地球化学录井技术

地球化学录井技术西南石油大学2007年7月一、国外现状及发展趋势1、综合录井仪有明显改进综合录井仪性能更先进，计算机系统配置和软件功能更加成熟，其主要特点如下：（l）仪器更新换代速度加快。国际上录井仪大体上是5年左右换一代。。如法国地质公司已从TDC升级为Geo5000到Gso6000；哈里伯顿公司已从Geodata升级为SDL到SDL9000。每次升级，仪器性能、功能均有显著提高。（2）仪器性能可靠，电路集成化程度提高，故障率降低，便于操作、维护、保养。数据处理多样化，显著提高了资料的精确度和适用性。（3）分析项目增多，分析周期缩短，分析精度提高，最小检知含量越来越小。组分分析由过去的C4增加到C5，组分分析周期从4～8min降至l～2.5min，法国公司等几家宣布已实现30s。分析精度已达到1～10×10-6，最小检知含量从100×10-6降至1～10×10-6。这些方面的提高，对薄油气层和显示较弱的油气层的识别非常有利。（4）传感器的可靠性、精确度、耐用性都有不同程度的提高，既提高了测量精度，又为用户节省了成本。

一、国外现状及发展趋势

（5）综合录井仪在提高软件功能方面远较仪器硬件发展快，各公司的仪器升级换代，主要是在此方面做工作。所配备的机型逐渐高档化，如贝克休斯仪器用了两套SUN工作站，4台微机；哈里伯顿仪器用了1套工作站，4台微机；法国地质公司仪器配有5台586微机，均形成独立的网络，便于资料采集、处理、解释及数据传输。（6）应用软件的更新是各公司重点开发的内容，大体是3～4年换一代，仪器型号的变更主要是根据软件的更新确定。如法国仪器，从TDC算起，变为Geo5000，到Geo6000，软件已更换3次，据法方讲近年内又将更新。每更新一次，软件的可靠性、灵活性、人机界面等都有一定提高，所出的资料更加漂亮，资料格式更加灵活，可满足不同用户的需要。（7）新型仪器普遍配有MWD（随钻测量技术）、LWD（随钻录井）、测试、测井数据接口，为多种资料的综合分析应用提供了条件。（8）可用多种形式进行数据传输，便于用户及时得到信息，下达工作指令。一、国外现状及发展趋势2．录井技术向随钻录井LWD技术发展国际上录井技术已经向高层次、更能直接快速了解地下地质情况、解决地质问题的方向发展，展示了录井技术发展的广阔前景。当前，有代表性的是LWD技术的发展。国外一些从事录井仪器生产和服务的公司已转向MWD、LWD仪器的生产或技术服务，如哈里伯顿、法国地质服务公司等。安那聚尔公司原先是从事录井仪器生产的公司，已停止录井仪的生产，专门从事MWD、LWD的研制、生产。另一些大公司，开始缩减录井仪的生产，扩大MWD、LWD仪器的生产。3．录井设备有向小型仪器发展的趋势国外公司以市场为导向，以盈利为目的，在价格昂贵的大型仪器无本质变化的情况下，又不愿花大钱研制完全新型的录井仪器，向小型仪器发展势在必行。如：法国地质服务公司：ALS－V测量钻具振动，ALS－K压力监测的小仪器

美国Petron公司：只测量气体成分、几项主要钻井参数的仪器加拿大Datalog公司：测量全烃、组分，C1～C5分析周期只有30s的仪器。德士古勘探开发技术部：定量荧光和扫描荧光两种荧光录井技术

一、国外现状及发展趋势4．油气层评价技术水平基本没有提高由于工作方式不同，尽管录井仪的软件功能有较大提高，但国外对随钻及时评价油气层工作不够重视，评价技术没有进步。各公司生产的仪器，在80年代采用三角图版法、皮克斯洛法、3H法进行油气层评价，现在生产的最新仪器仍然采用这些方法，没有改变。二、国内现状1．综合录井技术继续发展综合录井仪由于具备随钻实时采集、资料丰富、并能及时处理各项资料数据等特点，受到用户和钻井队的欢迎。我国自80年代中期引进40多套仪器后，各油田都组织了精干的队伍，使仪器迅速投入使用，从而带动了录井技术的发展，产生了质的飞跃。在此基础上，各油田又相继投入资金和人力，改造仪器，编制新的软件，或生产仪器。如胜利、大港、中原、新疆等录井公司均编制了自己的软件。国内生产录井仪的厂家已有多家，所生产的仪器其技术性能也达到了国外80年代的水平，但因各厂家资金有限，又分散进行，均未达到理想境地。进入90年代以后，由于反承包市场的出现和新区勘探的要求，以及用户要求的提高，再次出现了引进新仪器的高潮。为了与国际接轨，走出国门进行录井技术服务，与国外厂家联合生产仪器，或改造仪器已出现新的局面。同时，不少录井公司仍在组织人员致力于新软件的研究，以期达到或接近国际水平。

二、国内现状2．气测仪器的应用正在逐渐萎缩气测录井技术已应用多年，曾在石油勘探开发过程中发挥过重要作用，但仪器自身存在两大缺陷，限制了该技术的发展。第一、所取资料比较单一，只有全烃、组分，且油气层的解释方法落后，人为经验占有重要成分；第二、缺少工程参数，不能更有效地配合钻井队提高钻井效率，最终提高勘探的综合效益，加之综合录井仪日益完善，两种仪器相比，气测仪更相形见拙。3．地化录井技术正蓬勃发展地化录井是在岩石热解色谱分析技术的基础上，从实验室移植到现场。这项技术对于发现油气显示，判断原油性质、油气水层，计算含油饱和度有其独特的作用。因为地化录井具有定量分析，符合率高，分析快等优点，地化资料颇受勘探管理部门的重视。现在地化录井工作已在全国展开，且录井仪器已发展到第四代。地化录井除应用于勘探领域之外，河南、胜利等油田已研究如何将该项技术应用于开发领域，解决密闭取心水洗程度的问题，以及水淹层级别划分问题。可以预测，通过深入研究，地化录井一定可在开发领域得到广泛应用。

