渤中油田东营组低阻油层识别方法研究

<正>确识别低阻油层对提高油田的勘探开发效率具有重要意义。渤中油田东营组发育多套反韵律沉积的储层,其底部岩性细、物性差,电阻率较顶部储层明显变低,应用常规测井方法难以判别该类低阻层的流体性质。对低阻油层成因机理分析认为,受沉积韵律控制作用的影响,岩性细、泥质含量高是其形成的主要因素。由于自然电位和自然伽马曲线可以表征岩性粗细及泥质含量的影响,同时结合电阻率曲线又能反映地层流体性质的影响,因此应用常规测井资料建立了基于沉积相带及沉积韵律分析的流体识别方法。该方法重新识别出了渤中油田低阻油层30m,展示了常规测井资料在低阻油层识别中良好的应用前景。     

喇嘛甸油田钻井地质风险识别及设计对策

喇嘛甸油田钻井中的地质风险分为地层异常高压、浅层气及气顶气发育、嫩二段及油层套损、井壁坍塌以及浅层套管腐蚀等5大类。这些风险导致钻井中时常出现油气侵、井涌以及井壁坍塌等复杂情况,部分油水井生产中油层套管损坏,浅层套管腐蚀。这些增加了钻井及生产成本。根据设计井与周围油水井和断层的位置关系,结合注采情况,识别出由于受断层遮挡、油层注采不平衡、注水井套损等因素引起的地层异常高压区;利用钻井录井中的油气显示,结合测井曲线划分浅层气以及气顶气区。针对存在的地质风险,提出了钻井地质设计中需采取的措施,为进一步指导钻井设计和施工风险控制提供了依据。     

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.     

基于深侧向电阻率与冲洗带电阻率比值的低阻油层评价方法

常规测井资料在评价低阻油层等测井疑难层时没有好的解决办法,原因在于进行油水层识别时仅依靠深侧向电阻率曲线,摆脱不了"高阻是油、低阻是水"的评价局限。对径向电阻率比值评价低阻油层的方法进行了深入分析,发现深侧向电阻率与冲洗带电阻率比值能够反映储层的含油性,与储层的含油性呈正相关关系,比值越大,储层的含油性越好,比值越小,储层的含油性越差。在此基础上,提出了利用深侧向电阻率与冲洗带电阻率比值评价低阻油层的2种方法:交会图评价法和视含水饱和度定量评价法。上述2种方法不受储层岩性变化和电阻率高低变化的影响,不需要孔隙度、岩电参数、地层水电阻率等资料,能够实现对油层的快速识别。由于深侧向电阻率与冲洗带电阻率比值的大小与储层自身电阻率的高低没有关系,因此可用于对低阻油层的评价。应用结果表明,利用深侧向电阻率与冲洗带电阻率比值评价低阻油层是一种有效的方法,具有一定的推广和应用价值。     

基于灰色关联度分析-极限学习机的低阻油层及水淹层测井识别——以渤海P区块馆陶组为例

历经近20的开发,渤海P区块进入高含水期,馆陶组发育的大量低阻油层与水淹层在测井曲线形态上差异不明显。为了精确进行水淹层识别以及水淹层等级划分,采用了机器学习算法。首先采用灰色关联度分析,筛选低阻油层和水淹层识别的敏感参数曲线;其次构建了极限学习机水淹层识别模型,对模型进行训练,获取最优参数。将其应用于实际资料处理,结果表明,基于灰色关联度分析-极限学习机的低阻油层及水淹层测井识别方法对低阻油层与水淹层的预测精度较高,符合率达89.3%,远远优于未经过灰色关联度分析筛选的预测结果,具有实际应用价值。     

基于FLAIR技术识别储层流体

常规气测录井存在脱气效率低、气测数据质量差、解释方法适应性差及解释结论符合率较低的问题。随着油气勘探的深入,传统的录井技术已不能满足井场油气显示识别、评价的需求。FLAIR(fluids logginganalysis in real-time,实时地层流体录井)技术因能够提供更为客观的高质量数据和更为宽泛的烃组分信息而被逐步推广应用。利用FLAIR更全面的数据信息改进了皮克斯勒图版,根据衍生参数建立了全烃-流体类型图版,定义了油、气、水指数并提出计算公式,并以此制作了流体指数解释图版,形成了一套适用于渤海地区的油气快速识别方法,在实际应用中取得了良好的效果。     

优化调整技术在多套层系气田水平井中的应用——以H气田为例

H气田发育多套含油气层系,主力储层为碳酸盐岩,该气田地震资料品质差,储层预测难度大,从而导致水平井储层钻遇率低。根据水平井水平段长度对产能的影响,考虑水平段摩阻和气井的非达西流动影响等因素,该气田优化设计水平段长度在600~1200m。在水平段长度、水平段走向等参数优化设计、调整的基础上,在水平井钻进过程中利用测井、综合录井资料进行随钻跟踪,形成"H气田式"随钻跟踪地质导向技术。实施后储层钻遇率高,气井产能较高,证明上述水平井实施优化调整技术在H气田水平井开发中效果较好。     

