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頁巖油井固井質(zhì)量與錄井參數(shù)相關(guān)性研究
——以大港油田官東地區(qū)頁巖油井為例

2022-10-24 13:30趙天東王立永
錄井工程 2022年3期
關(guān)鍵詞:錄井井段固井

郭 瓊 趙天東 王 奎 武 剛 王立永 林 輝

(①中國石油渤海鉆探第一錄井公司;②中國石油渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)分公司;③中國石油大港油田公司天津儲氣庫分公司;④中國石油渤海鉆探第二固井公司)

0 引 言

隨著國內(nèi)頁巖油等非常規(guī)油氣資源逐步成為新的勘探熱點,工程地質(zhì)一體化施工作業(yè)模式得到了進一步的發(fā)展和應(yīng)用。發(fā)揮錄井專業(yè)技術(shù)優(yōu)勢,開展井筒地質(zhì)及油氣藏綜合解釋評價研究,助力提高單井施工安全及開發(fā)效果,成為行業(yè)內(nèi)新的技術(shù)研究方向。錄井作業(yè)在石油與天然氣的鉆探過程中隨鉆實時采集、監(jiān)測、分析和處理井筒內(nèi)多項數(shù)據(jù)信息,通過自身專業(yè)性技術(shù)手段和方法,實現(xiàn)對地層巖性、物性、含油氣性以及儲層流體性質(zhì)的識別、判斷和評價,具有隨鉆實時跟蹤、連續(xù)性好、及時性強、資料豐富且全面的特點,可以為工程鉆井、固井和完井壓裂測試等提供有利的數(shù)據(jù)信息支撐[1-4]。

為了充分利用工程地質(zhì)一體化數(shù)據(jù)庫,有效地發(fā)揮錄井對固井作業(yè)的技術(shù)支撐,提高頁巖油井固井質(zhì)量,本文以大港油田官東地區(qū)頁巖油井實鉆開發(fā)為例,基于固井尤其是二界面與地層膠結(jié)的層間封隔程度對單井產(chǎn)能釋放和分層開采實施效果產(chǎn)生的直接影響,通過對固井二界面膠結(jié)質(zhì)量與錄井技術(shù)參數(shù)的相關(guān)性進行分析探討,深化了對于錄井技術(shù)參數(shù)與固井質(zhì)量相關(guān)性的一些認識。

1 官東地區(qū)頁巖油儲層特征

1.1 地質(zhì)特征

大港油田官東地區(qū)頁巖油地質(zhì)儲層位于古近系孔二段,其廣泛分布于黃驊坳陷南部滄東至南皮凹陷一帶,沉積相為內(nèi)陸湖相沉積,由一套深灰色泥頁巖與灰質(zhì)泥巖互層構(gòu)成。該區(qū)域生油巖平均厚度近4 000 m,是黃驊裂谷盆地南區(qū)的主要生油層系[5]。

通過錄井X射線衍射全巖、地化錄井及三維定量熒光等分析技術(shù)對區(qū)域內(nèi)孔二段頁巖油儲層開展的綜合分析化驗表明,區(qū)域內(nèi)儲層礦物成分復(fù)雜、類型多樣,主要由石英、長石、方解石、鐵白云石、方沸石、黃鐵礦、黏土類多種礦物組成,無明顯優(yōu)勢礦物,脆性礦物含量高,無法以單一的巖性定名,巖石多以復(fù)合巖性定名為主[6-7]。

研究區(qū)域頁巖油儲層內(nèi)油氣豐度高,含油氣特征明顯,其三維定量熒光分析相當油含量(EOC)與地化分析生烴潛量(S1+S2)及氣測全烴含量(Tg)具有良好的匹配性。當相當油含量高時,氣測全烴、生烴潛量及有機質(zhì)豐度值均達到較高的數(shù)值。

