第一章 辽河油田概况
1.1 地理位置及地理状况
辽河油田位于辽宁省西南部，辽河三角洲中心地带，东、东北邻鞍山市辖区。东南隔大辽河与营口市相望，西、西北邻锦州市辖区，南邻辽东湾
盘锦盛产大米、河蟹，素有“鱼米之乡”的美誉，更加值得一提的是这里有86万亩世界上最大的苇田，还有野生的丹顶鹤。此外还有一片红海滩，秋天一到，海边的植物慢慢变红，大片红色铺满整个海滩，异常壮观！ 盘锦被誉为“湿地之都”，自然环境独特，四季分明，风景如画。
1.2 发展历程及现状
辽河油田发展历程如下：
石油地质勘探工作始于上世纪五十年代。 1970年开始大规模勘探开发建设。
1980年国务院正式向国内外公开辽河油田建成。
1986年原油突破1,000万吨，成为全国第三大油田。
1995年原油产量达到1,552万吨，创历史最高水平。
1999年辽河油田公司成立。辽河石油勘探局与油公司分开分立
2008年重组整合。油田公司与辽河石油勘探局（长城公司之外）重组。 目前年原油生产能力1,000万吨以上，天然气生产能力9亿立方米，已经在千万吨规模以上稳产了20年。
目前的开发状况可概括为：
开采状况：其储采量已具工业水平，但是于现开采方式下已步入中后期。 开发趋势：由于辽河油田主要为稠油开采，故其采量递减较大。 存在的问题、矛盾：
实现持续稳产难度大
产能建设目标不足，产量有效接替难度大
注水开发基础薄弱
开发投入高
低成本开发技术储备不足，效益开发难度大
1.3 勘探开发范围
辽河油田勘探开发分为辽河盆地陆上、盆地滩海和外围盆地三个区域:
盆地陆上：勘探开发的主战场，总面积1.24万平方公里，动用石油地质储量和油气产量均占油田总量的90％以上；
盆地滩海：以5米水深为限，面积3,506平方公里；
外围盆地：包括陆家堡凹陷、张强凹陷、钱家店凹陷和阜新盆地，面积5.81万平方公里；
2004年，获得南海南部地区的探矿权（深海勘探），登记勘探面积16.93万平方公里。
1.4 地质特征
辽河油区是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即断块断裂多、含油层系多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。
断块断裂多：三级断层400余条，四级断层1200条以上，形成三凸四凹7个一级构造单元，35个二级构造单元，83个三级构造单元，800多个四级断块
含油层系多：油藏埋深跨度大。从太古界、中上元古界、中生界到新生界共发现19套含油层系，油藏埋深从550米到4500米，是典型的复式油气区。
储层类型多：储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现。
油品类型多：除凝析油、稀油外还有高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油。
1.5 人员、资产及企业理念
重组整合后的辽河油田，现有职工11.6万人，资产总值超过580亿元。油田公司拥有各类专业技术人员28110人，约占在册职工总数的四分之一，其中教授级高工52人，中高级技术职称13520人，博士37人，硕士951人，本科生14567人。集团公司高级专家6人，公司级技术专家60人，厂处级技术专家240人。初步形成了集团公司技术专家、油田公司技术专家、厂处级技术专家、操作技能人才等四级人才队伍模式，成为推进科技创新的重要人力资源。
1.6 小结
辽河油田位于辽宁省西南部，辽河三角洲中心地带，东、东北邻鞍山市辖区。东南隔大辽河与营口市相望，西、西北邻锦州市辖区，南邻辽东湾。勘探开发分为辽河盆地陆上、盆地滩海和外围盆地三个区域。其中陆地区域的开采占大部分，只有少部分为海上开采。油区是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”。其地下油藏主要为稠油，故其主力科研方向为稠油开发技术的研究并有着卓越的成绩。
重组整合后的辽河油田，人员配备更加合理，资产逐年增多，也形成了一套独特的企业文化于企业理念。
第二章 辽河油田勘探现状及前景
2.1 勘探历程介绍
辽河油田勘探历程可分为五个阶段：
第一阶段：区域勘探阶段，主要为局部的构造高点控制
第二阶段：预探发现阶段，主要为二级构造带控油
第三阶段：勘探扩展阶段，主要为复式油气聚集带
勘探过程中发现了大民屯凹陷中央构造带及西部凹陷东部陡
坡带
其关键技术有：
数字二位、三位地震及高凝油电缆加热技术
第四阶段：深化勘探阶段，主要进行辽河深层、浅海及外围的勘探
勘探过程中发现了辽河滩海海南——月东构造带
其关键技术主要为三维地震
第五阶段：精细勘探阶段
勘探过程中认识到低潜山、潜山内幕、火成岩、岩性油气藏具
有较大的勘探潜力。
勘探过程中发现了西部凹陷兴隆台潜山带及东部凹陷中央构造带。
其关键技术有：
精细三维地震、潜山勘探、火山岩勘探、地层岩性勘探技术
2.2 勘探主体技术 2.2.1火山岩
由于火山岩油气藏具有分布广但规模较小，初始产量高但递减快、储集类型和成藏条件复杂等特点，目前对该类油气藏的系统研究方法相对缺乏，勘探开发技术尚不够完善。目前应用的主要技术有：
（1）利用地震信息识别火山岩储集层 （2）非地震综合勘探技术 （3）地球物理测井方法
此外也形成了一些新技术即新集成变质岩内幕油气藏高效勘探技术：
技术之一：变质岩内幕结构分析预测技术
技术之二：变质岩内幕勘探目标评价技术
技术之三：变质岩内幕油气藏勘探工程技术
然后再运用数字二维、热采工艺技术、三维地震、二次三维精细地震技术进一步确定油气藏。
2.2.2 古潜山 古潜山勘探配套技术有：
潜山岩性识别与预测技术
潜山顶面构造解释识别技术
潜山内幕构造解释技术
潜山储层裂缝预测技术
潜山油气成藏模式分析技术
2.2.3 岩性油藏
岩性勘探配套技术有：
层序地层学分析技术
“三相”联合解释技术
多层性反演分频解释技术 油气检测技术 精细构造解释技术 低渗透储层改造技术
2.3勘探面临形势
辽河油田勘探面临的形式主要有：
有效勘探领域小，新区新领域扩展难度大
勘探程度高，资源供求矛盾日益突出
勘探技术发展水平还不能适应勘探复杂目标的需要
勘探成本高，投资压力大，勘探工作量的逐年萎缩制约了勘探发现 面对严峻的勘探形式，辽河工作人员总结出了一套自己的解决办法：
把握石油科技发展大方向，解放思想、苦练“内功”
把握科学认识论，整合资源、“技术利器”先行
把握科技管理的新概念，优化调整、协调发展
2.4 勘探前景
1、资源潜力
根据剩余待探明资源潜力研究结果显示，辽河坳陷陆上仍然是潜力最大的领域，是近期勘探的主体，辽河滩海可作为重要接替，辽河外围可作为重要补充。
2、认识潜力分析
通过多年的研究与攻关，辽河油田形成了一系列具有辽河特色的勘探理论与勘探配套技术。
