DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 1. 引言 随钻地质导向技术(geosteering while drilling) [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] ，是利用钻井采集数据进行现场分析解释，完成实时地质导向决策和井身轨迹控制，保证井眼轨迹高效钻遇目的层的先进技术。多年来，随钻地质导向有关的地质理论及工程工艺技术发展迅速，可以梳理总结为以下几个阶段。 第一阶段(20世纪80年代前)，随钻地质导向理论与技术萌芽阶段 [ 5 ] 。随着直井用于开采特殊类油气藏适应性变差，水平井开始渐渐得到应用。例如我国四川遂宁磨溪构造1965年第一口水平井——磨3井，应用了泵冲法技术准确测定了井斜。这标志着井轨迹的监测技术开始慢慢形成，随钻地质导向理论与技术开始萌芽。 第二阶段(20世纪80年代)，随钻地质导向的技术探索及技术初步形成阶段。开始利用伽马和电阻率测井曲线测量井轨迹参数。后来在几何导向基础上测量参数有所增加，但传感器一般离钻头10~30 m，不能保证井眼一直维持在目的层中。 第三阶段(20世纪90年代)，随钻地质导向的技术大发展阶段。1992年，斯伦贝谢公司第一次利用随钻深、浅电阻率和自然伽马指导地质导向作业。哈利伯顿、贝克休斯和挪威国家石油公司(Statoil)等也相继研制出各自的地质导向系统。地质导向技术有了突飞猛进的发展，随钻测量(measurement while drilling， MWD)传感器已下移至钻头处，钻头处测量导向工具和井场信息系统功能逐渐完备。之后，用于地质导向钻井的随钻测井(logging while drilling， LWD)系统形成了定向钻井新概念，是集电缆测井、钻井和录井技术的结合体。 第四阶段(21世纪初期)，随钻地质导向的技术成熟与提高阶段。随着地质-工程一体化技术的要求越来越高，随钻地质导向新技术向储层边界迈进，提出了随钻储层边界探测工具PeriScope及其升级软件，为地质导向提供了更丰富的随钻测井、测量信息，以及更快速、稳定的实时数据传输。随后，井眼随钻高分辨率电阻率成保技术和三维地质导向软件技术的发展，如井眼轨迹三维可视化 [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ] [ 8 ] [ 9 ] 、录井曲线三维地质建模 [ 10 ] 、录井导向地层三维可视化 [ 11 ] [ 12 ] [ 13 ] 等，推动了地质导向技术的再次升级。至2010年，地质导向技术广泛应用到煤层气藏、致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏、底水油藏、裂缝油藏、复杂断块和薄层油藏等。随着技术水平的提高，随钻地质导向的服务可以分为几个级别，不同级别的导向目标、服务价值及技术深入程度差异较大(见表1)。 Table 1 The service levels of geosteering while drillin 服务级别 随钻导向目标 服务价值 技术深入程度 初级服务 前导模型 起始阶段 数据采集 一级服务 几何随钻导向 初级阶段 构造-地层 二级服务 油藏随钻导向 中级阶段 复杂岩性 三级服务 产量预测导向 高级阶段 复杂岩性、流体 表1. 随钻地质导向的服务层次 随着随钻地质导向技术的不断发展，目前的导向目标体越来越精细，然而，导向并没有脱离几何导向的范畴(图1)，采用的模型在分层后依然是均质的，单层之间没有属性参数的变化，导向思维依然是曲线对比无限逼近的技术思路。显然这与目前油藏综合研究的发展趋势相去甚远，基于曲线形态相似的导向具有很好的参考价值，然而不能是唯一的技术取向。地下地质体是格架-储层-流体-压力的多层次耦合的复杂非均质系统，应该着力关注研究对象的多层次非均质特点。因此，深入探讨上述复杂的层次结构模型及三维层次建模技术，不仅对于随钻地质导向理论发展具有重大意义，同时对于提高复杂地质结构体随钻导向效率具有实践意义。
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user: 2. 随钻地质导向理论 2.1. 三维地质建模技术与随钻地质导向 储层地质建模是用三维模型来定量表征储层非均质性、进行不确定性评价及整合不同规模和精度的数据 [ 14 ] ，其关键是对井间未知区域进行储层预测。储层井间特征的预测是应用已有信息结合相应的建模方法预测储层特征的三维分布。经过近20多年的发展，逐步成为油田储层定量表征的必要手段。储层三维精细表征与建模系列技术，特别是储层三维随机建模技术在油气田勘探开中渐渐受到地质学家及油田工程师的广泛应用 [ 15 ] ，取得了系列进展 [ 16 ] [ 17 ] [ 18 ] [ 19 ] 。按照随机模拟中研究对象的差异，可以把随机建模方法分为两大类：基于目标的方法和基于象元的方法。所谓随机建模，是指以已知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等可能的储层模型的方法 [ 20 ] 。 图1. 随钻地质导向曲线变化及井轨迹 随钻地质导向的过程是基于三维地质模型的实时调整导向。导向过程与模型调整是一个逐步耦合过程，该过程的前提假设是已经建立的模型与真实地质体有差异的事实。三维地质建模过程一个重要的发展方向就是不断降低模型的不确定性，让模型最大限度地逼近地下真实。因此，随钻过程，特别是水平井实时的资料对模型具有重要的检验作用。同时，随着地下确定性资料的增加，模型需要实时的互动调整。 2.2. 随钻导向层次理论 随着勘探开发水平的不断提高，非常规油气储层逐渐成为油气储量-产量的主要目标。已有基于构造模型(二维几何导向)的导向适应性开始变差，如致密油藏、岩性油气藏、火山岩油气藏、低渗透油气藏等。从理论与实践相结合的科学角度探讨地质导向来说，导向应该向更加高级的等级发展，多层次、多维度、多方法的结合是地质导向的必由之路。随钻地质导向应该着眼于层次导向，贴近地质层次研究思路，逐步向精准化方向发展，即格架模型→储层分布模型→流体分布模型→压力分布模型层层递进的思路发展 [ 21 ] (图2)。 图2. 三维地质建模与随钻地质导向流程图 2.2.1. 第一层次——格架模型 1) 地层模型。地层模型是在确定不同地区或者不同井之间地层单元的对应关系基础上，建立研究范围内地层空间格架关系。地层模型(狭义)主要是指在一个油田范围的含油层段内部，确定不同井之间的等时地层关系，建立等时地层格架模型，从而为油藏地质分析(构造、储层、流体、压力分布)、油气储量计算、油藏开发设计及动态分析等奠定必要的基础。 2) 构造模型。构造模型由断层模型和一系列层面模型组成，反映了地下目的层的地层起伏交切及其叠置关系。断层模型实际为三维空间上的断层面，它在二维平面上表现为断层面等值线图。 地层模型和构造模型构成了地下目的层的格架模型，反映了地下地层起伏及断层的切割的空间模型，是目前地质导向技术主要攻关的层次。 2.2.2. 