DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 3. 录井大数据的应用范围 3.1. 地质应用 随着录井技术的不断发展，所采集获得的数据类型丰富多样，为满足勘探开发地质研究工作，基于工程地质协同工作平台加强数据资源共享和专业应用，提供数据综合分析研究的功能，为勘探决策部署和地质导向提供有效地质支撑。在地质研究过程中，通过集成各种绘图、专业分析软件(如单井地质图绘制分析模块、构造图绘制分析模块、油藏剖面绘制模块、多井地层对比模块、二维地质导向模块、地层压力预测模块、油气层综合解释评价模块等)，聚集可供基础地质研究的各类分析工具，实现各类数据专业应用、成果共享。具体表现在： ① 在钻井前，基于区域和邻井资料，建立起知识库模型，对钻井过程中可能出现的问题进行充分预估，做好钻前设计和地质预告； ② 在钻井过程中，根据已有的知识库模型，对正钻井进行快速、准确的岩性、层界面、油气水识别和钻头位置判断，形成初步认识；同时，充分发挥基地、专家协同作战，充分交流、讨论，集思广益，对初步认识进行地质修正，得出更为及时、准确的地质认识，为地质导向提供有力支撑，提高钻遇率 [ 12 ] [ 13 ] [ 14 ] 。 3.2. 工程应用 随钻动态跟踪是录井公司业务领域的核心业务。基于数据库和工程地质一体化协同工作平台，采用数据挖掘技术，录井公司可提供工程异常预警和作业优化服务。工程异常预警服务包括： ① 钻前钻井风险预测，对工作井钻井过程中潜在风险进行预判，提前做好防范； ② 随钻过程中，对钻井工程参数、钻井液参数、气体参数、地层压力参数进行监测和异常分析，实现异常预警，并提前做好预防； ③ 复杂事故处理，对钻中出现的事故提前做好响应机制和响应方案，在事故发生后能快速响应，尽量减少事故损失。作业优化，包括钻井液优化和钻具组合优化，通过国内外在钻井液和钻具选择的研究与应用方面积累大量的学术成果和施工经验，结合正钻井的实际情况和服务单位的具体要求，优选出合适的钻井液和钻具组合，为钻井施工优化、钻井工程速度提效奠定基础。 3.3. 管理应用 中心数据库存储的数据种类繁多，包罗万象，从油气生产开发到经营管理，从人力资源到财务管理均有所涉及。通过工程地质一体化协同工作平台，油田管理人员可对钻井进度及时跟踪，也可对相关管理工作进行统计分析，如工作量统计、指标对比、经济效益统计等，从而实现生产调度管理、QHSE管理、市场管理、监督管理、质量管理、设备管理、成本核算管理等日常生产经营管理。这样能大大提高管理的效率和透明度，充分发挥管理人员的能动性，站在公司俯瞰全局的角度，将数据应用推向应用的最高层次——业务效率的目的。
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user: 4. 录井大数据应用的商业模式探讨 4.1. 数据采集型 油田公司建有自己完善的勘探开发数据库，录井公司只负责按照油田公司的标准要求提供数据。录井公司的中心数据库只是油田公司的一个数据源，不参与油田生产有关的专业应用。优点是采集的录井数据符合油田公司标准，便于油田单位对所有数据统一标准、统一管理配置、综合应用 [ 15 ] 。缺点表现在3个方面： ① 若提供的是实时数据，则可能出现地面传感器和服务供应商提供的数据之间存在差异，导致油田单位的工程系统不能有效管理，若提供非实时数据，对随钻分析的价值不大，油田公司对钻井过程不能提供有效指导； ② 录井公司缺少数据体系，不足以支撑录井公司向IPM全方位发展； ③ 录井公司业务区域广泛，不同油田公司标准不同，录井公司采集数据标准需要不断变化。 4.2. 平台建设型 油田公司委托录井公司建设大数据的应用管理平台，录井公司负责平台的建设与维护，负责录井数据的采集，而数据存储在油田。对于油田而言，以往同单位各部门针对各自需求做系统，形成了大量的烟囱，导致了数据和业务不通。建设大数据的应用管理平台能促进录井数据应用和成果交流，促进油田数据一体化、自动化、智能化应用。对于录井公司而言，把录井数据的价值充分挖掘，做工程和地质的桥梁，平台化的数据服务可以成为录井公司一个增收手段。 4.3. 协同办公型 油田公司与录井公司共用一个管理平台，即可由录井公司建设，也可由油田公司建设。录井公司依托录井大数据中心和一体化协同工作平台，发挥专业优势，延伸服务链，包括项目前期设计、可行性研究，项目过程的基础作业、专业工程管理监督、项目工程检测或试运行，项目后期评价、验收、培训等。 4.4. 服务定制型 油田公司不负责数据的管理，不建录井数据库，只针对大数据应用提出具体有专业性的应用需求，如随钻地质导向技术服务、随钻解释评价技术服务、随钻工程预警技术服务、随钻地层压力预测技术服务等。录井公司则可充分发挥专业技术优势，提供个性化服务。 以上几种模式是对大数据建设基础上的应用初探，也是针对录井行业面向需求、创新求变的思考结果，在创新服务上进行新的尝试是拓展录井服务空间、扭转目前录井公司运营困境的新道路。
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user: 5. 结论 随着录井行业所采集获取数据量的增加，利用大数据技术建成集数据管理与应用的工程地质一体化协同工作平台，可以实现信息的充分共享和数据价值的最大挖掘；在此基础上，结合当前录井行业特点和实际情况，探索了几种应用模式，为录井行业的发展提供一些新的思路及方向。 在当前油气勘探开发难度加大，收入骤减的严酷现实面前，大数据时代下的录井大数据建设不失为增强生存能力的有效途径。只有充分发挥信息化建设手段，优化资源配置和管理流程，积极探索录井大数据的建设和应用模式，勇敢探索、大胆创新，才能在新的勘探开发形势下，为我国的石油工业做出录井技术应有的贡献。
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user: 摘 要 针对常规井场视频监控系统在人工值守方面出现的问题，从系统架构、技术和方法、应用实现方面进行井场安全生产智能监控系统设计，目的在于弥补人工值守不可避免的视觉不敏感，提高对井场各类不安全行为的辨识度和预警效率，对违章操作进行监督、纠错及取证，提高现场生产作业人员遵章守纪和安全意识。基于该设计的井场安全生产智能监控系统，能够实现钻井井场生产作业全过程、全方位、全天候的智能化视频监控，提高企业安全监管水平。 关键词 :视频监控，安全监督，违章作业，图像智能分析，系统自检 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 目前石油工程现场作业视频监控系统大都采用数字视频录像机(硬盘录像机)进行7 × 24 h不间断监控运行，其主要作用是对现场违章行为进行约束和安全生产事故取证，极大提高了管理效率。这种监控方式技术成熟且成本较低，能够为事故调查分析提供直接证据，也能利用人工进行实时监视，但在监控效果方面也还存在一定的不足。其主要表现在对生产作业的视频监控依赖工作人员长时间的盯守屏幕，难免会产生视觉疲劳、中途分心等情况，难以完全保证对违章作业信息的及时获取，是实现“早发现、早预防、早处理”的隐患。当今信息技术正朝大数据、人工智能等方向快速发展，利用信息前沿技术建立一套智能化的视频监控系统，既能保留传统视频监控的优点，又能充分利用人像识别、图像智能分析等计算机技术，加强对安全生产事故的主动预防和控制，将不安全行为可能引发的事故扼杀在萌芽中。笔者拟在现有视频监控技术的基础上，从系统架构、网络架构、应用实现等方面，对“井场安全生产智能监控系统”进行说明，以期设计出符合传统人工值守视频监控习惯，充分应用计算机智能识别技术的新型井场安全生产监控平台。
