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。     

伊拉克Halfaya油田Nahr Umr B复杂岩性储层含油性测井评价方法及优选

Nahr Umr B是伊拉克Halfaya油田的重要储集层,地层测试数据的缺乏给储层的含油性评价和测井解释带来了极大的挑战。基于岩心观察和岩石物理试验,结合常规测井、核磁共振测井以及有限的试油资料进行研究区复杂岩性储层含油性评价:首先确定储层的孔隙度下限为12%,建立电阻率-孔隙度交会图识别油、水层;然后通过试验确定的胶结指数、饱和度指数以及地层水电阻率等关键参数,计算含油饱和度,建立含油饱和度-孔隙度交会图识别油、水层;再利用电阻率-孔隙度曲线相关性分析法识别油、水层;最后,对比分析上述3种图版的适用性,提出了Nahr Umr B复杂岩性储层含油性评价的优选方案。通过实际测井资料的处理和解释,验证了该优选方案的可靠性,为研究区的含油性测井评价以及提高解释符合率提供了借鉴。     

M凹陷泥页岩储层有效烃源岩测井评价及应用

泥页岩储层既是生油层也是储集层,具有典型的自生自储特征,有效烃源岩的测井识别及评价是整个泥页岩储层评价的关键一环。M凹陷沙河街组四段下亚段(E2sL4)是一套以泥页岩为主的非常规储层,在地球化学试验数据的基础上,结合该地区测井响应特征,建立了有效烃源岩测井识别方法及参数定量计算方法。应用该方法对研究区100多口井有效烃源岩进行了测井评价,划分出了单井油气储层的位置,取得了较好效果。在该基础上,绘制了优质烃源岩的平面分布图,为后续水平井的部署提供了技术支撑。     

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。     

致密油储层测井有效性评价方法

华北油田束鹿凹陷泥灰岩致密油是一类岩性复杂、孔隙结构复杂的特殊致密油储层,岩性根据来源、支撑方式、颗粒大小、矿物含量可以分为4大类十几小类,复杂的岩性造成复杂的储层孔隙结构,既有基质孔隙发育,也有裂缝、孔洞发育。常规测井解释评价方法受岩性和孔隙结构双重影响,储层类别难以划分,储层有效性难以评价。通过深入挖掘成像测井系列参数,依据阵列声波渗透性指数,核磁孔隙结构指数,微电成像孔隙度谱主峰右侧宽度、面积等参数创建了储层分类图版和标准,实现了储层的有效性评价。     

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。     

高自然伽马致密砂岩储层参数解释模型——以鄂尔多斯盆地大牛地气田D区为例

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田D区上古生界高自然伽马致密砂岩储层,在测井资料处理的基础上,利用岩心化验分析资料刻度测井资料,分析了不同岩相的测井响应特征,分层位建立了测井解释标准。分别建立了下二叠统太原组一段、二段(P_1t_1、P_1t_2),山西组一段、二段(P_1s_1、P_1s_2)、下石盒子组一段、二段、三段(P_1h_1、P_1h_2、P_1h_3)共7个层位的泥质体积分数、孔隙度、渗透率解释模型。基于岩电试验分析,并结合地层水矿化度分析资料,建立了该区流体性质识别标准及7个层位的含水饱和度解释模型。依据大牛地气田D区测井资料、地质认识、测试资料、岩心分析资料,建立了一套适合该区目的层高自然伽马致密砂岩储层的参数计算及流体性质判识方法,并对该区太原组、山西组、下石盒子组储层进行测井精细解释,解释结果得到了岩心分析、试气结果的验证。     

库车坳陷克深地区岩性粒级测井分类及应用效果

在低孔、低渗致密性砂砾岩储层研究中,岩性粒级的识别与划分一直是储层孔渗性及流体识别研究中的关键。充分运用岩心分析粒度中值资料及常规测井响应参数,研究了库车坳陷克深地区巴什基奇克组的岩性粒径分布特点;借助粒度参数与自然伽马相关关系,建立了适合粒度中值的相关计算方法;并通过不同粒径粒度中值,结合不同岩性段的常规测井响应特征值,探讨研究了粒度中值与孔隙度、电阻率、中子等测井响应参数的相关性,建立了适合研究区目的层碎屑岩储层识别与评价的岩性粒级分类方案,并取得了良好的应用效果。     

