DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 6. 应用实例 DS11-3井为该区的一口直井评价井，自2275 m下钻到底开始出现后效显示。对比分析该井13次后效谱图，按照起下钻井段划分后效显示高低。图12为该井13次后效对比分析成果图，表5为该井后效资料汇总表。 后效显示高的气层的含气性更好，地层压力更大，同等条件下解释级别应适当提高；而后效显示低或无后效显示的气层，解释级别应适当降低；后效显示中等的气层可按照正常解释标准进行解释。以该区气测解释标准为主，后效解释标准为辅，对该井气层进行解释评价，如图13所示。 建议分3次进行投产。第1次：73~71号层，68~67，62号层；第2次：56~54号层；第3次：43~40，33，27号层。表6为试气成果与后效显示对比表。从表6中可以看出，气层后效显示为中-高，气水层后效显示为低-中。 图12. DS11-3井后效对比分析成果图 图13. DS11-3井气测解释成果图 Table 5 The summary of aftereffect logging data of well DS11- 起钻 井深 /m 评价 井段 /m 1号 峰值 /% 2号 峰值 /% 静止 时间 /h 单位时间 全烃峰值 /(%∙h −1 ) 上窜 速度 /(m·h −1 ) 钻井液 密度 /(g∙cm −3 ) 黏度/s 后效显示 槽面显示 714 450~714 0.0571 10.93 0.0052 6.55 1.16~1.16 52~53 无 无 1300 714~1300 0.1248 9.93 0.0126 9.34 1.16~1.17 55~56 无 无 1715 1300~1715 0.0748 3.93 0.0190 6.31 1.18~1.18 56~57 无 无 1965 1715~1965 0.3072 8.45 0.0364 10.26 1.22~1.22 54~55 1低 无 2275 1965~2275 0.8438 0.5038 5.00 0.1688 0.1008 18.67 1.22~1.22 56~57 1中，2低 气泡直径约2 mm， 约占槽面1%， 星点状分布。 2296 2275~2296 0.7580 0.2027 15.33 0.0494 0.0132 10.98 1.22~1.23 55~56 无 无 2455 2296~2455 6.3127 0.5831 18.63 0.3388 0.0313 35.57 1.23~1.23 57~57 1高，2低 气泡直径约2 mm， 约占槽面10%， 条带状分布。 2464 2455~2464 1.3215 0.3903 13.53 0.0976 0.0288 15.34 1.22~1.23 55~56 无 气泡直径约2 mm， 约占槽面5%， 星点状分布。 2471 2464~2471 1.1159 0.1970 17.30 0.0645 0.0114 14.63 1.23~1.23 57~57 无 2555 2471~2555 1.8771 18.08 0.1038 17.43 1.22~1.23 56~57 无 2563 2555~2563 1.9780 16.00 0.1236 17.98 1.23~1.23 57~57 无 2570 2563~2570 2.2436 0.6540 16.23 0.1382 0.0403 18.45 1.23~1.23 57~57 无 无 2634 2570~2634 4.2180 0.6209 16.60 0.2541 0.0374 25.89 1.23~1.23 57~57 1中，2无 气泡直径约2 mm， 约占槽面10%， 条带状分布。 2672 2634~2672 7.3001 4.7497 17.13 0.4261 0.2772 79.76 1.23~1.23 57~57 1、2高 气泡直径约2 mm， 约占槽面15%， 条带状分布。 2747 450~2747 7.4694 56.97 0.1311 60.98 1.24~1.25 58~59 中 无 2747 450~2747 5.3091 44.50 0.1193 55.34 1.24~1.25 58~60 中 无 表5. DS11-3井后效资料汇总表 Table 6 The Comparison of well test results and aftereffect logging show of well DS11- 顶深/m 底深/m 措施 求产方式 日产气/km 3 日产水/t 试气结论 后效显示 2639 2650 压裂 气举 18.66 气层 高 2626 2636 压裂 气举 气层 中 2618 2625 压裂 气举 气层 中 2587 2592 压裂 气举 气层 中 2586 2578 压裂 气举 气层 中 2522 2536 压裂 气举 气层 无 2446 2455 压裂 自喷 10.59 气层 高 2405 2425 压裂 自喷 气层 高 2311 2339 压裂 自喷 气层 高 2197 2215 压裂 气举 1.34 6.44 气水层 中-低 2036 2047 压裂 气举 气水层 中-低 2019 2033 压裂 气举 气水层 中-低 1996 2014 压裂 气举 气水层 中-低 1980 1990 压裂 气举 气水层 中-低 表6. DS11-3井试气成果与后效显示对比表 需要注意的几个问题： 1) 现场录井过程中要充分重视后效录井的作用，及时准确地采集各项参数，尤其是在中途循环、遇阻划眼时，要进行核查落实。单次后效录井失败时要写明原因，数据要斟酌使用。 2) 后效显示的级别是针对某一井段进行评价的，后效显示高的井段中，不是每一层都是好层，那些录井显示高的层才是该段后效主要贡献者，是好层。 3) 后效显示低或无的井段中也会有油气显示好的层，只是在当前钻井液密度下无后效显示而已，解释评价时需要结合气测、岩屑显示综合考虑。 4) 当钻井液密度上下井段变化大，或者超深井，分析后效高低时要注意考虑钻井液密度和黏度影响。
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user: 7. 结论 从后效录井检测烃类气体的来源分析入手，通过对比多次后效峰的形态、高低、数量来划分相应井段油气层后效显示的高低；分析目前多种油气上窜速度计算的结果，在前人的基础上提出了综合考虑钻井液泵排量、钻具排替等主要影响因素的计算公式；综合利用后效显示高低、油气上窜速度、钻井液密度与黏度、槽面显示等方面的后效录井资料建立了研究区块的后效解释标准。通过实际例子对单井多次后效资料进行对比分析，进一步掌握了地层纵向上含气性的差别，提高了后效资料的利用程度，为气层解释评价以及试气投产选层提供了更充分、更全面的依据，同时也为录井现场快速评价地层含气性提供了参考方法。