二、国内现状4．定量荧光分析技术已显示出它的优越性定量荧光分析采用的是美国德士古石油公司研制的定量荧光分析技术，其优点是：（l）固定波长，定量取岩样和试剂，所得分析数据精确可靠，对比性强，且分析速度快，操作比较简单；（2）定量评价油层含油特性，特别对轻质油层和低阻油层的判断更为有效；（3）能很好区分石油荧光和矿物发光；（4）可将分析数据绘制在综合录井图上，或单独成图，便于地质人员综合分析对比；（5）可与地化录井资料综合应用，进一步提高油层解释的精度。定量荧光分析技术的出现，为录井工作者提供了更加准确可靠的手段。所以该技术已得到录井界的广泛承认，纷纷引进定量荧光分析仪。二、国内现状5．岩心、岩屑录井应受到重视，但未摆正位置岩心、岩屑录井技术在我国石油勘探历程中曾发挥过重要作用。由于新技术、新仪器进入录井行业，这两项技术遭到冷落，但我国岩心、岩屑录井技术有其独特之处，有自己的优势：①现在应用的岩心、岩屑录井经历了30多年演变，全国录井工作者做了艰苦细致的工作，日益成熟，已成为我国录井界的“看家本事”，录井工作者最重要的基本功。在其它技术尚未充分发展的情况下，在发现新油田方面立下了汗马功劳。②物探成图、测井成果解释、地质研究都离不开岩心、岩屑资料，如果少了这些资料，他们所得出的成果其应用价值将受到很大限制，研究工作甚至寸步难行。令人遗憾的是，近些年来片面强调物探资料、测井资料，忽视第一手基础资料的现象越来越严重，生产井目的层段不录井，甚至个别评价井也不录井已是屡见不鲜，更有甚者，一部分人认为综合录井是先进的，岩心、岩屑录井是落后的，这种认识是极不恰当的。岩心、岩屑录井的主要任务是建立准确的地层剖面，而地层剖面是解决所有地质问题最关键的基础资料，因此，应把岩心、岩屑录井摆到它应有的位置上，引起足够的重视。

二、国内现状

6．随钻地质导向系统的发展举步维艰随钻地质导向系统是随钻录井LWD家族中的一员，是90年代发展起来的新技术，是地质家实时监测钻头轨迹的眼睛，起到地质导向的作用，特别是在钻水平井，大位移斜井时，可有效地指导钻井技术人员和司钻按地质设计轨迹施工，准确命中靶点；由于地质导向系统的记录点离钻头很近，随钻检测的各项资料更有利于进行对比，可准确判断正钻层位，确定取心位置，预测高压层位置，从而减少中间电测所需的资金和时间；在较成熟的开发区，如果系统配置较合理，可替代完井电测，节省完井电测费用及占用钻机（或钻井船）费用，显著提高经济效益；因系统比较先进，电阻率等各项资料的测量与钻进同步进行，可测得薄地层的油气水界面的真电阻率变化情况，进而评价薄油层，划分油气水界面。正因为有以上优点，国外随钻地质导向系统发展较快，并受到用户好评。国内地质导向系统的发展有两难：其一，很多人不了解其技术特点及作用，因此，至今还在争论应把地质导向系统放在录井好，或是放在测井、钻井好，各说不一，难有定论。其二，仪器价格较贵，管理部门只计算一次性资金投入，并未详细计算所得到的综合效益，故不愿使用。三、国内录井技术的发展方向

1．录井技术应走综合发展的路子（l）新一代录井仪均配置有测试、测井、MWD、LWD接口，若配备相应的数据转换软件，并掌握其工作方法，即可开展工作，作到一机多用，大大提高资料的丰富程度，亦可为勘探开发节约投资。（2）开展生产过程中的分析化验工作。包括岩矿分析、古生物分析、泥岩密度分析、碳酸盐分析、罐顶气分析，还可考虑将三维荧光分析放到现场进行。（3）对钻井液做更深入的分析工作。钻井液作为油气显示的载体，在油气检测方面做的工作较多，其它的则做得较少。如钻井液滤液连续测量、酸碱值连续测量、钻井液荧光连续测量等。（4）开展油气层保护工作。钻井过程中的油气层保护非常重要，应重视。（5）深入开展一口井的研究工作。钻探一口井取得了大量的资料、数据，应把各项资料充分应用起来。在此基础上开展区块或小区域研究，甚至可发展到勘探阶段的初步评价研究。（6）应高度重视新技术、新方法的开发研究。新技术、新方法的开发研究，是促进录井技术继续发展的关键。三、国内录井技术的发展方向2．突破油气层评价技术，带动录井技术整体水平的提高钻井的目的是要出气、出油，录井的目的是发现油气层，最终评价油气层，所以油气层评价至关重要。油气层评价是录井工作成果的集中表现，把现场能收集到的资料都充分应用起来，对油、气、水层进行判断，形成中国录井界自己的特色，带动录井技术整体水平的提高。三、国内录井技术的发展方向3．常规录井技术虽较成熟，但仍需开展更深入的研究工作（l）由于老油区勘探程度的不断提高，薄互层砂岩油气藏、砂砾岩油气藏、火成岩油气藏。泥岩裂缝油气藏等一些特殊类型油气藏的钻探也越来越引起人们的重视。这类油气藏的地质剖面表现为储层岩性复杂，物性特殊，常规录井方法在识别、描述这类储层岩性、物性、含油性时显得不完全适应，有待录井工作者在今后的工作实践中进一步探索和完善。（2）水平井、斜井和深井钻井也给常规录井方法带来了许多难题。水平井、斜井钻井使得岩屑更细、更混杂、代表性更差。深井岩屑在返出过程中经过距离长、影响因素多、含油岩屑冲洗严重，特别是在这类井中经常使用混油钻井液，从而给岩屑描述、归位和油气显示的发现造成困难。如何提高岩性剖面符合率、油气层发现率需要做更多的探索工作。三、国内录井技术的发展方向（3）因测井方法不断更新，测井项目逐渐增多，录井人员已掌握的测井知识已显得不够，应开展岩电关系的研究（不同于测井公司研究的内容），主要解决测井资料的应用，掌握岩性与测井资料的关系，以便进一步提高录井资料的质量。（4）已有的岩心描述方法，对某些储集层的描述过于简单，必须予以改进。对岩心应进行“精细描述”。“精细描述”至少需做到以下几点：分层要细，描述内容丰富，特别是对有重要地质意义的薄层要详加叙述；重视结构、构造、沉积相标志的描述；对含油性的描述应有数字说明；描述一段后，需对本段进行综述；所有岩心均应进行镜下鉴定；对全部岩心进行系统照相，便于保存资料和今后应用。通过这些工作，可大大提高岩心的利用率，对勘探开发都将直接带来好处。三、国内录井技术的发展方向4．录井资料定量化是录井技术发展的重要方向由于资料采集方式不同，有的是连续的，有的是间断的；来源不同，有的是仪器分析的，有的是肉眼观察的；表现形式不同，有的是自动记录的，有的是人工记录的。面对这种资料数据纷乱的情况，如何利用计算机技术进行处理，得出结果，就成了令人伤脑筋的技术难题。分析诸多因素，定量化是解决问题的关键所在，虽然定量化不能解决所有问题，但大部分问题是可以解决的。定量脱气器的应用对综合录井技术的发展产生了积极作用，而定量荧光分析仪、地化录井仪的应用，对油气层的解释提供了更详实可靠的第一性资料。录井领域的其它项资料如何定量化，尚需做深入细致的工作，比如岩屑录井、岩心录井中含油级别、滴水试验、加酸试验、槽面显示等能否定量化，如何定量化，都要做工作。实施定量化的过程，必将促进技术的发展，定量化的直接结果，将更准确反映地下地质情况，显著提高资料的可比性，提高油气层的发现率和解释精度。

