测井技术论文格式

3.4.4.1 识别与分析复杂构造体

地层倾角测井的应用，是对早期单纯通过井间的测井曲线对比和地质推理建立构造形态和断层方法的重要进步，初步显示出在识别和分析复杂构造体（如推覆体、高陡构造等）的作用和优势。因为通过井间的测井曲线对比和地质推理建立构造形态和断层的方法，确实会带来许多推断性和不确定性。倾角测井的每个矢量点，是对井眼测量范围内该点地层产状的精确描述，井内不同深度点的矢量，从套叠关系分析，相当于构造不同部位的矢量，将各部位的矢量通过套叠关系都集中到一个岩层构造面上，就能将该岩层的构造形态恢复出来。近来发展日益成熟的地层倾角测井及成像测井，能够直观地进行岩层构造面的判别。通过单井的构造层产状变化分析，可以分析确定一口井所钻遇的构造特征。这对于海相复杂构造的解释提供了一个重要的分析思路和有效途径。

（1）利用地层倾角测井搞清桩西古潜山的内幕构造

利用地层倾角测井识别和分析复杂构造体的典型实例，是1984年发现并证实济阳坳陷桩西碳酸盐岩潜山油藏的逆掩断层-平卧褶曲（“S”形）构造，从而更新了人们对桩西潜山油藏构造的整体认识，使得构造研究和油田勘探取得具有突破意义进展。

在桩古13井完井之前，桩西碳酸盐岩潜山油田一直被认为是受南侧和西侧两条大断层夹持、内部被若干正断层切割、向北东倾没的单面山。从地面露头和同一凹陷的义和庄油田的钻探资料，都证明这套下古生界的海相碳酸盐岩地层，沉积厚度比较稳定。然而在已钻探的桩古3、6、11等井，却发现地层大大超过正常沉积厚度。如桩古6井中寒武统张夏组鲕状灰岩厚度达到728m，是正常沉积厚度的3.5倍。但由于受区域地质传统认识的局限，人们未能作出有关存在逆掩断层的结论。直到桩古13井完钻采用高分辨率地层倾角测井，才发现“S”形构造的存在（图3-158左），后又经过地层倾角测井多井的应用，进一步更新了潜山油田的油藏构造模式，确定内幕构造的形态，如图3-158右所示的剖面图。有关这一问题已在不少著作和论文中作了阐述，这里不再重复。

图3-158 利用地层倾角测井搞清桩西古潜山的内幕构造

（2）利用地层倾角测井识别高陡构造

峰（地）1井是江汉油田在中扬子地区钻探的一口海相下组合探井，勘探意义深远，设计目的层震旦系灯影组底界垂深1134m，但实钻井深达2435m（垂深2172m），仍未见到震旦系，与设计和区域剖面显示相差甚远。通过地层倾角和常规测井资料综合分析后，认为井眼穿越了上伏地层高陡构造带，造成钻头沿着高陡构造顺层而下（见图3-159所标明的钻井轨迹）。为此若沿着老井眼继续钻进，已经无法钻遇设计目的层，需要重新设计新的井眼进行侧钻。通过对地层倾角每一个矢量特征的精细研究和地层对比，推演出井旁构造上覆地层在横向上变化形态，设计出新的井眼轨迹和侧钻点，并预测出按新轨迹钻探每一套上伏地层所穿越的厚度及目的层厚度。侧钻后顺利避免了在高陡构造带反复穿越一套地层，实钻与预测结果完全吻合。

（3）复杂构造体的识别与描述

随着微电阻率成像测井技术的推出，由于具有高纵向和横向分辨率，可视化程度高，人工交互功能强等特点，更进一步提高识别、研究复杂构造体的便捷性和有效性。可以进行直观的层面获取，精细分析各段地层的产状、接触关系、断层与复杂构造体的特征，优化了测井研究地质构造的整体效果。近期，采用成像测井先后在沾化凹陷的孤古斜25井和渤古1井发现两排“S”形构造。现以孤古斜25井为例，分析其主要特点。

孤古斜25井下古生界地层由奥陶、寒武系的碳酸盐岩地层组成。成像测井解释结果显示，地层产状明显分为4段，并在自然伽马曲线上发现地层有三段重复现象。

根据成像资料发育的断裂带、倾角模式的构造识别和地层对比，发现该井主要发育7个较有影响的断层。由地层对称重复相倾角模式组合分析认为，构造整体为一“S”形，由倒转背斜和向斜组成，但同时又被同期形成的断层复杂化。

