定量荧光录井技术在华北油区油气层解释评价中的应用研究

1、定量荧光录井技术在华北油区油气层解释评价中的应用研究前言定量荧光录井技术在华北油区油气层解释评价中的应用研究项目是有渤海钻探工程有限公司科技开发处下达的科研任务，由第二录井公司承担，其主要目的是推动该项技术在华北油区的应用，形成录井新的经济增长点。定量荧光录井技术作为一项先进的定量分析录井技术在国内各主要油气田大都得到了广泛的应用，体现了其定量性、快速、高灵敏度、多参数、检测范围宽等特点，为油田的勘探开发增储上产、挖潜增效发挥了积极的作用，特别在发现评价轻质油气层、消光原油、排除钻井液污染等方面发挥了不可替代的作用。目前国内应用该项技术范围广，各大油田都在不同程度地推广应用。华北油区该技术目前

2、仍处于零星试验应用阶段，没能形成规模，因而在油气层解释评价中没有形成规律，严重制约了该项技术的推广应用。随着钻井技术的飞速发展，各种钻井新技术大面积使用，各种钻井液处理剂广泛应用，给录井油气显示的发现和油气层综合评价提出了严峻的挑战。随着勘探开发目标的复杂化，油气类型多样，勘探开发呈现出“低、深、多、难”的特点，各种井型和钻井新技术的应用使得油气显示的发现、解释、评价难度不断加大。为了适应钻井新技术的发展，保障油气层的发现，提高油气层解释符合率，为钻井提速创造技术环境，有必要深入开展定量荧光录井技术在油气层解释评价中的应用研究。本课题主要完成了如下几项研究工作：（1）定量荧光录井技术适应性研究

3、，形成了不同钻井条件下定量荧光录井的技术方法；（2）研究各种钻井液处理剂对油气显示、定量荧光录井分析参数的影响规律，形成了处理剂影响排除的技术方法；（3）研究不同油气性质显示在定量荧光主要参数上的响应规律，寻找原油性质与定量荧光参数的对应关系；总结冀中油区不同凹陷、区块、层位的定量荧光显示特征；（4）研究油气水层综合解释评价中的应用技术方法和建立了相应的解释图版；（5）研究古潜山碳酸盐岩地层定量荧光录井油气显示识别与油气层评价技术，建立了潜山油水界面识别技术方法。通过本课题的研究大大推进了定量荧光录井技术在华北油区的应用，使勘探开发两个甲方逐步认识了该项技术的先进性和优越性，截止2010年底在

4、18口探井和5口开发井中得到应用，应用效果良好，为公司获得100多万元的产值。第一章 钻井液添加剂定量荧光特征及污染排除技术研究定量荧光录井技术是利用光学原理对样品的萃取溶液进行荧光分析，通过检测其荧光强度及光谱分布，得到萃取溶液的原油浓度和油品特性等参数的一项录井技术。从轻质油到重质油都发荧光，只是主峰波长max不同，轻质油的靠前，重质油的靠后；即使原油密度相近，由于原油母质的不同，其主峰波长也有很大差异, 荧光强度值也有较大的差异，陆相母质原油要远大于海相母质的原油。钻井液处理剂特别是有机添加剂几乎全部是石油制品，因而可以利用上述特性来区别钻井液添加剂和地层中真正的油气显示。第一节 污染源

5、数据库根据收集到近年定量荧光分析资料情况，选取58种对定量荧光录井影响较大而且常用的钻井液添加剂建立了污染源数据库。从分析结果看，可分为4大类：一、呈现轻质油特征的添加剂1、水包油钻井液欠平衡钻井使用的水包油钻井液，所加入的柴油，直接对定量荧光录井造成轻质污染。定量荧光分析：主峰位置310nm左右，单峰多峰形，轻质油峰明显，对比级超过14级。其主要材料白油和柴油的定量荧光分析谱图特征如下图所示： 白油 柴油2、呈现轻质油特征的添加剂主要包括：白油润滑剂、润滑油、乳化石蜡。定量荧光分析：出峰位置266332nm，单峰多峰形，轻质油峰明显，相当油含量2.372898.80mg/L，对比级4.113

