几十个，这些参数主要用于实时钻井工况监控、压力预测。

综合录井仪技术的主要作用是随钻录井、实时钻井监控、保护油气层、随钻地质评价及随钻录井信息的处理和应用。

在油气层识别、地层评价、指导安全施工和优化钻井方面有重要作用，成为现场录井不可缺少的录井设备。

胜利录井公司在西部探区施工的录井队配备的都是从法国Geoservice公司引进的具有国际先进水平的ALS-2综合录井仪，该仪器测量精度高（全烃及组分最小检测浓度10ppm）、软件功能强大、性能稳定。

在西部探区已经应用了14口井，效果很好。

2、岩石热解地化录井技术

岩石热解地化录井油气层判识原理是岩石中含有的油气经高温热（裂）解，在不同温度区间产生低分子烃类物质，被岩石热解地化录井录井仪接收、检测，得到原油轻、重组分含量和裂解烃峰顶温度。

仪器检测到的岩石中轻、重组分含量轻校正、恢复后，可得到地下原始状态下岩石的含油量。

结合储层的物性参数、有效厚度以及原油有关参数，可以计算出储层的含油饱和度，进而应用多参数储层评价模型判断储层含油特征，评价储层的原始含油级别、预测储层储量和产量，并应用原油轻、重（组分）比参数定性评价储层中的原油性质。

在现场录井中主要用于判断原油性质、判断储层的不均质性、判断储层“剩余油”丰度、判断储层原油的可动性、利用S1-1、S2-1、S2-2判断原油性质等。

目前胜利地质录井公司在西部探区使用的是辽宁海城生产的YQ－Ⅳ、YQ－Ⅵ型油气显示评价仪。

主要对岩屑、岩心、井壁取心进行储层和烃源岩层评价。

3、定量荧光录井技术

定量荧光仪是在传统箱式荧光灯的基础上研制成功的。

定量荧光仪用紫外光作为激发光，激发光透过样品室后经滤光装置或分光系统进行处理，再由检测器进行检测、光电倍增管进行信号放大，最终显示出荧光强度值或荧光谱图。

定量荧光仪对油层特别是对轻质油和凝析油的检测具有较高的灵敏度和准确度，二维荧光（OFA）根据谱图特征可以确定原油性质、三维荧光（TSF）根据荧光指纹特征可以在混油条件下准确识别真假油气显示。

胜利地质录井公司在西部探区使用的是由北京石油勘探开发研究院与上海三科仪器有限公司联合研制的OFA－Ⅱ型石油荧光分析仪。

它以数值的形式表示分析样品的荧光强度，同时输出谱图，具有灵敏度高（最小检测灵敏度0.1mg/l），重复性好，对轻质、中质、重质油层都能检测的特点。

4、罐顶气轻烃录井技术

罐顶气轻烃是岩屑（心）中的轻烃部分挥发后“剩余轻烃”自然脱附的结果。

罐顶气轻烃与原始地层中的轻烃相比，轻烃组成（组分个数）相同，但轻烃丰度减少，轻烃的相对含量发生了较大的变化。

其变化主要体现在低沸点烃组分的相对含量减少，高沸点烃组分的相对含量增加，结构和性质相似、沸点相近的烃组分之间的比值不变。

罐顶气轻烃的相对含量是地层中轻烃在油层物性、原油性质、原油中轻烃含量、钻井液性能等因素共同作用下的结果。

罐顶气轻烃录井是以轻烃丰度为前提、以轻烃组成作参考、以轻烃相对含量为主要依据来判断烃的活跃程度，然后通过轻烃的活跃程度来推断油气层的活跃程度，判断油气真假显示，最终达到油气层判识的目的。

