辽河油田实习小结报告.doc

第一章 辽河油田概况 1.1 地理位置及地理状况 辽河油田位于辽宁省西南部,辽河三角洲中心地带,东、东北邻鞍山市辖 区。东南隔大辽河与营口市相望,西、西北邻锦州市辖区,南邻辽东湾 盘锦盛产大米、河蟹,素有鱼米之乡的美誉,更加值得一提的是这里有 86 万亩世界上最大的苇田,还有野生的丹顶鹤。此外还有一片红海滩,秋天一 到,海边的植物慢慢变红,大片红色铺满整个海滩,异常壮观! 盘锦被誉为湿 地之都,自然环境独特,四季分明,风景如画。 1.2 发展历程及现状 辽河油田发展历程如下: 石油地质勘探工作始于上世纪五十年代。 1970 年开始大规模勘探开发建设。 1980 年国务院正式向国内外公开辽河油田建成。 1986 年原油突破1,000 万吨,成为全国第三大油田。 1995 年原油产量达到1,552 万吨,创历史最高水平。 1999 年辽河油田公司成立。辽河石油勘探局与油公司分开分立 2008 年重组整合。油田公司与辽河石油勘探局(长城公司之外)重组。 目前年原油生产能力1,000 万吨以上,天然气生产能力9 亿立方米,已经在 千万吨规模以上稳产了20 年。 目前的开发状况可概括为: 开采状况:其储采量已具工业水平,但是于现开采方式下已步入中后期。 开发趋势:由于辽河油田主要为稠油开采,故其采量递减较大。 存在的问题、矛盾: 实现持续稳产难度大 产能建设目标不足,产量有效接替难度大 注水开发基础薄弱 开发投入高 低成本开发技术储备不足,效益开发难度大 1.3 勘探开发范围 辽河油田勘探开发分为辽河盆地陆上、盆地滩海和外围盆地三个区域: 盆地陆上:勘探开发的主战场,总面积1.24 万平方公里,动用石油地质储 ?和油气产量均占油田总量的90%以上; 盆地滩海:以5 米水深为限,面积3,506 平方公里; 外围盆地:包括陆家堡凹陷、张强凹陷、钱家店凹陷和阜新盆地,面积5.81 万平方公里; 2004 年,获得南海南部地区的探矿权(深海勘探),登记勘探面积16.93 万平 方公里。 1.4 地质特征 辽河油区是一个开发对象十分复杂的复式油气区,堪称地质大观园。其地质 特征用一句话概括可为五多一深,即断块断裂多、含油层系多、储层类型多、 油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。 断块断裂多:三级断层 400 余条,四级断层 1200 条以上,形成三凸四凹 7 个一级构造单元,35 个二级构造单元,83 个三级构造单元,800 多个四级断块 含油层系多:油藏埋深跨度大。从太古界、中上元古界、中生界到新生界共 发现19 套含油层系?油藏埋深从550 米到4500 米,是典型的复式油气区。 储层类型多:储层岩性较多,碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现。 油品类型多:除凝析油、稀油外还有高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油。 1.5 人员、资产及企业理念 重组整合后的辽河油田,现有职工11.6 万人,资产总值超过580 亿元。 油田公司拥有各类专业技术人员28110 人,约占在册职工总数的四分之一,其中 教授级高工52 人,中高级技术职称13520 人,博士37 人,硕士951 人,本科生 14567 人。集团公司高级专家6 人,公司级技术专家60 人,厂处级技术专家240 人。初步形成了集团公司技术专家、油田公司技术专家、厂处级技术专家、操作 技能人才等四级人才队伍模式,成为推进科技创新的重要人力资源。 1.6 小结 辽河油田位于辽宁省西南部,辽河三角洲中心地带,东、东北邻鞍山市辖区。 东南隔大辽河与营口市相望,西、西北邻锦州市辖区,南邻辽东湾。勘探开发分 为辽河盆地陆上、盆地滩海和外围盆地三个区域。其中陆地区域的开采占大部分, 只有少部分为海上开采。油区是一个开发对象十分复杂的复式油气区,堪称地质 大观园。其地质特征用一句话概括可为五多一深。