6、.2级，大多超过5级。此类添加剂会造成样品的轻质污染。分析谱图特征如下： 乳化石蜡 极压防卡润滑油 清洁润滑剂 白油润滑剂二、呈现中质油特征的添加剂主要包括：复合铵盐、磺化沥青、抑制剂、稳定剂、增粘剂、防垮剂等。定量荧光分析：出峰位置355378nm，单峰形，中质油峰显著，相当油含量5.003152.00mg/L，对比级4.014.3级，多数在6级以上。此类添加剂会造成样品的中质油显示假象。其分析谱图特征与中质原油谱图特征相似，如下列谱图所示： 低荧光磺化沥青荧光谱图 防塌剂荧光谱图 聚硅氟稳定剂荧光谱图 聚合物降滤失剂荧光谱图三、呈现重质油特征的添加剂主要包括：高效抗温降失水剂、部分复合铵盐

7、、PYFT磺化沥青等。定量荧光分析：出峰位置382403nm，单峰形为主，重质油峰显著，相当油含量18.783928.00mg/L，对比级5.913.7级，多数在6级以上。此类添加剂会对样品的重质油峰产生较大影响。 高效抗温降失水剂荧光谱图 复合铵盐荧光谱图 PYFT磺化沥青荧光谱图 中质原油荧光谱图五、原油钻井施工中混入原油，对样品直接造成显示假象，因而在钻井施工中如必须加入原油，应采用不同区带的原油，以确保油气显示的发现和油气层评价的准确性。同类添加剂因生产厂家不同、产品批次不同，分析结果存在差异。上述四类添加剂中，以水包油钻井液及所添加柴油、原油污染物影响最大，次为呈现中质油特征的添加剂

8、。以同源污染、与油气显示性质接近的污染排除最为困难。下表列出了主要钻井液添加剂的定量荧光分析参数和生产厂家，以利于今后录井中对比应用。钻井液添加剂及定量荧光参数对应表添加剂荧光波长(nm)相当油含量(mg/l)对比级产地乳化石蜡266 27.05 6.3山东博兴化工厂RHJ-2289 2898.80 13.2唐山恒信化工厂白油润滑剂（SDRH-1）29815.205.6山东博兴三德化工RHJ-2312 316.90 8.1唐山恒信化工厂极压防卡润滑油（JXFQ-6）31315.605.7大港海诚公司清洁润滑剂313309.2510.0美国休斯敦白油润滑剂（SDRH-1）314 2464.00

9、13.0山东博兴三德化工白油润滑剂（SDRH-1）314604.0011.0山东博兴三德化工极压防卡润滑油（JXFQ-6）3145.354.1大港海诚公司白油润滑剂（SDRH-1）31480.008.0山东博兴三德化工白油润滑剂（SDRH-1）315447.6010.5山东博兴三德化工白油润滑剂319 18.00 5.9山东博兴白油润滑剂320 23.00 9.6山东博兴CMJ-2322 62.00 7.7北京通州SMP-2328 2.37 4.1河北深泽县华诚化工厂SMP-1332 4.68 4.9河南新乡振华化工厂抑制剂336 156.00 9.0美国润滑剂339 171.60 9.1美国

10、MCSTARCH-1353 5.58 4.2美国两性离子355 340.00 10.1河北唐山恒远信碳酸钙粉357 9.22 4.9广西来宾RT-9051359 3152.00 14.3河北任丘DFT-1360 11.60 5.3唐山恒信化工厂复合铵盐360 108.36 8.5唐山恒信化工厂抗高温降滤失剂（GT-98）36031.696.7沧县官厅Mcvis生物聚合物增粘剂362 7.87 4.7美国 Miswaco聚硅氟稳定剂362 20.91 6.1唐山恒信改性磺化沥青362 1184.00 11.9唐山曾加湾降滤失水剂363 13.58 5.5唐山恒信磺化沥青363 1265.00 1

11、3.5河北唐山低荧光磺化沥青365 590.40 10.9唐山恒信化工厂聚丙烯酸钾365 77.60 8.0大港油田化工公司无荧光液体润滑剂（RT1-1）36684.808.1唐山冀油瑞丰化工石墨(SDRH-II)366 333.00 10.1山东博兴石蜡367 134.00 8.8山东博兴铵盐(NH4-HPAN-2)367 109.60 8.5石家庄华莱低荧光极压润滑剂367 690.00 11.1河北唐山恒信单封367 9.90 5.0河北唐山恒远信极压润滑剂367 145.00 8.9河北唐山恒信铵盐368 49.80 7.3河北石家庄低荧光磺化沥青368 495.00 10.7河北唐山

