页岩气储层测井评价技术研究——以S1井为例

系统而准确的页岩气储层参数评价对页岩气勘探开发具有重要的指导意义,利用测井资料的连续性建立有效的页岩气储层参数测井评价体系显得尤为重要。探索了页岩气储层的测井曲线定性识别标准,建立了适合该地区的页岩气储层参数定量解释模型,并通过岩心分析资料对部分解释模型加以校正,完成了S1井的页岩气储层识别、总有机碳质量分数、储层物性、含气量以及地质和测井岩石脆性的评价,并借用岩心分析资料加以验证。实际结果表明,该页岩气测井评价体系能够有效的对页岩气储层参数进行评价,可以为该地区后期的页岩气勘探开发提供测井技术支持。     

D区块页岩气测井解释及应用

页岩气测井解释对于D区块的开发有着重要意义。为了获取准确的页岩气测井解释结果,通过分析研究区内5口取心井的储层参数实测结果与测井曲线,建立了研究区页岩气储层参数的解释模型,并确定了对应模型的解释参数。利用上述测井解释模型及参数,对研究区内的42口未取心井进行解释,其结果与取心实测结果符合度较高,相对误差率为5.36%。     

大庆油田A区判别测井解释模型适用性的新方法

针对利用"岩心刻度测井"技术判别储层孔隙度、渗透率的测井解释模型适用性存在局限性,以大庆油田A区实际生产目的层段为目标,综合岩心水驱试验及取心井实测规律,重新判别了测井解释模型的适用性。结果表明,开发井测井解释模型适用条件为:1储层孔隙度随水淹程度的增强低幅度增大,孔隙度平均值增大率在1%以内;渗透率随水淹程度的增强明显增大,渗透率平均值增大超过15%。2根据行业标准,储层孔隙度计算结果与理论值绝对偏差在1.5%以内;渗透率计算结果与理论值相对偏差在100%以内。若储层孔隙度、渗透率测井解释模型满足上述条件,该模型就适用,反之就不适用。该判别方法弥补了岩心刻度判别的局限性,为进一步开展孔隙度、渗透率解释模型校正提供了依据,得出更为准确的储层物性参数,对油气田开发具有重要意义。     

渝东北寒武系下统水井沱组页岩气成藏地质条件评价

页岩气是当前我国重点勘探的非常规天然气资源。重庆渝东北地区寒武系下统水井沱组黑色页岩广泛发育，厚度较大，有机地化参数、物性等指标表明该区具备页岩气藏的地质条件。参照国外标准，并结合渝东北地区实际情况优选出该区寒武系下统水井沱组页岩气资源潜力有利区，并运用面积丰度类比法、体积法、特尔菲法等计算渝东北地区寒武系下统有利区页岩气资源量。     

四川盆地龙马溪组页岩储层特征差异性探讨——以威远与涪陵地区为例

2015年以来,中国页岩气勘探开发取得重大进展,建成涪陵和威远2个国家级页岩气示范区,年产能超过70×108 m3。但在勘探开发过程中逐渐暴露出区块之间气井产能、压裂液返排率差异性大等问题。针对上述问题,根据岩心观察描述、分析化验资料以及测井解释成果,从储层沉积环境、厚度、矿物组成以及储集空间类型、物性、含气性等特征入手对比储层特征差异性。研究表明,涪陵和威远地区龙马溪组页岩储层各项指标与国外典型产气页岩储层相似,具有页岩气商业建产的储层基础。但与涪陵地区相比,威远地区存在储层厚度略薄,碳酸盐矿物组成含量高,相对富黏土矿物,有机碳含量、有机质孔占比、层理缝发育程度、孔隙度、水平渗透率、实测含气量等低的特征。探讨上述页岩储层特征差异性有利于解释两个地区页岩气藏勘探开发中所遇到的诸多问题,提出不同的压裂开采对策。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏应力敏感性及其对产能影响的定量评价

应力变化对页岩的渗透率影响较大,应力增加造成的渗透率降低对于页岩气储层产能会造成影响。通过四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏围压循环下的气测渗透率试验,建立了应力与渗透率的关系曲线。试验结果表明,应力敏感性对页岩渗透率的损伤具有明显的不可逆性,研究所用样本卸去围压后渗透率仅恢复至初始值的28%。采取有限元数值方法,基于质量守恒方程、达西定律、固体变形和孔隙弹性力学理论,建立了相应的流固耦合数值模型,用以定量表征相关参数和应力敏感性对产能的影响。模拟结果表明,在相同围压条件下,加压阶段弹性模量较大,卸压阶段弹性模量较小;沿岩心轴向方向,靠近出口处的渗透率和孔隙度较低,主应力较大;如果不考虑非线性应力敏感性效应,总产能计算结果可能被高估。     

产气剖面井资料在涪陵焦石坝页岩气田开发的应用

涪陵焦石坝页岩气气田已经实现商业开发,主要采用长水平段分级压裂模式进行。结合涪陵焦石坝页岩气田页岩气水平井产气剖面测井资料,在分析产气剖面测井资料解释方法的基础上,对涪陵焦石坝页岩气水平井产气剖面测井资料的实际应用效果开展系统研究,总结出产气剖面测井资料在页岩气田开发中的应用,为页岩气水平井轨迹钻遇小层设计、页岩气藏储层评价、压裂工艺参数优化及动态分析提供可靠依据,有效指导页岩气田的合理开发。     