其地下油藏主要为稠油, 故其主力科研方向为稠油开发技术的研究并有着卓越的成绩。 重组整合后的辽河油田,人员配备更加合理,资产逐年增多,也形成了一套 独特的企业文化于企业理念。 第二章 辽河油田勘探现状及前景 2.1 勘探历程介绍 辽河油田勘探历程可分为五个阶段: 第一阶段:区域勘探阶段,主要为局部的构造高点控制 第二阶段:预探发现阶段,主要?二级构造带控油 第三阶段:勘探扩展阶段,主要为复式油气聚集带 勘探过程中发现了大民屯凹陷中央构造带及西部凹陷东部陡 坡带 其关键技术有: 数字二位、三位地震及高凝油电缆加热技术 第四阶段:深化勘探阶段,主要进行辽河深层、浅海及外围的勘探 勘探过程中发现了辽河滩海海南-月东构造带 其关键技术主要为三维地震 第五阶段:精细勘探阶段 勘探过程中认识到低潜山、潜山内幕、火成岩、岩性油气藏具 有较大的勘探潜力。 勘探过程中发现了西部凹陷兴隆台潜山带及东部凹陷中央构 ?带。 其关键技术有: 精细三维地震、潜山勘探、火山岩勘探、地层岩性勘探 技术 2.2 勘探主体技术 2.2.1 火山岩 由于火山岩油气藏具有分布广但规模较小,初始产量高但递减快、储集类 型和成藏条件复杂等特点,目前对该类油气藏的系统研究方法相对缺乏,勘探开 发技术尚不够完善。目前应用的主要技术有: (1)利用地震信息识别火山岩储集层 (2)非地震综合勘探技术 (3)地球物理测井方法 此外也形成了一些新技术即新集成变质岩内幕油气藏高效勘探技术: 技术之一:变质岩内幕结构分析预测技术 技术之二:变质岩内幕勘探目标评价技术 技术之三:变质岩内幕油气藏勘探工程技术 然后再运用数字二维、热采工艺技术、三维地震、二次三维精细地震技 ?进一步确定油气藏。 2.2.2 古潜山 古潜山勘探配套技术有: 潜山岩性识别与预测技术 潜山顶面构造解释识别技术 潜山内幕构造解释技术 潜山储层裂缝预测技术 潜山油气成藏模式分析技术 2.2.3 岩性油藏 岩性勘探配套技术有: 层序地层学分析技术 三相联合解释技术 多层性反演分频解释技术 油气检测技术 精细构造解释技术 低渗透储层改造技术 2.3 勘探面临形势 辽河油田勘探面临的形式主要有: 有效勘探领域小,新区新领域扩展难度大 勘探程度高,资源供求矛盾日益突出 勘探技术发展水平还不能适应勘探复杂目标的需要 勘探成本高,投资压力大,勘探工作量的逐年萎缩制约了勘探发现 面对严峻的勘探形式,辽河工作人员总结出了一套?己的解决办法: 把握石油科技发展大方向,解放思想、苦练内功 把握科学认识论,整合资源、技术利器先行 把握科技管理的新概念,优化调整、协调发展 2.4 勘探前景 1、资源潜力 根据剩余待探明资源潜力研究结果显示,辽河坳陷陆上仍然是潜力最大的 领域,是近期勘探的主体,辽河滩海可作为重要接替,辽河外围可作为重要补充。 2、认识潜力分析 通过多年的研究与攻关,辽河油田形成了一系列具有辽河特色的勘探理论与 勘探配套技术。 勘探理论有: 复式油气成藏理论 岩性油气藏理论 油气环洼分布理论 变质岩内幕成藏理论 连续油气藏勘探理论 勘探配套技术有: 潜山油气藏综合评价 岩性油气藏综合评价 火成岩油藏综合评价 三维地震精细勘探 工程配套技术 3、技术潜力 辽河油田对于潜山油气藏、岩性油气藏及火成岩油藏的综合评价均形成了 各自的配套技术 2.5 辽河油田数据平台建设 1、制定一体化流程 辽河油田的数据平台建设主要为协同工作平台的建设,这其中最重要的 就是从研究任务出发,结合软件模块功能,制定一体化工作流程,实现各学 科的同步通讯。其流程为: 通过一体化工作流程的制定,可实现五个协同: 数据共享 多学科联合制作合成记录 分层与解释层位标定同步 构造解释于地质研究互相融合 多专业联合确定优势储层 为满足一体化研究需要,主要从模块功能入手剖析软件,其流程主要有: 2、勘探协同研究应用数据平台建设 数据是进行勘探?合研究工作的基础,为了让各个专业的技术人员能够在统 一应用平台上共享数据展开研究工作,最终达到成果、经验、认识共享,就必须 对应用数据进行科学化管理,最重要的是从研究之初的收集数据入手,确保数据 的一致性和准确性。为此开展了勘探协同研究应用数据平台建设。 