复杂油气藏测井技术论文集(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：董银梦

出版社：石油工业出版社

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复杂油气藏测井技术论文集试读：

测井解释评价

测井工艺技术取得重要进展。“十一五”期间，围绕测井工艺展开展攻关，针对制约测井施工时效难题，削瓶颈、补短板，提升现场工程工艺处理水平。先后研制了多用途多组合套铣打捞筒，在此基础上又完善了可内循环式组合打捞工具，研制了专门用于打捞放射源、进口贵重仪器的反穿心快速接头，完善了水平井旁通出套管工艺。这些技术有力保证了深井、超深井、水平井、大斜度井、小井眼井的施工质量，提高了测井一次成功率。

进军“十二五”的大幕已经拉开，在推动测井科技进步新征程中，我们服务的区域更加广阔，涉及的领域更加多样，面对的地质对象更加复杂，测井技术服务更具挑战性，有更多的技术难题需要去攻克。我们要始终坚持以科学发展观为统领，以建设国际一流测井公司为目标，着力创新地层成像测井，当好评价油气主力，以更加饱满的热情，更加坚定的信心，勤奋工作，勇攀高峰，谱写出无愧于历史,无愧于前人,无愧于时代的新篇章！2011年4月测井解释评价

低孔低渗储层产能预测方程的建立

摘要：二连A区低孔低渗储层在解释结论相同的情况下，试油产能差异很大。为了解决测井解释结论与试油矛盾的问题，本文通过大量的岩石孔隙结构分析，对与产液量有关参数进行精选，最终确定了由次生孔隙度、孔隙结构系数、总孔隙度等重要储层参数进行低孔低渗储层产能预测的解释模型，建立了适合A区的产能预测方程，首次对该类储层进行产液量的预测，在二连油田应用中见到较好的效果。

关键词：低孔低渗储层　次生孔隙度　总孔隙度　有效孔隙度　孔隙结构系数　预测产液量引　言

对于低孔低渗储层，一般常规试油产液量很低，以干层为主，压裂后多以低产为主。但在二连油田A区，部分低孔低渗储层压裂后产量较高，另一部分压裂后仍然低产，采用通常的测井解释方法已很难判断储层产能，必须研究能够预测压后产能的测井解释方法。1　地质概况及储层特征

A区位于二连油田东北部，油藏类型为构造—岩性油藏，沉积环境以陡坡扇三角洲沉积为主，砂体延伸较短，岩性变化快，储层岩性多为含砾砂岩、砂砾岩，岩石成分成熟度总体较低，非均质严重，油气储层深度在1800.0m以下，属于低孔低渗储层。（1）岩性特征。岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，其次为长石砂岩和岩屑砂岩，岩屑组分中以凝灰岩为主，分选性较差，磨圆度以次圆—次棱角状为主，反映成分成熟度和结构成熟度较低。（2）孔隙结构特征。储层孔隙类型有粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔、粒间孔等多种类型。孔隙直径10～500μm，一般100μm；喉道半径0.04～81.36μm，面孔率一般为3%～9％。岩石物性分析结果，有效孔隙度基本小于10％，一般为4%～8％，水平渗透－3－32率为0.6×10～6.0×10μm。（3）测井曲线特征。储层电阻率为30～60Ω·m，计算的声波孔隙度较低，一般小于10％，微电极曲线多呈高幅锯齿—尖峰状无差异，自然电位曲线在主要油气显示层段显示为较小负异常或无异常，测井常规解释多以致密层、差油层为主。2　低孔低渗储层产能参数

A区储层物性差，常规试油以干层为主，压裂改造后有相当一部分试油层产量较高，压前压后产液量变化很大。储层沉积和岩石物性分析结果，该区块处于晚成岩期，过压实作用使得岩石中原生粒间孔变得很小，碎屑岩中不稳定成分的岩屑、基质和胶结物，以及交代各种组分的易溶自生矿物，在富含有机质、碳酸等孔隙水的作用下形成了大量次生溶蚀孔隙。这种以次生孔隙为主的低渗透砂岩，孔隙类型与结构比较复杂，储层物性变化大。常规解释中利用声波时差计算的孔隙度主要反映地层有效孔隙度，对于中高孔渗储层，有效孔隙度占据了地层孔隙系统的绝大部分，在储层物性、含油性评价中起主导作用。而对于A区这种次生孔隙发育的低孔低渗储层，利用声波时差计算的孔隙度，不能准确反映压裂后的供液孔隙度，导致解释结论偏低。为此，加强了反映碎屑岩储层孔隙结构的孔隙结构系数、反映压裂改造效果的总孔隙度及次生孔隙度的研究。2.1　总孔隙度