三、国内录井技术的发展方向5．录井工作应向井下延伸，开辟录井技术发展的新途径录井工作是地质工作的一部分，地质工作者的工作对象是地下油气层，开展井下的工作是理所当然的。随着随钻录井LWD的发展，录井工作要打破常规，勇敢地向井下延伸，这是今后录井技术发展的新途径。据了解，国外已有公司着手进行这方面的工作。下井仪器体积小，记录的参数只有几项，但资料更直接可靠。Sperry－Sun公司生产的Pwd仪器，是一种随钻压力测量系统，该系统可放置在钻头以上，随钻测量地层压力的变化。国内也有单位正在研究一种装置，在井下发送脉冲信息，进行油气浸的早期预报。显然，从井下取得的资料与地面取得的资料互相印证，配合使用，必将提高资料的利用价值。仪器下井，对录井工作者而言，完全是一个崭新的领域，若能在这方面取得实质性进展，定能为录井技术的发展开辟出新天地。

三、国内录井技术的发展方向6．建立录井技术系列录井工作开展了这么长时间，从上到下只知有单项的技术，无系列可言。以前提到录井，只有岩屑、岩心、荧光、气测等几项技术，现在录井技术项目已有不少增加，且还在不断增加，应根据不同井别，不同钻探目的，不同储层类别建立起相应的系列，这将对录井技术的发展起到促进作用，同时将对石油勘探开发产生积极影响。7．尽快开展数据资料的传输工作录井工作在现场取得的大量资料、数据、图件，还基本上靠电话汇报，或派人到现场收集，既费人力、资金，又不及时，甚至影响工作。国外多年前早已解决了这个问题，我们与之相比，落后了10多年，对此尚未提到议事日程，因此应尽快开展数据、资料的传输工作。开展这项工作所带来的经济效益和指导现场的益处是不言而喻的，从技术上讲，开展这项工作已有成熟技术，没有多少技术难题。据了解，有的油田已在个别井上进行了数据、资料传输，但不够普遍，开展好这项工作的关键在于领导的重视，并付诸实施。

四、罐装气录井分析方法油气水层识别的基本原理实例分析罐装气录井

罐装岩屑气中轻烃色谱定量分析识别油、气层技术是1983年我国学者引进的新技术，1985年石油天然气总公司在石油系统推广了此项技术。胜利石油管理局在“七·五”期间建立了这项地化分析方法，“八·五”期间又增加罐装岩屑（芯）脱附气色谱、轻烃富集色谱和碳同位素分析。应用于井中化探，识别油层、气层、非油气层及储层原油性质。罐装气分析图谱罐装气分析图谱定性表基本原理罐装岩屑气中轻烃丰度法是用色谱技术直接测定储层岩屑的含烃量。根据罐装岩屑气中轻烃的丰度与研究区试油、试气资料对照，建立其判识油气层的标准。下表中的油气层的轻烃丰度标准是根据胜利油气区的实际情况建立起来的。基本原理注意此标准仅适用于中、浅层储层岩石中流体类型的识别。实例在埕岛油田应用罐装岩屑气轻烃丰度法识别油气层的探井21口，经试油试气25层验证，此法的成功率90％，识别油气层结果可以分为以下5种情况。A类：评价为油气层，电测解释为油气层，试油气验证为油气层者、如埕北14井1417.5～1463.1m为油层，埕北151井2644.4～2673.0m，2753.10～2756.1m为油层。B类：评价为非油气层，电测解释为油气层，试油气结果为非油气层者。如埕北36井2300.60～2324.90m为水层，埕北斜2井1424.50～1428.90m为干层。C类：评价为非油气层，电测解释为油气层，试油气结果为干层者，如埕北21井2791.8～2806.4m为干层试出油花。D类：评价为非油气层，电测解释为上油下水层，试油气结果为水层者，如埕北23井1470～1486m为水层。E类：评价为油层，电测解释为油层，试油结果为干层者，如埕北5井2895.00～2904.00m为干层。实例实例实例

另外，油气层的识别可以通过反映轻烃丰度值的（C1～C4）l/l岩石。（C5～C7）l/l岩石柱状图来实现。（C1～C4）l/l岩石来划分油气层级别，（C5～C7）l/l岩石丰度值划分油层还是气层，与试油气结果比较，证明其正确性。实例罐装岩屑轻烃方法罐装岩屑气轻烃丰度法是用色谱技术直接测定储层岩屑的含烃量，准确可靠，对于电测遇到困难的油气层，可发挥重要的作用。但罐装岩屑轻烃仅反映岩石中的轻烃分布特征，不能反映油气层中烃类的全貌。八、岩石热解地球化学录井20世纪70年代末，法国石油研究院在前人研究的基础上研制成功了岩石评价仪（Rock-Eval），并已生产出I、II、III不同型号的仪器，其中III型Rock-Eval仪也称为OilShowAnalyaer（油显示分析仪），国外许多石油公司应用这项技术评价生油岩有机质丰度、类型、成熟度和产油气潜量，对油气勘探起到了良好作用。随着我国石油工业的发展，拓宽了岩石热解技术的使用范围，在评价生油岩的同时，把工作重点放在储集层含油气性评价上，开辟了岩石热解录井评价储集层的新领域。

1988年、我国自行研制成功了DH—910地化录井仪，并逐渐应用于录井现场，通过定量检测岩石中的含烃量，达到发现和评价油气层的目的，从全国十几个油田的使用上看，取得了较好的效果。在油气层解释中，各油田逐步建立起一套适合本地区的评价标准和规范，在油气田的勘探开发中发挥了重大的作用。

（一）、分析原理及流程地化录井仪的分析原理是在特殊裂解炉中对生油层和储油层的岩石样品进行程序升温，使岩石样品中的烃类和干酪根在不同温度下挥发和裂解，通过载气（氢气）的吹洗使其与岩石样品进行定性的物理分离，，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID），将其浓度的变化转换为相应的电流信号，经微机进行运算处理，记录各组分含量和S2顶峰温度，用于评价生、储油岩的优劣。其分析流程如下：

（一）分析原理

1）、岩样在90℃温度下恒温，用氦气吹洗2min，将样品中小于C7的轻烃吹入氢火焰离子化检测器检测，得到S0峰；

2）、进样杆自动送样到热解炉中，程序升温到300℃，恒温3min，C7～C33的液态烃被热解出来，经FID检测数据处理系统积分得到S1峰；

3）、升温程序再从300℃加热到600℃，在程序升温过程中，样品将伴随着重组分烃类的蒸发过程（大于C33）和胶质、沥青质、干酪根的裂解过程，检测岩样裂解烃得到S2峰。

（一）分析原理参数的意义地化录井分析过程中所得到的参数，有的是原始参数，有的是派生参数，派生参数经一定的运算而得。原始参数及地化意义

1、分析样品为生油岩

S0—表示生油岩中吸附的C7以前的气态烃，也可以说成是生成的气态烃在生油岩中的残留量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。

S1—表示生油岩已生成未运移的C8—C33之间的液态残留量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。