12、恒信防塌剂368 36.00 6.9河北唐山恒远信石墨368 29.00 6.6河北唐山恒信氯化钾368 34.00 6.8河北唐山恒远信PAC370 5.00 4.0美国 Miswaco聚合物降滤失剂370 93.00 8.2河北唐山恒远信KJ-1374 84.55 8.1唐山恒信化工厂复合铵盐378 49.50 7.3大港油田化工公司高效抗温降失水剂(KJ-1)38223.606.3唐海恒信化工复合铵盐382 156.00 9.0河北石家庄复合铵盐386 18.78 5.9大港油田化工公司高效抗温降失水剂(KJ-1)386 40.50 7.1唐海恒信化工磺化沥青398 3928.00 13

13、.7唐山恒信化工厂PYFT磺化沥青403 2620.50 13.1美国 Miswaco乳化沥青368 379.00 10.3堵漏剂胶皮361980.00 11.6 白油3105490.0014.1柴油31426767.5016.4第二节 污染识别方法冀中探区目前大量采用欠平衡钻井工艺，使用水包油钻井液混入柴油、润滑剂后，样品受污染严重，一般含油级别超过14级，峰形以轻质峰为主，主峰波长310nm左右。因此着重探讨此类污染的排除方法扣背景法。这一方法主要在现场实现。采取多次清洗样品，跟踪分析钻井液及添加剂，建立不同浓度的污染源图谱作为背景，对样品分析图谱进行扣背景处理，以达到识别地层中油气显示的

14、目的。 扣背景示意图选择合适的钻井液图谱作为背景，对原始分析样品图谱进行处理后，能够较好地消除钻井液污染掩盖真实油气显示的影响，识别主峰波长、峰形与标定油样峰形一致的真实油气显示。下面以LU81X井为例加以说明：1、应用实例1： LU81X井该井为饶阳凹陷留北构造带路81断块的一口预探二开双靶定向井，设计井深2182m。承担该井钻井施工井队完成的上一口井为水平井，曾在钻井液中混入大量原油，本井使用新钻井液前对泥浆罐清理不彻底，原油有残留。二开钻至井深1993m正常接单根后上提遇卡、下放遇阻，发生粘卡。两次注入以柴油为主要成分的解卡剂，浸泡时间达72小时，完钻后井壁取心所有井壁取心都遭到不同程度

15、污染。 1177.21258.0m段由于孔隙被地层油气充满程度高，真实显示特征得以较为完整地保留。荧光对比级超过12级，谱图主峰360nm左右。 1177.21258.0m段谱图 1764.62183.0m段 储集层物性良好，录井无显示，污染最为严重：定量荧光谱图为310nm单峰形或310nm、410nm双峰形，荧光对比级10.112.5级。完全表现为轻质或重质油显示假象。 1764.62183.0m段谱图 1258.01764.6m段荧光级别低的录井显示段也遭到较大污染，定量荧光谱图呈柴油、钻井液混存原油共同作用的多峰形，掩盖了地层真实显示。荧光对比级5.614.0级，310nm、365nm

16、、410nm分别代表解卡加入柴油造成的轻质油峰、原钻井液混存的原油造成的中质油峰、地层显示峰。随着地层显示、受污染程度不同，谱图峰形变化很大。 1258.01764.6m段谱图 结合其它化验资料，井壁取心评价：1177.21181.0m油层；1241.01252.0m，油层。试油结果：1175.81180.0m，抽汲日产油2.98m3，水27.87m3，油水同层；1240.21242.2，抽汲折日产油20.0m3，油层。 2、应用实例2： XI73X井由于本井定量荧光录井井段全井段使用了欠平衡钻井工艺，先后加入100余方柴油的水包油钻井液对定量荧光录井分析影响较大，在现场录井过程中，我们通过对