胜利录井公司在西部探区用于分析罐顶气的色谱仪均为Agilent系列（HP系列）的4890、5890、6890气相色谱仪，该仪器为国际领先水平。

自1999年起至今共承担西部探区14口井的录井服务。

5、PK录井技术

PK仪的基本原理是核磁共振。

核磁共振与磁性原子核的能级跃迁有关，用于测量和描述这些跃迁的光谱技术叫做核磁共振（NMR）及脉冲核磁共振（PNMR）技术。

PK仪实际上是脉冲核磁共振谱仪，它采用自差法检测核磁共振信号。

样品中的氢原子数目越多，从射频磁场中吸收的能量也就越多，产生的信号也就越大。

PK仪就是通过测定岩石孔隙水中氢原子核的弛豫时间及岩样信号，然后再通过程序中的公式来确定岩石的孔隙度、渗透率、自由流体指数及束缚水饱和度这四项参数。

胜利录井公司在西部探区使用的是上海神开SK-2PO1型PK仪，是目前国内最先进的仪器。

它在现场直接分析岩石孔隙度、渗透率、自由流体指数、束缚水饱和度，可提供储层的物性参数，提高现场快速判识油气水层的准确率，为录井综合判识油气水层提供重要信息，具有分析速度快、结果重复性好的特点。

6、水分析录井技术

水分析是对钻井液滤液中的Cl-、SO42－、Na+、K+、Ca2+、Mg2+六种离子进行分析。

在录井过程可以根据离子含量及其变化判断地层水的水型、指导调配钻井液、辅助评价油气水层、判断油水界面、判断储层产液能力。

胜利录井公司在西部探区使用的是江苏电水分析仪器厂生产的WIC-Ⅱ型离子色谱仪，数据处理软件采用上海计算技术研究所数据处理及自动控制事业部研制的CDMC-21色谱数据工作站。

具有测量精度高、分析准确的特点。

在西部探区的应用中取得了良好的成效。

其中在胜和１井的现场录井工作中多次发现盐水层，对正确处理钻井液、确保井下安全具有重要的指导意义。

三、深层碳酸盐岩油气层评价技术

1．胜利地质录井公司油气层评价技术特点

油气层评价是油气藏评价的重要组成部分、是制定完井方案和确定开发措施的主要依据。

胜利地质录井公司在东部胜利油区为勘探开发服务了四十多年，工作对象涵盖了各种类型的油气层，积累了丰富的油气层评价经验，近年胜利录井公司充分利用综合录井资料在反映油气层性质方面的独到优势，结合其它资料综合分析，创建了一套比较完整的油气层评价系统—《油气层综合解释专家评价系统》。

该系统根据油气层的基本特点，按照对录井数据影响较大的油气水性质，分类建立了包含钻时参数、岩心参数、岩屑参数、气测参数、地化参数、罐顶气参数和试油参数的数据库。

在确定解释评价方法的过程中，充分利用了所建数据库，在对诸多已有的解释方法和新提出的方法进行测试的前提下，产生了各单项解释方法，并充分总结了方方面面的经验，同时提取了有效的参数，最终形成了单项解释、专家系统、数学方法及计算油气层的孔、渗、饱数据等储层参数及产能参数并举的解释评价系统。

该系统具有以下特点：

⑴、对气测录井资料在理论推导和实验数据相结合的基础上，进行压力平衡校正，减少了钻井过程中因过平衡或欠平衡对气测资料造成的影响，使所利用的气测资料均校正到了近平衡的钻井状态环境下。