S2一表示生油岩中的干酪根裂解烃的总量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。

Tmax一表示生油岩中的干酪根裂解烃峰顶温度，是生油岩的成熟度指标。

（二）热解参数及意义（二）热解参数及意义2、分析样品为储油岩S0一表示单位岩石所储藏的气态烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。S1—表示单位岩石所储藏的液态烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。

S2—表示单位岩石中所含重质烃、胶质、沥青质等杂质的裂解烃量，单位mg烃/g岩石或kg烃/t岩石。Tmax—定性反映储层中的原油性质。

计算参数氢指数：IH=S2100/TOC，表示每克有机碳裂解所产生的毫克热解烃量，用于判别有机质类型和成熟度；烃指数：IHC=（S0+S1）100/TOC，表示每克有机碳裂解所产生的毫克热解烃量，用于判别有机质类型；有效碳：Cp=（S0+S1+S2

）0.083，表示能生成油气的有机碳；降解潜率：D%=Cp100/TOC，表示有机碳中能生成油气的百分数，用于判别有机质类型；产油气潜量：PG=S0+S1+S2

，是生油岩潜在的产油气量，在储集岩中表示含油气丰度，用于识别油气层；气产率指数：GPI=S0/S0+S1+S2

，储层中气的产率指数；油产率指数：0PI=S1/S0+S1+S2

，储层中油的产率指数；油气总产率指数：TPI=（S0+S1）/（S0+S1+S2

），表示储层中油气的总产率指数；（二）热解参数及意义（二）热解参数及意义（三）影响热解参数的主要因素影响岩石热解参数的主要因素主要表现三个方面：一是钻井液对热解参数的影响；二是油气轻组分对热解参数的影响；三是储集层岩石样品中的泥质含量。（三）影响热解参数的主要因素钻井液对热解参数的影响

在钻井过程中，岩屑和岩心等都不能立即返回地面，受到较长时间钻井液的浸泡和冲刷，造成不同程度的污染。钻井液对储集层砂岩浸入后污染造成的影响大致可以分为三类：一是储集层含油气在饱含油、含油、油浸级时，钻井液的冲刷和浸泡储集层，主要是损失作用，使S0、S1、S2值减少；二是当储集层为干层（水层）时，岩石孔隙和颗粒表面没有吸附烃类（或很少），钻井液浸入后，颗粒表面吸附了钻井液中的有机质，或者钻井液充填砂岩孔隙中保存下来，使实测值增大；三是储集层为油迹、油斑时，钻井液污染后热解参数实测值有增有减。（三）影响热解参数的主要因素

同时，钻井液对岩样的污染程度也与岩石热解烃含量有关，当岩样的S0、S1、S2值小于钻井液S0、S1、S2值时，钻井液浸入后导致岩样的实测值增加，污染的相对程度随岩样的热解烃的减少而增加。当岩样的S0、S1、S2值大于钻井液的S0、S1、S2值时，钻井液浸入岩样后实测值减少，污染程度随岩样的烃值增加而减少。同时钻井液的类型、原油密度、粘度和岩石物性不同，对岩样热解参数的影响也不同，若岩层的孔隙、渗透率好，加之钻井液的失水量大，影响必然较大；致密和孔隙度、渗透率差的岩层影响较小。此外，岩屑受到的影响明显比岩心受到的影响大，井壁取心是在钻开地层后进行的，它受到钻井液长时间的浸泡，因此比岩心所受到的影响大。目前对钻井液的影响尚无好的解决办法，只能根据实际情况尽量减少在样品分析过程钻井液的影响，如取岩心中部进行分析等。（三）影响热解参数的主要因素油气挥发对岩石热解参数的影响

应用岩石热解参数（S0、S1、S2）值数据时常出现低于岩心出筒时观察到的含油级别，特别是对轻质油气层更为明显。如塔中4井原油密度为0.81g/cm3和原油密度0.89g/cm3的两种井场蜡封的砂岩样品所作的为期15天的对比实验结果，表明3616.57m褐黄色含油细砂岩（原油密度为0.81g/cm3）PG值连续降低，从6.0mg烃/g岩石降低到2.5mg烃/g岩石，降低58%，反映油砂中烃馏分挥发快，损失大；而3697.8m处含油粗砂岩（原油密度为0.89g/cm3）的PG值在前6天损失严重，而后趋于稳定，几乎其后没有变化，因此在评价轻质油层时，应该考虑轻馏分挥发而导致PG值降低的影响，以便恢复砂岩出筒时真实含油性。（三）影响热解参数的主要因素（三）影响热解参数的主要因素储集层泥质含量的影响大多数情况下，细粒沉积物中有机质含量较高。储集层中泥质含量高时对热解参数的影响主要表现在使S2值明显增加，从而导致PG值增加，造成储集层含油性增高的假象。实际上，S2值的增加与有机质的热解作用有关。因此，在利用岩石热解参数解释油气层必须考虑泥质含量的影响。（四）资料的解释与评价识别油气水层含油级别的判别原油性质的判别聚集量和产能的估算识别油气水层1、储层油、气、水层划分油层：具有工业价值油流的储层气层：具有工业价值气流或带凝析油气流的储层水层：纯产水的储层油水同层：油水共同产出的储层含油水层：以产水为主，产出液含油小于10%的储层

干层：经增产措施后，尚无一定量油气产出的储层。

识别油气水层储层原始分析数据定量划分油气水层用储层原始分析数据定量划分油气水层的依据是现场地化录井所直接取得的储层分析数据S0、S1、S2，虽然S0+S1+S2存在一定的局限范围，但该数据的大小用以定量反映储层岩石含油量的多少，对于同一储层来说，岩石含油量的多少反映了该储层的性质。不同油田也制定了一套定量标准。

识别油气水层识别油气水层识别油气水层识别油气水层识别油气水层从各油田制定的标准来看，其方法一致，范围大致相同。这一方法的优点：（1）、方法简便、易于掌握；（2）、能在现场进行随钻评价。缺点：（1）、未考虑样品的烃类损失；（2）、未考虑录井方式不同，样品烃类损失的差异；（3）、未考虑岩性、孔隙度等因素对岩石含油量的影响。

识别油气水层用恢复后的储层地化分析数据划分油气水层

同性质的储层由于孔隙度不同，其含油量相差很大，同样，含油量相同，若孔隙度相差很大，其储层性质也不相同，因此，评价储层性质要考虑孔隙度的影响。1990年，胜利油田将储层按致密砂岩和疏松砂岩分别进行评价。

识别油气水层

河南油田研究院李玉桓等根据岩石孔隙度大小将随屑岩储层分为高孔隙度、中孔隙度、低孔隙度储层分别制定评价标准。

识别油气水层本方法的优点是：（1）、储层分类简单，便于现场应用；（2）、考虑了烃类损失问题和孔隙度大小对岩石含油量的影响，因而评价结果较为准确。缺点：（1）、储层分类较粗略，评价结果存在一定误差；（2）、未考虑岩性及储层颗粒粒径对岩石含油量的影响。

