完井地质总结

第一篇：完井地质总结

第五章 完井地质总结

地质录井资料是认识地下岩层、构造、油气水层客观规律的第一性原始资料。所以，当一口井完井后，需要认真、系统地整理、分析和研究在钻井过程中所取得的各项资料（包括中途测试和各种分析化验资料），同时还要综合各项地球物理测井资料以及原钻机试油成果，对地下地质情况及油、气、水层做出评价性的判断，找出其规律，在各单项录井工作小结的基础上，对本井进行全面的地质工作总结，编制各种成果图，写出完井地质总结报告。

第一节 地质录井资料的整理

地质录井最根本的任务就是取全、取准直接或间接反映地下地质情况的各项数据、资料，及时、准确发现油、气、水层，预测钻进过程中可能会遇到的各种井下复杂情况。不同的井别地质任务不同，因而录取资料的要求也不同，但不管录取的是什么资料和数据，都要对各项原始录井资料进行整理，去粗取精，便于进一步深入研究。

一、岩芯录井综合图的编制

岩芯录井综合图是在岩芯录井草图的基础上综合其他资料编制而成。它是反映钻井取芯井段的岩性、含油性、电性、物性及其组合关系的一种综合图件，其编制内容和项目见图（岩芯录井综合图）。

由于地质、钻井工艺方面的各种因素影响（如岩性、取芯方法、取芯工艺、操作技术水平等），并非每次取芯的收获率都能达到百分之百，而往往是一段一段的，不连续的。为了真实地反映地下岩层的面貌，需要恢复岩芯的原来位置；又因岩芯录井是用钻具长度来计算井深，测井曲线则以井下电缆长度来计算井深。钻具和电缆在井下的伸缩系数不同，录井剖面与测井曲线之间在深度上就有出入，而油气层的解释深度和试油射孔的深度都是以测井电缆深度为准，所以要求录井井段的深度与测井深度相符合。因此在岩心资料的整理、编图过程中，就按岩电关系把岩心分配到与测井曲线相对应的部位中去，未取上岩心的井段，则依据岩屑、钻时等资料及测井资料来判断钻取岩心井段的地层在地下的实际面貌，如实地反映在综合图上，通常把这一项编制岩心录井图的工作叫做岩芯“归位”或“装图”。

（一）准备工作

准备岩芯描述记录本，1∶50或1∶100的岩芯录井草图和放大测井曲线。

编图前，应系统地复核岩芯录井草图，并与测井图对比。如有岩性定名与电性不符或岩芯倒乱时，需复查岩芯落实。

（二）编图原则

以筒为基础，以标志层控制，破碎岩石拉、压要合理，磨光面、破碎带可以拉开解释，破碎带及大套泥岩段可适当压缩，每lOOm岩芯压缩长度不得大于1.5m，碎屑岩、火成岩、碳酸盐岩类除在破碎带可适当压缩外，其他部位不得压缩，最大限度地做到岩性和电性相吻合，恢复油层和地层剖面。

（三）编图方法 1.校正井深

编图时，首先要找出钻具井深与测井井深之间的合理深度差值，并在编图时加以校正。为了准确地找出深度差值，使岩性和电性吻合，就要选择、统计编图标志层（岩性特殊、电性反映明显的层），同时地质人员要掌握各种岩层在测井曲线上的反映特征，见表（各种岩层在不同测井曲线上的响应特征表）。

一般将正式测井图（放大曲线）和岩芯草图比较，选用连根割芯、收获率高的岩芯中的相应标志层（如灰岩、灰质砂岩、厚层泥岩或油层、煤层或致密层的薄夹层等）的井深（即岩芯描述记录计算出的相应标志层深度--钻具深度）与测井图上的相应界面的井深相比较，并以测井深度为准，确定岩芯剖面的上移或下移值，若标志层的钻具深度比相对应的测井标志层小，那么岩芯剖面就应下移，反之，就上移，使相应层位岩性、电性完全符合。如右图，测井曲线解释标志层灰质砂岩的顶界面深度为1648.7m，比岩芯录井剖面的深度1648m要深0.7m，其差值为岩电深度误差，校正时要以测井深度为准，而把岩芯剖面下移0.7m。

如果岩芯收获率低，还需参考钻时曲线的变化，求出几个深度差值，然后求其平均值，这个平均值具有一定的代表性。如果取芯井段较长，则应分段求深度差值，不能全井平均或只求一个深度差值。间隔分段取芯时，允许各段有各段的上提下放值。深度差值一般随深度的增加而增加

2.取芯井段的标定

钻具井深与测井井深的合理深度差值找到以后，就可以标定取芯井段。取芯井段的标定应以测井深度为准。对一筒岩芯而言，该筒岩芯顶、底界的测井深度就是该筒岩芯顶、底界的钻具深度加上或减去合理深度差值。

3.绘制测井曲线

测井曲线是根据测井公司提供的1∶100标准测井放大曲线透绘而成，或者计算机直接读取测井曲线数据自动成图。手工透绘时要求曲线绘制均匀、圆滑、不变形，深度及幅度偏移不得超过0.5mm，计算机自动成图时数据至少8点／米。两次测井曲线接头处不必重复，以深度接头即可，但必须在备注栏内注明接图深度及测井日期。如果曲线横向比例尺有变化或基线移动时，也需在相应深度注明。

4.以筒为基础逐筒装图

岩芯剖面以粒度剖面格式按规定的岩性符号绘制，装图时以每筒岩芯作为装图的一个单元，余芯留空位置，套芯拉至上筒，岩芯位置不得超越本筒下界（校正后的筒界）。

5.标志层控制

先找出取芯井段内最上一个标志层归位，依次向上推画至取芯井段顶部，再依次向下画。如缺少标志层，则在取芯井段上、中、下各部位选择几段连续取芯收获率高的岩芯，结合其中特殊岩性落实在测井图上归位卡准，以本井的岩芯描述累计长度逐筒逐段装进剖面，达到岩电吻合。

6.合理拉、压

对于分层厚度（岩芯长度）大于解释厚度的泥质岩类，可视为由于岩芯取至地面，改变了在井下的原始状态而发生膨胀，可按比例压缩归位，达到测井曲线解释的厚度，并在压缩长度栏内注明压缩数值。对破碎岩芯的厚度丈量有误差时，可分析破碎程度及破碎状况，按测井曲线解释厚度消除误差装图。若岩芯长度小于解释厚度，而且岩芯存在磨损面，可视为取芯钻进中岩芯磨损的结果，根据岩电关系，结合岩屑资料，在磨光面处拉开，使厚度与测井曲线解释厚度一致。

7.岩层界线的划分

岩层界线的划分，以微电极曲线为主，综合考虑自然电位、2.5m底部梯度电阻率、自然伽马等曲线进行划分。用微梯度曲线的极小值和极大值划分小层顶、底界，特殊情况参考其他曲线，若岩电不符，应复查岩芯。复查无误时应保留原岩性，并在“岩性及油气水综述”一栏说明岩电不符，岩性属实。不同颜色同一岩性，在岩性剖面栏内不应画出岩性分界线；同一种颜色、不同岩性，在 4 颜色栏中不应画出颜色分界线。

8.岩芯位置的绘制

岩芯位置以每筒岩芯的实际长度绘制，当岩芯收获率为100%时，应与取芯井段一致。当岩芯收获率低于100%（或大于100%时），则与取芯井段不一致。为了看图方便，可将各筒岩芯位置用不同符号表示出来。

9.样品位置标注

样品位置就是在岩芯某一段上取供分析化验用的样品的具体位置。在图上标注时，用符号标在距本筒顶的相应位置上。根据样品距本筒顶界的距离标定样品的位置时，其距离不要包括磨光面拉开的长度，但要包括泥岩压缩的长度。样品位置是随岩芯拉压而移动的，所以样品位置的标注必须注意综合解释时岩芯的拉开和压缩。

10.岩性厚度标注

在岩芯录井综合图中，除泥岩和砂质泥岩外，其余的岩性厚度均要标注。如果油层部分含油砂岩实长与测井解释有明显矛盾时，综合解释厚度与测井解释厚度误差若大于0.2m，应在油、气层综合表中，解释栏内注明井段。

11.化石、构造、含有物、井壁取芯的绘制

化石、构造、含有物、井壁取芯均按统一规定的符号绘在相应深度上。绘制时应与原始描述记录一致，还应考虑压缩和拉长。

12.分析化验资料的绘制

岩芯的孔隙度、渗透率等物性资料，均由化验室提供的成果按一定比例绘出。绘制时要与相应的样品位置对应。

13.测井解释和综合解释结果的绘制

测井解释是由测井公司提供的解释成果用符号绘在相应的深度上。

综合解释则是以岩芯为主，参考测井资料，分析化验资料以及其他录井资料对油、气、水层作出的综合解释。绘制时也用符号画在相应深度上。

14.颜色符号、岩性符号的绘制

颜色符号、岩性符号均按统一图例绘制。岩芯拉开解释的部分只标岩性、含油级别，但不标色号。

最后，按照要求将检查、修改、整理、绘制图例等工作做完，这样就做完了岩芯录井综合图的编绘工作。

至于碳酸盐岩岩芯录井综合图的编绘，其编绘原则和方法与一般的岩芯录井综合图的编绘方法大体相同，只是项目内容上略有不同。

二、岩屑录井综合图的编制

岩屑录井综合图是利用岩屑录井草图、测井曲线，结合钻井取芯、井壁取芯等各种录井资料综合解释后而编制的图件。深度比例尺采用1∶500。由于岩屑录井和钻时录井的影响因素较多，因此在取得完钻后的测井资料后，还需进一步依据测井曲线进行岩屑定层归位。分层深度以测井深度为准，岩性剖面层序以岩屑录井为基础，结合岩芯、井壁取芯资料卡准层位。

（一）准备工作

准备岩屑描述记录本、1∶500的岩屑录井草图和测井曲线。

（二）校正井深

岩性的确定：岩性确定必须以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，其他资料只作参考。

具体确定方法是：首先将录井剖面与测井曲线进行比较，查看哪些岩性与电性相符，哪些不符（应考虑测井与录井在深度上的深度误差）；然后把录井剖面中的岩性与电性相符的层次，逐一画到综合剖面上去，这些层次即为综合解释后的岩性。对录井剖面中的岩性与电性不符者，可查看录 5 井剖面中该层次上、下各一包岩屑中所代表的岩性，若这种岩性与电性相符合，即可采用为综合剖面中该层的岩性；若上、下各一包的岩性均与电性不符，又无井壁取芯资料供选取，在钻时曲线、测井曲线（主要是利用2.5m底部梯度视电阻率、自然电位、双侧向、自然伽马等曲线）都有明显特征的岩性层来校正，把录井草图与测井曲线的标志层进行对比，找出二者之间深度的系统误差值，然后决定岩性剖面应上移或下移。如测井深度比录井深度小，应把剖面上移，如测井深度比录井深度大，应把剖面下移（具体方法与岩芯录井综合图的校正方法相似）。

