录井技术实际应用

2
2.5
3
LgC1/LgC2
石南
小拐
录井评价技术的不断发展与进步，使评价手段日趋丰
富，评价方法的多样化也使评价的准确性不断提高。综合
录井评价技术在油田勘探中的应用也经历了一个由引进到 自主开发并逐步形成特色的油气评价系列。
1995年
2000年以后
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析1
滴西XX井石炭系录井综合图
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析2
湖湾X井
录井显示：灰色荧光砂砾岩，喷照荧光1%，淡黄色 ，弱发光，系列对比7级，乳白色；在井段312.46-
308—316m 336.5—340m
日产气5450m3 日产气30360m3
318.04m取心，获0.95m荧光级岩心，岩性为灰色荧 光砂砾岩，岩心出筒时无油气味，滴水扩散；湿照 荧光1%，淡黄色，弱发光，系列对比7级，乳白色。 钻进过程中钻井液性能变化不明显。 气测显示：全烃：0.0664-0.7340%, 组分出至nC4， 钻进过程中电导率无变化。 后效显示：井深318.04m：全烃：0.2818-1.2135%， 组分出至iC4，钻井液性能：1.00-0.80-1.00g/ cm3 、76-35-74s，电导率：6.02-5.98mS/cm，槽面无显 示。
第三部分 录井技术在油田的应用
Hale Waihona Puke Baidu
岩心实物资料表明该段裂缝及孔洞发育;岩心裂缝密度：1-3条/10cm,个别钙质充 填;气孔密度：1-5个/10cm，孔径一般1mm，最大4mm，无充填物。
气测异常明显，后效显示具 油气层特征，地化资料也支 持油气层观点,综合解释为 油气层.
井段3510.0—3530.0m试油（压裂） ，日产油26.93m3/气25.006×104m3为油气层。
岩性为褐灰色荧光粉-细砂岩。钻时16min/m。气测TG：1285-66526ppm，C1：86948345 ppm，组分出至C2。钻进时钻井液密度 1.10，粘度57s，出口电导率8.95-9.36mS/cm 。(后效) 气测解释： 1218.00-1224.00m，气层。 综合解释： 1220.00-1226.50m，油层。 试油井段：1225.5-1221.0m。 日产油14.0t，含水30％。
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析4 良好油气显示下的水显示
解释失利原因分析 1、钻揭目的层过程中，钻井液密度使用范 围在1.09—1.10，气测异常明显，气测总烃： 556-58965ppm，C1：428-6293ppm，组分出至 C5, 出口电导率下降;钻进过程中所录取的资料均 反映出油层的特征,且热解分析、罐顶气分析均支 持气测结论,而且2747m第三次后效，气测TG值 很高，槽面油气特征明显，气测与综合解释偏向 油气层，与试油结果偏差较大。 2、2710.00m—2714.50m井段测井双侧向 曲线与录井气测曲线特征具有明显的相似性，测 井RT：8.4Ωm↑12.4Ωm；RI：9.3Ωm↑13.2Ωm； 气测总烃：29845PPm↑96376PPm；C1： 22958PPm↑74135PPm； 由于上述多方面资料的一致性,使我们在试 油意见讨论及完井资料评审时,始终坚持最初解释 结果,而且由于多方面资料的一致性,使得在录井 资料的评价解释过程中,忽视了对后效钻井液资料 的分析推断。 SN8332井油气显示特征及油气层评价解释 与电性特征、试油结论的不符合,也使我们今后对 于特殊地层、岩性及构造条件下油气层的识别方 法研究提出了新的课题.
