录井技术工作总结

录井技术工作总结（通用8篇）

篇1：录井技术工作总结

综合录井技术广泛应用于油气勘探活动中的钻探过程。它不仅在新区勘探过程中对参数井、预探井、探井有广泛的应用，而且对老区开发过程中的开发井、调整井的施工也有着十分明显的作用。由于综合录井技术是多学科、多技术集成的高新技术集合体，因此它在施工现场所获取的大量参数、资料信息并不只是为单一用户服务。也就是说：获取的钻井工程信息既可以供钻井工程技术人员使用，也可以供地质技术人员使用：同时，获取的地质信息也同样为工程、地质技术人员共同使用，这两者是相辅相成、互为利用、资源共享的。

总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用：

1． 利用综合录井开展地层评价

地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。

在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比（图3）。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。2． 进行油气资源评价

油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。

综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价 到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。

1）及时、准确发现油气层

发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。0 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。2）油气层解释

利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。

综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三解形法、比值法、烃湿度法（Wh ,Bh,Ch),对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。3）储集层评价

综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、园度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机炭）、STOC（残余碳）、I h(氢指数)、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、S t（总烃含量）等参籽确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。4）生油层评价

生油层评价实际是生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、SS、S4（残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。

5）单井油气资源综合评价

在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。3． 监控钻井施工

前面已经谈到，综合录井技术是钻井工和和地质录井 合于一体的专业技术，因此，在钻井施工中，综合录井技术的应用也是非常广泛的。

1）钻井实时监控

在钻进中，综合井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压田、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生,达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具刺漏、井涌，井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大是经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。2）优选参数钻井，提高机械钻速

优选参籽钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术，要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提市钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工[按和自的经恰进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。3）地层压力监测

钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。

钻井过和中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。

综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法，地温梯度法、C2 ／C3 比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。

在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。

4]利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务

先进的综合录井技术配备有ＭＷＤ、ＦＥＭＷＤ 或ＬＷＤ。而综合录井今计算佩系统亦配置有随机接收、处理ＭＷＤ（或ＦＥＭＷＤ、ＬＷＤ）信息的接口和软件。利用它可以为定向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。４．使用先进的计算机技术为勘探服务

计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0、等操作系统，Novell-ware网络技术、Borland C++ 语言、WITS数据传输格式。硬件以SUB Space Station2(Halliburton SDL-9000L)、SUN Space Station5(Inteq.Drillbyte)、Compaq486(GeoservicesALS-2)、Compaq586(petron MK-9)作为运行环境。利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。

目前由于服务观念的改变，从原来的只为甲方服务成果，发展为向作业公司提供软件工作平台，方便石油公司和作业进行施工评价。如法国Geoservices公司开发的Geotop软件和美国的Baker Huges inteq公司开发的Drillbyte,就为甲方设计了岩心、储层评价、油藏描述、井控、钻井时效分析、地层压力评价以及地震、测井应用、区域对比等软件，甲方利用这些软件可以进行各种研究工作。

这些程序受到用户的欢迎，泰国国家石油公司还用drillbyte系统建成了该公司的数据管理系统，充分发挥了综合录井软件功能的作用。5.国外综合录井技术发展趋势

从开发/的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳以下五个方面：

（1）资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地趟客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）

（2）采集的资料信息数据向更及时、真正代表地层住处的方向发展；（3）采集的信息由过去比较单一向多种手段、多种信息方向发展；（4）数据处理解释计算机系统由过去的功能低、运行速度慢的专用机向功能高、运行速度的现场工作站、软件平台方向发展，既可作为现场资料信息数据的监控采集系统，又可供共享的数据管理系统；（5）从组织形式看公司都已形成泥浆录井技术服务为龙头，新技术开发、仪器研制一体化的现代泥浆录井技术服务公司。

