海相地层系列测井地质及工程应用技术

倾角测井的应用是早期仅通过井间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展，初步显示了其在识别和分析复杂构造体(如推覆体和高陡构造)方面的作用和优势。因为通过井间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带来了很多推断和不确定性。倾角测井的每个矢量点都是钻孔测量范围内该点处地层产状的精确描述。从嵌套关系分析可知，井眼中不同深度点的矢量等价于构造不同部位的矢量。通过嵌套关系将各部分向量集中在岩石结构面上，可以恢复岩层的结构形状。近年来，日益成熟的倾角测井和成像测井可以直接分辨岩层的结构面。通过分析单井构造层的产状变化，可以分析确定一口井所遇到的构造特征。这为解释海洋复杂构造提供了重要的分析思路和有效途径。

(1)利用倾角测井查明桩西潜山内部结构。

利用倾角测井识别和分析复杂构造体的一个典型例子是，1984在济阳坳陷桩西碳酸盐岩潜山油藏发现并证实了逆掩断层斜卧褶皱(“S”形)构造，更新了人们对桩西潜山油藏构造的整体认识，在构造研究和油田勘探方面取得了突破。

在桩古13井完井前，桩西碳酸盐岩潜山油田一直被认为是一个被南、西两条大断层夹在中间，内部被几条正断层切割并向东北淹没的单面山地。从地面露头和同一凹陷义和庄油田的钻井资料来看，该下古生界海相碳酸盐岩地层的沉积厚度相对稳定。然而，在已钻的桩古3井、桩古6井、桩古11井中，发现该地层大大超过了正常的沉积厚度。如庄古6井，寒武系张夏组鲕状灰岩厚度达728米，是正常沉积厚度的3.5倍。然而，由于区域地质传统的限制，人们未能得出逆掩断层存在的结论。直到庄古13井钻遇高分辨率倾角测井，才发现“S”型构造的存在(左图3-158)。经过多口井的倾角测井应用，进一步更新了潜山油田的储层结构模型，确定了内部结构形态，见图3-158右侧剖面图。这个问题在很多书和论文中都有阐述，这里不再赘述。

图3-158利用倾角测井了解桩西潜山内部结构

(2)利用倾角测井识别高陡构造。

丰(地)1井是江汉油田在中扬子地区钻探的一口联合探井，具有深远的勘探意义。设计目的层震旦系灯影组底界1134m，但实际钻井深度2435m(垂深2172m)，仍未见震旦系。通过地层倾角和常规测井资料综合分析，认为钻孔穿越了上覆地层的高陡构造带，导致钻头沿高陡构造下降(见图3-159标记的钻井轨迹)。因此，如果继续沿着旧井眼钻井，我们无法满足设计目标层，因此我们需要设计一个新的井眼进行侧钻。通过对地层倾角各矢量特征和地层对比的细致研究，推导出井旁构造上覆地层的横向变化模式，设计新的井眼轨迹和侧钻点，并根据新轨迹预测每套上覆地层厚度和目的层厚度。侧钻后成功避免了高陡构造带一套地层的重复穿越，实钻与预测结果完全一致。

(3)复杂结构的识别和描述

随着微电阻率成像测井技术的引入，具有纵横向分辨率高、可视化程度高、人工交互性强的特点，进一步提高了识别和研究复杂构造体的便利性和有效性。可以获得直观的层位，仔细分析各种地层的断层和复杂构造的产状、接触关系、特征，优化地质构造测井研究的整体效果。最近，沾化凹陷古古斜25井和博古1井成像测井发现了两排S形构造。以古古斜25井为例，分析了其主要特征。

古古斜25井古生界地层由奥陶系和寒武系碳酸盐岩地层组成。成像测井解释结果表明，地层产状明显分为四段，在自然伽马曲线上发现三段地层重复。

根据成像资料发育的断层带和倾角样式的构造识别和地层对比，发现该井主要有7条有影响的断层。根据地层对称重复相位倾斜样式的组合分析，认为整个构造为“S”形，由倒转的背斜和向斜组成，但被同时形成的断层复杂化。