应用数据平台建设包括: 井数据库、地震数据、命名标准化、图件数字化、数据迁移 研究数据保留在同一平台中,必须采取统一的方式对数据命名,才能实现项 目组成员间数据共享。 命名方法有: 测试个名称在应用软件环境中最多可用字符数量 充分利用有效字符数量表达完整信息 成果图件数字化: (1)矢量化 按图层进行矢量化,分类存储 (2)坐标化 根据图件提供的坐标参考点和比例尺,对不同的目的层进行坐标数 据化,最后生成Z map plus 可接受的等值线数据格式 (3)生成图形 以等值线数据格式输入,生成zgf 图形文件,加入平台 (4)叠合显示 在Seiswork 底图中打开zgf 文件,实现成果图件叠合显示 2.6 小结 本章就实习中认识到的辽河油田各种勘探技术做了一个总结,并对辽河油田的勘探现状 及前景有了一个具体的认识。 从勘探面临的形势以及勘探的现状来看,辽河油田已处于开采中后期,面临着 有效勘 探领域小,新区新领域扩展难度大;勘探程度高,资源供求矛盾日益突出;勘探 技术发展水平还不能适应勘探复杂目标的需要等一系列问题。但随着针对火山岩 的一系列勘探技术得以实现以及在古潜山方面运用新的勘探技术进行再次勘探, 面临的开采量逐年递减的问题得以解决并使辽河油田重新充满生机。 在加上数字平台一体化的建?,令原来各专业单独作业变成各专业协同作 业,最终使决策人员能够更加直观的做出相对正确的决策。 第三章 辽河油田开发现状及前景 3.1 开发现状及取得主要成绩 1、开发现状 辽河油田开发现处于产量稳定及调整阶段,其年产油量连续三年稳定在 1200 万吨左右。 技术应用状况: 辽河油田目前有10 项开发技术,根据其成熟度和应用规模可划分为3 种类 型: 第一类:常规技术包括注水、吞吐技术 第二类:接替技术包括蒸汽驱、SAGD 第三类:储备技术包括火驱、火驱蒸汽驱复合、驱泄复合、多介质蒸汽 辅助重力泄油、二元驱和深度调驱等六种。 2、取得的主要成绩 (1)发现了全国丰度最高的富油凹陷之一-辽河盆地 辽河盆地石油地质条件优越,迄今为止,辽河盆地西部凹陷、大民屯 凹陷探明储?丰度分别为60 万吨/平方公里和40 万吨/平方公里,并且勘探领域 不断扩大,在深层潜山或潜山内幕、岩性、火成岩等目标又发现新的油气储量, 储量丰度持续提高。 (2)实现了1000 万吨以上高产稳产24年(3)稠油开发规模居国内首位,中深层稠油蒸汽吞吐及提高采收率技术国 际领先: 蒸汽吞吐技术成熟配套,采收率不断提高 稠油吞吐后提高采收率技术取得突破性进展 80 年代末开始转换开发方式可行性研究和现场试验,经过20多年攻关探索,稠油转换开发方式取得实质性进展,奠定了工业化推广基础。 稠油提高采收率技术主要有: 蒸汽驱、重力泄油、非混相驱、火烧油层。其中蒸汽驱、重力泄 油和非混相驱已经规模化应用 蒸汽驱技术: 蒸汽驱-蒸汽由注入井被连续不断地注入到油?中,把原油 驱向周围的生产井。 它可以有效驱替井间剩余油,该技术目前已经工业化应用。 其原理图如下: 蒸汽辅助重力泄油 其采油机理如下: 其中直井与水平井组合 SAGD 已经成功并开始推广,双水 平井SAGD 正在试验 火烧油层 火驱技术是为解决超深稠油开发方式的接替问题而储备的。 其工作流程为: 将空气、富氧空气、氧气注入油层-注入油层中的气体于有机 燃料发生氧化反应-反应过程中释放出大量热-最终驱替原油 火烧油层技术于机理研究方面获得了重大突破: 一:建立了火烧油层物理模拟的相似准则,在燃烧动力学等 理论研究方面取得了技术创新。 二:创建了数据采集与图像处理系统,实现了二维、三维等 值线与云图实时动态显示,三维可视化。 三:创建了火烧?层比例物理模拟系统,二维模型几何尺寸 1200*500*40mm。耐压15MPa,耐温900C,模型指标处于国内领先水平。 模型设计关键技术有: 高温900C 的模型隔热技术 模型、覆压罐的压力采用自动跟踪技术,提高了安全 性能 多方式点火控制技术 采用液压举升,20 吨重模型倾角可达30,可用于模拟 不同油藏条件 四:火烧一维试验点火成功,取得初步的成果和认识。 (4)建成全国最大的高凝油生产基地,最高年产突破 300 万吨,目前年产 稳定在120 万吨以上。 (5)辽河复杂断块油田注水采收率达到渤海湾地区平均水平,注水主力区 块采收率不断提高。 (6)形成了五项配套开发技术,为油区的稳定发展提供技术支撑: 稠油中后期开发技术 复杂断块油藏注水开发技术 特殊岩性油藏开发技术 复杂断块精细油藏描述配套技术 不同类?水平井规模应用技术 其中辽河油田的水平井应用具有规模大,实施效果好;技术配套;应用 领域广;井型多样等特点。 3.2 开发面临挑战及前景 1、开发面临挑战 就开发面临的挑战问题,可从目前开发面临的主要问题与矛盾两方面来说明。 (1)主要存在的问题 油田开发步入中后期,实现持续稳产难度大 根据国内外开发模式,一般可采储量采出程度超过 60%即步入快速 递减阶段。辽河油田开发建设四十年,目前可采储量采出程度达到79%,下步要 继续保持稳产,客观上难度很大。 产能建设目标不足,产量有效接替难度大 七五以来动用储量和新区建产能整体呈下降趋势,目前新区建 产目标只有城区超深层潜山、外围低渗和海上月东油田。 注水开发基础薄弱,稀油高凝油上产难度大 注?井利用率低,注水系统欠完善,影响注水开发效果。 开发投入高,转换开发方式降低成本难度大 由于钻井定额高、成本高,加之井深越来越深、水平井越来越多等 因素,近年来百万吨产能投资44 亿元,较股份公司平均值高5.4 亿元。操作成 本较股份公司平均值高13.3 美元/桶。这一方面造成部分生产项目难以通过经济 评价;另一方面为保投入不超额就要压缩工作量,势必影响产量规模。 低成本开发技术储备不足,效益开发难度大 经过四十年探索实践,辽河油田形成了水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、 SAGD 等相对成熟的核心技术,有力支撑了油田开发。但在深度调剖、火驱、多 介质复合驱替、气驱等低成本核心技术方面储备不足,较未来开发的需求差距较 大。如何转变发展方式,实现规模效益在技术上面临极大挑战。 (2)主要面临矛盾 ?量规模与产量规模不匹配 产量规模与产能规模不统一 产量结构与稳产结构不协调 方式转换与接替需求不同步 2、开发前景 开发前景方面主要从十二五规划目标、十二五规划设想及规划对策三 方面说明。 (1)十二五规划目标 储量目标:五年新增探明储量1.5 亿吨,新增可采储量5978 万吨,加上 已探明未开发储量,累计动用1.98 亿吨。老区累计新增可采储量2613 万吨,新 区累计增加可采储量 3596 万吨,确保储量替换率大于 1,实现年储采平衡系数 大于1。 产能建设:五年钻井2133 口,钻井进尺451.4 万米,新建产能619 万吨; 年均钻井426 口,钻井进尺90.3 万米,新建产能123 万吨。 开发技术指标:综合递减率平均7.7%,自然递减率平均27.0%;老油田 采收率由25.5%提高到26.9%。 投资指标:开发综合成本12.78 美元/桶,建百万吨原油产能直接投?42.3 亿元。 (2)十二五规划设想 主要是利用多种产量接替方式增加年产油量。 转换开发方式安排,蒸汽驱齐 40 全块转驱,锦 45块9 个井组;超 稠油SAGD 杜84 块实施48 个井组;火驱高3618 块、高3 块、高246 块、杜66 块;考虑油品结构调整,稀油、高凝油加入化学驱、调驱力度,化学驱在锦 16 块西24 个井组基础上增加锦16 东、马20、兴42 块、沈84 等4 个区块;调驱 规划500 个井组,覆盖储量8516 万吨,增油量由2010 年的72 万吨上升到2015 年的187 万吨。 (3)规划对策 深入推进资源接替工程,努力改善产能建设结构 加快实施产量结构调整工程,提升油田开发效益 全面有序加大稀油、高凝油上产工作力度,通过四项举措,平均 每年增产22 万吨,实现产量结构调整,提升开发效益。 精细实施方式转换工程,持续改善开发效果 通过强化三项工作,持续推进方式转换,努力保持稠油规模产量, 为缩减蒸汽吞吐低油气比、特高成本产量规划创造条件。 