勘探理论有：
复式油气成藏理论
岩性油气藏理论
油气环洼分布理论
变质岩内幕成藏理论
连续油气藏勘探理论 勘探配套技术有：
潜山油气藏综合评价
岩性油气藏综合评价
火成岩油藏综合评价
三维地震精细勘探
工程配套技术
3、技术潜力
辽河油田对于潜山油气藏、岩性油气藏及火成岩油藏的综合评价均形成了各自的配套技术
2.5 辽河油田数据平台建设
1、制定一体化流程
辽河油田的数据平台建设主要为协同工作平台的建设，这其中最重要的就是从研究任务出发，结合软件模块功能，制定一体化工作流程，实现各学科的同步通讯。其流程为：
通过一体化工作流程的制定，可实现五个协同：
数据共享
多学科联合制作合成记录
分层与解释层位标定同步
构造解释于地质研究互相融合
多专业联合确定优势储层
为满足一体化研究需要，主要从模块功能入手剖析软件，其流程主要有：
2、勘探协同研究应用数据平台建设
数据是进行勘探综合研究工作的基础，为了让各个专业的技术人员能够在统一应用平台上共享数据展开研究工作，最终达到成果、经验、认识共享，就必须对应用数据进行科学化管理，最重要的是从研究之初的收集数据入手，确保数据的一致性和准确性。为此开展了勘探协同研究应用数据平台建设。
应用数据平台建设包括：
井数据库、地震数据、命名标准化、图件数字化、数据迁移 研究数据保留在同一平台中，必须采取统一的方式对数据命名，才能实现项目组成员间数据共享。
命名方法有：
测试个名称在应用软件环境中最多可用字符数量
充分利用有效字符数量表达完整信息 成果图件数字化：
（1）矢量化
按图层进行矢量化，分类存储
（2）坐标化
根据图件提供的坐标参考点和比例尺，对不同的目的层进行坐标数据化，最后生成Z map plus可接受的等值线数据格式
（3）生成图形
以等值线数据格式输入，生成zgf图形文件，加入平台
（4）叠合显示
在Seiswork底图中打开zgf文件，实现成果图件叠合显示
2.6 小结
本章就实习中认识到的辽河油田各种勘探技术做了一个总结，并对辽河油田的勘探现状及前景有了一个具体的认识。
从勘探面临的形势以及勘探的现状来看，辽河油田已处于开采中后期，面临着 有效勘探领域小，新区新领域扩展难度大；勘探程度高，资源供求矛盾日益突出；勘探技术发展水平还不能适应勘探复杂目标的需要等一系列问题。但随着针对火山岩的一系列勘探技术得以实现以及在古潜山方面运用新的勘探技术进行再次勘探，面临的开采量逐年递减的问题得以解决并使辽河油田重新充满生机。
在加上数字平台一体化的建设，令原来各专业单独作业变成各专业协同作业，最终使决策人员能够更加直观的做出相对正确的决策。
第三章 辽河油田开发现状及前景 3.1 开发现状及取得主要成绩
1、开发现状
辽河油田开发现处于产量稳定及调整阶段，其年产油量连续三年稳定在1200万吨左右。 技术应用状况：
辽河油田目前有10项开发技术，根据其成熟度和应用规模可划分为3种类型：
第一类：常规技术包括注水、吞吐技术
第二类：接替技术包括蒸汽驱、SAGD
第三类：储备技术包括火驱、火驱蒸汽驱复合、驱泄复合、多介质蒸汽辅助重力泄油、二元驱和深度调驱等六种。
2、取得的主要成绩
（1）发现了全国丰度最高的富油凹陷之一——辽河盆地
辽河盆地石油地质条件优越，迄今为止，辽河盆地西部凹陷、大民屯凹陷探明储量丰度分别为60万吨/平方公里和40万吨/平方公里，并且勘探领域不断扩大，在深层潜山或潜山内幕、岩性、火成岩等目标又发现新的油气储量，储量丰度持续提高。
（2）实现了1000万吨以上高产稳产24年
（3）稠油开发规模居国内首位，中深层稠油蒸汽吞吐及提高采收率技术国际领先：
蒸汽吞吐技术成熟配套，采收率不断提高
稠油吞吐后提高采收率技术取得突破性进展
80年代末开始转换开发方式可行性研究和现场试验，经过20多年攻关探索，稠油转换开发方式取得实质性进展，奠定了工业化推广基础。
稠油提高采收率技术主要有：
蒸汽驱、重力泄油、非混相驱、火烧油层。其中蒸汽驱、重力泄油和非混相驱已经规模化应用
① 蒸汽驱技术：
蒸汽驱——蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。 它可以有效驱替井间剩余油，该技术目前已经工业化应用。
其原理图如下：
② 蒸汽辅助重力泄油
其采油机理如下：
其中直井与水平井组合SAGD已经成功并开始推广，双水平井SAGD正在试验
③ 火烧油层
火驱技术是为解决超深稠油开发方式的接替问题而储备的。
其工作流程为：
将空气、富氧空气、氧气注入油层--注入油层中的气体于有机燃料发生氧化反应----反应过程中释放出大量热----最终驱替原油
火烧油层技术于机理研究方面获得了重大突破：
一：建立了火烧油层物理模拟的相似准则，在燃烧动力学等理论研究方面取得了技术创新。
二：创建了数据采集与图像处理系统，实现了二维、三维等值线与云图实时动态显示，三维可视化。
三：创建了火烧油层比例物理模拟系统，二维模型几何尺寸1200*500*40mm。耐压15MPa，耐温900C，模型指标处于国内领先水平。
模型设计关键技术有：
高温900C的模型隔热技术
模型、覆压罐的压力采用自动跟踪技术，提高了安全性能
多方式点火控制技术
采用液压举升，20吨重模型倾角可达30，可用于模拟不同油藏条件
四：火烧一维试验点火成功，取得初步的成果和认识。
（4）建成全国最大的高凝油生产基地，最高年产突破300万吨，目前年产稳定在120万吨以上。
（5）辽河复杂断块油田注水采收率达到渤海湾地区平均水平，注水主力区块采收率不断提高。
（6）形成了五项配套开发技术，为油区的稳定发展提供技术支撑：
稠油中后期开发技术
复杂断块油藏注水开发技术
特殊岩性油藏开发技术
复杂断块精细油藏描述配套技术
不同类型水平井规模应用技术
其中辽河油田的水平井应用具有规模大，实施效果好；技术配套；应用领域广；井型多样等特点。
3.2 开发面临挑战及前景
1、开发面临挑战
就开发面临的挑战问题，可从目前开发面临的主要问题与矛盾两方面来说明。
（1）主要存在的问题
油田开发步入中后期，实现持续稳产难度大
根据国内外开发模式，一般可采储量采出程度超过60%即步入快速递减阶段。辽河油田开发建设四十年，目前可采储量采出程度达到79%，下步要继续保持稳产，客观上难度很大。
产能建设目标不足，产量有效接替难度大
“七五”以来动用储量和新区建产能整体呈下降趋势，目前新区建产目标只有城区超深层潜山、外围低渗和海上月东油田。
注水开发基础薄弱，稀油高凝油上产难度大
注水井利用率低，注水系统欠完善，影响注水开发效果。
开发投入高，转换开发方式降低成本难度大
由于钻井定额高、成本高，加之井深越来越深、水平井越来越多等因素，近年来百万吨产能投资44亿元，较股份公司平均值高5.4亿元。操作成本较股份公司平均值高13.3美元/桶。这一方面造成部分生产项目难以通过经济评价；另一方面为保投入不超额就要压缩工作量，势必影响产量规模。