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user: 摘 要 白音查干凹陷锡林好来地区储集层流体性质复杂，油气水层电性特征不明显，建立在气测组分比值基础上的传统气测解释方法亦不适应该地区储集层解释评价的需要。为提高解释符合率，开展了基于气测值和钻时的录井解释方法研究。首先，以试油结论为依据，提取该地区不同性质储集层的气测有效参数，建立反映储集层含油性的气测含油性指数；其次，对反映储集层物性的钻时取值方法进行研究，建立钻时比值参数；最后，将二者进行交会分析，建立气测录井解释评价图版。实际应用表明，该方法解决了研究区块储集层流体性质识别的难题。 关键词 :储集层，气测，烃组分，钻时比值，评价指数，交会图版 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 白音查干凹陷锡林好来地区是内蒙探区油气勘探的重点区块之一，主要目的层为腾格尔组。研究表明，腾格尔组主要发育辫状河三角洲沉积体系，油藏类型为受构造控制的构造—岩性复合油气藏，油层受储集层物性控制明显，不同岩性类型的储集层工程参数变化明显 [ 1 ] 。由于该区块油藏复杂给储集层的含油性判断带来困难，油气水层电性特征不明显，解释符合率低。长期以来，利用气测资料对储集层流体性质进行判别，一直采用基于全烃值的交会图版法、曲线形态法和基于气测组分比值基础上的传统气测解释方法(如三角图版法、皮克斯勒图版法、轻烃比率法、正规化法、双对数法、3H法等) [ 2 ] 。这些方法只利用了反映储集层流体性质的参数，而并未考虑反映储集层物性的参数，不能全面描述储集层的含油气性，气测录井解释符合率低。因此，开展了基于气测值和钻时的录井解释方法研究。通过对不同性质的储集层气测有效参数和钻时参数的优选，建立了气测录井解释评价图版。实际应用表明，该方法解决了研究区块储集层流体性质识别的难题。
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user: 2. 气测录井解释评价图版的构建及流程 长期的生产实践表明，储集层定性需要考虑两个方面的因素，一是含油气性，二是储集层物性。利用气测录井检测到的烃类气体的含量及组分信息可以对储集层含油气性进行评价，而钻时反映了地层的可钻性程度，钻时比值在一定程度上反映了储集层的物性，因此，将反映储集层含油气性信息的气测与反映储集层物性的钻时比值体现在一个解释图版上，能更加全面地评价储集层流体性质 [ 3 ] 。 建立气测录井解释评价图版，首先要在基础资料收集、整理、分析的基础上，以试油结论为依据，对气测资料和工程参数资料进行充分的对比分析，分别选取能充分表征储集层流体性质和物性的有效参数，并把反映储集层同一性质的一类参数简化为单一的概念性指数值的形式，将两个指数在平面直角坐标系中交会，建立气测录井解释评价图版。图版构建流程如图1所示。 图1. 气测录井解释评价图版构建流程图
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user: 3. 气测录井解释评价图版 3.1. 气测含油性指数优选 通过开展锡林好来地区不同流体性质的储集层与气测参数的相关性研究，对这些离散数据，采用分类统计的方法，在剔除有接单根、起下钻、定向钻进和取心钻进影响到的气测数据的前提下，对气测全烃增量、全烃放大倍数、全烃放大率、气测厚度比、组分敏感系数、轻重比等参数影响储集层流体性质定性的程度进行定量化评价，并完成有效参数的优选。 3.1.1. 气测全烃放大倍数(Q Z ) Q Z = φ ( T G ) F φ ( T G ) J 式中：Q Z 为气测全烃放大倍数，1； φ ( T G ) F 为气测显示段全烃峰值，1； φ ( T G ) J 为气测显示段上方5~10 m的泥岩的气测全烃平均值，1。 气测全烃放大倍数能有效反映储集层的油气显示活跃程度。一般储集层含油气性好，则Q Z 值大；储集层含油气性差，则Q Z 值小。 3.1.2.气测厚度比(Q H ) Q H = h G h C 式中：Q H 为气测厚度比，1；h G 为气测显示段厚度，m；h C 为气测显示段对应的储集层的厚度，m。 气测显示段厚度或储集层厚度均为半幅点取值。需要说明的是，储集层厚度取值电测前参考钻时曲线，电测后参考自然电位或自然伽马曲线，两种情况均取半幅点，以自然伽马曲线为例，如图2所示。 图2. 油层、水层储集层厚度和气测显示段显示厚度取值示意图 气测厚度比反映的是储集层纵向上烃类充满程度，可在一定程度上反映储集层含油气性好坏程度与油气水性质 [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] 。一般来说，储集层含油气性好坏程度与气测厚度比呈正相关，当储集层气测显示段曲线形态为相对饱满时，Q H 值大；当储集层气测显示段曲线形态为不饱满时，Q H 值小。 3.1.3. 气测组分比(Z D ) 气测组分比为组分相对体积分数之间的比值。通过对锡林好来地区不同性质储集层气测烃组分比值的分类统计表明，丙烷和甲烷相对体积分数比值对储集层流体性质定性判别效果最好。 Z D = φ ( C 3 ) φ ( C 1 ) 式中：Z D 为气测组分比，1；φ(C 3 )为气测显示段烃组分丙烷体积分数，1；φ(C 1 )为气测显示段烃组分甲烷体积分数，1。 3.2. 气测含油性指数的建立 利用气测资料对储集层流体性质进行定性，无论是采用交会图版法、曲线形态法，还是利用气测组分比值的气测解释方法，都是应用单一性质的参数来评价储集层流体性质，显然不够全面，不具代表性 [ 7 ] 。 针对研究区块储集层特征参数，建立了一个利用气测录井资料反映储集层流体性质的综合评价指数，其定义为将几种定量和定性反映地层含油性的气测参数简化成为单一的概念性指数值的形式，分类表征储集层含油性，用Q G 表示。其计算公式如下： Q G = Q Z × Q H × Z D 3.3. 钻时比值 钻时是表示储集层可钻性的一个基本参数，在一定程度上可反映储集层物性的优劣。一般情况下，钻时与储集层物性呈负相关，钻时越大，物性越差 [ 8 ] 。而现场录取的储集层钻时受钻头类型及新旧程度、钻井措施及方式、钻井液性能等多重因素影响，只能相对反映单井某一井段范围内的地层可钻性。为了消除这些方面的影响，更好地反映储集层的可钻性，引入了钻时比值(Z B )的概念，定义为盖层(非储集层)钻时与储集层钻时之比。其计算公式如下： Z B = Z S G Z S C 式中：Z B 为钻时比值，1；ZS G 为盖层钻时，min；ZS C 为储集层钻时，min。 正常钻井状态下，储集层钻时采用气测显示段的平均钻时，盖层钻时选取气测显示段上方5m至20m的盖层的平均钻时，需要说明的是，钻时读取时应剔除有接单根、起下钻、定向钻进和取心钻进影响到的钻时数据。 3.4. 建立气测录井解释评价图版 通过对锡林好来地区42口井57个试油层段的试油数据和气测录井数据的统计分析，建立了能对该地区储集层流体性质定性的气测含油性指数和钻时比值，并形成了该区块储集层气测录井解释评价图版(图3)。该图版对研究区块不同流体性质的储集层分区明显，解决了该区块储集层流体性质识别的难题。 图3. 锡林好来地区气测录井解释评价图版