第二层次——储层分布模型 1) 储层沉积相(构型)模型。格架模型内部是由不同类型储层沉积相(构型)及储层参数模型组成，是地质研究的核心与关键。储层构型分布模型能反映储层空间变化规律和分布特征，体现了不同类型沉积体(冲积扇、河流、三角洲、滨岸相及海底扇等)的三维形态、规模、方向及其叠置关系。沉积体类型的差异需要采用不同的建模技术，也侧面体现了分布规模及叠置样式的复杂性，同时控制了储层参数分布的差异。储层构型分布模型是三维储层建模的核心，也是地质研究三维模型化的关键。 2) 储层参数模型。储层参数模型体现了储层质量的差异，包括孔隙度模型和渗透率模型，是反映储层质量差异性的参数。储层沉积相内部不同类型成因单元具有不同的储层质量及参数分布特征。储层沉积相与储层参数具有较好的对应关系。因此，目前流行采用沉积相控制下储层参数随机建模方法，建立研究区的三维储层参数模型。模型可以较好地显示物性优劣区。广义的储层参数模型包括了三维裂缝模型。 2.3. 第三层次——流体分布模型 储层内部不同部位赋存了不同含油饱和度的流体。流体分布模型与受控于储层质量和储层参数而有明显的差异特征。在储层沉积相与储层参数(孔隙度)模型的约束下建立三维流体分布模型，精细表征研究区的油气水分布模型。 2.4. 第四层次——压力分布模型 第四层次是压力分布的差异性导致的压力非均质分布模型。研究发现，储层物性差异(非均质)是引起异常高压的本质因素。因此，在储层物性模型约束下，利用单井资料建立地下地层压力分布模型。 很多录井参数属于间接反映地层岩性、物性及含油性的参数，在此与压力模型类似，作为第四层次模型，包括气测全烃、油气指数、地层可钻性指数模型等。
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user: 3. 水平井地质导向研究实例 3.1. 研究区地质概况 北三台油田西泉103井区距阜康市滋泥泉子镇东北约8 km，研究区被2条大断裂分为南、北2个构造带(图3)。石炭系基底为一个近南北走向的古隆起，其中西翼部分被剥蚀，东翼地层东倾，与上覆地层呈不整合接触，形成断层-地层圈闭。目的层石炭系发育一套火山岩储层，岩性主要为安山岩、火山角砾岩、凝灰岩3类，油层主要发育在火山角砾岩中。油层孔隙度平均23.7%，渗透率平均0.29 mD。西泉103井火山岩体自上而下分为B1、B2岩体，其中B1以安山岩为主，B2以火山角砾岩为主，为主力油层段，可进一步细分为B2-1、B2-2岩体。 图3. 研究区位置图 3.2. 三维储层地质建模 3.2.1. 格架模型建立 通过对比研究区连井地层，分析井震标定合成记录，确定了时深关系，建立了层速度模型，应用层速度模型对时间域地震体进行时深转换。以深度域的地震资料为基础，对断层和层面追踪，依据实钻断点和分层数据做校正，建立地层格架模型(图4)。 图4. 地层格架模型 3.2.2. 岩相模型 以井数据为基础，划分了单井的3种岩石相类型，利用序贯指示模拟算法对井间3类岩相进行模拟，建立了研究区三维岩相模型(图5)。 3.2.3. 录井参数模型 利用三维地质建模的数据处理能力，在层次模型约束的思路上，开展录井参数三维建模。建立了研究区地层可钻性指数模型(图6(a))、油气显示指数模型(图6(b))、裂缝参数模型(图6(c))、气测全烃指数模型(图6(d))，为下一步随钻导向提供了较好的指导和帮助。 对于油气显示指数模型来说，油气显示指数是将气测组分轻重比例关系结合荧光显示面积加权处理得出的衡量油气显示好坏的综合指数，无荧光显示和无C 2 组分以后的井段不参与计算，在荧光显示面积相同的情况下，各组分间比例关系对计算结果产生影响。 图5. 岩相模型 图6. 录井参数模型 3.3. 随钻地质导向过程 利用已有的模型，开展随钻水平井地质导向。目前，对于水平井设计层位一般可以比较准确的钻达。然而，对于是否钻达最有利位置则不能保证。因此基于三维地质模型的导向过程应加强综合性。 1) 井轨迹的设计 西泉103井岩体水平井XQHW301和XQHW302井位于XQD3074井附近(图3)，因此靶点设计海拔参考XQD3074井油层发育情况，其中XQHW301井入靶点、终靶点均位于B2-2岩体顶面海拔以下12 m，XQHW302井入靶点、终靶点均位于B2-1岩体顶面海拔以下30 m。 2) 实钻井眼轨迹与模型预测井眼轨迹对比 目前学者很少直接利用模型来实时导向，只能通过已经完钻水平井来进行分析。依据油气显示指数模型预测的有利油气三维分布模型显示，若XQHW301井井眼轨迹能向上调整到B2-2岩体顶面，钻进会取得更好的效果(图7)。XQHW302井的实钻井眼轨迹与模型预测井眼轨迹相关性非常高，按照气测全烃指数模型的预测，若能沿着优化井轨迹(见图8)钻进，效果会更好，油层钻遇率会更高。 图7. 油气显示指数模型中的XQHW301井实钻井眼轨迹 图8. 气测全烃指数模型中的XQHW302井优化井轨迹
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user: 4. 讨论与结论 目前勘探过程主要是在前期的研究过程中完成的，设计定完井位被认为勘探过程已经结束。然而，随着勘探目标越来越精细、复杂性增强(层状油藏向孤立薄层状油藏转换)、含油气显示级别越来越低，勘探应该延伸到钻井过程，即随钻过程中的勘探——随钻勘探。目前的钻井过程是依据钻井设计来完成的，设计本身对地下的认识并不完善，特别是对于成本高、技术要求高的水平井，更加需要在钻井过程中实时监测，调整模型来优化并完成导向过程。 通过上述研究和讨论，得出如下结论： 1) 地质导向与三维地质建模技术关系密切；把相对完善的三维地质建模技术引入到地质导向中来，利用计算机自动完成模型计算、调整是导向智能化、高效化的发展方向。 2) 水平井层次导向是地质导向理论发展的方向，多层次的导向对应的是地质多层次的科学综合研究成果；基于随钻测井曲线相似性对比分析的导向过程与储层不同级次的非均质性理论思想不符合。在地层-构造格架层次相似度比较高，然而在储层沉积相(构型)、储层参数及流体分布等方面多级次的非均质性没有考虑，导致了对“甜点”的识别精度不够精准，导向服务的深度有待加强。 3) 实例显示了地质多层次建模在水平井导向中具有明显优势；建立了格架模型、岩相模型及录井参数模型，通过实钻数据与预测模型的对比，给出了最优化的轨迹。为高效钻遇油气层、可视化监测钻井过程提供了参考依据。