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user: 2. 主体设计 2.1. 系统构成 整个系统分三层架构搭建，包括：前端信号采集层、中间媒体处理层和后方用户表示层。如图1所示。 图1. 系统架构示意图 2.1.1. 前端信号采集层 前端信号采集层主要由视频信号采集单元、视频编码单元、报警单元等组成，主要负责前端视频信息、报警信息采集，接入业务中心。鉴于石油工程作业环境的特殊性，前端接入层的设备以视频采集、编码功能为主，具备简单的报警模块即可满足要求。接入点主要包括定点监控和移动监控：定点监控对钻井施工现场主要区域进行24 h监控和录像；移动监控对于临时动火、维修采用移动摄像设备进行监控和录像。 2.1.2. 中间媒体处理层 中间媒体处理层是整个智能视频分析监控的核心，主要负责业务处理控制、视频音频传送、存储，进行系统和硬件设备管理、前端设备和后方用户的接入认证、媒体分发转发及业务实现控制等功能。该层由多个服务器及单元模块组成，包括流媒体服务器、存储管理服务器、报警管理服务器、网络管理服务器、云台管理服务器、视频诊断服务器、图像智能分析模块等。网络存储单元负责对网络媒体数据进行数字化录像、存储、检索、回放以及管理，图像智能分析单元负责图像的智能处理及报警输出、报警图像输出功能。 2.1.3. 用户表示层 用户表示层包括客户端和WEB发布。用户可通过客户端、网页、移动手机三种模式访问浏览井场视频，支持全天候实时监控、回放监控、历史录像下载。 2.2. 网络设计 随着视频监控技术的不断进步，视频图像采用网络视频流的方式传输，具有图像更清晰，操作维护更简便的优势。井场安全生产智能监控系统各架构层之间也因地制宜采用不同的网络通讯方式。 前端信号采集层内部使用有线和无线网络相结合的手段。各监控节点与本地硬盘录像机间以有线网络通讯为主，在距离较远时使用无线网桥、光纤通信代替。监控点摄像头采用网线POE供电，并在拆卸点使用网线防爆快插对接，有效减少了线缆数量，提高了安装拆卸的效率。前端信号采集层与媒体处理层：基于石油工程钻井井场的野外流动性，视频系统图像传输链路以移动通信网为主，在沙漠等偏远无信号覆盖地区使用亚洲卫星通讯网络。媒体处理层与用户表示层之间的网络通信主要基于有线网络。 2.3. 硬件实现 在系统架构和网络设计明晰的情况下，根据井场安全管理需求和施工重点区域布控位置，择优选取视频监控软硬件、辅材及固定件，采用符合井场防爆要求的工业级产品。采用“一井一定制”策略，灵活实现不同环境下的监控部署。由于钻井现场地理条件复杂，施工钻机型号多(海上平台类型各不相同)，监控区域复杂(钻井队6个、侧钻队4个、海上平台9~11个监控区域)，造成系统搭建方案设计多样，存在设备选型、现场施工等难点，有必要对南北疆宽温问题、非防爆设备防爆问题、海上平台防腐及线缆穿越等问题定制不同的设计方案。井场视频通讯网络采用有线和无线相互结合的方式建设，符合安装简便、安全的要求。例如在海洋钻井九号平台、丁页5HF等井使用的是光纤和网线综合网络，大多数钻井井场使用有线网络和无线网桥相结合的方式。硬件上保证了视频监控覆盖井场场地、钻台、封井器等关键施工区域。
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user: 3. 技术和方法设计 系统建立所用的技术、方法需要结合现场实际。调研目标检测、运动分析、行为识别等视频智能分析技术现状，全面考虑井场安全生产监控需求的基础，分解井场安全生产对象，不同的违章作业对象用相应的分析方法，完成相应技术和方法设计。 3.1. 技术及实现 3.1.1. 智能视频分析技术 智能视频分析技术，即计算机图像视觉技术，是综合利用多学科研究成果，借助其硬件的强大处理能力，通过分析和预先设定各种行为模式编成核心算法，对前端实时采集的视频流进行对比分析和提取，只要监测到与算法中设定的规则相一致的行为或情况发生时，自动向监控系统提示分析结果，并根据不同情况采取相应处理措施，联动报警或人工干预。目前，计算机图像视觉技术已经广泛应用于安全防御、交通指挥、森林火险、公共安全、铁路运输等许多行业 [ 1 ] [ 2 ] 。人脸识别、智能目标识别分析是公安部“十一五”规划的重点发展方向；青藏铁路1300路视频通道通过智能分析，实现对铁路全线进行入侵保护；北京地铁五号线、北京航空信息中心机房、北京奥运会、上海世博会、广州亚运会场馆建设项目，都采用了该技术进行安全保障。视频智能分析技术在石油行业的应用才刚刚起步，主要是在安全生产方面的应用。借助视频分析技术，有的采油厂矿区已经实现了非法闯入的实时报警监控，取代了人工巡井模式，实现了井场无人值守 [ 3 ] 。 3.1.2. 智能视频分析技术实现 智能视频分析技术主要有两种方式：从前端解决(基于硬件)和从后端解决(基于软件)。 前端解决：前端智能分析设备用来对监控区域目标进行跟踪、各种违章和异常判断、触发报警信息，将截图和信息通过网络回传到后方监控中心。优点是：在前端进行硬件分析，可以有效录用现场高清码流，并且节省视频回传占用带宽。缺点是：目前这种检测技术识别率不高，且信息延迟；每个前端监控点都要设备投入，成本高、管理复杂。 后端解决：前端摄像机将现场的视频信息回传到监控中心信息平台，后方的视频处理服务器运行智能分析软件，对视频平台转发的现场视频流进行统一分析处理，并将处理结果和信息及时显示和保存，并能和屏幕联动，及时发现违章并突出或弹窗显示。优点是：无需在多个现场配备现场监测服务器，可有效与现有监控平台融合。缺点是：对计算机性能和网络带宽要求比较高，只能控制若干关键的监控点。 在录井现场视频安装实践过程中得出的经验是，前端视频采集设备安装在钻井现场，设备长期暴露在野外，井场经常搬迁也容易导致设备损坏，所以本套系统采用后端智能分析解决方案。系统选型钢套防爆半球作为前端视频采集设备，不但方便安装拆卸，也有利于延长使用寿命。将视频智能分析模块融入媒体处理层平台，成为安全生产“智能”监控的系统核心。 3.2. 对象分析方法 3.2.1. 吸烟行为分析方法 中石化安全生产禁令里规定：严禁在禁烟区吸烟。石油钻井企业也对井场吸烟行为采取了严厉的惩罚措施，因此对于井场吸烟行为的识别十分重要。可通过对香烟和着火点的图像分析，记录特征信息，并将抽烟常见的动作，如打火机打火、火柴点火、手臂规律性的接近脸部等等动作进行特征标识，将以上种种信息结合进行判断，辨识度随着判别条件的增加会逐步提高，最高辨识度可达90%以上 [ 4 ] 。 3.2.2. 非法入侵分析方法 石油工程井场作业区域，按照安全等级不同，划分了不同的区域。