PAGEMDT測井及資料應用指南新疆油田公司新疆石油管理局測井公司TOC\o"1-3"\h\z前言 2一、 MDT測前準備 41區域資料 42錄井資料 43鉆井資料 44泥漿電阻率及地層水電阻率 5二、 MDT測前設計 61MDT測井的整體原則 61．1測壓 61．2流體分析 61．3取樣 62MDT測前設計 72.1測井資料初步分析 72.2MDT測前設計主要考慮的因素 83MDT測前設計修改及補充 12三、 MDT測井過程 211測壓 212LFA流體分析和取樣 213MDT測井之后 22四、 MDT現場測井注意事項 23五、 MDT測井資料的現場解釋 251MDT壓力測試資料的解釋 251.1MDT壓力測試資料的定性分析 251.3MDT壓力資料的應用 352MDT流體分析資料的解釋 422.1砂堵 432.2泵不動 442.3高吸收流體現象 462.4PC模塊掉電 462.5色譜偏差 472.6殘余油 482.7流線電阻率 502.8層厚影響 532.9位置影響 542.10含蠟影響 552.11分析為油，試油為水 562.12泥漿污染 573MDT取樣資料的解釋 623.1確定地層流體性質參數 623.2判斷儲層生產流體的性質 63前言大多數測井資料是使用儲層的地球物理響應間接地確定儲層流體的類型，由于這些測井響應受眾多因素的影響，存在多解性和不確定性，使得測井資料判斷儲層流體性質有很大的難度，特別是在地質條件、井眼條件較為復雜的情況下，測井資料評價儲層流體性質的難度更大，只有通過地質、試油數據的標定才能獲得較好的評價效果。事實上，在勘探早期，特別是預探階段，巖心分析數據、試油資料是不具備的，這就給復雜地質條件下的測井評價工作，尤其是流體性質識別帶來了一定的難度。與常規測井項目相比，MDT具有強大的技術優勢，但其費用與其它測井項目相比相對較高。有效地解決地質問題才是測井的目的，有效地解決了地質問題，就是節約了勘探成本。反之，若未解決地質問題，再少的費用也是浪費。近年來，由于股份公司的支持，使得新疆油田分公司在《油氣層快速評價技術》的研究方面，取得了很大的進展，并形成了一套完整的油氣層快速評價方法。測井新技術MDT測井作為油氣層快速評價很重要的環節，在準噶爾盆地的油氣勘探開發中發揮了很重要的作用，給油田公司的領導和地質家的正確決策提供了強有力的證據。尤其是在基東油田、陸梁油田、卡因迪克油田、呼圖壁氣田、沙南油田、北34井區、莫北油田等油氣田的快速發現、油氣藏評價等方面的作用特別顯著。應用MDT要針對不同的評價對象和評價目的，有的放矢，減少無效測試點，提高測試成功率，在盡可能減小測井成本的同時，以求地質效果的最大化，以測井局部的高投入，換取整個勘探項目的高效益。MDT測井共有三種方式：地層壓力測試、光學（含氣）流體分析法和地層取樣（常規和PVT取樣）。MDT測井的主要用途：1、MDT壓力剖面、光學（含氣）流體分析及取樣可以快速、準確的識別儲層流體的類型；2、MDT測量的壓力剖面，可用于在勘探的早期確定氣、油、水界面，研究油藏的類型；3、利用MDT測壓及PVT取樣可研究油氣藏的性質；4、MDT電纜地層測試快速、準確的優勢，為加快勘探進程，快速、準確地發現、探明油氣藏提供了重要的技術手段。MDT測井儀于1992年投入準噶爾盆地使用，迄今為止，共測有約134口井；僅1997年至2001年就測有116口井，在這些井中測壓1268點，OFA/LFA分析373點（其中油樣128個），已被試油驗證的有99層。本報告基于多年使用MDT測井儀器的經驗，詳盡闡述MDT測井的測前準備、測前設計、測井過程的監控以及測井資料的現場解釋等，并例舉了大量的現場測井資料進行實例分析，它是對多年來MDT測井方法在準噶爾盆地應用的成功經驗和失敗教訓的總結。希望通過本報告，能使地質家及現場工程師對MDT資料的分析和應用帶來一定的借鑒和幫助。MDT測前準備在正式進行MDT測井之前，需要了解鉆井井深、裸眼井長度、井眼情況等基礎數據，然后根據測前設計，制定具體的測壓、分析取樣方案，保證測井的正常開始。認真檢查和刻度儀器，根據儲層性質、井眼、測井目的準備儀器模塊。測井前應收集以下資料：1區域資料①地質勘探開發形勢圖、井位部署圖、構造井位圖、地質設計任務書及地質勘探開發報告等；②主要目的層構造特征、儲層特征、沉積環境及油氣藏類型；③含油氣層系的巖性、物性、含油性及測井響應特征；④各層段地層水礦化度變化情況；⑤鄰井測井資料以及與測井解釋相關的圖版、測井解釋模型、解釋參數。2錄井資料2.1巖心錄井①巖心錄井圖：圖上應注明每次取心的井段及取心收獲率；②巖心描述清單：巖心的巖性、顏色、膠結物成分及含量、膠結程度、孔隙及裂縫發育程度、含油級別及滴水滲透情況；③巖心分析資料：本井或鄰井相應層位巖心的礦物成分、有效孔隙度、空氣滲透率、含油飽和度、含水飽和度、粒度中值、膠結成分及含量等。2.2巖屑錄井巖屑及含油情況描述。2.3氣測錄井油氣顯示井段、基值、全烴最大值及全烴值與基值的比值、氣體組分分析解釋結果等。3鉆井資料3.1鉆井工程數據目的層浸泡時間，鉆時、井噴、井涌、井漏情況及有關鉆井工程數據。3.2鉆井液錄井鉆井過程中鉆井液的性能變化、鉆井液的添加物、槽面油氣顯示情況及鉆井液樣品含油氣情況分析。當依次進行常規測井、核磁、成像測井資料采集時，我們就可以分析、收集相關的測井信息。4泥漿電阻率及地層水電阻率測量泥漿電阻率，并估算各儲層的地層水電阻率。MDT測前設計1MDT測井的整體原則測井監督和現場測井解釋評價人員對測井、地質錄井等資料的油氣顯示情況的掌握程度是決定MDT測井成敗的關鍵因素。MDT測井是以常規測井、成像測井、核磁測井等資料的綜合分析為基礎的。現場MDT測井一般主要采用兩種資料采集方式，即測壓和井下流體光譜分析，當然，流體取樣只是井下流體光譜分析的最終結果的直觀體現，取樣是根據研究的需要所決定的，并不一定每次分析后都取樣。應用MDT測井要針對不同的評價對象和評價目的，有的放矢，減少無效測試點，提高測試成功率，在盡可能減小測井成本的同時，以求地質效果的最大化，以測井局部的高投入，換取整個勘探項目的高效益。1．1測壓區域探井：全井段砂層布點，以建立區塊的壓力剖面，為勘探地質研究提供基礎信息；評價井或開發準備井：獲取油藏壓力為目的，建立油藏壓力資料，為油藏開發方案編制提供依據；開發區調整井：重點在動用層系布點。通過油藏壓力變化，監測儲層連通及動用情況，實現油層動態跟蹤。1．2流體分析以確認地層流體性質為目的，一般在顯示較好的儲層和測井解釋疑難層（如低阻油層、高阻水層等）布點分析。1．3取樣根據地質研究和儲量計算需要，確定常規取樣和PVT取樣層位及數量，并在測井過程中，依據流體分析結果進行實際取樣。*重點目的層：以流體分析和取樣為主，加長測試時間，從泵出開始，直到徹底認清地層流體性質為止；同時進行測壓，獲得儲層壓力資料，確定氣油、油水界面。*非重點層：主要做預測試，獲得地層壓力資料，建立地層壓力剖面，計算儲層流體密度，流體分析可作為對測壓資料的驗證。根據多年來的使用經驗，現分別論述。2MDT測前設計在正式進行MDT測井之前，需要作測前設計。測前設計的目的：在井場短時間內快速、準確確認儲層流體性質，評價油氣、油水、氣水界面，同時考慮測量時的安全，減少不必要的資金浪費，優化選取測壓、LFA分析的測量點，以及取樣位置，達到最佳測井目的。2.1測井資料初步分析在現場首先根據常規測井項目，以巖性、孔隙度、淺中深徑向電阻率測井系列為基礎，給解釋評價人員提供儲集層的基本信息：儲層的井段、厚度、孔隙度大小、油氣水分布的信息，然后結合錄井、氣測、鉆井取心等資料，判斷油氣水的縱向分布規律。微電阻率成像測井可以提供連續的巖性、顆粒、分選、膠結、結構、構造、排列、裂縫的產狀和分布等測井信息。