篇2：录井技术工作总结

地质录井技术人员上岗资格考试试题（卷）

单位：

姓名：

总分：

一、选择题（10×2分=20分）

1、根据《录井技术要求》的规定，架空槽安装坡度不得大于3°，或每米坡降应小于（D）

A、2cm B、3cm C、4cm D、5cm

2、钻时录井目的层每（B）米记录一个钻时点

A、0.5 B、0.5-1 C、1 D、1-2

3、每次单根钻完所记录的深度与实际计算井深误差必须控制在（B）米以内

A、±0.05 B、±0.1 C、±0.2 D、±0.5

4、开钻前必须丈量钻具长度，钻具丈量单根允许误差为（D）A、±2mm B、±3mm C、±4mm D、±5mm

5、录井现场必须绘制地质录井剖面草图，要求剖面符合率达（B）以上 A、70% B、80% C、85% D、90%

6、岩心、岩屑系列对比分为（C）个级别

A、5 B、8 C、10 D、12

7、吴起地区大地构造位置属（C）

A、鄂尔多斯盆地伊盟隆起 B、鄂尔多斯盆地吴起斜坡

C、鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 D、鄂尔多斯盆地姬塬隆起

8、在含油岩心的含水程度试验中，滴水后10分钟扩散，岩心表面余一部

分水呈透镜状。据此判断该岩心含水定位（C）级

A、Ⅰ B、Ⅱ C、Ⅲ D、Ⅳ

9、（多项选择）下列选项中，那些情况下不得开钻或钻进（ABD）A、录井技术员没有接到地质设计或设计未经甲方批准时

B、录井仪器、工具不全或工作不正常时

C、钻井泵工作不正常，排量小，钻井液上返速度大于0.7m/s时 D、需要循环观察油、气、水显示时

10、下列选项中，那几项是岩心录井所必须的设备或工具（ABCD）A、石蜡 B、岩心盒 C、标签 D、棉纱

二、填空题（15×2分=30分）

11、岩屑录井需要准备的工具和设备包括照明设备、晒样台、岩屑盒（百格箱）、放大镜等。

12、为了便于后续作业开展和资料的统一，要求将钻井深度、地质录井深度、测井深度均统一至地面算起。

13、钻进过程中井深计算以钻机计算井深为准，检验电测深度和钻井深度的误差以表层套管下深为准，以钻时分层深度和电测深度为考核标准，两者深度误差应控制在 ±0.5 m以内。

14、岩屑录井要求目的层段以上控制性取样（主要地层分界线处），即 2～5m取 1个样，目的层段（包括标志层段）地层 0.5-1 m取1个样，每次取样的数量干后不得少于 500 g，要求系统挑样的井段取双样。设计有特殊要求的按设计执行。

15、岩心的含油级别的确定主要根据岩心含油产状、含油饱和程度、渗油面积、含油面积和发光面积等，共分为 6 个级别。

三、判断题（10×2分=20分）

16、钻井泵工作不正常，排量小，钻井液上返速度小于0.7m/s，钻井液性能不符合要求时不得钻进。（√）

17、开钻前录井技术人员必须独自检查方钻杆的刻度及与录井相关设备的使用情况，并及时将检查结果通报甲方，经甲方核对批准后方可开钻、录井。（×）

18、生产井直井要求取心，若见油气显示必须取心，并且要求岩心收获率不得低于85%。（√）

19、含油岩心的含水程度试验，根据水珠在岩心的渗入速度和水珠形状共分6个级别。（×）

20、岩屑含油级别包括：荧光、油迹、油斑、油浸、含油和饱含油。（×）

21、根据《录井管理办法》规定，录井技术人员可以在开钻后，二开前到达作业现场。（×）

22、某生产井录井各项资料吻合性好，剖面符合率达到95%以上，非主要目的层误差为5个取资料点距，主要目的层误差为2个取资料点距。则该井有可能达到地质录井综合评定Ⅰ类。（×）

23、出井、入井钻具均需丈量并记录，井内钻具的种类、规格、尺寸、长度应作到工程、地质记录一致。（√）

24、清洗后的岩屑经晾晒干后装入岩屑盒（百格箱），要求岩屑盒每方格装入量达1/2即可。（×）

25、岩心出筒时要普遍进行荧光检查和干照复查。要求仔细观察发光面积，分布产状、颜色、亮度、均匀程度等并作详细记录，对不同程度的发光岩心要分别劈开纵面照射。（√）

四、简答题（共30分）

26、简述岩屑录井从捞砂到装样的操作过程。（10分）

27、简述岩心各含油级别的特点。（10分）

饱含油：岩心含油饱和、荧光干湿照全部发光、岩心原油外渗面积>95%。含油：含油面积或荧光发光面积70—95%，岩心的颜色为原油所改变，滴水成珠状，不渗入，油味浓。

