录井现场资料收集及现场管理.docx
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录井现场资料收集及现场管理
录井现场资料收集及中完卡层交流
一、录井的九大任务:
1、地质录井的基本任务是根据井的设计及规范取全取准各类基础资料、数据,为油气勘探、开发提供第一性资料。
包括井深、钻时、迟到时间等基础数据的收集。
2、油气显示层的发现与落实,同时还要肩负对油气层的保护。
按照相关规定对钻井液荧光背景值与气测背景值作出如下限制:
荧光背景值:
探井<4级,开发井<5级;气测背景值:
探井<0.5%,开发井<1%。
3、严格按照设计及甲方要求,准确卡取取心层位和岩心出筒、清洗、丈量、含油气级别的确定、岩心描述及采样。
4、岩屑的捞取与清洗是真实反映岩性真实性的前提,录井队应严格要求小班人员及时认真的捞取与清洗岩屑,然后由大班人员进行描述,真实的恢复和再现地下地质剖面。
5、合理确定中完井深及完钻井深,中完井深的卡取应严格按照设计及甲方指令执行,卡取前应制定有效措施,卡取完成应汇报结束依据;完钻井深的确定要得到甲方的指令方可结束。
6、水平井、侧钻井轨迹的控制及A、B点的确定,录井队应对导眼段的油气水资料及时收集整理提供给甲方,对各类轨迹调整意见进行落实,切实的按照甲方意图监控轨迹,保证中靶。
7、对色谱、传感器等设备的保养、标定,尤其是有效的使用各类工程参数发现各类工程异常,为避免钻井事故的发生提出预报;准确利用色谱仪发现地层中的气测异常并作出科学解释。
8、荧光录井是发现油气显示最简易可行的方法,录井队应根据设计要求按照规范及时的对岩屑进行荧光录井,如增加定量荧光录井应按照《定量荧光录井暂行规定》执行。
9、地质录井工作具有瞬时性、及时性、不可逆转性和不可弥补性的特点,这就要求录井队必须准确齐全的录取地质资料信息,并及时反馈给甲方主管部门——勘探处、开发处,帮助其合理的有效的作出各项重要决策。
二、录井关键环节注意事项及《汇编》简介
录井关键环节注意事项
1、开工验收
1.1根据自身与钻井设备安装准备情况共同提出开工验收申请的时间;
1.2录井公司(项目部)完成对现场施工录井队的自检自查,并有相关记录;
1.3施工组织:
现场录井队人员配备不少于7人,应包括录井队长1名、地质大班1名、仪器大班1名、采集工、仪器操作员各2名;
1.4人员资质:
现场人员资质与投标书一致,学历证、职称证、上岗证、井控证、H2S培训证、HSE证等证件齐全;
1.5仪器、设备资质:
综合录井仪型号与投标书一致,设备档案齐备,荧光灯、双目显微镜、压力校验仪、传真电话、防爆电话等辅助设备性能良好;
1.6物资材料:
荧光对比系列、标定气样、各类报表、岩屑箱、岩芯箱、百格盘及办公用品等配备齐全,数量满足生产要求;
1.7技术准备:
邻井及区域地质资料收集齐全、组织学习设计、标准及规范、制定施工计划、质量保证措施、绘制有关图表;
1.8设备安装、标定:
综合录井仪安装、传感器安装标定、色谱仪标定、钻井液槽安装等依照《石油天然气勘探开发钻井地质规范实施细则(新疆探区)(试行)2002西北分公司》及《综合录井仪标定、校验规则(试行)(2005西北分公司)》执行;
1.9井控:
配备便携式H2S检测仪、正压式呼吸器各5套,与钻井队签定HES协议;
1.10安全、环保:
制定有HSE计划书;每栋营房配备2个干粉灭火器(≥2㎏);人员健康档案齐全;仪器房、营房布置距离井口≥30m,在危险场所设置安全标志;专人保管有毒有害化学试剂,防爆装置到位;仪器房上设立风向标;仪器房、营房整洁,物品摆放整齐;
1.11其它:
录井队值班室门口挂队牌,劳动防护用品齐备;
2、重点层位井深卡取
2.1随钻地层剖面:
绘制及时、规范;
2.2岩屑观察、描述:
见下一节;
2.3资料收集:
收集位于本井不同方位两口以上邻井的测井曲线、旬报、油气水等资料;
2.4施工措施:
卡层措施制定及时、可行,采用的地层对比方法正确,地层预测科学合理;
2.5中完汇报:
卡层结束后要及时将中完井深及结束依据汇报各部门;
2.6施工配合:
各施工单位相互沟通及时、全面、有效;
2.7卡取验证:
对层位卡取结果进行验证、总结;
3水平井(侧钻井)A、B点确定及轨迹控制
3.1直(斜)导眼施工结束后,录井队应及时向甲方主管部门提交井眼轨迹调整建议;
3.2岩屑捞取、清洗、干燥:
见下一节;
3.3岩屑观察、描述:
见下一节;
3.4目的层砂顶卡取措施:
卡层措施制定及时、可行,采用的地层对比方法正确,地层预测科学合理,与钻井队各施工单位相互沟通及时、全面、有效;
3.5混油井段选择:
进入主要目的层前混油井段选择应满足录井要求;
3.6井眼轨迹控制:
根据实钻岩屑、气测、荧光等情况,及时、合理的对井眼轨迹提出调整建议;
3.7钻井施工配合:
钻井队及时提供详实的实钻和预测井眼轨迹数据,根据录井队提出的轨迹调整建议及时修正钻进井眼轨迹;
4岩芯录井
4.1施工措施:
取芯目的明确,采用的地层对比方法正确,地层预测科学合理;
4.2取芯层位确定:
地层划分准确,取芯层位和取芯依据符合设计、主管部门指令、规范要求;
4.3油气层揭开厚度:
探井不得超过2.00m,评价井、开发井不得超过1.00m;
4.4施工配合:
录井队应向钻井队提交取芯任务书,明确取芯目的、层位、进尺、取芯率及预测岩性等;
4.5取芯进尺:
在相同钻压下,丈量到底方入和割芯方余;
4.6岩芯出筒:
必须使用出芯钳(岩芯夹持器),由专人负责出芯;出芯时岩芯筒出口位置高度应≤0.2m;出芯后,根据岩芯的岩性、含油气性,向甲方主管部门提出下步施工建议;
4.7岩芯清洗、丈量:
根据岩芯的含油气性,决定是否清洗岩芯;岩芯采用漂洗方式将钻井液清洗干净,严禁冲洗;岩芯清洗干净后,依据岩性特征、含有物、断面特征、岩芯形状和化石、印痕、岩芯爪痕迹等情况,恢复岩芯原始顺序和位置,松散、破碎的岩芯用“体积法”堆放或用口袋装好;岩芯长度采取一次丈量法,切勿分段丈量;岩芯磨损时,按实际长度量取;
4.8取芯进尺、取芯率:
取芯进尺、取芯率没有达到设计、规范要求的,应分析原因并及时汇报甲方相关部门;
4.9取芯专报:
在出芯后的下一个工作日内,将取芯回次、取芯和出芯时间、井段、进尺、芯长、取芯率、层位、分段岩性定名、深度、视厚、岩芯编号、含油气性、破碎及磨损程度等情况汇报甲方相关部门;
4.10岩芯描述:
岩芯描述应包括岩性定名、颜色、矿物成份、结构、构造、胶结物、化石及含有物、物理化学性质、含油气水情况、地层倾角及接触关系等内容;碳酸盐岩岩芯描述还应包括孔、洞、缝及充填情况、充填物及结晶情况,缝合线情况等;绘制素描图和照相;填写裂缝、孔洞统计表;
4.11岩芯分层:
一般岩性,厚度≥10cm的均要单独分层描述,厚度<10cm的作条带或薄夹层描述;厚度<10cm的油气层、化石层及有地层对比意义的标志层等要单独描述;连续取芯的上下界面,厚度<10cm的也需单独分层描述;
4.12岩芯采样:
根据设计、规范及现场需要,在出芯后的下一个工作日内,进行岩芯采样送验,对采样进行登记——填写采样登记表;
4.13岩芯编录:
岩芯编号采用自上而下、逐块编号的原则进行统一编录,编号包括取芯回次、本块岩芯序号、岩芯总块数;长度≥5㎝的岩芯自然块须进行统一编号;编号写在位于每块岩芯近顶部处、大小为≤4×2.5㎝的白底方块内;松散、破碎用袋装的岩芯,在袋面明显处写上井号、回次号、岩芯编号及岩芯长度(≤20㎝/袋);填写本次取芯回次票和分层票;
4.14岩芯油气显示分类
①碎屑岩:
油砂:
岩石均匀含油,含油饱满,含油面积或荧光干照发光面积在90%以上,岩芯颜色为原油改变,滴水成珠,油味浓;
油浸:
含油分布不均匀,含油面积或荧光干照发光面积在50—90%之间,岩芯可见少部分岩石本色,含油部分基本连通,含油部分滴水成珠状或半珠状状含油,含油部分互不连通,大部分呈现岩石本色,含油面积或荧光干照发光面积在10—50%之间;
油迹:
岩芯微含油,略具油味,仅见少部分岩芯为原油浸染,呈斑点状或条带状,含油面积或荧光干照发光面积在1—10%之间,或有油的残留痕迹;
含油面积或荧光干照发光面积<1%者,定为荧光显示,不列入含油气级别,只作描述记录;
②碳酸盐岩:
对于缝、洞储集类型的岩芯,要认真观察、详细描述裂缝面、孔洞的含油情况,根据岩芯含油产状、含油面积、缝洞发育情况,将油气显示级别分为三级;
对于孔隙储集类型的岩芯,则参照碎屑岩岩芯含油气级别的定级进行。
含油:
对孔隙性碳酸盐岩,指含油面积>60%,且含油饱满者;对致密碳酸盐岩,指洞缝发育、开启程度较好,且含油或油浸面积占这类洞缝总面积30%以上;
油斑:
对孔隙型碳酸盐岩,指含油面积<60%,且呈斑点状分布;对致密碳酸盐岩,指含油面积或油浸部分占发育、开启程度较好的洞缝总面积的5-30%;
油迹:
含油面积<5%,或具油味,借助荧光试验,具明显的含油显示,显示面积在1-5%;
含油面积或显示面积<1%,含油的洞缝发育、开启各程度不好的,一律不定级,只作描述记录。
5油气水资料收集、层位落实
5.1油气水资料收集:
井深、层位、钻时、荧光、气测、槽面显示、泵压、钻井液性能、工况、样品采集等;
5.2溢流、井涌资料收集:
除5.1项资料外,还需收集涌出物、涌出量、起始时间、间歇周期、油气上窜速度、悬重、采取的技术措施;
5.3井喷资料收集:
除5.1项资料外,还需收集喷出高度、喷出物、喷出量、起始时间、间歇周期、悬重、采取的技术措施;
5.4井漏资料收集:
除5.1项资料外,还需收集起始时间、漏失量、漏失速度、井口钻井液返出情况、采取的技术措施、漏失原因分析;
5.5油气专报:
发现油气显示后24小时内,将收集的油气资料汇报至甲方相关部门;
5.6异常(井涌、井喷、井漏)专报:
发生异常情况,第一时间将简要情况汇报至甲方相关部门,异常发生后,24小时内将收集的异常情况资料汇报至甲方相关部门;
5.7层位落实:
显示层的井段、岩性、厚度、显示级别等确定准确、合理,进行了样品采集,无丢漏油气显示层;
5.8岩屑录井油气显示级别
①碎屑岩:
根据岩屑含油饱和度、含油岩屑比例、荧光实验及滴水实验等综合因素,将油气显示级别分为四级;
油砂:
岩屑含油饱满、均匀、油味浓、含油岩屑比例>75%,岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示,含油岩屑滴水成珠;
油浸:
岩屑具有油味、含油岩屑比例在50%-75%之间,岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示,含油岩屑滴水不渗;
油斑:
岩屑有油味、含油岩屑比例在10%-50%之间,岩屑干照和有机试剂浸泡液均有荧光显示;
油迹:
岩屑略有油味、含油岩屑比例<10%,岩屑干照或有机试剂浸泡液有荧光显示;
岩屑不具油味,不见油迹,但具荧光显示的一律不定级,只做描述记录;
②碳酸盐岩:
根据含油岩屑在全部岩屑中所占的百分比例分为三级,
含油:
含油岩屑比例>30%;
油斑:
含油岩屑比例在5-30%之间;
油迹:
含油岩屑比例在1-5%之间;
含油岩屑比例<1%的一律不定级,只作描述记录。
2.9井口显示分类
2.9.1井喷:
井口见喷出物连续或间断性喷出;喷出高度或距离>20m为强喷,5-20m为中喷,1-5m为小喷;
2.9.2井涌:
钻井液出口见涌出物呈连续或间断性涌出;气测值、钻井液性能发生显著变化,入口流量无变化,出口流量增大,总池体积增加;
2.9.3油、气浸:
钻井液架空槽槽面见原油油花或天然气气泡,油花、气泡面积占槽面面积30%以上,全烃、组份值高,钻井液密度下降,入/出口流量变化不明显;
2.9.4溢流:
钻井液架空槽槽面见原油油花、天然气气泡或其他溢出物,油花、气泡面积占槽面面积<30%,全烃、组份值上升,钻井液性能变化不明显,入/出口流量变化不明显;
2.9.5放空:
钻压瞬间为0,并伴有井深跳变;井深跳变>0.2m为明显放空,井深跳变<0.2m为微弱放空;
2.9.6井漏:
入口流量无变化,出口流量下降,总池体积减少;漏失速度>30m3/h为大漏,漏失速度10-30m3/h为中漏,漏失速度<10m3/h为小漏;
2、《近年地质录井专业标准、规范、管理规定汇编》简介
今年地质部组织人员对近些年标准、规范、管理规定进行了收集汇编,帮助大家了解掌握地质录井的各类最新信息及工作要求、注意事项等,在这里主要把汇编目录向大家进行介绍。
见《西北油田分公司工区地质录井专业标准、规范、管理规定汇编目录》。
三、地质录井施工中需要关注的收集数据
地质录井是配合钻井勘探油气的一种重要手段,是随着钻井过程利用多种资料和参数观察、检测、判断和分析地下岩石性质和含油气情况的方法。
主要包括岩屑、岩心、钻时、荧光、钻井液等。
1、钻时
1.1井深
①钻具管理:
钻具丈量以钻井队为主,钻井、录井队人员共同丈量;丈量必须使用钢尺,严禁使用皮尺等刚性差的丈量工具进行丈量;钻具经丈量核对无误后,进行编号、登记,钻具原始丈量记录应经钻井、录井双方丈量人员签字确认;丈量长度精确到厘米;在施工过程中,做到五清楚(钻具组合、钻具总长、方入、井深、下接单根)、三对口(钻井、地质、气测),钻具倒换时,对钻具组合、总长进行全面复查;
②套管管理:
套管的丈量、检查、编号、登记与钻具管理一致;下套管时做好余扣记录,确定好定位短节的位置;