基于随机森林算法的页岩气多段压裂井产量预测

针对页岩气藏多段压裂水平井产量预测精度不高等问题,通过对储层物性和压裂施工参数分析,引入随机森林算法对页岩气多段压裂井产量进行预测。以涪陵页岩气田具有产气剖面的一期产区多段压裂井为研究对象,全面收集测井解释资料、压裂施工资料、钻井资料,采用二级策略降维法明确了影响产量的主要因素及响应关系,评价了几种产量回归预测模型的预测精度。研究结果表明,测深、垂深、延伸压力、脆性指数、密度测井值和总液量是多段压裂井产量的主要影响因素,且影响程度各异;与支持向量机算法和内核岭回归算法这2种机器学习算法比较,基于随机森林算法构建的产量回归模型具有最优的预测能力,模型决定系数为0.723,测试集均方根误差为0.319,表现了更好的预测效果和泛化能力。     

安达南部地区沙河子组地层致密砂砾岩储层特征与预测

安达凹陷沙河子组地层主要发育致密砂砾岩储层，但由于构造复杂造成地震响应特征不明显，难以识别岩性及储层。通过岩石物理分析了安达凹陷沙河子组地层的地震弹性参数，该地区储层与非储层具有不同的地震弹性参数（如纵横波速度、密度等），针对该情况开展了叠前同时反演，确定储层与非储层各类弹性参数的门槛值，并据此预测砂砾岩储层的展布范围，得出沙河子组地层致密砂砾岩储层的分布规律。     

滇黔北麟凤地区Y井五峰组-龙马溪组页岩矿物、地球化学特征及意义

五峰组-龙马溪组为滇黔北页岩气开发的主要目的 层段,对威信凹陷麟凤向斜的Y井岩心进行了有机碳含量(TOC)、薄片镜下鉴定、X衍射全岩岩石矿物组成、XRF(X射线荧光光谱)元素分析等.结合测录井资料,系统分析了Y井矿物与地球化学特征,探讨了有机质的保存和富集区域.研究结果表明,下志留统龙马溪组一段一亚段1小层(S1l11-1)页岩沉积速率慢,陆源输入少,沉积时间长,沉积环境还原缺氧,有利于有机质的保存;下志留统龙马溪组一段一亚段4小层(S1l11-4)沉积速率加快,陆源输入增多,沉积时间较长,沉积环境贫氧,有利于有机质的保存;下志留统龙马溪组一段二亚段(S1l12)沉积速率快,陆源输入多,沉积时间短,有机质被稀释,沉积环境富氧,不利于有机质的保存.Y井的笔石主要发育在S1l11-4中,从有机碳含量和自然伽马特征来看,S1l11-4和S1l11-1有机质丰度相当.目前,滇黔北地区的页岩气,主要以S1l11-1为目的 层进行开发.从Y井的分析结果来看,S1l11-4和S1l11-1均是Y井区页岩气开发的可能有利目的 层.     

异常高压特低渗透油藏试井分析及应用

近年来,准噶尔盆地环玛湖地区相继发现了多个异常高压特低渗透油藏,由于该类油藏存在孔喉细小、比表面积大、渗透率低、压敏性强的特点,渗流规律不遵循达西定律。为做好该区此类油藏的开发工作,以该区已经投入开发的玛2井区为例,在研究总结异常高压、特低渗透砂砾岩储层地质特征的基础上,分析历史不稳定试井曲线,确定该区油藏渗流遵循低速非达西渗流规律。以低速非达西渗流理论为基础,建立考虑启动压力梯度的低速非达西渗流试井解释模型。通过对实际测试资料的解释分析,获得真实的油层参数,确定了生产井的启动压力梯度大小及合理关测时间,评价了油井完善程度,对异常高压、特低渗透砂砾岩油藏的合理开发提供了可靠的依据。     

福山凹陷白莲地区流沙港组AVO异常响应特征分析

AVO正、反演方法结合可以进行AVO异常响应特征分析,进而预测油气平面分布。将AVO技术应用于福山凹陷白莲地区流沙港组储层,在综合分析流沙港组地质、测井和地震资料特点的基础上,基于Zoeppritz方程和Shuey简化式分别对福山凹陷白莲地区某井进行正演和反演。基于Zoeppritz方程的正演结果表明,该区油气层零炮检距地震反射系数为负,振幅随炮检距的增大而增大;基于Shuey简化式的反演结果表明,油气层处AVO属性截距P、斜率G和泊松比（P＋G）均呈负异常;正反演结论一致。     