出于安全管理的要求，部分安全敏感区域，需要对区域进行进入检测(入侵检测)，当发现未经授权的人、可疑人物或车辆进入区域，要求能够自动检测入侵目标，并标识入侵类别，及时发出报警通知管理人员前去处理。入侵检测在安防领域应用较成熟。一种可行的方法是采用结合了Kalman滤波的基于颜色分布的Mean Shift跟踪算法，可对运动目标进行跟踪。这种方法可对于划定警戒区域内的越界、闯入等情况识别率较高。非法进入作业区域监控则需要在入侵检测的基础上，结合其他方法来判断进入人员车辆是否经过授权。一种方法采用人脸识别技术对进入人员进行身份核实，再在信息系统中对该人员的授权进行筛查，信息缺失或者权限不对立即联动报警；另一种方法是识别如通行证、作业证等特殊标识物，或配合一些具有无线发射功能身份识别定位装置一起使用。持有该类标识物的为合法作业人员，未能检测到该类标识物的则为非法闯入人员。 3.2.3. 劳动保护分析方法 劳动保护是井场安全生产的重要预防保护措施。井场生产危险点多，危害因素多，如不按规定穿戴劳动保护用品，很容易受到伤害，如未戴胶皮手套、不按要求穿戴工作服，暴露的皮肤容易受到腐蚀，有毒有害物质接触后也容易透过皮肤吸收引起中毒；不戴护目镜，眼被异物伤害或灼伤；不戴安全帽，容易碰伤或被高空坠物砸伤；高处作业不系安全带，容易坠落摔伤等等。可采取机器智能学习的方法，对劳保服装、手套、安全帽、安全鞋、护目镜、安全带等进行学习建模，若发现有未穿戴劳保用品的违规行为，立即进行报警、截图及信息传递。各种劳保用品的检测识别方法相似。以是否佩戴安全帽为例，对安全帽的不同角度的大致形状特征及颜色特征来对安全帽进行定位；然后根据安全帽和人体在一定空间中的关系来判断作业人员是否佩戴了安全帽。 3.2.4. 高处作业分析方法 按照国家和行业标准规定，凡在距坠落地面高度2 m以上的作业，都属于高处作业。石油钻井井场井架高大，设备多，管架遍布，在高于2 m的地方进行维护、修理作业频次高，危险性大。在登高作业时，为了保障高处作业人员的安全，要系好安全带，戴好安全帽，并设专人监督保护。开展高处作业分析法，即先对人体目标进行识别，在此基础上，再判定人员距相对地面的距离是否在2 m以上，若该高度大于2 m，则自动进行抓拍，直至作业结束，保留信息以便自查及抽查。再根据作业时间、地点、作业人员等信息，去查询高空作业证件的办理情况。还可以在此基础上，检测其是否佩戴安全帽、安全带等保护设施。还可根据高处作业人员的运动轨迹跟踪，监测高处坠物、人员坠落等情况，及时报警进行处置。 3.2.5. 动火作业分析方法 由于井场安装过程需要大量的焊接工作，动火作业成为井场作业重点风险施工作业项目之一。为此行业和国家制定了严格的规范标准和配套的管理程序，并作为强制性标准要求施工单位执行。井场动火作业主要靠对电气焊施工产生的火焰进行识别，这种火焰有独特的光谱和大小特征，通过分析焊光火焰可有效识别动火作业，当检测到动火行为时，自动进行抓拍并识别，将动火作业时间信息进行记录并实时上传，可由现场监督人员及时查看，也可保存备查。再根据动火作业的时间、地点、人员等信息，去核实动火作业证开具的情况。对动火作业的防护措施也可以进行，比如是否有防护板、灭火器及安全监督人员等；火点溅落到周边物体上时，若该物体出现碳化现象、冒烟现象(燃烧的前兆)，则及时报警，预防火灾发生。
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user: 4. 应用设计 在视频监控系统三层架构设计的基础上，利用视频智能分析技术和分析方法，建立智能监控系统，实现主要包括实时监控、录像存储、系统管理、流媒体服务及视频诊断等应用。 4.1. 实时监控 通过实时传输获取清晰监控图像，24 h不间断监控，也可将重要事件、重要地点的视频图像投放至监控中心大屏。利用分析结果对疑似违章或者隐患行为进行自动声光报警和拍摄，有效弥补人工值守的缺漏。 4.2. 录像存储 钻井、录井现场通过全天候录像将前端音视频信号实时存储和回放。限于硬盘容量，可回放30天内任意时间点高清录像，分辨率为HD720P (1280 × 720)，便于调查取证。 4.3. 系统管理 提供中心管理、认证授权、日志管理、流媒体服务、云台管理、存储管理、报警管理等系统服务。 4.4. 流媒体服务 由于钻井、录井作业现场的流动性，现场视频监控传输主要使用移动通讯网络传输，带宽有限且成本较高。在多个用户同时访问同一节点视频时，容易造成网络堵塞，也造成了流量的浪费。流媒体服务将所有现场的视频图像通过平台集中后，再通过视频流分散给各个浏览用户，大大提高了带宽的使用效率。 4.5. 综合发布 结合钻井现场安全生产的实际情况，充分利用现有数据中心、录井信息传输等硬件资源，以数据资源集中配置、统一管理、集成服务、远程共享的思路，对现有“井场安全智能监控系统”和“录井资料远程实时传输”进行整合，利用流媒体转发技术和WEB发布系统集成建立的钻井井场综合信息远程发布系统，具备了现场综合数据管理、显示、图像显示功能，实现了对各类钻井现场数据、实时图像的可视化。 4.6. 视频质量诊断 生产视频安全监控系统现阶段拥有一百多路摄像头，随着监控范围的不断扩大，监控节点仍在不断扩充。在系统运行过程中常常会由于各种因素造成视频异常，仅靠人工检测工作量繁重，而且在出现问题时往往不能及时被发现维护。通过系统自检对前端接入层设备传回的码流进行解码，继而对图像质量进行评估，实现对视频图像中的质量问题的智能分析、判断和报警，目前成为智能化视频故障分析与预警的主要手段。视频质量诊断时，设备采用轮巡的方式，在短时间内可对大量的前端设备进行检测；检测内容包括信号丢失、图像模糊、对比度、图像过亮、图像过暗、图像偏色、噪声干扰、条纹干扰、黑白图像、画面冻结、视频剧变、视频抖动、场景变更、视频遮挡、云台失控、登录失败、取流异常共17种常见摄像机故障图像智能分析。
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user: 5. 结论与建议 “井场安全生产智能监控系统”充分利用视频监控、网络通信、数据库等现有资源，结合计算机图像视觉技术，对井场安全生产对象进行分析识别，应用于井场安全生产监控，实现井场施工作业的智能化安全监督。该系统将视频图像智能分析等先进技术应用于石油工程领域，不但能够实时采集、存储前端监控对象的视频信息，也有助于第一时间发现生产现场安全隐患，为石油工程行业的安全生产监督工作提供更加高效的服务，有望改变传统的安全监管模式。建议对智能监控技术进行持续的应用与研究，不断完善分析方法，提高井场安全生产监控系统的利用率，有效提升现场安全管理监督工作水平。
