DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 3. 解释技术介绍 为了及时、准确、高效地对储集层流体性质做出判断，为现场电测、试油等工作方案拟定、提供科学可靠的决策依据，以惠州油田为例，通过统计油田内24口探井286层油气显示层的流体测量数据，结合测井、MDT取样、测试数据，摸索和总结出一套针对惠州油田录井综合解释的评价方法。 3.1. 烃比值图版法 总所周知，皮克斯勒图版法是指将烃组分比值绘制在半对数坐标纸上，图版划分为油区、气区和两个非产区共4个区域，该方法使用 φ ( C 1 ) / φ ( C 2 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 3 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 4 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 5 ) 这4组烃组分比值建立解释图版，根据上述4项比值特征，反推地层孔隙流体类型和性质 [ 4 ] 。而对于流体录井技术而言，检测气体数据包含 C 6 + 组分，因而将原有的图版扩展至C 6 以上的重组分，引入 φ ( C 1 ) / φ ( C 6 + ) (其中 φ ( C 6 + ) = φ ( nC 6 ) + φ ( nC 7 ) + φ ( nC 8 ) )，以此形成了针对惠州油田改进的皮克斯勒图版法，即烃比值法。同时，在对惠州油田水层、干层烃组分数据统计分析过程中发现，对标准皮克斯勒法图版内的非产区按该研究标准可将其解释结果定义为水、干层区。 通过对惠州油田24口流体录井(FLAIR录井)作业显示段气体数据统计分析，建立了惠州油田烃比值图版(如图1)，其解释原则如下： 1) 显示层的烃比值落在哪个区内，该层即属于该区流体性质的储集层。 φ ( C 1 ) / φ ( C 2 ) 越低，说明流体含气量越少(或者油密度越高)，若 φ ( C 1 ) / φ ( C 2 ) 小于2，为水、干层。 2) 显示层段气体组分只有C 1 是干气层的特征；荧光显示较好且有较高的单一组分C 1 ，则是遭受改造的油层特征。 3) φ ( C 1 ) / φ ( C 2 ) 落在油区内，而 φ ( C 1 ) / φ ( C 5 ) 或者 φ ( C 1 ) / φ ( C 6 + ) 落在气区内，该层可能为油气层。 4) 烃比值图版法不适用于低渗透层，但是若各烃类比值点连线较陡，表明该层为致密层。 3.2. 全烃–流体类型法 流体录井(FLAIR录井)的检测范围包括烷烃、环烷烃及芳香烃多种烃类组分，根据该特点定义了计算全烃体积分数和流体类型2个衍生参数，其计算公式如下： φ ( TG ) = φ ( C 1 ) + 2 φ ( C 2 ) + 3 φ ( C 3 ) + 4 ( φ ( iC 4 ) + φ ( nC 4 ) ) +     5 ( φ ( iC 5 ) + φ ( nC 5 ) ) + 6 φ ( nC 6 ) + 7 φ ( nC 7 ) + 8 φ ( nC 8 ) (1) 图1. 惠州油田烃比值法图版 I f = 10 ( φ ( nC 6 ) + φ ( nC 7 ) + φ ( nC 8 ) ) φ ( nC 4 ) + φ ( nC 5 ) (2) 式中：φ(TG)为计算全烃体积分数，%；φ(C 1 )为甲烷体积分数，%；φ(C 2 )为乙烷体积分数，%；φ(C 3 )为丙烷体积分数，%；φ(iC 4 )为异丁烷体积分数，%；φ(nC 4 )为正丁烷体积分数，%；φ(iC 5 )为异戊烷体积分数，%；φ(nC 5 )为正戊烷体积分数，%；φ(nC 6 )为正己烷体积分数，%；φ(nC 7 )为正庚烷体积分数，%；φ(nC 8 )为正辛烷体积分数，%；I f 为流体类型指数，1。 φ(TG)反映地质意义是储层孔隙内烃类物质的丰富程度，值越高，说明储层中烃类物质越富集；I f 则表示储层孔隙内油质的丰富程度，值越高储层中含油比例越高，反之则说明孔隙内烃类气体所占比重越高 [ 5 ] 。利用横坐标I f 的高低划分出油层和气层的界限；利用纵坐标上φ(TG)的大小划分出油气层与水层的界限。 通过统计大量惠州油田各类显示层流体测量(FLAIR录井)烃类组分数据，计算不同显示层全烃和流体类型参数。利用计算φ(TG)和I f 共2个衍生参数进行数理统计投点，再结合测井、MDT取样、试油结论(如气层、油层、含油水层、水干层)围绕落点集中区划分出各解释结论区域(如图2)，同时考虑到图版界限是基于数理统计结果划定的，其分辨精度存在偏差，代表性也不够全面。因此，在随钻解释过程中还应参考随钻电测、地球化学、三维荧光、岩屑、荧光等其他录井资料进行综合解释。 3.3. 异常倍数法 流体异常倍数也叫峰基比，是以储集层与上部非储集层的流体中烃类组分变化来解释评价油气水层的一种方法，反映的是储集层和上部盖层的流体丰度变化，根据异常倍数变化情况来识别储层流体性质。各参数异常倍数=储量层段各参数最大值/各参数背景基值。对于背景基值要选取储集层之上泥岩盖层对应的较为平缓的一段平均值，一般要求大于5 m；对于储集层内的流体数据一般选择有代表性的一组测量值，而非单个组分的最大值。 图2. 惠州油田φ(TG)-I f 图版 从惠州油田目前已钻井的流体录井(FLAIR录井)测量数据统计分析可知，FLAIR录井系统检测到的C 1 烃组分对储集层含气较为敏感，C 6 ~C 8 等烃组分对储层含油的指示性很强；因此，在优选评价参数的时候重点分析对储层流体性质敏感、指示性较强的烃组分参数作为评价参数。在对油田内显示层段流体录井烃组分数据进行对比后，优选了C 1 、iC 4 、nC 4 、iC 5 、nC 5 、C 6 、C 7 、C 7 H 14 等轻、重组分作为评价参数，结合工区内已有的试油、测井、MDT取样结论建立惠州油田流体录井异常倍数解释阈值标准(表1)。 Table 1 The criterion for abnormal multiple interpretation of Huizhou Oilfiel 地层类型 各烃组分异常倍数/1 荧光 显示 备注 C 1 iC 4 nC 4 iC 5 nC 5 C 6 C 7 C 7 H 14 油层 >3 >5 >5 >5 >5 >4 >3 >3 有 C 6 、C 7 H 14 大于5 mL/L 含油水层 >2 >3 >3 >2 >2 >2 >1.5 >1.5 有 水层 >2 - - - - - - - 微量或无 表1. 惠州油田异常倍数法解释标准