低成本开发技术储备不足，效益开发难度大
经过四十年探索实践，辽河油田形成了水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等相对成熟的核心技术，有力支撑了油田开发。但在深度调剖、火驱、多介质复合驱替、气驱等低成本核心技术方面储备不足，较未来开发的需求差距较大。如何转变发展方式，实现规模效益在技术上面临极大挑战。
（2）主要面临矛盾
储量规模与产量规模不匹配 产量规模与产能规模不统一 产量结构与稳产结构不协调 方式转换与接替需求不同步
2、开发前景
开发前景方面主要从“十二五”规划目标、“十二五”规划设想及规划对策三方面说明。
(1)“十二五”规划目标
储量目标：五年新增探明储量1.5亿吨，新增可采储量5978万吨，加上已探明未开发储量，累计动用1.98亿吨。老区累计新增可采储量2613万吨，新区累计增加可采储量3596万吨，确保储量替换率大于1，实现年储采平衡系数大于1。
产能建设：五年钻井2133口，钻井进尺451.4万米，新建产能619万吨；年均钻井426口，钻井进尺90.3万米，新建产能123万吨。
开发技术指标：综合递减率平均7.7%，自然递减率平均27.0%；老油田采收率由25.5%提高到26.9%。
投资指标：开发综合成本12.78美元/桶，建百万吨原油产能直接投资42.3亿元。
(2)“十二五”规划设想
主要是利用多种产量接替方式增加年产油量。
转换开发方式安排，蒸汽驱齐40全块转驱，锦45块9个井组；超稠油SAGD杜84块实施48个井组；火驱高3618块、高3块、高246块、杜66块；考虑油品结构调整，稀油、高凝油加入化学驱、调驱力度，化学驱在锦16块西24个井组基础上增加锦16东、马20、兴42块、沈84等4个区块；调驱规划500个井组，覆盖储量8516万吨，增油量由2010年的72万吨上升到2015年的187万吨。
(3)规划对策
深入推进资源接替工程，努力改善产能建设结构
加快实施产量结构调整工程，提升油田开发效益
全面有序加大稀油、高凝油上产工作力度，通过“四项举措”，平均每年增产22万吨，实现产量结构调整，提升开发效益。
精细实施方式转换工程，持续改善开发效果
通过强化“三项工作”，持续推进方式转换，努力保持稠油规模产量，为缩减蒸汽吞吐低油气比、特高成本产量规划创造条件。
三项工作包括：
完成SAGD一期工程缩建，到2015年形成储量45万吨。同时，应用驱泄复合、多介质组合等技术，油气比达到0.2以上。
加强齐40、锦45块已转158个井组跟踪调控，保障注气质量及措施工作量，到2015年形成储量50万吨
试验推广相对低成本的稠油开发方式。在高367
8、高3等六个区块开展常规火驱、重力火驱和尾气辅助重力火驱，到2015年形成储量25万吨
认真抓好接替技术攻关工程，加快方式转换进程
深化实施二次开发工程，恢复老油田生产能力
大力实施油田注水工程，夯实原油稳产基础
着力实施合作开发上产工程，增加新的生产能力
一是科学实施月东合作开发，增加新的生产能力
二是全面启动主体合作
三是切实抓好高升合作
认真谋划持续稳产工程，保障规划顺利实施 一是方案保障
切实抓好开发基础研究，科学优化开发方案，重点编制方式转换、重组井网结构二次开发等五类100个方案
二是技术保障
“十二五”期间，重点围绕六个方面，攻克十六项关键技术，为开发规划目标的实现提供技术保障
3.3 录井工程技术
3.3.1 常规地质录井
常规地质录井方法包括：
钻时录井、岩屑录井、岩心录井、井壁取心录井、荧光录井、钻井液录井
3.3.1.1 钻时录井
1、定义
钻时：每钻进一各单位厚度岩层所需要的时间。单位min/m。
钻时录井：系统地记录钻时并收集与其有关的各项数据、资料的全部工作过程。
2、钻时曲线的应用
（1）应用钻时曲线可定性判断岩性，解释地层剖面
▲ 疏松含油砂岩钻时最快
▲ 普通砂岩较快
▲ 泥岩、灰岩较慢
▲ 玄武岩、花岗岩最慢
▲ 对于碳酸盐岩地层，利用钻时曲线可以判断缝洞发育井段--钻时突然加快，钻具放空等
（2）在无电测资料或尚未电测的井段，根据钻时曲线，结合录井剖面，可以进行地层划分和对比
3.3.1.2 岩屑录井
1、定义
岩屑--地下岩石被钻头钻碎后，随泥浆被带到地面上的岩石碎块，常称为“砂样”。 岩屑录井--钻井过程中，按照一定的取样间距和迟到时间，连续收集与观察岩屑并恢复地下地质剖面的过程
主要作用：可以掌握井下地层层序、岩性；初步了解地层含油气水情况。
2、岩屑录井的主要内容
(1) 获取有代表性的岩屑
要获取代表性岩屑，必须做到井深准、迟到时间准 迟到时间：岩屑从井底返至井口的时间 常用的测定迟到时间的方法有：
理论计算法、实物测定法、特殊岩性法
(2) 岩屑描述
真假岩屑识别
① 观察岩屑的色调和形状
② 注意新成分的出现
③ 从各种岩屑的百分含量变化识别
④ 利用钻时(对区别砂、泥岩、灰质岩比较准确)、气测(识别油、气
层) 等资料验证 岩屑描述方法
① 大段摊开，宏观观察--大致找出颜色和岩性有无界线等
② 远看颜色，近查岩性--远看颜色易于区分颜色界线
③ 干湿结合，挑分岩性--岩屑颜色均以晒干后色调为准。
④ 分层定名，按层描述--参考钻时曲线，进一步查清岩层 顶、底界，卡出分层，对各层代表岩样进行描述。
岩屑描述内容
碎屑的颜色、成分、结构、构造、含有物以及含油性
3.3.1.3 岩心录井
1、定义
岩心：在钻井过程中用取心工具取出的井下岩石。是最直观、最可靠的第一性地质资料。
2、用途
通过岩心分析，可以获取如下资料或信息：
▲ 古生物特征；
▲ 确定地层时代； ▲ 进行地层对比；
▲ 研究储层岩性、物性、电性、含油气性--四性关系研究；
▲ 掌握生油层特征及其地化指标；
▲ 观察岩心的岩性、沉积构造，恢复沉积环境；
▲ 了解构造和断裂情况，如地层倾角、地层接触关系、断层位置▲ 检查开发效果，了解开发过程中所必须的资料数据。
3、取心录井的主要内容包括：
取心井段的确定
取心资料收集和岩心整理 岩心描述
岩心录井草图的编绘
岩心综合录井图的编制
（1）岩心描述的主要内容
岩性--颜色、岩石名称、矿物成分、胶结物、特殊矿物等
相标志--沉积结构、沉积构造、生物特征等
储油物性--φ、K、孔洞缝发育情况与分布特征等。
裂缝统计：按小层统计，只统计张开缝和方解石充填缝。
孔洞统计：孔洞个数、连通性等。
▲ 计算公式见后
含油气性--结合岩心油气水观察、确定含油级别
岩心倾角测定、断层观察、接触关系判断 （2）岩心油气水描述的主要内容
岩心的油气水观察
① 岩心含气观察
将岩心浸入清水下约20mm，观察含气冒泡情况：
气泡大小、部位、处数、连续性、持续时间、