识别油气水层实例某井2177.9—2180.2m共分析了两个样品，其结果如下：21序号00S0mg/g7.99027.0447S1mg/g1.42761.9424S2mg/g9.41788.9871PGmg/g5.63.6S1/S25741So%油层油层结果经测试获日产原油5.87吨。实例识别油气水层优点：（1）、较上述两种方法更准确；（2）、对低孔隙度储层评价较为适用。缺点：未考虑颗粒粒径及孔隙度大小对束缚水饱和度的影响，因而用统一的含油饱和度数据来评价自然界多变的储层尚存在一定局限性。储层含油饱和度划分储层性质识别油气水层So—关系图版

识别油气水层kPg—关系图版识别油气水层优点：（1）、采用图版更加方便；（2）、考虑颗粒粒径的影响，使评价结果更加可靠；（3）、考虑了孔隙度对储层含油饱和度的影响，使油水层划分结果更加准确。缺点：不能评价气、干层。

储层含油级别的判别

应用原始分析数据判别储层含油级别

用储层含油饱和度判别含油级别

适用于现场的储层含油级别判别图版

储层含油级别的判别

原油性质的判别

原油的密度是原油的重要物理性质之一，取决于它的化学组成，原油中轻组分含量高，密度小，反之，密度大。原油密度越大，其热解组分S2的含量越高，而S0、S1逐渐减小，这一现象从地化录井样品分析谱图也可以明显看出。根据地化分析谱图，现场判别方便快捷。

原油性质的判别原油性质的判别

用恢复后的地化参数S1/S2、GPI、OPI也可以定量划分储层中原油性质，准确率较高，一般可达90%以上。

聚集量和产能估算

通常，地质上计算储量用容积法，即N=岩石总体积×孔隙度×含油饱和度S0、S1、S2表示的是单位砂岩中的含烃量，乘以岩石密度即换算成体积单位，其结果相当于孔隙度乘以含油饱和度的含烃量，经过单位换算，推导出地化录井储量估算公式：

N=Pg×d岩×h×A/10×BoN—地质储量，104t；Pg—恢复后的地化总烃值，mg/g；d岩—岩石密度，g/cm3；h—油层厚度，m；Bo—原油体积系数；

A—油层面积，km2。

聚集量和产能估算为方便起见，常用聚集量反映储量

Q=N/A=Pg×d岩×h×/10×Bo

产能估算：胜利油田：q=（h×10S0/a×S1/S2×C1）/10式中：a为渗透率校正系数，根据经验，当S0>0.6时，a取35，，当S0<0.6时，a取40。

C1为原油粘度校正系数。河南油田：q=（h×2×Pg×OPI×C2）/1400—电测孔隙度，%C2为原油粘度校正系数。

生油岩的定量分级

有机质类型的划分

成熟度

五、岩石蒸发烃色谱指纹地球化学录井实验方法基本原理实例岩石蒸发烃色谱指纹

地球化学录井随着油气地球化学研究焦点日益集中在解决与油气藏有关的问题上，油气层地球化学检测技术得到了较大的发展，Baskin等（1995）提出了利用储层岩石中烃类的气相色谱指纹特征判识油、气、水层的地球化学方法，但对不同类型油气层的判识研究不够，需要深入研究，而且缺乏定量化。岩石蒸发烃色谱指纹地球化学录井针对这些实际情况，我们建立了储层岩石的蒸发烃分析技术，采用储层岩石中蒸发烃类的色谱指纹特征和含油量来检测油、气、水层，并建立了在试油前定量预测原油性质及油层产能的地球化学方法，不仅缩短了分析解释时间，而且成本低，解释符合率高，还能对测井井解释中漏判或误判的油气层进行校正。该技术不仅能随钻进行，也能用于老井挖潜，根据我们在胜利、辽河油田的实际研究表明，油气层解释符合率可高达95%以上，因而对提高油田生产效益和老油田挖潜具有重要的实际意义。技术路线岩心、井壁取心、岩屑蒸发烃分析气相色谱指纹分析油气水层解释沥青“A”分析含油饱和度或含油量族组成烃类胶质沥青质原油物性预测提供有效的射孔井段实验结果基本原理用储层岩石中蒸发烃色谱指纹特征定性解释油、气、水层

基本原理（1）正常稀油层的色谱特征表现为碳数分布宽，重碳数含量较高。油是以油相排出、油相运移并以油相聚集于储集层中，因此油层岩石中的烃类是以液相存在的，烃类的色谱特征应与原油相同，只是在实验室分析过程中以前的馏分基本损失了，油层的其它蒸发烃也应与源岩抽提物的组成有很好的可比性，其色谱图上碳数分布范围很宽，从C15～C30+都有分布。但不同来源的油层色谱特征有一定的变化。基本原理基本原理当储集层岩石中的烃类是以气相存在时，液态烃是因蒸发而溶解于气相中，储集层岩石中的烃类分布受地层温度、地层压力的影响，烃类的轻组分含量高，分子量的分布范围远比油层窄，一般从C15～C25，符合烃类在气、液两相的分配原理和反凝析规律。基本原理基本原理在水层岩石的蒸发烃色谱图上，饱和烃分布范围更窄，轻组分多重组分少，乃至缺失，这是因为水层中的烃类多是以溶解态溶于水中。虽然有时也会发现烃类以吸附态（或吸收）方式存在于水层中，碳数分布范围较宽，但其含量低，且色谱特征也与油层存在明显差异，可结合区域上油层的色谱特征加以区分。

基本原理基本原理

稠油层通常是由生物降解和严重水洗作用形成，对生物降解作用形成的油层而言，正构烷烃基本缺失，容易判识，但其是否具有开发价值还需进行定量评价。基本原理基本原理

水淹层的定性特征：油层受水淹后烃类的分布必将发生变化，严重情况下将会使油的性质产生重要的变化。烃类分布变化也并不完全遵循单个烃类在水中的溶解度，而表现为一种共溶特征。通常是芳香烃类首先溶出，其次是正构烷烃，再次为环烷烃。基本原理基本原理基本原理用储层岩石中蒸发烃饱和烃色谱—质谱指纹特征定性解释油、水层基本原理大量事实证明：原油遭受水洗后，生物标志化合物的分布也要受到影响，以萜类化合物为例，一些低分子量相对较低的萜类相对分子量较大的萜类更容易受到水洗，因此，三环萜/五环三萜比值在水层中比在油层中高得多。基本原理油层水层基本原理油气层定量评价方法尽管根据储集层岩石中蒸发烃的色谱特征能够定性地反映油、气、水层的差异，但却不能定量地说明油层的商业意义。

储层岩石中的含油丰度是评价油、气、水层的重要依据。商业性油层与非商业性油层的重要差别在于储集层中的含油量不同，描述储集层中的含油量常采用含油饱和度，含油饱和度是孔隙中油的体积与孔隙体积之比。基本原理氯仿沥青“A”的含量是以每克岩石中的氯仿沥青“A”的毫克数来表示的，在一定程度上反映了岩石中的含油量，但由于在样品分析过程中，低于C15的组分随溶剂和挥发而有所损失，沥青质和胶质的含量却有所增加，因此在计算含油饱和度时，要对氯仿沥青“A”的含量进行必要的校正，最主要的校正是要增加C15-的含量，可以根据研究区内原油的全油色谱图对新探井进行含油饱和度折算。基本原理基本原理岩石含油饱和度折算公式如下：