测井解释中，总孔隙度由核测井仪器（补偿密度、补偿中子）测量结果求得。0.5t

φ＝ [(φ＋φ)/2]n式中　φ——补偿中子孔隙度；d

　φ——补偿密度孔隙度；t

　φ——总孔隙度。2.2　碎屑岩次生孔隙度

次生孔隙度为总孔隙度和有效孔隙度之差，有效孔隙度一般为声波仪器可以观测到的孔隙度。1mfmpshshmfm

φ＝(Δt-Δt)/(Δt-Δt)/Δt-V×(Δt-Δt)/(Δt-Δt)2t1

φ=φ－φ1式中　φ——有效孔隙度；2

　φ——次生孔隙度；

　Δt——测量的声波时差，μs/m；m

　Δt——骨架的声波时差，μs/m；f

　Δt——流体的声波时差，μs/m；p

　Δt——地层压实系数；sh

　Δt——泥岩声波时差，μs/m；sh

　V——泥质含量。2.3　孔隙结构系数

孔隙结构与储层的产液情况关系密切，但直接表征孔隙结构的重要参数孔喉半径均值通常是由岩石物理实验得到，在非均质性强的地区难以满足生产需要。为此，定义有效孔隙度与渗透率之比为孔隙结构系数，利用由测井资料求得的有效孔隙度与渗透率求取孔隙结构系数：1

R=SQRT (K/φ)式中　R——孔隙结构系数；-32

　K——地层渗透率，×10μm。

研究证实，孔隙结构系数与孔喉半径均值很好的相关性。图1是利用本区块10口井压汞资料所做的孔隙结构系数与孔喉半径均值的关系图。从图上可以明显看出，在双对数坐标上，孔隙结构系数与孔喉半径均值有很好的线性关系，孔隙结构系数越大，孔喉半径均值越大。说明孔隙结构系数能很好地反映孔隙结构，其值越大，表明孔隙结构越有利于储层渗流能力。图1　孔隙结构系数与孔喉半径均值关系图3　低孔低渗储层压后产能预测方程建立3.1　产能预测模型

储层产能是一个综合指标，是储层岩性、物性、孔隙流体性质、油藏特征等静态指标和钻井、固井工艺、特别是试油工艺和方法等动态过程的综合反映。储层产能预测就是在充分考虑各种影响因素的同时，对某些影响因素进行简化、组合、量化，选取最主要的、贡献大的指标，对储层的生产能力进行评估。

对于一个构造或一个油藏，动态指标的影响趋于一定，这是因为在一个小的区域，钻井工艺、射孔、压裂工艺等基本相同，其影响可近似简化为一个常数；同样，对于一个特定区域，油藏特征如油层的供油半径、油藏压力（能量），流体性质如流体黏度、压缩系数等也趋于保持不变，因而也可将其近似视为一个常数。这样储层产能的高低变化主要与地层物性有关，即受储层孔隙度（供油量）和渗透率（供油能力）影响。

对于孔隙类型以次生孔隙为主的低孔低渗储层，孔隙结构是储层产能的基础，但此时预测储层产能不能单一沿用中高孔渗储层条件下的模型，除有效孔隙度和渗透率外，还应考虑次生孔隙度及总孔隙度，因为压裂后，部分原来的束缚孔隙和不连通孔隙变成了有效孔隙，这一点对低孔低渗储层产能预测非常重要。

图2为试油层的声波孔隙度、总孔隙度—次生孔隙度的交会图。从图上可以明显看出本区块试油层的声波孔隙度在压后高产、低产油层与干层基本相当，失去了判断储层物性的作用，而次生孔隙度、总孔隙度有明显区别，可以较好的区分物性储层，由此可以看出，在本区块次生孔隙度、总孔隙度的重要性。图2　声波孔隙度、总孔隙度与次生孔隙度交会图3.2　产能预测方程

研究证实，次生孔隙度、孔隙结构系数、总孔隙度与压裂后试油产液量都存在一定的相关性。

从图3上可以看出次生孔隙度与压裂后的产液量有较好的正比线性关系。由此奠定了产能预测的基础。最终确定了如下的储层压后产能预测方程：i2t

Q=A×φ+B×R+C×φ +Dii

Q=Q×H图3　次生孔隙度—总孔隙度—压后产液量关系图式中　A、B、C、D——区域常数；i

　H——第i层储层厚度，m；i

　Q——第i层压裂后单位米产液量，t/d；

　Q——预测产液量，t。

上式中R项主要反映了储层固原渗流能力，同时也是压裂改造后t储层产能的重要基础；φ项是储层原始状态和压裂改造后供油能力的2综合反映；φ则主要代表着压裂改造后才对产能做贡献的孔隙部分。

利用10口井测井和试油资料统计回归得到了A区产能预测公式中的各项系数，复相关系数为0.88。4　应用效果

利用研究得到的产能方程，对A区的11口井的70层进行了压后产能预测，其中9口井60层已有试油验证，见表1，除 A41井的38号层预测结果与压后产量差别较大外，其余各层均符合较好。