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user: 4. 实例分析 4.1. HZ-A井 HZ-A位于惠州凹陷南侧、东沙隆起北坡边界，在3141.00~3162.00 m井段岩屑录井见荧光显示。珠海组岩性为浅灰色荧光细砂岩，岩屑荧光面积5%~10%，滴照淡乳白色，慢速扩散。FLAIR流体录井烃组分齐全，重组分绝对值较于上覆地层较高(图3(a))。考虑该井段为一套连续显示段，为了更好地识别储层流体以及分析显示段上、下烃组分变化情况，采用烃比值图版法对该井段解释。根据FLAIR流体组分绝对值计算 φ ( C 1 ) / φ ( C 2 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 3 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 4 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 5 ) 、 φ ( C 1 ) / φ ( C 6 + ) ，在烃比值法图版中投点，各数据点连成的曲线落在油区范围内(如图3(b))，且从各数据点连线成的曲线来看，上、下组分基本无变化，表现为同一套油层特征，录井解释结论为油层。该井有地球化学录井项目，显示段岩石 图3. HZ-A井流体录井及储层流体性质解释结果 热解气相色谱特征表现为正构烷烃组分齐全，峰值幅度较高，异构烷烃组分较少，图谱基线平直，呈梳状分布，指示储层含油且含油丰度高。对该井段进行MDT取样，取得150ml纯油样，综合解释为油层，与录井解释结论一致。 4.2. HZ-B井 HZ-B位于东沙隆起西北斜坡，靠近惠州凹陷南侧，在2322.00~2326.00 m井段，岩屑录井见荧光显示。珠江组岩性为浅灰色荧光泥质细砂岩，岩屑荧光面积5%，滴照淡乳白色，慢速扩散。FLAIR流体录井烃组分齐全，烃组分相较于上覆泥岩段，气测组分异常明显，曲线形态饱满，呈箱形，显示储集层含烃较丰度较高(图4(a))。根据衍生参数计算公式(1)、(2)得到，φ(TG)为1837.70×10 − 6 和I f 为9.3897 (表2)。在惠州油田φ(TG)-I f 图版上投点，落在油区(图4(b))。对该井进行随钻电测，与下覆无显示砂岩相比本段电阻率由2.1 Ω∙m上升至5.8 Ω∙m，中子、密度均有较好的响应特征，随钻电测解释为油层。对该井段进行DST测试，日产油65.2 m 3 ，录井解释结论与测试结论符合。 Table 2 FLAIR logging data and the derivative parameter list of Well HZ- 深度/m 岩 性 各烃类体积分数/10 − 6 C 1 C 2 C 3 iC 4 nC 4 iC 5 nC 5 C 6 s C 7 s C 8 s C 6 H 6 C 7 H 8 C 7 H 14 2322~2326 泥质细砂岩 257 116 72.5 22.8 28.5 25.4 22.6 24.4 38.6 30.2 2.47 1.8 16.69 2345~2347 细砂岩 114 45.5 20 5.8 9 5.3 5.4 2.71 4.68 3.43 0.72 1.08 4.16 2322~2326 m计算衍生参数：φ(TG)为1837.70 × 10 − 6 ，I f 为9.3897。 2345~2347 m计算衍生参数：φ(TG)为478.78 × 10 − 6 ，I f 为4.2431。 表2. HZ-B井FLAIR测量数据及衍生参数表 在2345.00~2347.00 m井段，岩屑录井见荧光显示。珠江组岩性为浅灰色荧光细砂岩，岩屑荧光面积5%，滴照淡乳白色，慢速扩散。FLAIR流体录井烃组分齐全，但绝对值较低，流体组分基本无异常，曲线形态呈扁平状，显示储集层含烃饱和度较低。根据衍生参数计算公式(1)、(2)得计算，φ(TG)为478.78 × 10 − 6 ，I f 为4.2431 (表1)。在惠州油田φ(TG)-I f 图版上投点，落在水区(图4(b))。该井段进行随钻电阻率曲线与上覆无显示段砂岩无异常，电测解释为水层。录井解释与测井解释结论符合。 图4. HZ-B井流体录井及储层流体性质解释结果 4.3. HZ-C井 HZ-C井位于HZ26富生油洼陷以东，惠西低凸起HZ-C构造上，在4378.00~4392.00 m井段，文昌组岩性为浅灰色荧光细砂岩，岩屑荧光面积5%，滴照淡乳白色，中速放射状扩散。FLAIR流体录井烃组分齐全，且绝对值较高，C 1 体积分数绝对值达2.8 × 10 − 6 ，C 1 百分占比63.68%，重组分占比较高，不符合气层特征(图5)，图中PC为接立柱气体。根据异常倍数法计算各主要参数异常倍数，C 1 异常倍数8.6，C 6 异常倍数23.9，C 7 异常倍数24.0，C 7 H 14 异常倍数7.2，且指示储集层含油特征的重组分绝对值均大于10 × 10 − 6 。根据惠州油田异常倍数法解释标准(表2)该井段为油层。电测资料解释为油层，但储层孔隙度仅为10.2%，渗透率5.1 mD，表现为低孔、低渗储层，认为偏干；但FLAIR流体录井显示地层含烃饱和度饱满。对该层进行DST测试，日产油46 m 3 ，录井综合解释结论与测试结论一致。 图5. HZ-C井录井综合解释结果图
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user: 5. 结语 根据FLAIR流体录井技术多年来在惠州油田的应用，结合惠州油田的地质、油藏、流体特征，通过不断的摸索、总结和不断完善，建立起了烃比值图版法、φ(TG)-I f 图版法以及多参数异常倍数法共3类解释评价方法。采用3类评价方法在对油田近两年来10口探井的综合解释工作中，符合率达到87%。考虑到图版界限是基于数理统计结果划定的，因此在后续的解释评价工作中随着数据的丰富，需要及时对图版进行更新，调整各项解释结论阈值，更好地服务油田的勘探评价工作。同时，在流体录井资料解释方法方面，需要加大研究力度，在不断改进和完善现有解释方法的基础上，积极尝试和探索新的解释方法和手段，进一步拓展流体录井资料应用范围。
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user: 摘 要 辽河油田G18块莲花油层，储层物性较好，经过多年的注水开采，已经进入了高含水期，剩余油在平面上和空间上较为分散。以莲花油层开发地质难题为出发点，通过开展储层地化录井技术分析，运用岩石热解和热解气相色谱数字化技术，建立莲花油层解释评价图版，最终实现储层含油性评价，为开发方案的制定和调整提供技术支持。 关键词 :莲花油层，剩余油，地化录井，数字化技术，解释评价 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 莲花油层是辽河油田G18块主要目的层，岩性混杂，以砂砾岩和细砂岩为主，储层物性较好，属中孔高渗储层，油质为稠油，密度平均为0.9350 g/cm 3 ，黏度高，平均为1134.72 mPa∙s，重质组分含量非常高。莲花油层经过多年的注水开采，已经进入了高含水期，剩余油在平面上和空间上较为分散。 莲花油层的顶底分别由稳定的油页岩、钙片页岩等特殊岩性的标志层所控制，油层内部按照岩性、电性旋回组合和泥岩隔层特征，将莲花油层划分为8个油组：I-IV油组为薄互层，开采程度低；V油组为一套油水组合，油藏类型为中–厚层边水油藏，水淹程度高；VI油组为边底水油藏；VII油组为底水油藏 [ 1 ] 。 目前在G18块莲花油层开发过程中主要存在3个地质难题： ① V油组水淹后，层内非均质性严重，水淹程度识别困难； ② VI、VII油组油水关系复杂，油水界面不清； ③ 部分油层显示较好，但出液量低，产能低 [ 2 ] 。