So=（A（1+C15-HC）s）/（o）

式中：So—含油饱和度，%；

A—氯仿沥青“A”含量，%；

C15-—全油组成中碳数低于15的轻组分的相对含量，小数；

HC—氯仿沥青“A”中总烃的相对含量，小数；

o—油的密度，g/cm3；

s—岩石密度，g/cm3；

—孔隙度，小数。基本原理在对探井进行随钻检测过程中，很难及时得到储集层岩石的孔隙度和岩石基质密度的资料，在确定油层的商业性时，可用储集层岩石的含油量来表征：含油量的计算公式：

Soi=A（1+C15-HC）

式中：Soi—岩石中的含油量，mg烃/g岩石；

A—氯仿沥青“A”含量，mg烃/g岩石；

C15-—全油组成中碳数低于15的轻组分的相对含量，可根据区域上原油的全油色谱图进行校正，小数；

HC—氯仿沥青“A”中总烃的相对含量，小数。基本原理通常储层岩石中Soi含量大于10mg烃/g岩石时为高产油层，10—5mg烃/g岩石为正常油层，5—2mg烃/g岩石为油水同层，小于2mg烃/g岩石为水层或干层。当然，油层的产量还取决于原油的性质，对稠油层而言，比例要适当放大。基本原理原油物性预测

原油密度和粘度大小主要取决于原油中胶质和沥青质等高分子化合物的含量多少，在一个地区可以建立起它们的关系式，进而达到预测的目的。基本原理基本原理

o=0.00532958（NSO+ASP）+0.793899

式中：o—预测原油密度，g/cm3；

NSO—储集层岩石氯仿沥青“A”中胶质的含量，%；

ASP—储集层岩石氯仿沥青“A”中沥青质的含量，%；由于储集层岩石氯仿沥青“A”中胶质和沥青质的含量总是较原油中略有增加，因此要进行适当的校正，根据研究取校正系数为1.07可以得到较满意的预测效果，因此对新探井原油密度预测公式为：

o=（0.00532958（NSO+ASP）+0.793899）/1.07基本原理原油的粘度也取决于油中胶质和沥青质的含量，因为油中被相互作用的胶质包围的沥青质形成的胶束大小对原油的粘度起重要作用，胶束颗粒越大，原油的粘度也越大，反之亦然。因此原油粘度大小也必然与胶质、沥青质的含量以及原油密度间存在一定的相关关系（这就是根据岩石氯仿沥青“A”族组成预测原油粘度的依据。

o=0.585639e0.205818（NSO+ASP）或

o=2.0876610-13

e36.576o基本原理实例某井油、气、水层判识结果实例油、水层综合判识样号岩性深度m含油量mg/g饱和烃色谱特征三环萜/五环三萜判识结果1含油砂岩1477.124.98碳数分布宽0.39正常油层2含油砂岩1358.739.64正构烷烃损失严重，碳数分布宽0.29生物降解油层3含油砂岩1880.29.39碳数分布宽0.24低产油层4油斑砂岩3144.04.98碳数分布宽0.46含油水层5含油砂岩1904.08.76正构烷烃消失，碳数分布宽0.53含生物降解油水层6砂岩2380.20.055碳数分布窄，重组分少1.11水层实例油层生物降解油层低产油层含油水层含生物降解油水层水层实例油层生物降解油层低产油层含油水层含生物降解油水层水层实例某井油、水层地球化学综合解释实例2121.23—2126.17m油水层及油水界面含油量=0.14mg/g预测密度=1.09g/cm3含油量=10.46mg/g预测密度=0.8741g/cm3某井油、水层地球化学综合解释实例2151.48—2155.68m油层含油量=4.34mg/g预测密度=0.89g/cm3含油量=8.93mg/g预测密度=0.87g/cm3低产油层油层实例2242.59—2243.90m油层含油量=14.29mg/g预测密度=0.86g/cm3实例低产油层2324.94—2337.28m低产油层含油量=4.39mg/g预测密度=0.92g/cm3十、综合录井技术综合录井技术（国外称泥浆录井）是在地质录井基础上发展起来的一项集泥浆录井、气测录井、地层压力录井和钻井工程录井为一体的综合性录井技术。在油气钻探作业中，使用各种测量仪器（地面和地下的），直接实时反映井下地质构造、含油气情况、钻井工程等方面数据，具有获得信息及时、多样、分析解释快捷的特点。

六、综合录井技术综合录井新技术简介（1）整机性能、自动化程序、可靠性和精确度不断提高，全部操作实现了计算机化。这方面较典型的应属法国Geoservice公司近几年研制的ALS－2型高级录井仪和美国Halliburton公司最近推出的SDL－9000地面数据录井系统，它们的主要特点是：①革除了除气体分析以外传统使用的所有二次仪表，计算机采用通用机，简化了操作过程，软件的设计水平有了进一步的提高，钻井工程、泥浆、地质等方面的软件已系列化，可供选择性强，从信号的采集到处理解释基本上实现了计算机化。②烃气分析应用了FID检测仪，最小气体检测灵敏度已达5×10-6，组分分析已扩展到C5，同时使用了积分仪和内装微处理机，根据峰值曲线面积计算气体浓度，气测解释准确性越来越好。在样气采集系统中增加了恒流泵，它不断定量地向脱气器提供待脱气泥浆，从而达到了定量分析泥浆内气体的目的，而不需经泥浆真空蒸馏脱气器校正。③一些高灵敏度的传感器取代了旧式传感器，如超声波式地体积传感器（SDL9000系统内）和电磁流量传感器（ALS－2和SDL－9000系统）的应用，提高了检测精度，系统的可靠性越来越高。

综合录井新技术简介（2）先进的综合录井系统对泥浆内气体已能作到初步的定量分析。目前，在气测录井系统方面，各公司进行了广泛的深入研究，如：脱气效率的评价、脱气器的规格尺寸及评价、井下钻井液气体检测和新型的钻井液气体检测仪等。目前可靠性较好且精度较高的气测录井系统应属AnadrillSchlumberger（斯仑贝谢下属的分析钻井公司），该公司研制的新型连续定量分析钻井液气体录井系统（图1）与常规气体录井系统相比，其主要特点如下：①考虑了泥浆循环至地面时的气体漏失，方法是在喇叭口旁的回流管上安装一短节，经软管与捕集器相接来捕集泥浆循环至地面逸出的气体，捕集到的气体进入FID检测仪。②脱气器部分在常规机械搅拌式的基础上，增加了恒流泵，从而提高了脱气效率。③气测录井分析系统将捕集到的井口逸出的气体和脱气器脱出的气体进行综合考虑。可确切地分析出真实的气体数据，从而可达到定量分析。

