基于多油田的渤海黄河口凹陷区域渗透率评价模型

在储量评价阶段,各油田的渗透率计算主要依赖于该油田的岩心孔渗关系模型,但对于取心井段代表性差的油田,孔渗关系模型计算的渗透率误差较大。基于渤海黄河口凹陷已开发油田储层测井响应特征的相似性,利用图论多分辨率聚类算法对该区域多个油田取心井段测井曲线进行测井相划分,并结合测录井资料,确定了测井相与岩相的对应关系,建立了基于测井相-岩相约束的区域渗透率评价模型。应用结果表明,与岩心资料少且代表性差油田的同一指数关系模型计算的渗透率相比,基于测井相-岩相约束的区域渗透率评价模型计算的渗透率与岩心分析渗透率符合程度更高,明显提高了渗透率的评价精度。该模型为黄河口凹陷相似油田在不取心情况下提供了一种渗透率评价方法,节省取心费用,具有一定的指导意义。     

井震匹配性分析在老油田储层预测中的应用——以大庆长垣油田北部区块密井网区为例

测井资料和地震资料是油田勘探开发过程中两种最基本的原始资料,在储层预测等精细油藏描述中发挥着重要作用,但由于二者采集的时间、方法及分辨率不同,导致反映的储层信息不一致,造成了储层预测及描述的多解性,影响剩余油开发效果。为此,系统分析了大庆长垣油田北部区块密井网区影响井震匹配性的因素,针对性地提出了地震重采样、测井曲线标准化和趋势约束层位解释技术等解决方案,有效提高了测井与地震资料的空间匹配程度,并在大庆长垣油田北部区块萨尔图油层密井网约束反演储层预测中进行了实际应用,厚度2m以上河道砂体预测符合率达到了80%以上,取得了较好的应用效果。     

高伽马储层测井识别方法研究——以姬塬油田安201井区高伽马储层开发为例

为避免高伽马储层测井解释时丢失有效储层,根据姬塬油田高伽马储层测井响应特征,分析了高伽马储层形成原因,并结合姬塬油田安201井区高伽马储层开发实例,介绍高伽马储层测井识别方法,包括自然电位负异常法、中子一密度交会法、多参数综合反演法、核磁共振测井法和ECS测井法,为有效识别高伽马储层提供参考。     

基于储层流体替换的低渗透油藏水淹级别评价技术

油田老区二次开发中,由于岩心试验分析资料的匮乏,常用的一些基于岩心试验数据建立的定量评价水淹层水淹级别的测井方法已不适应。通过WY油田测井响应特征的对比分析,结合实际生产测试数据,依据含水率的划分界限,优选水淹前、后岩性和物性无明显变化的自然伽马和声波时差测井曲线,采用模糊综合评价法建立储层孔隙中所含原始流体的电阻率与自然伽马和声波时差的函数关系。基于流体替换思路,实测电阻率与反演储层孔隙中所含原始流体的电阻率的差异是由储层流体性质变化引起的,以两者之差即电阻率变化值和含水率为依据制定定量识别水淹级别的划分标准。经120口实际井资料的处理,解释符合率达到83％,具有较好的应用效果,能够及时服务油田和满足实际生产的需要。     

测井曲线预处理技术在时深标定中的应用

开发地震和勘探地震的目的不同,分层原理不同,分层标准不同,要提高开发地震的解释精度必须做好井时深标定。分析了声波曲线和密度曲线对时深标定的影响,利用测井曲线预处理技术对测井曲线进行了曲线编辑和曲线重构处理,以减小或消除失真现象对时深标定的影响。研究表明,利用测井曲线平滑滤波有效消除毛刺状异常值,同时很好的保留代表地层性质的有用信号;利用测井曲线削峰处理既可以有效消除由井壁扩径引起的尖峰状异常值,又可以根据测井数据的统计结果确定异常段的合理值,减小井壁扩径对测井曲线的影响;在没有目标测井曲线或目标测井曲线严重失真的情况下,借用该井的其他测井曲线或相邻井的目标测井曲线,分析目标测井曲线与其他测井曲线之间的数理统计关系或神经网络拟合关系,可以拟合出能够反映该井特点的目标测井曲线。     