三项工作包括: 完成SAGD 一期工程缩建,到2015 年形成储量45 万吨。同时, 应用驱泄复合、多介质组合等技术,油气比达到0.2 以上。 加强齐40、锦45 块已转158 个井组跟踪调控,保障注气质量及 措施工作量,到2015 年形成储量50 万吨 试验推广相对低成本的稠油开发方式。在高 3678、高 3 等六个 区块开展常规火驱、重力火驱和尾气辅助重力火驱,到2015 年形成储?5 万吨 认真抓好接替技术攻关工程,加快方式转换进程 深化实施二次开发工程,恢复老油田生产能力 大力实施油田注水工程,夯实原油稳产基础 着力实施合作开发上产工程,增加新的生产能力 一是科学实施月东合作开发,增加新的生产能力 二是全面启动主体合作 三是切实抓好高升合作 认真谋划持续稳产工程,保障规划顺利实施 一是方案保障 切实抓好开发基础研究,科学优化开发方案,重点编制方式转换、 重组井网结构二次开发等五类100 个方案 二是技术保障 十二五期间,重点围绕六个方面,攻克十六项关键技术,为开 发规划目标的实现提供技术保障 3.3 录井工程技术 3.3.1 常规地质录井 常规地质录井方法包括: 钻时录井、岩屑录井、岩心录井、井壁取心录井、荧光录井、钻井 液录井 3.3.1.1 钻时录井 1、定义 钻时:每钻进一各单位厚度岩层所需要的时间。单位min/m。 钻时录井:系统地记录钻时并收集与其有关的各项数据、资料的全部工作过 程。 2、钻时曲线的应用 (1)应用钻时曲线可定性判断岩性,解释地层剖面 疏松含油砂岩钻时最快 普通砂岩较快 泥岩、灰岩较慢 玄武岩、花岗岩最慢 对于碳酸盐岩地层,利用钻时曲线可以判断缝洞发育井段-钻时突然 加快,钻具放空等 (2)在无电测资料或尚未电测的井段,根据钻时曲线,结合录井剖面,可以 进行地层划分和对比 3.3.1.2 岩屑录井 1、定义 岩屑-地下岩石被钻头钻碎后,随泥浆被带到地面上的岩石碎块,常称为砂 样。 岩屑录井-钻井过程中,按照一定的取样间距和迟到时间,连续收集与观察 岩屑并恢复地下地质剖面的过程 主要作用:可以掌握井下地层层序、岩性;初步了解地层含油气水情况。 2、岩屑录井的主要内容 (1) 获取有代表性的岩屑 要获取代表性岩屑,必须做到井深准、迟到时间准 迟到时间:岩屑从井底返至井口的时间 常用的测定迟到时间的方法有: 理论计算法、实物测定法、特殊岩性法 (2) 岩屑描述 真假岩屑识别 观察岩屑的色调和形状 注意新成分的出现 从各种岩屑的百分含量变化识别 利用钻时(对区别砂、泥岩、灰质岩比较准确)、气测(识别油、气 层) 等资料验证 岩屑描述方法 大段摊开,宏观观察-大致找出颜色和岩性有无界线等 远看颜色,近查岩性-远看颜色易于区分颜色界线 干湿结合,挑分岩性-岩屑颜色均以晒干后色调为准。 分层定名,按层描述-参考钻时曲线,进一步查清岩层 顶、底界, 卡出分层,对各层代表岩样进行描述。 岩屑描述内容 碎屑的颜色、成分、结构、构造、含有物以及含油性 3.3.1.3 岩心录井 1、定义 岩心:在钻井过程中用取心工具取出的井下岩石。是最直观、最可靠的第一 性地质资料。 2、用途 通过岩心分析,可以获取如下资料或信息: 古生物特征; 确定地层时代; 进行地层对比; 研究储层岩性、物性、电性、含油气性-四性关系研究; 掌握生油层特征及其地化指标; 观察岩心的岩性、沉积构造,恢复沉积环境; 了解构造和断裂情况,如地层倾角、地层接触关系、断层位置检查开发效果,了解开发过程中所必须的资料数据。 3、取心录井的主要内容包括: 取心井段的确定 取心资料收集和岩心整理 岩心描述 岩心录井草图的编绘 岩心综合录井图的编制 (1)岩心描述的主要内容 岩性-颜色、岩石名称、矿物成分、胶结物、特殊矿物等 相标志-沉积结构、沉积构造、生物特征等 储油物性- 、K、孔洞缝发育情况与分布特征等。 裂缝统计:按小层统计,只统计张开缝和方解石充填缝。 孔洞统计:孔洞个数、连通性等。 计算公式见后 含油气性-结合岩心油气水观察、确定含油级别 岩心倾角测定、断层观察、接触关系判断 (2)岩心油气水描述的主要内容 岩心的油气水观察 岩心含气观察 将岩心浸入清水下约20mm,观察含气冒泡情况: 气泡大小、部位、处数、连续性、持续时间、 声响程度、与缝洞的关系、有无H2S味等。 