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user: 2. 水淹层地化录井响应特征 油层水淹后原油会发生一系列的物理和化学变化，随采出程度的增加，储层含水饱和度增加，含油饱和度降低，原油密度和黏度上升，这些是地化录井技术评价水淹层的主要依据。 注水驱油实验是水淹机理研究的一种基本方法，在研究中采用稳态法水驱油实验对不同产水率条件下的岩样进行了地化分析，并结合密闭取心资料，研究地化录井资料的响应特征及机理。 2.1. 岩石热解 根据前人开展的稳态法水驱油模拟实验，注水以后，随着含水率的上升，含油饱和度降低，原油性质变差，反映在热解分析上响应为S 1 (游离烃质量分数含量，mg/g)、S 2 (裂解烃质量分数，mg/g)、P g (产烃潜量，P g = S 1 + S 2 ，mg/g)和P s (轻重比，P s = S 1 /S 2 )降低。 实验得到如下数据： 饱和油时：高孔渗层P g > 60 mg/g，低渗透层P g > 25 mg/g； 残余油时：高孔渗层P g 20~35 mg/g，低渗透层P g < 15 mg/g [ 3 ] 。 2.2. 热解气相色谱 根据前人研究结果，气相色谱谱图特征随含水率上升的变化非常明显。随含水率上升，饱和烃色谱峰值逐渐降低，峰形从正态峰形向扁平形变化。 饱和烃分析的主要特征参数，如主峰碳色谱峰值( n C 主 )及色谱峰面积值( A 主 )，主峰碳数及饱和烃色谱面积值(A s )等，都随含水上升呈现明显的下降趋势。 实验表明，随含水率上升，气相色谱峰值、峰型以及主要特征参数，以及热解参数，都呈现了有规律的变化，证实地化录井是可以反映油层水淹变化特征的。 不论是饱和烃色谱，还是热解分析，不论是水驱油实验，还是密闭取心，随含水率上升，反映含油丰度的参数P g 、S 1 、S 2 、P s 都一致性地降低 [ 3 ] 。
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user: 3. 评价方法 在录井水淹响应特征研究基础上，结合投产资料，建立G18块莲花油层地化录井评价标准及解释方法。 3.1. 岩石热解方法 由于V油组和VI、VII油组油藏类型不同，认为V和VI、VII油组应当分别建立标准和图版。 V油组评价参数包括S 1 、P g 、P s ，随着水淹程度增加，这些参数都呈现下降趋势，也反映了随含水率上升储层含油量下降，轻重比下降的规律(表1)。 VI、VII油组的评价标准，和V油组相比，S 1 和P g 两个表征含油量的参数是下降趋势，但是表征油品性质的参数轻重比P s 和V油组相比变化不明显，反映了水淹层和正常油水层的不同特征(表2)。 Table 1 The criterion for water-out reservoir interpretation and evaluation (V Oil Formation 储层流体性质 S 1 /(mg∙g −1 ) P g /(mg∙g −1 ) P s /1 油层 >10 >25 >0.8 弱水淹层 8~10 >25 0.6~0.8 中水淹层 3~8 10~25 0.4~0.8 强水淹层 <3 <10 <0.4 表1. 水淹层解释评价标准(V油组) Table 2 The criterion for oil and water layer interpretation and evaluation (VI and VII Oil Formations 储层流体性质 S 1 /(mg∙g −1 ) P g /(mg∙g −1 ) P s /1 油层 >8 >20 >0.5 差油层 3~8 7~20 >0.6 油水同层 3~8 10~20 <0.6 水层 <3 <7 <0.8 表2. 油水层解释评价标准(VI、VII油组) 分油组建立交会图版，分别是P g − S 1 交会图版和P g − P s 交会图版。左侧的P g − S 1 图版，能够将油层、强水淹层、水层很好地分离，但是差油层、中水淹层、油水同层分离度不够，表明使用含油量参数只能表征地层含油丰度的变化，在油水关系表征方面敏感性不足。右侧的P g − P s 交会图版，各个级别储层分离程度高，油层、水淹层划分区间明显，表明运用含烃量参数结合轻重比参数能够较好地判别地层油水关系(图1)。 图1. 岩石热解解释评价图版 3.2. 热解气相色谱方法 1) 色谱数字化方法 稠油原油中胶质、沥青质等重质成分含量高，正构烷烃含量低，造成谱图形态呈现基线隆起，单个谱峰组分不能被准确识别，无法实现定量化分析(图2)。 图2. 稠油色谱谱图 针对上述难题，运用色谱谱图包络线拟合方法，对热解气相色谱进行数字化解析，进而分析稠油烃类组分含量变化特征。具体思路是运用三角函数多项式构造能够用来模拟双峰或多峰的函数，应用非线性回归使拟合程度达到最好，最终提取出相关形态因子，实现定量化评价。 拟合方程为： y = V 0 + a 1 × sin ( π t / b ) + a 2 × sin ( 2 π t / b ) + a 3 × sin ( 3 π t / b ) + a 4 × sin ( 4 π t / b ) +           a 5 × sin ( 5 π t / b ) + a 6 × sin ( 6 π t / b ) + a 7 × sin ( 7 π t / b ) + a 8 × sin ( 8 π t / b ) 式中：V 0 ，a 1 ，a 2 ，a 3 ，a 4 ，a 5 ，a 6 ，a 7 ，a 8 ，b为拟合系数；t是色谱出峰时间，min；y是色谱出峰响应值，mV。 以拟合的拐点L 1 为分界线，划分轻重组分区间。最终提取的形态因子包括：面积参数A 1 面、A 2 面；高度参数H 1 、H 2 (图3)。 图3. 稠油色谱包络线拟合示意图 2) 标准及图版建立 通过对比分析，面积参数的适用性要好于高度参数，因此在目前实际应用过程中，已建立面积参数的标准和图版(表3、表4、图4、图5)。 图4. 色谱数字化图版(V油组) 图5. 色谱数字化图版(VI、VII油组) Table 3 The criterion of chromatographic digitalization (V Oil Formation 划分标准 总面积/(mV·min) A1面/A2面 油层 >350 >0.4 弱水淹层 >200 >0.3 中水淹层 >180 <0.3 强水淹层 <180 0.1~0.6 表3. 色谱数字化标准(V油组) Table 4 The criterion of chromatographic digitalization (VI and VII Oil Formations 划分标准 总面积/(mV∙min) A1面/A2面 油层 >350 >0.4 差油层 >150 >0.3 油水同层 >150 <0.3 水层 <150 0.1~0.6 表4. 色谱数字化标准(VI、VII油组)