“S”形的上半部分（倒转背斜），凤山组、长山组、崮山组和张夏组近似对称重复，对称轴部在张夏组内部的2280m附近，在2170～2363m可见挤压造成的高电阻率且诱导裂缝十分发育。轴部地层较陡，在轴部附近发育扭滑逆断层，使张夏组地层部分重复。同时可见上翼由于断层而缺失长山组地层，下翼由于断层而缺失冶里组—亮甲山组地层。

图3-159 峰（地）1井地层倾角测井的构造分析图

“S”形的下半部分（倒转向斜），可见下马家沟组、凤山组、长山组、崮山组和张夏组的近似对称重复，对称轴部在下马家沟组内部的2650m附近，在2570～2789m也可见挤压造成的高电阻率且诱导裂缝十分发育，轴部地层较缓。上翼较陡，下翼较缓，呈不对称的平卧褶皱。同时可见上、下翼由于断层发育而缺失冶里组—亮甲山组（图3-160）。

按照这一解释模式，地层必然会出现三段重复，并且上下两段地层呈正序对称重复，中间一段与上下两段呈反序对称重复。而在地震剖面上这种倒转现象表现的并不清楚。该井成像测井资料的解释，揭示了孤岛潜山地质构造的内幕。

3.4.4.2 地应力分析

地应力研究是油气地质工程问题中的一项重要工作，其主要研究内容是确定现今地应力方向和可能的古应力方向，估算最大、最小主应力数值。一般可以通过双（多）井径测井、成像测井等资料表现出的井眼应力崩落或重泥浆压裂缝的产状，以及偶极横波成像测井显示的快、慢横波分析等多种方法进行确定。

（1）崩落椭圆法确定地应力方向

利用地层倾角测井的双井径曲线及1＃极板方位曲线，分析井眼的扩径方向，从而确定该井区现今最大水平主应力方向。其原理是：井眼扩径是由于带方向性的地应力在井壁附近集中，使井壁应力增大，产生较强的剪切力，造成井壁按一定方向产生崩落而形成。井眼的扩径方向与现今最大水平主应力垂直。

图3-160 孤古斜25井过井构造分析

（2）钻井诱导缝确定地应力方向

图3-161 利用钻井诱导缝确定地应力方向

在钻井过程中，由于钻具、地应力及高压钻井液的共同作用，沿最大水平主应力方向产生挤压力，当挤压力超过岩石的破裂压力时，形成钻井诱导缝，并在微电阻率成像测井图像上体现出来。因此，钻井诱导缝的方向可以指示井区附近现今最大水平主应力方向（图3-161）。

（3）分析裂缝的产状确定地应力方向

在微电阻率成像测井图像上，开启缝（天然高导缝）的走向一般指示井区附近现今最大水平主应力方向：充填缝的走向则可能是古应力方向的反映。

（4）正交偶极子声波确定现今应力方向

快横波的方位角即为最大主应力方向。

3.4.4.3 沉积环境的分析

测井沉积学是近年来发展起来的一门新的边缘学科，它是以测井资料为主，在油区沉积学研究覆盖下，并与其他学科和技术紧密结合的一种专门评价油气储层沉积相的多井测井评价技术。

早期的测井沉积学研究侧重于常规测井资料，随着倾角测井及成像测井、元素测井资料在沉积学研究领域得到广泛应用，提高了地质目标的分析精度和分辨能力。

以海相沉积为主的碳酸盐岩沉积环境及沉积结构，与陆相砂、泥岩地层有很大的区别，陆相沉积的砂、泥岩剖面岩类较为单一，粒度与层理变化较为复杂，它们可以反映沉积环境及沉积相的变化；而海相碳酸盐岩沉积，沉积矿物岩类及岩石结构是反映沉积环境的主要因素，水流变化、沉积层理不如砂岩那样重要，因而使沉积环境的物理性质也存在较大差别，势必影响到测井响应的差异。因此应用碎屑岩类的相研究较为有效的测井系列，如地层倾角测井、自然电位、自然伽马等对碳酸盐岩地层意义有限。但应用可以反映矿物成分变化的自然伽马能谱测井、元素俘获测井是进行碳酸盐岩沉积微相分析的重要工具，成像测井在描述与刻画碳酸盐岩岩石和沉积结构将有极其重要作用。另外岩性密度测井、有效光电吸收指数、岩石密度、补偿中子、地层电阻率、声波传播速度等测井信息也对碳酸盐岩沉积微相变化都有响应。碳酸盐岩中用测井进行沉积微相研究内容主要包括：①选择与确定油气田的关键井；②建立碳酸盐岩地质沉积微相模型；③地质沉积与测井响应特征确定；④测井信息环境校正与归一化；⑤测井信息与地质微相相关分析；⑥采用各种数理统计方法建立测井沉积微相模型；⑦进行测井沉积微相划分、反馈验证与模型修正。