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user: 摘 要 斯伦贝谢公司实时同位素录井技术可以实时检测甲烷气体中的碳同位素(δ 13 C 1 )，该技术具有实时、快速、测量精度高、适于现场作业等优点，已经在中海油湛江和深圳分公司大面积推广使用。通过分析δ 13 C 1 及气体组分数据，可以对全井的天然气成因进行分析；利用δ 13 C 1 结合δ 13 C 1 -R o 回归方程式，判断储集层内的天然气类型。LW3X2井和BY16X1井同处于白云凹陷边缘带，通过对比BY16X1井和LW3X2井δ 13 C 1 ，可以预测下伏油气藏，拓展了同位素在勘探中的应用。实时同位素录井开辟了录井技术的新领域，同位素为天然气的研究和勘探提供了大量的信息，该技术将会在未来油气勘探过程中发挥更加重要的作用。 关键词 :实时同位素录井，碳同位素，天然气成因，油气藏预测 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 实时同位素录井技术自2014年底引入国内以来，已经为中海油及其合作的国外油公司服务近30口井，且多为重点井。目前，实时同位素录井技术处于实时检测甲烷碳同位素阶段，乙烷碳同位素、丙烷碳同位素、氢同位素仍处于现场测试阶段 [ 1 ] 。实时甲烷碳同位素录井(以下简称“实时同位素录井”)在现场实时测量分析甲烷的稳定碳同位素 13 C (6质子，7中子)，一般用符号δ 13 C 1 或者δ 13 C 1 -CH 4 表示。 同位素分析应用于油气勘探领域已经很久，早期的同位素质谱仪只能分析甲烷或者全烃的碳同位素数值，因此，对δ 13 C 1 研究最多，实时同位素录井可以借鉴使用该研究成果。实时同位素录井可以发现隐藏在烃类气体内，常规色谱仪无法发现的碳同位素信息，对碳同位素、天然气研究和勘探提供大量信息。在实际应用中，δ 13 C 1 结合烃类气体，可以对全井天然气成因进行分析，判断储集层内天然气类型。同一构造位置相邻井之间，碳同位素具有较强的可比性，当其明显增加时，则可能预示下伏油气藏的存在。以LW3X2井为例，介绍实时同位素录井技术的应用。
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user: 2. 甲烷碳同位素录井介绍 2.1. 工作原理 实时同位素录井系统对同位素测量采用的近红外光吸收原理：不同质量的原子(或同位素)对红外光的吸收是有选择性的，即对特定同位素，当已知强度的激光波通过充满烃类气体的光腔后，其强度变化满足公式： I I o = exp ( － 4 π k l c λ ) 式中： I 为通过光腔后激光强度，cd； I o 为原始激光强度，cd； l 为光腔长度，m； c 为对应组分浓度，1； λ 为对应吸收光波波长，m； k 为削光系数，1。 2.2. 技术特点 1) 实时检测：δ 13 C 1 实时同位素录井分析周期短(最短10 s测量一个周期)。实时同位素录井可以根据深度间隔保存成果数据，现场一般根据作业者要求提供1 m结果数据。实时同位素录井所获取连续数据相对于实验室分析散点数据来说，可以获得取样点以外的δ 13 C 1 资料信息，极大丰富了δ 13 C 1 数据；数据随钻实时分析，其结果快速应用于现场，及时指导油气勘探。 2) 测量精度高：实时同位素录井，甲烷体积分数不同，δ 13 C 1 测量误差也不同。甲烷体积分数为0.05%~1.0%，测量误差为±1‰；甲烷体积分数为0.02%~0.05%，测量误差为±3‰；甲烷体积分数为低于0.02%，测量值不可用。从目前所钻井情况来看，数据精度可以满足勘探研究需求。当甲烷体积分数高于1.0%时，系统会自动稀释气体至1.0%以下进行测量，保证其精度。从实时和实验室所测δ 13 C 1 对比(图1)可以看出，相对误差较小，基本在5%之内，数据差别较大的2个点，是由于甲烷体积分数低于0.05%造成的。在目的层，甲烷体积分数变化范围在1.3%~4.5%之间，录井数据和实验室数据符合。 图1. YCX井实时和实验室甲烷碳同位素数据对比 3) 适合现场工作：实时同位素录井设备采用抽屉式结构，体积小，便于现场安装。根据作业需求，设备分为2种作业模式，即单独工作间和与GN4智能录井系统整合在一起。目前，海上作业使用的是与GN4智能录井系统整合在一起的作业模式。其优势是节约了海上平台放置设备的空间，联机工程师负责保养设备和整理数据，节约人员。
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user: 3. 甲烷碳同位素解释 3.1. 数值解释 天然气根据形成机理可以划分为有机成因气和无机成因气两大类，有机成因气按有机质类型和演化阶段又可以分为生物成因气、热成因气(油型气和煤型气)和混合成因气 [ 2 ] 。自然界中，烃类气体中δ 13 C 1 变化范围较大，从目前测得数据来看，大多在−10‰~−90‰，但以−35‰~−25‰区间最普遍，例如陆生植物平均为−25‰。在天然气成因分析中，一般将δ 13 C 1 = −20‰作为无机成因气和有机成因气的分界点。如δ 13 C 1 大于−20‰，可以认为是无机成因气——深源气；δ 13 C 1 小于−60‰作为生物成因气分类依据，考虑到生物作用会增加 13 C ，学者 [ 3 ] [ 4 ] 多将−55‰或者−58‰作为分界点(表1)。 Table 1 The range of methane δ 13 C 1 in the gas with different geneses (modified based on Wang Guojiang， et al.， 2008 δ 13 C 1 /‰ 生物气 油田气 凝析气 裂解气 煤型气 深源气 −80~−55 −55~−40 −40~−36 −36~−28 −28左右 −20~−8 表1. 不同成因天然气甲烷碳同位素范围(据文献 [ 3 ] ，修改) 3.2. 图版解释 天然气具有极大的活动性，气藏中的天然气可能来自附近的原地气，也可能是通过各种方式运移过来的异地气(深部或者侧向)，或者是2种气源的混合气。气藏形成后，还可能受到氧化、生物降解作用，使得天然气的同位素和组分都发生某种程度变化。所以将气体组分数据和碳同位素组合起来研究天然气成因更科学。法国地质服务公司根据前人研究成果结合作业实际数据，进一步完善了伯纳德图版(图2)。 图2. LW3X2井伯纳德图版 伯纳德图版，使用参数为δ 13 C 1 和C 1 /(C 2 + C 3 )。图版将气体成因分为生物成因、热成因和两者相互作用的混合成因。在生物成因中，当C 1 /(C 2 + C 3 )比值大于10，000时，如果δ 13 C 1 较小，生物成因气以二氧化碳还原作用为主；如果δ 13 C 1 较大，生物成因气以甲基型烃类发酵为主。红色弯曲箭头指示Ⅱ型干酪根成熟度增加方向，蓝色弯曲箭头指示Ⅲ型干酪根成熟度增加方向。 3.3. 成熟度分析 Stahl根据西北欧和北美大量天然气样测定的δ 13 C 1 及其烃源岩R o 发现，两者具有良好的相关性，该相关性不受具体的盆地和地质年代限制，仅与有机质类型有关，并分别建立了煤型气和油型气回归方程： 煤型气： δ 13 C 1 = 14 lg R o − 28 油型气： δ 13 C 1 = 17 lg R o − 42 国内外学者对于δ 13 C 1 -R o 关系研究成果较多，并且还建立了一些针对某个特定区域的回归方程。戴金星在研究我国许多煤型气和油型气R o 与天然气δ 13 C 1 之间的相关性后 [ 5 ] ，提出如下δ 13 C 1 -R o 回归方程： 煤型气： δ 13 C 1 = 14.12 lg R o − 34.39 油型气： δ 13 C 1 = 15.80 lg R o − 42.20 由上述方程式看以看出，取得δ 13 C 1 以后，可以对勘探区的烃源岩的成熟度进行推断，从而可以确定所钻井的天然气类型，判断储集层天然气的性质。