17、样品反复清洗减弱其表面附着的污染物对分析结果的影响，同时对钻井液及添加剂进行采样分析，建立不同浓度的背景图谱，对每一个样品的谱图进行扣背景处理，通过峰形判别出地层中的油气显示。钻井液谱图主峰波长均在308nm左右，主要是受钻井液中白油及柴油轻质烃组份污染，本井标定原油主峰波长为362nm，为中质原油峰形特征，通过扣除钻井液背景峰，扣除轻质污染源的影响，得到扣背景谱图，能够较好地区别真假油气显示,如下图所示：应用以上样品处理及谱图处理方法，本井共发现油气显示7层，厚度为18米，由于样品破碎较严重，砂岩含量极低，样品代表性差，且经过反复清洗，样品中残余油气较少，定量荧光分析检测得出的含油当量较低，

18、因此对异常显示层作含油水层的解释。3078m扣背景示意图 本井3022.403067.40米试油抽吸日产油1.4t/d，日产水14.97m3/d，解释结论与试油结果相符。第二章 次生油藏油气显示 定量荧光分析特征文安斜坡作为冀中油区今年来勘探开发重点区带，钻井工作量较大，所发现的油气藏类型复杂、原油性质多变，应用已有的录井技术和常规的解释评价技术对该区油气水层的解释出现过较多的失误，因而很有必要采用定量荧光录井技术加以分析研究，以其达到客观评价油气层，为勘探开发决策提供依据。1、文安斜坡油气显示特征分析气测显示特征：气测显示异常活跃，全烃值高，全烃显示一般大于10%，最高值超过70%。重组分均

19、很低，C1相对百分含量一般在95%以上。实物显示特征：岩屑录井为荧光、油斑粗砂岩、细砂岩，岩心、井壁取心见富含油、油浸、油斑显示。岩石热解特征：地化分析TPI值低，一般小于0.6，反映油质偏重。热解气相色谱谱图特征：热解气相色谱流出曲线有基线平直型和基线隆起型两种，均无可分辨峰，气层、油层、水层显示相似。荧光薄片特征：原油发褐色中暗光，油质重。总体反映文安斜坡气测活跃、甲烷为主、实物显示级别高、油质重为基本特征。2、定量荧光分析特征本区正常原油存在于Es3、Es4，其上部地层Ng、Ed、Es1、Es2的油气显示为正常原油遭破坏后运移，二次成藏的重质残余油（原油密度：0.90-0.96g/cm3

20、），热解气相色谱分析，正构烷烃组分破坏严重，异构烷烃、杂环烃含量高，色谱流出曲线隆起明显。按照正常原油的分析规律，不同性质原油与定量荧光主峰波长对应关系为：轻质油，330nm；中质原油，330380nm；重质原油，380nm。而次生油藏油气显示定量荧光分析，呈现主峰位于轻质油峰（318-326nm）、双峰峰形的特点。亦即，反映的是原生原油性质，而不是被破坏后的重质油特征。因此，依靠定量荧光分析手段判断此类原油性质会产生错误，应参考其他分析资料。 苏70X井（Ng）1447.0m色谱图 苏73x井（Ed）1729.6 m色谱图 苏76x井（Ed）1771.2 m色谱图 苏77X井（Es2）176

21、4.4 m色谱图苏70X井1447.0m荧光谱图 苏76X井1771.2m荧光谱图 苏77X井1762.6m荧光谱图由于本区油气显示一般埋深较小，地层较新一般是Es组以新地层成岩性差，加之一般使用PDC加复合钻具钻进，岩屑细小，代表性较差，因此岩屑定量荧光分析所得的含油当量较小，但岩心和井壁取心分析所得的含油当量一般较大（本区气层的定量分析例外既有低值也有高值，其值高低取决于气藏的成因），分析所得的油性指数也较大，主要原因是由于本区原油属于中、重质原油所致（如下表）。 苏93井是部署在文安斜坡外带史各庄构造带东段苏93构造岩性圈闭的一口预探井，钻探目的是预探Nm、Ng、Ed、Es1、Es2的含

22、油气性。录井及分析化验数据如下所示,均反映出本井原油为重质残余油，其定量荧光分析结果如上表。苏93井：1368.06 m褐色富含油细砂岩 苏93井：1370.62 m灰色油斑细砂岩 苏93井：1370.62m 极细粒岩屑长石砂岩 油层苏93井：1365.9米 含灰中砂质细粒岩屑长石砂岩 油层 苏93井1360.61372.8米试油，采用射流泵正排液工作制度，获日产油21.82t/d，日产水5.68m3/d，原油密度：0.9579g/cm3，粘度：672.8s，试油结论为油水同层，解释结论与试油结果相符，原油为重质。第三章 定量荧光在第三系油气层 解释评价中的应用文安斜坡是冀中油区2010年勘探