3.4.4.4 海相地层烃源岩测井识别及评价

（1）烃源岩识别和有机质丰度的评价

海相烃源岩主要有有机质含量高的泥岩、页岩、泥灰岩、微晶灰岩，而有机质含量高、细分散体系的吸附作用成为测井识别烃源岩层的主要根据。可根据反映烃源岩层的多种测井系列，如常规的密度、中子、声波、电阻率、自然伽马测井、自然伽马能谱和元素测井等，进行定性识别。

烃源岩有机质丰度测井评价的主要方法有：①利用烃源岩层的密度、声波测井确定有机质含量；②利用烃源岩层的电阻率测井确定有机质含量；③利用烃源岩层的自然伽马或自然伽马能谱测井确定有机质含量；④利用元素测井提高有机质含量的确定精度。

（2）氧化环境的评价

（3）有机质丰度和成熟度测井评价

利用常规测井、自然伽马能谱和元素测井，定量确定有机质含量，评价烃源岩，提供有机质含量的连续剖面。

3.4.4.5 计算岩石力学参数，进行井眼稳定性分析和压裂高度预测

以偶极横波测井（DSI、XMAC等）结合密度测井，计算储层的泊松比、杨氏模量、切变模量、体积弹性模量等岩石力学参数，分析岩石机械特性，为地区钻井和油气层改造的设计提供重要依据。

（1）井眼稳定性分析

根据测井测量、计算的地区岩石力学相关特征和建立的解释模型，进行压力预测，得到地层的孔隙压力、坍塌压力、漏失压力和破裂压力，以水力安全和力学稳定两个安全窗口为依据（图3-162），计算和选择地区性与各口井的最佳钻井液密度，有效指导钻井设计，包括套管程序的设计、不同钻井井段的泥浆密度设计等。目的是避免钻井过程中的井眼垮塌、泥浆漏失和对油气层的伤害，保证安全、平稳、高效率钻井。这一工作已在不少油田推广应用，取得很好效果。下面以塔河油田沙66井和胜利油田胜科1井为例说明之。

1）塔河油田沙66井井眼稳定性分析。塔河油田奥陶系油藏目的层埋藏深，钻井要钻遇白垩系、三叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系等多套地层，岩性变化大，钻井难度大，设计井身结构复杂，钻井周期长。沙66井是牧场北1号构造2号高部位的一口探井，钻探目的是揭示牧场北1号构造石炭系和奥陶系储层含油气情况。该井于1999年8月完钻，完钻层位奥陶系，完钻井深5710.0m。

图3-162 安全泥浆密度窗口

沙66井是塔河油田首次采用偶极子声波（DSI）测井计算岩石力学参数，研究井眼稳定性的一口关键井。主要是利用DSI测井资料获取的地层纵、横波资料，结合体积密度测井计算岩石机械强度参数，估算地层破裂压力，进行井眼稳定性分析，选取合理的钻井泥浆密度，优化钻井设计和施工。图3-163是沙66井地层弹性参数和地层破裂压力的计算结果，从计算结果可以看出：

A.S66井计算的最小安全泥浆密度线基本上均低于实际使用的泥浆密度，表明钻井泥浆密度在井眼崩落的安全线之内。

B.该井为了保护奥陶系油气层，自5501.82m以下使用密度为1.01g/cm3的钻井液进行负压钻进。在5497～5503m井段，钻井泥浆密度接近最小安全泥浆密度。

图3-163 沙66井井眼稳定性分析图

C.计算的最大泥浆密度高于实际使用的钻井泥浆密度，即钻井泥浆密度在水力压裂的安全线内，地层不会由于泥浆太重而被压开。

D.该井奥陶系井段安全钻井泥浆密度为1.05～1.21g/cm3。

钻井工程技术人员依据测井资料提供的初始破裂压力等岩石力学参数，对上覆碎屑岩及碳酸盐岩地层进行了综合分析，优化了井身结构及钻井工艺参数。伴随着钻井工艺进步及钻井施工设计和施工方案的优化，塔河油田6000m左右井深的建井周期由原来的四到六个月缩短为目前三个月左右。

2）胜科1井对未钻遇地层的孔隙压力预测。胜科1井是中国石化一口重点科学探索井，位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带现河庄构造，钻探目的一是了解孔二段烃源岩发育情况，评价其生油气潜力；二是了解盐下构造含油气情况；三是积累深层高压盐膏层及塑性软泥岩的钻井工程施工经验。该井于2007年4月4日完钻，完钻层位孔二段，完钻井深7026m，是目前我国东部地区最深的井。该井在钻遇沙四段盐膏层2922～4150m井段时，由于地层复杂，地层压力变化大，井筒掉块和缩径非常严重，钻井起下钻过程中经常发生遇阻、卡钻、井漏等事故，多次进行划眼通井。为此在钻至4155m进行中间测井时，2922～4155m加测了偶极声波（DSI），3600～4153m加测了套后VSP和声波扫描成像（MSIP）测井，希望通过VSP和MSIP测井资料预测待钻孔一段及孔二段目的层的孔隙压力，指导下步钻井工程安全施工。