⑵、对油气层综合评价过程中所利用的气测和地化热解资料进行了标准化，使气测资料减少了取心与非取心造成的差别。

对地化资料进行了样品重量、样品来源、样品影响因素等校正，同样达到了统一刻度。

⑶、在目标层的划分上充分利用了有关信息，能较准确地划分目标层。

⑷、利用标准法、图版法、模型法等方法对原油性质进行了评价，并得到了求取原油密度和粘度的模型，经过一系列处理提高了原油密度和粘度的求取精度。

⑸、在利用经纬相结合的方法对目标层进行单项解释的前提下，通过权值的确定得到解释结果。

⑹、总结了各种录井资料进行油气层评价的专家知识，并利用经纬结合方法，通过相互验证和约束，利用专家系统和权值来确定最终结果。

⑺、通过提取对油气层综合评价有用的特征参数，利用数学方法对油气层进行了评价。

并将单井解释结果、专家系统评价结果和数学方法结果加以综合得到最终评价结果，使得到的结果经过了经纬检验更加可靠。

⑻、通过多种方法得到了对油气层评价有用的较为重要的孔隙度、渗透率、含油饱和度等储层参数，以及产层评价的核心参数产能的评价模型。

并制定了评价储层和产层的相关标准。

⑼、将该研究方法通过计算机软件实现，在应用过程中更能体现出该方法的整体性和先进性，并能够较大限度的减少解释人员的工作量。

胜利录井公司根据该解释评价系统与石油大学合作编制了应用软件，该软件与多个数据表的数据库连接，可方便地调用各种所需数据，具有浏览、查询、修改、数据预处理、目标层确定、流体性质判别、储层参数及产能参数计算模块以及单项解释、专家系统、数学方法评价模块及解释成果图表绘制模块等功能。

应用该软件不但可以流畅地完成普通油气层的综合评价工作，而且对各种以前难以解释的特殊油气层有较好的应用效果。

胜利录井公司应用该项技术，2001年度在东部胜利油区共解释108口探井，27万多米资料，综合解释层共11321.26m/3279层，统计试油层181层，完全符合123层，基本符合48层，不符合10层，完全符合率68.0%，完全符合率＋基本符合率94.5%。

2.深层碳酸盐岩油气层评价技术

由于《油气层综合解释专家评价系统》是胜利录井公司根据东部胜利油区的油气层特点研制开发的,而西部探区与东部油区差别很大，具有地下地质条件复杂，含油气层位较老、目的层埋藏深度大、地层倾角较大（高陡地层常见）、地层岩性及压力系统复杂（如常钻遇盐膏层、砂砾岩层、裂缝性储层、异常压力层）、储层岩性致密、储层以裂缝型碳酸盐岩为主、油气类型丰富、井间距很远、钻井工艺复杂等特点，对钻探过程中油气的评价造成很大困难。

所以必须研究适用于西部探区的油气层评价技术。

胜利录井公司为此组织科研人员开展了“深层碳酸盐岩油气层识别评价技术”攻关，攻关小组选取与研究目标最为相似的济阳坳陷车镇凹陷车西洼陷车古20潜山作为解剖对象，根据该潜山的成藏规律、储集特征和流体类型，通过分析油气层在各种录井资料上的响应特点，研究了各种录井资料之间的相互关系与试油的规律性，总结出了录井资料综合分析法和“层内、层间、井间”三层次对比分析法两种油气层评价方法，克服了以前根据单项资料进行油气层评价的不足。

（1）录井资料综合分析法

油气层被钻头破碎后，所含油气分散到井筒中，井壁附近地层中的油气也有可能向井筒扩散。

井筒中的油气分别被岩屑和钻井液携带。

受油气性质、储层类型和物性、油气产能、钻井施工条件的影响，岩屑和钻井液中的油气丰度和组分分布是有差别的。

气测、地化、定量荧光、罐顶气等录井技术只是对岩屑和钻井液中的部分油或气进行检测，所以各种单项录井资料只反映了油气层的一个侧面，也就是说依据单项录井资料是不能较好地评价油气层的。

但是由于各种单项录井技术的测量对象并不重合，而且在一定程度上具有互补关系，所以综合这若干个侧面的信息，根据其内在联系，就可以较好地评价油气层。

例如对深层裂缝型碳酸盐岩油气层而言，如果油气显示层产能较高，油气主要存在于较大的裂缝里，受钻井液冲刷作用大，可动油气大多分散在钻井液中，岩屑中只残留少量的油气，显示级别较低，大多为荧光级，地化、定量荧光和罐顶气的分析参数也都较低，气测异常明显，钻井液相对密度、电导率、井温等参数也都有比较明显的变化。

如果油气显示层没有产能，油气主要存在于微细裂缝及小溶孔中，受钻井液冲刷作用小，油气主要被岩屑吸附，钻井液中的油气很少，岩屑显示级别可能反而较高，地化、定量荧光和罐顶气的分析参数也可能较高，气测异常不明显，钻井液相对密度、电导率、井温等参数都没有变化。