声响程度、与缝洞的关系、有无H2S味 等。
② 岩心含油实验
Ⅰ、含水观察
直接观察岩心新鲜面湿润程度。
湿润程度可分为3级：
▲ 湿润：明显含水，可见水外渗；
▲ 有潮感：含水不明显，手触有潮感；
▲ 干燥：不见含水，手触无潮感。
Ⅱ、滴水试验法
滴一滴水在含油岩心平整的新鲜面上，观察水滴的形状
和渗入速度，以其在1分钟之内的变化为准分为4级：
▲ 渗：滴水立即渗入→含油水层
▲ 缓渗：水滴呈凸镜状，浸润角
＜60°，扩散渗入慢 →油水层
▲ 半球状：水滴呈半球状，浸润角
60～90°之间，微渗→含水油层
▲ 珠状：水滴不渗，呈圆珠状，
浸润角＞90°→油层
Ⅲ、荧光试验法
根据石油的荧光性，依据发光颜色的不同来确定物质的性质。
▲ 油：淡青、黄色
▲ 焦油：黄、褐(橙)色
▲ 沥青：淡青、黄、褐、棕色
▲ 地沥青：淡黄、棕色
现场常用的荧光分析法有4种(后讲)：
◆ 直照法
◆ 滴照法
◆ 系列对比法
◆ 毛细管分析法
Ⅳ、丙酮--水试验
Ⅴ、油--酸反应
Ⅵ、塑料袋密封试验
岩心含油级别的确定
岩心描述内容
3.3.1.4 井壁取心录井
需
要用到井壁取心录井方法的情况有：
钻井过程中有油气显示但未取心的井段
岩屑录井中漏取岩屑井段、岩心收获率较低的井段
测井解释中的疑难层位，如可疑油层等
需要了解储油物性资料，但未取心的层位
录井资料与电测解释有矛盾的层位
重要的标准层、标志层以及其他特殊岩性层位
为了满足地质上的特殊要求而选定的层位
3.3.1.5 荧光录井
现场常用的荧光录井工作方法有：
岩屑(心) 湿照、干照、滴照、系列对比
直照法:将岩心或岩屑放在荧光灯下直接照射，主要是观察记录荧光发光程度、产状与岩性关系及发光面积。
湿照:将岩屑洗净后，直接置于紫外光岩样分析仪的暗箱里，启动分析仪观察描述。
干照：将岩屑洗净、晒干后，取干样置于紫外光岩样分析仪内，启动分析仪，观察描述。
3.3.1.6 钻井液录井——泥浆录井
即是根据泥浆性能的变化及槽面显示，推断井下是否钻遇油、气、水层及特殊岩性的录井方法。
3.3.2 综合录井
综合录井仪使用了22个传感器5个分析仪，能实时测量井深、钻井液出口与入口电导率、钻井液出口与入口温度、钻井液出口与入口密度、大钩负荷、立管压力、转盘扭矩，套管压力、钻井液出口流量、地层H2S含量、转盘转速，能实时分析地层全烃含量、C1-C5各组份含量以及CO2含量，能分析碳酸盐含量、页岩密度，并生成钻压、钻时、地层压力、地面含气指数、地层含气指数等数据。
一方面气测录井发现油气显示、一方面工程录井保障钻井施工安全
综合录井包括气测录井、工程录井。
气测录井即是通过检测钻井液中C1-C5的含量、组成发现油气显示、解释评价油气层的方法。
3.3.3 地化录井
1、定义
地化录井是油藏地球化学录井的简称，是应用油藏地球化学的方法，通过特定的仪器检测岩石中与油气密切相关的烃信息（如：烃含量、组成、烃分布特征等），评价生油岩的生烃能力和储集岩含油性一种录井方法。
具有直接、快速、准确发现油气显示和评价油气层含油性等特点，是一种有效的录井方法之一。
2、地化录井的原理
烃源岩中的有机质在转化成石油后，经过初次运移或二次运移，在适当的圈闭中聚集，形成油气藏。储存于圈闭中的石油，是一种复杂的、多组份、以碳氢元素为主的混合物，在升温过程中能够蒸发、裂解成不同的烃类物质。这些烃信息（如烃含量、类型、族组成分布特征等）能够反映储层中的含油特点，是研究评价储层含油性的有效证据。
地化录井就是根据石油的这种特性，利用特定的仪器检测岩石中与油气密切相关的烃信息，进而应用这些信息来解释评价储层的含油性、烃源岩的生烃能力的。
3、地化录井应用的技术
（1）热解技术 （2）气相色谱技术
4、地化录井储层含油性评价方法
（1）参数法
根据试油、采油成果，应用统计学的方法，针对不同的油质、不同的地区不同的储层建立起各自的油层解释标准，并且把这些标准应用到未知的储层解释中去，得到这些储层的解释结论
（2）图谱法
主要是应用热解气相色谱图的形态定性的解释油气层的方法，不同性质的储层具有不同的色谱图谱。
（3）组分对比法法
应用热解气相色分析的组分，把油层或原油的色谱分析的组分作为标准，把未知的样品色谱分析组分利用折线图和其对比，进而确定储层性质
（4）交汇图版法
利用热解参数、热解气相色谱参数建立起来的交汇图版，在实际工作中具有应用方便、操作简单的特点，对于参数的选择，不同地区、不同油质、不同层位应该有其自己的选择。
（5）含油饱和度法
含油饱和度计算
数学地质法
相关分析：根据实际情况我们主要以热解气相色谱分析的资料作为数学地质法解释储层流体性质的数据集合
5、地化录井的应用
（1）判断原油类型
方法包括：
色谱法、参数法、原油密度法 （2）识别真假油气显示 （3）储层含油性评价
普通油藏储层含油性评价
普通油藏一般指的是储集岩为碎屑岩，孔隙度为中高孔，所含原油一般为普通原油，原油性质好，汽油比较大，油水关系较为简单，一般为油上水下，一个油藏具有统一的油水界面。地化录井技术对于普通油藏储层含油性解释具有符合率高，油水界面判别准确的优势，通过几年来的工作，对于普通油藏储层含油性解释的符合率达到了90%以上。
特种油藏储层含油性评价
特种油藏是每个油田重要的油藏类型之一，主要包括古潜山油藏，火成岩油藏及海、湖相碳酸盐岩油藏，特稠油、超稠油油藏等。其特点是储层孔渗性差、非均质性极强、连通关系复杂，对于特稠油、超稠油油藏还具有复杂油水关系的特点，含油性评价困难较大，符合率低。
水淹区储层含油性评价
注水开发是以水驱油的方式，以水驱替储集岩孔隙中的原油来提高原油采收率的，这导致了储层内含水的增加，使储层的含油饱和度减小，造成油层水淹。
水驱油首先驱替的是原油中易于流动的轻质组分，轻组分的采出改变了原油的组分。
地化录井获取的资料能够反映出这些变化，主要表现：
一方面：热解参数上随着水淹程度的加强S0值由减小到稳定的小值；S1值大幅度减小，在水驱油效果好时，可以减小到很小的值。S2的变化与原油性质相关，总的趋势是减小的，减少的多少与原油性质的好坏有关，原油性质好，减少的就多，否则就少。
另一方面：气相色谱图谱、参数发生变化，主要表现在低碳数的烃物质减少，主峰碳后移，谱图饱满程度减低。
(4) 特殊工艺井的应用 判断油水界面，为水平井施工提供依据
千2-K兴H1是一口水平井，2007年9月11日开钻，本井千2-K兴H1导眼在施工过程中钻到1089m，根据现场要求进行了地化录井分析，在分析过程中，发现井深1074m及以下井段样品地化分析热解值S1出现阶梯状下降（见下图）平均值从13mg/g下降到1.213mg/g，从而我们可以判断该井1074m以下为水层，该井油水界面就在1072m
水平井水平段含油性解释 侧钻井储层含油性解释 烃源岩评价
①确定有机质类型
②评价烃源岩