油浸：含油面积或荧光发光面积为40—70%，岩心中有少部分见岩石本色，含油基本连通，滴水呈珠状或半珠状，油味较浓。

油斑：含油面积或荧光面积10—40%，含油部分呈斑点状、斑块状、条带状、或含油岩沿层斑、节理面分布、大部分见岩石本色。

油迹：含油面积或荧光面积<10%，仅少部分岩心为原油的浸染，呈斑点状或条带状。或有油的痕迹，滴水缓慢流入。

荧光：肉眼难见含油显示，滴照荧光显示明显，略见油味，岩石本色清晰可见。

篇3：钻柱振动声波录井技术

钻柱振动声波录井技术是一项随钻录井新技术, 安装在钻柱顶部的随钻测量工具, 以钻柱作为振动声波载体, 直接接收钻头破碎地层时产生的声波, 给出实时的地质分层, 岩性界面和油藏特征报告, 可为水平井、定向井着陆提供辅助导向服务。

与传统的录井采集手段不同, 该技术主要监测蕴藏着大量的地层岩性信息的, 振动信号的高频部分。该技术可以应用于各种钻井服务, 适应各类钻机。在整个钻井周期中, 无需拆卸, 不影响各种钻井作业和施工。采用3V电池供电, 低压低功耗, 具有防震、防爆、防水和长寿命的特点。

与传统技术的区别在于, 装置安装在钻柱顶部, 无需下井;它的传感器就像地层的听诊器, 监听地层岩性的变化, 不受任何钻井作业过程中产生的电气信号和工程参数变化的影响。可采用无线数字传输方式, 及无线传感器网络布局系统。

具有地层界面和分层;水平、定向井着陆监测;准确的地质数据;可靠的数据保障;有效的数据库系统等技术优点。

篇4：录井技术工作总结

关键词：地质录井　分支井　岩屑分析　气测录并

中图分类号：TE124　文献标识码：A　文章编号：1674-098X(2012)01(c)-0079-01

分支井根据井型的不同可以分为分支定向井和分支水平井两种。分支井在施工上要较直外与定向井有一定的难度，集中体现在以下几个方面：分支井施工对开窗侧钻的具体位置有着严格的要求，在进行开窗施工是要实施严格的检测，同时对开窗的具体效果加以审定；分支井施工要求录井解释人员对目标地层实施全面的预测、分析、评价，同时还要保证工作内容具有时效性；受定向钻井施工工艺的具体要求，需要对综合录井实施严格精确地检测，并针对钻井工作的进展情况做好详细的记录，还要确保复杂的分支井施工工程的曲线与数字同放能够根据斜深以及垂深进行灵活的调整；分支井在钻进的过程中通常会选用油机钻井液，油机钻井液的使用会导致钻井液循环体系以及岩屑受到不同程度的污染，严重影响到气测的测量效果，测量数据不具有可靠性；在对分支井实施侧钻时主要运用定向铀具组合以及PDC钻头等施工工具对大位移斜井、水平井段进行施工，这些工具在施工的过程中无法保证多钻的井眼能够保持圆滑，对岩屑返至地面造成极大的障碍。

1　增强对细碎岩屑的分析与研究，准确判断油气储量

为对细碎岩屑进行准备的分析与研究，在油气田勘测时通常采用高分辨率的岩样观测技术，这种观测技术可以对裸眼不容易进行观测的细碎岩屑进行仔细的分析鉴定，进而落实油气显示。在对分支井段实施钻进时通常会产生大量的细碎岩屑，严重影响地质录井工作的顺利开展，然而高分辨率岩样观测技术的出现有效解决了地质录井作中的这一难题。高分辨率岩样观测技术采用显微镜对细碎的岩样岩屑进行放大，与此同时还可以运用装置在显微镜目接口处的摄像机对细碎岩屑进行摄像，在应用数码转化设备可以将摄像机获取的图片进行存储，并通过计算机技术将岩屑的图片加以清晰的呈现出来，此外还可以通过传输设备将计算机显示屏内的图像打印出来，以便对岩屑图像实时观察。

2　运用气测录井技术对油气显示进行准确的识别

气测录井技术是当今录井技术中最成熟的技术之一。由于它直接连续测量钻井液中烃类物质含量，受油气藏储集层电性影响较小，在部分特殊油气藏勘探开发中显示了明显的优势，特别是在发现裂缝性油气层、非常规油气储集层、非均质油气储集层、低电阻率油层、轻质油层、凝析油层等方面，气测录井有着其他测井、录井技术所没有的优势。