（三）编绘步骤

1.按照统一图头格式绘制图框

图框可按图（岩屑录井综合图）的格式绘制。若个别栏内曲线绘制不下，可适当增加宽度。2.标注井深

在井深栏内每lOm标注一次，每lOOm标注全井深。完钻井深为钻头最终钻达井深。3.绘制测井曲线

测井曲线是根据测井公司提供的1∶500标准测井曲线透绘而成，或者由计算机直接读取测井曲线数据自动成图。其他要求和方法与岩芯录井图中的绘制测井曲线的要求和方法相同。

4.绘制气测、钻时曲线及槽面油、气、水显示

气测、钻时曲线是用综合录井仪或气测仪录井所提供的本井气测、钻时资料，选用适当的横向比例尺，分别在气测、钻时栏内相应的深度点出气测、钻时值，然后用折线和点划线分别连接起来。或者由计算机读取气测、钻时数据，实现自动成图。

绘制槽面油、气、水显示时，应根据测井与录井在深度上的系统误差，找出相应层位，用规定符号表示。

5.绘制井壁取芯符号

井壁取芯用统一符号绘出，尖端指向取芯深度。当同一深度取几颗芯时，仍在同一深度依次向左排列。一颗芯有两种岩性时，只绘主要岩性。综合图上井壁取芯总数应与井壁取芯描述记录上相一致。

6.绘制化石、构造及含有物符号 化石、构造及含有物用符号在综合图相应深度上表示出来。少量、较多、富集分别用“1”、“2”、“3”表示。绘制时，可与绘制岩性剖面同时进行。

7.绘制岩性剖面

岩性剖面综合解释结果按粒度剖面基本格式和统一的岩性符号绘制。在一般情况下，同一层内只绘一排岩性符号，不必画分隔线。但对一些特殊岩性，如灰岩、白云岩、油页岩等应根据厚度的大小适当加画分隔线。

8.标注颜色色号

颜色色号也按统一规定标注。如果岩石定名中有两种颜色时，可并列两种色号，以竖线分开，左侧为主要颜色，右侧为次要颜色。标注色号往往与岩性剖面的绘制同时进行。

9.抄写岩性综述

把事先已写好的岩性综述抄写到综合图上，要求字迹工整，文字排列疏密得当。10.绘制测井解释成果

根据测井解释成果表所提供的油、气、水层的层数、深度、厚度，按统一图例绘制到测井解释栏内。

11.绘制综合解释结果

综合解释的油、气、水层也按统一规定的符号绘制。绘制时应与报告中附表的综合解释数据一致。

最后，写上地层时代，绘出图例，并写上图名、比例尺、编绘单位、编绘人等内容。一幅完整的岩屑录井综合图就绘制完了。

绘制录井综合图时，并不一定非要根据上述步骤按步就班地进行。可以从实际情况出发，灵活掌握，穿插进行。

此外，碳酸盐岩的岩屑录井综合图编制方法与上述基本相同，只是内容上略有差别。

随着计算机技术的应用，大多数的录井公司均已利用计算机来编制岩芯、岩屑录井图，实现了计算机化，提高了工作效率。但是由于受地质、钻井工艺等多种因素的影响，计算机尚不能完全自动解释岩性剖面和油气水层，还需要人工干预。

（四）综合剖面的解释

综合剖面的解释是在岩屑录井草图的基础上，结合其他各项录井资料，综合解释后得到的剖面。7 它与岩屑录井草图上的剖面相比，更能反映地下地层的客观情况，具有更大的实用价值。

1.解释原则

(1)以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，确定剖面的岩性，利用测井曲线卡准不同岩性的界线，同时必须参考其他资料进行综合解释。

(2)油气层、标志层是剖面解释的重点，对其深度、厚度均应依据多项资料反复落实后才能最后确定。

(3)剖面在纵向上的层序不能颠倒，力求反映地下地层的真实情况。2.解释方法(1)岩性的确定

岩性确定必须以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，其他资料只作参考。

具体确定方法是：首先将录井剖面与测井曲线进行比较，查看哪些岩性与电性相符，哪些不符（应考虑测井与录井在深度上的深度误差）；然后把录井剖面中的岩性与电性相符的层次，逐一画到综合剖面上去，这些层次即为综合解释后的岩性。对录井剖面中的岩性与电性不符者，可查看录井剖面中该层次上、下各一包岩屑中所代表的岩性，若这种岩性与电性相符合，即可采用为综合剖面中该层的岩性；若上、下各一包的岩性均与电性不符，又无井壁取心资料供参考，则应复查岩屑。

确定岩性时，一般岩性单层厚度如果小于0.5m，可不进行解释，作夹层理；但标志层及其他有意义的特殊岩性层，尽管厚度小于0.5m，也应扩大到0.5m进行解释。

(2)分层界线的划分

综合解释剖面的深度以l∶500标准曲线的深度为准，故地层分层界线的划分也以标准测井曲线的2.5m底部梯度、自然电位、自然伽马（碳酸盐岩或复杂岩性剖面时）等曲线为主，划分各层的顶、底界。必要时也参考组合测井中的微电极等测井曲线。具体确定方法是以2.5m底部梯度曲线的极大值和自然电位的半幅点划分高阻砂岩层的底界，而以2.5m底部梯度曲线的极小值和自然电位的半幅点划分高阻砂岩层的顶界。

对一些特殊岩性层及有意义的薄层，标准曲线上不能很好地反映出来，可根据微电极或其他曲线划出分层界线。

确定岩性时，一般岩性单层厚度如果小于0.5m，可不进行解释，作夹层理；但标准层、标志层及其他有意义的特殊岩性层，尽管厚度小于0.5m，也应扩大到0.5m进行解释。

一般情况下不同岩性的分层界线应画在整格毫米线上，而测井解释的油、气层界线则不一定画在整格毫米线上，以实际深度画出即可。

3.解释过程中几种情况的处理(1)复查岩屑

复查岩屑时可能出现三种情况：一是与电性特征相符的岩性在岩屑中数量很少，描述过程中未能引起注意，复查时可以找到；二是描述时判断有错，造成定名不当；三是经过反复查找，仍未找到与电性相符的岩性。对前两种情况的处理办法是：综合剖面相应层次可采用复查时找到的岩性，并在描述记录中补充复查出的岩性。对后一种情况的处理应持慎重态度，可再次仔细分析各种测井资料，把该层与上下邻层的电性特征相比较，若特征一致，可采用邻层相似的岩性，但必须在备注栏内加以说明。

还有一种情况是经多次复查，并经多方面分析后，证实原来描述的正确，而测井曲线反映的是一组岩层的特征，其中的单层未很好地反映出来，此时综合剖面上仍采用原来所描述的岩性。

复查岩屑时，一般应在相应层次的岩屑中查找。但由于岩屑捞取时，迟到时间可能有一定误差，因此当在相应层次找不到需要找的岩性时，也可在该层的上、下各一包岩屑中查找，所找到的岩性（指需要找的岩性）仍可在综合剖面中采用。必须注意的是，绝不能超过上、下一包岩屑的界线，否则，解释剖面将被歪曲。

8(2)井壁取芯的应用

井壁取芯在一定程度上可以弥补钻井取芯和岩屑录井的不足，但由于井壁取芯的岩芯小，收获率受岩性影响较大，所以井壁取芯的应用有一定的局限性。

井壁取芯与测井曲线和岩屑录井的岩性有时是符合一致的，有时也是不符合的，或不完全符合的。不符合时常有以下几种情况：井壁取心岩性和岩屑录井的岩性不一致，而与电测曲线相符，这时综合解释剖面可用井壁取芯的岩性；另外一种情况是，井壁取芯岩性与岩屑录井的岩性一致，而与电测曲线不符，此时井壁取芯实际上是对岩屑录井的证实，故综合解释剖面仍用岩屑录井的岩性；第三种情况是，井壁取芯岩性与岩屑录井岩性不一致，且与电测曲线不符，此时井壁取芯岩性可作为条带处理。

在油、气层井段应用井壁取芯时，尤其应当慎重，否则会造成油、气层解释不合理，给勘探工作带来影响。若井壁取芯岩性与岩屑录井的岩性、电性不符，可采用前面的办法处理。若井壁取芯的含油级别与原岩屑描述的含油级别不符，不能简单地按条带处理，应再复查相应层次的岩屑后，再作结论。

在实际应用井壁取芯资料时，将会遇到比前面所讲的更为复杂的情况，如同一深度取几颗岩芯彼此不符，或者同一厚层内取几颗岩芯彼此不符等等。因此，在应用井壁取芯资料时，应当综合分析，做到应用恰当，解释合理。

(3)深度误差的处理

标准测井曲线与组合测井曲线的深度有误差，且误差在允许的范围之内时，应以标准测井曲线的深度为准，即用2.5m底部梯度电阻率曲线、自然电位曲线或自然伽马曲线划分地层岩性和分层界线。当2.5m底部梯度曲线与自然电位曲线深度有误差（误差范围仍在允许范围之内）时，不能随意决定以某一条曲线为准划分地层界线，而应把这两条曲线与其他的曲线进行对比，看它们之中哪一条与别的曲线深度一致，哪一条不一致，对比以后，就可采用与别的曲线深度一致的那一条曲线，作为综合解释剖面的深度标准。

4.解释过程中应注意的事项

①综合剖面解释的过程实质上就是分析、研究各项资料的过程。因此，只有充分运用岩屑、岩芯、井壁取芯、钻时及各种测井资料，综合分析，综合判断，才能使剖面解释更加合理，建立起推不倒的“铁柱子”。

②应用测井曲线时，在同一井段必须用同一次测得的曲线，而不能将前后几次的测井曲线混合使用；否则，必将给剖面的解释带来麻烦。

③全井剖面解释原则必须上下一致，若解释原则不一致，不仅会影响剖面的质量，还将使剖面不便于应用。

④综合解释剖面的岩层层序应与岩屑描述记录相当。否则，应复查岩屑，并对岩屑描述记录作适当校正。在校正描述记录时，如果一包岩屑中，有两种定名，其层序与综合剖面正好相反，则不必进行校正。