③确定烃源岩成熟度
——热解参数法
——饱和烃气相色谱法
轻重比（∑C21+/ ∑C21）
比值越大，成熟度越高，它是一个比较定性的指标，一般采用一个剖面（一个井）系统地分析，在生油门限附近明显增大。
碳优势指数法（CPI）
当有机质进入生油门限时CPI为1.2左右，进入成熟阶段，CPI为1.0左右。这是一个确定未成熟-成熟阶段有机质热演化阶段的定量指标。
——OEP（奇偶优势）
近代沉积物具有明显的奇偶优势一般为2.4-5.5，古代沉积物为0.9-2.4，原油小于1.2，1.2为生油门限的经验值。
3.3.4 定量荧光录井
1、基本原理和特点
定量荧光录井：是一种物理学方法，它是利用特定波长的光谱对样品的萃取溶液进行激发，使溶液产生发射波，通过接收该发射波，进而得到反应样品特性的光谱谱图及相关参数的录井方法。
2、取得的主要参数和图谱
C：样品含油浓度
N：荧光对比级别
F
1、F
2、F3：轻、中、重质油荧光强度 Oc：油性指数（Oc= F2 / F1）
Ic：孔渗性指数｛Ic=C1/（C1+C2）｝ C1：对样品一次分析测得的含油浓度 C2：对样品二次分析测得的含油浓度
3、技术特点和优势：
弥补视觉盲区，可检测260～400nm的不可见荧光；
操作便捷、检测迅速，不受人为因素的干扰；
可定量检测储层含油浓度，自动判别含油级别和对比级别；
具有独特的差谱技术，可扣除污染值，准确区分真假油气显示；
利用孔渗性指数、含油浓度等参数快速准确评价油气层。
4、定量荧光录井的作用 （1）识别原油性质
（2）发现轻质油显示 （3）快速解释储层含油性
参数法
图版法
3.3.5 水平井地质综合导向
1、定义
地质导向钻井是国际钻井界近10多年发展起来的一项高新技术，其定义是“近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置”。
水平井录井综合导向就是通过将随钻MWD/LWD技术与录井技术（综合录井、地化录井、核磁录井、轻烃录井等）完美结合，实现对水平井轨迹的跟踪、并通过录井技术对轨迹的有效性实时判别，进而指导钻井对轨迹进行控制和调整，达到最佳的钻探效果。
长城录井公司自主研发了 “水平井录井综合导向系统”
2、水平井录井综合导向系统的功能
（1）建立模型
根据地质设计通过收集相关资料，通过水平井录井综合导向系统建立设计轨迹与油藏的地质模型，一方面为下步的导向工作做好准备，另一方面可以验判设计的准确性，当发现不一致时及时提出意见，以便确定设计的准确性。 （2）领眼油水层准确判别，为水平井着陆提供依据 （3）轨迹跟踪、指导调整轨迹 （4）轨迹待钻分析
3.3.6 岩心成像录井
1、定义
岩心图像录井就是采用自动控制的方法对岩心实物进行扫描（滚动和平动）。对采集得到的图像进行自动的裁减和无逢对接，同时利用无损失的压缩与解压缩技术进行图像的存储，实现岩心资料的长期保存。
2、工艺流程
3、获取的成果
主要为岩心图像，其中包括外表面、横截面、纵切面的岩心图像以及特殊图像（岩性图像、沉积构造、化石）
3.3.7 核磁录井
1、定义
应用核磁共振技术通过检测储层样品中的氢核数量、驰豫时间，获得总孔隙度、有效孔隙度、绝对渗透率、束缚水饱和度、可动流体指数、含油饱和度、砂岩润湿性、原油粘度、钻井液侵入程度等多项参数，进而评价储层物性、含油性的录井方法就是核磁录井。
2、原理
z轴方向为平衡状态。对M0施加一个外来能量，M0将偏离平衡态。比如施加90o脉冲，M0将从平衡状态的z轴方向旋转到非平衡状态的XY平面上。90o脉冲消失后，M0必然要向平衡状态的Z轴方向恢复，这一过程叫做弛豫过程。弛豫过程的快慢用弛豫时间来表示。核磁共振测量直接得到两项参数：一是岩样内的流体量，二是岩样内流体的弛豫时间大小。
磁化矢量的大小与氢核的个数成正比，即与流体量成正比。
3、核磁录井获取资料 （1）T2谱
（2）求取储层孔隙度（总孔隙度、有效孔隙度） （3）求取储层绝对渗透率
通常采用Coates模型计算储层绝对渗透率
（4）求取储层含油饱和度、可动油饱和度
4、核磁共振录井技术的应用
（1）及时、准确获取储层物性参数（孔隙度、有效孔隙度、含油饱和度、含水饱和度、可动流体、束缚流体、束缚油、储层绝对渗透率等） （2）储层评价
（3）储层含油性解释
3.3.8 轻烃录井
1、原理
轻烃录井技术就是利用轻烃录井仪检测钻井液中所含有的与油气相关的烃组分、烃含量，通过分析烃含量与组分的变化，发现油气显示、解释评价油气层、水淹层的录井方法。轻烃分析一般是从C1分析到C9，有正构烷烃、异构烷烃、芳烃、环烷烃四大组分约103个色谱峰，包含了丰富的地质信息。
2、轻烃录井技术的工艺流程
3、获取的资料 (1) 色谱图 (2) 烃参数
总
烃、苯及甲苯、出峰数、带季碳的烃类化合物、BZ/CYC6（苯/环己烷）、TOL/MCYC6（甲苯/甲基环己烷）
总
烃：一般： 油层＞4000
油水在2000-4000
水层＜2000
出峰数：一般： 出峰数＞50多为油层
出峰数在40～50为油水同层
出峰数＜40为水层
苯及甲苯：一般：苯＞10 甲苯＞20多为油层
苯＜10 甲苯＜20储层含水
带季碳的烃类化合物：22DMC4（2，2二甲基丁烷）、22DMC5（2，2二甲基戊烷）、22DMC6（2，2二甲基己烷）、33DMC5（3，3二甲基戊烷）为4个易溶于水的异构烷烃，均能检测到这4个异构烷烃说明为油层，否则说明储层含水。
BZ/CYC6（苯/环己烷）、TOL/MCYC6（甲苯/甲基环己烷）： 一般：BZ/CYC6＞0.06
TOL/MCYC6＞0.15为油层
BZ/CYC6在0.04～0.06 TOL/MCYC6在0.1-0.15油水同层
BZ/CYC6＜0.04
TOL/MCYC6＜0.1为水层
气层的判别：
甲烷/总烃＞95%为气层；非甲烷烃含量明显减少，
总烃含量在＞5000，C1-C5/总烃＞85%以上为储层含气。 备注：以上值均为为积分面积值
4、轻烃录井存在的问题
（1）轻烃录井没有任何岩性的概念，所以其确定岩性、分层完全依赖测井和地质录井。
（2）轻烃录井是点的录井，若干个点组成垂向轻烃录井剖面，取样密度决定评价精度，不能得到连续曲线
3.4 钻井工程技术 3.4.1 钻井工程方案设计技术
1、钻完井方案设计 欠平衡钻井设计 常规定向井钻井设计 侧钻水平井钻井设计 分支井钻井设计 侧钻井钻井设计 水平井钻井设计 丛式井钻井设计 区块总体钻井设计
2、采油、采气工艺方案设计
区块产能建设及综合治理采油工艺方案设计 稠油热采方案设计 气田采气工程方案设计
探井试油试采设计及试气工艺方案设计 复杂结构井采油工艺方案设计 采油工程规划方案设计
3.4.2 稠油开采配套工艺技术
1、稠油钻完井工艺技术
（1）直井热采钻完井工艺技术