苎麻茎秆的力学性能研究

对成熟苎麻茎秆进行横观各向同性假设,参照塑料拉伸、压缩和金属扭转试验以及夹层结构弯曲性能试验的要求和标准,分别对苎麻茎秆、木质部进行拉伸、压缩、弯曲和扭转试验,对韧皮层进行拉伸、压缩试验,测定苎麻茎秆的基本力学参数。结果表明:苎麻茎秆拉伸弹性模量为1 013.19 MPa,压缩弹性模量为14.63 MPa,剪切模量为87.15 MPa,同性面泊松比为0.38,异性面泊松比小于0.016 6;木质部拉伸弹性模量为1 021.85 MPa,压缩弹性模量为16.99 MPa,剪切模量为99.05 MPa,同性面泊松比为0.33,异性面泊松比小于0.020 5;韧皮纤维层拉伸弹性模量为2 004.18 MPa,压缩弹性模量为4.01 MPa,剪切模量为38.76 MPa,同性面泊松比为0.58,异性面泊松比小于0.001 9。     

弹性模量在储集层评价中的应用

在讨论了地层弹性模量的基础上,通过简化 Biot 定义的弹性模量,得到了利用弹性模量评价储集层的公式。用实例对该公式的计算结果进行了检验,与声波地层因素公式相比,该公式的计算结果更接近岩心分析孔隙度,弥补了声波速度在储层评价中的不足;为估算孔隙度,识别岩性和孔隙流体性质提供了理论依据;并为预测油气层的力学性质提供准确的基础资料。     

多矿化度条件下页岩的复电阻率特性

储层岩石的电性响应特征及电性参数是常规油气储层评价的重要依据,其电阻率一般与流体的饱和度、矿化度密切相关,页岩气属于非常规油气,其储层特性与常规油气的相差较大,故电性响应特征和影响因素有待研究。多矿化度条件下页岩的复电阻率试验结果说明,页岩的复电阻率幅值和相位随矿化度的变化而改变,低矿化度条件下变化明显,高矿化度趋缓,在100g/L和200g/L时,2块页岩的电阻率幅值接近,相位基本重合。反演结果表明,电阻率随着矿化度的增大而减小,极化率整体上逐渐减小,最后趋于稳定,即矿化度越高,极化率基本保持不变。目前,电阻率和极化率参数已应用于页岩气勘探,不同矿化度条件下页岩的复电阻率特性有利于指导页岩气储层评价,但影响电阻率和极化率的因素较多,如页岩孔隙结构、矿物成分等,其影响程度和规律仍需进一步试验研究。     

银额盆地典型凹陷构造解释及含气性分析

银额盆地石炭～二叠系巨厚,油气地质条件良好．具有良好的油气勘探前景,但受地质及自然条件影响,勘探程度较低,地震以普查为主。通过层位精细标定、精细构造解释和AVO储层预测方法,对银额盆地2个典型凹陷石炭～二叠系含气性进行评价,初步预测了天草凹陷石炭～二叠系有利含油气区带及有利储层发育带,对该区油气勘探具有重要指导。     

致密储层地层参数对体积压裂缝网的影响研究

针对致密储层的关键地层参数如何影响水平井体积压裂缝网效果这一问题,应用岩石力学参数计算方法和储层压裂裂缝启裂和延伸基本原理,建立了岩石脆性系数、水平应力差异系数、天然裂缝密度3个地层参数对缝网影响的模拟模型,计算和评价了页岩储层的缝网效果,分析了3个地层参数不同情况下对缝网的有效压裂体积、增产储层体积、增产储层体积百分比等参数的影响变化规律,算例分析认识到:岩石脆性系数越大或者水平应力差异系数越小,分支缝密度会越大,缝网区域半长相反越小,早期生产优于后期;天然裂缝密度越大,近井缝网沟通越密集,缝网区域外仍可参与渗流,由此可弱化缝网半长。模型的建立和参数影响分析可以为现场提供参考依据。     

合水油田庄9区长82油层测井参数解释模型及储层评价下限标准

致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0％,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45％.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴.     

地层与水泥环的材料性质对油气井井筒力学状态的影响规律

井筒的完整性是保证油气井安全生产的前提。地层与水泥环的材料性质会影响井筒的力学状态,但是目前相关研究资料并不多。通过建立地层-水泥环-套管的力学模型,应用弹性力学理论,推导在地应力场中井筒第一、二界面的接触压力。引入压力传递系数概念,分析了水泥环和地层的弹性模量、泊松比对套管与水泥环力学状态的影响规律。结果表明,具有较大弹性模量与泊松比的地层有利于降低井筒载荷。推荐固井选用高强度、低弹性模量、小泊松比的水泥浆体系来提高井筒完整性。该研究成果对基于材料性质提高井筒完整性具有一定的参考意义。     

OVT域处理技术在准噶尔盆地东部致密油勘探中的应用及效果

准噶尔盆地东部(以下简称"准东")吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组(P2l)为典型致密油特征,纵向上发育上、下2套"甜点"储层,裂缝发育程度是"甜点"储层评价的重要指标,常规地震资料无法准确识别。针对该储层特点,提高裂缝预测精度,在准东吉25井区首次实施了高密度全方位三维地震勘探,并采用炮检矢量片处理技术,改善了裂缝储层的成像效果,对开展方位各向异性和裂缝特征研究起到了重要作用。