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user: 4. 应用效果 应用上述地化录井数字化方法，对G18块莲花油层进行解释评价。将地化录井技术应用在G18块的14口开发井，可统计68层，符合58层，总体解释符合率达到85.3%。 总结起来，在莲花油层评价过程中，地化录井作用主要体现在3个方面。 4.1. V油组水淹程度精确识别 g2-1-010井，在1694~1716 m，33、34两个小层进行了地化分析，通过图版投点可以看到，33层数据落到图版弱水淹层区域，34层数据落到图版中水淹层区域，通过地化热解值S 1 、P g 、P s 分析，认为上部含油性较好，下部含油性一般，水淹程度高；通过热解谱图分析，认为33层水淹程度低，下部34层轻质组分明显减少，具有明显的中水淹特征(表5、图6、图7)。 综合解释33层为弱水淹层，34层为中水淹层。对这两层进行合采，初期日产油2.1 t，日产水1.4 m 3 ，含水率40%，累计产油150.4 t，累计产水161.1 m 3 。录井解释和试油结果相符。 图6. g2-1-010井热解数据图版投点 图7. g2-1-010井热解色谱图版投点 Table 5 The data of pyrolysis analysis in Well g 2-1-01 层号 样品深度/m 显示级别 S 1 /(mg∙g −1 ) S 2 /(mg∙g −1 ) P g /(mg∙g −1 ) P s /1 测井解释 地化解释 33 1694.5 油浸 9.6 18.0 27.6 0.7 中水淹层 弱水淹层 34 1712.3 油浸 7.8 15.6 23.4 0.5 中水淹层 中水淹层 1717.0 油浸 7.4 18.2 25.6 0.4 表5. g2-1-010井热解分析数据表 4.2. VI、VII油组油水关系准确识别 g2-4-016井，在51和60号层进行地化分析，通过对比分析，51层S 1 /P g /P s 参数较60层更高，图版投点落在油层、差油层区域，60层图版投点落在差油层、水层区域，因此通过地化热解值S 1 、P g 分析，60层下部含油性差，51层整体含油性好；通过热解谱图分析，认为60层下部烃类组分不全，含油丰度差；51层组分齐全，含油丰度高，不含水(表6、图8、图9)。 综合解释60层为油层、低产油层，51层为低产油层、水层。51层试油日产油6 t，日产水0.5 m 3 ，含水率7.7%，累计产油702.9 t，累计产水95.7 m 3 ；60层日产油0.4 t，日产水13.1 m 3 ，含水率97%，累计产油29.0 t，累计产水716.2 m 3 。录井解释和试油结果相符。 图8. g2-4-016井热解数据图版投点 图9. g2-4-016井热解色谱图版投点 Table 6 The list of pyrolysis analysis data in Well g 2-1-01 层号 样品深度/m 显示级别 S 1 /(mg∙g −1 ) S 2 /(mg∙g −1 ) P g /(mg∙g −1 ) P s /1 测井解释 地化解释 51 1776.0 油浸 12.7 17.5 30.2 0.7 差油层 油层 1779.4 油浸 5.7 7.6 13.3 0.75 差油层 差油层 1780.0 油浸 5.4 7.2 11.6 0.75 差油层 差油层 34 1798.2 油浸 7.4 9.9 17.3 0.75 差油层 水层 1799.6 油浸 1.4 4.0 5.4 0.3 表6. g2-4-016井热解分析数据表 4.3. 运用P s 判别原油性质 g2-3-010和g2-4-016两口井投产均为6油组，岩性都为砂砾岩，含油性都较好，物性相差不大，但产能相差较大。通过地化分析，发现两口井轻重比P s 值存在明显差异：g2-3-010井S 2 值较高，高含量的重组分导致P s 值偏低(为0.5)，该层原油密度、黏度较大，流动性差，产能差(表7)；g2-4-016井S 2 值较低，P s 值较高为0.8，产能较好(表8)。 轻重比P s = S 1 /S 2 ，为轻组分与重组分的比值，能够一定程度上表征原油密度及黏度。P s 越小，密度和黏度越大；P s 越大，密度和黏度越小。 为了研究G18块P s 值与原油性质的关系，采集该区块油样进行地化及原油物性分析。通过对比分析发现，P s 值与原油密度、黏度存在明显的负相关性(图10)，表明该区块地化轻重比P s 在判断原油性质上具有较好的指向性。 图10. P s 与原油密度、黏度相关性图 Table 7 The list of pyrolysis analysis data in Well g 2-3-01 样品深度/m S 1 /(mg∙g −1 ) S 2 /(mg∙g −1 ) P s /1 投产情况 1790.8 13.1 27.2 0.5 井段：1789.8~1810.3 m 日产油0.2 t，日产水0.4 t， 累计产油21.5 t，日产水112.3 t 1800.8 11.5 22.9 0.55 1802.8 7.7 13.5 0.6 1809.0 13.6 30.7 0.4 表7. g2-3-010井热解分析数据表 Table 8 The list of pyrolysis analysis data in Well g 2-4-01 样品深度/m S 1 /(mg∙g −1 ) S 2 /(mg∙g −1 ) P s /1 投产情况 1776.0 12.7 17.5 0.8 井段：1775.5~1780.1 m 日产油6.0 t，日产水0.5 t， 累计产油702.9 t，日产水95.7 t 1779.4 5.7 7.6 0.8 1780.0 5.4 6.2 0.9 表8. g2-4-016井热解分析数据表 基于上述分析结果，建议对g2-3-010井进行注气开采：注气前日产油0.2 t，注气后日产油4.0 t，产量上升显著。
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user: 5. 结语 1) 通过开展G18块莲花油层储层评价研究，建立了地化解释评价方法，并在该区块应用中具有良好效果，能够为油田开发调整部署提供技术支持。 2) 运用图谱数字化技术，解决了稠油地化谱图不能定量化分析的难题，提高了稠油地化解释评价符合率。 3) 运用地化录井数字化技术评价水淹层具有广阔应用前景，可以借鉴应用到在其他开发区块。