应用实例：图4为X井处理成果图，从图上可以看出41～46号储层段，自然电位负异常幅度较小，自然伽马为齿状，声波时差数值低，计算的声波孔隙度小于10％，用声波孔隙度计算的含油饱和度较低，反映储层物性、含油性均差，41号、42号、44号、45号层原解释为差油层，其次生孔隙度比较大，在2%～4％之间，用总孔隙度计算的含油饱和度2达到油层标准。这几层计算的压裂后产液量平均为3t/（d· m），41号层底部较高，达4t/（d·m），预测41号、42号、44号、45号层压裂后产液量为45.7t/d左右。后41号、42号、44号、45号层试油，压裂后，产量较高，日产油45.7t，处理结果与试油结果基本一致。表1　预测压后产量与实际产量对比表图4　X井处理成果图5　结束语

本文对于低孔低渗的碎屑岩储层，进行了压裂改造后的产能预测，首次引入次生孔隙度、孔隙结构系数、总孔隙度三参数，并通过大量资料回归出区域性较强的压后产能方程，得到了较好的应用效果，这种方法适用于具体区块的快速产能预测。其参数易求、方法简单。同时在储层物性的认识及低孔低渗储层压裂方案的确定方面起到指导作用。

由于储层的产量受影响因素较多，对于较广泛区域应用及区分油水产量方面还需要进一步研究。参考文献

[1] O.赛拉. 测井资料地质解释[M]. 北京：石油工业出版社,1992.

[2]方少仙,等. 石油天然气储层地质学[M]. 东营：石油大学出版社,2002.

[3] 吴元燕. 油矿地质学[M].北京：石油工业出版社, 1990.

EILog-05测井成套装备在华北油田的应用

摘要：本文从测井时效、井眼适应能力、资料质量、解释精度、试油验证五个方面，总结分析EILog-05成套装备在华北油田地质条件下的应用效果。对比表明，EILog-05成套装备仪器性能稳定，测井时效高，井眼适应能力强，测井资料重复性、与不同系列同类仪器资料一致性均达到行业标准，资料品质高，能够满足华北油田各类储层评价要求，解释精度高，油气层识别准确率达到油田公司质量指标。

关键词：EILog-05 快速与成像测井系统　应用效果　测井时效　解释精度　资料一致性引　言

快速与成像测井系统EILog-05是中国石油测井有限公司自主研制开发的新一代测井成套装备，其系统整体性能达到了目前在用的最先进的国际同类仪器的水平。近年来，随着华北油田勘探程度的不断提高，发现断鼻、断块等构造油气藏的难度越来越大，而地层、岩性等隐蔽油气藏已成为深化勘探的主要目标。测井工作者的当务之急是为日益复杂化的勘探开发对象提供先进的信息采集技术，为各类复杂油气藏的识别与评价提供更可靠的测井资料。新的测井成套装备EILog-05为测井解释技术的发展带来了新的机遇。

华北事业部自2006年4月引入第一套EILog-05成套装备至今，在事业部的精心组织、华北油田公司及采油厂各级领导的关心与大力支持下，经过了验收和采集对比两个阶段，EILog-05测井成套装备在华北油田顺利投产，获得用户高度评价。1　EILog-05快速与成像测井系统简介1.1　系统特点

地面采集平台采用后台与前端分布式系统设计，实现网络化数据交换，增强系统的扩充性和兼容性；提供井场实时测井资料快速解释与地层评价软件，有助于提高测井时效和下步作业方案决策；井下仪器通过功能组合化、线路集成化、结构模块化，缩短仪器串长度，显著提高测井时效和仪器可靠性；双侧向、补偿声波等测井仪器的纵向分辨率提高到0.4m，使地层评价对象基本一致，提高薄层识别能力。1.2　系统构成

EILog-05测井成套装备由综合化地面仪器、集成化常规组合测井仪、国产化成像测井仪及测井综合应用平台LEAD2.0四部分组成。2　EILog-05测井成套装备在华北油田的应用

华北事业部自2006年4月引入第一套EILog-05成套装备至今，从验收投产到全面推广应用，历经近5年时间，经历了各种复杂情况的考验，完全能够完成完井全套测井任务、井壁取心和水平井测井作业。

截至2010年12月31日，EIlog-05测井成套装备在华北油田共测井2984井次，其中完井1147井次；声放磁测井970井次；井壁取心726井次。共测曲线18266条,优等曲线17901条,资料合格率100%，资料优质率98.0%；井壁取心实际取心35723颗,取心收获率92.96% 。

截至2010年12月31日，EILog-05测井成套装备在华北油田施工的完井中，已有675口井实施试油，综合油气层解释识别准确率91.5%。2.1　测井时效

EILog-05测井成套装备井下仪器组合方便，完成一口裸眼完井测井任务，只需要下井两次（主串、辅助串各一次）即可取全取准常规系列17条测井曲线(三电阻率、三孔隙度、自然伽马、双井径、连斜、自然电位、4m电极、2.5m电极、0.4m电极)，一口裸眼开发井,EILog-05平均测井时效6～8h，国产小数控平均测井时效12～14h，测井的效率提高二倍。与不同系列对比得出，EILog-05测井时效明显高于其他测井系列。