普通稠油直井热采完井均采用二开、7”套管下部双地锚提拉预应力30~40吨射孔完井。采用该种完井方式的油井在辽河油有5000多口
特稠油和超稠油热采完井是在普通稠油直井热采完井方式基础上，油层部位采用
外加超厚套管和热应力补偿器。采用该种完井方式的油井在辽河有2000多口
（2）定向井（丛式井）热采钻完井工艺技术
辽河油田地处世界级湿地保护区，为减少污染、节约用地、方便管理，大多数稠油油藏均采用定向井（丛式井）平台钻井，完井方式与直井相同。 丛式井井眼轨迹示意图如下：
（3）水平井（分支井）热采钻完井工艺技术
水平井（分支井）热采钻完井采用二开、三开钻井，水平段筛管完井；分支井主井眼裸眼完井，其它工艺与直井和定向井相同。
2、稠油高温注气工艺技术
辽河油田稠油油藏热采开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD，配有100t、50t、23t、11t、9.2t固定式和活动式四种蒸汽发生器共300余台，年注气能力近3000万吨。
（1）蒸汽吞吐注气工艺技术
常规注气工艺
常规井分层注气工艺 特殊井分层注气工艺 （2）蒸汽驱注气工艺技术
此工艺较蒸汽吞吐增加了地面等干度分配器和蒸汽驱长效隔热以及蒸汽驱分层注气工艺，注气管柱采用单层注气管柱或分层注气管柱。
等干度分配技术 分层注气技术
长效隔热注气工艺技术 （3）SAGD注气工艺技术
汽水分离技术
采用旋风分离筒分离汽水，分离效率高，可将锅炉出口75%蒸汽干度提高到95%以上
直井间歇注气技术
该注气工艺管柱耐温达350C，耐压17MPa，间歇周期可达2个月，间歇注气可达10个轮次以上。在杜84块现场应用58井次，井筒隔热效果明显提高，热损失降低5%~10%。施施工成功率100%，满足了SAGD开采长期、间歇注气的需要，获国家专利4项，达到了国际领先水平。
水平井双管注气技术
通过地面等干度分配智能调控系统，根据动态监测结果，可以对内管、外管注气速度进行调整，实现水平段均匀注气。
3、稠油生产井举升工艺技术 （1）蒸汽吞吐举升工艺技术
普通稠油举升工艺技术 特、超稠油举升工艺技术 （2）蒸汽驱举升工艺技术
耐高温泵举升工艺技术 过油层深抽技术 （3）SAGD举升工艺技术
塔架式抽油机
SAGD大排量举升技术
（4）稠油冷采举升工艺技术（主要为螺杆泵举升工艺技术）
4、稠油措施工艺技术 （1）防排砂工艺技术
激光割缝筛管防砂技术
割缝防砂筛管是在套管或油管管体上切割出细缝，将地层砂挡在筛管之外，实现防砂作用。具有结构简单、成本低的特点，适用于中等粒度、分选性较好的油井完井和防砂
TBS筛管防砂技术 地层深部防砂技术
复合射孔防砂技术
技术特点：
射孔防砂一次完成，施工简便
早期防砂、最大限度维持地层原始状态、地层伤害小、防砂效果好
获2项专利：
具有射孔和防砂两种功能的油井完井装置 一种油井复合射孔防砂装置 应用效果：
该技术在辽河油田多个区块进行现场试验。防砂措施的成功率达到95%以上。
反循环水力喷射泵强制排砂技术
有杆泵系列排砂技术 （2）储水调剖工艺技术
机械堵水工艺技术 化学堵水调剖工艺技术
应用固相颗粒堵水调剖剂、封窜堵漏剂和单液或双液调剖剂等耐高温化学堵剂，对高含水井或水淹井实施选择性调剖堵水。依据油藏条件和油井水淹状况，确定调剖剂种类和剂量。 （3）蒸汽吞吐助排技术
针对部分区块蒸汽吞吐井回采水率低的问题，为提高蒸汽热效率，研发了氮气助排、二氧化碳助排、三元复合吞吐助排等工艺技术，不仅基本解决了回采水率低等问题，而且增加了周期产油量。 （4）修井作业技术
套管整形补贴技术
套损井大通经尾管加固完井技术 超声波套损检测技术
该技术可以准确的检测出油井变形、错断、裂缝、孔洞等套管损坏情况，可为修井作业提供准确的技术依据
适应条件：
套损井检测
井内需有介质 技术优势：
多频率高分辨检测孔洞、裂缝、变形等情况
及时提供精确快速的现场解释
3.5 稠油热采技术
1、稠油分注技术
（1）分层定量注气技术 （2）稠油分层配气技术 （3）分层自动配气技术 （4）防砂井分注技术 （5）侧钻井注气技术 （6）高温堵水调层技术
2、蒸汽驱注气配套技术
（1）蒸汽驱高温长效隔热工艺技术
（2）分层气驱工艺技术（提高稠油油藏均衡动用程度） （3）SAGD间歇注气技术 （4）水平井均匀注气技术
水平井多点注气技术 水平井分段注气技术 水平井双管注气技术 （5）不压井作业气驱井口 （6）不压井作业采油井口
3.6 水力压裂技术
1、基础知识
（1）水力压裂作用
发展历程
① 首次压裂试验，1947年， Stanolind(BP Amoco)，美国
Kansas的Houghton油田，碳酸盐岩，4层，稠化凝固汽
油，未加支撑剂
压裂效果较差，结论：压裂不如酸化有效
同年，在美国东Teaxs的Woodbine油田，砂岩，胶化矿场
原油，16目石英砂，取得成功
1949年，Halliburton获得专利，商业化作业，迅速推广
专利规定携砂液为通过滤纸的粘度大于30mPa·s液体，其它
未获得许可证的公司水和砂进行压裂作业
②
第一代压裂(1940’-1970’)：小型压裂
加砂量10m3左右，近井地带解堵
第二代压裂(1970’-1980’)：中型压裂
加砂量100m3内，储层改造
第三代压裂(1980’-1990’)：端部脱砂压裂
中高渗储层，双倍缝宽，高导流能力
第四代压裂(1990’-
)：大型压裂和开发压裂
砂量超过100m3，成为一种开发方式
第五代压裂(2000’-)：水平井压裂 水力压裂增产机理
解除污染
沟通储层
导流能力
改变流态
造缝机理
图示如下：
2）酸化作用
砂岩酸化机理：
盐酸与碳酸盐矿物反应：
CaCO3+2HCl
CaCl2+CO2
+H2O
CaMg(CO3)2+4HCl
CaCl2+ MgCl2 +2CO2 盐酸与铁质矿物反应：
+2H2O
（
Fe2O3+6HCl
2FeCl3+3H2O
FeS+2HCl
FeCl2+H2S 如果土酸中的盐酸量不够，不能完全溶解地层中的碳酸盐矿物，则氢氟酸将与碳酸盐矿物反应，生成CaF2沉淀，堵塞孔道。
CaCO3+2HF
CaF2
+H2O+CO2
CaMg(CO3)2+4HF
CaF2
+ MgF2
+2H2O+2CO2 氢氟酸与石英、粘土矿物反应： SiO2+ 4HF
SiF4+2H2O SiF4+2HF
H2SiF6 Si3AlO8Na+22HF
NaF+AlF3+3H2SiF6+8H2O Al4(Si4O10)(OH)8+36HF
4H2SiF6+4AlF3+18H2O 碳酸盐岩酸化作用机理
盐酸与方解石、白云岩反应：
CaCO3+2HCl
CaCl2+CO2 +H2O CaMg(CO3)2+4HCl
CaCl2+MgCl2+CO2
+2H2O 甲酸(蚁酸)与方解石、白云岩反应：