對于一些巖性復雜多變的區塊，由于成像測井的優勢在于分辨率高、提供直觀的巖性分布（通過巖心標定后）以及裂縫和孔洞的信息，現場MDT施工時可以直接確定測量點的部位，提高MDT測試的成功率。核磁測井提供直觀的有效孔隙度、可動流體孔隙度、滲透率；劃分儲層類型，優選高孔、高滲井段，為MDT測壓、井下流體分析、直接取液分別確定部位。在復雜巖性儲層中選擇MDT測量點起著重要的作用。應用上述資料,可初步確定MDT測壓深度點和流體分析取樣深度及個數。1)巖性指鉆井取心獲得的巖心資料或成像測井(FMI、STAR-II、EMI)展示的資料,用以確定MDT測試點及其座封情況（如有裂縫，則應采取相應措施或換另一深度點進行測試；2)根據多年經驗認為:在砂泥巖地層，MDT測試點的自然伽瑪值一般應小于75API；3)利用自然電位的異常情況，可初步判斷泥漿及地層水的含鹽度、地層水電阻率；4)MDT測試點的密度值一般應小于2.45g/cm35)根據區域試油結果及錄井、氣測等資料，可大致判斷油氣水層的電阻率響應。綜合上述資料的分析判斷，確定適合進行測壓、取樣分析的地層及深度點。2.2MDT測前設計主要考慮的因素2.2.1儲層井眼的規則程度MDT的測量必須保證井眼規則，井眼垮塌較嚴重或鋸齒狀井眼時，MDT座封不住，無法將地層中的流體泵出。同時還要考慮裂縫性儲層和儲層的非均質性，盡量不要將座封點定在裂縫段和礫石上（MDT的探頭較小）。另外還需注意的是如果裸眼井段過長，測井時電纜很容易被井壁吸附，在這種情況下，MDT做LFA分析的時間不宜過長或測井過程中注意活動電纜，實在無法進行正常測井，可要求通井。一般來說，MDT測量的最佳井眼條件是8.5in，對12如圖2-1為車79井測井曲線綜合圖，現場解釋人員通過綜合分析，認為3515-3522m儲層物性較好，陣列感應電阻率正差異，電阻率最高可達10Ωm，是一個有利儲層，決定進行測壓和光學流體分析。但是從第一道井徑測井曲線來看，井眼極不規則，呈鋸齒狀，最大井眼尺寸可達14in(鉆頭直徑8.5in在大井眼中進行MDT測井時，也有應用很成功的例子，如圖2-2為卡6井測井曲線綜合圖，E2-3a組砂層厚2.3m（3257.2-3259.5m），其電阻率為3.8-4.2Ωm，密度孔隙度為21.7-25.5%，井徑為11.8英寸。MDT在此層3257.7m處通過加長推靠器進行LFA分析，獲取2.2.2泥漿條件MDT測井之前井內泥漿應有足夠的穩定時間，最佳情況應是沒有泥漿漏失和井內出液，以使測壓資料更加準確。為降低電纜吸附和粘卡風險，應盡可能調整泥漿性能，降低泥漿濾液濾失量，減薄泥餅厚度，一般應將泥漿濾失量控制在4cm3以內，泥餅厚度不超過0.5cm。為保證井眼通暢，減小施工時測井儀器遇卡風險，要求鉆井隊在泥漿中加入潤滑劑、防卡劑及堵漏劑，這些材料可提高常規測井成功率，但易造成MDT儀器管線和探管堵塞。如果井內泥漿易造成電纜吸附和粘卡，為了弄清疑難層，解決地質問題，應盡量采用井下流體光譜分析，主要原因是：避免電纜吸附和粘卡的手段是在測量過程中活動電纜，活動電纜會影響測壓的效果，而對井下流體光譜分析影響較小。測井過程中（LFA分析），已采取了一切必要的措施，在很短的時間內，電纜被吸附，或MDT測井之前，發現電纜很容易被吸附，則先選最重要的點做LFA分析和取樣，直至確認儲層的流體性質。如圖2-3為沙105井測井曲線綜合圖，在2227-2232m井段內儲層巖性為含礫砂巖，為三疊系韭菜園組一套儲層，電阻率20-30Ωm，密度2.38g/cm莫102井地理上位于瑪納斯縣莫索灣鎮東約40km，盆5井東南約1.5km處；構造上位于準噶爾盆地腹部中央坳陷馬橋凸起盆5井北背斜；主探侏羅系三工河組、兼探白堊系和侏羅系西山窯組。在侏羅系三工河組S22砂層組測壓10個點（圖2-4），最初的想法是想通過地層壓力建立壓力剖面，確定氣和油的界面，在實際測井過程中，由于儲層的物性對于MDT來說，不夠理想，所測的壓力點均有超壓現象，在20多個測點中，僅有9個點超壓現象不嚴重，但由于在測壓過程中，電纜吸附現象嚴重，活動了測井電纜，故對測壓仍然產生了影響，利用這些點仍然無法計算合理的地層流體密度。在4252.7m進行LFA分析，見到油氣顯示，也就是說，活動電纜對井下流體光譜分析影響較小（圖2-5）2.2.3儲層巖性通常情況下，MDT測井在分選較好的砂巖儲層中測量效果較好，但對高孔、高滲的砂礫巖儲層和火山巖儲層，有時同樣也可進行MDT測井，對此類儲層，最好直接采用LFA進行流體性質分析。當然雙分隔器測試也是一種方法。沙丘6井2532-2547m儲層為石炭系頂部火山巖，CMR孔隙度達18%-24%，滲透率達10-193×10-3μm2，孔、滲都比較高，是難得的好儲層。MDT在2545.1m進行LFA井下流體光譜分析，取樣獲10.沙103井二疊系1584-1593m儲層巖性為砂礫巖，電阻率8-12Ωm，密度2.24g/cm3，錄井油氣顯示在該段較為活躍，MDT在1587m進行LFA分析，見明顯油氣層顯示，并取獲10.2.2.4孔隙度、滲透率從歷年準噶爾盆地200多口井的MDT資料的732個LFA/LFA井下流體分析數據中，我們統計了分析點的孔隙度、滲透率的分布范圍(圖2-8、2-9)。圖中可見孔隙度主要在10-33%之間變化；白堊系地層的分析點孔隙度下限為15%，侏羅系地層的孔隙度下限值為10%，二疊系地層孔隙度下限值為11%。滲透率的下限為0.5md。圖2-9顯示滲透率與流度間具有正比相關性，MDT測量的流度越大，則該點的滲透率也越大。北34井是阜康凹陷東斜坡二道河子地層圈閉的一口預探井，主要目的層為侏羅系三工河組，鉆井取心顯示巖心為分選較好的砂巖，但密度孔隙度較低，密度值2.5g/cm3，現場解釋認為是油氣層，共測17個干點，在較高孔隙度處沒有測成，而只在孔隙度較低的2760.44m處測到地層壓力，地層流度較高為26md/cp，LFA分析時，也只有此點可以泵出流體，12分鐘見到原油，經46分鐘即取到10.4升原油，確認油層厚度近202.2.5儲層厚度根據準噶爾盆地近五年176口井MDT測井情況，分析認為通常一個儲層最少測壓3-4個點才能準確求取地層流體密度，而一般厚度小于3-4m圖2-12為獨1井沙灣組測井曲線圖，在904.5-908.5m、910-914m均為4m厚的地層中各測壓3個點，密度值均在2.26-2.3g/cm3之間，904.5-908.5m井段3個點回歸的流體密度為0.8194g/cm3，910-914m井段3個點回歸的流體密度為0.7468g/cm3，兩層根據MDT測壓確定流體性質為油氣，后904.5-908.5m試油，5mm油嘴日產氣491m3，水43.28mLu2180井白堊系1272.0-1274.2m儲層，厚2.2m，電阻率5Ωm，密度值2.14g/cm3，井場在該層測壓三點（表表2-2LU2180井MDT測試數據和油水層評價成果表井段(m)深度(m)泥漿壓力(PSI)地層壓力(PSI)流度(×10-3μm2/cp)地層壓力差(PSI)泥漿密度(g/cm3)壓力系數(g/cm3)石英壓力計油水層解釋備注測前石英壓力計測后石英壓力計石英壓力計石英壓力計與應變壓力計石英壓力計石英壓力計應變壓力計測前應變壓力計測后應變壓力計應變壓力計應變壓力計應變壓力計No流體密度1272.01274.21272.312017.902016.721635.94.2113.641.11530.9042-水層增壓2004.542003.391622.34.201.10800.89671273.262018.362017.651635.751.4113.671.11480.9034僅供參考2004.962004.261622.150.891.10740.89591274.272019.552018.431637.121.2013.581.11450.90382006.152005.121624.120.091.10710.8963圖2-13、2-14為車64井測井曲線圖，從常規測井曲線圖上來看，上部電阻率比下部電阻率高，電祖率由高到低變化，故在上部2599.8m進行LFA分析、取樣，獲純油3.78升，在下部2601.8m進行LFA分析，主要為水，含少量油，而在此層測壓6個點，均為增壓點，根據測壓情況無法確定流體性質。