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user: 基于录井参数的三维地质建模方法应用研究
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user: 摘 要 各项录井参数表征了钻井过程中的各种信息，是地质分析解释、指导勘探开采的基础。随着计算机技术的发展以及录井行业的需求变化，传统的以二维图件来展示、分析、处理录井数据的方法已经不能满足深入理解地质构造的要求，三维地质模型以其传递信息的直观性、完整性等优势，已成为发展的必然趋势。采用井震结合、引入录井油气显示参数三维地质建模的方法，实现了构造、多孔介质储层及其内部属性参数的精细表征；通过确定性建模与随机建模相结合的建模方法，实现了储层油气有利地带的预测；形成了一套低孔、低渗砂砾岩油藏三维地质建模技术，有效地指导水平井的随钻地质导向工作。 关键词 :录井参数，三维地质建模，井震结合，地质导向 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 录井技术是一项古老的、与钻井技术相伴生的随钻资源勘查工程技术。录井的本意就是记录、录取钻井过程中的各种相关信息(地质的、矿产的、工程的)，采集与矿产直接相关的样品(如岩石、地层流体等)。在石油地质领域中，录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术，是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点 [ 1 ] 。但随着油气勘探开发难度的不断加大，对录井技术的要求也不断提高。而录井参数建模是运用计算机技术，利用录井各项参数，通过地质统计学法，预测录井参数三维空间展布特征，从而应用到水平井地质导向、钻井工程服务、油藏综合研究的一项新技术。 M18井区构造上属于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡，其三叠系百口泉组为湖泊背景下的粗粒扇三角洲沉积体系，储层岩性主要为小、细、中砾岩，属特低孔、特低渗储层；百口泉组油藏非均质性中等，纵向上单油层发育多且薄 [ 2 ] 。2016~2017年，在M18井区百口泉组油藏共部署多口水平井，设计水平段长度以1200 m与1600 m为主，油藏局部个别达到1800 m、2000 m。针对该区域水平井水平段较长的特点，采用融合录井、测井、地震资料建立三维地质模型的方法，解决了监控水平段轨迹在油层中穿行的难点，油层平均钻遇率在95%以上，效果较好。
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user: 2. 录井参数三维地质建模 2.1. 地层构造模型建立 构造模型是地质建模过程中最基础也是至关重要的环节，高精度的构造模型是水平井成功入靶的重要条件之一 [ 3 ] 。通过连井地层对比，确定地层对比关系，合成地震记录，确定时深关系，根据合成地震记录建立层速度模型，然后应用层速度模型对时间域地震体进行时深转换。 利用AH9井的VSP数据，同时结合对M18井区内若干井进行合成地震记录，建立层速度模型，依据该层速度模型对时间域的地震体进行反演，使之转换成可与井数据对比的深度域地震体(见图1和图2)。 针对M18井区目的层百口泉组建立三维构造地质模型，如图3所示。 图1. 地震层面追踪 图2. 时间域地震剖面与深度域地震剖面对比 图3. M18井区目的层百口泉组三维地质模型 2.2. 录井油气指数模型建立 油气显示指数是将气测组分轻重比结合荧光显示加权处理得出的衡量油气显示好坏的综合指标，无荧光显示和无C 2 以后组分的井段不参与计算，在荧光显示相同的情况下，各组分间比例关系对计算结果产生影响。 在M18井区储层油气评价过程中发现，录井的气测和荧光显示对于百口泉组储层的油气比较“敏感”，而常规的测井油气评价参数对于低孔、低渗储层油气评价常常显得“力不从心”。因此，在低孔、低渗砂砾岩储层地质模型的建立过程中，特别引入“录井油气指数”参与建模，录井荧光含量和气测数据经归一化处理生成油气显示指数。 从模型(图4和图5)上可以看出，“录井油气指数”模型指示的油藏有利区域与M18井区水平井集中部署的区域基本一致，说明该模型预测的结果与建设方的研究结果符合。
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user: 3. 应用录井三维地质模型进行地质导向实例 在M18井区水平井地质导向工作中，根据邻井测、录井资料进行精细小层划分，采用录井参数建立地质导向跟踪模型，同时结合探边数据对12口水平井进行了随钻地质导向工作。同时，根据实钻情况，预测油层提前或滞后的数据，根据需要提前做好轨迹调整准备。减少非必要的轨迹调整动作，使得井眼轨迹更加平滑，有利于工程施工作业。实践证明，三维地质模型在水平井油层着陆、入靶以及水平段轨迹调整过程中发挥了有效的作用，成为地质导向师进行地质导向工作的得力工具(图6)。 以M18井区的XX6134井录井地质导向为例，简要介绍一下录井参数三维地质建模在地质导向中的应用情况。 首先，如前所述，应用地震资料、电测分层等数据建立地层构造模型(图1~3)，然后计算出“录井油气指数”参数，并应用该参数建立属性模型(图4和图5)。从建立的油气显示三维可视化模型(图5)中可以清晰地看出目的层油层的分布特点：尖灭方向、顶底界位置、夹层分布情况等。为地质导向师监控水平段在油层中穿行的情况提供了可靠的参考依据。 与地质设计提供的常规地质模型(孔渗饱解释模型) (图6)相比，建立的“录井油气指数模型”有以下优点： 图4. 录井油气指数模型(目的层顶面切片) 图5. 录井油气指数模型(三维) 图6. 录井地质导向工作流程 1) 应用地震资料追踪层面，约束建模，刻画出的地层倾角更符合实际地质情况。 2) 在M18井区砂砾岩储层中，储层岩性和含油性对电阻率的影响不好区分，因此采用常规方法建立孔隙度、渗透率、含油饱和度解释模型来模拟油层的分布存在一定的偏差。而气测、荧光是直接反映储层含油性的参数，采用“录井油气指数”建立的地质模型更能直接、准确地模拟油层的分布特点，从XX6134井的常规地质模型(图7)和采用录井参数建立的地质导向跟踪模型(图8)的对比中就可以看出。 图7. XX6134井常规地质模型切片(地质设计) 图8. XX6134井地质导向跟踪模型(二维)