CaCO3+2HCOOH
Ca(COOH)2+CO2
+H2O CaMg(CO3)2+4COOH
Ca(COOH)2+Mg(COOH)+2CO2
+2H2O 乙酸(醋酸)与方解石、白云岩反应：
CaCO3+2H(CH2COOH)
Ca(CH2COOH)2+CO2
+H2O CaMg(CO3)2+4H(CH2COOH)
Ca(CH2COOH)2+Mg(CH2COOH)2
+2CO2
+2H2O
2、压裂酸化工艺 （1）压裂施工方法
油管注入
油套环空注入
油套混合注入 （2）酸化施工方法
酸洗
基质酸化
酸化压裂
（3）压裂酸化施工工艺
常规压裂酸化工艺
分层压裂酸化工艺
投球法压裂酸化工艺
限流法压裂酸化工艺
3、设备
（1）压裂车
组成：
运载车、发动机、传动箱、压裂泵、仪表监控系统、液气控制系统 （2）混砂车
组成：
运载车、发动机、仪表控制系统、输砂系统、管汇系统、液气控制系统
（3）仪表车
组成：
显示和分析单元、单机控制单元、控制单元、通讯连接单元 （4）管汇车 （5）运砂车
4、工具
1、Y511系列压裂酸化封隔器
2、Y531系列压裂酸化封隔器
3、Y422系列压裂酸化封隔器
4、可捞式压裂酸化桥塞
5、轻便压裂酸化井口
6、千型压裂酸化井口
7、压裂酸化井口保护器
8、压裂酸化投球器
5、压裂液 （1）种类
水基压裂液
油基压裂液 乳化压裂液 泡沫压裂液 酸基压裂液 醇基压裂液
清孔液
前置液
预前置液
前垫液
携砂液
顶替液
低温压裂液
中温压裂液
高温压裂液 （2）配制要求
(1)保证所有配液设备清洁，不应含有任何以往配液残留物。 (2)保证储液大罐、运输罐车清洁，装液前必须进行认真清洗。 (3)在工程设计中心技术人员的指导、监督下，严格按配方配制压裂
液，保证压裂液性能达到要求指标。 (4)配液过程中,保证所有罐中液体循环均匀。
(5)压裂施工前,逐罐取样检测压裂液粘度、PH•值和交联性,在施工过
程中,还应对压裂液进行取样观测，以保证压裂液性能达到要求。 (6)准确控制压裂液添加剂的加入速度，尤其是交联剂、破胶剂。 (7)在施工过程中,取样抽检压裂液交联情况。 (8)保证混砂车上添加剂泵计量准确无误。
6、压裂工程设计
（1）压裂工程设计主要内容
油井基本数据
压裂层数据
压前试油、生产情况 压裂依据 压裂目的
压裂施工参数（注砂程序、施工压力预测等）
压裂材料设计及准备（压裂液、支撑剂、降滤失剂等） 压裂工具设计（井口、封隔器、桥塞等） 压裂设备设计及要求
裂缝参数及增产效果模拟计算结果 压裂管柱设计及压前作业要求 压后返排、投产要求 安全、环保注意事项 资料录取要求
（2）压裂工程设计基本数学模型
二维压裂模型 拟三维压裂模型 全三维压裂模型 集总的综合压裂模型
7、水力压裂现场施工
（1）水力压裂现场施工工序
（1）循环：压裂车排量由小到大，逐台循环，为了鉴定各种设备性能，检查管线是否畅通，各台泵的进出水情况；
（2）试压：检查井口总闸门以上设备承压情况，试验压力为1.2-1.5倍预测泵压，2-3min不刺不漏、压力不降为合格；
（3）预压：关键是判断裂缝是否压开
根据机械设备判断，造缝前泵动力负荷加大，声响沉重， 排气管冒浓
烟或火焰，混砂罐液面平稳，造缝后动力机声响松动，排气正常，混 砂罐液面翻滚，表明裂缝形成；
根据压裂施工曲线中压力的变化情况判断。
（4）加砂：初始砂比一般5-10%左右，2-3MPa压力波动正常； （5）顶替：严禁过量 （6）返排 a严禁打开套管阀门； b尽量采用油嘴返排；
c要求记录返排压力、累计返排液量、破胶情况等； d有时，返排初期压裂液呈不破胶状态，可能原因： 顶替液交联未停，井筒温度低，未破胶 压裂液破胶不彻底或未破胶
在地层条件下已破胶，但因脱水严重返排至地面后呈不
破胶状态
(7)如排液中途停止，但压力表仍显示较高压力： 压力表损坏(尤其冬季易冻死) 地层砂石堵塞
（2）现场施工常见问题及处理方法
(1)压不开裂缝
主要表现为压力随注入量的增加急速上升，并且很快达到施工压力上限，这时应立即停车，分析原因后再行施工。
岩性异常致密，渗透率极低，吸水能力极小，应采取破岩启裂措施后再试压、压裂；
井筒与地层连通性不好。如射孔不完善或未射孔，应补孔后压裂； 管柱下井有误，尾管过油层； 封隔器投球类型错误；
管柱有异常节流(死油、蜡、杂物等)
(2)砂堵
压裂液携砂能力差，交联不好； 交联泵故障，压裂液未交联； 砂比过高，提得过快；
压裂液滤失较大，特别是裂缝性储层，滤失难以预测； 造缝不充分，前置液量不充足； 储层、岩性等未知原因。
(3)压力突然较大幅度下降 管柱断脱
A、上部断脱：泵压突降，套压猛升，井口有较大振动声
响，油管上顶
B、封隔器卡距间断脱：泵压波动，可能井口上顶，套压
上升，停泵后再缓慢起泵，油套连通 桥塞断脱
(4)套压上升
封隔器密封不严或未座封； 油管损坏，有破裂处； 丝扣损坏，有破裂处；
固井质量不合格，有管外窜槽处。
8、压裂酸化工艺技术
一、控缝高压裂技术
二、胶囊过破胶技术
三、清洁压裂液技术
四、破岩启裂技术
五、压裂液降滤失技术
六、防砂堵技术
七、裂缝测试技术
八、泡沫压裂技术
九、区块整体压裂技术
十、控制支撑剂返吐技术 十
一、大型加砂水力压裂技术 十
二、压裂液快速返排技术 十
三、端部脱砂压裂技术 十
四、胶束酸酸化技术 十
五、稠化酸酸化技术 十
六、变粘酸酸化技术 十
七、前置液酸压技术
9、压裂酸化技术新进展 （1）水平井分段改造技术
双封单压分段压裂技术 滑套封隔器分段压裂技术 水力喷射分段压裂技术 液体胶塞分段压裂技术 裸眼封隔器分段压裂技术 水平井均匀酸化技术
（2）页岩气水平井“分段多簇”压裂技术
快速可钻式桥塞分段封隔技术 “多簇”射孔技术 大型滑溜水压裂技术 水力裂缝监测技术
3.7 海上油田开发现状及技术发展
3.8 小结
通过这段时间的讲座及实习，对辽河油田的开发现状及前景有了一个较为深刻的认识。更对油藏开发的各项技术有了一个更深的了解。
录井技术虽在学校已经学习过，但却没有此次实习了解的全面、系统。稠油热采技术为我们首次接触到的一套技术理论，因为辽河油田主要生产稠油，故在稠油开发技术方面有着自己的一套独特的技术理论，这是在任何地方接触不到的知识。
此外，对于水力压裂技术也有了一个直观的认识，也从中看到，辽河油田在水力压裂技术方面利用酸化技术加以配合，也形成了一套独特的技术理论。 更通过海上油田开发现状及技术发展了解到原来那个主要面向陆地开采的辽河油田如今也要将勘探开采范围移向深海，一方面表现出辽河油田已逐渐与世界接轨，面向多元化发展；另一方面则表现出了辽河油田在深海开采方面各项技术已经成熟，具备深海开采的实力。
第四章 岩心描述 4.1 岩心描述
1、基础知识
岩心描述的主要内容包括：
（1） 岩性--颜色、岩石名称、矿物成分、胶结物、特殊矿物等