（五）岩性综述方法

岩性综述就是将综合解释剖面进行综合分层以后，用恰当的地质术语，概括地叙述岩性组合的纵向特征，然后重点突出，简明扼要地描述主要岩性、特殊岩性的特征及含油气水情况。

1.岩性综述分层原则

在进行岩性综述时，首先应当恰当地分层，然后根据各层的岩性特征，用精炼的文字表达出来。分层时，一般应遵循下列原则。

(1)沉积旋回分层

在岩性剖面上如果自下而上地发现有由粗到细的正旋回变化特征，或有由细到粗的反旋回变化特征，依据地层的这个特征就可进行分层。一般可将一个正旋回（或一个反旋回）或一个完整的旋回分成一个综述层，不应再在旋回中分小层。

9(2)岩性组合关系分层

在剖面中沉积旋回特征不明显时，常以岩性组合关系分层。(3)特殊层段得分层

对标志层、油层及有意义的特殊岩性层或组段应分层综述，如生物灰岩段和白云岩段，应分层综述。

(4)分层厚度控制

分层厚度一般控制在50～lOOm之间，如果是大套泥岩或一个大旋回，其厚度虽大于lOOm，也可按一层综述。

(5)分层综述

分层综述不能跨越各组段的地层界线，如胜利油田不能把馆陶组和东营组，或沙一段和沙二段分在同一层内综述。

2.岩性综述应注意的事项

(1)叙述岩性组合的纵向特征时，对该段内的主要岩性及有意义和较多的夹层岩性必须提到，而对零星分布，不代表该段特征的一般岩性薄夹层，可不提及。但叙述中所提到的岩性，剖面中必须存在。一般的薄夹层无须说明层数，而特殊岩性层应说明层数。凡说明层数的应与剖面符合一致。

(2)综述时，在每一个综述分层中，一般岩性不必每种都描述，或者同一岩性只在第一个综述分层中描述，以后层次，如无新的特征，不必再描述；标志层、特殊岩性层，油、气层等在每一个综述分层中都必须描述。

对各种岩性进行描述时，不必像岩屑描述那样细致、全面，只要抓住重点，简明扼要地说明主要特征即可。

(3)在综述中，叙述各种岩性和不同颜色时，应以前者为主，后者次之。如浅灰色细砂岩、中砂岩、粉砂岩夹灰绿、棕红色泥岩这一叙述中，岩性是以细砂岩为主，中砂岩次之，粉砂岩最少；颜色则以灰绿色为主．棕红色次之。如果两种颜色相近，可用“及”表示，如棕及棕褐色含油细砂岩。同类岩性不同颜色可合并描述，如紫红、灰、浅灰绿色泥岩。同种颜色不同岩性则不能合并描述，如泥岩、砂岩、白云岩都为浅灰色，描述时不能描成浅灰色泥岩、砂岩、白云岩，而应描成浅灰色泥岩、浅灰色砂岩、浅灰色白云岩。但砂岩例外，不同粒级的砂岩，为同一颜色时，可合并描述，如灰白色中砂岩、粗砂岩、细砂岩。

(4)要恰当运用有关地质术语，如互层、夹层、上部和下部、顶部和底部等。如果术语用得不当，不仅不能反映剖面的特征，而且还可能造成叙述的混乱。

上部和下部是指同一综述层内中点以上或以下的地层。顶部和底部是指同一综述层顶端或底端的一层或几个薄层。

夹层是指厚度远小于某种岩层的另一种岩层，且薄岩层被夹于厚岩层之中。如泥岩比砂岩薄得多，层数也仅有几层，都分布于厚层砂岩中，在叙述时，就可称砂岩夹泥岩。

互层则是指两种岩性间互出现的岩层。根据两种岩性厚度相等、大致相等或不等，可分别采用等厚互层、略呈等厚互层、不等厚互层这些地质术语予以描述。

(5)在综述岩性特征时，对新出现的和具有标志意义的化石、结构、构造及含有物应在相应层次进行扼要描述。

(6)综述分层的各层上下界线必须与剖面的岩性界线一致，若内容较长，相应层内写不完，需跨层向下移动时，可引出斜线与原分层线相连，避免造成混乱。

三、油、气、水层的综合解释

钻井的根本目的是找油、找气，要找油、找气就必须取全取准各项地质资料。油、气、水层的综合解释是完井地质资料整理的主要内容之一。通过分析岩芯、岩屑等各种录井资料、分析化验资料及测井资料，找出录井信息、测井物理量与储层岩性、物性、含油性之间的相关关系，结合试油 10 成果对地下地层的油气水层进行判断，是综合解释的最终目的。油、气层解释合理，能够反映地下实际情况，就能彻底解放油、气层，把地下的油、气资源开采出来为人类服务；反之，如果解释不合理，就可能枪毙油、气层，使地下油、气资源不能开采出来，或者延期开采，以致影响整个油、气田的勘探开发，可见，做好完井后油、气层的综合解释，是一项十分重要的工作。

（一）解释原则

1.综合应用各项资料

综合解释必须以岩屑、岩芯、井壁取芯、钻时、气测、地化、罐装样、荧光分析、槽面油、气显示等第一性资料为基础，同时参考测井、分析化验、钻井液性能等项资料，经认真研究、分析后做出合理的解释。

2.必须对所有显示层逐层进行解释

综合解释时，首先应对全井在录井过程中发现的所有油、气显示层逐一进行分析，然后根据实际资料做出结论。不能凭印象确定某些层是油、气层，而对另一些层则不做工作，随意否定。

3.要重视含油级别的高低

要重视录井时所定的含油级别的高低，但不能简单地把含油级别高的统统定为油层，把含油级别低的一律视为非油层。事实上，含油级别高的不一定是油层，而含油级别低的也不一定就不是油层。因此，综合解释时一定要防止主观片面性，综合参考各项资料，把油层一个不漏地解释出来。

4.槽面显示资料要认真分析，合理应用

槽面油、气显示能在一定程度上反映出地下油、气层的能量。在钻井液性能一定的情况下，油、气显示好，说明油、气层能量大；油、气显示差说明油、气层能量小。但由于钻井液性能的变化，将使这种关系变得复杂。如同一油层，当钻井液密度较大时，显示不好，甚至无显示；而当钻井液密度降低后，显示将明显变好。所以，在应用槽面油、气显示资料时，要认真分析钻井液性能资料。

5.正确应用测井解释成果

测井解释成果是油、气层综合解释的重要参考数据，但不是唯一的依据，更不能测井解释是什么就是什么，测井未解释的层次，综合解释也不解释。常有这样的情况，测井解释为油、气层的层，经综合解释后不一定是油、气层；或者测井未解释的层，经分析其他资料后，可定为油、气层。

6.对复杂的储集层要做具体分析

对“四性”关系不清楚的特殊岩性储集层，测井解释的准确性较低，有时会把不含油的层解释为油层，或者油层厚度被不恰当地扩大。在这种情况下，不应盲目地把凡是测井解释为油层的层都解释为油层，且在剖面上画上含油的符号，或者不加分析地把原来较小的厚度扩大到与测井解释的厚度相符。此时，应进一步综合分析各项资料，反复核实岩性、含油性及其厚度，然后进行综合解释，并在综合图剖面上画以恰当的岩性、厚度及含油级别。

（二）解释方法 1.收集相关资料 收集邻井地质、试油及测井等资料，熟悉区域油气层特点，掌握油气水层在录井资料、测井曲线上的响应特征（见右表）。

2.准备数据

对录井小队上交的录井数据磁盘进行校验。校验时遇以下情况要对存盘数据进行修正。

（1）原图上显示的数据应与磁盘中的数据相吻合，若不吻合应查明原因，逐一落实清楚；

11（2）草图、录井图中绘制数据已做修改，应检查修改是否合理；

（3）发现数据异常、不准确，应查各项原始记录，落实数据的准确性；

（4）深度重复或漏失；

（5）气测有显示的层位，应判断显示的真实性；

（6）后效测量数据是否完整、准确。

3.深度归位

以测井深度为标准，根据标志层校正录井数据。各项录井数据，特别是显示层段的各项数据的深度归位，关系到录井数据的计算机解释成果的好坏和成果表数据的生成。对这类数据应考虑层位、深度的一致性与对应性。

4.加载分析化验数据（磁盘数据）

将经过深度校正后的各项资料、数据加载到解释库中。

5.分析目标层

对在各项录井资料、测井资料上有油气水显示的层及可疑层进行分析研究，根据其显示特征，结合邻井或区域上油气水层的特点做出初步评价。

6.综合解释

按油气水层在各种资料上的显示特征进行综合解释，或利用加载到解释数据库中的数据，依据解释软件的操作说明进行解释得出结果，再结合专家意见进行人工干预，最后定出结论，自动输出成果图和数据表。

特别值得注意的是，一些特殊情况必须给予充分的考虑：

（1）录井显示很好，测井显示一般。这种情况往往是稠油层、含油水层、低阻油层的显示，测井容易解释偏低，而录井则容易偏高。

①稠油层、含油水层的岩芯、岩屑、井壁取芯常常给人含油情况很好的假象，这时应侧重其他录井信息如气测、罐顶气、定量荧光、地化等多项资料的综合分析，以获得较符合实际的结果。

②低阻油层的电阻率与邻井水层比较接近，测井解释容易偏低。这时应侧重录井资料及地区性经验知识的综合应用，否则容易漏掉这类油层。

（2）电性显示好，录井显示一般。这种情况通常是气层或轻质油层的特征，岩芯、岩屑、井壁取芯难以见到比较好的油气显示。这时应多注意分析气测、罐顶气、测井信息，否则容易漏掉这部分有意义的油层。

（3）录井和测井显示都一般，但已发生井涌、井喷，喷出物为油气。这种情况往往是薄层碳酸盐岩油气层、裂缝性、孔洞性油气层的特征。这类储层一般均具有孔隙和裂缝双重结构，裂缝又具有明显的单向性，造成测井解释评价难度大。这时根据录井情况可大胆解释为油层或气层。