23、重点区带，全年完成苏37X、88、89、90、90X1、91、91X1、92X、93X等共9口探井钻探，其中苏37X、88、89、91X1等4口井获得了工业油气流。勘探目的层为Ng、 Ed、Es组，埋藏浅，勘探开发经济效益好，储层发育、物性好，每套含油层系均有气层（油气层）、油层、油水同层，纵向油气水关系复杂。气层、油层、油水同层、水层气测组分均以甲烷为主，不同储层流体性质组分无差异，气测对油层、油水同层、水层评价困难。由于对文安斜坡油气藏成因认识不深，解释评价符合率低，近两年来在苏70x、苏71、苏73x、苏88、苏91X1等井解释评价中出现偏差较多，尤其苏88、苏91x1井录井解释6层，5

24、层与试油结果有矛盾。为解决这一难题有针对性地在该区开展了定量荧光录井，并进行油气水层解释评价规律的研究，通过分析研究建立了适合本区的气测全烃与含油级别交绘图版，应用于解释评价中应用效果良好（见下表）。从表中可以看出作为定量荧光单项资料解释，符合率能达到70%，可以看出其优越性。第一节 解释图版的建立通过分析研究建立的定量荧光对比级别与气测全烃交汇图版如下图所示，从上面不同层位的含油当量（定量荧光级别）与气测全烃交会图版可以看出油气水层的分区效果较好，Ng-Es2图版中油水同层分区效果略差，这主要是由于文安斜坡油藏丰度较低所致。第二节 图版应用实例苏89井苏89井是2010年在冀中坳陷霸县凹陷文

25、安斜坡长丰镇构造苏78南构造岩性圈闭上钻探的一口预探井。在沙二段1682-1693m见到一套良好的油气显示（见下图）。岩屑录井为油迹细砂岩，井壁取心5颗，见显示4颗，均为油浸。气测异常活跃，全烃显示值10.372-16.667%，组分齐全，以C1为主，占97%以上。地化分析Pg 20.9528.98mg/g，TPI 0.3810.572，普遍小于0.5，地层含烃量高，油质重质。苏89井综合录井图定量荧光含油当量63.80280.63mg/l，对比级别7.79.8（见表1），在定量荧光评价图版上普遍位于油层区。参考物性显示，综合解释为油层和含油水层。油层经试油，日产油12.8t/d，累计产油39

26、.05t，原油密度0.9292g/cm3，粘度178.2。苏89井定量荧光数据表 表1第四章 在古潜山油气显示识别中的应用虎16x井虎16x井位于河北省深县大堤乡孙家庄村西偏南200米，是在冀中坳陷饶阳凹陷孙虎潜山构造带泽90北圈闭上钻探的一口潜山预探井。2942m以下为欠平衡钻进，气测异常受工程因素影响较大，全烃值随立压的变化而反向变化（见下图），与地层流体的响应关系差，依据全烃曲线难以划分解释层。而定量荧光基本不受工程因素影响，所以虎16x井主要依据定量荧光显示，结合全烃变化，划分解释层。虎16x井全烃与立管压力变化响应图（1）井段29393113m：1-11号层，定量荧光显示层多且集中，

27、峰形较饱满，含油当量最高达647.70；井壁取心7颗，见显示4颗，其中油斑1颗，油迹2颗，荧光1颗。该段共解释89m/11层，其中油层25m/3层，差油层62m/7层，干层2m/1层。（2）井段31193154m：12-15号层，定量荧光曲线峰形不明显，含油当量显示值较井段29393113m低约50mg/l。该段共解释16m/4层，均为干层。（3）井段31693240m：1620号层，定量荧光显示与“井段（1）”大体相当，峰形饱满；井壁取心3颗，见显示2颗，均为油迹。该段共解释13m/5层，其中油层5m/2层，差油层8m/3层。第五章 古潜山油藏油水界面识别虎8井虎8井位于河北省深州市榆科乡清