岩心含油实验 、含水观察 直接观察岩心新鲜面湿润程度。 湿润程度可分为3 级: 湿润:明显含水,可见水外渗; 有潮感:含水不明显,手触有潮感; 干燥:不见含水,手触无潮感。 、滴水试验法 滴一滴水在含油岩心平整的新?面上,观察水滴的形状 和渗入速度,以其在1 分钟之内的变化为准分为4 级: 渗:滴水立即渗入含油水层 缓渗:水滴呈凸镜状,浸润角 90油层 、荧光试验法 根据石油的荧光性,依据发光颜色的不同来确定物质的 性质。 油:淡青、黄色 焦油:黄、褐(橙)色 沥青:淡青、黄、褐、棕色 地沥青:淡黄、棕色 现场常用的荧光分析法有4 种(后讲): 直照法 滴照法 系列对比法 毛细管分析法 、丙酮-水试验 、油-酸反应 、塑料袋密封试验 岩心含油级别的确定 岩心描述内容 3.3.1.4 井壁取心录井需要用到井壁取心录井方法的情况有: 钻井过程中有油气显示但未取心的井段 岩屑录井中漏取岩屑井段、岩心收获率较低的井段 测井解释中的疑难层位,如可疑油层等 需要了解储油物性资料,但未取心的层位 录井资料与电测解释有矛盾的层位 重要的标准层、标志层以及其他特殊岩性层位 为了满足地质上的特殊要求而选定的层位 3.3.1.5 荧光录井 现场常用的荧光录井工作方法有: 岩屑(心) 湿照、干照、滴照、系列对比 直照法:将岩心或岩屑放在荧光灯下直接照射,主要是观察记录荧光发光程度、 产状与岩性关系及发光面积。 湿照:将岩屑洗净后,直接置于紫外光岩样分析仪的暗箱里,启动分析仪观察 描述。 干照:将岩屑洗净、晒干后,取干样置于紫外光岩样分析仪内?启动分析仪, 观察描述。 3.3.1.6 钻井液录井-泥浆录井 即是根据泥浆性能的变化及槽面显示,推断井下是否钻遇油、气、水层及特殊岩 性的录井方法。 3.3.2 综合录井 综合录井仪使用了22 个传感器5 个分析仪,能实时测量井深、钻井液 出口与入口电导率、钻井液出口与入口温度、钻井液出口与入口密度、大钩负荷、 立管压力、转盘扭矩,套管压力、钻井液出口流量、地层H2S 含量、转盘转速, 能实时分析地层全烃含量、C1-C5 各组份含量以及 CO2 含量,能分析碳酸盐含 量、页岩密度,并生成钻压、钻时、地层压力、地面含气指数、地层含气指数等 数据。 一方面气测录井发现油气显示、一方面工程录井保障钻井施工安全 综合录井包括气测录井、工程录井。 气测录井即是通过检测钻井液中 C1-C5 的含量、组成发现油气显示?解释评价 油气层的方法。 3.3.3 地化录井 1、定义 地化录井是油藏地球化学录井的简称,是应用油藏地球化学的方法,通过特 定的仪器检测岩石中与油气密切相关的烃信息(如:烃含量、组成、烃分布特征 等),评价生油岩的生烃能力和储集岩含油性一种录井方法。 具有直接、快速、准确发现油气显示和评价油气层含油性等特点,是一种有 效的录井方法之一。 2、地化录井的原理 烃源岩中的有机质在转化成石油后,经过初次运移或二次运移,在适当的圈 闭中聚集,形成油气藏。储存于圈闭中的石油,是一种复杂的、多组份、以碳氢 元素为主的混合物,在升温过程中能够蒸发、裂解成不同的烃类物质。这些烃信 息(如烃含量、类型、族组成分布特征等)能够反映储层中的含油特点,是研究 评价储层含油性的有效证据。 地化录井就是根据石油的这种特性?利用特定的仪器检测岩石中与油气密切 相关的烃信息,进而应用这些信息来解释评价储层的含油性、烃源岩的生烃能力 的。 3、地化录井应用的技术 (1)热解技术 (2)气相色谱技术 4、地化录井储层含油性评价方法 (1)参数法 根据试油、采油成果,应用统计学的方法,针对不同的油质、不同的地 区不同的储层建立起各自的油层解释标准,并且把这些标准应用到未知的储层解 释中去,得到这些储层的解释结论 (2)图谱法 主要是应用热解气相色谱图的形态定性的解释油气层的方法,不同性质 的储层具有不同的色谱图谱。 (3)组分对比法法 应用热解气相色分析的组分,把油层或原油的色谱分析的组分作为标准, 把未知的样品色谱分析组分利用折线图和其对比,进而确定储层性质 (4)交汇图版法 利用热?参数、热解气相色谱参数建立起来的交汇图版,在实际工作中具有 应用方便、操作简单的特点,对于参数的选择,不同地区、不同油质、不同层位 应该有其自己的选择。 (5)含油饱和度法 含油饱和度计算 数学地质法 相关分析:根据实际情况我们主要以热解气相色谱分析的资料作为数 学地质法解释储层流体性质的数据集合 5、地化录井的应用 (1)判断原油类型 方法包括: 色谱法、参数法、原油密度法 (2)识别真假油气显示 (3)储层含油性评价 普通油藏储层含油性评价 普通油藏一般指的是储集岩为碎屑岩,孔隙度为中高孔,所含原 油一般为普通原油,原油性质好,汽油比较大,油水关系较为简单,一般为油上 水下,一个油藏具有统一的油水界面。地化录井技术对于普通油藏储层含油性解 释具有符合率高,油水界面判别准确的优势,通过几年来的工作,对于普通油藏 储层含油性解释的符合率达到了90%以上。 特种油藏储层含油性评价 特种油藏是每个油田重要的油藏类型之一,主要包括古潜山油藏, 火成岩油藏及海、湖相碳酸盐岩油藏,特稠油、超稠油油藏等。其特点是储层孔 渗性差、非均质性极强、连通关系复杂,对于特稠油、超稠油油藏还具有复杂油 水关系的特点,含油性评价困难较大,符合率低。 水淹区储层含油性评价 注水开发是以水驱油的方式,以水驱替储集岩孔隙中的原油来 提高原油采收率的,这导致了储层内含水的增加,使储层的含油饱和度减小,造 成油层水淹。 水驱油首先驱替的是原油中易于流动的轻质组分,轻组分的采 出改变了原油的组分。 地化录井获取的资料能够反映出这些变化,主?表现: 一方面:热解参数上随着水淹程度的加强S0 值由减小到稳定的小值; S1 值大幅度减小,在水驱油效果好时,可以减小到很小的值。S2 的变化与原油 性质相关,总的趋势是减小的,减少的多少与原油性质的好坏有关,原油性质好, 减少的就多,否则就少。 另一方面:气相色谱图谱、参数发生变化,主要表现在低碳数的烃物 质减少,主峰碳后移,谱图饱满程度减低。 (4) 特殊工艺井的应用 判断油水界面,为水平井施工提供依据 千2-K 兴H1 是一口水平井,2007 年9 月11 日开钻,本井千2-K 兴H1 导眼在施工过程中钻到1089m,根据现场要求进行了地化录井分析,在分 析过程中,发现井深1074m及以下井段样品地化分析热解值S1 出现阶梯状下降 (见下图)平均值从 13mg/g 下降到 1.213mg/g,从而我们可以判断该井 1074m 以下为水层,该井油水界面就在1072m 水平井水平段含油性解释 侧钻井储层含油性解释 烃源岩评价 确定有机质类型 评价烃源岩 确定烃源岩成熟度 -热解参数法 -饱和烃气相色谱法 轻重比(C21+/ C21) 比值越大,成熟度越高,它是一个比较定性的指标,一般 采用一个剖面(一个井)系统地分析,在生油门限附近明显增大。 碳优势指数法(CPI) 当有机质进入生油门限时 CPI为1.2 左右,进入成熟阶段,CPI 为1.0 左右。这是一个确定未成熟-成熟阶段有机质热演化阶段的定量指标。 -OEP(奇偶优势) 近代沉积物具有明显的奇偶优势一般为 2.4-5.5,古代沉积物为 0.9-2.4,原油小于1.2,1.2 为生油门限的经验值。 3.3.4 定量荧光录井 1、基本原理和特点 定量荧光录井:是一种物理学方法,它是利用特定波长的光谱对样品的萃取 溶液?行激发,使溶液产生发射波,通过接收该发射波,进而得到反应样品特性 的光谱谱图及相关参数的录井方法。 2、取得的主要参数和图谱 C:样品含油浓度 N:荧光对比级别 F1、F2、F3:轻、中、重质油荧光强度 Oc:油性指数(Oc= F2 / F1) Ic:孔渗性指数Ic=C1/(C1+C2) C1:对样品一次分析测得的含油浓度 C2:对样品二次分析测得的含油浓度 3、技术特点和优势: 弥补视觉盲区,可检测260400nm的不可见荧光; 操作便捷、检测迅速,不受人为因素的干扰; 可定量检测储层含油浓度,自动判别含油级别和对比级别; 具有独特的差谱技术,可扣除污染值,准确区分真假油气显示; 利用孔渗性指数、含油浓度等参数快速准确评价油气层。 