（4）录井、测井显示一般，但显示层所处构造位置较高，且在较低部位见到了油层或油水同层。这种情况可解释为油层。

（5）对于厚层灰岩、砾石层，其电性特征不明显，一般为高电阻，受电性干扰，测井解释难度大。这时应注重考虑岩石的含油程度、孔洞、裂缝等发育情况，最后做出综合解释。

总之，油气水层的综合解释过程是一个推理与判断的过程，并不是对各项信息等量齐观，也不是孤立地对某一单项信息的肯定与否定，而是把信息作为一个整体，通过分析信息的一致性与相异处，辩证地分析各项信息之间的相关关系，揭示地层特性，深化对地层中流体的认识，提供与地层原貌尽量逼近的答案，排除多解性。在推理与判断的过程中要注意各种环境因素的影响而导致综合信息的失真，同时还要注意储集层特性与油气水分布的一般规律与特殊性。特别是复式油气藏，由于沉积条件与岩性变化大、断层发育、油水分布十分复杂，造成各种信息的差异性。如果不注重这些特点，仅仅使用一般规律进行分析就容易出现判断上的失误。

四、填写附表

（一）钻井基本数据表

（一）填写内容按设计或实际发生的情况来填写，主要有：

（1）地理位置；（2）区域构造位置；（3）局部构造；（4）测线位置；（5）钻探目的；（6）井别；（7）井队；（8）大地坐标；（9）海拔高度；（10）设计井深：按地质设计填写；

13（11）完钻井深；

（12）完钻依据，写明完成钻探任务、达到设计目的或事故完钻及因地质需要提前完钻；（13）完井方法，包括裸眼完成法、套管完成法、射孔完成法、尾管完成法，筛管完成法、预应力完成法，先期防砂缠丝筛管完成法、不下油层套管井；

（14）开钻、完钻、完井日期；（15）井底地层；（16）钻井液使用情况，包括井段、相对密度、粘度。

（二）钻井基本数据表

（二）填写内容主要有：

（1）地层分层，填写钻井地质分层，界、系、统、组、段；

（2）油气显示统计（厚写写帮文秘助手／层），岩性柱状剖面中所解释的各种级别含油气层的长度，分组或分段进行统计填写。

（三）钻井基本数据表

（三）填写内容主要有：

（1）地层时代，包括填写组（段）；

（2）综合解释油气层统计，按综合解释的油、气层等分别填写厚度和层数；（3）缝洞情况统计，按不同时代地层填写不同级别的缝洞段长度；

（4）套管数据（表层、技术、油层），包括套管尺寸外径、壁厚、内径、套管总长、下入深度、套管头至补心距，联入、引鞋、不同壁厚下深、阻流环深、筛管井段和尾管下深；

（5）井斜情况：最大井斜（深度、方位、斜度）、阻流环位移、油层顶、底位移；

（6）固井数据（表层、技术、油层固井）：水泥用量、替钻井液量、水泥浆平均相对密度、水泥塞深度、试压结果、固井质量。

（四）地质录井及地球物理测井统计表（四、五）填写内容主要有：

（1）钻井取芯：①层位，②取芯井段、进尺、芯长、收获率，③取芯次数；（2）井壁取芯；（3）岩屑录井、钻时录井情况；（4）气测录井情况；

（5）荧光录井情况；（6）钻井液录井情况；（7）钻杆测试；（8）电缆测试；（9）地球物理测井情况。

（五）钻井取芯统计表

（六）填写内容主要有：

（1）层位：用汉字填写组（段）；（2）井段、进尺、心长；

（3）次数，即筒次；（4）收获率；（5）不含油岩芯长度；（6）含油气岩芯长度。

（六）气测异常显示数据表

（七）填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）异常井段；（4）全烃含量；

（5）比值：最大值与基值的比值；（6）组分分析；（7）非烃；（8）解释成果。

（七）岩屑热解色谱解释成果表

（八）填写内容主要有：

（1）序号；（2）井段；（3）岩性；（4）S0、S1、S2分析值；（5）解释成果。

（八）地层压力解释成果表

（九）填写内容主要有：

（1）序号；（2）井段；（3）层位组（段）；（4）“d”指数；（5）压力梯度；

（九）碎屑岩油气显示综合表

（十）填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）井段；（4）厚度（归位后的厚度）；

14（5）岩性：显示段主要含油气岩性；（6）含油岩屑占定名岩屑的含量；（7）钻时；（8）气测：显示段最大全量值和甲烷值；

（9）钻井液显示：相对密度和漏斗粘度的变化值（如无变化填写衡定值），油、气泡分别填写占槽面百分比，槽面上涨高度；

（10）荧光显示：填写该层最好的荧光检查显示颜色和系列对比级别；（11）井壁取芯：分别填写含油、荧光及不含油的颗数；

（12）含油气岩芯长度，岩芯归位后对应显示层的各含油、含气岩芯的长度；（13）浸泡时间；（14）测井参数及解释结果；（15）综合解释结果。

（十）非碎屑岩油气显示综合表

（十一）填写内容主要有：

（1）序号、层位、井段、厚度、井壁取芯；

（2）钻井显示：包括井深、放空井段、井漏过程中钻井液总漏失量、喷出物及喷势和喷高；（3）钻井液显示；（4）含油气岩芯长度；（5）浸泡时间；（6）井壁取芯：显示层含油气或不含油气井壁取芯颗数；（7）测井参数及解释成果，综合解释结果。

（十一）电缆重复(RFT)测试数据表

（十二）填写内容主要有：

（1）序号；（2）测试层位（组、段）；（3）测点井深；（4）测点的温度；

（5）测前钻井液静压、测后钻井液静压、地层压力；（6）测前钻井液密度，测后钻井液密度；（7）地层压力系数（即地层压力值与该点静水柱压力值之比）。

（十二）钻杆测试(DST)数据表

（十三）填写内容主要有：

（1）测试日期；（2）测试仪器类型；（3）油气显示井段；

（4）一开时间、二开时间、三开时间；（5）油、气、水累计产量；（6）油、气、水的日产量；（7）原油相对密度；（8）原油动力粘度；（9）原油凝点；（10）原油含水；（11）天然气甲烷、乙烷、丙烷、丁烷；（12）地层水氯离子、总矿化度；（13）水型；（）地层水pH值。

（十三）地温梯度数据表

（十四）填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）井深；（4）测量点温度；（5）地温梯度。

（十四）分析化验统计表

（十五）填写内容主要有：

（1）层位、井段；（2）样品种类；（3）分析项目。

（十五）井史资料（十六）

填写内容主要有：按工序，以大事纪要方式填写，文字应简练。

第二节 完井地质总结报告的编写

不同类型的井，由于钻探目的和任务不同，取资料要求和完井资料整理的内容也不相同。开发井的主要任务是钻开开发层系，完井总结报告不写文字报告部分，仅有附表。评价井仅在重点井段录井，文字报告部分也较简单。

探井（预探井、参数井）完井总结报告要求全面总结本井的工程简况、录井情况、主要地质成果、提出试油层位意见，并对与本井有关的问题进行讨论，指出勘探远景。

下面着重介绍探井完井总结报告的编写内容和要求。

一、前言

简明扼要地阐述本井的地理、构造位置，各项地质资料的录取情况和地质任务的完成情况。进行工作量统计，分析重大工程事故对录井质量的影响，对录井工作经验和教训进行总结。简要记述工程情况和完井方法。上综合录井仪的井，要总结综合录井仪录取资料的情况，尤其是对工程事故的预报，要进行系统总结并附事故预报图。

二、地层

(1)阐明本井所钻遇地层层序、缺失地层、钻遇的断层情况等。

(2)按井深及厚度（精确至0.5m）分述各组、段地层岩性特征（岩屑录井井段）、电性特征及岩电组合关系，交代地层所含化石、构造、含有物及与上下邻层的接触关系等，结合邻井资料论述不同层段的岩性、厚度在纵、横向上的变化规律。

(3)区域探井（参数井）根据可对比的标志特征，结合各项分析化验和古生物资料及岩电组合特征，重点论述地层分层依据。根据录井、地震和分析化验资料，叙述不同地质时期的沉积相变化情况。

(4)使用综合录井仪录井的要结合综合录井仪资料叙述各段地层的可钻性，预探井、评价井要突出地层变化、特殊层的新认识。

三、构造概况

说明区域构造情况（区域探井要简述构造发育史），叙述本井经实钻后，构造的落实情况，结合地震资料和实钻资料对局部构造位置、构造形态、构造要素、闭合高度、闭合面积等进行描述评价。

四、油气水层评价

(l)分组段统计全井不同显示级别的油气显示层的总层数和总厚度。(2)分组段统计测井解释的油气层层数和厚度。

(3)利用岩芯、岩屑、测井、钻时、气测、综合录井、荧光、钻时、井壁取芯、中途测试、分析化验等资料，对全井油气显示进行综合解释，对主要油气显示层的岩性、物性、含油性要进行重点评价，并提出相应的试油层位意见。上了综合录井仪的井要用计算机处理出解释成果。

(4)油气水层综述

①油气水层综述原则：

A．目的层段主要油气水特征；

B．非目的层段新发现的主要油气层特征； C．非目的层段则简述其特征即可；

D．综合解释结论与测井等其他资料解释结论不一致的油气水层要重点论述；

E．综合解释结论油水同层及以上的层进行重点综述，含油水层（或含气水层）简述；若全井综合解释最好结论为含油水层（或气水同层），则选厚层、有重点地进行综述；

F.录井剖面中的薄层油气层，一般情况下可简述；

G．一般情况下不应跨地层界限综述，若不同组段地层组成同一油气层时，也可放在一起进行综述。

②油气水综述方法及内容要求：

A．合理划分油（气）层组或油（气）水系统并以此为单位综述；

B．油气水综述的重点是主要油气水显示特点、岩性和电性及含油性特征、储集类型特征和油气层物性、流体性质、油气层压力及产能分析、油气水界面及各项地质、测井、钻井、泥浆、测 16 试等资料显示情况、隔层组合和油气水压力情况等，具体有以下内容：

a．井段：油气综述层段的顶、底井深； b．录井岩性：叙述本段储层岩性及主要的、有代表性的岩性特征（钻井取心情况要特别说明）； c．槽面显示与含油气水试验及岩心出筒油气显示观察情况：叙述钻井中的油气水显示及钻井液性能及处理情况，井涌、井喷、井漏等情况进行简述，无槽面显示可不叙述；

d．井壁取心：按含油砂岩xx颗，不含油砂岩xx颗等样式叙述；

e．气测解释（包括后效测井）：叙述本段全烃、甲烷最小值至最大值数据，解释结果； f．地球化学解释：叙述地球化学解释成果； g．定量荧光解释：叙述定量荧光解释结果；

h．罐顶气评价：叙述评价成果（只叙述储层的评价成果）；

i．测井解释：叙述本段孔隙度、渗透率、含水饱和度的最小值至最大值数据，解释结果； j．地层测试、原钻机试油等成果：叙述结论性的数据、解释结果； k．综合解释：叙述解释依据、解释结果。