安塞油田浅层特低渗油藏水平井开发技术研究及效果分析

随着勘探评价的深入，安塞油田浅层逐渐成为下步开发的主力区块之一。由于浅层具有含油层系多、油层厚度相对较小、储量丰度低、渗透率低、油水分异差等特点，且分布较为分散，用常规技术开发单井产能太低，不能实现Ⅱ类和Ⅲ类储层有效动用。为了提高开发效果，在对浅层沉积相、储层物性与已开发老区差异分析的基础上，通过室内研究及现场试验，从布井、钻井、储层改造方式等方面提出了一套适应安塞油田浅层开发的水平井技术，实施效果证明了该技术对安塞油田特低渗透储层有效开发是行之有效的。     

扶余油层致密油水平井优化设计及随钻调整技术

大庆长垣扶余油层致密油资源潜力大,以常规方式难以开发动用,近3年在扶余油层采用长井段水平井钻探以提高单井产能,而扶余油层储层主要以河流相沉积为主,砂体薄,连续性差,河道摆动快,水平井砂岩钻遇率低,为此开展了长井段水平井部署设计和精细地质导向研究。形成了扶余油层"三优两精"水平井部署设计及随钻跟踪调整技术,即优选靶区、优选靶层、优选靶向的"三优"水平井设计方法,精细分析准确入靶、精细跟踪防止脱靶的"两精"随钻地质导向调整技术。实践证明该方法大幅提高了水平井砂岩钻遇率,确保水平井在扶余油层致密油储层勘探中取得产能突破,致密油储层单井日产量大幅度提高,约为邻近直井20倍,为致密油储量有效动用提供了借鉴。     

锦16块于楼油层油藏特征控制因素分析

以西部凹陷欢喜岭油田J16块于楼油层油藏特征为例,在对钻井、录井、分析测试和试油等资料综合分析的基础上,讨论了J16块于楼油层的控制因素.研究发现,J16块油藏的形成受构造、沉积相带和储层的控制,但高孔、高渗和砂体厚度不是形成油藏的充分条件,只有三者达到合理配置,才能形成油藏.该区油气富集程度受构造及距离油源的远近的影响,因而在构造高部位及近物源区最具勘探潜力.     

井壁取心资料在萨北开发区萨零组油水层评价中的应用

萨零组油层作为大庆长垣中部含油组合的一部分，在萨北开发区属于未动用油层，应用测井资料对于评价萨零组薄差层、非均质层具有一定难度。通过对萨北开发区萨零组油层利用井壁取心的岩石热解、气相色谱、荧光图像资料，结合含油性、物性、储层发育及区块试油情况，对萨北开发区萨零组油层含油分布规律进行了研究。实际应用表明，利用井壁取心资料可以提高油水层解释的准确程度，能够为弄清萨北开发区萨零组储层的含油分布规律提供指导。     

中国南海地区电缆工具与随钻工具在泥岩电阻率测量中的差异现象及原因探讨

在中国南海地区普遍存在泥岩中随钻电阻率低于电缆电阻率的现象。研究发现,介电影响和工具原理的差异是导致两类工具对泥岩电阻率测量差异的原因。首先,研究区深、浅层黏土矿物类型和地层水矿化度的差异导致该区深、浅层泥岩介电特征的差异,同时,随钻电阻率工具的介电校正只针对砂岩校正,未考虑泥岩及区域介电特征的差异,泥岩的介电影响校正不足,是造成随钻工具和电缆工具电阻率测量差异的主要因素;其次,电缆工具和随钻工具测量原理上的差异也是导致该现象的另一个因素。即便是同为随钻电阻率工具,不同服务公司工具采用的收发系统、频率不同,也会造成测量结果的差异。     

强反射轴屏蔽下的致密油薄砂体识别方法研究

松辽盆地长垣背斜中浅层低孔、低渗条件下存在的致密油,是目前勘探开发的热点。致密油砂岩被上覆强反射轴的波形干扰屏蔽,无法被常规地震识别出来;厚度小于3m的薄储层,也挑战着地震预测精度的极限。为解决研究区T2(扶余油层顶面)强反射轴下覆致密油薄砂体的识别问题,综合应用子波分解重组、地震沉积学理论、地震属性优选及地质意义分析等方法,较好地解决了该问题,解释精确度较高,说明该方法具有较大的应用潜力。     

鄂尔多斯盆地王家河地区长61储层四性关系研究

通过收集鄂尔多斯盆地王家河地区的测井、录井、岩心、分析化验和试油生产等资料,进行综合分析,对王家河地区长61储层四性（岩性、物性、含油性、电性）特征及其相关关系进行研究,并结合测井曲线与岩心分析数据识别出砂岩层、泥岩层以及泥质、粉砂质夹层,利用交会图技术得出常规油、水和干层的测井解释标准,对测井数据重新解释,划分出有效层段,为储层的有效勘探和开发提供依据.     

吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩元素特征及水平井导向控制点技术

吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩为陆源碎屑与碳酸盐岩混积而成的细粒岩储层,矿物岩石类型复杂多样,岩性识别难度极大,严重制约了水平井开发过程中Ⅰ类"甜点"的钻遇率.以X射线荧光(XRF)分析方法为主,X射线衍射(XRD)方法、岩石薄片、岩心及测录井资料为辅,在综合分析矿物岩石类型及质量分数、元素质量分数的基础上,利用代表碳酸盐岩的Mg元素与代表陆源碎屑的K元素交会建立的岩性解释模型,较好地区分出研究区的6类主要岩性(长石岩屑砂岩、粉细砂岩、云质砂岩、砂质云岩、泥晶白云岩、泥岩);梳理了水平井导向控制点的元素特征,并以实例阐述了钻井过程中井轨迹的元素变化规律,为水平井轨迹导向提供了重要依据.该研究成果不仅对混积岩岩石学具有重要的理论意义,而且对页岩油的开发具有十分重要的实践意义.     

A区块水平井开发技术研究

对 A区块水平井开发技术进行了研究,利用开发地震精细构造解释成果及测井断点数据作为约束建立精细构造模型,落实构造特征及微幅度起伏变化,并根据测井砂岩解释数据及地震属性进行协同模拟,建立砂体预测模型,精细描述区块内目的层砂体的展布特征。此外,优选有利水平井部位,设计水平井穿行轨迹,便于钻井过程中随钻跟踪调整轨迹。实际应用表明,采用上述方法可以提高水平井的钻遇率,对改善区块水驱开发效果具有重要作用。     

远程地质导向技术在录井实践中的应用

远程地质导向技术是现代信息技术和传统地质录井技术的结合,也是现代录井技术的发展方向之一。结合延长油田上1083-平3井在实钻过程中的应用情况,讨论了该技术在钻井施工过程中的影响。实践证明,该技术在优化井身轨迹、提高水平井油层钻遇率方面有较大作用,为后期的油层开发提供了更加丰富、准确的参数资料。     

涪陵二期某区块页岩气井气测校正方法

在页岩气田开发中,气测录井是一项极为关键的现场随钻监测记录手段。通过对涪陵二期某区块的页岩气井气测全烃体积分数进行统计分析发现,区块内不同井之间的气测全烃体积分数差异较大,气测全烃体积分数与单井目的层段测录井解释结果及最终测试产能可对比性较差,无法客观反映真实的储层品质属性。选取了钻压、泵速、转盘转速、钻井液密度及钻井液黏度等可量化的十余项影响因素,通过采用多元统计分析方法,明确了造成气测全烃体积分数偏差失真的主要影响因素(钻时、钻井液排量、钻井液密度和钻井液黏度),并以钻时和钻井液密度作为影响气测全烃体积分数的Ⅰ级主控因素,钻井液黏度作为Ⅱ级主控因素,钻井液流量作为Ⅲ级主控因素,建立了该区块的气测全烃体积分数校正模型,实现了对现有钻井气测全烃体积分数的校正。校正结果与产能测试结果较为一致,对储层品质和钻探开发效果具有一定的预测和指示作用。     

海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法探讨

对海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法进行了探讨依据开发井、探评井试油资料，结合投产井生产动态，对部分井区构造低部位井油层重新解释（区块内每个小段块有效厚度解释标准各有差异），完善了有效厚度解释标准，满足了开发钻井需求；在开发钻井过程中，边钻井边认识边完善，随钻跟踪调整，优化井位运行，减少无效进尺，节约开发钻井成本；拓宽开发领域，及时发现新含油层系。实际跟踪效果表明，该方法既综合提高了钻井成功率，保证开发钻井效果，又节约开发钻井投资成本，提高了油田开发经济效益，对保证开发井钻井效果和产能建设任务的按期完成具有极其重要的意义。     

库车坳陷克深地区现今地应力场及储层裂缝数值模拟

克深三维区目前处于勘探开发的前期,需要明确地应力场及地下储层裂缝的分布规律,指导开发工作,但该区存在地层埋深大、取心困难、成像测井资料缺乏等实际情况,应力场研究及裂缝预测难度大。利用有限元分析方法,以井点现今地应力值为约束进行了克深三维区现今地应力场的数值模拟,同时建立了应力应变与裂缝参数的定量关系模型,利用古今应力场结合法对克深三维区的裂缝参数进行了预测,模拟结果显示构造高部位和断层带是低应力值区及裂缝的有利发育区。裂缝的数值模拟结果与测井解释结果对比表明,预测结果与实钻吻合度较高,裂缝预测效果较好。