准确丈量钻具,做到五清楚(钻具组合、钻具总长、方入、井深和下接单根)、三对口(工程、地质、场地)、一复查(全面复查钻具),严把倒换关,确保井深准确无误。
深度取值保留到小数点后2位(完钻井深取整数)。
1.2误差
钻井时仪器记录深度与单根深度误差小于0.2m,每根校正一次。
1.3单位
常用“min/m”表示,取整数(特殊井段可缩小计时间距)。
1.4仪器
综合录井仪、气测录井仪、钻时录井仪等。
2岩屑
2.1取样井段
满足资料录取要求,取值整米,单位为“m”。
2.2取样密度(间距)
①根据(地质设计)资料录取要求,不同的井段可有不同的录井间距。
②遇特殊情况,需要调整录井间距的,必须经请示汇报批准后,方可执行。
2.3迟到时间
及时准确地进行迟到时间的实测、理论计算和校正,做到准确、符合实际,确保岩屑的代表性:
①井深1500m前,实测一次,每500m计算一次;1501~2500m,每500m测定一次,每200m计算一次;2501~3000m,每200m测定一次,每100m计算一次;3000m以上,每100m测定一次,每50m计算一次。
(在目的层前200m开始,每100m测定一次,每50m计算一次)。
②进入预计油层前50m,必须实测迟到时间,同理论计算值相比较,分析误差及原因,校正迟到时间。
2.4样品数(质)量
每次取样干后,数(质)量不得少于500g,区域探井、预探井要求系统取样的井段取双样,500g用于现场描述挑样用,另500g装箱保存。
2.5取样位置
在确保取样精度的前提下,根据实际确定捞样位置,每口井必须统一在同一位置取样。
2.6取样方法
①严格按捞砂时间定点取样,严禁随意捞取。
(在振动筛捞取,量少的情况下可以在泥浆槽补捞)。
②取样时要严密注意槽池内的油气显示情况。
③每次取样后,必须将捞样处的余砂清理干净,保证新样的存储;样品数量少时,全部捞取,数量多时,采用二分、四分法在砂堆上从顶到底取样。
④正常情况下,每次起钻前,必须取完已钻井段岩样,大于录井间距四分之一以上的零头砂样也要捞取。
若遇特别情况,起钻前无法取全的岩样,下钻后应补捞,但这种岩屑质量太差,应加以说明。
2.7清洗岩屑
①清洗方法要因岩性而定,以不漏掉、不破坏岩屑为原则。
②正确的洗样方法是,充分显露岩石的本色,防止含油砂岩、疏松砂岩、沥青块、煤屑、石膏、盐岩、造浆泥岩等易水解、易溶岩类被冲散流失。
岩屑捞出后,采用三级分样筛清洗,分样筛孔径为:
顶筛为8目,中筛为32目,底筛为110目;软泥岩和疏松砂岩应轻轻冲洗,但必须洗净钻井液;成岩性较好的岩屑,清洗时要洗出岩石本色;岩样洗净后,按顶筛10%,中筛70%,底筛20%取样置于观察皿中以备观察描述;
③洗样用水要保持清洁,严禁油污,严禁高温。
④注意嗅油气味,观察含油岩屑的有关情况。
2.8荧光作业
①为了及时发现油气显示,岩屑洗净后,必须立即进行荧光湿照和滴照。
肉眼不能鉴定含油级别的储集层岩样要浸泡定级。
②通过荧光直照发现的荧光真岩屑,要按规定标准选样,做系列对比及含油特征观察。
③岩屑晾干后还要进行荧光直照(称为干照)和滴照,以搞清其颜色含量等变化。
2.9烘晒岩屑
①环境条件允许,最好让岩屑自然晾干,避免直晒。
②自然晾干来不及时,须烘烤的,要保证岩屑不被烘烤过度而变质,烘烤温度应控制在90~110℃为宜,显示层岩屑控制在80℃以下,最好用抽风机吹干。
2.10岩屑描述
2.10.1描述方法