1.2 工程特征

官東地區(qū)孔二段頁巖油儲層在實鉆過程中事故復(fù)雜情況多有發(fā)生,錄井工程參數(shù)異常明顯。大多數(shù)單井在實鉆至井斜角45°~65°井段時,由于井筒自身軌跡變化使得鉆井液攜砂能力降低,井底無法得到有效清潔,形成巖屑床,起下鉆過程中阻卡狀況頻發(fā)[8]。進入目的層后,鉆遇大套主力油頁巖儲層,層段內(nèi)井壁易發(fā)生垮塌,測井井徑擴大率高達35%~45%。錄井過程中諸多工程參數(shù)均出現(xiàn)異常變化。據(jù)統(tǒng)計,區(qū)域內(nèi)單井井下復(fù)雜情況的處理案例中近90%發(fā)生于上述井段。在后期下套管固井作業(yè)中,泥頁巖井壁的坍塌及儲層油氣析出濃度的增加,均給固井二界面的膠結(jié)質(zhì)量帶來明顯的不利影響。

2 固井質(zhì)量現(xiàn)狀及難點分析

2.1 固井質(zhì)量現(xiàn)狀

2019-2020年,在官東地區(qū)以孔二段頁巖油儲層為開發(fā)目的層實施的39口單井中,總固井優(yōu)質(zhì)率較低,僅為49.61%,其中28口單井在實鉆中出現(xiàn)了鉆具阻卡和多次劃眼等復(fù)雜工況。

綜合分析認為,頁巖油儲層礦物成分復(fù)雜、含油氣濃度高、微裂縫發(fā)育,井壁發(fā)生不同程度坍塌是造成上述情況的主要因素。同時,在頁巖油井的鉆井施工中,實鉆至特定斜度井段形成明顯的巖屑“油床”,循環(huán)鉆井液不能對其進行有效清理。在固井作業(yè)中,用于驅(qū)替的前置液,即使采用高效沖洗,也很難將巖屑清理干凈,進而對固井質(zhì)量產(chǎn)生了不利影響[9-10]。

2.2 固井作業(yè)難點及其影響因素

復(fù)雜的油氣藏及工程地質(zhì)特征為單井鉆完井施工帶來了現(xiàn)實困難,固井質(zhì)量合格率及優(yōu)質(zhì)率無法得到有效保障。近年來官東地區(qū)多口頁巖油井固井質(zhì)量的施工狀況分析表明,造成固井合格率及優(yōu)質(zhì)率低的因素有以下幾點。

(1)鉆井液性能的影響。頁巖油儲層黏土類礦物能夠?qū)︺@井液性能造成顯著影響,使鉆井液性能變差,其保持井壁穩(wěn)定的能力下降。加之大斜度井段內(nèi)鉆井液紊流旋轉(zhuǎn)等流體狀態(tài)加速濾液進入地層,對濾餅形成破壞導(dǎo)致井壁失穩(wěn),使固井難度增大。

(2)儲層自身高油氣含量聚集的影響。頁巖油儲層含油氣濃度高,實鉆過程中油氣成分易對鉆井液產(chǎn)生污染。受油氣污染的鉆井液反復(fù)循環(huán)造成油氣在井壁上吸附聚集而形成原油吸附膜,影響了固井過程中二界面的有效膠結(jié)程度。

(3)油氣顯示活躍、地層壓穩(wěn)程度低的影響。頁巖油的開發(fā)井型多為水平井,水平段內(nèi)烴類聚集,氣測顯示活躍,氣侵現(xiàn)象多發(fā),在固井作業(yè)過程中不能有效壓穩(wěn)地層,對固井質(zhì)量形成了不利影響。

(4)巖屑清理程度低、套管難以居中的影響。在頁巖油水平井實鉆過程中產(chǎn)生的巖屑床難以清理,巖屑床的存在降低了套管在井眼內(nèi)的居中程度和水泥漿的膠結(jié),對固井質(zhì)量造成了不利影響。

(5)井眼自身質(zhì)量不佳的影響。在固井作業(yè)中,水泥漿液柱壓力遠大于鉆井液液柱壓力,且井底壓差越大,水泥漿的失水也越嚴重。當含有多種可溶性離子和高堿性的濾液進入地層時,加速了黏土礦物的解理、分散和運移,從而造成井眼不規(guī)則,對固井質(zhì)量產(chǎn)生了不利影響。