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user: 4. LW3X2井分析 实时所测得的δ 13 C 1 与色谱仪所测烃组分结合起来，对全井的数据进行分析，使用伯纳德图版可分析整口井的天然气成因；利用δ 13 C 1 结合δ 13 C 1 -R o 回归方程式，判断储集层内的天然气类型。 4.1. 全井分析 如图2所示，由投点分布可以得出，LW3X2井天然气成因主要分为2个，即混合成因和热成因，随深度的增加，天然气由混合成因逐渐向热成因转化。 图3为LW3X2井录井综合图。井段2809~3140 m，δ 13 C 1 变化范围为−66.1‰~−40.5‰，属于天然气混合成因；井段3140~3700 m，属于热成因。2个井段的δ 13 C 1 变化分界线在井深3320 m附近，处于第1套气体异常明显的储集层上部，反映了气体运移活动主要集中于3320 m以下，分界线上部气体运移活动相对不活跃。 4.2. 显示层分析 储集层3500~3519 m，岩性为浅灰色荧光细砂岩，全烃体积分数最大值为15.49%，峰基比为12.3，C 1 相对体积分数为91.10%，该区域解释标准为气层。δ 13 C 1 在−38.5‰~−36.3‰之间，平均为−37.8‰，按表1分析，气体成因为油型凝析气。根据戴金星提出δ 13 C 1 -R o 回归方程中的油型气方程，将该储集层δ 13 C 1 平均值−37.8‰带入，计算求得R o 为1.90，属于高成熟带。通过以上分析得出，该储集层天然气类型为高成熟油型凝析气。
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user: 5. 预测油气藏 天然气中气体组成主要受其形成过程的控制，不同成熟阶段形成了不同类型的天然气。各种类型的天然气在碳、氢同位素组成上有一定的范围，因此，可以利用同位素组成对天然气进行成因分类。油气藏预测就是利用天然气成因或同位素与对应井深的关系，根据天然气的同位素数变化，分析、推测油气藏的存在。该预测在钻井过程中极为有用，通过对比分析所钻井和邻井的同位素数据变化，能快速有效地 图3. LW3X2井录井综合图 判识下伏油藏的存在，为在钻井过程中及时采取相应的技术措施提供依据 [ 6 ] [ 7 ] 。 LW3X2井和BY16X1井都处于白云凹陷白云主凹的边缘带上，两者沉积环境相同。2口井均为深水井，LW3X2井水深1368.00 m，BY16X1井水深1375.60 m，仅相差7.6 m，故两口井井深对应浅层的同位素应该具有一致性。 BY16X1井钻井时间较LW3X2井晚，自2808 m开始同位素录井，钻进至2825 m做地漏试验。该井段δ 13 C 1 变化范围为−50.6‰~−54.0‰，属于混合成因气，现场工程师发现和LW3X3井δ 13 C 1 数据相差较大，经过注样检查同位素仪器，排除了仪器问题，认为数据可靠。解释人员通过对2口井的同位素进行对比分析认为，只有活跃的油气运移才能使2口井同位素数据产生如此大的差距，从而导致气体成因的变化，解释认为下部应有油气藏。地漏试验结束后，恢复钻进至2889 m，气体开始升高，全烃体积分数最大值为14.34%，峰基比为43.8，解释结论为气层。后MDT取样获得气体折合常压下36，630 mL，气体分析甲烷相对体积分数70.5%，重烃相对体积分数9.7%，CO 2 相对体积分数19.8% (图4)。证实了利用同位素预测下伏油气藏的可行性和准确性。 图4. LW3X2井和BY16X1井同位素对比图
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user: 6. 结论 1) 同位素录井所测得数据可以对全井天然气成因进行分析，了解整口井的天然气成因变化规律；对异常显示明显的储层进行分析，可以准确判断天然气类型。 2) 通过多井对比，根据同位素变化的情况，推测下伏油气藏是否存在，为钻井过程中及时采取相应的技术措施提供依据。 3) 同位素录井作为一项新的录井技术，进一步丰富了录井技术，让录井人员在气体成因上了解油气藏，从而可以更加准确评价油气藏。
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user: 摘 要 从现有的地层压力预测方法出发，介绍了窄窗口钻井的相关概念和大北–克深地区的异常高压的分布特征及成因，系统分析了国内外解决异常压力问题的主要预监测方法，并对不同压力成因的随钻压力预测方法做了归类划分。针对大北–克深地区的异常高压分布特征和成因，提出了基于多参数、定层位的随钻压力监测模型，并统计了该方法在多口井的实验结果，为其他窄窗口超高压监测提供了实用参考。 关键词 :大北–克深地区，窄窗口，异常压力，随钻监测 Copyright © 2017 by author， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 塔里木盆地库车坳陷属南天山构造带的前陆盆地，北临南天山褶皱带，南抵塔北隆起，克拉苏构造带位于其中部，演化受大北–克拉苏断裂带控制。大北–克深地区位于克拉苏构造带克拉苏断裂下盘克深区。 大北–克深地区古近系复合盐膏层平均厚1232 m，最厚达5177 m。该复合膏盐层间既存在膏盐岩等异常高压层，也存在白云岩等较低压力层，地层压力情况极为复杂。尤其是普遍存在超高压盐水层(最高达2.46 g/cm 3 )，压力系统复杂，钻井复杂事故频发。根据统计，仅近年的13口井在该层段累计发生复杂事故83次，累计漏失泥浆6923 m 3 ，累计损失时间778 d，而且由此造成的成本增加非常高，极大地影响到了油田生产的顺利进行。 在膏泥岩地段，钻井易缩径、易污染钻井液，压力系统复杂，易溢流、井漏、卡钻。高温、高压，易井漏，钻井液性能维护困难等一系列难题往往与地层压力有关 [ 1 ] 。因此，在异常压力极为发育的大北–克深地区，更加准确地预知待钻揭地层的异常压力，对于工程的顺利进行至关重要。同时，该区也是国内压力最为复杂的地区之一，研究成果对于其他复杂压力地区的施工安全保障也具有重要的借鉴及推广意义。 现有的地层压力预测方法已经使用了几十年，对安全快速钻井做出了重要贡献。但随着钻井技术的不断发展，其局限性也逐渐暴露出来，其主要缺陷或难点如下： 1) 不适用于非泥岩地层，对于较复杂的地层无法获得真正连续的地层孔隙压力剖面。 2) 传统方法只考虑了由欠压实引起的异常压力。大量研究发现，异常压力是由多种因素综合引起的，如欠压实、烃类生成、构造和断裂、水热增压、蒙脱石脱水、地层升沉变化、永久冻土等 [ 2 ] [ 3 ] 。 3) 正常趋势线的确定往往带有主观性，需要在大量的检测实践中修改完善，检测实践经验的多少和正确与否对检测地层压力结果影响很大。 4) 对于非连续沉积地层而言，需要建立多条趋势线，有时在某些层段甚至还无法建立趋势线，增加了趋势线建立的难度。 5) 检测参数受多种因素的影响，其变化不一定都是地层压力变化引起的。 6) 严格来说，在半对数坐标系中泥岩正常压实趋势线为直线的结论并不完全正确，因为随压实程度的提高，声波速度增加的程度将逐渐变慢，达到一定的深度后声波速度将几乎不再随深度变化，而不是沿传统的正常趋势线无限延伸下去。 对异常地层压力的时空演化和分布规律研究，不仅对指导勘探目标的确定、评价有利的储层区段分布具有一定的战略意义，而且在为目标钻探、科学钻井提供压力预测剖面，指导钻井液设计，保护油层等方面都具有重要的实际意义。