①挑选真样逐包定名,分段描述。
②岩性鉴定要注意干湿结合分辨颜色,对浅层松散岩屑要干描和轧碎描述结合,系统观察认准岩性,审视准确挑选岩样,反复比较分层定名,从上至下逐层描述。
③不能定论的东西要注明疑点和问题。
④岩屑失真段,主要内容描述后,要注明其失真程度及井段,进行原因分析。
⑤目的层井段,岩屑描述不得滞后井深30m;
⑥分层解释:
根据新岩屑的出现和百分含量的变化分层,新成分出现标志着钻遇新岩层,百分含量增加表示该层的延续,百分含量减少,说明该层结束,下伏新岩层出现;分层厚度应≤30m。
⑦要先将草描整理审核后方可进行计算机录入,草描要存底。
2.10.2描述内容
①按深度分井段、层位、厚度、岩性定名(颜色、含油级别、岩性)进行描述。
含油级别按油砂、油浸、油斑、油迹、荧光、含气描述。
②颜色按附录执行
③矿物成分
④结构
⑤构造
⑥胶结物
⑦化石及含有物、次生矿物
⑧物理化学性质
⑨油气显示情况
2.11岩屑录井图要紧跟钻头及时清绘。
3取心
3.1取心目的及原则
①区域探井、预探井钻探目的层及新发现油气显示的要取心。
②确定地层岩性、储集层物性、局部层段含油性、生油指标、接触界面、断层、油水过渡带等要取心。
③邻井岩性电性关系不明,影响电测解释精度的层位应当取心。
④对比标准层变化较大或不清区域,应在标准层取心。
⑤在油气水边界落实的准备开发区,要选定一两口有代表性的评价井或开发井集中进行系统取心或密闭取心,以获得各类油气层组的物性资料和基础资料数据。
⑥开发阶段的检查井应当根据取心目的而定,如为查明注水效果,要在水淹处取心,开采效果不清楚的层位要取心。
⑦确定完钻层位及特殊地质任务要取心。
3.2取心方式根据取心目的确定取心方式:
①水基钻井液取心
②油基钻井液取心
③密闭取心
④大直径取心
3.3取心钻进中应该注意的事项
①准确丈量方入,保证取心进尺和井段无误。
a下钻到底,取心钻进前丈量方入。
b取心钻进结束,割心前丈量方入。
c取心前后方入应在同一钻压条件下进行丈量。
②一般取心钻进中,应加密为0.25m或0.10m记钻时。
③取心钻进过程中,应照常进行捞样及其它录井工作。
④取心钻进过程中,不能随意上提下放钻具,以防损坏岩心,降低收获率,同时杜绝超长或磨心。
⑤取心起钻时,应努力做到平稳操作,严禁转盘卸扣、猛提猛刹,防止岩心脱卡,使之掉入井内;整个起钻过程中,应严密注意井下动静,观察记录井口、槽面油气显示情况。
3.4岩心出筒、整理、丈量与保管
①岩心出筒,地质人员必须在场,按岗位分工各司其责,同工程人员一起做好岩心出筒工作。
②钻头一出转盘面,立即用钻头盒子盖住井口,以防止岩心掉入井内。
③丈量“底空”和“顶空”。
④运用专门工具将岩心依次取出岩心筒,排好顺序,标识清楚。
⑤按岩心断裂茬口及磨损关系,做最紧密衔接安放好后,丈量岩心长度,计算收获率。
⑥岩心出筒过程中,注意观察油气水显示情况:
a取心钻头一出井口,要立即观察从钻头内流出来的钻井液中的油气显示情况和特征,注意油气味。
b边出筒边观察油气在岩心表面的外渗显示情况,注意油气味。
c凡含油气岩心,若在现场取孔渗饱化验分析样,岩心出筒擦净表面入盒,确认岩心次序无误时,立即按规定选样。
d送化验室选样用的岩心,不能清洗,出筒后应立即擦净表面钻井液,纸包蜡封,装塑料袋,做好标签,选样过程中要特别注意观察剖开新鲜面的含油气分布与岩性变化的关系。