塔里木大宛齐油田地层水电阻率研究

塔里木大宛齐油田地层水矿化度在纵横向上变化较大,在不同层位上会出现油层电阻率低于水层电阻率的情况,这加大了储集层测井解释及油气层评价的难度,易引起对储集层中流体性质的错判。此外,地层水电阻率是阿尔奇公式求取含油饱和度的必要参数。因此,有必要对地层水的分布情况进行研究,找出地层水矿化度的纵横向变化规律。结合地层水分析资料、地层井温-压力测试以及测井曲线计算地层水电阻率,得到地层水电阻率在纵横向的变化规律,从而为正确认识油气水层的饱和度变化规律提供参考。     

古城油田泌浅10区储层流动单元划分及储集质量评价

选取粒度中值(M_d)、标准化孔隙度(φz)、流动带指数(I_(fz))共3个参数,采用参数概率直方图、多参数聚类分析等方法,将古城油田泌浅10区储层划分为4类流动单元。以流动单元为基础,结合储层物性、砂体类型、毛细管压力特征、孔隙结构对储层的储集质量进行了综合评价,建立了4类储层分类评价标准。研究认为,古城油田泌浅10区Ⅱ、Ⅲ类储层分布广泛,是主要储层类型。     

直方图和正态分布图在雷暴日数统计中的应用

应用直方图法对年雷暴日数进行了分析,以便进一步了解烟台地区年雷暴日数的变化规律,并简单介绍了利用Excel函数方法绘制直方图和正态分布曲线图的方法。     

分支井在油田调整方案中的应用

分支井是开采稠油、疏松砂岩油藏有效手段之一,也是改善油田开发效果、提高油田整体经济效益的重要途径.针对油田存在的问题,采用计算机技术和Eclipse油藏数值模拟软件,对M油田剩余油分布规律及开发潜力进行分析,在此基础上对分支井开发方案进行了全面研究,为油田开发调整提供参考.     

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.     

龙虎泡油田主体区块萨尔图油层潜力分析

龙虎泡油田主体区块近10年来陆续通过补、压等方式动用了部分有效厚度以外的储层,证实这部分层有一定的产油能力,这种未达到有效厚度解释标准却有产油的边际层是龙虎泡油田主体区块稳产的潜力所在。利用探井取心资料,统计油斑以上的测井曲线值,确定边际层标准。同时兼顾周围已动用井对应层的产出情况,分析龙虎泡油田主体区块油水井补孔潜力。研究表明,龙虎泡油田主体区块可补孔的潜力层分为2类,即边际层和历年加密井未动用高含水层;龙虎泡油田主体区块萨尔图油层潜力主要分布在43排以北,砂岩厚度多在2.5m以上。     

微环隙对CBL／VDL测井曲线的影响分析

由于水泥凝固时的温度、压力变化，新套管上的油漆或套管上的油脂等都会使套管与水泥之间产生微小间隙，此间隙一般在0．1mm左右，不会造成窜槽，但使套管波波幅变大，形同胶结：不好。此种情况下，CBL和VDL测井所受的影响基本相同，无法准确判断实际的固井情况。根据理论模拟和实际资料分析，探讨了微环隙存在时的套管波特征。研究发现，利用CBL／VDL现有的评价固井质量标准会产生测井解释错误。因此，各个油田应根据自身经验，在CBL／VDL现有的评价固井质量标准基础上制订适合该油田的固井质量评价体系。     