分支井恰恰常以天然裂缝致密油气藏和非均质油气藏为开采目标，同时分支井钻进的快钻速、高破碎程度岩屑的特点非常适合该项技术的应用，因为单位时间破碎的岩石愈多，进入井筒中的油气量就愈大，更容易发现和评价油气显示，这在一定程度上弥补了分支井对常规地质录井技术的不利影响。

但在另一方面，为了满足维护井壁稳定、降低摩阻、提高携屑能力、净化井眼等钻井工艺对钻井液的要求，分支井的钻井液系统对气测录井技术也提出了挑战，主要表现为钻井液化学处理剂和钻井液混油对气测造成假异常，掩盖了真实气测值。因此，现场气测录井数据工程师需要经常和钻井液工程师保持联系，在掌握常见化学添加剂对气测录井影响的基础上，了解钻井液药品的添加情况。判断混油分支井的油气层时，首先要道所混油料的性质，再根据色谱资料轻烃(甲烷)，辅助以重烃的变化来区分真假显示，拿出自己的解释意见。

3　利用钻井液脱气点燃试验落实油气显示

分支井施工过程中，由于钻井工艺的需求，改变了地质录井研究对象的环境条件，常常出现气测假异常值，岩屑样品的质量电常常不能满足分析需要，发现含油气显示的岩屑可能就更微乎其微了。在这种条件的限制下，需要现场技术人员利用一切手段，特別关注钻井液中携带地层流体的直接研究方法。由于人为混入的原油、柴油和其他的钻井液添加剂通常不含有挥发性的烃类气体，通过钻井液脱气点燃试验，可以从另一个侧面发现和认识油气显示，了解流体的性质和产能大小，为分支井油气解释评价增添依据。

进行钻进液脱气点燃试验主要按照如下步骤进行：第一步，根据试验的需求，预先准备一定数量清洁的、瓶颈较细的带盖玻璃瓶，透明细颈的玻璃瓶有助于收集与观察油气的聚集情况。第二步，在气测异常段或目的层段进行取样，根据显示或目的层段的厚度，可以适当加密取样。在高架槽处，打开瓶盖，手戴橡胶手套把玻璃瓶瓶口朝向钻井液出口。基本平放于液而下(钻井液刚刚淹没瓶体为最佳位置)，钻井液大约灌入瓶体的3／5即可结束取样，立刻旋紧瓶盖，平稳地送至地质房。注意在瓶体上标注并号、井深和迟到井深。第三步，将玻璃瓶的表面用用棉纱进行擦拭，并将干净的玻璃瓶平放在桌面上，对处于静止状态下的钻井液表面存在的油花与气泡进行详细的观察，并做好观察记录。第四步，待观察记录进行结束后，试验员需要打开瓶盖，并向瓶内助于4／5的清水，将瓶盖拧紧，进行摇晃使水与钻井液进行充分的融合，大约一分钟后，油气便会从钻井液内部脱离出来，此时进行二次观察，具体步骤与第一次观察相同。第五步，将瓶盖打开，并立即用火机或是火柴将瓶口挥发出的油气予以点燃，仔细观察油气燃烧的情况，并做好记录。记录中要详细载明火的燃烧方式，是慢燃还是爆燃或是比较平静的燃烧，同时还要对火焰的颜色，油气燃烧持续的具体时间以及油气燃烧的剧烈程度进行详细的记录。最后，燃烧结束后，试验过程中所用到的钻井液倒入钻井液坑，对玻璃瓶进行清洗，将瓶内的油污清洗干净，以备下次试验时使用。

4　结语

篇5：综合录井防雷技术

本文着重把防雷接地这项内容进行了具体的分析，分别从原理、应用以及如何正确的测量对地电阻等三个方面，将防雷技术做了具体的阐述。

关键词：雷击;综合录井仪;防雷;接地

1 雷电的成因及危害

随着石油勘探力度的增加，以前难以引起人们注意的山区地带也正成为油气资源的主要接替区，往往这些地区雷暴天数远高于平原地区，因此，在这些地区施工的综合录井仪经常会发生雷击事件。

轻者造成录井资料的准确性降低，重者可能会造成仪器的电子线路、传感器等部件遭到损坏，甚至影响到仪器操作人员的人身安全。

1.1 雷电的种类

雷电的种类有直击雷、雷电侵入波、雷电感应、雷电电磁脉冲(LEMP)和反击等。

如果建筑物的引下线与各种金属导线管道或用电设备的工作地线之间的绝缘距离未达到安全要求，则可能造成接地引下线与各种金属导线、管道或用电设备的工作地线之间放屯，从而使这些金属导线、管道或用电设备的工作地线上引入反击电流，造成人身和设备雷击事故。