3 錄井參數(shù)與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

3.1 儲層油氣顯示特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

3.1.1 儲層油氣顯示特征

官東地區(qū)孔二段頁巖油屬源儲一體油氣藏類型,熱演化程度適中,區(qū)域內(nèi)錄井油氣顯示特征為:鉆遇頁巖油儲層時氣測全烴異常值最高達到100%;后效氣體檢測值最高也可達到100%,氣測顯示極為活躍,在鉆井液出口槽面可觀察到20%左右條帶狀油花;含油巖屑多以油斑級為主,呈不均勻局部富集狀分布,氯仿滴照熒光呈棕褐色,氯仿浸泡觀察日光下見明顯的褐黃色-黃褐色含油特征,反映了區(qū)域內(nèi)原油膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量高的特征;三維定量熒光分析相當油含量在100~2 500 mg/L,平均為310 mg/L,最高可達上限10 000 mg/L,儲層內(nèi)油氣含量豐度高。

3.1.2 油氣顯示特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

在單井實鉆過程中,隨著頁巖油儲層井段的延長,不同層段油氣顯示特征存在明顯差異,對應(yīng)的解釋評價參數(shù)也表現(xiàn)出相應(yīng)的數(shù)值分布及曲線形態(tài)。

將區(qū)域內(nèi)單井固井施工質(zhì)量按優(yōu)質(zhì)率大于75%、介于50%~75%以及小于50%三個區(qū)間進行劃分,開展油氣顯示特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析,結(jié)果表明:隨著固井優(yōu)質(zhì)率的降低,氣測異常值高于40%的層段出現(xiàn)頻次依次為2次、5次和6次,氣測異常值呈逐漸升高的趨勢;當固井優(yōu)質(zhì)率高于75%時,濕度比(Wh)主要集中在小于30%的數(shù)值區(qū)間,烴斜率(Gh)主要集中在1.5~3.0之間;當固井優(yōu)質(zhì)率在50%~75%的區(qū)間時,Wh的數(shù)值區(qū)間出現(xiàn)明顯擴大,大于30%的層段增多,Gh主要集中在低于3.0的數(shù)值區(qū)間;當固井優(yōu)質(zhì)率低于50%時,Wh主要集中在20%~30%的數(shù)值區(qū)間,Gh集中在1.5~3.0的數(shù)值區(qū)間。其基本特征表現(xiàn)為:在氣測顯示活躍、全烴值高、Wh和Gh的數(shù)值分布區(qū)間大、烴類油氣重組分占比高的井段,固井作業(yè)實施的優(yōu)質(zhì)率明顯降低;在氣測顯示欠活躍、全烴值低、Wh和Gh的數(shù)值分布區(qū)間集中、烴類重組分占比低的井段,固井作業(yè)實施的優(yōu)質(zhì)率要明顯高于前者。

依據(jù)油藏地質(zhì)原理分析認為,由于儲層流體分異和含油飽和度的差異,短距離滲流擴散作用下原油將在鄰近井壁的巖石骨架類礦物表面形成不同厚度和特征的吸附膜,從而對相應(yīng)井段固井水泥漿的膠結(jié)造成不同程度的影響。同時,隨著鉆井液中烴類氣體的富集和含油濃度的升高,井壁濾餅吸附高分子烴類增多,隨著虛濾餅的增厚,引起井下壓穩(wěn)失效,也對固井作業(yè)中二界面的膠結(jié)強度產(chǎn)生不利影響,導(dǎo)致固井質(zhì)量下降[11]。因此,在固井方案的編制過程中需要充分考慮井筒內(nèi)不同井段的油氣顯示狀況,針對不同井段的油氣特征及參數(shù)的變化特征適時開展固井方案的優(yōu)化和調(diào)整十分必要。

3.2 儲層巖石特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

3.2.1 儲層巖石特征

對區(qū)域內(nèi)6口單井708個儲層巖石樣品開展全巖礦物分析,并結(jié)合鏡下巖石薄片鑒定表明,儲層巖屑礦物構(gòu)成以黏土礦物、石英、長石為主,其次為方解石和白云石、方沸石,偶見少量黃鐵礦。該地區(qū)頁巖油巖性以長英質(zhì)沉積巖、細?;旌铣练e巖、碳酸鹽巖三種巖性為主[5]。針對區(qū)域頁巖油儲層的元素錄井分析表明,自孔一段底部至孔二段頂部巖石主要特征元素含量特征為:Si元素呈降低趨勢,Ca、Mg、Fe、K、S、Mn元素含量均有不同程度升高,Al元素變化不明顯??锥雾敳恐恋撞扛鬟^渡層段巖石主要特征元素含量特征為:Si、Fe、Al元素在此層段先升高后降低,而Ca、Mg元素先降低后升高,K、S、Mn元素則無明顯的變化規(guī)律,其中Ca、Mg元素變化幅度大,Si、Fe、Al元素的變化幅度較小。