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user: 4. 结论与认识 1) 随着越来越多的超深、超长水平段水平井的部署，对水平井地质导向的技术要求也越来越高，常规的水平井地质导向方法已不能很好地承担此项任务，因此，有必要将基于录、测数据以及地震数据的三维地质建模技术应用于随钻地质导向工作中。 2) 应用三维地质导向模型开展随钻地质导向工作，可以大大提高油层钻遇率。 3) 在三维地质层次模型的综合指导下，三维空间内井眼轨迹的走向会更加精准、可视化程度也越高，能够大大地提高钻井效率和降低成本。 4) 以录井现场资料为基础，开展地质导向工作，具有其他工种不可比拟的现场优势。
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user: 摘 要 油气田勘探开发过程中，水平井由于其井眼穿过油层长、获得信息多、开发高效等优势，逐步成为勘探开发的重点钻井技术。而在水平井钻进过程中，如何利用随钻过程中获得的岩性、电性、物性及含油气性等录井资料进行随钻跟踪分析成为了录测井工作的重中之重。水平井随钻跟踪分析包括3个方面：一是钻井前期阶段结合邻井准确进行水平井的地质工程设计技术；二是钻井进入目的层前的地层分析对比和实时预测技术；三是进入目的层后的实时性、可视性的综合跟踪分析与导向建议。通过实时数据进行测录井精细地质对比，及时修正模型，实钻与设计剖面实时对比，确保水平井井眼轨迹准确进入目的层。当水平段发生偏离设计轨迹、钻出目的层、岩性突变、气测异常等情况时，可以利用随钻测井资料、录井资料、区域资料、地震资料等进行精确解释评价，结合钻井螺杆参数，给出轨迹调整方案，保证油气层钻遇率。 关键词 :实时数据，水平井设计，钻前预测，随钻跟踪，动态调整 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. 前言 随着信息技术的不断发展，钻井实时数据的采集也越来越完整、及时、可靠，如何利用好这些数据，结合水平井区域地质情况进行水平井设计、钻前分析、随钻跟踪、地质导向成为了水平井钻井技术的难点。在水平井实际作业过程中，LWD、MWD随钻测井技术能够起到指导实际随钻跟踪与导向作用，但是由于其仪器滞后钻头8 m左右的盲区，导致无法第一时间获得钻头附近的地质资料，从而造成井眼轨迹偏离油层时已无法快速调整，降低钻遇率。而钻时、气测、岩屑、荧光显示等录井资料能够第一时间反映钻头位置的岩性及含油气性特征，借助水平井随钻跟踪分析系统软件，通过录井数据的综合展示和钻进过程有形化，能够及时、正确地进行随钻跟踪分析，从而指导解释及评价地质导向工作，保障快速优质钻录井，提高水平井油气层的钻遇率 [ 1 ] [ 2 ] 。
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user: 2. 水平井随钻跟踪分析技术 2.1. 水平井设计方法探讨 针对中国地质背景的复杂性和水平井设计研究的资料完整性，目前行业主要采用5种水平井设计方法：参考井组法、投影剖面法、平面布靶点法、二维与三维模型交互法、井震结合法。参考井组法主要是基于区域邻井资料，以设计水平井段两侧的2个以上井组作为参考井，根据构造趋势提取地层、砂层、油气藏关键地质信息，进而在虚拟剖面上进行水平井段设计；投影剖面法主要针对油气藏边部控制井较少的情况，通过邻井油气层信息投影到水平井轨迹剖面上进行设计；平面布靶点法重点针对地质沉积较为稳定(如鄂尔多斯盆地的部分区块)、发育较厚油气层的情况，通过在有效厚度、沉积相等平面图上部署水平段靶点，追踪厚度较大的主力油气层，进而进行水平井设计；二维与三维交互法主要是在区域资料较为详实的情况下，通过建立三维模型，并切取二维剖面，进行水平井设计；井震结合法将井资料与地震资料结合，通过时深转换后选取能反映构造、沉积或者油藏的合适的深度域地震振幅、属性或反演剖面，并在在相关的地震剖面进行水平井段设计。上述5种方法中参考井组法、投影剖面法适用于井距较小、控制程度高的油气田开发区块，平面布靶点法适用于沉积背景稳定、构造简单、有效厚度厚度较大的区块，二维与三维交互法、井震结合法适用于资料详实可靠、地质复杂、研究深入的勘探及开发区块。 2.2. 水平井钻前预测分析 借助水平井随钻跟踪分析的专业软件以及设计阶段形成的成果，可以进行多种资料的钻前预测。一是进行钻前地层和砂体预测、轨迹与油层接触关系分析、着陆点预测；二是对于建立三维砂体或油气藏模型的水平井，可依靠专业软件计算沿井轨迹的岩性界面距离的预测值，生成沿井眼轨迹的距离顶面围岩与顶面围岩的距离数据表；三是根据三维模型进行沿井眼轨迹的钻前曲线值预测，如建立气测全烃的三维模型，预测沿井眼轨迹的全烃体积分数曲线。通过上述钻前预测分析技术，实现钻前心里有数、提前预警，以防漏失重点油气层。 2.3. 随钻跟踪分析 水平井钻进阶段，录井的多项实时数据能够真实反映地下地质特征情况的能力有限，所以地质工程师必须结合设计阶段形成的设计剖面及三维模型，通过多项数据参数的综合对比研究，及时、快速地发现实钻剖面与设计剖面的差别变化，调整轨迹设计参数，更多地钻遇目的层。钻井过程中的地质变化主要反映在岩性变化上，利用钻时、上返岩屑、地层造斜率、钻井工程参数变化、钻井液性能等多因素来综合判断岩性变化 [ 3 ] ；在信息化配套方面，采用多窗口随钻跟踪分析技术，接入录测井实时数据，实现随钻过程的综合性、及时性和可视性，克服因某单项因素的影响(如岩屑滞后、失真、仪器误差等)造成钻遇油层损失。 1) 多窗口综合信息分析技术。应用测录井实时数据的多窗口有形化技术实现多参数的综合对比分析。多窗口综合跟踪分析应包括的信息有：录井钻时曲线、岩屑上返、测井曲线、设计与实钻对比、水平井三维地质模型实时跟踪等。对于地震数据较为丰富的区块，可进行叠前、叠后多剖面以及在三维地震体上进行实时随钻跟踪分析。 2) 斜深校直及微构造预测技术。通过复杂轨迹的几何转换实现深度归位，测录井数据的转换选取，实现水平井斜深校直后的综合对比研究，从而在钻进过程中快速与邻井进行精细小层对比。通过研究地层岩性、典型标志层、砂体变化等关键地质信息，实现小层的精细研究及层位的快速卡准。 目的层微构造变化提前预测，以往只关心目的层实钻与设计构造变化，然而，当钻到目的层发现其构造发生变化时再进行调整往往浪费进尺和油气层。目的层产状与上覆地层产状多有继承性或者规律性变化，在造斜点之前应当选择分布较为稳定、上下岩性特征变化明显的地层作为标志界面，实时对比钻遇标志界面的深度变化，及时发现地层产状变化及变化趋势，以便提前进行对比调整 [ 4 ] 。 3) 实钻与设计轨迹对比、三维防撞绕障调整技术。随钻过程中要重点关注实时实钻井与设计井轨迹对比跟踪，并实时计算出实钻井轨迹点与设计井轨迹点的距离、方位。对于井网密集的开发区块，通过三维可视化随钻跟踪，有效地进行水平井三维防撞绕障(图1)。结合邻井井眼轨迹位置与油气层空间位置，计算出油层损失最小的调整轨迹。 图1. 水平井随钻跟踪对比分析及三维绕障 4) 随钻动态地质模型实时调整。在三维砂体或油气藏模型中沿井眼轨迹提取剖面，在水平井钻进过程中实时采集数据，地质工程师及时结合实时数据进行地质模型的动态调整(图2)，包括夹层厚度、岩性厚度、位置、长度的实时调整，并实时更新三维地质模型，实现实时掌握。 图2. 水平井随钻地质模型动态调整 5) 随钻数字化自动建模技术。数字化自动建模技术应用于水平井随钻导向，实现实时采集数据实时更新修正模型，消除重新建模跟踪的滞后性，使得轨迹调整更快捷、更精确，从事提高水平井钻遇效果，极大降低了研究人员的工作强度(图3)。 图3. 随钻数字化自动建模技术 6) 随钻过程中实时预警技术。遇到重点关注层位、施工异常、测录井异常等可以快速反应、及时处置，强化风险控制，包括钻遇目的层时进行报警、录井岩性突变预警、钻穿目的层预警、测井曲线异常预警等(图4)。 图4. 随钻过程中实时预警技术 2.4. 地质导向方案 当水平井偏离井眼轨迹、钻出储层时，应根据油层损失最小原则，地质导向工程师应当结合螺杆参数快速计算给出钻井导向方案，实现钻井井眼轨迹的软着陆。