1.2 雷电入侵的途径

当建筑物防雷设施比较完好时，则室内仪器不会直接遭受雷击，但可间接受到雷电影响，雷电可通过如下途径影响室内仪器设备。

1.3 雷电的危害

雷电的破坏作用主要是雷电流引起的，根据上述的危害形式，可将雷电的危害基本上可分为三种类型：一是直击雷的作用，即雷电直接击在建筑物或设备上发生的热效应作用和电动力作用;二是雷电的二次作用，通常称之为间接雷击，即雷电流产生的静电感应作用和电磁感应作用;三是雷电对架空线路或金属管道的作用，所产生的雷电波可能沿着这些金属导体、管路，特别是沿天线或架空电线引入室内，形成所谓高电位引入，而造成火灾或触电伤亡事故。

篇6：水平井地质导向录井关键技术

引言

在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。

国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。1 地层对比与预测技术

地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。1.1 技术难点与对策

由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。

随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。

图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图

由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。

图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图

又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。地质解释与导向技术

进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。2.1 目的层岩性变化的分析与判断

地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。

2.2 应用实例

A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。

钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。

由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。结语

本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。

篇7：PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

沈晓燕 凡 刚 张 胜

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1、前言

随着PDC钻头技术创新所带来的高钻速、高时效，进而有利于降低钻井总成本、增加经济效益的同时，却由于钻屑细小、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显，而给岩屑录井带来诸多问题。PDC钻头不仅使录井油气发现率、剖面符合率下降，同时还造成地层对比、岩性归位、油气层解释困难。面对上述挑战，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，使随钻录井岩性识别和油气显示快速评价解释技术进一步提高，从而提升油田的整体勘探开发效益。

2、PDC钻头钻井特点及对地质录井影响

PDC钻头是聚晶金刚石切削钻头(Polycrystalline Diamond Compact Bit)的简称，是70年代末80年代初美国石油钻井技术的一项重大成就。我国从80年代中后期开始引进、生产PDC钻头，90年代得到推广应用，它给钻井技术带来划时代的进步。与牙轮钻头相比，PDC钻头具有机械钻速高、寿命长、成本低、防斜、纠斜以及岩屑便于泥浆携带而保持井底清洁等特点，因而倍受青睐，近年来在国内钻井中得到广泛的推广应用。江苏油田自九十年代引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了 30%～50%，无论给钻井公司还是给油田都带来了显著的经济效益和社会效益。

但是，PDC钻头钻井却给地质录井带来了较大的影响：

a.PDC钻头钻进时岩屑特别细小，一部分融入泥浆内造成岩屑捞取量很少。同时，过细的岩屑给清洗工作带来较大的困难，较难获得可靠的、能真观反映地层情况的岩屑。

b.捞取岩屑量少，再加上砂岩岩屑颗粒与泥浆接触充分和岩屑清洗时油气逸失严重，造成常规地质录井油气显示普遍降低。c.岩屑细小，现场挑样极为困难，有时挑样任务无法完成，影响地化分析和地质油气取样。

d.由于钻时较快，传统的色谱分析周期长，常常漏失薄层油气层，给薄层油气层的发现和解释带来困难。e.由于岩屑样细小，特别用小复合片钻头时岩屑几乎呈粉沫状，给岩屑描述增加了困难。f.砂泥岩钻时差别不大，造成现场录井划分岩性界面及岩性归位困难。

3、PDC钻头岩屑录井技术探讨

3.1应准确记录钻时，及时测定迟到时间

钻时是地层可钻性的最直接的反映。传统概念上，正常的砂泥岩剖面使用牙轮钻头应该是砂岩可钻性好，泥岩可钻性差，但使用PDC钻头则不尽然。不同的坳陷或不同的油田、区块及地层的砂泥岩钻时各具特征。总体上讲，西部新疆、陕北地区使用PDC钻头时，钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化。例如，在准噶尔盆地腹部的中央坳陷带、鄯善油田等地区，侏罗纪地层是主要目的层，无论使用牙轮钻头或PDC钻头，砂泥岩钻时变化均较明显。分析原因可能是因为该区内目的地层沉积较古老，泥岩埋藏深，压实性较好；砂岩大部分成分为石英、长石，呈次圆状—圆状，分选好，泥质胶结，疏松—较疏松。而江苏油田由于主要目的层段为下第三系沉积，时代较新，泥岩压实不够。相对而言泥岩可钻性较好，造成使用PDC钻头的钻时与砂岩没有明显差异，甚至像联盟庄地区戴南组地层因为砂岩是灰质胶结，造成钻时反而比泥岩可钻性差的现象。