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user: 4. 应用效果 气测录井解释评价图版在锡林好来地区进行了应用验证，解释符合率达到86.7%，解决了研究区块储集层流体性质识别的难题，由表1应用井录井解释与试油结果对比表可知，该图版对油层和干层的区分效果较好，解释符合率较高，但对油水同层与水层的区分效果较差，解释符合率较低，有待进一步完善。 以X12井的应用情况为例进行分析。X12井是部署在白音查干凹陷锡林好来构造的一口评价井，该井1541.1~1545.6 m腾格尔组井段，岩性主要为浅灰色油迹粉砂岩，荧光湿、干照淡黄色、星点状，滴照乳黄色、放射状，系列对比9级。钻开该井段钻时由6.7 min/m降为3.2 min/m，气测全烃由0.285%上升到8.437%，组分全(图4)。计算得出气测含油性指数为3.915。应用气测录井解释评价图版解释，解释点位于油层区。试油结果为油层，日产油27.4 t，与录井综合解释评价结论一致。 图4. X12井1535.0~1560.0 m井段录井图 Table 1 The contrast between the results of applied logging interpretation and oil testin 井号 解释井段/m 录井解释 试油井段/m 试油结果 产油/(t∙d −1 ) 产水/(m 3 ∙d −1 ) 对比结果 X2 1788.0~1791.0 水层 1787.9~1791.2 水层 0.02 5.3 符合 2010.3~2018.5 水层 1945.0~2102.9 水层 14.8 符合 2061.0~2063.1 油层 2057.5~2102.9 油水同层 3.10 6.7 不符合 X3 1916.1~1917.8 油层 1916.1~1941.9 油层 13.84 符合 1917.9~1918.1 油层 符合 1939.6~1942.1 油层 符合 X6 1485.1~1490.9 油层 1485.1~1574.8 油层 2.90 0.5 符合 X12 1541.1~1545.6 油层 1541.1~1545.6 油层 27.4 符合 1830.8~1832.3 油层 1830.8~1832.3 干层 0.06 不符合 X13 1745.6~1748.1 油层 1745.6~1748.0 油层 18.6 符合 X17 1766.8~1768.4 油层 1440.1~1792.5 油水同层 5.17 3.67 不符合 1779.1~1786.0 干层 1779.1~1792.5 干层 0.12 符合 X18 1523.9~1528.6 油水同层 1523.9~1659.4 油层 16.54 不符合 X19 1549.3~1554.6 含油水层 1549.3~1554.6 含油水层 0.52 9.12 符合 X22 1252.9~1254.1 油层 1252.9~1254.1 油层 3 符合 1344.0~1345.5 油层 1344.0~1349.5 油层 7.24 符合 表1. 应用井录井解释与试油结果对比表
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user: 5. 结论及认识 白音查干凹陷油气水层录井综合解释方法，实例验证表明复判符合率高、实际应用效果好。气测含油性指数与钻时比值交会法主要适用于同一区块、同一层位、储集层类型相同，而电性上判断较困难的疑难油水层，特别是价值层与水层、干层划分效果较好。特别是解决了研究区块储集层流体性质识别的难题，发挥了录井在油气勘探开发中的技术优势。
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user: 摘 要 岩屑成像技术在录井现场应用于岩屑实物的数字化、图像化信息及时有效地传回基地，实现基地专家进行远程地质协助。由现场岩屑图像采集入库、数据实时远程传输、基地图像自动接收、图像资料浏览监测4个分系统组成。主要解决岩屑实物资料图像的高清采集，岩屑白光、荧光、点滴试验3种图像和定量荧光、地化2种图谱资料的实时传输，为基地专家分析决策提供详实图文并茂资料，提高岩屑录井资料的分析和应用水平，达到远程地质协助目的；利用岩屑实物图像资料进行地层对比，进一步确保钻探井位目的层、取心层位的准确卡取；岩屑实物和相关地质资料信息的电子化永久性保存，为实现油田数字化勘探、开发提供更广泛的应用范围。 关键词 :岩屑成像，远程传输，图像监测，地质协助，分析应用，岩屑实物 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 利用岩屑成像技术进行岩屑特征信息数字图像化采集、分析、存储、应用，提高地质录井技术含量。岩屑成像图的查看对比，有助于地质专业人员地层划分的准确判别、地层小层的对比分析。岩屑成像整套系统解决了岩屑实物资料图像的高清采集，岩屑白光、荧光、点滴试验3种图像和定量荧光、地化2种图谱资料的实时传输，为基地专家分析决策提供详实图文并茂资料，提高岩屑录井资料的分析和应用水平，达到远程地质协助目的。
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user: 2. 岩屑成像技术功能及特点 岩屑成像技术是借助显微图像分析及其系统分析，实现录井岩屑的数字化采集、处理与分析 [ 1 ] 。应用远程传输技术将现场的图形化录井综合信息实时回传到基地技术支持中心，为基地专家分析决策提供准确的岩屑图件，通过专家集体辨识认证，提高了现场岩性及油气显示识别的准确性，提升了地质录井信息、成果应用时效，为勘探开发决策提供依据。 2.1. 功能组成 软件系统由现场图像采集、图像数据入库、图像实时回传、基地图像自动接收、基地资料浏览5部分组成 [ 2 ] 。实现岩屑的3种图像实时传输；白光岩屑、直照荧光、点滴试验图像高清采集及实时回传基地。 2.2. 技术特点 岩屑图像拍摄后自动保存在指定数据库中，利用网桥或4G无线网卡传输到基地远程地质数据库，单包岩屑约3000 kB成像数据，传输时间6~7 s，传输稳定。通过基地数据中心，分配给基地服务器及客户服务端，达到实时浏览现场岩性高清图像及数据。其技术特点包括： ① 岩屑3种图像及图像报告实时远程传输； ② 基地图像自动接收、保存； ③ 基地资料监测、综合浏览； ④ 岩屑成像录井图发布。