迪北地区致密砂岩气藏测井评价新技术

迪北地区侏罗系阿合组属于致密裂缝性砂岩储层,沉积相类型以辫状三角洲平原为主,岩性复杂,粒度变化大,岩石骨架受多种矿物影响。利用元素俘获测井(ECS),结合常规测井资料分析岩性对储层有效性的影响,为评价储层孔隙度提供准确的骨架参数。同时,裂缝是改善该区储层渗透性的重要因素,裂缝的发育程度决定了储层的渗流能力,引入EARTH IMAGER新型油基钻井液成像测井仪,并利用岩心标定成像,有效解决了裂缝的识别问题。     

蠡县斜坡高30断块储层品质及产能评价研究

针对高30断块古近系沙河街组一段下亚段岩性、孔隙结构复杂的储层特征,直接利用核磁共振横向弛豫时间(τ2)分布谱提取表征孔隙结构的参数,经过参数优选构建储层品质指数,进而对储层进行分类,形成相应软件处理模块,能够连续地对储层进行定量评价。通过试油结果统计建立了研究区储层分类标准及对应的产液能力评价标准,准确率高达85%,应用效果明显。最后以核磁共振测井评价结果为基础建立了常规测井资料评价储层品质的模型,使得储层品质及产能评价在整个研究区得到应用。     

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。     

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.     

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。     

锦州25—1南油田储层裂缝测井识别及有效性评价

锦州25—1南油田是目前渤海湾盆地已探明的最大潜山裂缝性油藏,其储层裂缝的识别和分析是储层有效性评价的难点和重点。以岩心裂缝观测为基础,利用成像测井和常规测井相互结合对储层裂缝进行识别,并对储层裂缝的发育特征进行了分析。依据裂缝产状、密度、孔隙度、渗透率等参数,将锦州25—1南油田储层有效性划分为好（Ⅰ）、中（Ⅱ）和差（Ⅲ）3个级别,其中Ⅰ、Ⅱ类储层占主导地位,Ⅲ类次之,总体上表现为物性好的裂缝储层。     

基于双剪统一强度理论的泥页岩强度评价研究

基于合理的强度理论,结合具体的试验数据,准确获取泥页岩的强度指标对评价泥页岩井壁的稳定性有着重要的意义.对14块泥页岩岩样设计开展常规三轴压缩试验,研究了不同围压条件下泥页岩强度的变化特征,得到了所取岩样的基本力学参数.进一步,基于双剪统一强度理论建立了常规三轴试验条件下泥页岩统一强度表达式,并结合岩样力学参数推导建立了具体计算式.结果表明,建立以压应力为正的双剪统一强度理论表达式更适合在岩石强度计算方面应用,建立的常规三轴试验条件下的泥页岩统一强度表达式可以结合具体的岩石参数进行岩石强度计算,其计算结果与试验结果误差较小,符合工程现场预测的需要.同时,基于双剪统一强度理论推导建立的泥页岩三轴强度计算公式有较强的通用性,可以依据不同岩样的基本力学参数值进行具体化,从而降低实际工程中的岩样采样率,提升井区泥页岩井壁稳定判定效率.     

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。     

桑托斯盆地超临界CO_2流体体积分数识别图版

巴西深海桑托斯盆地盐下储层岩性复杂,油气层中普遍存在不同体积分数的CO_2,地层条件下CO_2为超临界流体,其密度接近于液体,黏度接近于气体,这种特殊的流体性质导致利用测井方法识别油气层中CO_2体积分数极其困难。在分析超临界CO_2流体的物理性质与相态的基础上,研究了桑托斯盆地多个油田盐下CO_2流体在地层温压条件下的测井响应特征,并应用标准化后的中子孔隙度-密度孔隙度回归模型确定了桑托斯盆地超临界CO_2流体体积分数识别图版。实际应用结果表明,该识别图版能够利用常规测井资料进行超临界CO_2流体体积分数的半定量计算,与试油结果符合度较高,取得了较好的应用效果。     

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.     

鄂尔多斯盆地席家湾地区长81储层四性关系研究

综合分析了鄂尔多斯盆地席家湾地区的测井资料及所钻取的岩心等资料,对席家湾地区长81储层四性（岩性、物性、含油性、电性）特征及其相关性进行了研究,并结合该储层测井曲线与岩心分析数据,识别出了含油层、油水混合层、含水层,利用交会图技术对测井曲线做进一步完善分析,旨在为该储层的后期有效勘探和开发提供依据。