所以，钻时只能在区分地层岩性时作为重要参考，而不能绝对依靠钻时区分地层岩性。而至于采用30～50cm微钻时区分岩性的观点，笔者觉得不太实用。

岩屑迟到时间的准确性直接影响到岩屑剖面与测井深度的系统误差，决定着岩屑剖面的合理归位。因此，在使用PDC钻头钻进过程中，要经常实测迟到时间（50m/1次），采用接近钻屑密度、颜色与钻屑反差较大的实物进行迟到时间的测定，以保证捞样时间的准确性。

3.2改进岩屑捞取和清洗方法，确保细小岩屑的捞取质量

采取正确的捞岩屑方式相当重要。传统的二分法和四分法仍在起着作用。虽然采用的PDC钻头牙齿较短，岩屑破碎程度较高，但仍有大小之分。经过振动筛之后较大颗粒的岩屑动能较大，飞跃较远，靠近接样盆的外侧；颗粒小的岩屑动能较小，靠近接样盆的内侧，有时紧贴振动筛布流下。众所周知，较大的岩屑内存在着一定的假岩屑，较小的岩屑真实性较高，这就要求我们采用二分法或四分法捞取岩屑时首先要选取靠近振动筛一侧的岩屑，并且每捞取一次岩屑要清理接样盆，以防混样。这样有助于辨别每包岩屑砂泥岩百分比变化情况，以便我们更好的区分岩性分界面，必要的时候可以借助放大镜。至于钻井液性能特别是粘度和切力对正确取样的影响还有待进一步研究。

自动捞取岩屑在理论上具有一定的可行性。其中一种方法就是在大振动筛下接一小振动筛，其宽度为大振动筛布的三分之一，然后下接接样盆，定时冲洗即可。存在问题一是需要经济投入和场地的制约，二是具体实施过程中受上返岩屑量和均匀程度的影响。

另一个值得注意的问题是岩屑冲洗，前提是合理利用捞取工具，在这方面岩屑盆比岩屑筐更具优势。过度地冲洗岩屑对油气显示和显示级别影响较大，相反地对地层岩性确定却有好处。

3.3结合一些工具和手段对细小岩屑进行正确的描述

岩屑在刚清洗干净后，就可以先简单粗描一下，等晒干后再整体细描，远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名，观察岩性百分比的变化。PDC钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小，用肉眼观察有一定的困难，可以借助于放大镜。一般现场要挑有显示的岩样做荧光滴照、浸泡照等，而对于细小岩屑的含油气实验，要及时在岩屑还未晒干的情况下进行，油气级别相应提高一个档次。在很难挑取的情况下，可以采取混合样的方法代替，把盘中的砂样多次晃动，去掉上面的大块，直至下面基本为碎颗粒为止。同时，要注意如果钻井液中混过原油，那么细小岩屑混样滴照可能都会有一点点淡黄色或浅黄色光圈，要区分排除这方面的影响。再捞取岩屑的时候，结合观察槽面是否有油气显示，钻井液性能是否有变化等，这些也是综合判断是否进入油气层的辅助手段。

3.4加强荧光录井、气测录井技术，及时判断油气显示

常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻头钻进时最困难的问题之一。首先要明白我们所称的荧光显示应该是指岩屑被钻头破碎并被携带至井口，储集层孔隙内残余油气经过处理后或未经处理时在荧光灯下的具体表现。砂岩破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；反之含油级别越低，甚至无显示。被PDC钻头破碎的岩屑明显偏小、偏细，相对而言发现油气显示的难度会增大。比如，中砂岩或粗砂岩以上的松散储集层在井下表现为含油层系，经过PDC钻头破碎，中途再经过高温钻井液浸泡冲洗，其中的胶结物和所含油气已经完全溶解于钻井液之内，返回至地面会变成单个石英或长石小颗粒，不存在所谓的孔隙。此种情况下，即使采用有机溶液浸泡对比也不会有明显的油气显示特征。只有那些组成颗粒较小，分选好，胶结较致密—致密或者灰质胶结的储集层在返回至地面仍然保持着片状、块状或团块状，换句话说仍然保持有一定的孔隙，经过压碎滴照、浸泡，则可轻易地发现油气显示。