4、定量荧光录井的作用 (1)识别原油性质 (2)发现轻质油显示 (3)快速解释储层含油性 参数法 图版法 3.3.5 水平井地质综合导向 1、定义 地质导向钻井是国际钻井界近 10 多年发展起来的一项高新技术,其定义是 近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最 佳位置。 水平井录井综合导向就是通过将随钻 MWD/LWD 技术与录井技术(综合录 井、地化录井、核磁录井、轻烃录井等)完美结合,实现对水平井轨迹的跟踪、 并通过录井技术对轨迹的有效性实时判别,进而指导钻井对轨迹进行控制和调 整,达到最佳的钻探效果。 长城录井公司自主研发了 水平井录井综合导向系统 2、水平井录井综合导向系统的功能 (1)建立模型 根据地质设计通过收集相关资料,通过水平井录井综合导向系统建立设 计轨迹与油藏的地质模型,一方面为下步的导向工作做好准备,另一方面可?验 判设计的准确性,当发现不一致时及时提出意见,以便确定设计的准确性。 (2)领眼油水层准确判别,为水平井着陆提供依据 (3)轨迹跟踪、指导调整轨迹 (4)轨迹待钻分析 3.3.6 岩心成像录井 1、定义 岩心图像录井就是采用自动控制的方法对岩心实物进行扫描(滚动和平 动)。对采集得到的图像进行自动的裁减和无逢对接,同时利用无损失的压缩与 解压缩技术进行图像的存储,实现岩心资料的长期保存。 2、工艺流程 3、获取的成果 主要为岩心图像,其中包括外表面、横截面、纵切面的岩心图像以及特殊图 像(岩性图像、沉积构造、化石) 3.3.7 核磁录井 1、定义 应用核磁共振技术通过检测储层样品中的氢核数量、驰豫时间,获得总孔隙 度、有效孔隙度、绝对渗透率、束缚水饱和度、可动流体指数、含油饱和度、砂 岩润湿性、原油粘度、钻井液侵入程度等多项参数,进而评价储层物性、含油性 的录井方法就是核磁录井。 2、原理 z 轴方向为平衡状态。对M0 施加一个外来能量,M0 将偏离平衡态。比如施加 90o 脉冲,M0 将从平衡状态的 z 轴方向旋转到非平衡状态的 XY 平面上。90o 脉冲消失后,M0 必然要向平衡状态的Z 轴方向恢复,这一过程叫做弛豫过程。 弛豫过程的快慢用弛豫时间来表示。核磁共振测量直接得到较畈问?一是岩样 内的流体量,二是岩样内流体的弛豫时间大小。 磁化矢量的大小与氢核的个数成正比,即与流体量成正比。 3、核磁录井获取资料 (1)T2谱(2)求取储层孔隙度(总孔隙度、有效孔隙度) (3)求取储层绝对渗透率 通常采用Coates 模型计算储层绝对渗透率 (4)求取储层含油饱和度、可动油饱和度 4、核磁共振录井技术的应? (1)及时、准确获取储层物性参数(孔隙度、有效孔隙度、含油饱和度、含 水饱和度、可动流体、束缚流体、束缚油、储层绝对渗透率等) (2)储层评价 (3)储层含油性解释 3.3.8 轻烃录井 1、原理 轻烃录井技术就是利用轻烃录井仪检测钻井液中所含有的与油气相关的 烃组分、烃含量,通过分析烃含量与组分的变化,发现油气显示、解释评价油气 层、水淹层的录井方法。轻烃分析一般是从C1 分析到C9,有正构烷烃、异构烷 烃、芳烃、环烷烃四大组分约103 个色谱峰,包含了丰富的地质信息。 2、轻烃录井技术的工艺流程 3、获取的资料 (1) 色谱图 (2) 烃参数总烃、苯及甲苯、出峰数、带季碳的烃类化合物、BZ/CYC6(苯/环己烷)、 TOL/MCYC6(甲苯/甲基环己烷) 总 烃:一般: 油层4000 油水在2000-4000 水层50 多为油层 出峰数在4050 为油水同层 出峰数10 甲苯20 多为油层 苯0.06 TOL/MCYC60.15 为油层 BZ/CYC6 在0.040.06 TOL/MCYC6 在0.1-0.15 油水同层 BZ/CYC695%为气层;非甲烷烃含量明显减少, 总烃含量在5000,C1-C5/总烃85%以上为储层含气。 备注:以上值均为为积分面积值 4、轻烃录井存在的问题 (1)轻烃录井没有任何岩性的