⑨钻井中的油气水显示、地层（钻杆）测试、试油等成果资料能够确定为某对应层（段）时在本段油气水综述中叙述，不能确定时在大概相当的位置单独叙述说明。

④综述时不应简单地进行资料罗列，应充分利用现有资料分析得出结论。⑤在可能的情况下油气水综述应放在综述层（段）相应的位置。

叙述油、气、水层与隔层组合情况以及油、气、水层在纵、横向上的变化情况，统计出全井油、气、水（盐水层和高压水层）显示的总层数和总厚度。

(5)叙述油、气、水层的压力分布情况及纵向上的变化情况。

(6)碳酸盐岩地层要叙述地层的缝、洞发育情况。井喷、井涌、放空、漏失等显示要进行叙述分析和评价。

五、生、储、盖层评价

（一）生油层

分析生油层的厚度变化、生油特点，生油指标，区域探井（参数井）要重点分析。分组段统计生油层的厚度，根据生油指标评价各组段生油、生气能力及其差异。

（二）储层

叙述储层发育情况、砂岩厚度与地层厚度之比、储层特征、物性特征及纵横向上的分布、变化情况。预探井和区域探井要特别重视对储层的评价，并分组段评价其优劣。

（三）盖层

分组段叙述盖层岩性、厚度在纵横向上的分布情况，并评价其有效性。

（四）生储盖组合

分析生、储、盖层分布规律，判断生、储、盖层的组合类型，评价生、储、盖组合是否有利于油气聚集、保存，是否有利于油气藏的形成。

六、油气藏分析描述

根据本井地层的沉积特征、构造特征、油气显示特征等，分析描述本井所处的油气藏类型、特点、保存条件，初步计算油气藏储量。

七、结论与建议

(1)结论是对本井钻探任务完成情况及所取得的地质成果，通过综合评价得出的结论性意见，对本井沉积特征、构造特征、油气显示、油气藏类型等方面提出基本看法（规律性认识），并评价本井的勘探效益。

17(2)建议是提出试油层位和井段，提出今后勘探方向、具体井位及其他建设性意见。

第三节 单井评价

一、单井评价的意义

单井评价是以单井资料为基础，井眼为中心，结合区域背景，由点到面的综合地质和钻探成果价，是油气资源评价的继续和再认识，是油气勘探的组成部分，在钻探评价阶段，要打一口、评价一口。在一个地区或一个圈闭的单井评价未完成前，决不能盲目再上另一口井钻探，开展单井评价具有很大的实际意义：

第一，能够验证圈闭评价的钻探效果，说明含油与否的根本原因，总结钻探成败的经验教训，提高勘探经济效益；

第二，促进多学科有机地结合，可使地震、钻井、录井、测井、测试等多种技术互相验证，互相促进；

第三，促进科研与生产密切结合，开展单井评价既有利于科研，也有利于生产，是科研与生产结合的最好途径；

第四，促进录井质量的提高，开展单井评价就是充分运用录井资料的全过程。不管哪一项、哪一环节的资料数据存在问题，都可在单井评价过程中反映出来，因此促使地质人员必须从思想上、组织上重视录井工作，凡开展单井评价的井，录井质量和评价水平都普遍地有所提高。

二、单井评价的基本任务

单井评价工作通常分为钻前评价、随钻评价、完井后评价三个阶段，三个阶段的任务各有侧重点，但又互相关联。

钻前评价主要是根据已有的资料对井区地下地质情况，预测评价钻探目标，为录井工作做好资料准备，为工程施工提供地质依据。

随钻评价是钻探过程中收集第一性资料进行动态分析，验证实际钻探情况与早期评价、地质设计的符合程度，并根据新出现的情况，提出下一步钻探意见。

完井后评价是对本井所钻的地层、油气水层进行评价，对井区的石油地质特征、油气藏进行研究评价，对本井的钻探效益进行综合评价，指出下一步的勘探方向。

勘探实践证明，单井评价是勘探系统工程的重要环节，贯穿于整个钻探过程，该项工作的开展既可以促进录井技术的全面发展，又能大大的提高勘探效益，其主要任务是：

(1)划分地层，确定地层时代；(2)确定岩石类型和沉积相；

(3)确定生油层、储油层和盖层，以及可能的生储盖组合；(4)确定油气水层的位置、产能、压力、温度和流体性质；(5)确定储层的厚度、孔隙度、渗透率及饱和度；

(6)确定储层的地质特征（岩石矿物成分、储集空间结构和类型）及在钻井、完井和试油气过程中保护油气层的可能途径；

(7)确定或预测油气藏的相态和可能的驱动类型；(8)计算油气藏的地质储量和可采储量；

(9)根据井在油气藏中的位置及井身质量确定本井的可利用性；(10)通过投入和可能产出的分析，预测本井的经济效益；(11)指出下一步的勘探方向。

三、具体做法

（一）钻前早期评价

在早期评价阶段，根据钻探任务书的目的和要求，对该井做出预测性地质评价，具体作法是：(1)了解井位位置，包括地理位置、构造位置及地质剖面上的位置。

(2)区域含油评价，分析本区的成油条件、有利圈闭及本井所在圈闭的有利部位。(3)预测钻遇地层，确定可能性最大的一个方案，作为施工数据。

(4)预测钻探目的层具体位置。在地层预测的基础上，进一步预测本井可能性最大、最有工业油流希望的储层作为主要钻探目的层，并预测含油层段的井深。

(5)预计完钻层位、完钻井深、完钻原则。

(6)提出取资料要求。根据预测可能钻遇的地层和油气水提出岩屑、岩芯、气测、测井、地震、中途测试、原钻机试油以及各种分析化验的要求。

(7)预测地层压力。根据地震和邻井钻井资料对本井的地层压力、破裂压力进行预测，为安全钻进和保护油气层提供依据。

(8)预测地质储量。根据已有资料评价预测全井可能控制的地质储量。

(9)对钻探任务书提供的数据和地质情况进行精细分析，把自己的新观点、新认识，作为施工时的重点注意目标。

（二）随钻评价

在这个阶段，地质评价人员主要是做以下工作：

(1)与生产技术管理人员、录井小队负责人相结合，把早期评价的认识和设想传授给技术管理人员和小队人员，使现场工作人员要深入地了解钻探过程中可能将遇到的情况。

(2)掌握钻探动态。把握关键环节，全面掌握各种信息，及时了解钻井工程进展情况和地质录井情况。

(3)落实正钻层位、岩性及含油气显示情况。

(4)及时分析本井的实钻资料，若发现油气层位置、岩性、层位与预计的有出入，应及时分析原因，提出预测意见。

(5)落实潜山界面和完钻层位。

(6)及时把钻探中所获得的新认识绘制成评价草图或形成书面意见供现场人员参考。

（三）完井后综合评价

本阶段的工作是单井评价过程中最重要的工作，是完井地质总结的深入，既要进行完井地质总结，又要对本井和邻井所揭示的各种地质特征进行本井及井区的石油地质综合研究。概括起来，主要从地层评价等八方面的内容来开展。

1.地层评价

(1)论证地层时代

利用岩性、电性特征、化石分布、断层特征、接触关系以及古地磁和绝对年龄测定资料等，论证钻遇地层时代并进行层位划分。

(2)论证地层层序

通过地层对比，分析正常层序和不正常层序。如不正常，则搞清是否有断块、超覆、加厚、重复、倒转。

(3)综合地层特征

包括岩性特征和地层组合特征，即岩石的结构、构造、含有物、胶结物及沉积构造现象、各种岩石在地层剖面上有规律的组合情况。

(4)编制相关图件

在综合分析的基础上，编制地层综合柱状图、地层对比图、化石分布图、地层等厚图等相关图 19 件。

2.构造分析

(1)分析本井所处的区域构造，即一级构造特征、二级构造特征。

(2)分析本井所处的局部构造。利用钻探资料、落实局部构造的特征，利用地震、测井、地质等资料编制标准目的层顶面构造图。

(3)研究构造发育史，说明历次构造对生储盖层的影响。3.沉积相分析

重点分析目的层段的沉积相，根据沉积相标志、地震相标志、测井相标志，综合分析（分析到微相），并编制单井相分析图。

4.储层评价

(1)论述储层在纵向上的变化特点，研究储层的四性关系和污染程度。(2)利用合成地震记录标定、约束反演等手段，对储层进行横向预测。(3)根据储层评价标准，对储层进行评价，编制储层评价图。5.烃源岩评价

(1)对单井烃源岩进行评价

研究分析烃源岩的岩性、厚度、埋藏深度、地层层位、分布范围及相变特征。(2)评价生烃潜力及资源量

利用有机地球化学指标，分析有机质的丰度、性质、类型、及演化特征。确定烃源岩的成熟度，根据标准评价烃源岩的生烃能力，并估算资源量。

6.圈闭评价

(1)利用录井分层数据解释地震剖面，修改和评价井区主要目的层的顶面构造图以及有关的构造剖面，确定圈闭类型。

(2)依据有关图件（如构造平面图、构造剖面图、砂体平面图等），确定圈闭的闭合面积、闭合高度和最大有效容积。

(3)结合本区地层、构造发育史和油气运移期评价圈闭的有效性。7.油藏评价

(1)对探井油气层进行综合评价，编制单井油气层综合评价图。

(2)评价本井钻遇的油气藏，论证钻遇的地层时代并进行层位划分，分析类型、特点和规模，计算地质储量。

8.有利目标预测

综合本井区油源条件、储层条件和圈闭条件的分析，并结合实际钻探的油气层情况和试油试采资料，全面论证本井区油气藏形成及成藏条件，预测油气聚集区，确定有利钻探目标，并作出钻探风险分析。