利用全巖錄井分析技術(shù)得到石英、長石、白云巖、方解石、方沸石、黏土等礦物含量,計算得出頁巖油儲層巖石脆性指數(shù)在0.51~0.89之間、平均值為0.74;而利用元素錄井分析得到Si、Ca、Mg、Fe、Al、Na等元素含量,計算得出巖石脆性指數(shù)在0.71~0.83之間、平均值為0.76,二者數(shù)值相近,為本次研究提供了有利的數(shù)據(jù)支撐。

3.2.2 巖石特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

從頁巖油儲層元素含量變化特征來看,通常在固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)的井段,隨著井深的加深,Ca、Mg元素含量呈一定的正斜率緩慢升高,Na元素的含量則呈現(xiàn)微量的負斜率變化,極緩慢降低并趨于穩(wěn)定值。在固井質(zhì)量不合格井段,Ca、Mg元素含量呈平穩(wěn)低值的趨勢,Na元素的含量則高低變化幅度大,含量極不穩(wěn)定。在地層巖性以泥頁巖、灰質(zhì)泥巖為主,儲層流體性質(zhì)以油層及差油層為大背景的井段內(nèi),固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)的井段, K含量為1.92%~5.65%、Na含量為0.47%~5.77%、Ca含量為3.59%~12.18%、Mg含量為1.47%~5.17%、Ca/Si為0.16~0.87(平均值為0.48,Ca/Si沒有出現(xiàn)大的變化);固井質(zhì)量不合格井段,K含量降低為2.69%~3.44%、Na含量為1.36%~3.06%、Ca含量為3.99%~7.01%(呈降低趨勢)、Mg含量為1.53%~3.00%(呈降低趨勢)、Ca/Si為0.18~0.44(出現(xiàn)明顯降低趨勢)。

從頁巖油儲層巖性變化來看,頁巖油儲層的巖性變化與固井質(zhì)量的優(yōu)劣也有顯著的相關(guān)性,在巖性變化界面固井質(zhì)量往往出現(xiàn)明顯差異。當巖性發(fā)生變化時,泥頁巖脆性指數(shù)的穩(wěn)定有利于水泥漿的固結(jié)而提高固井質(zhì)量,對于砂巖而言,脆性指數(shù)降低則導(dǎo)致井壁不穩(wěn)定,擴徑程度加深,進而降低固井質(zhì)量。

綜合來看,區(qū)域內(nèi)頁巖油儲層的礦物組成和元素含量特征一方面決定了頁巖儲層物性和油氣的聚集與賦存狀態(tài),另一方面對固井質(zhì)量的優(yōu)劣產(chǎn)生了重要影響。因此,面對儲層內(nèi)不同深度巖石特征存在的顯著差異,應(yīng)當將巖石礦物組成及元素含量變化特征規(guī)律作為固井方案編制的又一重要因素加以考慮。

3.3 錄井工程特征與固井質(zhì)量相關(guān)性分析

在頁巖油井的鉆探過程中對固井質(zhì)量產(chǎn)生影響的因素較多,當多種因素同時產(chǎn)生影響時,最直接的宏觀表現(xiàn)為單井施工的難易程度和施工周期的不同。

以區(qū)域內(nèi)相鄰的兩口頁巖油單井GY 1-1-4H井和GY 1-1-5H井為例,其中GY 1-1-5H井固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)而GY 1-1-4H井固井質(zhì)量不理想。兩口井的目的層段巖性及油氣錄井參數(shù)特征極為相近,巖性均以灰黑色泥巖與灰質(zhì)泥巖不等厚互層為主,油氣顯示級別以油斑為主,油跡和熒光次之,三維定量熒光分析對比級均在10級以上,而兩口單井的鉆井液性能調(diào)整及鉆井作業(yè)的工程處理過程卻存在著明顯差異。