e荧光直照、喷照、滴照及取样做系列对比。
f选样后的岩心要边清洗边做浸水试验,观察油气水显示特征,必要时应依次剖开观察,同时进行滴水试验,鉴定含油岩,特别是砂岩类含油岩的含水程度,完成现场油气试验。
反复观察,做好观察记录。
⑦采集样品
a现场采集孔渗饱样时,化验人员必须提前赶到现场;岩心出筒后,立即密封,尽快送到化验室。
b采样由录井小队负责,按设计选取。
取样长度视分析项目而定,一般5~10cm,取样部位要在留下的一半相对部位标记清楚;若全段取走,应以取相应长度竹、木等物顶替并标注。
c所选样品要有代表性,杜绝一块样品有明显的岩性差异。
d填写清单一式两份,一份随样送到化验室,一份保存,现场核对清楚。
⑧选样清洗后的岩心要正确编号、整理、描述并装箱妥善保存。
3.5岩心描述
3.5.1描述方法及要求
①大段综述,分层细描。
②一般岩性,厚度大于0.1m的层,均要单独分层描述,小于0.1m的层,作条带或薄夹层描述,不再分层。
③厚度小于0.1m的特殊层,如油气层、化石层及有地层对比意义的标志层或标准层等要单独分层描述。
④含油气岩心描述要充分结合出筒显示及整理过程的观察记录,综合叙述其含油气特征,准确定级。
3.5.2描述内容
①岩性定名
井段、厚度、岩性定名(颜色、含油级别、岩性),含油气级别按含油、油浸、油斑、油迹、荧光、含气等七个级别定。
②颜色按规范执行
③矿物成分
④结构、粒度变化
⑤胶结物、胶结程度
⑥构造
⑦缝洞
⑧地层倾角与接触关系
⑨化石及含有物
⑩物理化学性质
①含油气情况
包括含油气产状、含油饱和程度、含油面积、原油性质、油气味、荧光颜色、浸泡颜色、系列对比级别、颜色等。
做岩心滴、浸水试验,观察岩心含气情况,包括气泡的大小、延续时间、产状等,观察岩心干湿程度、新鲜面与水滴亲和程度、含油连通性等。
3.6岩心录井图及时按规范清绘。
4荧光
4.1荧光测定的原则
岩屑、岩心都要及时进行荧光测定。
4.2荧光录井中必须注意的事项
一口井乃至一个地区必须使用同种有机溶剂及同地区同时代的标准对比系列。
记录当地非油气荧光与油气荧光颜色的差异,通过有机溶剂试验,排除矿物岩性荧光和人为污染发光。
必要时需做钻井液荧光分析。
4.3荧光录井密度要求与操作要领
1、按录井间距,所录取的岩屑要逐包及时进行湿照、干照,有显示则做滴照。
岩心也要及时干照、湿照,发现显示或储层控制做滴照。
2、湿照、干照和滴照:
①岩屑湿、干照必须逐包全部直照观察,严禁部分取样直照。
②岩屑滴照是在普照的基础上,逐包挑样点滴。
③岩心要进行直照、喷照,滴照按岩性及显示情况分段挑样进行。
④油质与荧光颜色:
a油质好:
发光强,颜色呈亮黄、金黄或棕黄色。
b油质差:
发光较暗,颜色呈褐色、棕褐色。
c若油气层含水或水层含油,石油经地下水作用变稠加重,颜色较暗,岩样有干枯或湿水感觉,无油质感或因含油不均,荧光呈现斑块状。
d人为油污,即成品油荧光一般较浅,呈浅紫、淡蓝、蓝色。
e矿物发光无溶解和扩散现象,以点滴法区别。
3、岩样浸泡定级
①区域探井及预探井录井井段储集层和评价井及重点开发井目的层段中的储集层均应逐层(厚度大于5m的按上中下分段)挑样进行有机溶剂浸泡系列对
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