利用特種錄井技術(shù)優(yōu)選水平井射孔井段

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1、1.（1）、基于綜合錄井(鉆時(shí)、巖屑、熒光、氣測(cè)錄井)資料和特種錄井技術(shù)（地化熱解、氣相色譜、定量熒光）資料，結(jié)合隨鉆測(cè)井(LWD)曲線，再通過(guò)地質(zhì)與工程參數(shù)的測(cè)量，可以確定標(biāo)志層實(shí)鉆位置、預(yù)測(cè)儲(chǔ)集層埋深，為選擇最佳入窗點(diǎn)和最大限度地保持井身軌跡在油層中穿行提供導(dǎo)向依據(jù)。（2）、由于水平井段在油氣層中穿行，其所穿越的井段由于各種原因含油性往往會(huì)有較大的差異，這種差異在地化、熱解氣相色譜等特種地質(zhì)錄井技術(shù)參數(shù)方面均有不同的反映，通過(guò)研究、分析能夠發(fā)現(xiàn)有明顯的規(guī)律性，能夠有效區(qū)分水平井段的油、水分布狀況，為水平井射孔提供科學(xué)的依據(jù)，實(shí)現(xiàn)利用水平井對(duì)油田的高

2、效開(kāi)發(fā)目的。2.水平井是沿油氣層傾向產(chǎn)狀進(jìn)入油氣層,一般認(rèn)為井眼的井斜角不低于86°的特殊定向井，它可有效地增加油氣層的泄露面積，提高油氣采收率，是增加產(chǎn)量的有效手段之一。3.水平井施工的第一個(gè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)是準(zhǔn)確探目標(biāo)層頂，在目標(biāo)層之上選擇標(biāo)志層，通過(guò)錄標(biāo)志層與鄰井進(jìn)行對(duì)比，標(biāo)志層與目標(biāo)層頂面之間的垂深是一定的。定向井的對(duì)比方法與直井不同，由于定向井的實(shí)鉆井眼地層厚度變化受井斜和地層傾角兩個(gè)因素的影響，因此，井眼軌跡方向與地層傾向相同相反或與走向相同相交，且井斜角變化時(shí)，計(jì)算地層厚度也各不相同。4.當(dāng)目標(biāo)層是傾斜地層時(shí)，目標(biāo)層頂面垂深與地層傾角、造斜率、井

3、底水平位移有關(guān)。6.（2）在油層薄互層中的導(dǎo)向當(dāng)鉆頭沿水平或一定角度在油層中穿行，地層是水平或有一定傾角時(shí)，錄井顯示特征，時(shí)而表現(xiàn)為油層特征，時(shí)而表現(xiàn)為非油層特征，氣測(cè)值呈階段性忽高忽低，巖屑顯示呈階段性無(wú)顯示或泥巖巖屑，LWD電阻率呈階段性高低變化，伽馬值呈階段性升高或變化幅度較小，是正?，F(xiàn)象，不用大幅度調(diào)整井眼軌跡（見(jiàn)圖1-11）。降為基值，巖屑顯示含量逐漸減少至無(wú)顯示，LWD電阻率降低，伽馬值升高。經(jīng)上下調(diào)整井眼軌跡，均未發(fā)現(xiàn)油層，判斷為砂體尖滅或斷層原因所致，建議完鉆（見(jiàn)圖1-11）。7.LWD（MWD）由于其工具結(jié)構(gòu)的原因，如圖1-14所示傳