实例1：MAx2井，在该井同时进行Eclips 5700与EILog系列测井。系列对比情况为：（1）对比内容。侧向测井、微球测井、补偿声波测井、补偿中子测井、补偿密度测井、井径测井、连斜测井、自然伽马测井、自然电位测井；（2）对比井段。2500～3400m；（3）测井时效。Eclips 5700测井时效30h；（4）EILog测井时效13h，时效明显高于Eclips 5700。

实例2：MBx1井，在该井同时进行CSU和EILog系列测井。系列对比情况为：（1）对比内容。侧向测井、微球测井、补偿声波测井、补偿中子测井、补偿密度测井、自然伽马测井、自然电位测井；（2）对比井段。2650～2960m。（3）测井时效。CSU测井时效25h；（4）EILog测井时效8h，时效明显高于CSU。2.2　复杂工矿条件适应能力2.2.1　复杂井况条件适应能力对比

选择井眼环境较复杂的两口井做不同系列一致性对比（N69x井、M50井）。其中N69x井斜度大井况复杂，最大的井斜（31.8°），水平位移（472m）,仪器在井中遇阻遇卡比较严重。该井测量井段2750～3623m（873m），经统计，CLS 3700系列感应遇卡17处，累计厚度106.4m；EILog-05测井成套装备感应测井遇卡5处，累计厚度10.8m；Eclips 5700测井系列阵列感应测井遇卡1处，厚度4.0m不同系列（EILog-05、Eclips 5700、CLS 3700）对比结果表明，EILog-05仪器测井基本正常，资料品质优于CLS 3700，仪器井眼适应能力强。CLS 3700仪器遇卡严重，适应井眼能力弱，如图1所示。图1　井眼影响因素评价对比图2.2.2　高温高压适应能力

EILog-05测井系列在华北地区C3井沙河街组进行了双感应—八侧向、自然伽马、补偿声波、补偿密度、补偿中子项目测井，井深34090m，钻井液密度1.41g/cm，最大井底温度152℃，最大泥浆柱压力55.5MPa。3865～3917m井段三孔隙度M、N交会图校正量很小（AAC＝5，ACNL=-3，ADEN=-0.02），说明孔隙度测井质量是合格的，4050m含砾砂岩（箭头标注处）双感应—八侧向测井电阻率幅度和径向特征也是正常的，说明EILog-05测井系列具有较好的抗高温高压能力，如图2所示。图2　高温高压适应能力评价对比图2.3　资料质量

成套装备主串和辅助串仪器测量性能稳定，仪器自身重复性、与不同系列同类仪器的一致性均达到行业标准上限要求。整体测井资料质量达到行业标准上限要求。2.3.1　资料重复性

EILog-05测井成套装备主串、辅助串仪器重复性好，重复曲线与主曲线形状相同，重复量值相对误差符合行业质量标准，如图3所示。图3　EILog-05 仪器重复性对比图2.3.2　不同编号两支仪器资料一致性

EILog-05测井成套装备不同编号两支仪器的曲线形态相同，数值吻合，一致性好，如图4所示。图4　EILog-05测井成套装备不同编号仪器一致性对比图2.3.3　不同系列同类仪器资料一致性

EILog-05测井成套装备与Eclips 5700系列常规资料对比一致性好。其中自然伽马曲线与Eclips 5700资料砂泥岩数值吻合，分层能力相当；补偿声波曲线与Eclips 5700资料一致性很好，砂岩、泥岩数值完全一致，对薄层分辨率高；补偿中子、补偿密度曲线与Eclips 5700资料有较好的一致性，对地层的垂直分辨率较高；EILog-05测井成套装备的X、Y双井径灵敏度较高，更能反映井眼变化情况；双侧向测井、微球形聚焦测井与Eclips 5700资料比较曲线形态和曲线数值相同，一致性好。薄层处EILog-05双侧向测井、微球形聚焦测井垂直分辨率高于Eclips 5700，如图5所示。图5　EILog-05与Eclips 5700资料一致性对比图2.4　解释精度评价2.4.1　环境校正

EILog-05测井成套装备中LEAD2.0综合解释平台具有独立的环境校正程序，能够对全井段所有地层或分井段各地层的测井曲线进行环境因素影响校正。校正为可视化界面，用户只需按照井的实际情况，填入参数即可校正，方法简单、迅速而有效。为检验LEAD平台环境校正程序的有效性，专门做了与FORWARD平台环境校正程序的对比分析，结果表明，LEAD平台环境校正程序对各测井曲线的环境校正效果更好，更有利于提高解释精度。