附：油气探井完井地质总结报告编写规范

第二篇：钻井完井报告

钻井完井报告（含施工工作总结）施工井队：46369队报告编写：

一、设计情况1.地质概况1.1钻井性质：开发井（水平井）。1.2井口位置：井口位于J11P8H井口320.29°方向2754.04m处。1.3地理位置：**自治区**市**区泊尔江海子**音熬包村呼家圪坮社。1.4构造位置：**盆地伊盟北部隆起。1.5坐标位置：井口，A、B靶点坐标：表1-1井口及靶点坐标井口导眼靶点A靶点B靶点纵坐标(X)4412608.714412396.584412361.224411795.54横坐标(Y)19347511.8219347723.9519347759.3119348324.99距井口方位（°）135°135°135°距井口距离（m）3003501150海拔（m）1451.57-891.4-858.4垂深（m）23442343.02310.01.6设计井深：井深3349.65m；垂深：2310.0m。1.7设计方位：135°。1.8完钻层位：二叠系下统下石盒子组盒3段。1.9完钻原则：钻达设计B靶点。

第三篇：钻井完井工程

第一章 绪论

第二章 井身结构设计 钻井完井工程

1、石油钻井类型按性质和用途一般分为： 地质探井、预探井、详探井(评价井)、地质浅井、检查资料井、生产井、注水井。

2、钻机系统：动力系统、提升系统、旋转系统、循环系统、井控系统。

1、井身结构设计的主要任务是确定套管的下入层次、下入深度、水泥浆返深、水泥环厚度、生产套管尺寸及钻头尺寸。

2、井身结构设计应满足以下主要原则：

(1)能有效地保护储集层

(2)避免产生井漏、井喷、井塌、卡钻等井下复杂情况和事故，为安全、优质、高速和经济钻井创造条件

(3)当实际地层压力超过预测值发生溢流时，在一定范围内，应具有处理溢流的能力。

3、地层压力：地层压力是指岩石孔隙中流体的压力，也叫地层孔隙压力。

4、地层破裂压力：在井中，当地层压力达到某一值时会使地层破裂，这个压力称为地层破裂压力。

5、地层坍塌压力：当井内液柱压力低于某一值时，地层出现坍塌，我们称这个压力为地层坍塌压力。

6、异常低压产生原因：（1）生产层长期开采衰竭（2）地下水位很低

7、异常高压产生原因：

(1)沉积物的快速沉积，压实不均匀(2)渗透作用（3）构造作用（4）储集层的机构（5）油田注水

8、地层压力预测（监测）方法：(1)Dc指数法(2)声波时差法(3)地震波法

9、井身结构设计的基础参数：

(1)地质方面的数据：1）岩性剖面及故障提示2）地层压力梯度剖面3）地层破裂压力梯度剖面

(2)工程数据：

1）抽汲压力系数SW2）激动压力系数Sg3）地层压裂安全增值Sf4）溢流条件SK 5）压差允值∆PN（∆Pa）第三章 钻井液

1、钻井液的主要功用:

(1)钻井方面: 1)清洗井底，携带岩屑2)冷却、润滑钻头和钻柱3)形成泥饼，保护井壁

4)控制和平衡地层压5)悬浮岩屑和加重材料6)提供所钻地层的地质资料7)传递水功率 8)防止钻具腐蚀

(2)保护油气储集方面:保护油气层的渗透性，尽量降低对原始油气层物化性质的损害。

2、几种岩石矿物特性

(1)高岭土的结构及性能特点：晶体构造由一个硅氧四面体片和一个铝氧八面体片组成，硅氧四面体片和铝氧八面体片由共用的氧原子联结在一起。

(2)蒙脱石的结构及性能特点： 蒙脱石的每一构造单位由两层硅氧四面体片和夹在它们中间的一层铝氧八面体片组成。

(3)伊利石的晶体构造和蒙脱石相类似，不同之点在于伊利石中硅氧四面体中有较多的硅被铝取代，因取代所缺的正电荷由处在相邻两个硅氧层之间的K+补偿，因K+存在于晶层之间并进入相邻氧原子网格形成的孔穴中，使各晶胞间拉得较紧，水分不易进入层间，因此它是不易膨胀的粘土矿物

3、钻井液流变性：在外力作用下，钻井液流动和变形的特性。

4、流体的基本流型：牛顿流体、塑性流体、假塑性流体、膨胀流体

5、粘度：钻井液流动时，固体颗粒之间、固体颗粒与液体之间、以及液体分子之间的内摩擦的总反映。

6、钻井液的切力是指静切力，其胶体化学的实质是凝胶强度，凝胶强度取决于单位体积中结构链环的数目和单个链环的强度。

钻井液的动切力：反映层流流动时，粘土颗粒之间及高聚物分子之间的相互作用力（形成空间网架结构的能力）。

7、宾汉塑性流型:τ= τ

n0+ηsγτ0 ：动切力（屈服值）ηs：塑性粘度(PV)γ：剪切速率(s-1)幂律流型：τ=KγK ：稠度系数n：流性指数

卡森流型： τ-τ = ηγτ:卡森动切力η：极限高剪粘度 c∞

nc∞121 21212赫－巴流型： τ=τ+ Kγ y

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第四章 钻进工艺

1、影响钻井过程（钻速）的因素：地层岩性、钻井液性能、钻头类型、水力参数、机械参数

2、衡量岩石力学性质的参数：弹性、塑性、韧性、强度

3、石油钻井用钻头类型：刮刀钻头、牙轮钻头、金刚石钻头

4、刮刀钻头的破岩原理：撞击、压碎及小剪切、大剪切

5、三牙轮钻头的基本结构：(1)钻头本体(2)牙轮：由牙轮体和牙齿组成(3)轴承及其储油密封装置(4)喷嘴

6、牙轮钻头的破岩机理：(1冲击、压碎作用(2)剪切作用

7、金刚石钻头的破岩机理：以切削齿对地层进行切削来破碎岩石。

8、水功率传递原理：

（1）钻井液从钻井泵流出以后，先经过地面高压管线、立管、水龙带、和方钻杆。这部分称为地面管汇，不随井深变化。

（2）钻井液从方钻杆流出后，即进入钻杆和钻铤内部。这部分合称为钻柱内部，随着井深的增加而加大。

（3）钻井液从钻铤流出后即进入钻头喷嘴，形成液射流，清洗井底和破碎岩石。这是水功率传递的目的地

（4）钻井液到达井底以后，又从钻柱与井壁的环形空间返出到达地面上，钻井液在返出时还要完成一个任务——携带岩屑。

9、一般组成钻柱的基本钻具是：方钻杆、钻杆、钻铤、配合接头

钻柱承受载荷特点：轴向力、扭矩、径向挤压力、弯曲力矩、动载

10、钻柱在钻井过程中的运动形态：自转、公转、涡动、轴向振动、扭转振动、横向振动 第五章 钻井过程压力控制

1、波动压力对钻井工程的影响

(1)抽汲减少井眼中压力引起井喷(2)抽汲导致地层流体进入井眼污染泥浆

(3)下钻、下套管引起过高的激动压力而发生井漏(4)抽汲和压力激动交替变化，使井壁不稳定

2、气侵途径与方式：（1）伴随岩石破碎进入井筒（2）储集层中气体通过泥饼向井内扩散

（3）当Pm

溢流的早期发现：（1）钻井液池液面升高（2）钻速变快（3）井返出钻井流体速度增大

（4）立管压力下降（5）地面油、气、水显示（6）钻井液性能变化

3、溢流关井方法：(1)硬关井，在防喷器与四通等的旁侧通道全部关闭的情况下，立即关闭防喷器

（2）软关井，在阻流器通道开启、其他旁侧通道关闭的情况下关防喷器，然后缓慢关闭阻流器

（3）半软关井，先关万能防喷器，后关闸板防喷器，待防喷器关闭后，最后完全关闭阻流器。

4、压井方法：司钻法、工程师法、同步法、边等边加重法 第六章 井眼轨迹设计与控制

1、定向井的基本要素：井深、井斜角、方位角、井斜变化率、方位变化率、垂深、水平位移

2、实钻井眼轨迹计算与作图：平均角法、平衡正切法、曲率半径法、最小曲率法、实钻井眼轨迹作图

3、定向钻井是使井眼沿预先设计的井眼轴线（井眼轨迹）钻达预定目标的钻井过程。

4、造斜工具：钻头+直螺杆+弯接头+钻铤；钻头+弯外壳+钻铤

5、改变井眼轨迹所用的主要工具：造斜器、喷射钻头、容积式液马达（螺杆钻具）、涡轮、下部钻具组合、定向井井眼轨道自动控制系统

6、装置角定义:井斜铅垂面顺时针旋至造斜工具面所转过的角度。（井斜铅垂面与造斜工具面之间的夹角。)第七章 固井

1、为了加固井壁，保证继续钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的分层试油及在整个开采中合理的油气生产，为此入优质钢管，并在井筒与钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。

2、固井的基本过程：

(1)下套管：就是将单根套管及固井所需附件逐一连接下入井内的作业。

(2)注水泥：下完套管之后，把水泥浆泵入套管内，再用钻井液把水泥浆顶替到套管外环形空间设计位置。

(3)当按设计将套管下至预定井深后，装上水泥头，循环钻井液。

(4)候凝：注入井内的水泥浆要凝固并达到一定强度后才能进行后续的钻井施工或是其他施工。

3、套管柱所承受的基本外载可分为三种：

在管柱外壁上的外挤压力、作用在管柱内壁上的内压力和作用在管柱内方向与管柱轴线平行的轴向拉力。

4、套管基本参数：套管尺寸、套管壁厚与套管单位长度名义质量、螺纹类型、套管钢级

5、双向应力椭圆规律：第一象限表示套管受的是轴向拉力与内压力的联合作用，第二象限是轴向压力与内压力的联合作用，第三象限是轴向压缩力与外力的联合作用，第四象限是轴向拉力与外压力的联合作用。