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user: 摘 要 本研究在R1和R2两个反应器中分别接种活性高的硝化污泥和反硝化污泥以考察不同接种污泥对厌氧氨氧化菌富集过程的影响。研究结果表明，R1反应器以硝化污泥作为接种污泥，培养过程中未出现明显的菌体自溶阶段，经过约60 d成功启动厌氧氨氧化反应；R2反应器以反硝化污泥作为接种污泥，出现较长的菌体自溶期，启动厌氧氨氧化反应时间比R1反应器约长20天。R1反应器和R2反应器中厌氧氨氧化反应稳定运行期间， 去除量: 去除量: 生成量平均值分别为1:1.30:0.23和1:1.35:0.10。 关键词 :厌氧氨氧化，富集，硝化污泥，反硝化污泥 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 自20世纪90年代Mulder等 [ 1 ] 发现厌氧氨氧化菌以来，研究人员开发了多种以厌氧氨氧化反应为核心的高效脱氮工艺。厌氧氨氧化菌生长慢(倍增时间约为11天) [ 2 ] ，其作为执行厌氧氨氧化反应的主体，能否在反应器中快速富集成为厌氧氨氧化工艺在工程中推广应用的一个重要因素。 据文献报道，以普通好氧活性污泥、硝化污泥、反硝化污泥、厌氧污泥以及河流底泥作为接种污泥均可成功富集厌氧氨氧化菌 [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] 。但是，因不同的接种污泥中菌群结构不同，导致其在富集厌氧氨氧化菌的过程中对氮的转化性能产生较大的差异，进而影响厌氧氨氧化反应器启动时间。本研究分别采用高活性的硝化污泥和反硝化污泥作为接种污泥，探究两者在富集厌氧氨氧化菌过程中对氮的转化规律，并观察两者在厌氧氨氧化菌富集时间方面的差异。
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user: 2. 材料与方法 2.1. 接种污泥 将取自青岛市李村河污水处理厂回流污泥渠的活性污泥在实验室两个反应器中分别进行好氧硝化培养和缺氧反硝化培养。活性污泥进行好氧硝化培养时，进水中投加(NH 4 ) 2 SO 4 、KH 2 PO 4 以及NaHCO 3 。活性污泥进行缺氧反硝化培养时，以乙酸钠为碳源，NaNO 3 和KH 2 PO 4 为氮源和磷源。经过2个月的培养获得高活性的硝化污泥和异养反硝化污泥后，分别置于R1反应器和R2反应器中富集厌氧氨氧化菌。 2.2. 实验用水 实验用水采用人工配制废水，其组分包括：(NH 4 ) 2 SO 4 (浓度按需配制)、NaNO 2 (浓度按需配制)、NaHCO 3 1.0 g/L、KH 2 PO 4 0.021 g/L、CaCl 2 0.14 g/L、MgSO 4 0.166 g/L、微量元素I1 ml/L和微量元素II 1 ml/L。其中微量元素I组分为：FeSO 4 5 g/L、EDTA 5 g/L；微量元素II组分为：EDTA 15 g/L、ZnSO 4 ·7H 2 O 0.43 g/L、CoCl 2 ·6H 2 O 0.24 g/L、CuSO 4 ·5H 2 O 0.25 g/L、NaMoO 4 ·2H 2 O 0.22 g/L、NiCl 2 ·2H 2 O 0.19 g/L、H 3 BO 4 0.014 g/L、NaWO 4 ·2H 2 O 0.05 g/L。 2.3. 厌氧氨氧化菌富集方法 本研究采用2个2.5 L的棕色玻璃瓶作为反应器富集厌氧氨氧化菌，瓶口用橡胶塞密封，橡胶塞上留有进出水管。为避免光照影响厌氧氨氧化菌的生长，玻璃瓶外用黑布包裹。将R1和R2两个反应器置于恒温水浴振荡器中，振荡器转速140 r/min，温度控制在34℃ ± 1℃。实验进水 浓度约为40~50 mg/L， 浓度约为50~60 mg/L，pH值为7.8~8.0。R1反应器接种的硝化污泥浓度MLVSS为9.375 g/L，该反应器在前50 d平均每个运行周期为4 d，此后每个运行周期为2 d，运行100 d后每个运行周期为1 d；R2反应器接种的反硝化污泥浓度MLVSS为7.117 g/L，该反应器在前85 d每个运行周期为2 d，此后，每个运行周期为1 d。各运行周期采用瞬时进水，沉淀及排水时间为6小时，其余为反应时间。 2.4. 分析项目与方法 ：纳氏试剂分光光度法； ：N-(1-萘基)-乙二胺光度法； ：紫外分光光度法；MLVSS：重量法。
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user: 3. 结果与讨论 3.1. 厌氧氨氧化菌的富集 3.1.1. R1反应器中厌氧氨氧化菌的富集过程 图1所示为R1反应器进出水中 、 和 浓度随培养时间变化曲线。 图1. R1反应器进出水中 、 和 浓度的变化 由图1可知，R1反应器在前17 d能去除一部分氨氮， 去除率最高为67%。在此段时间内，出水中 浓度降幅较大， 去除率超过60%；出水中 浓度明显高于进水 浓度。因R1反应器接种的是活性较高的硝化污泥，在该反应器启动初期，进水未进行除氧，反应器中主要发生硝化反应；对进水和出水三氮( 、 和 )浓度进行分析，有20 mg/L左右的氮损失，推断一部分氮用于合成细胞物质，此外还发生反硝化反应。 第17 d至第30 d，R1反应器中氨氮去除量明显降低， 去除率低于20%； 去除量呈下降的趋势，但 去除率仍在30%~60%之间；出水 浓度略高于进水 浓度1~3 mg/L。实验结果表明，此段时间内R1反应器中硝化反应已明显减弱，其原因是硝化菌长期处于溶解氧缺乏的环境中，硝化菌代谢功能受到抑制，致使氨氮去除量降低。此阶段内约有20~30 mg/L的氮损失，推断在反应器中除了发生反硝化反应以外，可能还存在微弱的厌氧氨氧化反应，而且反硝化反应逐渐减弱。 此后，R1反应器中氨氮去除量逐渐增加，至第54 d时， 去除率达到90%。而在此段时间内 去除量继续呈下降的趋势，出水 浓度高于进水 浓度约1~2 mg/L。由实验结果可知，在此阶段内，反硝化反应已很微弱，反应器中厌氧氨氧化反应逐渐增强。 第60 d后，反应器中氨氮和亚硝态氮基本完全去除，NH 4 + -N和NO 2 - -N去除率均超过95%； 生成量约为6~15 mg/L。 去除量: 去除量: 生成量平均值为1:1.30:0.23，接近厌氧氨氧化反应的理论值1:1.32:0.26，说明R1反应器中厌氧氨氧化反应已稳定启动。 第100 d后，为提高反应器氮负荷，每个周期的运行时间降为1 d，出水中氨氮浓度略有升高，但 去除率仍超过90%， 能完全去除， 生成量约为10 mg/L左右，表明R1反应器中厌氧氨氧化菌具有较高的活性。 3.1.2 R2反应器中厌氧氨氧化菌的富集过程 图2所示为R2反应器进出水中 、 和 浓度随培养时间变化曲线。 图2. R2反应器进出水中 、 和 浓度的变化 R2反应器接种的是反硝化污泥，由于反应器进水所含成分为无机物，污泥中的异养微生物因缺乏维持生命活动的有机物而发生溶胞，组成菌体的蛋白质转化为氨氮，导致R2反应器启动后21 d内多数周期出水 浓度高于进水 浓度(见图2)。微生物溶胞释放出有机物，为反硝化菌提供了电子供体，可以观察到在R2反应器中发生明显的反硝化反应，反应器启动前15 d内， 和 去除率接近100%。15 d后，微生物溶胞作用减弱，出水氨氮浓度增加量减小，反硝化反应随之减弱，至21 d时， 去除率降到54%。 第21 d至第54 d，出水 浓度基本低于进水 浓度，多数运行周期 去除量在5~20 mg/L范围内波动，由此可以推断，R2反应器中异养微生物已逐渐被淘汰，能在反应器中生存的主要是能适应无机环境的自养微生物，微生物自溶作用已很微弱。