對GY 1-1-4H井和GY 1-1-5H井頁巖油井段鉆井作業(yè)工況統(tǒng)計(表1)發(fā)現(xiàn):一是前井在頁巖油井段鉆進時采用的鉆井液粘度高于后井,前井的鉆井液粘度為59~65 s、后井的鉆井液粘度為50~61 s;二是鉆進和完井作業(yè)過程中各道工序均表現(xiàn)出前井工況復(fù)雜程度高于后井。同時通過分析發(fā)現(xiàn),GY 1-1-4H井在接近井底的井段4 340~4 500 m處鉆遇一段質(zhì)純的泥頁巖儲層。該段儲層與水平段鉆遇的頁巖油儲層特征明顯不同,氣測全烴由2.75%升至100%,氣測基值顯著抬升,Wh由25.26%升至69.52%,油氣重組分含量急劇增高。同時,在接立柱時出現(xiàn)了明顯的氣測值為100%的單根峰,表明該井段油氣能量極高。巖屑元素分析結(jié)果顯示,Ca和Mg的含量在該井段出現(xiàn)了明顯降低、而K和Na的含量則顯著升高,該4種元素含量的變化易導(dǎo)致水泥漿粘度升高、流動阻力增大。因此,位于井底附近的該段特殊儲層及油氣顯示是該井固井效果不理想的直接影響因素。

表1 GY 1-1-4H井與GY 1-1-5H井鉆井工況統(tǒng)計對比

4 措施優(yōu)化實例井分析

以GY 7-3-3H井(圖1)為例,該井是官東地區(qū)某井區(qū)部署的一口頁巖油井,以孔二段頁巖油儲層為鉆探目的。

圖1 GY 7-3-3H井錄井參數(shù)及固井效果

4.1 錄井技術(shù)參數(shù)

該井區(qū)已有錄井資料表明,目的層巖性為長英質(zhì)頁巖、混和質(zhì)頁巖、灰云質(zhì)頁巖,層系內(nèi)微小孔隙與裂縫發(fā)育,熒光薄片觀察及巖心熒光掃描顯示,頁巖層系具有普遍含油、局部富集、非均質(zhì)性強的特征。脆性礦物含量較高,在58.8%~71.8%之間。

該井在實鉆過程中應(yīng)用了常規(guī)氣測、三維定量熒光、地化飽和烴及元素分析等錄井技術(shù)。儲層及油氣顯示特征表現(xiàn)為:儲層為深灰-灰黑色頁巖層,巖屑顯示以油跡及熒光級別為主,全目的層段氣測顯示相對活躍,含油性明顯。從錄井數(shù)據(jù)資料來看,氣測全烴0.07%~4.98%,氣測異常全烴值相對低;氣測派生參數(shù)Wh介于4.87%~32.87%之間,平均值13.7%,Gh在1.95~3.78之間,平均值1.95,該兩項參數(shù)數(shù)值易集中出現(xiàn)在固井優(yōu)質(zhì)率50%~75%的數(shù)值區(qū)間;三維定量熒光分析級別在7.0~11.8級之間,平均為9.8級,相當油含量為143.9~1 269.4 mg/L,平均值346.4 mg/L,S1為0.21~5.84 mg/g,平均值2.47 mg/g,總烴(ST)為16.01~208.26 mg/g,平均值27.42 mg/g。儲層含油豐度中等,井筒油氣顯示環(huán)境中等,在固井過程中水泥漿有效壓穩(wěn)地層烴能量的難度相對低。從元素錄井的巖石脆性指數(shù)來看,儲層段內(nèi)存在兩段需重點關(guān)注的井段,3 075~3 760 m脆性指數(shù)變化幅度大,最高0.84,最低0.62;而4 032~4 204 m脆性指數(shù)顯著降低,最高0.73,最低0.63,低于平均值0.76。結(jié)合井徑數(shù)據(jù)綜合分析發(fā)現(xiàn):油氣顯示活躍井段,巖石脆性指數(shù)變化特征明顯,井徑的擴大率顯著增高,井壁垮塌程度增高,井底巖屑潔凈程度降低。由上述關(guān)聯(lián)性分析可知,這些數(shù)據(jù)的特征變化易導(dǎo)致固井質(zhì)量的顯著降低。