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user: 3. 岩屑远程识别监测与地质协助 3.1. 岩屑成像模板 岩屑成像模板采用了岩屑图像的“横向摊开”描述的摸式，采取横、纵主副显示，岩屑图片逐包放大，白光、荧光、滴照图像同时显示查看，对比分析增强观看的效果，协助现场岩性与油气显示综合定名。 一主多辅模板的“显示方式”设置了任意选择白光、荧光、点滴试验，定量荧光，地化图谱横、纵主副显示，该设置设计使录井长图显示的比例适中(图1)。 图1. 岩屑成像“一主多辅”模板设计 3.2. 基地岩屑远程监测 3.2.1. 岩性远程识别 将岩屑图片逐包放大，图片按井深索引可根据基地监测人员的需要任意选择(图2)。通过岩屑图像采集技术对现场岩屑实时跟踪了解与识别，基地专家通过岩屑图像采集技术及时与现场技术人员交流，结合现场岩屑录取情况，根据钻时、全烃、地化、核磁、元素等参数变化，能够较好地帮助现场技术人员识别复杂岩性、特殊岩性及PDC钻头下的细小岩屑岩性，进一步准确识别现场岩性。 细小岩屑(PDC钻头等特殊条件破碎)岩性识别：通过岩屑图像采集技术的岩屑拍摄倍数调节及图像自动分析(图3，图4，图5)，有效解决了细小岩屑的岩性识别难题。 图2. 岩屑图像井深连续显示 图3. SG XX井2950 m岩屑(14倍) 图4. SG XX井2950 m岩屑(100倍) 图5. DG XX井2710 m岩屑(100倍) 3.2.2. 含油性远程识别 将荧光图片、滴照图片及荧光亮度分布图同时显示，观察油气显示特征，进行岩性与油气显示综合定名(图6)。利用岩屑远程成像分析系统，分析荧光面积、产状、荧光颜色，利用同一区块同一层位油质相同，荧光强度相同的特性，确定荧光的颜色，扣除其他的假荧光颜色，在岩屑远程成像系统的计算机上实现岩屑荧光面积的量化分析，消除传统目估荧光面积精确度不高的现象(图7，图8)，解决钻井液混油、矿物发光和新员工难以辨别真假油气显示的困扰，确保油气显示发现及时及显示级别定级准确无误。 图6. 单包岩屑图像数据显示 图7. 总的荧光面积分析图 图8. 扣掉假荧光后真正荧光面积分析图 3.2.3. 矿物成分及复杂岩性远程识别 利用岩屑图像技术中成像放大倍数功能，根据岩屑不同成分镜下显现的不同特征识别矿物成分及含量(图9)，基地专家能够细微地观察矿物成分，结合现场岩屑录取实际情况，消除了因现场技术水平、岩屑细小等影响矿物成分及复杂岩性(图10)准确识别的因素。 图9. 识别矿物成分 图10. 灰白色蚀变杏仁状安山岩 3.2.4. 井壁取心特征识别 利用岩屑图像采集技术中高清图像及成像放大倍数功能，可以实时准确地辨识井壁取心岩性，清晰地观察裂缝(图11)，层理形态、构造特征(图12)等，还可以较精确地判断渗油面积(图13)等。 图11. 壁心裂缝形态 图12. 壁心构造特征 图13. 壁心渗油面积 3.2.5. 岩性界面识别分析 现场图片及时回传后，浏览远程录井平台中岩屑成像录井图，细致观察岩屑形态、颜色变化，准确识别岩性，结合现场数据资料、地层对比、岩性组合、区域油气水显示特性，根据远程录井成像系统岩性和油气显示的落实等情况，集成基地专家的现场经验，综合判断分析，实现岩性界面识别(图14)。 图14. SG XX井岩屑图像对比卡取岩性界面 3.3. 岩屑成像录井图发布 可以选择不同的井段生成岩屑成像录井图后打印出图。利用岩屑成像录井图的发布技术实现岩屑图像及时、快速、清晰输出，为地层对比、完井汇报提供更为真实的、有价值的图像和数据资料(图15)。 图15. XXXX井岩屑成像录井图
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user: 4. 远程地质协助应用效果 岩屑成像技术远程地质协助在辽河油区26口重点探井推广应用，累计回传岩屑图片160000多幅，基地专家可依据回传的岩屑图像资料指导现场小队岩性定名、层位卡取，协助识别特殊岩性，提高岩性剖面符合率。 2016年完成DG89、C128、SG192、W120、C128等18口井现场岩屑成像技术支持工作，单幅图像岩性识别率达到90%以上，18口井的岩性剖面平均符合率达到88.2%。利用岩屑成像技术可解决偏远地区跑井困难，减少跑井次数，降低车辆使用成本；岩屑图像的实时传输可以监督现场岩屑录取、荧光录井工作质量，满足各方实时、快速浏览岩屑实物图像的需求。 N99井2800~3400 m为沙河街组一、二段地层，岩性以砂泥岩互层为主。基地专家远程对2974~3016 m岩屑进行复查时，发现2978~2982 m、2988~2992 m、3006~3016 m三段井段岩屑颜色变浅，砂岩逐渐变纯，结合钻时、全烃数据，认为该三段为砂岩，对现场进行远程支持，更改为浅灰色细砂岩，后期通过电测曲线证实为砂岩层。 DG89井钻进至井深2994 m钻时突然变大，碳酸盐含量降低，现场捞取岩屑较杂。基地专家利用岩屑成像技术远程辨识岩屑，通过50倍高清显微图像可以比较清晰地分辨出岩屑以石英岩为主(图16，图17)，暗色的岩屑为沙四段灰色泥岩掉块，综合分析岩屑定名为石英岩，已进入上元古界地层。 图16. DG89井2994 m岩屑(14倍) 图17. DG89井2994 m岩屑(50倍)
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user: 5. 结语 岩屑图像采集技术的3种图像、2种图谱资料的实时传输，可大大增强远程协助能力，提高岩屑录井资料的分析和应用水平，非常适用于重点探井、偏远地区、海上平台的录井任务。在图像采集过程中要充分考虑各种影响因素，采用合适的采集参数，获取高质量的岩屑图像，才能确保运用岩屑图像录井技术在各种复杂钻井条件下准确识别岩性，及时发现油气层。培养优秀的现场操作人员，增强该技术的监督、指导能力，确保图像的采集效果，通过数据积累、模板建立保证该项资料的应用效果，将为油气田勘探开发发挥越来越重要的作用。