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user: 3. 应用实例分析 随着水平井随钻跟踪分析技术的深入应用，在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地的重点勘探、开发区块起到了良好的效果，主要表现在多资料及时性、可视性的综合应用，实现了水平井关键目的层位的准确卡取、油气层的快速发现落实、钻井轨迹的及时调整等，不仅实现了油层的高钻遇率，也为后期开展区块的开发、技术的积累奠定了基础。 3.1. 风南FNHW400X井 利用井组法准确地预测水平井轨迹所在关键点的地层(砂层)海拔和展布情况，加入设计轨迹钻前分析，包括待钻水平井钻遇地层海拔、着陆点等信息，指导水平井地质导向(图5)。 图5. FNHW400×井井组法钻前预测分析(a)及水平井设计(b) 3.2. 玛湖MaHW132X井 根据钻前地层和砂体预测、轨迹与油层接触关系分析、钻前目的层构造趋势分析、水平井一键校直后，在正钻过程中快速与邻井进行精细小层对比。当水平井钻出储层时，根据油层损失最小原则，结合螺杆参数提供钻井导向工程方案，指导现场钻井调整(图6)。 图6. MaHW132X井水平井预测及斜深校直小层对比分析 3.3. 陆梁LUHW172X井 通过邻井资料建立三维构造模型，对水平井钻遇油层情况进行预测；通过邻井资料建立三维油藏、自然伽马和电阻率模型，在三维模型中随设计轨迹切片，放入二维中实现水平井导向。 LUHW172X井三维模型预测油顶比地质设计油顶低约0.8 m，与随钻测井实测结果相符。在1994~1997 m井段，气测全烃体积分数低于1%，疑钻遇泥岩夹层。考虑到该段深度接近砂泥分界面，电阻率较油层中下部低，建议轨迹下调，最终实现了油层钻遇率100%。
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user: 4. 结语 随钻跟踪分析利用现场实时远传资料，通过地质数据、实时数据的二维、三维可视化与综合对比分析，进行水平井地质综合研究、钻井设计、钻前分析、随钻跟踪、导向建议等研究，为现场提供及时可靠的水平井钻井支持。通过鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地重点区块的应用，取得了提高录井解释符合率、卡准了关键目的层位、及时发现油气层等成绩，经济效益显著，在勘探开发过程中实现快速钻井、找寻油气层、规模开发生产中将具有广泛的应用前景。
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user: 摘 要 随着页岩气藏开发的深入，利用水平井开发页岩气已成为一项重要技术并被广泛采用，已钻水平井试油试采数据表明水平段在储层的位置十分重要，优势储层的产量是一般储层产量的几倍。威远地区页岩气区域探井分布少，地层发育状况探明程度低，构造落实程度差，微幅构造复杂；目的层岩性变化不明显，通过常规导向手段，判断钻头所在储层中的位置存在多解性，优势储层的随钻识别和钻探地层位置判断成为现场工作的主要难题。应用页岩气地质技术导向技术，对目的层做出精细划分，寻找出优势储层；应用地质导向技术建立导向精细模型，通过对精细模型的动态调整，轨迹实时修正，追踪优势储层，能够确保优势储层钻遇率和水平井实施的成功率，降低地质、工程风险。 关键词 :页岩气，元素录井，地质导向，优势储层 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 威远区块优质页岩厚度40~50 m，区块内已钻水平井27口，水平段长度相同的情况下产量相差数倍，单井产量与“优势储层”钻遇长度成正相关。通过对钻前地质建模、水平段着陆、平井段跟踪等技术进行研究，形成了适合页岩气藏的地质导向技术，提高了“优势储层”钻遇率，到达了高效开发页岩气藏的目的。
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user: 2. 威远地区地质概况 威远地区页岩气三维区块内地面地腹构造格局一致，构造简单，西北高东南低，轴线近东西向。威远地区龙马溪组优质页岩段发育在龙马溪组底部，井段为2534.0~2574.0 m，厚40 m；储层电性特征较为明显：伽马值较高，约139~437 API，平均为189 API；铀值较高，约2.7~41 mg/L，平均12.6 mg/L；中子孔隙度约7%~23%，平均18%；密度略低，约2.34~2.71 g/cm 3 ，平均2.57 g/cm 3 ；声波时差72~95 μs/ft，平均86 μs/ft；电阻率略高，为4~650 Ω·m，平均43 Ω·m。最优储层位置为龙马溪最底部，厚度为6.0 m。
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user: 3. 页岩气水平井地质导向建模技术 页岩气水平井地质导向建模的关键点是对目的层构造、产状分布的精确认识。在建模过程中要收集区域邻井测井、录井及地震等资料，结合设计轨迹做出导向模型，对目的层及标志层深度进行预测。运用录井技术从烃源岩、含气性、脆性等方面表征优势储层 [ 1 ] ，为水平段优势储层跟踪提供依据。 页岩气开发以水平井为主，区块内部一般有1~2口直井，山区地震资料精度较低，难以达到精准地质建模的目的。以W井区、M井区最初两个平台为例，导向模型精度低。W井区平台水平段入口点层实际深度与设计深度相差最小8.43 m，最大16.48 m，平均10.79 m。端点实际深度与设计深度相差最小4.30 m，最大64.33 m，平均23.04 m。M井区平台水平段入口点层实际深度与设计深度相差最小5.14 m，最大34.3 m，平均17.19 m。端点实际深度与设计深度相差最小34.31 m，最大172.19 m，平均87.19 m (见表1)。 