4、感器測(cè)點(diǎn)距鉆頭有一定的距離（伽馬為8.5米，井斜15米，電阻率為10米），8.9.10.11.地化錄井烴值隨水淹程度的不同也發(fā)生著變化，其中：S0值隨水淹程度的增強(qiáng)，其值大幅度減小，最后趨于0；S1值隨水淹程度的增強(qiáng)，其值大幅度減小；S2值與水淹程度關(guān)系不大，只有強(qiáng)水淹時(shí)，其值才會(huì)減小。通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)S0+S1/S2值隨著水淹程度的變化會(huì)呈現(xiàn)出規(guī)律性的變化，具體表現(xiàn)為：未水淹，S0+S1/S2＞2；弱水淹，2≥S0+S1/S2≥1.2；中水淹，1.2＞S0+S1/S2≥0.6；強(qiáng)水淹，0.6＞S0+S1/S2≥0.3；特強(qiáng)水淹，S0+S1/S2＜0.3。

5、當(dāng)油層水淹后，原油性質(zhì)發(fā)生改變時(shí)，地化錄井檢測(cè)值反應(yīng)原油性質(zhì)也相應(yīng)地發(fā)生了改變，比如TPI值隨水淹程度的增強(qiáng)，其值會(huì)大幅度減小。我們主要利用S0+S1、Pg、TPI等地化錄井參數(shù)來(lái)判斷某一層的含油豐度，因?yàn)檫@些參數(shù)隨著含油豐度的變化呈現(xiàn)出明顯的規(guī)律性，具體表現(xiàn)為：高含油豐度，10≤S0+S1≤30，20≤Pg≤60，TPI≥0.4；中含油豐度，3≤S0+S1≤20，5≤Pg≤40，0.2≤TPI≤0.5；低含油豐度，0.5≤S0+S1≤10，1≤Pg≤25，TPI＜0.4。11.13.另外通過(guò)定量熒光技術(shù)提供出的信息數(shù)據(jù)，我們可以換算出油性指數(shù)。油性指

6、數(shù)R＝后峰相當(dāng)油含量／前峰相當(dāng)油含量，一般用強(qiáng)度比值代替；前峰指的是波長(zhǎng)310-320nm最高峰，后峰指波長(zhǎng)355-365nm最高峰；油性指數(shù)R＜1.4為輕質(zhì)油，1.4—3.4中質(zhì)油，＞3.4重質(zhì)油。14.通過(guò)全烴基線、峰形變化來(lái)比較儲(chǔ)集層厚度；通過(guò)灌滿系數(shù)、氣測(cè)異常幅度高低來(lái)確定地層能量高低；最后得出定性的油水層結(jié)論。利用氣測(cè)錄井資料的上述特征，我們可以用其來(lái)判別含油豐度其中：3.4.1高含油豐度層段氣測(cè)特征全烴曲線的異常明顯，峰基比值高，全量絕對(duì)含量高。巖屑有明顯的含油顯示且滴水不滲。鉆時(shí)低，地層物性較好，一般顯示時(shí)間常大于所鉆儲(chǔ)層時(shí)間，氣測(cè)全烴曲

7、線的異常顯示厚度基本上等于或大于儲(chǔ)集層巖屑顯示厚度，反映含油氣分布均勻，地層含油飽和度高。全烴曲線呈“箱形”曲線形態(tài)，曲線顯著上升，峰寬且較平緩，顯示結(jié)束后曲線緩慢下降（見(jiàn)圖3-20）。3.4.2中含油豐度層段氣測(cè)特征全烴曲線的異常顯示、全量絕對(duì)含量、巖屑顯示等基本特征與高含油豐度層段特征相近，但量值相對(duì)較低，全烴峰基比值較高，異常較明顯。全烴曲線形態(tài)呈饅頭峰形、指狀峰形、穩(wěn)定尖峰、三角形形態(tài)。一般氣測(cè)顯示時(shí)間小于所鉆儲(chǔ)層時(shí)間，全烴異常厚度一般小于或等于儲(chǔ)集層巖屑顯示厚度，烴類(lèi)灌滿系數(shù)低（見(jiàn)圖3-20）。3.4.3低含油豐度層段特征全烴曲線的異常顯示、

8、烴組份相對(duì)含量、巖屑顯示等低于中含油豐度層段顯示但是高于水層異常，異常顯示時(shí)間明顯小于所鉆儲(chǔ)集