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user: 摘 要 图像录井技术主要用于计算岩屑面含烃(油)面积，亮度系数、含烃丰度等参数，评价储层流体性质，绘制岩屑实物图像柱状剖面图。实现了岩屑实物资料的数字化成图，图络化应用，在岩性识别、判断层位、发现显示、储层评价、资料共享等方面取得良好的应用效果，拓宽了录井技术服务能力。 关键词 :F2井，岩屑图像，岩性识别，含油性，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 多年来，从随钻岩屑中获得资料多来自于样品分析，受钻井条件和单项录井技术的局限，很难将岩性和含油性解释准确 [ 1 ] 。岩屑图像录井技术以混合岩屑为样品，不挑样，连续图像化展示岩性和含油性变化，将岩屑图像资料和其他资料组合成柱状图更符合实际地层，对录井技术解释与应用具有重要意义 [ 2 ] [ 3 ] 。 F2井是部署在东濮凹陷西部洼陷带孟岗集洼陷方里集断鼻构造上的一口评价井。钻探目的是评价方里集构造沙三上亚段5砂组~沙三中亚段2砂组含油气情况及储层展布特征；兼探方里集构造沙二段含油气情况及储层展布特征。实钻中该井于井深3965.6 m钻遇长垣断层，层位由沙三上亚段2砂组进入中生界，主要目的层沙三中亚段2砂组断失。设计钻探的其他目的层也基本断失。岩屑图像录井技术在沙三上亚段发现含油显示31.7 m/19层(见图1)。其中3951.8~3965.6 m是以灰岩、鲕粒灰岩做岩石骨架的碎屑岩，且颗粒分选好、磨圆度高，储层物性较好，岩屑图像录井解释为油层。 2015 年 9 月 7 日 ，F2井射孔自喷获得日产原油24.2 m 3 、气4300 m 3 、水6.6 m 3 的高产油气流，原油密度0.835 g/cm 3 。 9 月 10 日 ， 日产油达到99.1 m 3 ，气16，000 m 3 ，水123.6 m 3 ，试油结论证明该构造富含油气。周围仅有的2口探井所钻地层均为砂泥岩沉积，储层为含油粉砂岩或细砂岩，与该层岩性差异较大，且试油后产能甚微。 图1. 岩屑图像录井综合图 该井的成功钻探，改变了对东濮凹陷方里集构造含油特征的认识，展示了东濮凹陷西部洼陷带良好的勘探前景。同时，对灰岩、鲕粒灰岩做岩石骨架的碎屑岩油气层录井解释积累了宝贵的经验。特别是在岩电矛盾突出、层位确定困难的情况下，岩屑图像录井技术发挥了独特作用。
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user: 2. 岩屑图像录井岩性特征 不同类型的岩石被机械破碎后形成细碎的岩屑颗粒，但不同的岩性产生的岩屑在物理性质上存在差异。如岩浆岩岩屑多为棱角状，不含分选磨圆后的石英晶体颗粒。碎屑岩储层的岩石骨架一般要经历流水等介质的搬运，具有分选和磨圆特征；含油岩屑因含油丰度不同在紫外线下呈现不同的荧光特征和分布面积。应用岩屑图像录井设备将细碎的岩屑放大后采集每包岩屑和荧光岩屑的数字图像，记录物理特征和荧光特征，应用岩屑图像处理软件计算岩屑中不同成分分布面积、荧光岩屑分布面积，从而量化岩屑和荧光面积，确定岩石种类和含油丰度，达到量化评价岩性和含油性的目的。 方里集构造已钻至沙三上亚段，上部灰色泥岩与浅灰色粉砂岩呈略等厚互层，顶部见紫色泥岩，砂岩成组发育；下部灰色、紫色泥岩与浅灰色粉砂岩呈略等厚互层，局部夹灰色白云质泥岩、深灰色泥岩和页岩，砂岩较发育。F2井在3951.8~3965.6 m段是含油性最好的井段，由于岩屑中看不到石英晶体，可排出石英砂岩。储层岩石骨架颗粒以灰岩、鲕粒灰岩、泥晶灰岩为主，可见溶蚀的方解石晶体(见图2)，后经岩石薄片鉴定确认岩石骨架为鲕粒灰岩(见图3)。从岩屑图像上看，岩石骨架颗粒较粗，分选性较好、磨圆度较高(见图2)，属于灰岩、鲕粒灰岩做骨架的岩屑砂岩储层。灰岩被钻头破碎后一般呈棱角状、片状，不具有分选和磨圆特征，与该段岩性岩屑特征不符。石英细砂岩岩屑图像中可见明显石英晶体，具有分选和磨圆特征(见图4)。 图2. 岩屑图像特征 图3. 岩屑薄片特征 图4. 石英细砂岩
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user: 3. 岩屑图像录井含油性特征 碎屑岩储层岩屑中荧光面积与储层含油丰度成正比，也就是岩屑荧光面积越大，其含油性越好。同时，符合岩屑中岩石骨架颗粒分选、磨圆性越好，其储层物性就越好的规律。因此，将岩屑图像录井技术参数与上述观点结合，可以量化评价每包岩屑的含油性。 岩屑中含有的烃类物质主要由C 6 族的芳香烃在紫外线下激发荧光，常温下C 6 族烷烃正处于气态烃与液态烃的界限处，也就是C 6 族之前的烷烃为气态烃，之后为液态烃。因此轻质原油C 6 族芳香烃含量高，荧光亮度大，而重质原油C 6 族芳香烃含量低，荧光亮度小(见图5)。 图5. 荧光与原油密度的关系 F2井岩屑荧光颜色呈黄绿色，以斑状、片状为主(见图6)。荧光面积最大15.56%，最小1.56%，平均9.52%；荧光亮度系数最大120.38，最小105.00，平均112.63；含烃体积分数最大61.52%，最小28.68%，平均52.11% (见图1)。按照岩屑录井规范含油面积在5%~40%范围应定“油斑”级别。 图6. 岩屑荧光特征 图6与图5对比可见，F2井荧光颜色与图5中密度0.82 g/cm 3 的岩屑荧光颜色接近，F2井试油的原油密度为0.835 g/cm 3 ，荧光颜色对比符合性较好。
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user: 4. 对比岩屑岩性特征，卡准完钻层位 岩屑图像录井技术以空气钻井、复合钻井和其他钻井条件下的细小岩屑为处理对象，应用岩屑图像录井设备和软件，获取每包岩屑中不同成分平面分布面积，含油岩屑中荧光岩屑的平面分布面积、荧光亮度、含烃系数、含烃丰度等储层评价参数，将参数与岩屑剖面、岩屑图像、气测、测井等资料结合，绘制成岩屑图像录井综合图。实现了岩屑和含油性的量化评价，也实现了岩屑图像、岩屑荧光图像、录井综合图和解释资料的数字化和共享，大幅度提升了岩屑资料的使用效率和准确性，盘活了库存岩屑，为地质研究提供了详实的岩屑资料。同时应用岩屑图像资料在随钻识别岩性、判断层位方面效果较好。 F2井钻进至井深3966 m，岩屑图像录井显示，岩屑中出现浅棕色长石石英细砂岩，可能钻过长垣断层进入中生界。根据东濮凹陷中生界分布范围广、地层岩性稳定的特点，将F2井与 2014 年完井的V450井中生界岩屑图像进行对比。尽管2口井距离120 km，但岩屑图像展示的浅棕色长石石英细砂岩特征一致，准确确定完钻层位(见图7)。在其他解释技术难以准确说明层位的情况下，岩屑图像录井技术明确了完钻层位。 图7. 中生界岩性对比
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user: 5. 岩屑图像录井解释评价储层 测井资料显示，F2井3951.8~3965.6 m真电阻率1.4~4.7 Ω∙m，孔隙度5.8%~11.0%，其上部沙三上亚段水层真电阻率最低为4.6 Ω∙m，因此测井初次解释为水层。由于邻井PS8井对应层位试油以产水为主，因此完井讨论中倾向于裸眼完井。该井段岩屑图像录井荧光面积最大15.56%，含烃体积分数最大61.52%，岩屑含油性非常好。因此，强烈建议下油层套管完井。经过井壁取心证实，岩屑图像录井资料准确。 在井深3968 m井壁取心，岩屑荧光颜色呈黄绿色，不均匀状分布(见图8)。荧光面积最大65.4%，荧光亮度系数最大122.18，含烃体积分数最大78.68%，为轻质油层特征。 图8. 3968 m井壁取心岩屑图像资料 应用岩屑图像录井资料解释评价F2井岩性和储层含油性，特别是在岩电矛盾突出、储层电阻率很低的情况下，岩屑图像录井资料直观地展示了储层良好的含油性和岩石特征，解释了储层岩电矛盾。 录井技术最主要的2个技术应用载体是岩屑和钻井液。综合录井的色谱仪获得了钻井液中的气态烃资料，是进行含气层解释的主要依据；岩屑图像有效地获取岩屑中的荧光面积、含烃体积分数等评价参数，评价储层流体性质。将全烃体积分数与含烃丰度绘制成解释图版，定量评价储层(见图9)。 图9. 全烃体积分数-含烃丰度解释图版