图6a为FORWARD环境校正程序处理成果，自然伽马测井数据分别在仪器居中（第2道）或偏心时（第3道）的环境结果与原始曲线的对比。其中，实线为原始自然伽马曲线，虚线为校正后的自然伽马曲线。从图中看出校正后的曲线大部分都小于原始曲线，与图版的校正结果不一致。图6b为LEAD2.0环境校正程序处理成果，第2道为92mm仪器居中情况，第3道为92mm仪器偏心情况。图中实线为原始自然伽马曲线，虚线为校正后的自然伽马曲线，与阿持拉斯图版符合。图6　FORWARD与LEAD环境校正对比图（GR）2.4.2　解释精度

N69x井采用多种测井系列测井(EILog-05、Eclips 5700、CLS 3700),应用LEAD2.0综合解释平台进行各项处理解释。分别采用本系列感应、补偿声波、补偿中子、补偿密度、自然伽马曲线，选取同一套处理解释参数，得到各自处理成果。EILog-05处理成果，孔隙度、渗透率符合地区规律，饱和度符合油气、水层特征，第15号层解释为油层，含油饱和度达到油层标准（解释15号层，岩心分析孔隙度-3220.3%，岩心分析渗透率74×10μm）。三系列孔隙度、渗透率、饱和度成果参数对比结果表明，EILog-05处理成果，更接近于岩心分析资料和Eclips 5700处理成果，如图7、表1、表2所示。图7　N69x井不同系列解释成果对比图表1　N69x井不同系列测井响应值对比表表2　N69x井不同系列解释成果参数对比表2.5　油气层识别准确率

截至2010年12月31日，EILog-05测井成套装备在华北油田施工的完井中，已有675口井实施试油，试油总层数2424层，符合层数2218层，不符合层数203层，综合油气层解释识别准确率91.5%，探井油气层识别准确率84.06%，开发井油气层识别准确率92.71%。

实例1：LA井古近—新近系沙河街砂一段储层，解释69、70号层（3247～3254.8m） ，声波时差为256μs/m、250μs/m，深感应电阻率为10Ω·m、11Ω·m，孔隙度为16.8%、14.5%。与水层比较，物性好，电性高，双感应—八侧向测井曲线呈明显正差异，综合测井资料将第69、70号层解释为油层，并建议试油。目前已试油出油。69、70号层合试，日产油12.65t，累计油52.12t，水不足井容，试油结果为油层，与解释结论完全符合，如图8所示。图8　LA井解释成果图

实例2：LB井新近系明化镇组储层，测井解释6号层（1266～1269m），声波时差为360μs/m，深感应测井电阻率为16Ω·m，孔隙度为28.5%。与水层比较，物性好，电性高，双感应—八侧向测井曲线呈明显正差异，综合解释为油层，并建议试油。 目前已试油出油，6号层单试，日产油19.43t，累计油34.74t，试油结果为油层，与解释结论完全符合，如图9所示。图9　LB井解释成果图3　结　论

通过EILog-05测井成套装备近五年来，在华北油田近三千井次的测井资料对比应用分析，得出以下结论：EILog-05测井成套装备能够完成砂泥岩剖面和碳酸盐岩剖面的完井测井、声放磁测井和井壁取心任务；EILog-05测井成套装备一次成功率高，主串和辅助串仪器测量性能稳定，仪器自身重复性、与同类仪器的一致性均达到行业标准上限要求。整体测井资料质量达到行业标准要求，部分资料优于Eclips 5700系列；实现了常规全系列两趟组合下井，测井时效明显高于其他测井系列；常规测井资料能够满足渤海湾盆地各油田勘探开发的储层评价要求，测井解释精度高，解释识别准确率达到油田公司质量指标；EILog-05测井成套装备适应井眼能力强，耐高温高压性能好，能够满足大斜度井、水平井的测井要求。

EILog-05测井成套装备常规测井系列华北油田应用优势明显，以上结论已得到华北油田公司的认可，目前EILog-05测井成套装备已经成为中油测井华北事业部在华北油田、二连油田服务的主打设备，并列入华北油田公司测井系列优选方案。参考文献

[1] EILog-05测井成套装备用户手册（上、下）.西安：中油测井有限公司技术中心，2006.

[2] EILog-05测井成套装备培训资料.西安：中油测井有限公司技术中心,2006.

EILog测井成套装备资料质量控制

摘要： EIlog测井成套装备已经在华北事业部全面投入生产。随着新仪器全面投产,由其所带来的相关问题逐渐呈现。在验收EILog测井资料时，常常会遇到一些异常曲线。异常曲线需要被特别关注，在现场必须排除异常或者能够对异常做出合理的解释，才能作为合格的资料予以验收。通过分析在不同测井环境中仪器的响应特性，总结归纳出曲线异常产生的原因，以期建立适用于EILog测井原始资料室内验收的处理方法，希望作为现场操作人员和验收人员提供参考和帮助。