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user: 2. 窄窗口的概念及库车凹陷异常压力分布特征 2.1. 窄窗口的概念 窄窗口(钻井安全窗口小)，即在钻某一地层过程中，钻井液可以选择的密度范围很小。窄窗口易发生钻井复杂情况，钻井液密度超出此范围造成井漏，低于此范围造成井壁坍塌掉块。 窄窗口产生的主要原因是钻遇地层的地层压力和坍塌压力较高，漏失压力和破裂压力较低。窄窗口容易造成井涌、井漏、坍塌及卡钻等钻井事故。 窄窗口钻井安全的一项重要技术就是压力预测技术，如果能够很好地解决压力预测问题，就可以很好地确定窄窗口甚至扩大窄窗口的安全作业区间，提高钻井安全 [ 4 ] 。 2.2. 库车前陆盆地异常压力分布特征 2.2.1. 渗透性岩层内异常压力平面分布特征 渗透性地层内的压力可根据钻杆测压及重复地层测试获得，库车前陆盆地的异常压力主要发育于三叠系至新近系，总体上各个地层异常高压分布特征基本一致，即前陆冲断带为异常高压，以克拉苏构造带异常压力最高，秋里塔格构造带东部迪那、东秋地区也具有较高的异常压力，而南部平缓背斜带基本为正常压力系统。 库车前陆盆地下白垩统异常压力的总体特征为北部超压、强超压，向南有变低的趋势，南部平缓构造带基本为正常压力，表现为近似开放的流体系统。克拉苏构造带北部地区为强超压，压力系数在1.85以上，多在1.95~2.10之间，其中TB2井、KL2井、DQ8井下白垩统达到2.0以上，过剩压力差别大，KL1井、KL2井等过剩压力在23~37 MPa，TBZ井、DQS井过剩压力在46~51 MPa；大北地区、迪那地区下白垩统表现为超压，压力系数多在1.55~1.65之间，过剩压力变化相对较小，多在26~33 MPa；南部的QL1井、YT1井、YD2井、T1井、T2井下白垩统基本为常压系统，压力系数在1.0左右，过剩压力多在0~1 MPa。 库车前陆盆地古近系异常压力的总体特征与下白垩统较为相似，表现为北部超压、强超压，向南超压程度有变低的趋势，南部平缓构造带基本为正常压力，克拉苏构造带北部、秋里塔格构造带的东秋、迪那地区为强超压，压力系数多在1.90~2.20之间，过剩压力差别大，KL3井过剩压力在25~32 MPa，TB2井、KL2井过剩压力在36~43 MPa，DQ8井、DN3井、DN11井过剩压力在52~56 MPa。南部的却勒、羊塔克、英买力、牙哈、提尔根等地区基本为常压系统，压力系数大都在1.0左右，却勒地区局部地层压力系数达到1.4左右，表现为异常高压特征。 库车前陆盆地新近系克拉苏–依奇克里克构造带主要表现为正常压力特征，仅个别构造表现为异常高压特征，压力系数最高在1.2~1.5之间，如KL1井、MN1井等处。秋里塔格构造带东部的DN2井、DN11井构造压力系数在2.1左右，表现为强超压，过剩压力在50~56 MPa之间，是新近系超压程度最大的地区。 2.2.2. 渗透性岩层内异常压力纵向分布 库车前陆盆地渗透性岩层异常压力在三叠系、侏罗系、白垩系、古近系和新近系均有发育，在深度分布上普遍具有从上向下由常压到超压的变化，该变化在克拉苏–依奇克里克构造带尤为突出，秋里塔格构造带东部表现为超高压的特征。 克拉苏构造带中，各构造地层的超压特征总体上随深度变化而变化：从浅部到3000 m左右，是超压不断增强的阶段，压力系数由1.0增加至2.0左右；3000~4200 m，压力系数在2.0左右，为强超压，过剩压力较大，在25~45 MPa之间，KL2井、KL3井气藏都位于该深度段；4200 m以下，超压程度降低，压力系数在1.6左右，但过剩压力仍然较大，在30~45 MPa之间，主要分布在克拉苏深部区带，个别表现为接近常压，如KC1井。在纵向上，个别井压力随深度沿静水压力梯度增加，反映了流体在该层段内基本连通，构成一个统一的压力系统，如DB2井；个别井压力随深度变化复杂，过剩压力相差较大，未构成一个统一的压力系统，另外，各构造之间过剩压力变化较大，明显不是一个压力系统。 依奇克里克构造带中，异常高压随埋深变化总体上有以下规律：浅部2000 m以上表现为异常高压较低，压力系数在1.3~1.5之间，过剩压力较小，5 MPa左右；深部异常高压有所增大，YN2井、TZ2井等处较为明显，过剩压力较大，在25~35 MPa左右，YN4井、YS4井等异常高压仍较低，压力系数在1.3~1.5之间，过剩压力在5~15 MPa左右。各构造过剩压力变化复杂，各构造之间未构成一个统一的流体压力系统。
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user: 3. 库车前陆盆地异常地层压力成因类型 库车前陆冲断带喜马拉雅晚期经历了强烈构造挤压，TB2井、KL2井、KL3井、DQ8井、DQ5井、DN3井、DN2井及克拉苏深部区带DB2井、KS2井、DB3井等构造盐下储层压力系数达到了1.6以上，最大达到2.2左右，为异常高压或超高压。目前，对盐下储层内异常高压或超高压成因仍有争议，可归纳为以下几点：构造挤压和充气增压；构造挤压和构造抬升；构造挤压与欠压实；欠压实、天然气充注与构造挤压；构造挤压和他源超压。 构造挤压已被确认是库车前陆盆地超压形成的一个重要因素；构造抬升倾向于形成异常低压而非异常高压。实测资料表明，TB2井、DQ8井等构造的盐下超高压储层为含气水层或水层，所以天然气充注作用引起的超压机制针对气藏可能是有效的。 综合库车前陆盆地实际地质条件和前人对该盆地异常压力形成因素的研究，认为库车前陆盆地异常压力形成主要受控于压实、构造挤压、超压传递和生烃等作用，其中生烃增压作用针对侏罗系、三叠系烃源岩是有效的；对于现今气藏，天然气柱的浮力对异常压力也有一定贡献；另外，膏盐岩盖层的封盖作用为异常高压形成后的保存提供了强有力的保证。