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user: 6. 结语 岩屑中富含地质信息，是地层破碎成岩屑后最直观的反映，应用岩屑图像录井技术获取岩屑中成岩矿物和岩屑特征、分选磨圆特征、含有性特征等地质信息，尤为重要的是与测井、气测资料结合，建立岩屑实物图像地层柱状剖面，展示地层岩性组合和含油储层组合特征，解释地层岩电矛盾，为认识评价此层提供详实资料。同时提高了岩屑现场描述岩性和含油性的准确性。在不同区块、不同岩性组合地区使用岩屑图像录井技术，能更好地展示岩屑特征、含油性特征和储层变化特征。岩屑图像录井技术已经形成了从岩屑样品制备到综合评价解释的系统录井技术，建议在油气水复杂区块、岩性组合复杂地区应用该技术，提高岩性和储层含油解释评价资料。将岩屑图像与地质研究相结合，能提高储层评价和技术应用的效果。
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user: 摘 要 太古宇变质岩潜山内幕油藏的发现是辽河坳陷勘探的重大突破，在近几年辽河勘探的实践中，发现了多个变质岩潜山内幕油藏，但是随着勘探开发程度的不断深入，储量及产量接替成为制约该区发展的瓶颈。其原因是太古宇潜山风化壳难以识别、潜山内幕岩性复杂，导致对潜山油藏成藏机理的认识不足。通过运用元素录井技术，对兴–马太古宇潜山地质资料的分析，在潜山面的卡取、潜山风化壳的识别、潜山内幕岩性的认识上取得重要突破，进而提高了潜山风化壳的识别准确率，丰富了潜山内幕油气藏成藏的认识。 关键词 :太古宇潜山，元素录井技术，潜山面卡取，风化壳识别，内幕岩性识别 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 兴–马潜山带位于辽河坳陷西部凹陷中段，西接盘山洼陷，东临冷家断阶带，南靠清水洼陷，北部为陈家洼陷，油气源充足，成藏条件十分优越 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] 。该工区位于兴隆台油田下部的基岩隆起带之上，具有中生界和太古宇潜山“双层山”结构。中生界岩性以火山岩、砂砾岩和角砾岩为主，中生界混合花岗岩质角砾岩与太古宇潜山混合花岗岩区分困难。太古宇潜山岩性为变质岩和侵入岩，不同类型岩性对油气分布控制明显，具有典型的内幕油气藏特点 [ 5 ] 。综合运用元素录井技术，在太古宇潜山面的卡取、潜山风化壳的识别、潜山内幕岩性的认识上取得重要突破，从而为钻井安全提供了保证，提高了对潜山内幕油气藏的认识，为该区的进一步勘探开发提供了很好的作用。
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user: 2. 元素录井技术应用 2.1. 潜山面的卡取 兴–马潜山带中生界地层多发育混合花岗岩质角砾岩，与太古宇混合花岗岩成分、结构相似 [ 6 ] ，常规地质方法难以判别。通过对兴–马地区15口井元素数据的分析，当地层由中生界进入太古宇时，Si、K、Ca、Fe、S等元素的组合出现变化(表1)，依据这些元素的变化及比值可以准确卡取太古宇潜山面。 Table 1 The elemental data of Xing-Ma Archean buried hill surfac 井 号 层位 w (Si)/% w (K)/% w (Fe)/% w (Ca)% w (Mg)/% w (S)/% 兴古××28 中生界 59.7 2.8 4.6 5.6 1.4 1.5 太古宇 64.3 3.5 2.4 3.2 0.5 0.1 兴古××24 中生界 59.7 2.7 4.0 4.1 1.7 0.5 太古宇 64.0 3.5 2.9 1.5 1.3 0.2 表1. 兴古太古宇潜山面元素数据表 2.2. 潜山风化壳的识别 太古宇潜山风化壳具有孔洞发育，储层物性好的特点。潜山风化壳的准确识别对潜山内幕油气藏的认识具有非常重要的作用。运用元素录井技术，通过分析风化指数可以准确判断太古宇潜山风化壳。风化指数为风化作用强度的一个地球化学指标，比值越小，风化作用越强烈。 在地质历史时期，太古宇地层直接暴露地表遭受风化淋滤作用。从浅到深，风化作用逐渐减弱并过渡到母岩 [ 6 ] (图1)。通过对兴–马潜山15口井风化壳的识别与统计，风化壳的风化指数多在0.1~0.5之间，未风化段风化指数基本都在0.6以上。因此，通过风化指数可以对风化壳进行识别。 图1. 胜××井元素录井成果图 2.3. 潜山内幕岩性的识别 兴–马地区太古宇潜山主要发育混合花岗岩、片麻岩、斜长角闪岩3种变质岩，以及中性岩、基性岩2种侵入岩。不同岩性，脆性不同，裂缝发育程度也不相同。其中，以石英、长石等浅色矿物为主的、质量分数较高的岩石易破碎，裂缝十分发育；而以角闪石和黑云母的暗色矿物为主的，质量分数较高的岩石不易破碎，裂缝不发育。因此，在3种变质岩中，混合花岗岩裂缝最发育，片麻岩裂缝较发育，斜长角闪岩最不发育(图2)。在2种侵入岩中，中性侵入体裂缝较发育，基性侵入体不发育。通过元素录井技术，可以准确识别潜山内幕岩性，进而对岩性在油藏中的控制作用有了更清楚的认识。对潜山内幕多期油藏的认识和潜山的整体评价起到十分重要的作用。 图2. 兴隆台潜山不同类型岩性岩心薄片资料 兴–马潜山主要发育混合花岗岩、片麻岩、斜长角闪岩，其矿物组成表现为浅色矿物逐渐减少，暗色矿物逐渐增加。因此，利用Si和Fe的交会图，可以将这3种岩性区别开来(图3)。混合花岗岩Si质量分数范围介于64.26%~74.39%，Fe质量分数范围介于2.65%~4.84%，具有高硅低铁的特征；片麻岩Si质量分数范围介于56.43%~61.83%，Fe质量分数范围介于5.44%~8.43%，具有硅值中等、铁值中等的特征；斜长角闪岩Si质量分数范围介于46.15%~51.01%，Fe质量分数范围介于10.67%~14.61%，具有硅值低铁值高的特征。侵入体主要以中性和基性为主，中性侵入体为闪长岩，基性侵入体为煌斑岩。根据岩浆岩分类：通过Si和Fe的质量分数可以加以区分。闪长岩具有Si质量分数介于54.71%~59.32%，Fe质量分数介于5.00%~7.75%的特征。煌斑岩Si质量分数范围介于50.74%~54.53%，Fe质量分数范围介于11.07%~14.16%，具有硅值低铁值高的特征。 图3. Si-Fe元素解释图版 元素录井技术在兴–马潜山推广应用15口井，潜山面卡取准确率100%，风化壳识别准确度100%，成功地识别出潜山内幕的复杂岩性，保证了钻井安全，并加深了潜山内幕油气藏的认识。