首先利用高精度的声波扫描成像（MSIP）测井资料对VSP资料进行标定，结果表明在已钻井段（2922～4155m），利用MSIP、中子和密度测井资料计算的地层压力与VSP测井资料计算的基本一致，然后利用VSP测井资料对4155m以下待钻地层的孔隙压力进行预测，预测深度达到5700m（如图3-164）。表明有两个高压区：4650m左右有一个高压层，压力梯度为1.5～1.75g/cm3；5245m左右有一个高压层，压力梯度为1.75g/cm3左右，与钻前认为孔一段以下地层为常压的观点不一致。根据上述预测结果对待钻地层钻井液密度进行了分段设计和调整，保证钻井顺利的进行。

图3-164 胜科1井地层孔隙压力预测剖面

当胜科1井钻至5370m时，为了进一步证明VSP预测结果的可信性，在4153.18～5555m裸眼段又加测了偶极声波（DSI）测井，根据偶极子声波和常规声波测井提供的纵波资料，结合地质、钻井报告、井涌等资料，对4155～5300m井段进行了实测孔隙压力计算，并与钻前VSP的预测结果进行对比，表明二者基本吻合。

（2）压裂高度预测

利用偶极子阵列声波测井资料提供的纵、横、斯通利波的定量衰减数据及地层各向异性，以及储层评价的综合成果等资料，建立合理的解释模型，可以对低孔、低渗目的层段压裂施工的压力大小、压裂高度、方向进行有效的预测。

沙76井是塔河油田南部塔里木乡4号构造高点的第一口探井，目的是扩大塔河油田含油气范围。该井于2000年7月18日完钻，完钻层位奥陶系，完钻井深5749.0m，完井测井除常规测井项目外，增加了微电阻率（FMI）和偶极横波（XMAC）测井。由于塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为岩溶缝洞型的特殊油藏，储层非均质性强，储集空间多为裂缝-孔洞型，储层横向上连通性差，常规完井后大多数井无自然产能或自然产能较低，需要对碳酸盐岩储层进行酸压改造。沙76井奥陶系碳酸盐岩为块状沉积地层，密度及声波时差变化不大，破裂压力变化较小，几乎没有明显的压力屏障，造成压裂作业比较困难，诱导缝的延伸高度不易控制，优选酸压井段及预测压裂高度非常重要。

综合常规测井、成像测井及录井等资料，该井奥陶系储层共解释6个发育层段。为了在压裂前了解可能会发生的压裂高度及其延伸方向，依据测井评价结果，优选了5个层进行压裂高度预测。现对其中实施酸压的2个层进行分析：

第一层：5581.0～5600.0m，厚19.0m（图3-165）。从预测压裂高度结果分析，地层刚一被压开，裂缝便会穿透5560～5635m地层。如果将射孔井段改为5586.2～5593.3m，由于该段破裂压裂值（74MPa）较小，上、下地层会形成压力阻碍，阻止诱导缝延伸，产生较好的压裂效果。

图3-165 5581～5600m压裂高度预测图

图3-166 5670～5682m压裂高度预测图

第二层：5670.0～5682.0m，厚12.0m（图3-166）。该段破裂压力值总体上较低，下部比上部更低，由图3-215可知，破裂压力值小，一旦压力增量超过200PSI（1.4MPa）则压裂缝会向下延伸而不易向上延伸。

效果分析：①2000年9月6日射开井段5670～5682m，并进行酸压，后抽汲诱喷，8mm油嘴投产，日产液230m3，含水50%。含水率较高为压开下部水层所致。②2001年3月17日电缆射孔5561～5573m和5584～5594m，并酸压5561.0～5579.0m、5584.0～5593.5m井段，日产油258.9m3，水0.1m3，酸压效果较好。该次酸压结果表明：第一次酸压井段产生的压裂缝没有向上延伸至本次酸压段，而本段酸压产生的压裂缝也没有向下延伸与底部水层沟通。③两次酸压的效果证明有关裂缝延伸方向和规模的预测比较准确可靠。经研究发现，塔河油田岩石力学参数具有一定规律性，所以该井酸压施工参数，对邻井及该区酸压施工具有一定的参考价值及指导意义。