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user: 4. 异常地层压力的随钻预测方法 随钻地层孔隙压力监测是利用钻井过程中实时测量得到的钻井地质数据来评估地层孔隙压力的技术。在目前国内钻井作业中，普遍使用随钻地层孔隙压力监测技术。这是因为钻前的地震预测结果精度比较低，层位误差比较大，很难反映实际的地层压力变化。所以，必须在钻井施工过程中开展随钻地层压力监测，来实时监测地层孔隙压力的变化，以便能及时发现井下复杂情况，调整钻井液密度和修改井身结构设计。 目前，国内比较有效的随钻地层孔隙压力监测方法有dc指数法、岩石强度法和泥页岩密度法。由于地层孔隙压力评估受到各大石油公司的普遍重视，近几十年来，地层孔隙压力评估技术得到了很大的发展。但是，由于受到传统思路的束缚，各种地层孔隙压力评估技术并没有得到实质性的突破，仅仅对以前各种评估技术进行修正和完善。如：在地层压力检测中采用对数式正常趋势线；用声波时差预测地层孔隙压力的方法；根据页岩电阻率精确测定地层孔隙压力的再校正技术；dc指数正常趋势线分析；压差校正可提高dc指数地层压力检测精度；地层压力的地震预测等。 随着三维地震的发展，利用地震资料进行地层孔隙压力预测的技术也逐渐向三维方向发展。在国外已取得一定成就。 在测井资料方面，由于国外测试技术及各种井下配套工具的先进性，随钻测井已成为现实可行的技术 [ 3 ] 。该技术为地层孔隙压力随钻预测提供了更可靠的数据，在一定程度上促进了地层孔隙压力预测技术的发展。但是，随钻测井的费用很高，在我国难以普及应用。 在钻井工程中，找到地震层速度、录井资料、测井资料和地层孔隙压力之间关系式是非常重要的。由于上述数据很复杂，分析它们很困难，不能精确建立反映数据间相互关系的物理关系式，并限制了理解和使用信息的能力。而且，即使利用如常规最小二乘法，部分最小二乘法和非线性二次部分最小二乘法等强有力的统计计算工具，也只能从上述数据中抽取线性和简单非线性信息。如果要使非线性输入、输出变换得到的先验信息有效，灰色理论方法不失为一种有效的手段。 在现有钻井技术的限制下，除极少数特殊情况外，钻井过程中所钻遇的岩石均是沉积岩。沉积岩的成岩过程是一个缓慢而漫长的过程。因此，可把沉积岩的成岩过程看成是一个连续的过程，所有的沉积岩层都是连续的，除非沉积岩成岩以后发生地壳运动。另一方面，传统的异常高压地层的形成机理认为，压实作用、水热增压、蒙脱石的脱水作用是异常高压地层形成的主要原因。不管是哪种原因，传统方法均认为是某局部地层存在过多的液体无法及时向邻近地层排泄完，从而形成的局部异常高压。这样，在微观上孔隙相互连通的沉积岩中，异常高压地层和正常压实地层之间必然存在过渡带。综上所述，地层孔隙压力曲线的变化趋势线必然是连续、缓慢变化的，不存在跳跃点。当用连续函数模拟地层孔隙压力曲线时，可用该函数预测钻头下部未钻开地层的地层孔隙压力。 压力预测计算的方法很多，都具有各自相应的适用范围，根据不同的压力成因，可将各预测方法的适用性进行归纳总结(见表1)。
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user: 5. 大北–克深地区的随钻预监测方法 由于大北–克深地区压力成因极为复杂，因此，除采用各方法对压力进行计算预测之外，还要对各压力预测方法的结果进行对比，经过筛选之后选定了几种比较适合于研究区的方法，主要包括反算dc指数法和多参数动态监测法。 随钻监测前要建立监测模型，分别采用反算dc指数法和多参数动态监测法建立不同的监测模型 [ 5 ] 。多参数动态监测法监测模型的建立工作流程如图1所示。在欠压实层位采用反算dc指数法的模型监测，在高压层则采用多参数动态监测法建立的模型计算压力。图2是大北–克深地区XXX井的实测压力系数与预测压力系数对比图，可以看出，符合率较高。 Table 1 The applicable methods for abnormal pressure (with different origins) prediction while drillin 异常高压成因机制 异常高压随钻预测方法 基于压力过渡带 基于压力盖层 基于压力分布 岩石孔隙 体积变化 欠压实 dc指数/反算dc指数法 泥页岩密度法 核磁共振录井法 X射线荧光录井法 地质统计分析法 测录井资料联用动态预测法 (多参数动态监测法) 盐丘底辟 离子色谱录井法 孔隙流体 体积变化 盐类渗透 离子色谱录井法 地质统计分析法 烃类生成或裂解 气测录井法 烃源岩录井法 dc指数/反算dc指数法 泥页岩密度法 核磁共振录井法 X射线荧光录井法 地质统计分析法 测录井资料联用动态预测法 (多参数动态监测法) 气体运移 气测录井法 X射线荧光录井法 复合成因 欠压实+盐丘底辟 离子色谱录井法 X射线荧光录井法 离子色谱录井法 地质统计分析法 欠压实+烃类生成 气测录井法 烃源岩录井法 dc指数/反算dc指数法 泥页岩密度法 核磁共振录井法 X射线荧光录井法 地质统计分析法 测录井资料联用动态预测法 (多参数动态监测法) 欠压实 + 盐丘底辟 + 烃类生成 气测录井法 烃源岩录井法 X射线荧光录井法 离子色谱录井法 地质统计分析法 表1. 不同成因异常压力适用的随钻预测方法 图1. 多参数动态监测法监测模型建立的工作流程图 图2. 大北–克深地区XXX井的实测压力系数与预测压力系数对比图 为了验证上述方法的可靠程度，选取了克深地区10口井进行建模，计算出来的压力系数与实际压力系数对比结果见表2，可以看出，克深地区10口井采用多参数动态监测法和反算dc指数法的结果准确度都在90%以上，多参数动态监测法符合率均值为97.29%，反算dc指数法符合率均值为90.23%。大北地区6口井建模计算出来的压力系数与实际压力系数对比结果见表3，可以看出，多参数动态监测法符合率均值为95.93%，反算dc指数法符合率均值为85.19%，反映出结合了人工智能的多参数动态监测法准确性更高。总体看来，上述方法在大北–克深地区的压力预测结果都较为可靠。 Table 2 The effect of validated 10 wells in Keshen are 井号 测试点(井深)/m 压力系数/1 多参数动态监测法 预测压力系数/1 反算dc指数法 预测压力系数/1 误差 (多参数动态监测法) 误差 (反算dc指数法) 克深XX3 6957.10 1.61 1.6578 1.6973 0.0478 0.0873 克深XX5 6822.43 1.64 1.6837 1.7345 0.0437 0.0945 克深XX9 7447.57 1.75 1.7213 1.8335 −0.0287 0.0835 克深XX2 7737.08 1.66 1.6940 1.7604 0.03403 0.1004 克深X2 7139.56 1.86 1.8516 1.9087 −0.0084 0.0487 克深XX8 6848.09 1.82 1.8107 1.9328 −0.0093 0.1128 6502.05 1.89 1.9170 1.9573 0.027 0.0673 克深X9 6656.18 1.65 1.6704 1.7683 0.0204 0.1183 克深1X5 7321.88 1.49 1.5213 1.6023 0.0313 0.1123 克深XX3 6626.24 1.79 1.7684 1.8973 −0.0215 0.1073 克深2X5 5331.16 1.60 1.5749 1.7423 −0.0250 0.1423 表2. 克深地区10口井的验证效果 Table 3 The effect of validated 6 wells in Dabei are 井号 测试点(井深)/m 压力系数/1 多参数动态监测法 预测压力系数/1 反算dc指数法 预测压力系数/1 误差 (多参数动态监测法) 误差 (反算dc指数法) 大北XX7 7216.23 1.68 1.6502 1.7527 −0.0298 0.0727 大北XX5 7398.61 1.65 1.6712 1.7426 0.0212 0.0926 大北X4 6868.44 1.71 1.7408 1.8385 0.0308 0.1285 7079.50 1.67 1.7205 1.7905 0.0505 0.1205 大北XX2 7342.80 1.71 1.7284 1.9043 0.0184 0.1943 大北XX3 6075.20 1.54 1.6072 1.7403 0.0672 0.2003 6352.66 1.55 1.5987 1.7512 0.0487 0.2012 大北XX4 5941.30 1.50 1.5595 1.6748 0.0595 0.1748 表3. 大北地区6口井的验证结果