以兴古7××井为例。兴古7××井是以太古宇潜山为目的层的生产井，该井利用元素录井技术准确卡取了太古宇潜山面，识别了潜山风化壳，并对潜山内幕岩性进行了准确的识别，为潜山内幕油气藏进行了定性的评价。当地层由中生界进入太古宇时，岩性由角砾岩变为混合花岗岩，其元素数据表现为：Si质量分数由60.5%升至63.5%，K质量分数由2.8%升至3.3%，Fe质量分数由4.8%降至2.8%，Ca质量分数由4.1%降至2.3%，Mg质量分数由1.8%降至1.0%，S质量分数由0.6%降至0.2%，通过元素数据的变化判定为太古宇潜山面。 在钻至井深4296 m时，Si质量分数由60.5%升至63.5%，K质量分数由2.8%升至3.3%，Fe质量分数由4.8%降至2.8%，Ca质量分数由4.1%降至2.3%，Mg质量分数由1.8%降至1.0%，S质量分数由0.6%降至0.2%，风化指数由0.58逐渐增大，到井深4364 m时，风化指数趋于稳定。综合判定井段4296~4364 m为风化壳(图4)。 图4. 兴古7××井元素录井成果图 在钻至井深4515 m时，Si质量分数由58%降至52%，K质量分数由1.5%升至1.0%，Fe质量分数由4.8%升至6.4%，Ca质量分数由3.5%升至4.0%，Mg质量分数由3.1%升至3.8%。综合判定井段4515~4668 m为闪长岩。
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user: 3. 结论 通过对兴–马太古宇潜山的研究，综合运用元素录井技术，成功地实现了太古宇潜山面的卡取、潜山风化壳的识别和潜山内幕复杂岩性的识别。为钻井过程提供了可靠的地质资料，保证了钻井安全。同时通过识别潜山内幕复杂岩性，为潜山内幕多期油气藏分析提供了较全的地质资料。通过以上研究可以较好地解决当前潜山开发中的难题，为潜山整体评价和勘探开发提供重要资料。
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user: 摘 要 实时甲烷碳同位素录井是一种现场连续、实时检测钻井液中甲烷碳同位素含量的录井技术。根据现场甲烷碳同位素的测定分析，可快速提供有关天然气成因、类型、烃源岩成熟度等多方面信息，并为气、油源对比、多井对比、断层封闭性研究提供重要依据。结合甲烷碳同位素数据，在快速得出储层天然气的成因、类型、烃源岩成熟度的基础上，还对断层封闭研究和油气运移做出分析验证。 关键词 :实时甲烷碳同位素录井，天然气成因，烃源岩成熟度，断层封闭，油气运移 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 在石油和天然气勘探开发中，对甲烷碳同位素资料的应用越来越广泛。对于元素组成相对单一的烃类天然气，通常把甲烷碳同位素组成作为气态烃的示踪剂。以往海上同位素分析采取现场取样送回陆地实验室分析的模式，耗时长且延误了同位素资料在油气勘探中的应用。斯伦贝谢子公司法国地质服务公司根据石油勘探技术发展的需要，研究、开发了一种现场连续、实时检测钻井液中甲烷碳同位素含量的录井技术。
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user: 2. 实时甲烷碳同位素录井 2.1. 技术原理 实时同位素录井技术的工作原理分同位素测量和组分浓度测量2部分。 实时甲烷碳同位素测量原理：采用近红外光吸收原理，不同质量的原子(或同位素)对红外光的吸收是有选择性的。 12 C 和 13 C 质量不同，故吸收不同波长的近红外光。实时组分浓度测量原理：采用的是光腔衰荡光谱(CRDS)原理，固定波长的激光脉冲波在充满烃类气体的光腔内会发生衰荡效应 [ 1 ] - [ 6 ] 。 2.2. 设备流程与技术特点 在作业现场，实时同位素设备可以直接与现场录井气体设备配套使用，无需单独脱气器。充分利用现场已有录井资源，节省成本(图1) [ 7 ] 。 图1. 同位素设备连接流程图 传统同位素测定，采取现场取样，送回陆地实验室分析的模式，该模式耗时较长，存在运送问题，散点分析不连续，样品质量受取样人员和漏气、凝析的影响。而实时同位素录井技术可以有效解决上述问题，技术特点如下： ① 抽屉式结构，体积小，便于现场安装、搬运； ② 能直接与录井气体设备配套使用，无需单独脱气器； ③ 连续、实时进行样品分析(图2)； ④ 设备稳定，重复性好，测量精度高； ⑤ 高质量控制 [ 1 ] 。 图2. STX-1井连续的实时同位素与散点的实验室同位素分析对比图
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user: 3. 实时甲烷碳同位素录井在实钻中的应用与认识 为落实松涛X构造三亚组、陵水组及前古近系基底地层的含油气性并发现一定规模的储量，中海石油(中国)有限公司湛江分公司与科佩克(中国)有限公司一致同意钻探STX-1井、STX-1Sa井。从地震剖面图(图3)可以看出，领眼井与侧钻井间存在纵向断层，断层的封堵性和油气运移一直是作业者关注的问题。笔者结合2口井的实时甲烷碳同位素录井，针对上述问题得出以下几点认识。 图3. 过STX-1井地震剖面图 3.1. 同位素变化趋势对钻井作业的支持 STX-1井同位素井段2150.00~2753.00 m，甲烷碳同位素变化范围为−57.7‰~−34.8‰，同位素数值在2702.00 m出现突降现象(图4)。一般来说，随着埋深增加或近储层时同位素呈递增趋势 [ 5 ] ，而进入设计主要目的层前古近系基底同位素数据降低。在排除非设备原因外，分析下部可能不存在油气层，后续加深至2753.00 m仍无油气发现，提前完钻。通过分析同位素的变化趋势，对钻井作业有很好指导和参考作用。 图4. STX-1井全井同位素变化趋势图 LD16-X井毗邻乐东22-1底辟，容易受到底辟流体的影响。该井采用实时甲烷碳同位素录井，得出地层流体信息，对判断流体连通性具有巨大帮助。上部乐东组和莺歌海组同位素变化异常(图5)，变化范围在−65‰~−35‰。同位素反映出气源类型为油田气和凝析气，和该地层生物成因的气源类型不太相符，结合区域特征判断，是有深层流体进入到该井段的渗透性地层，但当时无法判断流体是从LD22-1底辟带向上运移到莺歌海组后侧向运移到区块内的还是区块内直接存在垂向通道。如果有微裂缝破裂带存在，那下部地层就存在较大的防漏风险。及时汇报给作业者，做好相关预案。不过当进入莺歌海组二段后，同位素恢复正常变化值，并未受深层流体影响，主要受LD22-1底辟构造带向上运移所致，并及时汇报给作业者。 图5. LD16-X井全井同位素变化趋势图 3.2. 油气层天然气成因、气源类型、烃源岩成熟度 STX-1井主要气体异常段2259.00~2279.00 m，甲烷同位素变化范围为−47.8‰~−44.1‰，平均为−46.2‰。