2.2.6測壓深度間隔通常情況下，用地層壓力資料計算流體密度時，壓力點越多越好，但最佳情況是壓力點深度間隔為2m左右，當地層較薄時，壓力點間隔也最好不要小于12.2.7MDT測壓點數的確定對于厚度大于3m的儲層，如果決定測壓，測壓點的選取則要根據地質目的和區塊油氣水分布來決定。勘探初期（預探井），主要目的是發現油氣層，應在全井段砂層內布點，以建立區塊的壓力剖面，且每個儲層內至少要保證3-4個點測壓成功，在重點層及疑難層進行流體分析取樣，為勘探地質研究提供基礎信息；勘探中期（評價井），以弄清油藏性質及油氣水分布為目的，除在重點層及疑難層測壓以識別流體性質、確定油氣、油水、氣水界面外，最好進行流體分析取樣，為儲量計算提供寶貴參數；開發初期（開發準備井），以獲取油藏壓力為目的，建立油藏壓力資料，為油藏開發方案編制提供依據；開發中后期（開發區調整井），重點在動用層系布點。通過油藏壓力變化，監測儲層連通及動用情況，實現油層動態跟蹤，因此，應采取測量點加密方式測井。對準噶爾盆地不同區塊近年的主要勘探目的層，我們認為MDT測井應遵循以下原則：第三系：以流體分析和取樣為主，同時獲得地層壓力資料；白堊系：以流體分析和取樣為主，同時獲得地層壓力資料；侏羅系：測壓和流體分析同時采用；二疊系：多數層不能作MDT測井，MDT測井以流體分析為主；石炭系：個別層可作MDT測井，MDT測井只能作流體分析；3MDT測前設計修改及補充正式進行MDT測井后，在井場需實時監測測井動態，隨時修改及補充測前設計。對于測壓來說，如果想了解儲層性質，在一層內至少必須測成功3個點，根據歷年經驗，在水層比較容易實現，在油層，既使高孔高滲地層，也不能保證只測3個點就可得到合理的地層流體密度，往往需要多次不斷地重復嘗試才能成功，這就要求解釋評價人員高度的責任心，邊測壓邊進行地層流體密度回歸，直至得到滿意的結果或最后完全放棄。對于流體分析，如果根據光譜分析及流線電阻率可以確認油氣水層，則不必花太多的時間，否則，必須延長泵出時間或適可而止；取樣是在流體分析的基礎上進行的，視具體地質目的而定。

圖2-1車79井測井曲線綜合圖圖2-2卡6井測井曲線綜合圖及LFA分析圖圖2-3沙105井測井曲線綜合圖圖2-4莫102井MDT地層壓力剖面圖深度：深度：4252.7泵時間：52.99min泵出體積：33.15分析結果：見油氣顯示圖2-5莫102井測井曲線綜合圖及LFA分析圖圖2-6a沙丘6井測井曲線綜合圖圖2-6b沙丘6井LFA分析圖圖2-7沙103井測井曲線綜合圖侏羅系二疊系白堊系圖侏羅系二疊系白堊系LFA分析點滲透率分布直方圖LFA分析點流度分布直方圖LFA分析點流度與滲透率交會圖圖2-9LFA分析點滲透率分布直方圖LFA分析點流度分布直方圖LFA分析點流度與滲透率交會圖圖2-10北34井測井曲線綜合圖圖2-11北34井LFA井下流體分析圖圖2-12獨1井沙灣組測井曲線綜合圖及MDT地層壓力剖面圖圖2-13車64井測井曲線綜合圖圖2-14車64井LFA井下流體分析圖MDT測井過程測井過程中，測井監督應注意以下幾個方面：1測壓滲透率高的儲層，其壓力恢復較快，壓力恢復曲線光滑、平穩。這時應盡量使壓力穩定，即測井時壓力讀數上小數點后的第二位數的值基本沒有變化，才停止測壓，得到精確的地層壓力值；②有些儲層，其壓力恢復較慢，如測壓開始3分鐘之后，壓力讀數的個位數的值還變化很快，壓力還沒有趨于穩定，當壓力恢復后，得到的壓力值，多為增壓，壓力值對計算儲層的流體密度沒有幫助，但壓力值能反映地層的真實壓力值。同時可以調整測壓室的大小（測壓室可從0-20mm3進行調整），使儀器能較快穩定恢復到地層壓力而不出現增壓。若對一套儲層，儲層的孔隙度、滲透率接近，若有3-4個點的測壓情況相同（壓力恢復緩慢），則不必再測壓，第一個點的壓力應恢復至穩定；③測壓開始一定時間（1-2分鐘），地層壓力值，則認為測壓點為干點；④測壓時，應隨時使用已測壓力資料進行流體密度回歸計算，幫助確定下一測壓點的位置或是否繼續進行壓力測量。2LFA流體分析和取樣①LFA分析前應測壓，并使壓力恢復穩定，得到地層的壓力；②LFA分析時，注意壓力的變化，壓差（泥漿壓力與測量到的地層壓力之差）太大，降低泵速；壓差較小，增加泵速；③LFA分析時，密切關注光譜和流線流體電阻率的變化。光譜顯示油氣較明顯時，流線流體電阻率的變化劇烈，很容易判斷已分析到地層的流體；但當光譜顯示油氣較弱或沒有油氣顯示時，流線流體電阻率的變化有助于解釋是否分析到地層的流體。泥漿礦化度低于地層水礦化度時，如果流線流體電阻率逐漸變低，并趨于穩定且接近估算的地層水電阻率，則認為MDT已分析到地層的流體。其他要結合泥漿濾液電阻率、地層水電阻率等進行綜合分析；④LFA分析時，應使用Schlumberger的現場軟件估算MDT分析的地層流體的污染程度，綜合其他資料決定LFA分析的時間；⑤取樣前應確認已分析到地層的流體而不是泥漿濾液，根據壓力確保取樣筒裝滿流體；⑥MDT儀器一次下井只能取到兩個常規樣和6個PVT樣品。若單井須取多個樣品，則在井口多次取出樣品，并清洗儀器和取樣筒，然后儀器下井測壓、LFA分析和取樣。3MDT測井之后使用清潔的容器收集樣品（部分氣），并標記：時間、井號、深度等；現場快速測量流體電阻率，解釋流體類型（地層水、泥漿濾液或混合液）；樣品送交化驗室；提交現場評價報告。MDT現場測井注意事項①測井應以弄清主要目的層的流體性質為原則，對可疑層也要重點分析；測井測前設計只是預定方案，測井時應根據前一測量點的結果，修改和完善測前設計；測井前應注意壓力計的刻度時間，壓力計的刻度時間間隔為：應變壓力計6個月，石英壓力計一年；測井時出現意想不到的問題或以前未見過的現象，首先從分析地質資料（包括儲層、流體、泥漿特性等）入手，排除地層本身的原因，然后檢查儀器工作狀態是否正常，由里及表，一步步找到問題的原因所在；測井前保證井眼內沒有漏失或井噴，泥漿性能穩定；儀器在下放過程中應盡量慢，以免擾動泥漿的平衡狀態；測量時最好從上部地層開始，由上至下進行測井；若測量位置深度相差較大時，應重新校深；測井時，儀器下放到指定深度后，應停留5-6分鐘再進行測壓，第一個點停留時間最好再長一些（10分鐘左右），以確保石英壓力計達到穩定；如果井內泥漿配的不合適，容易造成電纜吸附，為降低電纜吸附和粘卡風險，一方面應盡可能調整泥漿性能，降低泥漿濾液濾失量，減薄泥餅厚度，為保證井眼通暢，減小施工時測井儀器遇卡風險，要求鉆井隊在泥漿中加入潤滑劑、防卡劑及堵漏劑；另一方面在LFA分析過程中，應每隔一段時間放松電纜，每次電纜下放范圍為2-3m。然后再提到原來位置；測壓時，MDT測壓室的大小應根據測量情況隨時調整。一般高孔高滲儲層采用20cm3的測壓室，而低孔低滲儲層采用10cm3的測壓室，物性更差的儲層，測壓室可調整為5在做LFA分析時，泵出流體的時間和體積與地層的侵入情況有關，其過程較為復雜。LFA分析時間的長短由地層情況和地區經驗確定，最主要的是在井場測量過程中應密切留意LFA圖像中譜的顯示及流體分析電阻率的變化情況。