因反硝化菌数量减少，相应地R2反应器中反硝化反应已不占主导作用，第23 d时 去除率降到0.7%，此后几个运行周期 去除率仅为5%左右；第29 d至第54 d，出水 浓度甚至高于进水 浓度，其原因可能是反应器内有少量的溶解氧，将部分 氧化为 。出水 浓度与进水 浓度接近。通过对进出水三氮浓度分析可知，此段时间内，R2反应器中主要存在硝化反应和厌氧氨氧化反应，而反硝化反应很微弱。 此后，随着厌氧氨氧化菌数量在R2反应器中不断增加， 和 去除率也随之增加，至第81 d时， 和 去除率接近100%。第85 d后，R2反应器每个周期的运行时间降为1 d，氨氮基本能完全去除，而 去除率降到70%~80%之间，继续培养约10d后， 去除率再次增加到95%以上。各周期 生成量约为5 mg/L左右。 去除量: 去除量: 生成量平均值为1:1.35:0.10，说明厌氧氨氧化反应已成为R2反应器中的主导反应。与R1反应器相比，R2反应器中 生成量较低，可能是R2反应器中反硝化菌数量较多，导致有一部分由厌氧氨氧化反应生成的 被还原成 或N 2 。 3.2. 讨论 研究人员以厌氧颗粒污泥作为接种污泥启动厌氧氨氧化反应器时，将启动过程分为菌体自溶、活性迟滞、活性提高和活性稳定四个阶段 [ 7 ] 。本研究以活性高的硝化污泥作为接种污泥，并未出现明显的菌体自溶现象，出水氨氮浓度始终低于进水氨氮浓度，其主要原因是培养硝化污泥时进水中不含有机物，污泥经过两个月的培养已能适应无机环境。R1反应器启动后17 d内硝化菌仍有一定的活性，反应器中主要发生硝化反应，此外，还发生了反硝化反应；此后14 d内，因硝化菌长期处于缺氧的环境中，活性降低，硝化反应很微弱，反应器中主要发生反硝化反应，可能还存在微弱的厌氧氨氧化反应，此阶段污泥处于活性迟滞阶段；R1反应器启动30 d后，厌氧氨氧化菌活性逐渐提高，反硝化反应已明显减弱；60 d后，R1反应器中厌氧氨氧化反应成为主导反应。 而以反硝化污泥作为接种污泥时，因污泥中主要为异养微生物，在无机的培养环境中缺乏代谢基质而发生溶胞，出现约20 d的菌体自溶期，此段时间内R2反应器中以反硝化反应为主。此后，R2反应器中反硝化反应明显减弱，在近35 d的活性迟滞阶段内，发生微弱的厌氧氨氧化反应。R2反应器启动54 d后，厌氧氨氧化菌活性逐渐增强；启动近80 d后，进入活性稳定阶段，反应器中主要发生厌氧氨氧化反应。 据文献报道，在厌氧氨氧化菌大量富集过程中， 去除率一般逐步提高 [ 8 ] 。而本研究与文献报道的不同，无论以硝化污泥还是反硝化污泥作为接种污泥，在典型的厌氧氨氧化反应特征出现之前一段时间，反应器出水 浓度常高于进水 浓度，即在厌氧氨氧化菌大量富集过程中出现好氧氨氧化现象。郑平等 [ 9 ] 研究发现，厌氧氨氧化菌和好氧氨氧化菌之间具有许多共性，厌氧氨氧化菌混培物可以将氨和羟胺转化为亚硝酸，并推断厌氧氨氧化反应由好氧氨氧化菌所致的可能性很大。根据本研究结果，笔者推断厌氧氨氧化菌本身具有好氧氨氧化的性能，尤其是在厌氧氨氧化菌富集过程中，若环境中存在少量的溶解氧，厌氧氨氧化菌将通过好氧氨氧化功能获得快速增长，当厌氧氨氧化菌富集到一定数量后，将表现出典型的厌氧氨氧化反应特征，即氨氮和亚硝态氮按一定比例同步去除。 本研究结果表明，以硝化污泥和反硝化污泥作为接种污泥均可启动厌氧氨氧化反应，但是以反硝化污泥作为接种污泥时，因异养微生物不能适应无机的培养环境，出现较长的菌体自溶期，且活性迟滞阶段也较长，导致R2反应器厌氧氨氧化反应启动时间比R1反应器约长20天。为了缩短厌氧氨氧化反应启动时间，可以选择活性高的硝化污泥作为接种污泥。
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user: 4. 结论 (1) R1反应器和R2反应器分别以硝化污泥和反硝化污泥作为接种污泥，均可成功启动厌氧氨氧化反应。R1反应器和R2反应器中厌氧氨氧化反应启动后， 去除量: 去除量: 生成量平均值分别为1:1.30:0.23和1:1.35:0.10。 (2) 以活性高的硝化污泥作为接种污泥，在厌氧氨氧化启动过程中，未出现明显的菌体自溶阶段，经过约60 d启动厌氧氨氧化反应。而以反硝化污泥作为接种污泥时，出现较长的菌体自溶期，R2反应器厌氧氨氧化反应启动时间比R1反应器约长20天。
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user: 摘 要 黄河口凹陷主要在产油气田大多位于明化镇组明下段(N 1 m l )的复杂断块。为了提高采收率，获得更大的产出剖面和供给范围，该类油气田的开发井、调整井大多设计为水平井。安全高效成功地实施水平井着陆对于该类油气田开发生产至关重要。黄河口凹陷N 1 m l 为浅水三角洲沉积，储层厚度薄且受断层复杂化作用明显，导致水平井着陆作业难度加大。主要问题有着陆目的层预测精度有限；受随钻测井工具限制，井底存在盲区；一旦需要调整，井轨迹调整空间有限。为此，应用了现场快速精细对比及预测技术、随钻测井盲区综合录井先锋导向技术、合理平滑化轨迹控制着陆技术等一系列技术组合，在水平井着陆现场作业中获得了显著效果，研究区N 1 m l 复杂断块油气田水平井着陆成功率由此前的85%提高至100%，实现了提质增效，且具有良好的推广应用前景。 关键词 :黄河口凹陷，复杂断块油气田，水平井着陆，精细对比及预测，综合录井先锋导向，轨迹控制着陆 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 黄河口凹陷位于渤海海域南部，在郯庐走滑断裂作用下，深浅层断层均较发育，致使该地区复杂断块构造十分发育，且表现为复式油气成藏的特点，油气水系统复杂，储-断耦合关系决定着油气运移和聚集 [ 1 ] 。 该凹陷主要产层明化镇组明下段(N 1 m l )以浅水三角洲沉积为主，主要岩性组合为厚层泥岩夹薄层砂岩，储盖组合条件好，但砂体厚度较薄，一般为5~15 m，呈“泥包砂”特征。为实现N 1 m l 油气田的高效开发生产，开发井和调整井大多设计为水平井，以获得更大的产出面积和供给范围、降低生产压差、提高单井产量和最终采收率，以及达到少井高产的目的 [ 2 ] 。