综合录井新技术简介（3）泥浆气体分析仪器不仅限于色谱，还利用光谱来连续检测泥浆内气体，这方面属于领先地位的是Schlumberger公司技术开发部，他们研制的连续分析钻井液的方法和装置，应用了四个红外分光光度计，它们被串接在样气管线上，利用红外线来检测C1～C5各烃组分。随着录井技术水平的提高，地面条件下的检测泥浆方法已发展到井下。从事这方面研究的美国Rogaland研究所与德克萨斯州的奥斯汀大学协作研制出井下钻井液气体检测法，此方法利用声波干扰仪在井壁间产生声波来检测泥浆内的气体浓度，这一方案解决了长期以来泥浆循环过程中由于温度和压力的变化而引起泥浆内气体失真的问题。该检测仪适合作为随钻测量仪器，从而解决了长期以来气测录井仪不能进入井下的问题。

综合录井新技术简介（4）综合录井计算机系统已发展成集井场多种数据采集、显示、处理及解释为一体的综合性系统，它可满足安全优化钻井、综合判断油气水层的多方面需要，以Halliburton公司研制的SDL—9000型地面数据录井计算机系统为例，有以下几个特点：①数据传输功能，可进行井场与总部或井场间的数据通讯，便于井场间的数据对比及基地的综合分析，有利于建立大型综合录井数据处理及解释系统。②系统内的软件已形成系列化，数据解释软件具有多种选择性，其解释可靠性较强。③该系统不仅可对常规录井系统进行处理与解释，也可对随钻测量和电测数据进行处理与解释，通过系统软件可绘制集随钻测量、电测、地层地质和多种服务内容为一体的综合录井图。

综合录井新技术简介（5）随钻测量（MWD）技术的发展为综合录井向高层次发展开辟了广阔的前景。80年代随钻测量技术得到了迅速的发展，目前从事这方面技术研制与仪器开发生产的有以Schlumberger和Halliburton为代表的八家公司。随钻测量技术最初用于井斜控制，后来逐步发展到优化钻井、地层评价、压力监测和安全钻井方面。由于随钻测量技术与综合录井技术在这一点上具有同一性，且都是在钻井过程中对数据进行实时采集、处理与解释，再考虑到综合录井的计算机系统软件有多种数据的处理功能，因此其发展趋势是合二为一的，发展成为系统全面的综合录井技术。从事这方面综合应用的AnadrillSchlumberger公司，他们根据随钻测得的井下钻压与扭矩和地面的转盘转速、钻速等参数，研制出了机械效率录井和卡钻指示器的解释方法，该方法已成功地用于监控钻头状态和钻柱的磨损，实现了安全优化钻井的目的。

综合录井技术的应用

1．利用综合录井开展地层评价地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比（Multiwell）软件可以进行多达22口井的对比。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面、地层剖面，据此进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。

综合录井技术的应用综合录井技术的应用2．进行油气资源评价油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价作的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。进行油气资源评价及时、准确发现油气层发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残余气分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分析等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS一2型综合录井仪配备的定量脱气分析仪其灵敏度已达10×10-6，组分测量从C1到C5，整个分析周期仅需lmin，大大增加了气测灵敏度和采样密度，有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了QFT荧光定量分析技术和QGM定量脱气分析技术使油气层的检测由过去定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液密度、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体性质的分析、判断，以发现油气显示。

进行油气资源评价油气层解释利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的解释手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三角形法、比值法、烃湿度法（Wh，Bh，Ch），对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。储集层评价综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、圆度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机碳）、STOC（残余碳）、IH（氢指数）、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、St（总烃含量）等参数确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。

进行油气资源评价生油层评价生油层评价实际是生油资源评价。综合录井主要使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、Is、S4（残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。单井油气资源综合评价在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向上区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。

监控钻井施工

钻井实时监控在钻进中，综合录井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压力、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用计算机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现参数有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生，达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具制漏、井涌、井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大量经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。监控钻井施工优选参数钻井，提高机械钻速优选参数钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术。要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提高钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工按各自的经验进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。

监控钻井施工地层压力监测钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于选择合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。钻井过程中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井筒液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法、地温梯度法、C2／C3比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。

监控钻井施工利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务先进的综合录井技术配备有MWD、FEMWD或LWD。而综合录井仪计算机系统亦配置有随机接收、处理MWD（或FEMWD、LWD）信息的接口和软件。利用它可以为走向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。

使用先进的计算机技术为勘探服务

计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0等操作系统，Novell－ware网络技术、BorlandC++语言、WITS数据传输格式。硬件以SUBSpaceStation2（HalliburtonSDL－9000L）、SUNSpaceStations（Inteq．Drillbyte）、Compaq486（GeoservicesALS－2）、Compaq586（petronMK－9）作为运行环境。利用上述软、硬件系统在现场建立了信息采集、处理、显示、传输网络工作站，利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。国外综合录井技术发展趋势

从开发的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳为以下五个方面：（l）资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地下客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）；（2）采集的资料信息、数据向更及时、真正代表地层信息的方向发展；（3）采集的信息由过去比较单一向多种手段、多种信息方向发展；（4）数据处理解释计算机系统由过去的功能低、运行速度慢的专用机向功能高、运行速度快的现场工作站、软件平台方向发展，既可作为现场资料信息数据的监控采集系统，又可供共享的数据管理系统；（5）从组织形式看各公司都已形成泥浆录井技术服务为龙头，新技术开发、仪器研制一体化的现代泥浆录井技术服务公司。录井资料的应用

录井资料的使用原则1、岩屑、岩心、井壁取心同时存在时如果井壁取心、岩心、岩屑资料同时存在则以岩心资料为准。因为岩心是完整地取出了某一段地层岩性，其真实可靠直观，最具代表性，而井壁取心，岩屑与之相比就逊色多了。2、同时存在井壁取心和岩屑时如果井壁取心与岩屑资料相同，则同等对待。如果井壁取心与岩屑资料不同，且井壁取心资料与电性吻合，则以井壁取心资料为准。如果岩屑资料与电性吻合则以岩屑资料为准。井壁取心与岩屑资料相似，以井壁取心资料为准。3、岩样、钻井液、气测同时存在时如果，岩样资料中（含地化）有油气显示，而气测、钻井液中没有油气显示，则以岩样资料为准；如果气体或钻井液资料中有显示，井壁取心、岩屑资料中没有显示，则以气测或钻井液为准。录井资料的应用4、在混油大于8％时如果岩屑、井壁取心、钻井液、气测、地化有显示，只有电性无异常，则以电性为准。5、不同资料来源的同一种参数以精度高的为准、如渗透率、孔隙度、含油饱和度资料，岩心资料的化验分析的最精确，其次是井壁取心的，再次为电测的，最后是通过岩屑经验估计的。录井资料的应用储层判断（1）、储集层判断资料的选择1）岩样（岩心、井壁取心、岩屑）:岩样是地层的实物，是认识地层的最直接最重要的资料，岩心、井壁取心具有深度准确，资料可靠的特点。由于岩心、井壁取心较少，一般分析地层以岩屑为主。2）钻时:它是地层在钻井方面的反映，dc指数是清除了钻井工程影响因素后地层可钻性的反映，两个参数都不同程度地反映地层特征。dc指数只有用综合录井仪的井才能提供。因此，用综合录井仪的井，可用dc指数，无dc指数时，可用钻时判断储层。3）自然电位:自然电位是离子在地层中扩散吸附作用的表现，若地层水与钻井液水矿化度有差异时，可根据自然电位幅度变化，判断地层物性的好坏。