另外泵出模塊有兩種選擇：一種是在低滲層中選擇高壓泵模塊，在泵出流體時，由于儲層流體流動慢，使得泥漿柱與地層產生較大壓差，其工作的最大壓差約為5000psi時，每個沖程可泵出447cm3流體，泵出流體速度慢；另一種是在高滲層中可供選擇的低壓泵模塊，其工作的最大壓差約為4000psi，每個沖程可泵出587cm石英壓力計的壓力值比應變壓力計高14.7psi(一個大氣壓)左右，即測量到的壓力應減去一個大氣壓后才為地層壓力值，但并不影響流體性質的確定。針對測壓、LFA分析、取樣等資料應認真分析、解釋，盡量做到低投入，高回報。MDT測井資料的現場解釋MDT可以測量地層壓力傳播數據，采集地層流體樣品，因而可以估計地層的壓力分布，評價地層的有效滲透率、生產率、地層的連通情況，鑒別油藏中的可動流體及油、氣、水的接觸界面等。1MDT壓力測試資料的解釋MDT可以在預測試時和流體分析或取樣過程之前對地層壓力進行測量，MDT壓力測試的壓力記錄包括三項信息：井內靜液柱壓力、地層關井壓力和預測試室抽液所產生的短暫的地層壓力變化。預測試壓力記錄可顯示封隔器與井壁的座封情況，在井場可作為檢查儀器工作狀態是否良好的依據，進而用以確定測壓質量和是否可以在測試點進行流體分析及取樣。預測試壓力數據可以計算滲透率、確定油氣水界面，評價地層連通情況，研究油層生產特性。但是，由于預測試室的容積較小（最大只有20立方厘米），預測試壓力的探測深度有限，記錄數據受侵入帶(裸眼井)影響較大，從而使資料定量解釋應用的精度受到限制。1.1MDT壓力測試資料的定性分析為了更好地理解與解釋MDT資料，首先必須對MDT壓力曲線進行定性分析。壓力曲線的定性分析是進行資料解釋的準備與前提，也是井場上幫助確定儲集層不可缺少的分析手段。另外，流體分析與取樣的確定都是建立在對MDT壓力曲線定性分析的基礎之上的。定性解釋是定量解釋的前提，定量解釋是最終目的。1.1.1MDT預測試模擬壓力記錄曲線分析圖3-1為MDT預測試壓力記錄曲線圖。第一道記錄的曲線為：應變壓力計壓力(實線、藍色)、石英壓力計壓力(實線、紅色)、流體溫度(長虛線、桔黃色)、流體電阻率(長短虛線、黑色)；第二道記錄的曲線為：時間推移(數字)、電動機速度(點線、綠色。根據此條曲線，可以鑒別儀器工作的不同階段)；第三道記錄的曲線為：應變壓力計壓力數字記錄；第四道記錄的曲線為：石英壓力計壓力數字記錄；第五道記錄的曲線為：應變壓力計壓力個位；第六道記錄的曲線為：石英壓力計壓力小數部分。A段是壓降時期或階段，為預測試室抽取地層一定量流體產生壓降的階段，據此階段的數據可進行壓降資料定量分析；B段是壓力恢復時期或階段，這段時間儀器在井下靜止不動，地層流體通過探頭和流線流入儀器，使壓力逐漸上升，直至恢復到地層原始壓力，據此階段的數據可進行壓力恢復資料的定量分析。泥漿柱靜壓力泥漿柱靜壓力儀器收腿儀器收腿壓力恢復直至與地層壓力達到平衡壓力恢復直至與地層壓力達到平衡BB預測試室抽取一定的地層流體，產生壓降A預測試室抽取一定的地層流體，產生壓降A探管插入地層探管插入地層推靠臂伸出推靠臂伸出泥漿柱靜壓力泥漿柱靜壓力圖5-1MDT預測試壓力記錄曲線圖圖5-2為MDT預測試壓力恢復記錄曲線圖。按時間順序分成七步來敘述。第一步：儀器下放到指定深度，打開平衡閥，儀器記錄到測試深度點處由泥漿重量所施加的泥漿柱靜壓力，壓力變化對應圖中a以前的線段；第二步：推靠臂推向井壁，與井壁相對應的探頭的探管刺穿泥餅插入地層，探頭上的封隔器向井壁靠攏并壓向井壁，這時封隔器及泥餅被壓縮。由于推靠力使壓力值略有升高，壓力變化對應圖中點b；第三步：接著探管中的小活塞的收回，使井下儀器內的測試空間經過過濾器與地層相通，管線中的流體體積填補小活塞讓出的空間，它使測試壓力下降，測試探頭繼續壓迫井壁，壓力變化對應圖中點c；第四步：當探管中的小活塞滑到探管根部停止運動時，封隔器繼續向井壁壓迫，使壓力繼續回降，一直到儀器完全固定于井壁為止，對應圖中d點。然后預測試開始，測試室中的活塞滑動，以常數流量q的流速使流體充滿預測試室，形成e段，壓力很快下降到一個平臺；第五步：預測試活塞到達終點后，儀器保持不動，但是由于壓力擴散，還有地層流體流入探管。壓力開始升高(f)，最后恢復到地層原始壓力。是否結束預測試由地面的測井工程師來控制，監視壓力曲線的變化是否已經低于壓力計的分辨率，如果是，則儀器收腿。這樣操作可以保證測量到地層壓力；第六步：如果地層測試設計要求進行地層流體取樣，就要確定預測試壓力顯示密封情況與地層的滲透性如何。如果滲透性好而且井下儀器密封良好，則可以打用取樣閥門，進行地層取樣。如果不進行地層取樣，則進行第7步；第七步：打開通向泥漿的平衡閥門，再測一次泥漿柱壓力(g)，回縮封隔器與支撐臂到初始位置，為下一個測試深度做好準備。以上就是預測試測壓過程中壓力隨時間變化各步的定性說明，假定測量條件和壓力曲線的形狀是很理想的，但是實際情況遠非那么簡單。bbccgdagda壓力壓力(psi)ffee時間(秒)圖5-2MDT預測試壓力恢復記錄曲線圖以定性分析為基礎，對比各種實際的非理想的壓力記錄曲線與理想曲線的差別，就可以初步判定地層滲透性的高低等問題。1.1.2進行預測試時，壓力計記錄到流體流動所產生的壓力變化。當活塞以一定的速度運動時，隨著預測試室活塞的運動，流體流進預測試室。如果地層滲透率很高，預測試室活塞排出的累計流量與流體進入預測試室的累計流量相等，活塞運動產生的壓降小；但當地層滲透率低時，流體進入預測試室的累計流量就跟不上預測試室活塞排出的累計流量，活塞運動所產生的壓降較大。圖5-3a、b、c及d顯示了4種不同滲透率地層的壓力記錄。流度194md/cp20md/cp1.8md/cp0.2md/cpabcd圖5-3MDT預測試壓力曲線定性估算滲透率圖5-3a是流度為194md/cp圖5-3b是流度為20md/cp的地層，它屬于好滲透性地層。它的壓力變化已經具有理論分析的所有特征，只是曲線變化幅度不大。圖5-3c是流度為1.8md/cp的地層,它屬于中等滲透性地層。它的曲線幅度幅度更高了，且基本接近圖5-2圖5-3d是流度為0.2md/cp的地層,它屬于低滲透性地層。圖中的曲線變化幾乎已經顯示不出與抽取的流量之間的關系。預測試活塞排出的容量大于地層流入預測試室的容量。這種記錄對于使用者來說，可以知道這是一個低滲透性儲集層。從圖5-3中可以看到，壓力恢復的速度主要取決于地層的滲透率，如果滲透率高，則壓降小，壓力恢復很快；如果滲透率低，則壓降大，恢復所需時間也較長。實際上，在致密的地層中，壓力可以降到負值(壓力計通常按psi來刻度，負的壓力值表明壓力降到大氣壓之下)。1.1.3增壓現象增壓是指一個連通的油氣藏所包含的若干個儲集層中，有一個儲集層的地層壓力比其它儲集層都高，壓力增高的原因是泥漿侵入儲集層造成的。當儲集層滲透率較小(一般小于0.5毫達西)時，往往容易產生增壓。在鉆井時，為了保證不發生井噴，必須使井眼中泥漿柱的壓力大于地層的壓力。當鉆頭打開一個儲集層時，由于泥漿柱壓力大于地層壓力，泥漿濾液就要流入具有滲透性的地層。在高、中滲透性儲集層中，泥漿流入儲集層的滲濾速度快，泥漿中的固體懸浮顆粒會沉淀在井壁上，并且在短時間內在井壁上形成很厚的沒有滲透性的泥餅。井壁的封閉作用為地層中壓力達到重新平衡創造了條件。當進行MDT測試時，往往已經有了足夠的時間使井壁附近的儲集層的壓力恢復到初始地層壓力。在低滲透性儲集層，情況就不同了。泥漿濾液滲濾的速度慢，在井壁上形成的泥餅薄且有一定的滲透性。由于井壁上的泥餅沒能將儲集層與井筒很好的分隔開，泥漿柱中的高壓不斷向儲集層中擴散。這個過程一直持續到測量MDT。因此MDT測試的時間距離鉆頭打開儲集層的時間越長，儲集層中的壓力越接近泥漿柱的壓力，這就造成了增壓。為了更好地理解增壓，我們需要引入三個概念。在鉆井時，由于在井筒中的泥漿濾液要流入地層，泥漿的總量會減少，這被稱為泥漿失水。當井筒中的泥漿在循環時，稱這時的泥漿濾液侵入地層為動態失水；當泥漿在井筒中靜止時，稱這時的泥漿濾液侵入地層為靜態失水,一般在低滲透性儲集層中容易發生。