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user: 2. 复杂断块油气田着陆存在问题 复杂断块油气田水平井着陆难度大的根本原因是着陆目的层厚度薄、断层发育，受地震分辨率影响，着陆目的层预测精度有限。由此衍生的问题是如何预测随钻测井井底盲区的着陆目的层的岩性、砂体厚度，以及如何在需要调整井轨迹时合理利用可控的调整空间。 2.1. 着陆目的层预测精度有限 渤海新近系浅水三角洲沉积时，由于湖底地形十分平缓，湖水的加速扩张和收缩，加上河控作用的影响，造成垂向上河道叠加复杂，泥岩发育；三角洲前缘分流河道分叉，改道频繁，砂体平面上呈朵状、片状分布 [ 3 ] ；目标砂体在垂向上及平面上变化均较快。受断层影响，常规地层对比精细程度不足。现场目的层预测主要来自于地震解释，其分辨率达不到油藏开发阶段描述单砂体和薄泥岩夹层的要求 [ 4 ] ，给现场水平井准确着陆带来挑战及风险。 2.2. 随钻测井仪器在井底存在盲区 对地下油藏认识主要通过2种井筒技术，一种是综合录井，另一种是随钻测井。其中，综合录井对储层划分不够精确，对含油性识别只能进行定性判断；而随钻测井与综合录井相结合，可对油藏有更加清晰、可靠的认识。但受随钻测井工具结构的影响，井底存在测井盲区。 黄河口凹陷渤中油田水平井着陆一般采用斯伦贝谢公司的ARC随钻测井仪，带电阻率和自然伽马2条测井曲线。该仪器在井底产生长约15 m的测井盲区，无法通过测井识别储层及含油气性。测井盲区对研究区薄砂层着陆成功率产生较大影响；且对井轨迹及时调整及平滑性影响也较大，若按照随钻测井显示地质信息调整井轨迹，会造成井轨迹调整步长较大，进而造成井轨迹调整不及时、不平滑；着陆时过多地揭开储层也会造成后期钻遇有效水平段长度的减少。 2.3. 井轨迹调整空间有限 在储层变化超出预期，及随钻测井仪器存在盲区的情况下，实时井轨迹调整变化显得紧急且迫切。实钻中常遇到两种情况：①应对储层加深，立即降斜找油，造成“板凳型”井眼轨迹；②应对储层提前，立即增斜至储层合理位置，造成局部狗腿度较大，工程实施难度大。为了避免出现上述2种情况，首先必须以加大研究储层预测及随钻测井盲区识别为主，使储层识别及预测在可控范围内；其次需要选择科学的找油模型——稳斜找油模式，应对储层微小变化；最后通过研究找到稳斜找油角度与造斜率之间变化关系，选择合理的稳斜找油度，既能降低现场工程作业风险，又能满足油藏地质需求。
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user: 3. 应对措施及技术创新 针对上述3个问题，通过创新技术与成熟技术相结合，提高储层地质预测信息精度，解决测井盲区问题及平滑轨迹，实现水平井顺利着陆，达到油藏地质目的。 3.1. 现场快速精细对比及预测技术 根据地质油藏要求设计水平井着陆轨迹：在目的层之上，确保实钻轨迹与设计轨迹基本一致；临近目的层时，依据钻遇的标志层，实时校正着陆目的层位置及靶点。实际作业过程中，受预测精度限制，着陆目的层顶深较设计存在一定误差，需要依据现场录井和随钻测井数据，实时调整着陆轨迹。 3.1.1. 着陆目的层段精细划分及建立认识模型 研究区发育浅水三角洲沉积，平面上呈朵叶状分布，垂向上表现为河流相砂体叠加特征。周边已钻井数据分析表明，垂向上电阻率数据对岩性变化敏感，结合测井相中的箱形、钟形、漏斗形、指形及组合形的地质意义及沉积旋回特征，建立了4种电阻率曲线着陆认识模型，即陡升型、缓升型、台阶型及夹层型(图1)。其中，陡升型对应的岩性组合为泥岩 + 细砂岩组合，储层预测精度高，着陆点选择比较容易；其他3种着陆认识模型在泥岩盖层与甜心区(好储层)之间都存在过渡岩性，储层预测误差较大，需要现场精细对比，使井轨迹在储层最优位置着陆。过渡岩性在沉积微相上存在渐变或是多期沉积叠加的沉积过程，岩性主要为粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩及其与泥岩的组合，其特征是层厚薄且粒度细。台阶型对应的岩性组合为泥岩 + 粉砂岩 + 细砂岩组合；缓升型对应的岩性组合为泥岩 + 泥质粉砂岩 + 粉砂岩 + 细砂岩组合；夹层型对应的岩性组合为泥岩 + 粉砂岩或是泥质粉砂岩 + 泥岩 + 细砂岩组合。 图1. 研究区电阻率曲线着陆认识模型 3.1.2. 现场快速精细对比 在现场作业过程中，首先通过多井数据分析对比，优选相同沉积微相的邻井；其次，依据邻井目的层段的电阻率曲线特征，建立本井的着陆认识模型，并在该模型指导下，突出以现场岩性识别为手段，结合电阻率曲线形态及变化趋势，快速建立目的层段岩性组合；再与邻井目的层段岩性组合及模型形态进行精细对比，准确预测着陆目的层的顶部埋深，以适应海上优快钻井的节奏，为着陆井轨迹实时调整提供依据。 常规地层对比(标志层对比法、泥岩等厚度法)范围较大，加之断层的影响，预测误差较大，无法满足近着陆目的层井轨迹的实时调整需求。而精细对比技术具有近目的层、对比尺度小及预测精度高(误差1~2 m)的优势，能够为近着陆目的层井轨迹实时调整提供依据。 3.2. 随钻测井盲区综合录井先锋导向技术 针对测井盲区问题，充分发挥近钻头综合录井先锋导向作用，对盲区岩性、储层物性及含油气性进行综合定性判断。 3.2.1. 综合录井技术定性判别储层物性 研究区测井参数与钻井参数、气测数据对比分析表明，钻井参数t ROP (钻时)与随钻测井q API (自然伽马)、气测曲线φ(TG) (全烃体积分数)与随钻测井ρ 40H 具有很好的拟合关系。此外，储层物性越好，含油饱和度越高、t ROP 越低、φ(TG)越高。 通过数据统计及分析得到“甜心区”识别指数y为： (1) 式(1)中的n取1~2之间，根据不同区块取不同经验值。研究区17口水平井着陆段y值统计结果表明，甜心区y值一般是岩性过渡带的2倍以上，其值大于50。 3.2.2. 综合录井技术定性判别储层含油性 在识别出甜心区的基础上，通过录井气测解释方法，如气体比率法、“3H”比值法等识别出的油气界面 [ 5 ] ，以达到水平井着陆找油避气的目的。 3.3. 合理平滑化井轨迹控制技术 在储层精细对比及随钻测井盲区识别的基础上，针对井轨迹调整变化急，选择合理平滑化井轨迹控制技术着陆，可以降低现场施工难度及风险。 3.3.1. 稳斜找油模式 在储层变化可控即储层埋深变化小及加深的情况下，适合稳斜找油模式的应用，该模式主要分为2个阶段：稳斜找油阶段(A)和进储层增斜阶段(B) (见图2)。 图2. 稳斜找油模型 找油公式为 [ 6 ] ： A阶段： (2) B阶段： (3) 消去f，则： (4) 式中：α为找油角度，(˚)；Δx为水平段损失长度，m；Δh为储层顶埋深变化量，m；k为造斜率，(˚)/m；β为水平段预留角度，(˚)；f为进尺，m；h为进储层垂深，m。 根据设计，可以查出β及h，进而得到k与α的变化关系(图3)。 图3. 研究区k与α的变化关系图 依据图3的曲线变化关系，在现场可控k = 3.27˚/30 m下，选择较小的α = 85˚，可以使井眼轨迹平滑；且α越小，根据A阶段公式(式(2))，在相同储层埋深变化量下，水平段损失的长度越少。 3.3.2. 非常规着陆补救措施 针对发生着陆目的层变化不可控，即目的层提前较多或是储层含油有效厚度变薄的情况，可采用非常规着陆补救措施 [ 7 ] ：①储层提前较多，且含油有效厚度较厚，轨迹控制在现场可控制造斜率下，直接增斜至储层合理位置；②储层含油有效厚度变薄，轨迹调整无法满足油藏需求，在以实现油藏地质目的的前提下，优化井型、井别及完井方式，如将水平井优化为大斜度井，以避免回填侧钻作业。