关键词：EILog测井成套装备　原始异常曲线　质量　标准　提供帮助引　言

2007年，华北事业部开始由数控测井设备实现逐步向EILog测井成套装备的更新换代，目前EILog测井成套装备已经在华北事业部全面推广应用。主要分布在冀中、冀东、陕北、苏里格、二连及海南地区，其作业项目包括常规完井测井、固井质量测井、井壁取心、电缆射孔和油管传输射孔，作业能力已扩展到钻具水平传输测井，一次取全所有测井资料。

进入2010年，EILog测井成套装备在华北事业部平稳运行已经三年。EILog测井成套装备取得的资料总体上质量较好，达到了CLS 3700水准，个别项目如补偿声波、岩性密度等曲线，资料水平明显超过CLS 3700，接近Eclips 5700水准。但在实际工作中，随着新仪器全面投产,由其所带来的相关问题逐渐呈现：下井仪器的耐温耐压性能不足，仪器元器件的稳定性及仪器抗震性都需要进一步提高；现场操作人员对于新装备操作的熟练程度不一，操作软件版本繁多；新人员对于测井资料的认识不全面。因此，在验收EILog测井资料时，常常会遇到一些异常曲线。异常曲线需要被特别关注，在现场必须排除异常或者能够对异常做出合理的解释，才能作为合格的资料予以验收。

为了尽可能减少资料质量发生的问题，解释中心室内质检组开展了EILog测井原始曲线质量控制的分析工作。搜集整理了近年来冀中探区EILog测井异常曲线及相关地质、钻井信息资料，逐项进行归类。分析在不同测井环境中仪器的响应特性，总结归纳出曲线异常产生的原因，以期建立适用于EILog测井原始资料室内验收的处理方法，希望能为现场操作人员和验收人员提供参考和帮助。

截至2010年12月25日，EILog测井成套装备工作量完成情况见表1。

从表1中可以看到近三年EILog原始曲线合格率100%，优等率97.25 %。只有对降级曲线进行分类分析，才能查找出EILog测井成套装备下井仪器的不足，促进相关仪器性能指标的完善,取全取准优质资料。表1　 EILog测井成套装备工作量统计表

图1中显示微电极曲线质量占整个降级曲线的比例最高，其次是双感应—八侧向测井、自然电位和电极系曲线。下面将对降级曲线逐项进行分类分析。图1　降级曲线统计直方图1　微电极曲线质量问题

微电极测井实际上是把电极贴靠井壁测量的一种视电阻率测井方法。它使用的是电极距只有几厘米的电极距，比普通电极系的电极距小得多。其主要特点有：（1）由于其电极距很小，测井时仪器紧贴井壁，故不受围岩、高阻邻层和钻井液等因素的影响，电阻率高低反映清楚，岩性变化反映明显。（2）由于微梯度和微电位探测深度不同，一个受泥饼影响较大，一个受冲洗带影响较大。在有侵入的情况下，微电位所测视电阻率与微梯度所测视电阻率不同，因而两曲线重叠在渗透层处一般会出现幅度差异。

微电极曲线的主要用途是判断岩性和划分渗透层。影响微电极测井的主要因素有厚度适中的泥饼、合适的钻井液电阻率。

截至2010年12月1日，EILog仪器测量的微电极曲线质量问题突出。排除工程原因对测井的影响，主要表现在微电极曲线不能有效区分储层上面。通过大量对比分析，砂岩储层处出现无差异或负差异的情况占了很大一部分比例。这种情况可以细分为两种：一种是在储层处曲线低值无差异或负差异，一种是储层处曲线高值无差异或负差异。

实例1：冀中地区淀34井，2008年4月17日测井。钻井液电阻率：2.01Ω·m/18℃，钻头尺寸：244mm，最大井斜：5.0°，最大井斜角深度:3010.40m。微电极电子线路短节:设备号0108。

实例2：冀中地区强26-8x井，2008年1月21日测井。钻井液电阻率：1.88Ω·m/18℃，钻头尺寸：216mm，最大井斜：17.2°，最大井斜角深度:2593.70m。微电极电子线路短节:设备号0106。

原因分析：开始分析认为微电极曲线差异小、无差异或者负差异有可能是井斜造成的。即当井身倾斜到一定角度时，微电极极板难以紧贴井壁，测井曲线可能出现较多异常。但通过生产过程中的不断反馈，一些最大井斜角度小于20°的井中也出现了这种现象（图2、图3）。图2　淀34井渗透层微电极曲线负差异典型曲线图图3　强26-8x井渗透层微电极曲线高值无差异典型曲线图

通过跟踪维修记录，最终发现微电极仪器维修都是因为微电极极板及井径机械臂磨损、绝缘差的原因。进而通过与各项目部操作、仪修工程师就微电极测井环境和曲线反应异常的相关信息展开讨论分析认为，微电极测井曲线形态异常是由于仪器自身状况造成的。（1）微电极极板易磨损（测量3～4口井就得更换极板），极板内的各种线路不同程度损坏，造成极板绝缘性能差，因而得到的测井曲线异常。（2）微电极推靠器的供电控制电路位于连斜短节内，在推靠器不能完成收拢断电的情况下，增大的阻力使得电机供电电流升高，容易引起供电继电器被烧毁，使仪器推靠困难，不能完全达到紧贴井壁测量,造成测井曲线纵向分辨率差，数值偏低。（3）机械推靠器的运动部件较多，大都暴露在钻井液中，工作环境恶劣，使用一段时间后一些部件就会磨损变形，影响仪器的正常收张。