動態失水時期一般是儲集層在井壁上形成泥餅或是泥餅被清除掉以后（例如被測井儀器或通井作業清除）又重新形成的過程中產生的；靜態失水一般在低滲透性儲集層中容易發生。泥漿濾液侵入儲集層的性質在動態與靜態失水之間有很大差別。根據國外在實驗室中的模型井所作的實驗，用膨潤土重晶石泥漿進行測試的結果如圖5-4所示，動態失水流量qL1(是以在井筒上的單位長度的總流量來定義的)開始時很高，為5.5毫升/分/米，然后開始下降。經過大約15個小時，井壁上形成了泥餅，這時qL1接近常數，入圖所示為0.114毫升/分/米。在動態滲濾21小時后，泥漿循環停止，開始測量靜態失水流量qL2(定義同qL1)。如圖5-5所示，0.055毫升/分/米的初始靜態滲濾流動是動態滲濾穩定流量0.114毫升/分/米的一半左右。在靜態滲濾期間，qL2隨時間減小，在經過21小時后接近常數，為0.036毫升/分/米。總結對比兩種滲濾可知，動態和靜態滲濾都是以減小的方式變化，最終接近常數。圖5-4動態滲濾流量與時間關系圖圖5-5靜態滲濾流量與時間關系圖綜上分析認為，在MDT測試時，由于地層測試只能測量出砂面靠近探頭（流動相）的壓力，如果泥餅不能在井壁和砂面之間提供有效的密封，那么，井眼流體將流入到地層中，導致探頭（流動相）的壓力要高于離井眼一定距離的地層中不受干擾的壓力。在低滲透率地層中這一效應更大。如圖5-6描述了泥漿侵入前后的4種情況，A：當侵入開始前，泥漿的壓力一般高于地層的壓力；B：侵入開始后，泥餅沒有形成之前，井壁附近有一壓力過渡帶，泥漿的動態失水產生增壓現象就是這種情況；C：對高滲透層，泥漿侵入結束后，泥餅滲透率為零，井壁附近沒有壓力過渡帶；D：對低滲透層，泥漿侵入結束后，泥餅的封閉作用不好，有一定的滲透率，井壁附近產生壓力過渡帶，泥漿的靜態失水產生增壓現象就是這種情況。圖5-6泥漿侵入前后的4種情況增壓可以用以下原則來判斷：1、比較相鄰儲層的壓力；2、MDT的滲透率大于0.5×10-3μm2的儲層，可能不易產生增壓作用；3、分析壓力恢復曲線，即壓力恢復總時間超過2分鐘，可視為可能的增壓點。避免或盡量降低增壓的方法：1、應確保泥漿系統形成低滲透率的泥餅，這樣可以盡量減少濾液向地層的漏失；

2、保持泥漿壓力和地層壓力之間的正壓為最小；

3、盡量避免在準備進行預測試的地層重復進行電纜作業，以保護泥餅的完整性；4、使壓力測量點向下延伸，并避免在目的層段附近進行對比測井。在儀器上使用適當的6片扶正器；

5、在壓力測量前避免通井/循環作業，否則容易重新引起滲濾過程；

6、在斜井中，應該考慮將封隔器/探頭定向在井眼高端。井眼低端容易形成鉆屑堆積，因此滲透率可能更低；

7、避免在粗糙或沖刷的井段進行測試。這些層段對泥漿濾液的向井流動產生更大的表面積，與直井段比較，更容易形成增壓；

8、選擇最有可能提供良好密封性的封隔器探頭組合。在預測試之后，我們常常觀察到不穩定和穩定增壓的壓力，這是由于密封性差造成的，由于泥餅受到破壞或性能比較差會持續產生增壓。1.1.4固相阻塞帶固相阻塞帶有兩種情況，一種是儲集層由于泥漿中的懸浮顆粒進入孔隙喉道，使得在井壁附近形成一層環狀的滲透率低于原狀地層的地帶；另一種是由于探管擠入地層導致在探管附近的地層破碎產生裂縫，這些裂縫形成一個高于原狀地層滲透率的地帶。這個地帶的體積大約是幾個立方厘米。固相阻塞帶的存在有時會嚴重影響MDT資料的解釋結果。根據常規地層侵入均質模型(即井眼泥漿、泥餅、侵入帶、原狀地層)，往往有一些問題得不到正確的解釋。如當某一深度上巖心滲透率很高，而MDT測試資料顯示為低滲透性儲集層，即常規地層侵入均質模型計算的滲透率與巖心分析滲透率相差甚遠。這就提出了更全面、復雜的非均質儲集層模型（圖5-7）。研究表明，用非均質柱狀模型可以很好地解決上述問題。該模型比均質模型多了一層環柱狀固相阻塞帶，這是由于泥漿濾液的侵入攜帶了部分懸浮顆粒進入儲集層。泥漿中的許多懸浮顆粒的直徑都小于儲集層的孔道直徑，在形成泥餅的過程中，井壁這層界面就象一層篩子，將一些直徑大的顆粒擋在井壁上，直徑小的進入孔道。同時，在井壁處直徑大的顆粒堵塞井壁上的孔隙通道，在井壁內由于孔道直徑在流動方向上是變化的，使進入孔道的顆粒堵塞了孔道。在井壁內與井壁外兩個現象反復進行，累積到井壁外形成了約1cm厚的泥餅，在井壁內形成約2cm厚的固相阻塞帶。為了簡化模型，常取點源半無限空間為基本模型。因為探管直徑很小，與井徑相比為點源；另外在這種情況下，井筒圓周的曲率很小，可以用平面近似，所以可以將探管所接觸的井壁看作是一個平面。圖5-8的模型對應于非均質柱狀模型。圖5-7MDT測試的非均質儲集層模型圖5-8MDT測試的非均質球形流動模型1.1.5干點是指測量的儲層壓力恢復到原始地層壓力，需要很長的時間（一般幾個小時-幾十個小時），為了保證測井時效及設備安全，中斷壓力恢復。這種地層一般都為低孔、低滲的儲層，而不是指真正意義上的不產液層。1.1.6影響測試資料質量的因素：1、儀器本身的機械故障和井眼質量a、密封失效b、探測器被堵塞或部分堵塞c、探測器接觸不良2、地層流體中混有氣體（在測試中，由于氣體在導管中流動時，隨著壓力的降低，會產生膨脹現象，測試時，壓力的下降，天然氣發生膨脹作用越明顯，氣體的膨脹堵塞了流體流動的部分通道，使流體流動不是恒定的進入；對于含氣的致密層，由于沒有地層流體的進入，預測室被膨脹的氣體充滿，壓力曲線以某一壓力值緩慢變化）；3、測壓時，由于電纜易被地層吸附，必須移動電纜，使得測量結果不穩定；4、增壓和干點測試是導致測試數據可信度降低、并造成最后的流體密度計算失敗的主要原因。1.2.5三種滲透率對比分析前述壓降分析、球形壓力恢復分析、柱形壓力恢復分析三種估計滲透率的方法，通常提供三種不同的滲透率值。并且，將這三種數值與巖心分析滲透率比較，又會發現或大或小的差異。怎樣理解這些不同或差異?是我們在選擇應用計算的滲透率時需要弄清的問題。首先，電纜地層測試與其它測井方法一樣，對地層情況都有其適應條件。這些條件包括：儀器特性、測試方法、測量環境和測量對象。就儀器本身來看，MDT預測試室容積可調(5cm3、10cm3，最大20cm3)，壓力計的分辨率一般只有1psi(應變壓力計)或0.1psi(石英壓力計)。因此，預測試取樣的壓降探測半徑只有2-4cm左右，壓力恢復的探測半徑也只有1-2m其次，就解釋方法來看，都是將實際的復雜情況簡化為一定條件下的理想情況，通過理論分析建立解釋模型，然后將測試記錄數據轉換為滲透率。不同的解釋模型與實際情況的擬合程度不同，計算過程所用中間參數的精度及累計誤差有所差異，即使對同一研究對象計算結果也會有差異。總體來說，壓力恢復分析法在本質上比壓降法精確得多。1.3MDT壓力資料的應用1.3.1判斷地層的滲透性預測試的模擬壓力曲線可以較好地估計探頭附近的地層滲透性。高滲透性地層，預測試活塞抽動時引起的壓降小，關井后很快又恢復到地層壓力；中等滲透性地層，關井后恢復到地層壓力較慢；低滲透性地層，關井后恢復到地層壓力更慢；極低滲透性地層，不僅壓力降低大，而且壓力恢復至地層壓力所需的時間特別長(見圖5-3)。1.3.2鑒別油藏的流體性質、相界面及垂向連通性MDT預測試記錄的關井壓力，對中、高滲透層來說，基本上就是地層靜壓，對低滲透層，MDT測試往往未達到穩定，需要用壓力恢復曲線圖外推求出地層靜壓力。將井剖面上所有測試點的地層壓力與深度作圖，通過一定的換算關系，就可用壓力梯度得到地層流體密度，從而，可識別地層流體性質(氣、油、水)，確定氣油水界面。壓力梯度線的拐點，指示出氣-油和油-水界面；壓力梯度線的明顯段裂，意味著油藏垂向上有非滲透性隔層存在，油藏不是一個壓力系統。圖5-17為一口井利用MDT測壓資料確定油水界面圖。