Table 1 The statistics of evaluation of drilled and designed error 井号 入口点误差/m 端点误差/m 井号 入口点误差/m 端点误差/m MH2-1 −16.49 −34.31 WH3-1 −13.71 −17.4 MH2-2 −34.3 −41.55 WH3-2 −12.58 −24.94 MH2-3 −10.45 −42.4 WH3-3 −16.48 −64.33 MH2-4 26.71 172.19 WH3-4 −11.69 −21.54 MH2-5 5.14 141.63 WH3-5 −1.83 −4.3 MH2-6 −10.05 91.06 WH3-6 −8.43 −5.73 平均 17.19 87.19 平均 10.79 23.04 表1. 评价实钻与设计误差统计表 1) 目标层显化表征。通过已钻井资料结合导眼井资料建立出不同区块的目标层显化表征，寻找出目标层顶底面伽马、地化、特征元素变化规律，以便实钻时依据随钻测录井参数判断钻头位置。 2) 精细地层划分。结合邻井目的层伽马曲线特征，细分储层，为着陆施工提供有效的对比跟踪依据。 3) 三维地层重构技术。通过已钻水平井及地震资料对储层的构造进行重新刻画，达到精准建模的目的。区域内已钻井越多模型精准度越高。重构后依据构造图建立的模型精度远远高于最初两个平台，导向模型与实钻结果误差率不到最开始两个平台的30%。
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user: 4. 页岩气水平井着陆技术 4.1. 标志层选取及特征 根据随钻伽马大小变化建立出不同标志层，着陆时逐层对比，结合导向模型精准着陆目的层(图1)。根据元素组合和地化特征确定标志层特征。 4.2. 水平井着陆技术 1) 地质导向逼近着陆控制。根据邻井测井资料，将实钻标准层进行逐层对比，实施逼近控制，确保准确着陆。 2) 由地层厚度计算倾角。根据邻井标志层间真厚度与实钻井标志层间视厚度相对关系计算地层倾角，确定落靶角度根据所钻各标志层厚度变化计算出地层倾角α，根据地层倾角及标志层间厚度预测目的层埋深，校正导向模型(图2)。 图1. M井区随钻标志层 图2. 标志层厚度变化与地层倾角计算关系模型
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user: 5. 页岩气水平井段跟踪技术 页岩气水平段跟踪技术主要依据实钻测录井参数大小与标准化剖面对比分析判断钻头位置，利用三维地层重构技术动态调整导向模型，预测待钻地层产状。 1) 地震跟踪技术。地震资料能够反映出水平段地层倾角变化，根据地震剖面指导现场施工(图3)。 2) 伽马属性跟踪技术。钻前建立伽马导向模型，模拟出水平段各位置伽马大小，在实钻过程中当伽马值与模拟不相符时，校正导向模型，预测待钻地层埋深(图4)。 3) 地化元素录井跟踪技术。利用单伽马导向时伽马值大小变化存在多解性，即钻头位于储层的不同位置伽马数值大小相同，通过特色录井技术的应用可以弥补这个缺陷。应用TOC、游离气含量、吸附气含量、脆性指数等参数，从烃源岩、含气性、脆性等方面进行综合性的随钻页岩优势储层识别与评价，形成优势储层判别标准，指导水平段钻进。 在水平段钻进过程中，参考元素录井、地化录井标准化剖面，综合利用随钻伽马、地化、元素录井参数实时与标准化剖面对比，分析计算钻头位于储层中的位置，达到导向效果(图5)。 图3. 地震跟踪图 图4. 伽马属性反演轨迹导向图 图5. 地化元素录井跟踪对比图
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user: 6. 应用效果分析 将该方法应用于27口井实现了优质页岩钻遇率98%。现场测试结果：日累计最低产气量3.8537 × 10 4 m 3 ，日累计最高产气量27.5149 × 10 4 m 3 ，日累计平均产气量15.2878 × 10 4 m 3 。产量最高平台6口井日产量超过100 × 10 4 m 3 。 实例WH2-4井。依据邻井设计WH2-4井目的层箱体特征，其标志特征：进入箱体后Ca元素含量骤降，Si元素含量增高；进入箱体中下部Ca元素含量下降，Si元素含量增高(高达70%)。钻井过程中通过优质页岩顶部及各个标志层逐层计算地层产状及预测目的层垂深。其中在3310~3340 m时Ca含量明显降低，Si含量明显升高，判断钻至箱体底部，及时上调追箱体；钻至4335 m Si含量高于Ca含量，判断钻头位于箱体顶部，4335 m后降斜追到箱体中部；钻至4775 m后钻至箱体底部，Ca含量高于Si含量，增斜完钻。该井优势储层钻遇率100%，水平段压裂后，目前试气，排液340.44 m 3 ，累计排液8312.94 m 3 ，返排率22.61%，井口压力40 MPa，气产量270，160 m 3 ，折合日产气量27.2 × 10 4 m 3 。
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user: 7. 结语 针对威远地区页岩气储层特征，从钻前地质建模、着陆分析、水平段储层跟踪等方面有针对性地建立了该区导向方法。在实际应用过程中有效地指导了水平井钻进，提高了“优势储层”钻遇率，改善了开发效果，为同类油藏水平井地质导向提供参考。
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user: 摘 要 为解决目前空间地理信息检索中存在的主要问题，增强CSW对地理资源的检索能力，将本体技术与偏好查询理论引入CSW，采用适应偏好查询的地理资源元数据模型，提出了一个个性化地理空间资源发现系统，设计基于语义的地理资源发现方法，并搭建了原型系统。实例证明本文提出的方法能够有效检索出优质的地理空间服务资源。 关键词 :空间资源，发现，个性化，引擎，网络目录服务 Copyright © 2017 by authors 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 在空间数据基础框架(Spatial Data Infrastructure， SDI)的分布式环境中，地理空间资源的有效发现和访问是重要任务之一。网络目录服务(Catalog Service for the Web， CSW)是管理对地观测数据的标准协议框架，支持ebRIM、ISO等应用纲要(Application Profile)，提供了数据、服务和其他资源的元数据的发现、浏览和查询的接口 [ 1 ] 。随着地球空间信息产业的不断发展，越来越多的地理信息资源以元数据的形式被发布到CSW中，针对网络目录服务的检索需求也日益增多。目前在SDI内，地理数据和服务的检索都主要依赖于CSW。但由于分布式网络环境的复杂性和异构性，以及跨学科领域的语义差别，CSW的应用受到了较大限制。 为解决以上问题，本文将本体技术与偏好查询理论引入CSW，采用适应偏好查询的地理资源元数据模型，提出基于语义的地理资源发现方法，支持多源CSW的统一检索，增强CSW对地理资源的检索能力，为分布式环境下地理空间信息的有效发现提供可行的理论和技术支持。