4.2 固井方案優(yōu)化

綜上與固井質(zhì)量相關(guān)錄井數(shù)據(jù),針對該井井筒環(huán)境特征采取了技術(shù)優(yōu)化措施。

(1)針對油氣顯示特征制定固井壓穩(wěn)措施如下:一是優(yōu)化水泥漿柱結(jié)構(gòu),采用1.70 g/cm3的加重隔離液+1.03 g/cm3的高效沖洗液+1.90 g/cm3領(lǐng)漿(返至1 970 m)+1.90 g/cm3尾漿(返至3 000 m)的漿柱結(jié)構(gòu);二是固井施工完后進行4 MPa環(huán)空加壓確保尾漿失重后,有效過壓油氣層,保證了尾漿失重后井底當量密度為1.68 g/cm3。

(2)針對特殊井段巖石脆性指數(shù)變化幅度大等特征制定固井準備措施如下:一是采用“雙扶+三扶通井”組合,在不規(guī)則井段加強短起下鉆作業(yè),確保起下鉆摩阻正常,井眼通暢,套管能夠安全下放到位;二是雙扶正器通井時,在3 075~3 760 m、4 032~4 204 m等脆性指數(shù)變化較大井段開啟頂驅(qū),保持頂驅(qū)轉(zhuǎn)速40~80 r/min,一柱一劃眼;三是通井時排量保持2.1 m3/min以上,開啟固控設(shè)備(振動篩、除泥器、離心機),清除井內(nèi)有害固相,實現(xiàn)井眼的有效清潔;四是采用30 m3粘度為120 s以上的稠漿攜砂,進一步確保井眼清潔程度;五是在脆性指數(shù)變化幅度大的井段,加裝套管旋流發(fā)生器,提高固井質(zhì)量。

通過固井施工措施的優(yōu)化和完善,該井頁巖油儲層段固井取得如下效果:3 075~4 204 m井段,總長1 129.0 m,其中3 075.0~3 491.8 m第二界面膠結(jié)好,3 491.8~3 493.7 m第二界面膠結(jié)中等,3 493.7~3 918.8 m第二界面膠結(jié)好,3 918.8~3 919.9 m第二界面膠結(jié)中等,3 919.9~4 172.3 m第二界面膠結(jié)好。頁巖油儲層段固井優(yōu)質(zhì)率為99.7%。

5 結(jié) 論

近年來,隨著國內(nèi)頁巖油非常規(guī)油氣資源逐步成為新的勘探熱點,工程地質(zhì)一體化施工作業(yè)模式得到不斷發(fā)展和完善,發(fā)揮錄井專業(yè)技術(shù)優(yōu)勢,開展井筒地質(zhì)及油氣藏特征綜合解釋評價研究,助力提高單井固井質(zhì)量和建產(chǎn)效果,成為行業(yè)單位新的技術(shù)研究方向。通過錄井實踐和研究,筆者歸納提出如下認識:

(1)頁巖油儲層段大量烴類物質(zhì)的析出和聚集將對固井作業(yè)中水泥漿的膠結(jié)程度產(chǎn)生重要影響,尤其對油氣豐度高、烴類輕重組分含量等性質(zhì)變化劇烈的井段更是如此。對于頁巖油儲層不同層段的油氣顯示特征開展錄井綜合解釋評價研究,能夠為固井作業(yè)措施優(yōu)化提供參考依據(jù),進而保證水泥漿的膠結(jié)質(zhì)量。

(2)頁巖油儲層礦物繁多,種類復(fù)雜。隨著埋深的增加,元素含量也存在著一定的規(guī)律性變化,在鉆探實踐中這些因素均顯著地影響著單井固井施工質(zhì)量的優(yōu)劣。因此,積極開展頁巖油儲層巖石構(gòu)成的礦物種類及元素含量變化規(guī)律研究,精細刻畫各井段儲層巖石的物性特征,無疑將對提高單井固井質(zhì)量起到重要的促進作用。

(3)在頁巖油井的鉆探及完井施工過程中,單井施工方案需要結(jié)合區(qū)域鄰井的錄井綜合解釋評價技術(shù)參數(shù)予以科學(xué)合理地編制;當正鉆井錄井技術(shù)參數(shù)與鄰井相比發(fā)生顯著變化時,應(yīng)當對已有施工方案及時進行優(yōu)化和調(diào)整。

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