從圖中可以看到，在2929m流體密度：0.7547流體密度：0.7547g/cm拐點油水拐點油水界面2929m2929流體密度：流體密度：0.9543g/cm圖5-17壓力梯度線拐點指示油水界面鉆井液密度：1.10鉆井液密度：1.10g/cm地層壓力梯度地層壓力梯度圖5-18壓力梯度線確定油藏垂向連通性圖5-18為一口井利用MDT測壓資料確定油藏垂向連通性圖。從壓力梯度線來看，沒有明顯的段裂，即油藏為一個壓力系統。1.3.3分析油藏生產動態不同時期MDT測試得到的井內壓力分布剖面同原始地層壓力剖面比較，可以分析油層的衰竭情況，預測油層產出流體性質的變化，估計井內層間干擾。通過多口井之間壓力變化比較，可以擴大MDT在油藏管理中的應用。橫向連通的油層具有均勻的油藏壓力分布，不連續性則表示有斷層或非滲透隔層的存在。在油藏開采過程中壓力遞減均勻，則其壓力分布平行于原始流體梯度；若壓力遞減不均勻，這時的壓力分布會復雜化。1.3.4壓力資料回歸計算儲層流體密度在壓力與深度剖面上，對同一壓力系統、不同深度進行測量所得到的地層壓力數據，理論上呈線性關系，直線的斜率即為該壓力系統的壓力梯度。壓力梯度通過簡單的換算即可得到儲層流體密度，可以表達為：（5-1）式中：ρf——測壓層流體密度，g/cm3；ΔP——同一壓力系統任意兩個有效測壓點間的壓差，psi；ΔH——同一壓力系統任意兩個有效測壓點間的深度差，m。由于油、氣、水的密度不同，在儲層流體壓力系統上就表現為壓力梯度的差異，這是用MDT識別流體類型的物理基礎（圖5-19、表3-1）。表3-1天然氣、石油和水的密度與壓力梯度表序號流體類型密度（g/cm3）壓力梯度（kPa/m）壓力梯度（psi/m）壓力系數1天然氣0.181.760.250.180.252.450.350.252石油0.807.81.120.780.858.31.190.833淡水1.009.91.420.994鹽水1.0710.51.501.05地層流體密度為：氣層：0.23--0.35g/cm3，油層：0.71--0.87g/cm3，水層：大于1.0g/cm3，油、氣混層：0.60--0.70g/cm3，油、氣、水混層：0.89--1.1g/cm3。圖5-19天然氣、石油和水的密度與壓力梯度圖用測得的壓力數據進行流體密度回歸時應進行多種方法組合回歸、綜合分析，由于測壓點有許多增壓點，若有一個點壓力值有1-2個PSI的偏差，將會影響回歸結果。通常情況下，用壓力資料計算流體密度時，壓力點越多越好，但最佳情況是壓力點間隔為2m左右，當地層較薄時，壓力點間隔也最好不要低于1m。圖5-20、3-21為卡001井MDT測量壓力點的線性回歸圖，該層MDT共測壓7個點，除2個為增壓點外，其余5個點回歸流體密度為0.9494g/cm3，為水層；若用中間三個點進行回歸，得流體密度為0.7595g/cm3，為油層。通過分析研究常規測井資料及3430.0mOFA分析（未見油氣）資料，綜合解釋為水層，故第一種回歸方法可行。圖5-20卡001井MDT測壓判斷流體密度線性回歸圖深度：深度：3430m，泵時間：2.12h泵出體積：132.2L，分析結果：未見油氣顯示圖5-21卡001井OFA分析圖對一口井，可進行多砂層回歸和單砂層回歸，如呼001井是多層一儲，而大多數井則為一砂一儲（圖5-22）。1.3.5MDT不僅記錄了地層的壓力數據，還在對每個點測量的前后記錄了泥漿的液柱壓力值，利用泥漿壓力的變化可以判斷井內泥漿是否漏失。莫6井位于準噶爾盆地腹部中央坳陷馬橋凸起莫2井西1號背斜圈閉。鉆探目的是了解莫2井西1號背斜圈閉的含油氣性；主探侏羅系三工河組，兼探侏羅系頭屯河組和白堊系。根據MDT-LFA分析前所測壓力資料，計算三工河組S2地層壓力系數在1.00-1.03（石英壓力計）或0.99-1.03（應變壓力計）之間，可以看出本井地圖5-22呼001井MDT測壓判斷流體密度線性回歸圖層壓力系數基本接近1.0，且變化較小，表明沒有壓力異常顯示；而泥漿壓力測前與測后數值相差較大,石英壓力計差值為4.93-27.66psi，應變壓力計差值為7.15-27.23psi，由此可判斷地層有泥漿漏失現象（表3-2）。表3-2莫6井MDT-LFA測試數據表序號層系深度(m)泥漿壓力(psi)地層壓力(psi)流度(×10-3μm2/cp)泥漿密度(g/cm3)壓力系數泥漿壓力差(psi)分析結果測前石英壓力計測后石英壓力計石英壓力計石英壓力計石英壓力計石英壓力計測前-測后石英壓力計測前應變壓力計測后應變壓力計應變壓力計應變壓力計應變壓力計應變壓力計測前-測后應變壓力計1K1tg3948.87107.207079.545719.425.61.271.0227.66未見油氣7077.357050.125692.995.61.261.0127.2324199.27523.307516.965964.1420.21.261.006.34未見油氣7492.917485.425936.4920.11.250.997.4934200.47544.297522.865966.487.71.261.0021.43未見油氣7512.767491.665938.747.71.260.9921.14J1s4365.57827.177817.196412.623.21.261.039.98未見油氣7795.067784.196383.553.21.261.0310.8754374.07831.757826.826302.8114.31.261.014.93未見油氣7799.427792.276273.6614.31.251.017.1564391.67866.357866.066393.921.01.261.020.29未見油氣7833.557832.426363.991.01.251.021.131.3.6測壓壓力資料的重新計算通常我們使用的壓力資料是MAXIS-500系統快速處理軟件得到的，要想得到更為精確的壓力資料，須在GeoFrame系統上對測壓資料進行重新處理。表3-3和圖5-23為莫003井井場所測地層壓力和斯倫貝謝北京處理中心處理的MDT資料地層壓力比較情況，從中可以看出：經過處理而得到的地層壓力和井場所測地層壓力誤差均小于0.5psi，處理的地層壓力均大于井場所測地層壓力，但這對儲層流體密度的計算并沒有影響。表3-3莫003井井場處理與北京處理結果對比數據表序號深度(m)井場處理地層壓力（psi）北京處理地層壓力（psi）兩者壓力差值（psi）序號深度(m)井場處理地層壓力（psi）北京處理地層壓力（psi）兩者壓力差值（psi）13900.635531.665532.090.42784113945.005510.795511.230.4440823903.535532.355532.800.45003123947.045513.285513.730.4460333905.025533.155533.610.45651133950.755513.535513.980.4455243906.225607.285607.740.45694143953.025521.125521.560.441653922.815755.025755.620.59922153956.525520.405520.840.4421663923.005523.545524.000.46424163959.915539.315539.790.4828773925.025510.435510.890.46176173965.825539.075539.510.4385783927.515505.145505.590.45311183970.215534.905535.370.4703193931.035561.445561.890.44535193974.505548.875549.330.46132103933.715510.275510.720.44916莫003井井場處理與北京處理結果對比圖莫003井井場處理與北京處理差值直方圖莫003井井場處理與北京處理結果對比圖莫003井井場處理與北京處理差值直方圖2MDT流體分析資料的解釋MDT流體分析的光譜圖像、流線電阻率曲線等資料，可以很直觀的反映儲層流體性質，再結合常規測井資料等信息，可對儲層流體性質進行詳細地分析和解釋，從而解決一些地質難題，幫助地質家進一步認清油藏性質，對地質家作出正確決策提供有力依據。