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user: 4. 应用效果 复杂断块油气藏水平井着陆技术组合在黄河口凹陷渤中油田获得了良好的应用效果。2015~2016年，该油田共实施开发井和调整井作业92口，其中N 1 m l 水平井共40口，占总井数近一半。水平井着陆成功率为100%，较2013~2014年秦皇岛油田着陆成功率提高了15%，具有良好的经济效益。 以渤中油田F9H井的成功着陆作业为例。 1) 在储层预测方面，该井着陆过程中发现着陆层上部存在粉砂岩夹层，首先通过分析对比得出该井着陆认识模型与邻井F11井的夹层型一致；然后再通过现场快速精细对比，得出储层顶预测深度；着陆完成后，精细对比的预测深度与实际深度的误差值为1.8 m，与地震预测误差值4.75 m相比，精度提高了2倍多。 2) 在盲区识别方面，采用综合录井先锋导向技术，储层及甜心区的划分准确；通过储层划分交会图版及甜心区识别指数得出的结论，与滞后的测井解释结果一致。 3) 在井轨迹控制方面，采用井轨迹控制技术，使水平井着陆作业安全顺利完成；F9H井通过计算采用稳斜86˚找油，在储层加深0.64 m的情况下，实现了安全顺利中完，设计着陆进储层垂深3 m，实际进储层垂深1.77 m中完，节省稳斜找油进尺；设计水平井预留角度91.71˚，实际着陆角度91˚，达到了设计需求；在着陆时井眼平滑度上，最大狗腿度为3.71˚/30 m，在现场可控范围内；最终该井投产初期日产油162 m 3 ，是配产的2倍多。 图4. 研究区水平井着陆技术应用体系 依据上述技术组合应用实践，笔者建立了研究区的水平井着陆技术应用体系(图4)，用以指导以后类似井的作业。该技术适用于中浅层复杂断块油气藏，该类油气藏在渤海海域广泛存在，如南堡油田、秦皇岛油田等，且从渤海海域勘探形势来看，中浅层复杂断块油气藏也是未来主要勘探开发目标之一。
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user: 摘 要 地质导向技术是保证水平井钻进中井眼顺利着陆，并在目的层顺利穿行达到设计水平段长度的关键技术。受现场钻井技术条件的限制，目前三塘湖盆地实施的水平井中主要以常规地质录井、气测录井、随钻伽马作为钻井地质导向的技术支撑。通过该技术能较精确地预测着陆点深度、判断钻头着陆和钻头在油层中的位置，及时指导钻进方向，保障井眼轨迹尽可能多地位于油层中，在现场实践中效果显著，对三塘湖盆地的水平井施工具有重要的指导意义。 关键词 :水平井，地质导向，岩屑录井，气测录井，随钻伽马 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 三塘湖盆地马中二区二叠系条湖组(P 2 t)为凝灰岩致密油储层，油层构造变化剧烈，且几乎无直井可以利用，地震精度远达不到水平井钻井要求，局部区域地层厚度变化大，加之地层倾角大 [ 1 ] [ 2 ] ，在水平井钻进过程中极易钻穿油层，完全按地质设计钻井存在较大风险。因此，现场地质导向对于提高油层钻遇率显得尤为重要。受现场钻井技术条件限制，目前三塘湖盆地水平井可采用的钻井地质导向技术主要是常规地质录井、气测录井、随钻伽马三种 [ 3 ] [ 4 ] 。
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user: 2. 区域概况 三塘湖盆地位于新疆东北部的巴里坤哈萨克自治县与伊吾县，北接蒙古，西邻准葛尔盆地，南临吐哈盆地。马朗凹陷P 2 t沉积时期，受印支运动影响，发育一套富含火山岩的湖相沉积，条湖组二段(P 2 t 2 )下部发育一套约20 m厚的凝灰岩，为目的层。钻井揭示P 2 t分布较广，厚度为50~400 m，平均厚度约150 m (图1)。 图1. 三塘湖盆地构造分区图及二叠系综合地层柱状图
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user: 3. 水平井地质导向技术 三塘湖盆地的水平井现场地质导向主要通过常规地质录井、气测录井、随钻伽马、钻时等进行，结合区域地质研究成果及时预测油层 [ 5 ] [ 6 ] 。当跟踪人员发现录井显示出现变化并可以准确把握时，则及时调整井轨迹；而当跟踪人员不能准确判断时，则应立即通知后方，同时提供详尽资料，后方研究人员根据井斜测量数据实施标定水平井钻进轨迹，同时对录井资料进行分析，结合区域情况及邻井钻探对比情况，提供调整意见，确保较高油层钻遇率。以马56-6H井为例进行关键技术点说明。 3.1. 通过气测录井判断着陆点 马56-6H井目的层为P 2 t 2 底部的一套凝灰岩，储层厚度为20~30 m，水平段设计长度为800 m，该区块气测值变化在接近油顶时具有一定规律性，邻井马57H井和马56井在接近油顶时，气测组分依次从轻烃到重烃全部出现，过程连续，据此可预测马56-6H井油顶出现的垂直深度(表1)。预测油顶位置与实钻油顶位置垂深相差0.5 m，说明预测结果可靠，对中靶之前轨迹调整提供了参考。 表1. 马56-6H井及邻井油顶位置预测表 3.2. 岩屑录井判断目的层 由于马56块致密油目的层岩性组合较为简单，与上、下围岩相比录井特征明显。从已完钻井钻遇层位情况分析，现场无论从颜色、手感、荧光都较易识别岩性和含油性。 从岩屑上看，肉眼观察目的层岩屑颜色为灰色，形状为片状，成分以火山灰为主，岩屑为玻璃质碎屑，具凝灰结构，性硬、致密、不造浆；岩屑荧光湿、干照呈淡黄色，喷照呈淡黄色，滴照呈淡黄色环状，浸泡液无色-淡茶色，荧光呈乳白色-乳黄色，系列对比7~9级，含油级别为荧光-油迹级(图2)。 图2. 马56-6H井岩屑、荧光及泡样对比图 3.3. 气测录井判断目的层 从气测录井上看，由于受地层、油质以及工程参数的影响，研究区各井气测录井差异很大，如马56井P 2 t油层段气测组分体积分数(φ(C 1 )、φ(C 2 )、φ(C 3 )、φ(iC 4 )、φ(nC 4 )、φ(iC 5 )、φ(nC 5 ))最大值仅0.62% (图3)；而马58H井气测组分体积分数最大值为11.7%，油层全烃体积分数(φ(TG))最小值0.8%，最大值为35%，平均2%左右(图4)。因此，研究区利用气测录井判断油层只能同井对比，而不能邻井对比，也不能仅凭气测值的大小地质研究或产能评价。 图3. 马56井随钻录井剖面图 图4. 马58H井随钻录井剖面图 3.4. 随钻测井特征 由于受成本控制，研究区的开发井一般只测量随钻伽马。研究区P 2 t凝灰岩的伽马值介于上部泥岩与下部玄武岩之间，即泥岩 > 凝灰岩 > 玄武岩。由于现场各定向服务队仪器调校的差异，随钻伽马与电测结果存在较大差异，因此利用随钻伽马识别岩性只能看相对值，不能将电测标准用于随钻伽马去判断岩性。研究区电测结果的伽马值范围为：上部凝灰质泥岩段75~85 API；P 2 t凝灰岩55~75 API；下部玄武岩30~40 API。 3.5. 马56-6H井轨迹调整介绍 马56-6H井钻至2514 m (D M )处返出岩屑为大量深灰色(黑色)凝灰质泥岩，含少量凝灰岩，初步认为是钻遇夹层，分析后决定按原设计钻进；钻至2552 m (D M )处返出岩屑全为深灰色(黑色)凝灰质泥岩，与油顶上部岩屑对比后，初步认定已钻遇油顶上部泥岩，同时将出油顶随钻伽马值与刚进油顶时的随钻伽马进行对比，判断井眼轨迹已出油顶(图5)。 据此进行了小幅度降斜，井斜必须不低于82.5˚，并要求后期必须中设计B靶点。认定钻出油层后，根据现场资料计算地层倾角为7˚左右，提出建议：为尽量少钻遇泥岩段，需大幅度降斜钻进，找到油层并进入油层中部后按83˚井斜角稳斜钻进。钻至2904 m (D M )处，钻遇灰白色致密凝灰岩，认定为致密夹层，要求定向小幅度增斜钻进，井斜角由83˚增至84˚，后期按84˚稳斜钻进。完钻井深为3315 m，马56-6H井钻遇水平段长度为815 m，电测解释结果钻遇油层(凝灰岩) 634 m，油层钻遇率77.8% (见表2)。 Table 2 The statistics of oil layers encountered in horizontal well drilling in Well M 56-6 层段 岩性 含油级别 气测显示 视厚度/m φ(TG)最大值/% φ(TG)平均值/% 组分全否 水平段 凝灰质泥岩 1.86 0.88 全 181 凝灰岩 荧光6级 2.55 1.56 全 17 凝灰岩 荧光7级 3.7 0.91 全 207 凝灰岩 油迹9级 7.78 1.93 全 410 表2. 马56-6H井水平段油层钻遇情况统计表 图5. 马56-6H井现场随钻伽马曲线