直劈裂缝及气孔发育
岩心出筒时表面、裂缝面普遍冒气
第三部分 录井技术在油田的应用
滴西XX井石炭系录井综合图
钻井液情况：钻揭井段3441.00—3444.00m时钻井液 密度由1.17↓1.13g/cm3，粘度由53↑57s，出口电导 率由142.07↓134.57mS/cm。 气测显示：井段3442.00—3480.00m，全烃由 0.3300↑16.4328%，组分出至nC5；皮克斯勒法图版 指示为气水同层，气测正规化法图版指示为气层；气 测解释为气层。 后效显示：井深3452.27m，全烃由1.2325↑2.9568%， 密度1.24↓1.23↑1.25g/cm3，粘度95↑126↓104s， 出口电导率103.60↓101.79↑103.01mS/cm，槽面无 显示。
SN8XXX井K1q11录井显示与试油结果
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析4 良好油气显示下的水显示
(３)后效显示资料 全井共进行后效测量７次，井深分別为1262．00m、2273．09m、 2495.52m、2747.00m，其中2747.00m测量后效４次；对 2747.00m测量情况叙述如下： 第一次：2005.4.15 钻井液静止２１小时，气测总烃：13433364ppm，钻井液性能无明显变化。 第二次： 2005.4.16 钻井液静止１２小时，气测总烃： 547880ppm，钻井液性能无明显变化。 第三次： 2005.4.18 钻井液静止２４小时， 气测总烃：12522450489ppm，组分出至C5，钻井液电导由19.29变化至19.41，钻井液 密度由1.09↓1.08，粘度由78S↓60S，后效高峰时，见褐色油花占槽面 10%，气泡占30%，槽面上涨3cm，取样点火可燃，蓝色火焰，持续 8min（注：本次后效为测井ＭＤＴ抽样后下钻后后效）。 本次后效气测异常幅度明显,反映出油气特征,但在如此高幅度的气 显示背景下出口钻井液粘度出现下降趋势,说明目的层段具油水同出的 特征．（注：本次后效为测井ＭＤＴ抽样后后效）。 第四次：无异常显示。 从以上三个方面来看：钻进过程中的电导率及钻井液性能变化、录 井参数的特征及趋势变化、后效显示资料综合分析，2747.00m第三次 后效与其它录井显示资料具有明显的差异特征: 此次后效气测异常幅度 明显,反映出油气特征,但在如此高幅度的气显示背景下出口钻井液粘度 出现下降趋势,说明目的层段(2696.00—2714.50m)具油水同出的特征， 结合测井资料对目的层评价解释如下： ① 2696.00—2699.50,厚3.50m 油层 ② 2701.00—2708.00,厚7.00m 油水同层 ③ 2708.00—2714.50,厚6.50m 水层
实例分析3
岩性及含油性：岩性为灰色油斑砂砾岩、含砾粗砂岩，含油岩屑占岩屑总 量的10%，油气味较浓，油质重，染手，洗样时可见黑色油花。井段 349.67－358.00m取心获富含油级岩心7.23m、油浸级岩心1.10m，含油岩 心出筒时局部外渗褐黑色原油，油气味浓，油质重，油脂感强，染手，含 油饱满，分布均匀，含油面积(70－95)%，滴水呈珠状，不渗。QFT强度指 标：195－1646。 钻井液情况：钻揭该段时出口钻井液密度(1.06g/cm3)、粘度(51s)无明显 变化，出口电导率15.50↓15.02mS/cm。 气测显示：全烃由0.6658↑7.9159%，组分出至nC4。 后效显示：井深358.00m后效：气测全烃由1.3671↑4.2310%，组分出至 nC4，出口钻井液密度1.08↓1.05g/cm3，粘度53↑57s，电导率10.98↓ 10.80mS/cm，黑色油花占槽面5%。 储层物性：本段钻时(2－20)min/m，井段349.67－358.00m P－K分析，孔 隙度一般为(10.00－13.00)%，个别为(8.83－9.64)%，渗透率为(2.08－ 13.10)×10-3μ m2；井段350.17－258.02m核磁共振分析，孔隙度为(17.38 －30.04)%，渗透率为(36.30－3524.53)×10-3μ m2，测井孔隙度(15.11－ 23.14)%，岩石密度(2.19－2.31)g/cm3，泥质含量(1.58－9.72)%。
378—379m
日产气2960m3