储层判断4）自然伽马:

自然伽马强度可表示岩层含泥量的多少，砂泥岩剖面中，碎屑岩的自然伽马值都低，因此可用自然伽马曲线划分渗透层。5）井喷（井涌）、井漏、钻进放空:

在钻井过程中有时会出现井喷、井涌、放空等现象，用这些现象是可以判断储层的。6）油气显示:

利用油气显示判断储层是较直接的手段，有油气显示一定是储层。岩样、钻时、井喷、井涌、井漏、放空等各项资料的油气显示，在钻井过程中可以取得。如果有岩屑和钻时，80％的储层可以判断，但精度小。如果有井喷、井涌、放空、井漏和油气显示的现象，可以有大的把握确定储层。用岩样、钻时、自然电位可以确定95％以上的储层。自然伽马是完井后才测的项目，完井后取得。用自然伽马可以弥补因地层水和钻井液水矿化度相近造成自然电位划分储层不清的缺陷。用岩样、钻时、自然电位、自然伽马加上井喷、井涌、井漏、油气显示，放空现象完全可以判断出储层。储层判断单项资料的判断原则1）．岩样用岩样判断储层，主要是根据岩性来判断，当岩性为砂岩时，较疏松，则是储层，较致密则是差储层，当是火成岩或灰岩时有下列情况之一者则是储层：受到风化，有孔隙，有裂缝，有溶洞。相反如果没有这些特点，就是非储层。储层判断2）．钻时与dCs指数a）有综合录井仪的井应该用dCs，判断储层时当dCs指数曲线落在砂岩线左边，即可定为储层。若没定出砂岩线，则按判别式dCn－0.5－dCs判断，其值为“正”定储层，其值为“负”定非储层。

b）无dCs指数时，用钻时判断储层，用钻时判断储层比用dCs指数复杂些，可分两种情况：①平常随钻过程中，或者阶段性整理资料储层与非储层分离不清时可以如此选择分界值，以要判断层以上最近的厚度大于10m的明显的泥岩层最下边的10m钻时点为基础，去掉1/3个最小值，去掉1/3个最大值，再取剩余钻时值的3/4。小于该值为储层，大于该值为非储层。②钻井参数、地层比较稳定，储集层与非储层钻时的分界清楚，可规定一个分界值，例如10min/m，大于该值为非储层，小于该值为储层。储层判断3）．自然电位一般以要判断层以上最近的厚度大于10m的明显泥岩段，自然电位平均值u均为基值，若判断层自然电位u判与u均之差绝对值＞4mV为储层，＜4mV为非储层。4）．自然伽马以要判断层下上100m内纯泥岩自然伽马最大值Gmax和纯砂岩自然伽马极小值Gmin为基础，GR为自然伽马测井值，将以上三值代人判别式：G=（GR-Gmin）/（Gmax-Gmin）

老地层：G0.45为储层，G＞0.45为非储层；新地层：G0.6为非储层。G＞0.6为非储层。

储层判断5）．井喷（井涌）、井漏、放空如果发生井喷（井涌）、井漏、放空现象就说明一定是储层。井喷（井涌）、井漏的储层井段有时不好判别准，一般认为在钻进过程中发生井喷、井涌、井漏现象，那么接近钻头位置的碎屑岩就是储层。放空的这段距离就定为储层段。6）．油气显示不论那项资料有油气显示，都可以说明有显示的这一井段，一定是储层。

储层判断钻进过程中储层的判断钻进过程中可以判断储层的资料岩样、钻时与dCs指数、井漏、井喷（井涌）、油气显示、放空等。若有钻井取心时可用岩心定储层；若用岩屑样判断储层，可能与钻时（dCs指数）深度点误差1～2个取样点，岩屑定的储层与钻时或dCs指数定的储层要—一对应，以钻时深度为准，钻时与岩屑样品判断有矛盾时，先以岩屑为准，电测后再更改。在钻进过程中如果出现井喷、（井涌）、井漏、油气显示、放空等现象就一定是储层。

储层判断钻进过程中阶段性整理时的储层判断钻进过程中，对比电测后，应当及时落实剖面，此时可用岩样、钻时、自然电位判断储层，有了自然电位后，储层判断准确性很大，如果有井喷（井涌）、井漏、放空、油气显示之一者则直接就可定储层。其判断程序如下：1）用自然电位确定储层。2）确定系统误差，目前人工确定，一般200m给定一个误差值。3）根据系统误差，将自然电位确定的储层与钻时（包括dCs）和岩屑定的储层应有对应关系。当自然电位定为储层，而岩样、钻时不能定为储层时，以自然电位为准。当岩样、钻时定为储层，而自然电位不能定为储层需等自然伽马测完后再定。在阶段性整理时，对本井发生的井喷（井涌）、井漏、放空、油气显示现象也应进行储层判断，实践证明有上述现象之一者，则就是储层，把出现的现象对应到某一井段（层）即可。

储层判断综合电测后储层的判断综合电测后储层判断也就有了定论。有了自然伽马资料，可以补充地层水、钻井液水矿化度相近时，自然电位幅度小，无法分辩储层的不足，这时判断储层程序如下：

1）有井喷（井涌）、井漏、放空、油气显示之一者则为储层，关键是确定好相应的位置。

2）自然电位能够判断的储层，一般无须再用自然伽马。

3）当钻时和岩样至少有一项资料确定为储层时，而自然电位无法判断储层时，用自然伽马资料判断，自然伽马判断为储层则为储层，自然伽马判断为非储层，则为非储层。储层判断储层的判断原则1）只要有井喷（井涌）、井漏、放空、油气显示现象之一者就为储层，不论其他资料如何。2）若岩样、钻时、自然电位不能确定为储层，则不是储层。3）若岩样、钻时、自然电位能确定为储层，则是储层。4）若岩样（不包含岩心）不能确定为储层，钻时、自然电位确定为储层，则是储层。5）若岩样不能确定为储层，钻时也不能确定为储层，而自然电位确定为储层，则是储层。6）若岩样、自然电位确定为储层，钻时不能确定为储层，则是储层。7）若岩样（不含岩心）、钻时确定为储层，自然电位、自然伽马不能确定为储层，则不是储层。储层判断

8）若岩样、钻时、自然伽马确定为储层，而自然电位不能确定为储层，则是储层。

9）若岩样自然伽马确定为储层，钻时自然电位不能确定为储层，则是储层。

10）若岩样（不含岩心）确定为储层，钻时自然伽马、自然电位不能确定为储层，则不是储层。