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user: 4. 结论 1) 马56块地层倾角变化大，且存在油层局部变薄的情况，因此轨迹调整需要有预见性，即当出现某种岩性变化的趋势时，就需要判断油层情况并及时调整轨迹。 2) 针对三塘湖盆地目前的钻井技术条件及马56块的地质特征，水平井需要结合常规地质录井、气测录井、随钻伽马综合确定油层。
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user: 摘 要 水平井地质导向有2个关键点，入窗点精确着陆和水平段地质导向。阐述了水平井地质录井导向技术要点，以金XXX井为例，利用现场实钻综合录井资料、LWD电性资料及水平井所钻地层及油气层录井表现特征，选择合适的标志层，精细对比地层，综合判断钻头与地层的钻遇情况，成功实现水平井地质导向。 关键词 :水平井，地质导向，综合录井，入窗点 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 为了提高致密砂岩油气藏、页岩油气藏的油层采收率及单井采油效率，广泛使用水平井钻井技术，水平井地质导向技术也随之精益求精，各种用于地质导向的仪器层出不穷，如近钻头地质导向仪、深探测方位电阻率测井(AZiTrak)、LWD (Logging While Drilling)仪器、MWD (Measurement While Drilling)仪器、高分辨率随钻电成像测井(StarTrak)等 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] 。水平井地质导向有2个关键点，入窗点精确着陆和水平段地质导向。水平井现场地质导向利用现场综合录井资料、LWD资料、邻井及导眼井资料，进行地质综合分析对比，精确判断目的层“入窗点”，实现精确着陆和水平段地质导向。
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user: 2. “入窗点”的判断技术要点 2.1. 实钻轨迹跟踪图 在绘图纸上，按照钻井设计的垂直井深及水平位移绘制出设计井眼轨迹图，并把入窗点及出窗点的数据标注在图上，根据设计目的层地层倾角绘出地层走向线。在实钻过程中，及时绘制实钻井眼轨迹图，实时跟踪钻头位置(图1)。 图1. 金XXX井井眼轨迹跟踪示意图 2.2. 地层对比工作 熟悉邻井或导眼井资料，掌握该区域的地层组合特征及目的层段的油气、测井曲线特征，精细、准确地做好斜井眼段与邻井或导眼井的地层对比工作。在目的层前选定“标志层”、“标志段”，通过邻井或导眼井岩性及组合特征、电性特征、钻时、气测、含油气性、地质分层及厚度进行地层对比，精确预测目的层“入窗点”，及时、合理调整井眼轨迹，以最佳井斜角进入目的层，保证进入砂层后以最小斜井段、最小垂深的进尺转水平钻进。
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user: 3. 水平段地质导向的技术要点 水平井的水平段导向要综合利用地震解释剖面、钻时、岩性、气测、井斜、LWD曲线等资料，进行精确导向，提高油层钻遇率。 3.1. 计算地层倾角 由图2(a)~(c)可知，地层倾角计算公式为 (1) 式中：ΔX 1 为垂深差(BC)，m；ΔY 1 为位移差(AB)，m；α为地层倾角，(˚)。 由图2(d)可知，目的层真厚度计算公式为 (2) 式中：ΔH 1 为地层真厚度(AE)，m；ΔX 2 为点A、C的垂深差(AB)，m；ΔY 2 为点A、C的位移差(BC)，m；α为地层倾角，(˚)。 3.2. 水平段钻遇非目的层岩性的4种情况 如图3所示，水平段钻遇非目的层岩性，既有是井眼偏离正确轨迹的原因，也有由于存在地震资料通常无法识别的薄夹层、相变导致的岩性变化和小断层。根据井区资料、地震剖面资料、钻时、岩屑、气测录井资料、随钻测井资料，确调整井眼轨迹，及时回到目的层，或对是否继续钻进作出正确判断。 图2. 各种情形下地层倾角计算和地层真垂厚计算示意图 图3. 水平段钻遇非目的层岩性的4种情况(根据文献 [ 4 ] ，有修改) 3.3. 判断钻头位置，计算钻头距目的层底板的垂直距离 由图4可知，计算钻头距目的层底板垂直距离的公式为： 式中：ΔH 2 为钻头距目的层顶板的垂直距离(DE)，m；ΔX 3 为钻头位置与入窗点的视垂差(BD)，m；ΔY 3 为钻头位置与入窗点的水平位移差(AB)。 图4. 计算钻头距目的层底板的真垂厚示意图 3.4. 水平井所钻地层及油气层录井表现特征 受目的层(油层)的产状和走向的不确定性及钻井工艺及技术的局限性等因素的影响，水平井井眼轨迹不可能呈直线延伸，始终在目的层(油层)中钻进，随时都有可能偏离油层进入上下围岩层。结合金XXX井实钻井眼轨迹(图5)及实钻录井资料，从钻时、岩屑、含油性、气测、自然伽马、电阻率、钻头位置等方面的变化，就水平井在地层中钻进的6种情况及其表现出的7种特征进行了归纳总结(表1)，从而判断水平井在地层中钻进情况。 图5. 金XXX井实钻井眼轨迹示意图 Table 1 The characteristics of drilled formations and oil and gas logging in the horizontal well [5 钻头进入地层情况 地质录井 气测录井 电测曲线 钻头至油层顶板位置 钻时 岩屑体积分数 含油砂岩体积分数 自然伽马 电阻率 泥岩 砂岩 全烃 组分 A：从上泥岩进入油气层 ↓ ↓ ↑ ↑ ↑ ↑ ↓ ↑ 下行 B：从油气层进入下泥岩 ↑ ↑ ↓ ↓ ↓ ↓ ↑ ↓ 下行穿底 C：从下泥岩进入油气层 ↓ ↓ ↑ ↑ ↑ ↑ ↓ ↑ 上行 D：从油气层进入上泥岩 ↑ ↑ ↓ ↓ ↓ ↓ ↑ ↓ 上行穿顶 BC段：泥岩中钻进 持续高值 单一泥岩 无 无 背景值 下降直至消失 持续高值 持续低值 — AB、CD段：油气层中钻进 持续低值 无 单一砂岩 高 高值 高值 持续低值 持续高值 — 表1. 水平井所钻地层及油气层录井表现特征 [ 5 ]