当然，具体情况可能复杂得多，例如钻遇盐水层也会引起气测高异常显示，所以必须针对具体情况综合分析各项单项资料，作出的解释结论不能与单项资料显示特征发生矛盾。

（2）“层内、层间、井间”三层次对比分析法

由于录井资料没有涵盖油气层性质的方方面面，很多对评价油气层很必要的参数都不能直接测量，所以仅靠录井资料综合分析法并不能解决全部问题，对多个在埋深、地层压力、储集类型和物性、成藏条件相似的储层进行对比分析是必要的，以此发展出“层内、层间、井间”三层次对比分析法。

层内是指储层内部不同渗透带之间;

层间是指单井储集类型和物性相似的邻层之间；

井间是指相距不远的邻井的埋深相近、层位相当、储集类型和物性相似、油气水物理化学性质接近的储层之间。

“层间、井间”对比分析法是大家熟知而常用的，此不赘言。

“层内”对比分析法是胜利录井公司的创新。

在油气田勘探工作中，储层内部的流体赋存规律通常不被提起，因为人们习惯性地认为储层内部“上气中油下水，流体纵横连通”就象太阳东升西落那样，是不可质疑的基本常识。

然而，随着油气运聚规律研究的深入,逐渐发现储层内部流体赋存规律并非如此简单，而是随着储层内部渗透率的非均质程度、油气充注储层时压力的大小和成藏阶段的不同，呈现出复杂的分布状态，甚至能够出现“储层连续，流体分隔，油气水纵横交错”的现象。

大量的勘探实例也充分证明了这一点。

胜利录井公司通过研究石油运聚模拟实验（北京石油大学），调查大量油气勘探实践，认为在油气藏成长、稳定、衰退和消亡的每一个阶段，储层内部流体分布都要遵循以下规律：

1储层内部的流体分布状态在油气藏的各个阶段都在发生变化。

不同渗透带的渗透率及其级差、注油气的压力和注入量、流体流动屏障的分布情况、油气的流动性能和油气藏所处的阶段，决定了储层内部油气水的分布状态。

2储层内部不同的渗透带有可能将储层分割为不同的流体流动单元，不同渗透带的级差越大，流体流动单元的分界性就越明显；

不同渗透带的级差越小，分界性就越不明显，直至消失（例如均质储层）。

3在每个流体流动单元内部，流体分布都服从重力分异作用，油气总是聚集在所在流体流动单元的高部位。

在油气藏破坏之前，高渗透带内的含油气丰度总是大于低渗透带内的含油气丰度；

在油气藏破坏阶段，连通性好的、高渗透带内的可动油饱和度的下降速率大于连通性差的、低渗透带内的可动油饱和度的下降速率，并且首先下降到零。

根据“储层内部流体赋存规律”，只要条件合适，储层内部的油气水聚集带在垂向和横向上都有可能交替出现。

以储层内部不同渗透带为基本研究单元，通过分析储层内部不同渗透带的物性和含油气丰度的对应关系，可以推测出储层内部各渗透带油气水的可动性，进而判断储层的产流体性质。

例如对于一个渗透率超过干层界线的油气显示层，当层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内没有充满油气，水是可动的，该层不高于油水同层；

如果层内不同渗透带的渗透率相近而含油气丰度相差较大，那么可以确定含油丰度低的渗透带内没有充满油，水是可动的，该层不高于油水同层；

如果层内高渗透带内的含油气丰度反而低于低渗透带内的含油气丰度，那么很可能是残余油，以水层或含油水层的可能性最大。

3、深层碳酸盐岩油气层评价技术在西部探区的应用

实践证明，“深层碳酸盐岩油气层评价技术”在西部探区和参1井、胜和1井、胜和2井、海参1、固1井等井的应用是成功的。

下面以胜和1井为例介绍应用情况。

胜和1井位于塔里木盆地西南坳陷和田逆冲推覆构造带皮牙曼叠加背斜构造第二楔状体高部位，设计井深5500m，钻探目的层：

主探第二楔状体石炭～二叠系，兼探第一楔状体石炭～二叠系及第二楔状体底部前石炭系。

该井于2000年7月26日开钻，2002年4月25日完钻，2002年8月3日完井。

该井由胜利录井公司2001队承担录井任务，在施工中严格按照地质设计要求，进行了钻时、岩屑、岩心、荧光、钻井液、综合录井仪、井壁取心、地化、定量荧光、罐顶气、钻井液滤液水分析、PK分析、古生物分析、薄片鉴定等录井工作，取全取准了全部资料，共发现荧光显示57.51m／42层，并应用“深层碳酸盐岩油气层评价技术”进行了现场油气层评价。