跟随综合录井仪的井要判断油气显示则容易得多。如果排除地层向井筒内气体流动的影响，单就井筒内被破碎的储集层而言，岩屑被破碎的程度越高，原储藏在孔隙中的油气进入钻井液内的量就越大，反映到气测录井上就表现为全烃升高，各组分的绝对含量值随着升高。但是，无论是使用牙轮钻头还是PDC钻头，各组分的相对含量不会有明显的差异。

采用综合录井的气测值一般可以区分岩性界面。泥岩的气测值曲线往往是一条平直的基线，而在即将钻穿下伏储集层时（特别是有油气显示的储集层）时，上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程。一旦储集层被打开，这种平缓的推升趋势会被打破，出现突然升高的现象，这时我们可以认为钻入储集层。同一个储集层内如果是上油下水，在钻遇下部水层时，气测值曲线会有下降的趋势，这时我们不应该轻易地认为已经进入泥岩地层。参考非烃组分氢气和二氧化碳含量的变化，同样可以确定下部的储集层是水层，因为水层最明显的特征就是氢气和二氧化碳值明显升高。

3.5充分利用地化录井评价技术

地化录井是分析泥岩有机质丰度及生油成熟度、生油岩类型、临界温度的有力武器，同样可用来分析储集层内的气态烃、液态烃、及残余重烃含量。同一油田或同一区块如果确定了油、气、水层的评价基值区间，地化录井对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。采用PDC钻头钻井的岩屑时，由于泥岩相对好挑样，生油指标分析较可靠，但利用混样来进行储集层分析，无疑会给这种精密的仪器造成判断失误，从而引起错觉，其结果往往不能令人信服。笔者认为，只要严格按操作规程，及时取细小混合样仔细分析，分析结果可能有一定偏差，但再结合其它资料综合分析，寻找出这一偏差系数进行系数校正，能将因岩屑细小对录井资料的影响程度降低到最低限度，确保岩屑细小的录井资料质量。

3.6加强钻井与地质录井的横向协作

由于钻头、钻井工艺、钻具组合与地层的配置等因素影响，当振动筛后难以采集岩样时，现场地质师要认真分析原因。若是钻具结构、钻头选型不合理、泥浆携砂能力差或振动筛网孔径过疏等工程因素，则应建议钻井调整钻头类型、泥浆性能、更换筛布。

在PDC钻头条件下，岩屑的含油气性判定还应结合槽面油气显示进行。比如，洗样时水面是否有油花、油膜，钻井液槽面蒸汽和岩屑是否有油气味（这就严格要求采集工取样时要随时观察），震动筛上有无油花、气泡，钻井液蒸汽气味是否有异常，有无油气味，这些也是综合判定是否进入油气层的依据。

4、结束语

篇8：综合录井技术特点僭述

1 利用综合录井开展地层评价

在勘探活动中, 最基础、最首要的工作是利用综合录井开展地层评价。地层评价包括几个方面的分析, 比如对岩性进行评价, 对地层实行划分, 对地质的构造进行分析, 对沉积环境做评定和预测, 对岩相古地理进行分析判断, 将材料、信息归纳对比, 依据单井评价为基础进行区域对比。地层评价的各种综合工作都是为以后的工作做准备, 这是最基础的工作。在资料随时收集的过程中, 综合录井发挥着重要的作用, 及时、有效地随钻地层评价, 综合录井使用MWD、FEMWD能够获得大量的资料, 包括岩石的密度、中子孔隙度、自然伽马以及电阻率, 配合岩屑、岩心、井壁取心, 泥岩密度、碳酸盐含量等资料, 参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。在进行各个区域的地层的情况对比中, 剖面观察, 设立图表, 随时根据钻井情况进行分析、改进、预测, 进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。

2 进行油气资源评价

油气资源评价比较重要, 评价的结果关乎勘探效益, 信息准确, 评价优良, 勘探的成功率就高, 效益就会好, 探井钻探口数会大为减少, 省时高效, 勘探速度提升, 企业会获得很高的效益。综合录井配套的技术全备, 仪器精工, 现场发现单井油气层, 进而对储层做全面的剖析、推理和评价, 评价包括单井评价和区域评价。