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user: 4. 应用实例 金南油田位于金湖凹陷石港断裂中段金南构造，北临三河次凹，南连龙岗次凹，蕴藏丰富的油气资源。金南油田构造复杂，断层发育，有利圈闭小，油层薄，物性差，岩性致密，属低孔低渗致密砂岩油气藏。 金XXX井是部署在金湖凹陷中部石岗断裂带中段金南油田1号区块上的一口水平井，水平段目的层是阜新组二段(Ef 2 )上油组3砂组。设计入窗点为靶点垂深2195 m，闭合方位125.58˚，闭合位移285.53 m，井斜74.12˚，斜深2328.79 m，要求水平段在目的层顶界以下1 m按稳斜角74.12˚钻进。该井录井项目有气测录井和岩屑录井，LWD带自然伽马和电阻率测井(见图6)。 如图6所示，井深2265 m之上为Ef 2 上部泥岩灰岩段，泥岩颜色灰黑色，呈片状，有机质丰富，泥灰岩颜色深灰色，呈片状，滴酸反应剧烈，局部可见裂缝含油，电性特征为高阻灰岩尖子，可将其作为目的层上部的远处控制标志层。 Ef 2 上油组的1、2砂组可作为目的层上部标志层。实钻至井深2302 m，垂深2182.31 m，井斜70˚，发现井深2265~2277 m是Ef 2 上油组的1砂组，井深2277~2302 m是Ef 2 上油组的2砂组，判断目的层顶部深度2190 m (垂深)，控制好井眼轨迹，钻达目的层的井斜可达73˚~74˚，能保障进入目的层的水平轨迹(如图6、表2)。 钻至井深为2329.1 m (垂深2190.61 m)，实钻录井资料与LWD资料的变化特征(如图5、图6、表2)与表1所示基本一致。即自然伽马降低，电阻率升至10~13 Ω∙m，气测值升高，砂岩增多，含油岩屑增多，泥岩减少，井斜73.9˚，钻头下行，综合判断钻达目的层，比设计垂深提前了4.39 m，实钻与设计基本符合。 地层倾角设计为15.88˚，为了获得准确的地层倾角，下探目的层底板，判断目的层真垂厚，井斜角低于设计井斜角，钻至井深2540.6 m (垂深2249.09 m)，自然伽马升高，气测值降低，砂岩减少，含油岩屑减少，泥岩增多，井斜73.42˚，钻头下行，以地层倾角为15.88˚计算，目的层真垂厚才0.98 m，而周边邻井资料表明目的层厚度约3 m左右。因此，现场又下探2根，结合实钻录井资料及自然伽马、电阻率 图6. 金XXX井综合录井剖面示意图 资料，将井眼轨迹投影在地震剖面上看，综合判断钻头在油层底部，钻达目的层底部。采取增斜措施，钻至井深2626 m (垂深2271.34 m)，井斜增至76.02˚，自然伽马降低，气测值升高，砂岩增多，含油岩屑增多，泥岩减少，综合判断钻头上行，钻出目的层底板，返回目的层(如图5、图6、表2)。 根据2次钻穿目的层底板的数据，利用上述的计算地层倾角及地层真厚度方法，计算出目的层的实际地层倾角为15.1˚，地层真厚度约为3.5 m。根据钻头距目的层顶板的距离也可直观地判断出钻头有没有出目的层(表2)。 Table 2 The well deviation data of horizontal section in Well Jin XX 井深 /m 井斜角/(˚) 垂直井深/m 闭合位移/m 闭合方位/(˚) 钻头离顶板距离/m 井深 /m 井斜角 /(˚) 垂直井深/m 闭合位移/m 闭合方位/(˚) 钻头离顶板距离/m 2292.87 67.80 2179.20 244.33 125.43 2582.71 74.70 2260.69 522.34 126.23 4.35 2312.35 72.40 2185.83 262.64 125.55 2611.44 76.80 2267.72 550.19 126.22 3.86 2329.10 73.90 2190.61 278.72 125.63 0.00 2626.00 76.02 2271.34 564.34 126.15 3.50 2351.20 72.80 2196.86 299.87 125.77 0.58 2640.23 76.40 2274.55 578.16 126.21 3.14 2380.26 73.76 2205.27 327.66 125.96 1.48 2669.23 74.00 2281.91 606.21 126.21 2.94 2409.56 74.00 2213.49 355.77 126.11 2.11 2698.16 74.60 2289.92 634.00 126.18 3.45 2438.71 74.80 2221.30 383.85 126.22 2.34 2727.16 75.20 2297.51 661.99 126.21 3.48 2467.48 74.80 2228.82 411.62 126.27 2.37 2756.14 75.60 2304.81 690.03 126.23 3.22 2496.29 74.30 2236.43 439.40 126.32 2.48 2775.60 76.00 2309.62 708.89 126.24 2.94 2525.33 73.08 2244.65 467.25 126.29 3.19 2795.05 76.20 2314.31 727.76 126.26 2.54 2540.60 73.42 2249.09 481.90 126.21 3.67 2840.30 80.28 2323.54 772.09 126.19 −0.22 2563.51 74.04 2255.50 503.86 126.25 4.14 2871.85 81.60 2328.73 803.16 126.34 −3.43 表2. 金XXX井水平段井斜数据表 注：实钻数据计算出地层倾角为15.1˚。 钻至井深2840.3 m (垂深2323.54 m)，井斜为80.28˚，自然伽马升高，气测值降低，砂岩减少，含油岩屑减少，泥岩增多，钻头距目的层顶板距离为−0.22 m，表明钻头已钻穿目的层顶板(如图5、图6、表2)。井深2841~2910 m的岩性组合特征及LWD电性特征与目的层上部地层基本符合，更证实井眼轨迹进入目的层上部。至此水平井段长511 m，有效油层段达425.2 m，达到设计目的。结合现场钻井实际情况，决定于井深2915 m完钻。
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user: 5. 结语 先进的随钻测井技术为做好水平井地质导向提供了有力保障，但仅应用LWD资料有一定的局限，只有实钻资料(录井)和LWD资料的有效结合才能使地质导向更精确、更有实效。一旦出现地层构造复杂、目的层地层倾角不稳定、目的层相变的情况，不应仅研究分析随钻测井、录井资料，还必须结合地震资料，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，做好进入目的层前的地层对比和靶深预测以及进入目的层后的地质解释与钻头导向工作。此外，还必须利用先进的石油工程技术，才能实现提高水平井井身质量和油层钻遇率的目标。