6、目前国内外使用的油井水泥主要是硅酸盐水泥，是由水硬性硅酸钙为主要成分，加入适量石膏和助磨剂（或是加入适量的石膏或石膏和水），磨细制成的产品。

7、水泥浆性能：水泥浆密度、水泥浆稠化时间、水泥浆流变性、水泥浆失水量、水泥浆稳定性、水泥石抗压强度、水泥石渗透率

8、提高注水泥顶替效率的措施：

(1)加扶正器降低套管在井眼中的偏心程度(2)注水泥时活动套管(3)采用紊流或塞流流态注水泥

(4)使用注水泥前置液(5)注水泥前调查整钻井液性能(6)增加紊流接触时间(7)顶替液与钻井液的密度差

9、水泥浆密度：单位体积内所含的水泥浆的质量

10、水泥浆稠化时间：用加压稠度仪模拟井下温度压力条件，从给水泥浆加温加压时起至水泥浆稠度达100Bc所经历的时间

11、水泥浆流变性：水泥浆在外加剪切应力作用下流动变形的特性

12、水泥浆失水量：水泥浆中的自由水通过井壁渗入地层的现象

13、水泥浆稳定性：在静止状态下，由于颗粒沉降而导致水泥浆上下密度不一致的现象

14、水泥石抗压强度：水泥石在压力作用下达到破坏前单位面积上所能承受的力

15、水泥石渗透率：在一定压差下，水泥石允许流体通过的能力 第八章 完井

1、完井，油气井的完成方式，即根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间的合理连通渠道或连通方式。

2、常规完井方法主要有：

(1)射孔完井方法(2)裸眼完井方法(3)割缝衬管完井方法(4)砾石充填完井(5)其他方法

3、射孔完井适用的地质条件：

①有气顶、或有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层 ②各分层之间存在压力、岩性等差异，因而要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的储层。③要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层。④砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层。

4、裸眼完井适用的地质条件：

①岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层。

②无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层③单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层。④不准备实施分隔层段，选择性处理的储层。

5、割缝衬管完井适用的地质条件：

①无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层。②单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层。③不准备实施分隔层段，选择性处理的储层。④岩性较为疏松的中、粗砂粒储层。

6、裸眼砾石充填完井适用的地质条件：

①无气顶、无底水、无含水夹层的储层。②单一厚储层，或压力、物性基本一致的多储层。③不准备实施分隔层段，选择性处理的储层。④岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。

7、套管砾石充填完井适用的地质条件：

①有气顶、或有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层。②各分层之间存在压力、岩性差异，因而要求实施选择性处理的储层。

③岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。

3、一口井从上往下是由井口装置、完井管柱和井底结构三部分组成。井口装置包括套管头、油管头和采油（气）树三部分 第九章 储层保护

1、储层损害：在钻井、完井井下作业及油气田开采全过程中，造成储层渗透率下降的现象。

2、储层保护技术：认识和诊断储层损害原因及损害过程的各种手段、防止和解除储层损害的各种技术措施

3、钻井过程中储层损害原因：

(1)钻井液中固相颗粒堵塞储层(2)钻井液滤液与储层岩石不配伍引起的损害

(3)钻井液滤液与储层流体不配伍引起的损害(4)油相渗透率变化引起的损害

(5)负压差急剧变化造成的储层损害

4、钻井过程中影响储层损害程度的工程因素：

（1）压差（2）浸泡时间（3）环空返速（4）钻井液性能

第四篇：钻井与完井工程重点总结

第一章 绪论

1、钻井分类：地质探井、预探井、详探井（评价井）、地质浅井、检查资料井、生产井、注水井。

地质探井：了解地层的沉积年代、岩性、厚度、生储盖组合。

预探井：以发现未知新油气藏为目的所钻的井。

第二章 井身结构设计

1、井深结构设计的任务：确定套管的下入层次、下入深度、水泥浆返深、水泥环厚度、生产套管尺寸及钻头尺寸。

井身结构设计应满足以下主要原则：

A.能有效保护储层；

B.避免产生井漏、井喷、井塌、卡钻等井下复杂情况和事故，为安全、优质、高速和经济钻井创造条件；

C.当实际地层压力超过预测值发生溢流时，在一定范围内，应具有处理溢流的能力。

2、选择井身结构的客观依据：地层压力剖面、地层破裂压力剖面、井眼坍塌压力剖面。

3、上覆地层压力p0：指该处以上地层岩石基质和孔隙中流体的总重量（重力）产生的压力。

4、地层压力pp：指岩石孔隙中流体的压力，亦称地层孔隙压力。

5、骨架压力：由岩石颗粒之间相互接触来支撑的那部分上覆地层压力（亦称有效上覆地层压力或颗粒压力）。

6、异常高压的成因：

A.沉积物的快速沉积，压实不均匀；

B.渗透作用；

C.构造作用；

D.储集层的结构。

7、地层压力预测方法：（要求掌握d（dc）指数法的原理）

d（dc）指数法检测原理：机械钻速是钻压、钻速、钻头类型及尺寸、水力参数、钻井液性能、地层岩性等因素的函数。当其他因素一定时，只考虑压差对钻速的影响，则机械钻速随压差减小而增加。在正常地层压力情况下，如岩性和钻井条件不变，机械钻速随井深的增加而下降。当钻入压力过渡带之后，由于压差减小，岩石孔隙度增大，机械钻速转而加快。d指数则正是利用这种差异预报异常高压。

8、地层破裂压力：当液体压力达到某一数值时会使地层破裂，这个液体压力称为地层破裂压力。

9、地应力：指地下环境中某一岩层深度所处的应力状态。可用三个主应力表示，即垂直主应力z、最大水平地应力H、最小水平地应力h。

10、井眼坍塌压力预测

井眼失稳破坏准则：石油工程对脆性泥页岩——般采用摩尔—库尔强度准则。

11、井深结构设计时井内压力系统必须满足：pf>=pmE>=pR（原则）

Pf——地层破裂压力；

pmE——钻井液有效液柱压力；

pR——地层压力。

12、井身结构设计的基础参数：

A.地质方面的数据

1)岩性剖面及故障提示；

2)地层压力梯度剖面；

3)地层破裂压力梯度剖面。

B.工程数据

1)抽汲压力系数Sw（起钻）；

2)激动压力系数Sg（下钻）；

3)地层破裂安全增值Sf；

4)溢流条件Sk；

5)压差允值pN（pa）。（避免差压卡钻）

13、套管层次：导管，表层套管，中间套管（或技术套管），生产套管（或油层套管）。

14、井身结构设计步骤：

A.根据区域地质情况，确定按正常作业工况或溢流工况选择式；

B.利用压力剖面图中最大地层压力梯度求中间套管下入深度假定点；

C.验证中间套管下入深度H3是否有卡套管的危险；

D.计算钻井（或中间）尾管的最大下入深度；

E.计算表层套管下入深度H1；

F.进一步校核中间尾管；

G.生产套管下入目的层中，应进行压差卡钻和溢流条件校核。

第三章 钻井液

1、钻井液主要功能：

A.清洗井底，携带岩屑；

B.冷却、润滑钻头和钻柱；

C.形成泥饼，保护井壁；

D.控制和平衡地层压力；

E.悬浮岩屑和加重材料；

F.提供所钻地层的地质资料；

G.传递水功率；

H.防止钻具腐蚀。

2、主要的粘土矿物：高岭石、蒙脱石、伊利石。

3、粘土矿物的水化作用：指水分子被粘土表面及其所带阳离子极化后定向排列而形成的水化膜的作用。包括表面水

化（主要有粘土表面吸附产生）和渗透水化（主要由吸附阳离子在表面和本体的浓度差产生）两种。

4、扩散双电层的形成与结构

由于胶体粒子带电，在它周围分布着与其电荷数相等的反离子，于是在固液界面形成双电层。反离子分布不均匀，靠固体表面密度高，形成紧密层（吸附层）。

扩散双电层：从固体表面到过剩反离子为零处得这一层称为扩散双电层。

5、钻井液的工艺性能

A.钻井液的流变性能：钻井液在流动过程中的流变性和静止状态下触变性的流体力学表现，主要由粘度、静切

应力等流变参数表示。

钻井液流变行为模式：幂律流体模式；宾汉流体模式；卡森流体模式；赫——巴流体模式。

B.钻井液的失水造壁性能

失水：钻井液在屡失过程中，其中的自由水在压差作用下向多孔性地层屡失渗透的过程叫做失水。

造壁：井壁上泥饼的形成叫做造壁。

失水类型：瞬间失水、动失水、静失水。

6、影响失水的因素：

A.静失水量Vf与时间t的关系；（正相关）

B.静失水量与压差的关系；（正相关）

C.静失水量与滤液粘度的关系；（负相关）

D.静失水量与固相含量及类型的关系；（Vf(Cc/Cm-1)1/2）

E.静失水量与泥饼厚度的关系；（正相关）

F.静失水量与泥饼渗透率的关系。（正相关）

7、钻井液分类：水基钻井液、油基钻井液、气态钻井液。

第四章 钻进工艺

1、影响钻井速度的因素：

A.地层岩性；

B.钻井液性能：密度、固相含量、粘度、失水，尤其是初失水、含油量；（具体分析见图4-2）

C.钻头类型；

D.水力参数：由于射流形成的影响；

E.机械参数：钻压、钻速是直接作用于井底借以破碎岩石的基本参数，二者需合理配合。

2、岩石的物理机械性质

弹性：除去外力，物体能恢复原状的特性；

塑性：除去外力，物体不能恢复原状的特性。

3、岩石的强度

强度：物体受外力作用而达到破坏时的应力；

单轴抗压强度：在单向受压情况下，岩石发生破坏的应力；

抗拉强度：在拉张力的作用下岩石发生破坏时的应力；

抗剪强度：在剪切力的作用下岩石发生破坏时的应力；

抗弯强度：在弯曲力矩作用下岩石发生破坏时的应力。

4、岩石的硬度：岩石抵抗其他物体压入其内的能力，即岩石的抗压入强度。

5、岩石的可钻性：一般理解为岩石破碎的难易性，由此把岩石分为难钻的和易钻的。

6、钻头类型

A.刮刀钻头

B.牙轮钻头：作用机理为钻头的冲击、压碎和剪切破碎岩石的作用；

C.金刚石钻头：作用机理为切削。

7、水力参数对钻速的影响机理：水力破岩作用、水力清岩作用。

8、机械参数对钻速的影响：钻压、钻速、排量。

9、钻具：井下钻井工具。

10、钻柱：基本钻具：方钻杆、钻杆、钻铤、配合接头；辅助四器：稳定器、减震器、震击器、悬浮器。

11、确定钻柱最大允许静拉符合Pa的三种方法：

A.安全系数法；

B.考虑卡瓦挤毁钻杆的设计系数法；

C.拉力余量法。

第五章 钻井过程压力控制

1、平衡钻井：指钻进时井内有效钻井液柱压力等于地层压力的钻井技术。

2、近平衡钻井：指钻进时井内有效液柱压力低于地层压力，允许地层流体进入井筒，有控制地循环至地面装置的钻

井技术。

3、波动压力：激动压力和抽汲压力称为管柱在充有流体的井内运动时的波动压力。

激动压力：下放管柱产生的附加压力；

抽汲压力：上提管柱产生的附加压力。

4、溢流：指当井底压力低于地层压力时，井口返出钻井液流量大于泵入量，停泵后井筒流体从井口自动外溢出井口的现象。

控制溢流的方法：

A.初次控制：保持井筒钻井液压力略高于地层压力并配合以合理的操作技术，地层流体不能进入井筒而维持正

常钻井；

B.二次井控：当地层——井筒压力系统失去平衡时，采用井控技术重新建立井筒——地层压力系统控制溢流；

C.三次井控：当地层压力很大，溢流发现较晚，进入井筒的高压油气数量过多，在井口装置完好可控条件下，无法用保持井底压力不变的方法排除高压油气溢流时，采取紧急的处理办法，如泵入重晶石或打水泥塞。