1) 油气层得以及时、准确的发现。资源评价的起点是油气层的发现, 而综合录井技术经由检测, 尔后发现油气层, 综合录井基于岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础, 分析可靠, 油气显示准确而迅速, 灵敏度高, 即便是薄层、微弱油气层也不会遗漏。综合录井技术先进, 由过动定性检测发展到定量检测, 大大提高了油气层发现率和解释精度。

2) 油气层解释。除了速度以外, 精确是综合录井技术的特点, 此外, 通过自身信息、手段, 对油气层进行周密的综合解释, 对资料全面运用, 周密部署, 综合录井使用岩屑 (岩心) 含油显示和描述钻井液性能、属性、含量以及变化等情况, 进行统一的分析, 对于生产来说效果良好。

3) 储集层评价。综合录井在钻井施工现场得到良好的使用, 利用地化录井仪测量TOC、STOC、Ih、D、Is、St等参籽确定储层的方位、深度、类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。

4) 生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC、TOC、Ih、D、St、SS、S4等参数进行生油层的有机质类型 (The type of organic matter) 、成熟度 (M aturity) 、有机质丰度 (The abundance of organic matter) 、生油气量 (Oil and gas) 、排烃量 (Hydrocarbon expulsion quantity) 及生油潜力 (Source potential) 等参数的计算, 总体评价生油资源。

5) 单井油气资源综合评价。上面四项工作进行完毕, 综合录井计算机系统根据资料生成反馈, 根据系统软件对油气层、生油层进行解释和分析, 对油气资源最后进行全面的评价, 结果生成以后, 即是综合评价报告。综合录井计算机系统有多井对比软件, 以此进行推理、横向评价一定方位区域的资源, 部署勘探计划。

3 监控钻井施工

施工过程中, 综合录井技术发挥着巨大的作用, 因为综合录井集多种技术于一身, 下面逐做例举。

1) 钻井实时监控。综合录井技术在钻进工程进行中随时采集、计算各种参数, 实行检测、记录, 根据施工的设计、进度, 对整体施工进行全盘指导和监督, 发现异常, 系统出现警示, 及时分析原因, 解决问题。而且能够未雨绸缪, 针对情况, 提供工程事故预报, 防患于未然, 减少费用, 节省时间, 提升效益, 避免经济损失。

2) 优选参数钻井, 提高机械钻速。优选钻井参数这项技术比较先进, 使得钻井速度大为提升, 再加上正确的部署, 选择合理的钻井液性能与水力参数, 以提高效益。选择合理的科学的钻井参数, 指导施工作业, 可稳固地让钻井速度增加, 让钻井周期缩短, 将钻井费用有效降低, 使得勘探进程提速。

3) 地层压力监测。地层压力是施工中极其关注的问题, 涉及到钻井施工安全以及对油气层的保护, 一般情况下, 钻井液性能只要处于合理的参数, 就能够实现对钻井的安全。油层被污染, 就遭到破坏, 如果压死, 就造成损失。假设能够实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡, 则能够避免。准确进行地层压力监测, 根据各种情况的变化, 对钻井液性能做及时的调整, 发挥综合录井的优势。综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、页岩密度 (Shale density) 法, 地温梯度法 (The geothermal gradient method) 、C2/C3比值法。dc指数法被采用的最多, Shale density则是简单易行。而实际情况是, 几种方法一起使用, 相互参照, 能够综合考虑。

4) 依赖科学的电子计算机技术。计算机技术计算准确, 速度快, 安全可靠, 对综合录井技术给予了有力的支撑, 对钻井工程提供了大量的帮助, 计算机软件种类繁多, 不一而足, 应用程序库十分丰富, 可以根据需要任意选择。使用过程中从数据库里面提取数据进行分析处理, 指导工程的开展, 并且将各种信息汇成报表用远传设备传回基地。

综上所述, 综合录井技术是高科技的产物, 专业性极强, 以上略论, 点滴体会, 难可俱陈;而今的科学技术一日千里, 日新月异, 发展迅速, 综合录井技术必须与时俱进, 不断提高, 同时机遇与挑战并存, 工作人员要积极思考, 总结经验, 不惮苦辛, 为企业竭尽微忱, 贡献出自己的全部光热。

参考文献

[1]韩菊菲.录井综合技术在勘探中的应用[M].中国石油大学出版, 2011.