利用特种录井技术优选水平井射孔井段.doc

1.（1）、基于综合录井(钻时、岩屑、荧光、气测录井) 资料和特种录井技术（地化热解、气相色谱、 定量荧光）资料，结合随钻测井(LWD)曲线，再通过地质与工程参数的测量，可以确定标志层实钻位置、预测储集层埋深，为选择最佳入窗点和最大限度地保持井身轨迹在油层中穿行提供导向依据。（2）、由于水平井段在油气层中穿行，其所穿越的井段由于各种原因含油性往往会有较大的差异，这种差异在地化、热解气相色谱等特种地质录井技术参数方面均有不同的反映，通过研究、分析能够发现有明显的规律性，能够有效区分水平井段的油、水分布状况，为水平井射孔提供科学的依据，实现利用水平井对油田的高效开发目的。2.水平井是沿油气层倾向产状进入油气层,一般认为井眼的井斜角不低于 86的特殊定向井，它可有效地增加油气层的泄露面积，提高油气采收率，是增加产量的有效手段之一。3. 水平井施工的第一个关键环节是准确探目标层顶，在目标层之上选择标志层，通过录标志层与邻井进行对比，标志层与目标层顶面之间的垂深是一定的。定向井的对比方法与直井不同，由于定向井的实钻井眼地层厚度变化受井斜和地层倾角两个因素的影响，因此，井眼轨迹方向与地层倾向相同相反或与走向相同相交，且井斜角变化时，计算地层厚度也各不相同。4. 当目标层是倾斜地层时，目标层顶面垂深与地层倾角、造斜率、井底水平位移有关。6. （2）在油层薄互层中的导向当钻头沿水平或一定角度在油层中穿行，地层是水平或有一定倾角时，录井显示特征，时而表现为油层特征，时而表现为非油层特征，气测值呈阶段性忽高忽低，岩屑显示呈阶段性无显示或泥岩岩屑，LWD 电阻率呈阶段性高低变化，伽马值呈阶段性升高或变化幅度较小，是正常现象，不用大幅度调整井眼轨迹（见图 1-11）。降为基值，岩屑显示含量逐渐减少至无显示，LWD 电阻率降低，伽马值升高。经上下调整井眼轨迹，均未发现油层，判断为砂体尖灭或断层原因所致，建议完钻（见图 1-11）。7. LWD（MWD）由于其工具结构的原因，如图 1-14 所示传感器测点距钻头有一定的距离（伽马为 8.5 米，井斜 15 米，电阻率为 10 米），8. 9. 10. 11. 地化录井烃值随水淹程度的不同也发生着变化，其中：S0 值随水淹程度的增强，其值大幅度减小，最后趋于 0；S1 值随水淹程度的增强，其值大幅度减小；S2 值与水淹程度关系不大，只有强水淹时，其值才会减小。通过研究发现 S0+S1/S2 值随着水淹程度的变化会呈现出规律性的变化，具体表现为：未水淹，S0+S1/S22；弱水淹，2S0+S1/S21.2；中水淹，1.2S0+S1/S20.6；强水淹，0.6S0+S1/S20.3；特强水淹，S0+S1/S20.3。当油层水淹后，原油性质发生改变时，地化录井检测值反应原油性质也相应地发生了改变，比如 TPI 值随水淹程度的增强，其值会大幅度减小。我们主要利用 S0 + S1、Pg、TPI 等地化录井参数来判断某一层的含油丰度，因为这些参数随着含油丰度的变化呈现出明显的规律性，具体表现为：高含油丰度，10S0 + S130，20Pg60，TPI0.4；中含油丰度，3S0 + S120，5Pg40，0.2TPI0.5；低含油丰度，0.5S0 + S110，1Pg25，TPI0.4。11. 13. 另外通过定量荧光技术提供出的信息数据，我们可以换算出油性指数。油性指数 R后峰相当油含量前峰相当油含量，一般用强度比值代替； 前峰指的是波长310-320nm 最高峰，后峰指波长 355-365nm 最高峰；油性指数 R1.4 为轻质油，1.43.4 中质油，3.4 重质油。14. 通过全烃基线、峰形变化来比较储集层厚度；通过灌满系数、气测异常幅度高低来确定地层能量高低；最后得出定性的油水层结论。利用气测录井资料的上述特征，我们可以用其来判别含油丰度其中：3.4.1 高含油丰度层段气测特征全烃曲线的异常明显，峰基比值高，全量绝对含量高。岩屑有明显的含油显示且滴水不渗。钻时低，地层物性较好，一般显示时间常大于所钻储层时间，气测全烃曲线的异常显示厚度基本上等于或大于储集层岩屑显示厚度，反映含油气分布均匀，地层含油饱和度高。全烃曲线呈“箱形”曲线形态，曲线显著上升，峰宽且较平缓，显示结束后曲线缓慢下降（见图 3-20）。3.4.2 中含油丰度层段气测特征全烃曲线的异常显示、全量绝对含量、岩屑显示等基本特征与高含油丰度层段特征相近，但量值相对较低，全烃峰基比值较高，异常较明显。全烃曲线形态呈馒头峰形、指状峰形、稳定尖峰、三角形形态。一般气测显示时间小于所钻储层时间，全烃异常厚度一般小于或等于储集层岩屑显示厚度，烃类灌满系数低（见图 3-20）。3.4.3 低含油丰度层段特征全烃曲线的异常显示、烃组份相对含量、岩屑显示等低