结合目的层段同位素数据在伯纳德图版(图6)落点，可以得出天然气成因为热成因。 图6. 伯纳德图版 从甲烷同位素数值可以看出，参照气源类型标准(表1)该层为油型气。将2259.00~2279.00 m甲烷同位素数据结合Reserval气体组分数据在戴金星图版(图7)上投点，落在原油伴生气的区域。进一步可解释为原油伴生气(油田气)。 图7. 戴金星图版 Table 1 The criterion of gas source types (according to Wang Jianguo δ 13 C 1 /‰ 微生物气 油田气 凝析气 裂解气 煤型气 深源气 −80~−56 −56~−40 −40~−36 −36~−28 −28左右 −20~−8 表1. 气源类型标准 注：δ 13 C 1 为甲烷碳同位素值。 镜质体是一种煤素质，但看不到植物的组织，主要是由芳香稠环化合物组成，随着煤化程度的增大，芳香结构的缩合程度也加大，使得镜质体的反射率(R o )增大。生油母质的热裂解过程与镜质体的演化过程密切相关，所以R o 是一个良好的有机质成熟度指标，有机质热变质作用愈深，R o 愈大。一般认为R o 在0.5%~1.35%之间为石油成熟带。 甲烷碳同位素值和其烃源岩成熟度相关，国内外很多学者针对不同的区块提出回归方程。国内常用δ 13 C 1 −R o 方程： δ 13 C 1 = 15 . 8 0 lg R o − 42 . 2 0 计算出R o 为0.56%，已进入石油成熟带。 3.3. 领眼井与侧钻井断层封闭研究，油气运移分析验证 根据STX-1井和STX-1Sa井垂深对比图(图8)，可以对2口井气组进行分类对比。STX-1井的I气组在侧钻井明显变厚。STX-1Sa井的III下和VI气组发现了新的气组，并且相对STX-1井同位素的数值明显偏高。 图8. STX-1井和STX-1Sa井垂深对比图 结合STX-1Sa井目的层段2590.00~2660.00 m同位素数据和Reserval气体组分数据，在图版上投点(图9)，气体类型为凝析气，部分裂解气，与STX-1井的成因有所不同。STX-1Sa井下部气组从同位素分析来看，应该是受到了深层油气的2次充注。参考2口井相同层组同位素的差异，表明2口井的纵向断层封堵良好。从STX-1Sa井垂深图来看盖层封闭性良好，上、下气组之间同位素明显不同。 同时作STX-1井和STX-1Sa井FLAIR录井段钻遇显示层流体相十字交汇图和流体相星型图。结合FLAIR气体组分特征，将井流体分成1个大的流体相家族，进一步细分为3个小流体相(图10)。从FLAIR气测组分分析STX-1Sa井III下和IV气组的气体组分特征，其完全不同于上部气组气体组分。上述研究也是对同位素分析存在深层油气2次充注观点的验证。 图9. STX-1井和STX-1Sa井成因对比 图10. 星型图和组分百分比图
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user: 4. 结语 实时甲烷碳同位素是一个“新”的项目，有较大的发展空间，尤其是在气藏性质及成因、气体成因研究、油藏内生物降解研究、生油岩成熟度分析、气油源对比、多井对比、断层封闭性质等方面的研究。在如何利用好实时甲烷碳同位素上，需不断总结学习，丰富与优化解释图版。随着分析技术的发展提高，重烃(乙烷、丙烷、丁烷等)碳同位素录井技术的相继研发应用，同位素录井在油气成因、油气对比、混合油气判识和油气追踪等方面将会发挥巨大作用，为油气勘探开发做出突出贡献。
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user: 摘 要 流体录井技术与常规气测录井相比具备定量恒温、组分多、精度高、范围广等特点，能够克服海上深水录井作业面临的隔水导管长、井口返出温度低、脱气效率低等问题，保障了气测录井数据能够真实、准确地反映地层含烃丰度。以惠州油田为例，在统计惠州油田24口流体测量数据的基础上，建立了烃比值法图版、计算全烃–流体类型图版以及C 1 、iC 4 、nC 4 、iC 5 、nC 5 、C 6 、C 7 、C 7 H 14 等综合参数异常倍数评价标准。结合现场实例分析，综合解释符合率达到87%。 关键词 :流本录井，烃比值，全烃–流体类型，综合参数，异常倍数，解释评价 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 流体录井资料是目前录井资料解释最主要的技术手段，但海上录井作业面临的环境恶劣，录井资料数据质量控制难度更大，特别是深水录井作业过程中常规气测录井面临隔水导管长，返出口钻井液温度低，常规气测录井脱气器效率低且不稳定，数据质量无法保证 [ 1 ] 等问题；另外还面临着作业区域大，地质特点、油藏类型、油水关系复杂多变，综合解释方法单一，解释符合率偏低等问题。为了适应当前勘探形式，解决目前所面临的问题，南海东部海域于2007年开始引进法国地质服务公司最新一代的实时流体录井技术(fluid logging & analysis in real time，又称为FLAIR录井)，充分利用其具备定量恒温、组分多、精度高、出入口双气路检测、质量控制严格等特点，很好地解决了海上录井，特别是深水作业所面临数据质量无保障的问题。另外，在流体录井资料应用方面加大研究力度，通过对近年来各个油田流体录井资料的归纳总结，细化各区块解释图版，优化综合解释评价方法，建立起具有针对性的解释图版，能够很好地克服区域地质特征不一、油藏类型多变、油水关系复杂导致的综合解释符合率偏低的问题。
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user: 2. 流体录井技术特点 作为一种全新的录井技术，与常规气测录井相比，流体录井系统技术特点非常突出，主要表现在3个方面： 1) 定量、恒温脱气：与常规气测设备相比，流体录井技术在脱气环节作了很大改进，除了定量抽取泥浆进行脱气外，还在脱气前将泥浆加热到恒定温度(一般视泥浆类型而定，水基泥浆为70℃，油基泥浆为90℃)，然后进行脱气，既提高了脱气效率，同时也保证了脱气条件的一致性，大大提高了录井资料纵向和横向的可比性 [ 2 ] [ 3 ] 。 2) 负压传送：常温常压下，C 5 以后组分均为液态，要想在气管线中正常传送C 6 ~C 8 等组分，有2个解决方案：一是保持气管线内温度大于C 6 ~C 8 的沸点；二是降低气管线内的压力到一个特定值以下(即负压状态)，进而保证C 6 ~C 8 在气管线内处于气态状态。显然，维持气管线内为恒定负压的可操作性更强，因而，流体录井在气体传送过程中采用了负压传送。 3) 色谱质谱检测：与常规气测录井通常采用氢离子火焰检测技术不同的是，流体录井技术采用的是色谱质谱检测技术，检测精度更高，范围更广。除能检测C 1 ~C 8 烃类组分外，还能检测H 2 S和CO 2 等非烃类组分。