油气显示：井深379.97m井涌点火放喷，喷出物为气 体，点火可燃，桔黄色火焰，焰高3.5m，可见少量黑 烟。 解释结果： 气测解释：377.00-378.00m为气层 地化解释：378.00-380.00m为油层 综合解释：378.00-379.00m为气层
第三部分 录井技术在油田的应用
试油结论：350.00-356.00m注气试采，用6mm油嘴，日 产油15.27m3，结论为油层。
第三部分 录井技术在油田的应用
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析4 良好油气显示下的水显示
SN8XXX 井 K1q11 砂 层 组 :2696.002714.50m井段钻进过程中油气显示活跃, 气测、热解分析、罐顶气分析均反映油 气层特征,解释认为该段为油层,但在井段 2714.50-2711.00m试油结果为水层; 钻进过程中的电导率及钻井液性能变化 未反映水层特征。
岩性及含油性：岩性为紫灰色荧光花岗斑岩，岩屑干 照荧光2%，暗黄色，弱发光，系列对比12级，乳黄色； 井段3444.57—3452.27m取心，获荧光级岩心7.70m， 出筒时油气味较淡，裂缝和气孔普遍冒气，岩心表面 约有10%面积冒气，含气试验可见串珠状气泡连续冒 出，干照荧光10%，暗黄色，弱发光，系列对比12级， 乳黄色，滴水扩散。QFT强度指标：41—1988。
地化分析：热解分析S0:(0－0.62)mg/g，S1:(1.03－ 19.38)mg/g，S2:(1.83－45.51)mg/g，含油气总量ST平 均为38.37mg/g ，平均轻重烃比S1/S2为0.46，油质评 价为重质油；井深358.00m岩心热解-气相色谱分析显示 ，正构烷烃全部消失，反映正构烷烃遭受明显的生物降 解作用，基线抬升明显；核磁共振分析，含油饱和度为 (40.44－54.86)%，可动油饱和度为(2.75－3.54)%。 气测解释：340.00-359.00m 油层； 地化解释：344.00-362.00m 测井解释：344.90-346.00m 346.00-346.90m 346.90-349.30m 349.30-361.40m 录井解释：344.00-362.00m 油层； 油层(稠油)； 含油层； 干层； 油层(稠油)； 油层。
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析5
特殊油气显示下的录井分析评价
CH7209井 J1b 录井显示与试油结果
录井解释：1440.0-1456.0m含油水层 试油井段：1439.5--1443.5m,油层 目前转抽，日产油11.0t，含水1％。
第三部分 录井技术在油田的应用
实例分析5
特殊油气显示下的录井分析评价
录井技术在油田的应用
第三部分 录井技术在油田的应用
C1/C2
(C1+C2)/∑C
腹部
陆梁
油层 油水
石东
油层 水层
气层
水层 C3/∑C
Lg(TC)
莫索湾 西北缘
400 350 300 250
彩南
LgC1/LgC2--BH值交会图版
水层 油层 气层
BH
200 150 100 50 0
1988年
1
1.5
第三部分 录井技术在油田的应用
湖湾X井
录井显示：灰色荧光泥质粉砂岩，湿照荧光15%,淡黄 色，弱发光，系列对比12级，乳黄色；钻进过程中钻 井液密度0.96-0.92g/cm3 、粘度42-53s。 气测显示：全烃：10.4224↑48.9722%，组分出至C5， 钻进过程中电导率4.28-3.92mS/cm 变化不明显。 地化分析：S0 0mg/g，S1 3.57mg/g，S2 10.38mg/g ，QFT 1629，油质中。 后效显示：井深379.97m后效:全烃：5.763548.9722%，组分出至C5，钻井液性能：1.29-1.251.28g/cm3 、51-56-48s，电导率：4.33-3.38mS/cm ，见鱼籽状气泡，占槽面的30％，槽面上涨5cm，取 样点火可燃，淡蓝色火焰，焰高5cm，持续15s。
第三部分 录井技术在油田的应用
地化分析：井段3440.00—3452.27m， 热解S0：（0—0.03）mg/g，S1： （0.03—1.54）mg/g，S2 ：（0.05— 1.87）mg/g（见图3—2），油质评价为 轻质油； 井深3444.57m岩心热解—气相色谱 分析，谱图呈规则梳状，碳数范围： nC10-nC30，主要碳数分布为nC14nC19，图谱在3-5min处有一明显高峰， 可能与岩样中气态混合烃类有关。地化 解释该段为油气同层。