在“S”形(倒转背斜)上部，凤山组、长山组、孤山组和张夏组近似对称重复，对称轴在张夏组内部2280m附近，在2170 ~ 2363 m处可见挤压引起的高电阻率，诱发裂缝非常发育。轴部地层较陡，轴部地层附近发育扭滑逆断层，使得张夏组地层部分重复。同时可以看出，上翼由于断层缺失长山组地层，下翼由于断层缺失叶莉组-梁家山组地层。

图3-159峰(地)1井倾角测井构造分析图

在“S”形(倒转向斜)的下部，可以看到下马家沟组、凤山组、长山组、孤山组和张夏组大致对称。对称轴在下马家沟组内部2650m附近，2570 ~ 2789m也可见挤压引起的高电阻率，且诱发裂缝非常发育，轴向地层相对缓慢。上翼陡峭，下翼缓慢，呈不对称的平卧褶皱。同时可以看出，由于断层发育，上、下翼缺失叶莉组-亮甲山组(图3-160)。

按照这种解释模式，必然会出现三次地层重复，上、下地层呈正序对称重复，中段与上、下段呈逆序对称重复。然而，这种反演现象在地震剖面上并不明显。该井成像测井资料解释揭示了孤岛潜山地质构造内幕。

3.4.4.2地应力分析

地应力研究是油气地质工程中的一项重要工作。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，估算最大和最小主应力值。一般可通过多种方法确定，如双(多)井径测井和成像测井显示的井眼应力崩落或重泥浆压裂的发生，偶极横波成像测井显示的快慢横波分析等。

用(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和1 #极板的方位曲线，分析井径扩大方向，确定该井区目前最大水平主应力方向。其原理是由于定向地应力集中在井壁附近，使井壁应力增大，产生强大的剪切力，导致井壁在某一方向坍塌，从而形成井眼扩大。钻孔扩张方向垂直于当前最大水平主应力。

图3-160顾颉25井穿越构造分析

(2)利用钻孔诱发裂缝确定地应力方向

图3-161通过钻孔诱发裂缝确定地应力方向

钻井过程中，由于钻具、地应力和高压钻井液的相互作用，沿最大水平主应力方向产生挤压力。当挤压压力超过岩石的破裂压力时，就会形成钻井诱发裂缝，这在微电阻率成像测井图像中有所反映。因此，钻井诱发裂缝的方向可以指示井区附近当前最大水平主应力的方向(附图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，张开裂缝(天然高导裂缝)的走向一般指示井区附近现今最大水平主应力的方向，而充填裂缝的走向可能反映古应力的方向。

(4)用正交偶极声波确定现今应力方向。

快横波的方位是最大主应力的方向。

3.4.4.3沉积环境分析

测井沉积学是近年来发展起来的一门新兴边缘学科。它是一种以测井资料为基础，以油区沉积学研究为覆盖，与其他学科和技术紧密结合，评价油气藏沉积相的多井测井评价技术。

早期的测井沉积学研究主要集中在常规测井资料上。随着倾角测井、成像测井和元素测井资料在沉积学研究领域的广泛应用，提高了地质目标的分析精度和分辨率。

以海相沉积为主的碳酸盐岩的沉积环境和结构与陆相砂岩和泥岩有很大不同。陆相砂泥岩剖面岩石相对简单，粒度和层理变化复杂，能反映沉积环境和沉积相的变化。而海相碳酸盐岩沉积、沉积矿物岩石和岩石结构是反映沉积环境的主要因素，而水流变化和沉积结构不如砂岩重要，因此沉积环境的物性也有较大差异，必然影响测井响应的差异。因此，利用碎屑岩相研究有效测井系列，如倾角测井、自然电位、自然伽马等意义有限。而应用能反映矿物成分变化的自然伽马能谱测井和元素俘获测井是分析碳酸盐岩沉积微相的重要工具，成像测井在描述和刻画碳酸盐岩和沉积构造方面将发挥极其重要的作用。此外，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沉积微相的变化有响应。测井对碳酸盐岩沉积微相的研究主要包括:①油气田关键井的选择和确定；(2)建立碳酸盐岩地质沉积微相模型；③地质沉积和测井响应特征的确定；④测井信息的环境校正和标准化；⑤测井信息与地质微相的对比分析；⑥利用多种数理统计方法建立测井沉积微相模型；⑦测井沉积微相划分、反馈验证和模型校正。