28、河坊村南800米，是在冀中坳陷饶阳凹陷孙虎潜山构造带虎2潜山高部位钻探的一口预探井。根据荧光定量含油当量显示的变化趋势，在井深2771m有明显下降台阶，结合主峰波长的细微变化、后效录井中综合录井参数特别电导率的变化，综合分析判断油水界面为井深2771m。虎8井第48次后效电导率监测图后效电导率变化情况：钻至井深2742m测量的第5次后效电导率基本无变化，判断井深2742m以上地层不含水，并经第1次中途测试证实：2597.05-2742.00m，折日产油69.9 m3。钻至井深2805m测量的第6次后效电导率升高，判断井深2805m以上地层含水。通过第5、第6次后效确定油水过渡带为井段27422

29、805m。并经第2次中途测试证实：2778.84 - 2830.00 m，折日产油花，水35.91 m3。油水界面222742米虎8井潜山油水界面图第六章 定量荧光派生参数应用研究油性指数研究与应用定量荧光分析所得的直接参数相对较少，主要有主峰波长、含油当量、相当级别等，直接影响着其技术优势的发挥，同时这几个参数也不利于反映不同区域、不同层位、不同油质的变化，更不利于反映同源原油在丛向上的变化，通过分析研究认为油性指数可以较好的解决这一问题。第一节 油性指数油性指数是指中质油峰最大荧光强度与轻质油峰最大荧光强度的比值。一般轻质油峰位于300nm-330nm，中质油峰在340nm-370nm间求

30、取。油性指数主要用于判断原油性质。随着地层水对原油改造作用的增强，轻质组分不断被破坏，轻质含量逐渐减少，油性指数增大，成为评价油气显示，识别显示层含水性、油水界面的重要手段，尤其在潜山井录井评价中发挥了积极作用。原油性质判别标准原油性质轻质油中质油重质油荧光波长(nm)300340340370370400油性指数1.71.73.73.7冀中探区蠡县斜坡Es1Es3地层定量荧光油性指数含油浓度评价图版如下。第二节 中质油指数在欠平衡钻井施工中，由于岩样受水包油、柴油钻井液及原油污染，导致峰形异常，油性指数无法准确判定岩样中组分含量相对变化趋势，不能体现原油性质。中质原油峰及其后的重质成分基本不受

31、钻井液中白油影响，其峰形峰值较为稳定，故而开发出一个新的油性指标中质油指数。中质油指数是在370390nm波长范围内的峰值作为重质组分计算参数，将中质油峰值与之相比的比值。显示较好的油层，由于含油饱满，中质油指数将始终维持在稳定的范围内，随地层含水增多，原油被水洗改造的程度增强，中质组分损失加大，中质油指数呈下降趋势。第三节 油性指数应用实例1、雄11井雄11井自进入潜山地层采用泡沫钻井液，井深907.72m至井底1018.00m钻井液有进无出，定量荧光实际录井井段为860.00907.00m。该区域原油为重质残余油，油性指数大小变化仅能反映正常原油的原油性质轻重，但油性指数的纵向变化对含水性

32、判断是有效的。本井定量荧光纵向趋势图可明显看出，在短短的20多米井段，荧光对比级从12.4级急剧下降至4级，油性指数变化大（2.323.55），说明原油产于潜山显示段含水明显。雄11井油气显示评价表层位井段（m）厚度 (m)岩性主峰波长（nm）相当油含量（mg/L）对比级别油性指数解释结论Nm860-8633 浅灰色油迹角砾岩3611557.90-2787.2012.3-13.02.6-2.7油层Jxw863-87714 灰褐色油斑白云岩361-36529.75-1543.706.6-12.42.3-3.6油水同层Jxw877-8792 浅灰色荧光白云岩36529.24-32.506.6-6.