圖5-24為MDT-LFA流體光譜分析圖。第一道記錄的曲線為：泵出體積(點線、桔黃色)、流體電阻率(實線、暗綠色)、原始氣油比(實線、紅色)、流體溫度(長虛線、桔紅色)；第二道記錄的曲線為：時間推移(數字)；第三道記錄的曲線為：氣體直觀顯示道，分別為：大量氣（紅色）、中等氣（粉紅色）、少量氣（淡紅色）；第四道記錄的曲線為：流體直觀顯示道，分別為：油（綠色）、水（藍色）、高吸收流體（褐色，一般指泥漿）；第五道記錄的曲線為：流體顏色；第六道記錄的曲線為：光譜分析，其中S0-S5為流體顏色道，S6-S9為水光譜指示道，S7-S8為油光譜指示道。圖5-24MDT-LFA流體光譜分析圖2.1砂堵由于儲層巖石膠結、壓實程度不高，地層疏松，MDT從地層中泵出流體時，巖石顆粒進入儀器流線，使得流體流動不暢通，壓力計記錄的壓力曲線變化劇烈。陸9井地理上位于新疆和豐縣夏子街東南75km，陸7井東偏南14.25km，石104井北偏東12.7km。構造上位于準噶爾盆地陸梁隆起三個泉凸起三個泉1號東背斜，三個泉1號東背斜位于陸梁隆起三個泉凸起與基東鼻凸的交界部位。主探目的層侏羅系三工河組（Jls）、西山窯組（J2x）、三疊系（T）、石炭系（C）,兼探白堊系吐谷魯群（Kl陸梁油田是新世紀全國陸上油田發現的第一個億萬噸級沙漠整裝油田，是準噶爾盆地當年發現、當年探明、當年投產的第一個油田，也是新疆油田在勘探發現后一年內日產上千噸的第一個油田。陸9井是陸梁油田的發現井。2000年5月，MDT在陸9井白堊系吐谷魯群分析并取出多個油樣，隨后試油白堊系獲得高產工業油流，從而發現了陸梁油田白堊系油藏，該井的出油，使陸梁地區的勘探形勢發生了戲劇性的變化，同時也揭開了陸梁油田石油會戰的序幕。陸9井白堊系儲層1323-1328m，厚5m，電阻率7-9Ωm，密度值2.15g/cm3，核磁滲透率15-30md。現場人員通過仔細地分析測井資料，決定在1326m處做OFA分析。由于流度高，巖性細（粉細砂巖），束縛水含量較高，因而在OFA分析過程中由于急劇的壓差，破壞了原有的巖石結構，因而引起砂堵現象的發生。從OFA光譜分析圖上看，光密度呈臺階狀變化；流線電阻率有增大的趨勢，油水直觀顯示圖上有油的標志。由于砂堵，基本未泵出地層真實流體，就直接進行取樣。由于MDT取樣筒體積較大（相對于預測試室）及瞬間產生的壓差，使得取樣筒中見到一些油。后經試油1323-1328m，日產油24.6t，證實了MDT分析結果圖5-25陸9井常規測井曲線及OFA光譜分析圖2.2泵不動地層進入儀器的流體很少，井內液柱壓力與儀器流線壓力差太大，MDT泵出模塊不能正常工作。泉1井構造上位于陸梁隆起三個泉凸起三參1井東1號背斜。侏羅系八道灣組儲層1593.0-1596.5m，厚3.5m，巖性為砂礫巖。現場選點在1594m進行OFA分析，該點位于儲層上部，電阻率21Ωm，密度值2.35g/cm3，核磁滲透率為30md圖5-26泉1井OFA分析-泵不動15931593-1596.5m水:10.25m3氣:1100m3含氣水層圖5-27泉1井測井曲線綜合圖結果卻顯示該點為致密點，泵不動。隨后又在該點下方1595.5m處做OFA分析，開泵1.7分鐘后即見油氣顯示，分析認為，由于儲層非均質性影響，在1594m處的座封點恰好落在較為致密的礫石巖塊上。1593.0-1596.5m后經試油，日產水10.25m3，氣1100m3，為含氣水層2.3高吸收流體現象陸118井1885.5-1887.0m，厚1.5m。現場解釋認為頂部有一個油帽子，故在1886.5m進行流體分析。OFA分析過程發現，流體分析光譜道出現高吸收流體現象（即發生了散射），而直觀顯示道（油的顯示）與流體電阻率均正常(流體電阻率值不斷增大)。分析認為軟件程序出錯，為了驗證，取液3.78升，基本上為純油(如圖5-圖5-28陸118井OFA分析-高吸收流體現象2.4PC模塊掉電儀器工作時，供電模塊會出現掉電的現象，LFA光譜圖顯示為高吸收現象，或特殊顏色時，應仔細分析光譜圖，得到正確的認識。沙111井地理上位于阜康市北東沙南油田東部，距沙109井南東約1.7km，距沙106井北東約3.0km；構造上位于準噶爾盆地東部帳北斷褶帶中部沙南油田，沙109井巖性圈閉內；鉆探目的是為了查明P3wt1按照以往經驗，因為沙南地區儲層分選差、膠結致密，MDT測壓一般超壓，無法建立壓力梯度剖面，所以遵循“迅速見油”的原則，在測壓壓力恢復快的深度點反復推靠、直接進行OFA-光譜流體分析和取樣。MDT在P3wt13組2571.0-2572.6m孔隙型儲層的2572.0m處，做井下流體分析。MDT在泵出過程中，其PC模塊掉電，故MRFA模塊從1150秒起處于非工作狀態，導致OFA流體分析圖中流體電阻率、流體分析、氣體分析以及光譜均變為不正常。總共泵了約23分鐘，又用了10.5分鐘,取樣3.78升，得到油和泥漿濾液的混合液(原油約占80%，泥漿濾液約占圖5-29沙111井OFA分析-PC模塊掉電2.5色譜偏差莫北12地理上位于新疆瑪納斯縣境內,距莫北4井東偏北3.65km，石西9井西偏北2.60km；構造上位于準噶爾盆地中央坳陷莫北凸起石西9井西斷鼻；主探侏羅系三工河組，兼探西山窯組。在三工河組3426.8-3432.0m儲層的3432.0m處進行OFA分析。圖5-30左右兩圖為3432.0mOFA圖5-30莫北12井OFA色譜對比圖2.6殘余油一般認為，在當前技術條件下殘余油在地層中無法進行開采。在某種地質條件下，油氣進行二次運移，水把部分油驅走，剩下部分在油藏條件下不能運移的油，油在儲層中的多少受毛細管壓力和構造圈閉高度的控制；這種儲層在試油時有兩種可能，即油水同層和水層。MDT在作流體分析或取樣時，儀器樣筒與地層之間的壓差很大，使得部分在試油條件下不可流動的油進入儀器，出現油氣顯示。石東2井位于陸梁隆起石南斷凸中部石東1井南背斜的高部位，鉆井過程中在白堊系呼圖壁河組、清水河組、侏羅系頭屯河組均見到較好的油氣顯示。在白堊系清水河組2401.8-2406.2m儲層的2404.4m進行LFA流體分析，開始見到油氣顯示，隨著時間的增加，油氣含量逐漸減少，直至最后見不到油氣顯示。分析認為，在剛開泵時，由于壓差較大，地層沖洗帶中的殘余油在高壓差作用下，被泵出來，在光譜圖上顯示為油氣，隨著壓差的減小，殘余油無法移動，故最后見不到油氣顯示。后2402-2406m試油，日產水48.21m3,彩403井是彩31井區的一口重點評價井，主要目的層為侏羅系西山窯組。在侏羅系西山窯組儲層2467.0-2489.5m進行鉆井取心，井段為2478.05-2493.05m,進尺15m，取到0.82m灰色油斑中砂巖，3.14m灰色油浸中砂巖，3.02m灰色油跡中砂巖，氣測全烴可達8000ppm，在此井段MDT分析4點都見到油氣，雙側向電阻率達15Ωm，達到了本區塊油層電阻率的標準，雖然深淺電阻率為負差異，也不能表明本層為水層。本井有進行了陣列感應測井，感應電阻率值都很低，且表現為負差異。