以上这些方面都是影响微电极曲线质量的重要因素。建议操作人员及时检查、保养、维修仪器，稳定仪器性能指标，做到不带病弱仪器上井工作，以保证微电极原始测井曲线的品质。2　双感应—八侧向测井曲线质量问题

双感应—八侧向测井是在冀中地区长期勘探开发中总结出来的适用于该地区的常规测井系列之一。其优点是受高阻邻层影响小，对低电阻率地层反应灵敏。双感应—八侧向测井和声波时差测井曲线结合，可以定性判断储层性质。因此，良好的原始测井曲线质量是解释品质的保证。

在EILog测井成套装备正式投产的一年里，双感应—八侧向测井曲线质量问题在感应测井曲线和侧向测井曲线都出现过，引起曲线异常的原因有很多，反映感应测井曲线数值异常的问题比较集中。2.1　储层处电阻率大于20Ω·m，曲线呈负差异显示

海南、冀中地区都出现了在明显油气层处曲线呈负差异（RLL8＞RILM＞RILD）的现象,这种现象在双感应—八侧向测井曲线质量问题中很突出。以下将对测井实例进行分析：

实例：冀中地区间215x井，2008年9月20日。钻井液电阻率32.76Ω·m/18℃，钻井液密度1.20g/cm，黏度45mPa·s。双感应—八侧向测井电子线路短节设备号0110。（1）原因分析。冀中地区某区块间215x井原始资料验收过程中发现在主力油层处，一旦电阻率大于20Ω·m，双感应—八侧向测井曲线便呈现负差异的现象（图4），与地区特征不符。由于小队在现场没有更换仪器进行证实测井，不能提供更多的相关信息证明所测资料质量，故予以这三条曲线降级处理。而后，在接下来的测井施工中，该区块3口井的主力油层段均出现了感应测井曲线负差异现象，相互对应。这4口井为3个测井小队3支仪器测量的。这种现象在冀中地区是孤立现象，怀疑是仪器自身性能原因造成的这种结果。经了解，海南地区的解释人员也反映经过试油、投产结果验证为纯油气层的双感应—八侧向测井曲线呈现负差异现象，是普遍现象。图4　间215x井油层处双感应—八侧向测井曲线负差异典型曲线图（2）从仪器刻度原理分析。EILog测井成套装备中对双感应—八侧向测井仪器的刻度是个非线性关系。对于高阻、中高阻油层，深感应测井的线性范围达不到要求，因而造成测井曲线异常现象。仪器工程师提供的应对办法是:当双感应—八侧向测井曲线在高阻渗透层处出现负差异时，应该把深（中）感应测井的相位调节在2mV（7mV），误差为±2mV；深感应高值偏低时，应该把深感应测井内刻调节在500mV，误差为±25mV。2.2　八侧向测井曲线数值异常

实例：冀中地区强49平1井，2008年8月15日测井。钻井液电阻3率：2.3Ω·m/18℃，钻井液密度：1.18g/cm，黏度：52mPa·s。双感应—八侧向测井电子线路短节:设备号0086。

原因分析：该井全井段内（包括垂直井段和水平井段）八侧向测井曲线数值偏低，不符合地区规律。该区块共完井6口，6口井的地层对比关系清楚，且所有邻井的双感应—八侧向测井曲线都能够正确反映地层侵入特征。只有这口井例外。查看该仪器的各项刻度数值正常，没有发现质检人员怀疑的八侧向测井仪器刻度超误差现象（图5）。由于测井小队在现场没有更换仪器进行证实测井，不能提供更多相关信息证明所测资料的质量，故对八侧向测井曲线予以降级录用。图5　强49平1井八侧向测井曲线数值低典型曲线图（垂直井段）

跟踪ERP维修记录发现这只仪器的八侧向测井电极系在测井后进行了维修。仪修人员反馈该测井小队的八侧向测井电极系存在绝缘不好的问题，造成测井过程中发生漏电现象，因此八侧向测井曲线数值偏低。2.3　感应测井曲线出现跳尖

在双感应—八侧向测井曲线降级原因里，中、深感应测井曲线出现跳尖的比例最多。请看实例（图6）：图6　文古3井感应测井曲线跳尖典型曲线图

实例：冀中地区文古3井，2008年6月25日测井。钻井液电阻3率：0.68Ω·m/18℃，钻井液密度：1.30g/cm，黏度：62mPa·s 。双感应—八侧向测井电子线路短节:设备号0051。