33、73.5-3.7含油水层Jxw879-8834 浅灰色荧光石英砂岩363-3657.05-10.434.5-5.13.0-3.4干层测试：井段865.97-876.68m，日产油1.42m3，水37.48m3，含油水层。原油性质：密度0.9575g/cm3，粘度667MPa·S，原油是重质油。2、宁古8x井宁古8x井自4690m进入潜山地层开始，至井底4958m现场定量荧光录井。4910m以下中质油指数多小于1，地层中质油组分小于重质组分，中质油指数的降低是地层中的原油受地层水改造，轻组分被破坏损失所致，地层中仅残余的沥青质及重油组分，地层含水特征明显。根据中质油指数变化趋势，油水界

34、面应该在49004910m之间。主峰波长在一定程度上受到钻井液污染的影响，但其出峰位置基本在350370nm之间变化，从4890m开始高于365nm，形成了一个明显拐点，在定量荧光峰形上，体现了地层原油被改造变重，组份峰波长逐渐向后漂移，主峰波长滞后的变化，由此推断油水界面在4890m4900m左右。判断的油水界面在4910米综合中质油指数、主峰波长纵向变化，判断本井潜山油水界面在48904910m之间。现场累计解释异常显示层152m/4层，油层40m/1层，差油层112m/3层。宁古8x井定量荧光录井解释成果表井 段（m）厚度 (m)岩 性主峰波长（nm）相当油含量（mg/l）对比级别原油性

35、质解释结论4690-473040 浅灰色荧光白云岩355-36643.84-133.847.2-8.8中质偏轻油层4730-475626 浅灰色荧光白云岩352-35820.59-88.966.1-8.2中质偏轻差油层4775-485075灰褐色荧光白云岩360-37028.74-84.076.6-8.1中质偏轻差油层4879-489011 灰褐色荧光白云岩362-368 66.47-101.177.8-8.4中质偏轻差油层测试：第一次中途测试，4692.784775m为油层，折日产油188.04m3，日产气5679m3，原油性质：密度0.836g/cm3，粘度5.012MPa·S：

36、第二次中途测试，4913.874958m为水层，日产水58.49m3：第三次中途测试，4692.784862.15m为油层，折日产油253.2m3，日产气6364m3，原油性质：密度0.832g/cm3，粘度4.52MPa·S。定量荧光解释结论、油水界面判断，与测试结论一致。3、虎16X井自2942m进山后采用欠平衡钻井工艺，岩屑受污染严重。2943m以上未加入欠平衡钻井液，油气显示特征明显，主峰波长位于363nm左右，对比级别8.2-11.1，含油当量91.9647.70mg/L，油性指数1.29-1.88，为中质原油特征。加入白油混和钻井液及柴油、润滑剂后，样品受污染严重，含油级

37、别升高至13级左右，峰形以轻质峰为主，主峰波长位于310nm左右。现场采取多种手段对样品进行二次处理，并对钻井液及添加剂进行跟踪分析，建立不同浓度的污染源图谱，将其作为背景对样品分析图谱进行处理，经扣背景后能够区分哪些样品为地层中的油气显示。 2943m、2951m、2994m扣背景示意图本井中质油指数纵向变化存在从上而下逐渐增加的趋势，说明重质组份在逐渐减少，岩品中真实油气显示在减弱，受钻井液中轻、中质组份的影响越来越大。根据中质油指数纵向变化趋势认为，本井最好显示在潜山顶部29402953m左右，其下部地层裂缝不发育、物性较差，显示减弱。结合主峰波长、相当油含量纵向变化特征，判断油水界面在

38、3190m左右。潜山段累计解释油层10m/4层，差油层85m/29层，含油水层6m/3层。测试：井段2941.023243.00m，折日产油39.42m3，密度为0.85 g/cm3。第七章 定量荧光录井技术替代常规荧光录井可行性研究众所周知，钻井技术的飞速发展，PDC钻头、复合钻具的使用，多样化的井型和井身结构，大量有机添加剂的使用，钻井大提速，使得钻井速度极大提高，大大加快了勘探开发的节奏，提高了钻井综合效益，但却给录井带来了极大的困难，岩屑细碎，岩屑代表性极差，岩性难于识别，油气显示识别困难，岩屑无法描述含油产状，难于准确定级油气显示，常规传统而有效的岩屑浸泡定级的方法面对如今的录井条件已显得无能为力。岩屑破碎导致孔隙中液体烃类散失，定量荧光录井所能检测的是岩屑剩余烃类含量。当储层含油丰度高时定量荧光检测到的含油浓度应该数值大，否则应该小。定量荧光录井含油浓度与储层含油产状是否有明显的对应关系？为了解决上述难题，开展了定量荧光录井技术参数与常规浸泡定级的对应关系研究，以其达