引发溢流及井喷的原因：

A.地层压力Pp预测不准确；

B.井筒内钻井液高度h降低；

C.钻井液密度降低；

D.起钻中抽汲压力降低了井筒内液柱压力。

溢流的早期征兆：

A.钻井液池液面升高；

B.钻速变快；

C.井口返出钻井流体速度增大；

D.立管压力下降；

E.地面油、气、水显示；

F.钻井液性能变化。

5、常规油气井控制井的压井方法

A.司钻法（两步控制法）：分两个循环周进行，第一循环采用原密度m钻井液循环排出环空气侵的钻井流体；第二循环泵入按关井立管压力求得的所需密度的mk钻井液置换出井筒内m的钻井液而恢复建立井筒压力系统平衡时的压井方法；

特点：第一循环周结束，关井立管压力等于套压；第二循环周结束，立管压力等于循环压降，套压为零。停止循环后立管压力和套压等于零。

B.工程师法（等候加重法）：根据关井立管压力求得地层压力，待配制好所需压井密度的钻井液后，通过一个循

环周内同时排出环空气侵流体的压井方法。

6、防喷器类型：环形防喷器、闸板防喷器（单、双）、旋转防喷器。

第六章 井眼轨迹设计与控制

1、定向井井眼轨迹设计的基本要素

A.井深：井眼轴线上任一点到井口的井眼长度；

B.井斜角：井眼轴线上任一点的井眼方向线（切线，指向前方）与通过该点的重力线间之间的夹角；

C.方位角：井眼轴线上任一点的正北方向线与该点的井眼方向线在水平面投影线间的夹角；

D.井斜变化率：单位长度段内井斜角的改变值；

E.垂深：井眼轴线上任一点到井口所在水平面的距离；

F.水平位移：井眼轴线上任一点到井口所在的铅垂线的距离。

2、井眼曲率：单位长度段内井眼切线倾角的改变。（错误！未找到引用源。）

第七章 固井

1、固井：向井内下入套管，并向井眼和套管之间的环形空间注入水泥的施工作业。包括下套管和注水泥两大部分。

2、套管柱外载类型

A.外挤压力：主要来自钻井液液柱压力、水泥浆液柱压力、地层中流体压力、易流动岩层的侧压力等；

分为：外压力、支撑内压力、有效外压力

B.内压力：主要来自钻井液、地层流体（油、气、水）压力以及特殊作业（如压井、酸化压裂、挤水泥等）时

所施加的压力；

分为：内压力、支撑外压力、有效内压力

C.轴向拉力：套管自重、动载，遇卡上提多提的拉力等产生的附加拉力等。

3、套管强度：套管柱具有的抵抗外载的能力称为套管强度。

抗挤强度：套管所能承受的最大外挤压力；

抗内压强度：套管所能承受的最大内压力；

抗拉强度：套管所能承受的最大轴向拉力。

4、水泥浆（石）的性能：水泥浆密度、水泥浆稠化时间、水泥浆流变性、水泥浆失水量、水泥浆稳定性、水泥石抗

压强度、水泥石渗透率。

5、提高注水泥顶替效率的措施：

A.加扶正器降低套管在井眼中的偏心程度；（避免窜槽现象）

B.注水泥时活动套管；（要求井壁规则，转速低）

C.采用紊流或塞流流态注水泥；（在紊流塞流流态，断面流速分布相对平缓，因而有利于水泥浆均匀推进顶替钻

井液）

D.使用注水泥前置液；

E.注水泥前调整钻井液性能；

F.增加紊流接触时间

G.顶替液与钻井液的密度差；（一般要求钻井液、前置液、水泥浆的密度应逐级增大（所谓正密度差），因正密

度差将对钻井液产生浮力作用，有利于顶替）

第八章 完井

1、完井：指油气井的完成，即根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间的合理连通渠道或连通方式。

2、几种主要完井方法适用的地质条件（垂直井）

射孔完井：

A.有气顶、或有底水、或有含水夹层，易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层；

B.各分层之间存在压力、岩性等差异，因而要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的储层；

C.要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层；

D.砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层。

裸眼完井：

A.无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层；

B.岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层；

C.单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层；

D.不准备实施分隔层段，选择性处理的储层。

割缝衬管完井：

A.无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层；

B.单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层；

C.不准备实施分隔层段，选择性处理的储层；

D.岩性较为疏松的中、粗砂粒储层。

裸眼砾石充填完井：

A.无气顶、无底水、无含水夹层的储层；

B.单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层；

C.不准备实施分隔层段，选择性处理的储层；

D.岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。

套管砾石充填完井：

A.有气顶、或有底水、有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层；

B.各分层之间存在压力、岩性差异，因而要求实施选择性处理的储层；

C.岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。

第九章 储层保护

1、储层敏感性：速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏。

速敏：指因流体流动速度变化引起地层微粒运移、堵塞喉道，导致渗透率下降的可能性及其程度；

水敏：原始状态处于盐水环境中的地层的某些矿物遇淡水或低矿化度水后发生膨胀、分散、脱落和运移，从而减小或堵塞储层喉道，造成储层渗透率下降的可能性及其程度；

盐敏：渗透率随注入液矿化度降低而变化的可能性及其程度；

碱敏：碱性环境下，粘土颗粒易于分散、运移，诱发粘土矿物失稳，碱性介质与储层岩石反应是矿物颗粒分散，与地层水相互作用生成无机垢等，从而造成储层渗透率下降的可能性及其程度；

酸敏：酸液进入地层后，与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生沉淀或释放出微粒，使地层渗透率下降的可能性及其程度。

2、钻井过程中造成储层损害原因分析

A.钻井过程中储层损害原因；

1)钻井液中固相颗粒堵塞储层

2)钻井液滤液与储层岩石不配伍一起的损害；（水敏、盐敏、碱敏、润湿反转、表面吸附）

3)钻井液滤液与储层流体不配伍引起的损害；（无机盐沉淀、形成处理剂不溶物、发生水锁效应、形成乳化

堵塞、细菌堵塞）

4)油相渗透率变化引起的损害；（钻井液滤液进入储层，改变了井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透

率下降，增加油流阻力）

5)负压差急剧变化造成的储层损害；（中途测试或负压差钻井时，如选用的负压差过大，可诱发储层速敏，引起储层出砂及微粒运移。此外，还会诱发地层中原油组分形成有机垢和产生应力敏感损害）

B.钻井过程中影响储层损害程度的工程因素；

1)压差：压差是造成储层损害的主要因素之一。通常钻井液的滤失量随压差的增大而增加，因而钻井液进

入储层的深度和损害储层的严重程度均随正压差的增加而增大；

2)浸泡时间：当储层被钻开时，钻井液固相或滤液在压差作用下进入储层，其进入数量和深度及对储层损

害的程度均随钻井液浸泡储层时间的增长而增加；

3)环空返速：环空返速越大，钻井液对井壁泥饼的冲蚀越严重，因此，钻井液的动滤失量随环空返速的增

高而增加，钻井液固相和滤液对储层侵入深度及损害程度亦随之增加；

4)钻井液性能：钻井过程中起下钻、开泵所产生的激动压力随钻井液的塑性粘度和动切力增大而增加。

第十章 环境保护

第五篇：煤层气的完井技术

煤层气的完井技术

常用的完井技术

目前常用的完井技术有以下几种：

1、裸眼完井这是在煤层气开发的最初阶段广泛采用的一种完井方式，可以避免在注水泥过程中造成伤害，且成本较低。但是使用这种完井方式不能选择在某一煤层进行测试和完井、不能格挡各单个煤层间的气窜，而且由于井筒中煤细粒的聚集不能在煤层之下，煤细粒也常堵塞井筒，使煤层中的气不能有效地流向井眼。因此这种完井方式逐渐被另一种裸眼扩眼完井方式所取代。

2、裸眼扩眼完井在煤层之上下套管，然后在水，空气或泡沫的负压下钻穿煤层，再使用空气或泡沫排出循环钻井液，并在煤层段扩眼，形成一个大的中腹。因为负压钻井减少了地层损害，扩眼又进一步提高了井筒附近劈理系统的渗透性，所以可以获得较好的产能。煤层段的空腔有时是通过井的多次“冲击过程”，即可获得预期的扩眼效果，然后经高速空气或泡沫循环除去井筒中坍塌的煤屑和流入的地层流体，再下入衬管，即可投入生产。

3、下套管射孔压裂完井套管完井解决了裸眼完井遇到的许多问题，可以选择行的对某一煤层进行完井和开发，可以在煤层之下钻一段“鼠袋”，用于储集煤细粒和安装脱水泵，从而获得更高的产气量，压裂处理可以有效地提高产能，在对煤层实施水力压裂时，常采用较高的处理能力，压裂可以在煤层甚至邻层中产生相当复杂的裂缝形态，包括垂直裂缝和水平裂缝。

除上述二种基本完井方式之外，还有两项新技术可以提高气井产量和降低成本。

4、水平井钻水平井是一项极具潜力的天然气裂缝煤层气藏的完井技术，与最大渗透性方向垂直的长水平井眼已被证明是十分有效的。最大渗透率方向与通常天然裂缝方向一致，或

与壁理方向一致，所以在最大渗透率方向容易确定的情况下，可采用钻水平井有效地开发煤层气，但若最大渗透率方向不好确定，最大渗透率方向与劈理方向关系不大，这种情况下水平井就不一定比相当长度的水力压裂裂缝更有效。

5、多层完井多层完井是降低煤层气开发成本的一种重要手段，通过多层完井，可以增大一口井的开采储量，提高井的产量，降低单位开发成本。