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user: 6. 结论 1) 通过对大北–克深地区地层压力特征的分析，认为库车地区超压分布广，成因类型复杂多样，以构造挤压、生烃增压和压力传导影响最大，大北–克深地区在古近系底部和白垩系均普遍存在超压。 2) 对不同压力成因的随钻压力预测方法做了归类划分。由于大北–克深地区压力成因极为复杂，除采用各方法对压力进行计算预测之外，还对各压力预测结果进行了对比。经实测压力验证，反算dc指数法和多参数动态监测法在大北–克深地区的压力预测结果较为可靠。 3) 采用基于多参数、定层位建模的监测方法要比单一的建模方法符合率更高。
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user: 摘 要 安全管理首要基础是准确信息的快速、持续获得。能提供连续、系统、动态、可远程监控的录井技术正是这样的信息技术，其成为石油天然气钻探过程中最大的风险之——井控风险的安全管理中必不可少的环节，主要体现在井控安全管理的四大环节中最重要的一环——避免恶性应急发生的预警，应急发生后的动态决策依据提供，即避免发生应急、或发生应急时影响与损失最小化的临界控制环节。该项技术在钻探井控风险安全管理中广泛应用，通过技术集成、总结，正日趋成熟。通过该技术在防微杜渐，源头避免井控应急发生或发生后积极控制的应用分析，为企业重要安全管理环节的技术受控提供参考。 关键词 :录井技术，井控工作，安全管理，信息应用，预警，远程监测，临界控制 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 石油钻探过程中，钻遇高压油气流处置不当，造成井喷失控，轻则影响勘探开发部署，重则造成设备烧毁、人员伤亡、环境污染，后果严重，影响恶劣，恢复困难，因此井控工作是石油钻探安全工作重中之重，相关配套技术尤显重要，录井技术就是其中一项关键技术。 2010年4月20日22:00左右，BP公司位于美国路易安那州墨西哥湾的“深水地平线(Deeperwater Horizon)”钻井平台Missssppi Canyon 252 # -01井钻至井深20，000 ft (1 ft = 0.305 m)，准备在8000多英尺井筒处打水泥塞，BP公司采用先替海水、后打水泥塞的做法进行施工，20:00开始注海水，20:10出现钻井液出口流量增加，泥浆罐液量增加，说明地层流体进入井筒，21:49大量的天然气携带原油喷出井筒，导致井喷失控，进而爆炸着火，造成11人死亡，17人受伤，大面积海域受到严重污染(事故发生后，每天有约5000桶(1桶 = 0.159 m 3 )原油源源不断地流入墨西哥湾)。该次事故是美国近50年来最严重的海上钻井事故之一，事故导致BP公司形象、荣誉受损，股价暴跌，面临巨额赔偿罚款，美国暂停发放新的深水钻探许可，美国总统奥巴马宣布成立独立的总统委员会对事故深入调查，事故的间接原因是固井质量不合格、固井候凝时间不够，直接原因之一是采用了不当的施工程序，即先注海水后打水泥塞的做法，导致井筒液柱压力低于地层压力，流体进入井筒；之二是当班的录井数据工程师未发现异常，未及时报警，导致大量油气持续进入井筒；之三是发生严重溢流后井控装置不能正常工作。 由整个事件可看出，首先是设备及工艺的隐患，导致事故的发生，并因为事故发生最终由可控制的溢流事件演变成井喷事故过程中，发现及报告溢流不及时，导致可控的事件发展为应急事件，并因为应急控制设备的失效，最终发展为恶性应急事件。事故经历了不同的临界点，隐患未治理、预警未作、报警未作、控制失效、恢复困难，而报警作为事件的关键临界环节，是事件向良性或恶性发展的分水岭，临界环节的恰当处置，可以使事件在隐患状态被控制，从而不发生，相反则向恶性发展。任何的应急事件都因隐患引发，并在最初状态时未发现，最终失控。 钻探工程中的安全重点——井控工作，其具备同样的特点，即从技术角度，如何充分发挥处于临界环节的控制技术，就是关键中的关键。录井技术具备的对钻探全过程、不间断的自动化信息监测、异常预警、报警功能，成为井控技术的重要的组成部分，是实施积极控制、临界控制的信息基础，扮演着举足轻重的角色，没有它就没有预警，用得不充分，就会让小的可控井控应急事件变为恶性井控险情事件，乃至恶性井喷失控。
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user: 2. 录井工程与井控工作的关系 录井最早主要是作为钻探过程的信息跟踪记录而发展起来的一门技术。在20世纪80年代演变为对钻井介质的连续监测，从而为地下地质信息的首要获得服务。随着自动化技术的发展，更为精确、小巧的传感器应用于该专业，使得监测的范围进一步扩大。不仅监测在钻探中经由地面到地下再返回地面的钻井介质所携带的信息，同时也监测地面作业工具的相应参数，从而形成以地质信息、工程信息两大类为主体的监测体系。近年，随着安全要求的进一步提高，以及作为钻探最大的安全管理对象——井控安全管理显得尤为重要。如何极早发现溢流或井漏，并在最短时间内加以处理，将可能出现的井控险情消除；或已发生流体大量涌出，如何通过远程监控、信息综合收集、分析处理，将损失与影响降至最低 [ 1 ] 。 因此，录井技术对钻探井控安全管理提供了新的专业功能，并成为各临界点的主要控制技术之一。 录井技术经历了手工录井、仪器录井、网络录井3个发展阶段，主要分为2大体系。 其一是以发现地质体为目标的体系：主要是要发现地质预测的潜在油气地质体，达到找油找气目的，其中技术主要是钻时、岩屑、气测、钻井液录井等系列。 其二是以防止工程事故发生的体系。其中可细分为两类：一是因钻井工具损坏而导致的事故，比如井下钻具因质量或疲劳损伤，导致刺裂，继而断裂，导致事故；再如钻进用的钻头因使用寿命终结而出现掉部件于井下，导致复杂，均属于工程事故中第一大类。而另一类就是井控事件。录井技术体系的发展也因两大目的而产生发展，并日臻成熟，即可通过实时监测与分析预报钻具事故，又通过不同阶段的分析及通告，控制井控事件的发生，可以说要实施积极井控，录井是必不可少的专业技术。