原因分析：该井感应测井曲线多处出现跳尖。验收仪器刻度没有发现刻度超差现象。根据感应测井原理分析：钻井液电阻率特别低会导致感应测井仪器不能够对地层做出正常响应(因为仪器受到井内导电介质的影响)。经查看该井测井施工中同时记录的温度曲线和钻井液电阻率曲线，读出在井底4300m处温度为140℃左右，钻井液电阻率0.2Ω·m左右。

中国石油测井有限公司企业标准（Q/SY CJ 6001.1—2008）里对双感应—八侧向测井仪器工作环境的要求是：

工作温度：-20～+155℃。

测量地层范围：0.2～100Ω·m（钻井液电阻率大于0.1Ω·m）。

该井井底的测量环境已经接近企业标准里的上限，感应测井仪器性能能否达到测量条件，要看仪器硬件设备是否达标。经跟踪ERP维修记录，这只仪器送检原因是“中感应测井曲线跳”，仪修解决结果是“更换中感应信号放大电路板的QQ11128，QQ11127,QQ11129后仪器正常，待上井试验”。而后跟踪这只仪器测量的三口完井资料，测井资料评级全部为优等。因此可以判断：由于元器件的温度性能差，致使仪器的稳定性差，曲线出现跳尖。

通过以上对双感应—八侧向测井曲线质量的分析，可以看出，很大一部分降级曲线都是由于仪器自身性能不稳定造成的。这就要求测井操作人员及时检查、保养、维修仪器，稳定仪器性能指标，做到不带病弱仪器上井工作，以保证所测曲线的合理性。并要求操作人员提高对测井曲线的认识，做到把问题解决在现场，争取测井工作的主动性。3　自然电位曲线质量问题

2008年冀中地区西柳10断块高43井区测井作业中，相邻井位在相同地层中连续出现自然电位曲线超差问题，连续2口井上井证实自然电位曲线，5口井自然电位曲线降级录用。降级原因都是因为“井底基线不稳”，即在井底约三四百米井段自然电位曲线变化异常，越往地面测，曲线形态越趋于正常。同一区块不同测井队测量出现相同的曲线问题，当时让人百思不解。实例：冀中地区西柳10-120x井，2008年9月15日测井，钻井液电阻率:2.24Ω·m/18℃。图7a中自然电位曲线基线偏移,井底约150m渗透层对应关系差；图7b是与图7a测井时间间隔24小时后证实的自然电位曲线,也存在基线偏移现象,但干扰情况已经改善，且曲线间对应趋势存在。两次测井方式均为上测，只是地面电极的摆放位置不同。这是一套油页岩层作为盖层的地层，油页岩下部有近25m的砂泥岩交互层，油页岩地层的电阻率曲线形态和数值与下部砂泥岩沉积的地层有明显差别，从电阻率曲线上能够明显将这两种地层识别开。而后在这个区块连续4口井的自然电位曲线都在相同地层出现相同问题。图7　西柳10-120x井自然电位曲线基线偏移典型曲线图

从测井原理分析：自然电位曲线是由一个地面电极和一个沿井身移动的井下电极测量出来的，可以不供电测量。测量方式很简单。测井仪器分别是一个铅块做地面电极，一个缠了铁丝的铁环作为井下电极，仪器原理也很简单，不会出现因为仪器性能影响测井曲线质量的问题。最初怀疑曲线基线不稳是因为采油井作业影响。后经了解得知该区块还未开发，因此，排除了该影响因素。然后考虑是因为这些井是受附近电厂的干扰，但这个假设也不成立，因为地面电厂供电设备对曲线的干扰影响不了井深约的3000m地层。通过对测井现场勘察（了解电厂位置、各井间隔距离、天气情况影响），测井过程监控（地面电极摆放位置、测井速度、测后校验），最终怀疑是井底钻井液循环不畅造成的自然电位曲线异常。

通过华北油田公司、华北油田钻井公司和华北事业部三家合作，在这个区块试验了两口井：即测井队施工作业中发现自然电位曲线异常——钻井队充分循环钻井液——测井队再次施工测量。试验结果表明，曲线质量得到了有效控制。如图8所示。曲线从下至上分别是：2.5m梯度、CLS 3700仪器所测自然电位（第一次测量）、EILog仪器所测自然电位(第二次测量)、钻井液循环后EILog仪器所测自然电位曲线（第三次测量）可以看到，经过钻井液循环后测得的曲线质量得到明显改善。

实例：冀中地区西柳10-102x井（图8），2008年11月4号测井。图8　西柳10-102x井自然电位多次测量典型曲线图

通过以上分析，可以知道，在自然电位测井过程中的一些影响因素对曲线质量产生的干扰，如地面电极的接触问题（即地面电极摆放位置对测井结果的影响）、井底钻井液循环时间的问题、井内温度影响——在曲线上产生的“温漂”现象等问题。这就要求测井操作人员了解施工井的钻井液性质及工程作业中的特殊情况及相关信息。这些可以给现场操作人员提供更多的思路，一旦在测井过程中发现所测

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