3.4.4.4海相地层烃源岩的测井识别与评价。

(1)烃源岩识别及有机质丰度评价

海相烃源岩主要包括有机质含量高的泥岩、页岩、泥灰岩和微晶灰岩，有机质含量高的细分散体系的吸附成为测井识别烃源岩的主要依据。可以根据反映烃源岩的各种测井系列进行定性识别，如常规密度、中子、声波、电阻率、自然伽马测井、自然伽马能谱、元素测井等。

生油岩有机质丰度测井评价的主要方法有:①利用生油岩密度和声波测井确定有机质含量；②利用源岩电阻率测井确定有机质含量；③利用源岩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测定精度。

(2)氧化环境的评价

(3)有机质丰度和成熟度的测井评价。

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，并提供有机质含量的连续剖面。

3.4.4.5计算岩石力学参数，分析井眼稳定性，预测压裂高度。

结合偶极横波测井(DSI、XMAC等。)结合密度测井，计算岩石力学参数如泊松比、杨氏模量、剪切模量和体积弹性模量，分析岩石力学性质，为区域钻井和油气藏改造设计提供重要依据。

(1)钻孔稳定性分析

根据测井实测计算的区域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。基于水力安全和机械稳定两个安全窗口(附图3-162)，计算选择了本地区和每口井的最佳钻井液密度，有效指导了钻井设计，包括不同井段的井身结构设计和泥浆密度设计。目的是在钻井过程中避免井塌、泥浆漏失和对油气层的损害，确保安全、稳定、高效钻井。这项工作已在多个油田得到应用，并取得了良好的效果。以下实例取自塔河油田沙66井和胜利油田柯胜1井。

塔河油田沙66井井壁稳定性分析。塔河油田奥陶系储层目的层埋藏深，钻井过程中要钻遇白垩系、三叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系等多套地层。岩性变化大，钻井难度大，设计的井身结构复杂，钻井周期长。沙66井是北部牧场1构造二高部位的一口探井。钻探的目的是揭示北牧场1号构造石炭系和奥陶系储层的含油气情况。该井钻于8月，1999，井深5710.0米

图3-162安全泥浆密度窗口

沙66井是塔河油田的一口重点井，首次利用偶极声波测井计算岩石力学参数，研究井壁稳定性。主要利用DSI测井资料获得的地层纵波和横波资料，结合体积密度测井计算岩石力学强度参数，估算地层破裂压力，分析井壁稳定性，选择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，从中可以看出:

A.S66井计算的最低安全泥浆密度线基本低于实际使用的泥浆密度，说明钻井泥浆密度在井塌安全线以内。

b .为了保护奥陶系储层，该井从5501.82米以下使用密度为1.01g/cm3的钻井液进行负压钻井，在5497 ~ 5503米井段，钻井泥浆密度接近最低安全泥浆密度。

图3-163沙66井井壁稳定分析图

C.计算出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，不会因泥浆过重而压开地层。

d .该井奥陶系安全钻井泥浆密度为1.05 ~ 1.21g/cm3。

钻井工程技术人员根据测井资料提供的初始破裂压力等岩石力学参数，综合分析上覆碎屑岩和碳酸盐岩地层，优化井身结构和钻井工艺参数。随着钻井技术的进步，钻井施工设计和施工方案的优化，塔河油田6000米左右的建井周期从原来的4到6个月缩短到现在的3个月。

2)柯胜1井未探明地层孔隙压力预测。柯胜1井是中国石油化工股份有限公司的一口重点科学探井，位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带现河庄构造。钻井的第一个目的是了解孔二段烃源岩的发育情况，评价其油气生成潜力。二是了解盐下构造的油气情况；三是积累深厚高压盐膏层和可塑软泥岩层钻井工程施工经验。该井于2007年4月4日钻成，钻成第二段水平井，钻井深度7026米，是目前我国东部地区最深的井。该井在2922 ~ 4150 m井段遇到沙河街组四段盐膏层时，由于地层复杂，地层压力变化较大，井眼非常严重。在钻井和起下钻过程中，经常发生堵塞、卡钻和井漏等事故，并进行了多次划眼。因此，当钻至4155m进行中间测井时，在2922 ~ 4155 m测量偶极声波(DSI ),在3600 ~ 4153 m测量套管VSP和声波扫描成像(MSIP)测井，希望通过VSP和MSIP测井资料预测待钻第一段和井眼第二段目的层的孔隙压力。