由于胜和1井是和田探区钻遇的第二口井，与和参1井相距很远，对比性差，所以油气层评价主要采用录井资料综合分析法和“层内、层间”对比分析法。

胜和1井在进入二叠系下统—石炭系（即第二楔状体）4739m后见到第一层油气显示：

井深4739-4742.14m，地层层位为普司格组，钻时25－33min，气测全烃值0.23↑23.488%,甲烷0.191↑23.248%，乙烷0.009↑0.217%，丙烷0.002↑0.015%，已丁烷0.001↑0.003%，正丁烷0.001↑0.005%,甲烷相对含量99.0％，槽面无显示,钻井液相对密度1.30↓1.28，漏斗粘度60↑62s。

显示岩屑岩矿分析鉴定为隐晶灰岩和砂岩，荧光干、湿、滴照、系列对比均无显示，定量荧光、地化和罐顶气均无异常显示。

气测异常出现后，气测值一直维持在20%左右，停泵发现溢流，工程循环加重钻井液，钻井液入口密度上升到1.30～1.77g/cm3，出口密度为1.71g/cm3，粘度60s。

下钻至井深4740.00m开泵循环，后效异常仍然明显，气测全烃值8.005↑43.840%,甲烷7.169↑41.946%，乙烷0.075↑0.427%，丙烷0.003↑0.031%，异丁烷0.001↑0.002%，正丁烷0.001↑0.003%,甲烷相对含量99.0％，持续22min,油气上窜速度63.8m/h。

钻井液性相对密度下降到1.13，漏斗粘度75↑68s。

在以后的钻进过程中，每次下钻到底循环时后效都有明显异常。

钻井液滤液水分析总矿化度从6×

104ppm骤升至83177ppm，其中Cl-、Na+增幅最大，具明显的盐水层特征。

由于气测异常明显、气测组分中甲烷相对含量为99％，岩屑观察、地化、定量荧光都没有显示，所以判断该层是气显示；

由于发生了溢流现象、压井后气测后效异常仍然明显，所以判断该层具有较高产能；

由于钻井液滤液分析是盐水层，而盐水能够显著降低天然气在钻井液中的溶解度，使游离气的相对含量大幅增加，所以解释该层为含气水层。

图1胜和1井油气层评价图

（1）

钻至井深4817.5m时，为了落实井段4739.00－4742.14m的含油气情况、产能及地层压力，用127mmMFE测试仪进行中途测试，测试井段4197.38－4817.5m，采用二开一关工作制，测试压差16.92MPa，共开时间6540min，累计出水164.05m3（折算日产水48.20m3）及少量天然气，地层压力83.088MPa，折算压力系数2.029，水分析结果：

氯离子含量54370mg／l，总矿化度92730mg／l，解封反循环过程中，出口水中含少量天然气，点火可燃（偶有间断），火焰高0.5～2m，测试结论为含气水层（储层为高压低渗层）。

由于这层显示是胜和1井的第一层油气显示，中途测试结果和我们用录井资料综合分析法确定的解释结论一致，不但增加了我们的信心，更是为以后的“层间对比分析”提供了参考依据。

下部地层的油气显示情况与之类似，都是气测录井异常显示明显，组分中甲烷相对含量﹥98％，岩屑录井无显示或见微弱荧光，地化、定量荧光和罐顶气资料基本无异常或显示很差。

具体情况如下：

第二层：

井深5288.0－5298.00m气测见明显异常显示，气测全烃值0.37%↑7.67%，甲烷0.32%↑7.861%，乙烷0.013↑0.103%，丙烷0↑0.003%，甲烷相对含量98.7％，出口电导率57ms↓42ms，体积120.13m3↑121.09m3，其他参数无变化。

钻井液相对密度