（2） 相标志--沉积结构、沉积构造、生物特征等
（3） 储油物性--φ、K、孔洞缝发育情况与分布特征等。
裂缝统计：按小层统计，只统计张开缝和方解石充填缝。
孔洞统计：孔洞个数、连通性等。
▲ 计算公式见后
（4）含油气性--结合岩心油气水观察、确定含油级别
（5）岩心倾角测定、断层观察、接触关系判断
2、实习成果
强1-30-18井 第十盒
深度：1633.81~1639.81m 取心进尺：6m 实际收获长度：5.9m （1）4 1/49 厚度 11.5cm
整体于侧面可见水平层理，体现较弱水动力条件 上半段为灰岩，向下逐渐过渡为砂砾岩
上部泥岩(0~9cm)：总体呈现深灰色，有滑感
下部砂砾岩(9~11.5cm)：可见明显泥岩与砂砾岩过渡段
砾石总体呈绿色，显示还原环境
含油级别：油斑
粒度：中砾
无定向性，成分成熟度、结构成熟度均较低 （2）4 2/49 厚度 10cm 整体显示为砂砾岩
总体显示为灰绿色，显示还原环境 含油级别：富含油
粒度：中砾
无定向性，成分成熟度、结构成熟度均较低
沉积环境方面总体显示出重力流沉积造成的沙砾杂乱排列，粒度无一定顺序
（3）4 3/49 厚度 11cm 上部显示为砂砾岩，下部遇煤层 上部砂砾岩（0~4cm）：总体显示为灰绿色，显示还原环境 含油级别：富含油
粒度：中砾
无定向性，成分成熟度、结构成熟度均较低
沉积环境方面总体显示出重力流沉积造成的沙砾杂乱排列，粒度无一定顺序 （4）4 4/49 厚度 13.7cm 整体于上部（0~5cm）显示为煤层，中部可见含砾砂岩，向下方逐渐过渡为砂岩（5~13.7cm）
中部含砾砂岩：粒度较小，侧面显示含油
下部砂岩：颜色显示为灰黑色，为灰黑色细砂岩 （5）4 5/49 厚度 9.5cm 整体显示含砾粉砂岩，砾岩粒度极小，显示为细砾 上部可见少量油花溢出
中部（1.3~8.2cm）显示含油 下部观察不到含油特征 （6）4 6/49 厚度 14cm 整体显示为砂岩，侧面可见含砾 砾石粒度极小，显示为细砾 上部可见少量油溢出 侧面可见总体显示含油 （7）4 8/49 厚度 17cm 整体于上部显示为砂砾岩，下部显示泥岩 上部砂砾岩（0~4cm）：总体显示为灰褐色,砾石混杂堆积、无定向性，成分成熟度、结构成熟度均较低
下部泥岩（4~17cm）：总体显示为黑色，可见少量透镜状层理 含油级别：油斑 （8）4 9/49 厚度 12cm
整体显示为砂砾岩
总体颜色为灰褐色，砂为粗砂，次棱角、次磨圆
含油级别：油浸 （9）4 10/49 厚度：16cm
整体于上部显示为砂砾岩，下部显示泥岩
上部砂砾岩（0~6.5cm）：总体显示为灰褐色,砾石混杂堆积、无定向性，成分成熟度、结构成熟度均较低
下部泥岩（6.5~16cm）：你泥岩碳质较高，局部甚至煤化 （10）4 11/49 厚度：8cm
总体显示为煤砂互层，局部可见透镜状层理 （11）4 12/49~13/49 厚度：23cm 总体显示为砂泥互层，无明显界限 0~9cm：主要为砂泥互层 9~23cm：
9~16cm：不含油
16~23cm：含油
（13）4 14/49 厚度：18cm 整体上部为含砾砂岩，下部为泥岩 上部含砾砂岩（0~5cm）：所含石英较多，总体呈灰褐色
含油级别：饱含油 下部泥岩（5~18cm）：总体呈黑色，含少量泥质条带，不含油
经过分段的岩心观察，此大段岩心整体呈现出形成于较弱的水动力环境，并处于还原环境中，上半部遇煤层。结合以上对成岩环境的推断再加所遇煤层，可初步猜测其采集地点可能为三角洲平原之上的泛滥平原中。
从岩心的整体含砾情况观察，大部分碎屑岩显示出砂、砾混杂现象，但部分岩心段可见一定的成层性，可见其为重力流与牵引流综合作用的结果。
4.2 小结
通过实习期间的岩心库参观到之后的独立进行岩心描述，对岩心有了初步的直观认识，彻底地达到了理论与实践相互结合。同时也掌握了岩心描述的一些基本方法与步骤。
第五章 经济评价技术 5.1 经济评价技术
1、石油价格浅析
（1）制约经济发展：
石油资源
环境问题
（2）国际价格标准
WTI(世界油价) 美国德克萨斯轻质原油，代表国际油价
Brent(布伦特) 大西洋北海布伦特地区的低硫轻质原油 世界2/3原油交易均用此标准
Dubai（迪拜）阿联酋的一种原油，为含硫原油主要定价标准 Oman（阿曼）产于阿曼苏丹的一种中质高硫原油 Taps（塔皮斯）产于马来西亚的一种轻质原油 Minas（米纳斯）产于印尼的一种低硫原油 Duri（杜里）产于印尼的一种原油
不同性质的原油有不同国际定价基准
2、总成本费用组成
（1） 生产成本
包括操作成本、折耗 （2） 期间费用
包括管理费用、财务费用、营业费用、勘探费用
3、经济评价技术的内涵
（1）讲求经济效益
进行可行性研究，进行项目对比、优选 （2）用途
判断项目经济可行性 判断决策 （3）分类
财务评价（从项目角度出发）
国民经济评价（从国家经济整体利益出发）
4、经济评价的核心指标
（1）净现金流量构成
现金流入
包括销售收入、回收固定资产余值、回收流动资金 现金流出
包括经营成本、管理费用、销售费用、销售税金及附加、所得税 （2）核心参数
财务内部收益率（FIRR）——应大于基准收益率 财务净现值（FNPV）——应大于0 静态投资回收期（Pt）——越短越好 总投资收益率（ROI）——应大于参考值 资本金净利润率（ROE）——应大于参考值
5、辽河油田基本情况
九大核心技术：
（1）注水开发技术 （2）SAGD （3）火驱 （4）气顶驱 （5）非混相驱 （6）化学驱 （7）天然水驱 （8）蒸汽驱 （9）蒸汽吞吐
其中（2）~（8）已达世界级水平
5.2 小结
通过对经济评价技术的学习，了解了石油行业的资金成分及一些基本的参数，同时也了解了一些石油技术经济评价的相关知识，对各种性质原油的国际价格标准有了一个初步的了解。
第六章 实习收获
前言
本次暑期实习共四周，内容是对于辽河油田的生产实习，通过讲座、参观采油厂、参观研究院的形式令我们对于以后的工作有一个直观的认识，了解一些油田旗下各公司的前沿技术。如：稠油热采、变质岩勘探、水平井技术等。
本次实习针对这四周共分为四个阶段，第一阶段（6月27日~7月1日）：听讲座，对辽河油田各公司状况及各方面技术有一个初步认识；第二阶段（7月4日~7月8日）：参观各采油厂，令学生对油田的一线生产工作有一个直观的认识和了解；第三阶段（7月11日~7月15日）：参观研究院，令学生对油田的研究机构有一个直观的认识和了解；第四阶段（7月16日~7月22日）：编写实习报告，对实习过程做一个整体、全面的总结。最后于7月23日回京，开始新一轮的学习生活。
此本实习报告即是个人在这四周的实习过程中对辽河油田的总体认识和个人在实习过程中的一些心得与体会，望老师们审查、指正。