90in英寸電阻率曲線比雙側向深電阻率低4-5Ωm，在雙側向電阻率最高處，陣列感應深電阻率僅為7Ωm，并且90in和120in探測深度曲線彼此重疊,根據陣列感應測井認為本層含水，但不敢認定為純水層。后2485-2486m經試油，抽吸水15深度：2404.4深度：2404.4泵時間:3小時17分泵出流體:82.654L分析結果:開始略見油顯示2402-24062402-2406水:48.21m32401.8-2406.2m2401.8-2406.2mRT=21ΩmDEN=2.39g/cm3POR=13%圖5-31石東2井測井曲線綜合圖及LFA分析圖深度：2476.5m深度：2476.5泵出時間：110分鐘泵出流體：8圖5-32彩403井LFA分析圖取心取心2493.052476.52481.12482.82486.84點流體分析均見油氣顯示試油：2476-2483抽吸：水8.47m試油：2485-2486抽吸：水15m2467.3-2474.8m：2475.7-2478.3m：2484.4-2487.4m：2487.4-2489.3m：0.82油斑3.14油浸3.02油跡中砂巖取心2478.052481.1-2483.4m：圖5-33彩403井測井曲線綜合圖2.7流線電阻率MDT在流體分析過程中，對流入儀器的流體進行電阻率測量，由于儀器的管線較小，測量值沒有刻度，因而其測量值的大小并不標準。在分析時必須考慮實測泥漿濾液電阻率、估算地層水電阻率以及流線電阻率的變化。石南23井地理上位于和布克塞爾縣境內，距石南22井東北4920m，石104井東偏北6180m，陸118井西南8250m在1180.7m(1179.5-1182.0m)進行LFA流體分析，流線電阻率呈下降趨勢(0.57↘0.5Ωm)，光譜圖上S6、1179.51179.5-1182mRt=6ΩmDEN=2.15g/cm3LFA深度：1180.7m,流度：260md/cp,泵出時間：45分泵出體積：65分析結果：水LFALFA圖5-34石南23井測井曲線綜合圖及LFA分析圖陸22井地理上位于新疆和豐縣境內，陸10井西偏南方向1.54km、陸9井東南方向8.2km處；構造上位于準噶爾盆地陸梁隆起陸10井南斷鼻；目的層為白堊系和侏羅系頭屯河組、西山窯組。在白堊系1812m處進行OFA流體分析，流線電阻率呈下降趨勢(0.87↘0.5Ωm)，光譜圖上S6、S9窗口顯示較寬，綜合分析為水。故認為已經見到了地層真實流體（圖5-35）。吐002井構造上位于準噶爾盆地北天山山前坳陷吐谷魯背斜東斷塊，鉆探目的為了查明吐谷魯背斜東斷塊的油藏控制因素、油水分布關系及儲層展布情況；進一步落實吐谷魯背斜東斷塊的含油性，為計算探明儲量提供依據。下第三系紫泥泉子組1534.2-1537.7m，厚度3.5m,密度（DEN）2.41g/cm3，電阻率（Rt）3.8Ωm，核磁有效孔隙度（ФC）8%，核磁可動流體孔隙度（ФF）3%，測井處理孔隙度（POR）12.9%，含油飽和度（So）45.2%（圖5-36）。在1536.0m處進行LFA分析，共分析2次，第一次分析了7分鐘，從光譜圖上看，見不到油氣顯示，直觀圖上見微弱油顯示，流線電阻率顯示，開泵1分鐘左右，電阻率有明顯上升趨勢（圖5-37左），結合常規測井曲線及錄井等資料，認為該層油氣顯示好，決定再重新進行深度：深度：1812m泵出體積：75分析結果：未見油氣顯示圖5-35陸22井OFA分析圖1534.2-1537.7m1534.2-1537.7m,3.5mDEN:2.41g/cm3Rt:3.8ΩmФC:8%,ФF:3%POR:13%,So:45%圖5-36吐002井測井曲線綜合圖深度：1536.0m深度：1536.0分析時間：63.1min泵出體積：2.93分析結果：見油氣顯示圖5-37吐002井LFA分析圖2.8層厚影響在儲層條件接近的情況下，LFA分析應盡量在較薄的儲層。由于泥漿侵入深度與層厚的關系不明顯，這樣儲層薄，儲層中侵入的泥漿濾液總量較少，LFA更容易泵到儲層的真實流體石南24井地理上位于和布克塞爾縣境內,距石南11井東南370m，石南6井東北2.21km，石南21井西北4.98km；構造上位于準噶爾盆地陸梁隆起基東鼻凸石南11號背斜；主探白堊系連木沁組（K1l）、呼圖壁河組（K1h）。白堊系儲層厚度薄，在1839-1840.5m的頂部1839.8m進行LFA分析，開泵立刻見到油。試油井段1838.0-1840.0m，結論為油水同層，抽汲日產油15.07t,水陸102井1164.0-1171.2m儲層，厚度7.2m，在頂部1166m進行OFA分析，開泵分鐘見到油。1164-1168試油，日產油10.85t,水Rt=4.0Rt=4.0ΩmΦe=25%K=180md深度：1839.8泵出時間：65分泵出體積：54分析結果：油顯示，取樣3.78圖5-38石南24井測井曲線綜合圖及LFA分析圖深度深度:1166.0泵時間:120.2min泵出體積:331.7分析結果:油取樣:未成功圖5-39陸102井測井曲線綜合圖及OFA分析圖2.9位置影響對較厚的儲層，OFA/LFA分析點應選擇在儲層的頂部，受邊界條件的影響，供流主要是徑向；另外，對于油層，由于重力分異，泥漿侵入深度是頂部淺，低部深，由于這兩種原因的客觀存在，因而認為在儲層頂部更容易泵到儲層的真實流體。陸103井1562.3-1568.3m儲層，厚度6.0m，在頂部1563.9m進行OFA分析，開泵即見到油。1563-1566試油，日產油51.26t,氣2510m3，微含水（圖5-40）。1445-1448m、1517.6-1519.6m儲層，厚度分別為3m、2.0m，分別在1446.2m、1519.0m進行深度：深度：1563.9分析時間：35分鐘分析結果：見油顯示圖5-40陸103井測井曲線綜合圖及OFA分析圖圖5-41陸103井測井曲線綜合圖深度：深度：1446.2分析時間：55分鐘分析結果：見油顯示深度：1519.0分析時間：60分鐘分析結果：見油顯示圖5-42陸103井OFA分析圖2.10含蠟影響原油成分的改變，可對光譜分析產生一定的影響。彩43井構造位置位于準噶爾盆地東部隆起白家海凸起彩31井區彩16井北2號斷塊，該井鉆探目的是為落實彩16井北2號斷塊含油氣性，同時落實東道海子斷裂帶下盤相當于彩17井西山窯組油層的油環帶分布范圍，拓展西山窯組油氣藏含油氣面積，搞清工區油氣水分布規律。該井侏羅系三工河組獲得高產工業油氣流，是東部2002年勘探的重大突破，它翻開了東部勘探工作新的一頁。同時該井在鉆井過程中錄井及電測顯示很好，解釋油層厚度近100m，這是準噶爾盆地勘探歷史中是少有的，這也預示著一個新的億噸級油氣田即將誕生。本井侏羅系石樹溝組(J2-3sh)2077.8-2085.6m儲層，厚7.8m。巖性為細砂巖；測井曲線顯示:自然伽瑪（GR）75API,自然電位負異常；陣列側向（RLA5）13Ωm，陣列感應（AT90）10Ωm，均為零差異；物性好，密度孔隙度22%，核磁有效孔隙度22%，自由流體孔隙度9%，束縛流體孔隙度13%，含量占60%，滲透率高（10md）；MDT-LFA在2078.8m、2080.5m、2085.3m分析見油氣，綜合解釋為油氣層。從2078.8m的LFA分析直觀測井圖上看，油顯示的下面明顯的有一個紫色的“背景”。同一層2080.5m取樣10.4升，原油分析含蠟較高(圖5-43)深度深度：2078.8m，分析：100.2分鐘，泵出流體：42.7升，見油氣油含蠟圖5-43彩43井測井曲線綜合圖及LFA分析圖2.11分析為油，試油為水陸106井1514-1520m儲層，厚度6.0m，頂部物性好、巖性純、電阻率高，現場分析頂部為一個“油帽子”，下部為水層。在頂部1514.5m進行OFA分析，測井直觀圖及光譜分析圖均為油顯示。頂部1513.5-1515