首先，利用高精度声波扫描成像(MSIP)测井数据标定VSP数据。结果表明，在已钻井段(2922 ~ 4155米)，MSIP、中子和密度测井资料计算的地层压力与VSP测井资料计算的地层压力基本一致。然后利用VSP测井资料预测4155 m以下待钻地层的孔隙压力，预测深度达到5700m·m，结果显示有两个高压带:4650m左右有一个高压层，压力梯度为1.5 ~ 1.75g/cm3；5245m左右存在高压层，压力梯度约为1.75g/cm3，与该井第一段以下地层钻前处于正常压力的观点不符。根据以上预测结果，设计并分段调整待钻地层的钻井液密度，确保钻井顺利进行。

图3-柯胜1+064井地层孔隙压力预测剖面图

柯胜1井钻至5370m时，为了进一步证明VSP预测结果的可靠性，在4153.18 ~ 5555 m裸眼段增加了偶极声波(DSI)测井，根据偶极声波测井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，46548。

(2)压裂高度预测

根据偶极子阵列声波测井资料提供的纵波、横波和斯通利波的定量衰减数据，结合地层各向异性和储层评价的综合结果，建立合理的解释模型，可以有效地预测低孔低渗目的层段的压力、压裂高度和方向。

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的含油气范围。该井于2000年7月18日钻遇奥陶系，井深5749.0米，完井测井除常规测井项目外，还增加了微电阻率(FMI)和偶极横波(XMAC)测井。由于塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层是一种特殊的岩溶缝洞型储层，储层非均质性强，储集空间多为缝洞型，储层横向连通性差。常规完井后，大部分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，密度和声波时差变化小，破裂压力变化小，几乎没有明显的压力屏障，压裂施工难度大，诱导缝延伸高度难以控制。因此，优化酸压井层段和预测压裂高度非常重要。

根据常规测井、成像测井和测井资料，该井奥陶系储层解释了6个开发层段。为了了解压裂前可能的压裂高度及其延伸方向，根据测井评价结果，选择了五个层进行压裂高度预测。现在，分析实施酸压裂的两个层:

第一层:5581.0~5600.0m ~ 5600.0m，厚度19.0m(图3-165)。从预测的压裂高度分析，只要打开地层，裂缝就会穿透5560 ~ 5635 m地层。如果射孔井段改为5586.2 ~ 5593.3米，由于该井段压裂值(74MPa)较小，上下地层会形成压力遮挡，阻止诱发裂缝延伸，产生良好的压裂效果。

图3-165 5581 ~ 5600m压裂高度预测图

图3-1665670 ~ 5682米压裂高度预测图

第二层:5670.0~5682.0m，厚度12.0m(图3-166)。该段破裂压力一般较低，下部低于上部。如图3-215所示，破裂压力较小，一旦压力增量超过200PSI(1.4MPa)，裂缝会向下延伸而不会向上。

效果分析:①2000年9月6日，钻开5670 ~ 5682m井段，进行酸压，然后进行抽汲、诱喷，8mm油嘴投产，日产230m3，含水50%。较高的含水量是由于挤压较低的水层造成的。②2006年3月5438+0，17，电缆射孔5561 ~ 5573m，5584~5594m，酸压5561.0~5579.0m ~ 5579.0m，5584.0~5593.5m，日产油258.9m3，本次酸压结果表明，第一次酸压产生的压裂③两次酸压效果证明，对裂缝延伸方向和规模的预测更加准确可靠。发现塔河油田岩石力学参数具有一定的规律性，该井酸压施工参数对邻井及本区酸压施工具有一定的参考价值和指导意义。