基于EXCEL的水文频率计算软件开发

以W indow s XP,M icrosoft EXCEL和VBA为开发环境,研制了一套集绘图与计算于一体的水文频率分析软件,其中包含了常用的Γ分布、极值分布、正态分布和对数正态分布4种频率分布线型。该软件采用矩法初估水文系列的均值和变差系数(CV),采用权函数法初估偏态系数(CS),既可进行单水文要素的频率分析,也可进行多水文要素的频率曲线合成。     

Q29-2油田复杂储层测井岩性识别技术

针对Q29-2油田复杂储层岩性识别和矿物组分的定量计算等测井评价难题,结合岩心及测井资料,提出元素俘获测井(ECS测井)和M-N交会图结合建立关键井岩性剖面技术,在该基础上通过聚类分析方法建立的常规测井响应与岩相的对应关系实现了岩性的定性识别。在岩性定性识别约束下的多矿物测井解释模型,实现了利用常规测井曲线进行复杂岩性段矿物成分的定量计算,解释结果与岩心分析结果符合度高。岩性定性及定量识别技术为储量参数确定及地质研究奠定了基础。     

多种矿物解释模型在焦石坝地区的优选及应用

页岩的脆性特性对储层压裂改造至关重要,而精确求取矿物组分含量是脆性评价的关键。在重庆涪陵焦石坝地区,基于常规测井曲线、岩心分析化验资料以及斯伦贝谢元素测井资料,运用ECS(地球化学元素)测井法、中子-密度二元交会法、三元回归法、五元回归法共4种方法建立矿物解释模型,并分区运行优选应用和定量评价。综合分析可知,ECS测井法解释精度高,但应用受限;三元回归法、五元回归法解释精度高于中子-密度二元交会法,平均相对误差低于行业标准;且三元回归法在导眼井、水平井中均适用,受地层、环境、仪器等影响小,该方法可在大焦石坝地区推广使用,但需要根据区块实际资料建立或完善模型。     

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。     

基于S地区井震资料的流体识别

使用S地区的S-2井的纵、横声波时差曲线以及密度曲线等测井资料对该地区含气储层进行分析,用测井曲线对该层段进行标定,找到气层段的位置。为了进一步验证该层段具有含气潜力,利用宁中华等提出的高灵敏度流体识别因子（HSFIF）并结合该地区井震资料进行约束反演。结果表明,井位区反演效果较好,与实际开发结果相符,可以此为依据对无井区储层含气异常进行预测。     

宝浪油田区域土壤腐蚀性评价

针对宝浪油田区域具有代表性的５个井区，通过碳钢的土壤中的室内自然腐蚀埋片试验和现场埋片试验以及电化学极化测量，得出各井区土壤腐蚀性的相对强弱范围。同时还分析了土壤中硫酸盐还原菌的腐蚀情况，并结合德国的ＧＷ９多项指标法对宝浪油田区域土壤的腐蚀性进行了综合评价。     

哈得油田双台阶水平井钻井的实时跟踪——以HD10-HX井为例

哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层油藏为埋藏深、厚度薄、受岩性控制的层状边水未饱和油藏,采用以地质导向为基础的双台阶水平井钻井技术。为了对双台阶水平井钻井质量进行有效评价,引进了一套完善的双台阶水平井钻井实时跟踪系统。该系统充分结合导眼井及邻井的地质、钻井、录井、测井及随钻测井等多种资料,实现双台阶水平井钻井的实时跟踪,对井眼轨迹位移及钻遇地层进行实时分析,计算钻遇率。以哈得油田某井区双台阶水平注水井HD10-HX为例,详细介绍了该井实时跟踪分析。     

基于声波曲线重构的测井约束反演研究

地震技术应用已经从构造解释深入到储层预测及储层评价,通过对声波曲线进行误差校正和重构,使波阻抗特征更加明显,以此来区分砂岩与泥岩,提高识别储层的精确度。同时,通过对测井资料的统计分析使反演剖面的横向变化比较均衡,而且与地下地层岩性的实际变化更加吻合,对多参数进行优化处理,取得了新的地质认识,从而为油田勘探开发提供参考性研究成果。