川中地区茅口组碳酸盐岩储层类型测井识别

川中地区茅口组碳酸盐岩储层溶蚀孔、洞、缝发育,非均质性强,储层类型多样。为明确川中茅口组碳酸盐岩储层类型,建立不同储层类型测井识别标准,首先通过铸体薄片、岩心照片、微电阻率成像测井资料分析,划分储层类型,并明确不同储层类型的常规测井响应特征;采用裂缝孔隙度(φ_f)和次生孔隙发育指数(RP)交会法,进行储层类型测井识别。结果表明:川中地区茅口组储层类型可划分为4类:缝洞型储层、裂缝—孔隙型储层、孔洞型储层和基质孔隙型储层;裂缝越发育,不同模型计算的裂缝孔隙度越接近,溶蚀孔、洞会在一定程度上影响裂缝孔隙度计算结果;φ_f—RP交会法对储层类型识别效果较好。研究成果为碳酸盐岩储层类型测井识别提供了技术支撑。

来凤地区龙马溪组含气页岩测井识别——以WY1井为例

湖北龙马溪组海相页岩是除四川盆地外可能实现页岩气勘探突破点之一,测井技术是一种十分成熟的油气勘探开发研究手段,本文以来凤地区WY1井的测井为基础,对龙马溪组含气页岩层段测井响应特征进行系统研究。结果表明,WY1井龙马溪组含气页岩层段具有高自然伽马、高铀、高钍、高补偿中子、高声波时差及低密度的测井响应特征,深、浅侧向电阻率低于下伏宝塔组碳酸盐岩,高于砂质页岩,且正差异反映岩层中发育高角度裂缝的层段。通过测井曲线叠合以及交会图版分析发现,含气页岩层自然伽马—岩性密度测井叠合曲线及声波时差—岩性密度测井叠合曲线具有明显的正差异,而自然伽马—补偿中子和声波时差—补偿中子呈现明显的负差异,且声波时差—岩性密度叠合测井曲线对于含气层段的指示作用最为准确;声波时差—补偿中子测井交会图、补偿中子—自然伽马测井交会图以及深侧向电阻率—补偿中子测井交会图对于富有机质含气页岩的识别作用最明显。

深层碳酸盐岩沉积微相决策树测井识别方法

深层海相碳酸盐岩储层是油气勘探开发的重要领域,沉积微相识别与划分是开展储层精细描述的基础与关键。为建立以测井资料为基础的复杂礁滩相碳酸盐岩储层沉积微相自动识别方法,以元坝长兴组礁滩相储层为例,结合常规测井、电成像测井及地质资料,明确不同微相的测井响应特征,建立涵盖不同沉积微相岩石物理与测井曲线形态差异的智能识别样本集。针对现有C4.5决策树算法在缺失属性样本分类问题中表现出的建树结构复杂、精度低等问题,提出一种基于贝叶斯原理的适用于缺失值问题的决策树新方法,降低了建树的不确定性,提高了运算效率。经7口井检验,沉积微相识别符合率达到90%以上,新方法丰富并完善了深层海相碳酸盐岩储层勘探开发技术体系,为利用测井资料开展复杂礁滩相碳酸盐岩沉积微相划分提供可靠依据。

海陆过渡相页岩岩相特征及测井识别方法

与海相页岩相比,海陆过渡相页岩具有更复杂的岩性及更强的非均质性,常规的基于矿物组分的三端元岩相划分方法和常规测井资料无法精细而准确地反映岩性及非均质性的变化。以鄂尔多斯盆地东缘的大宁吉县地区二叠系山西组2段3亚段(P_(1)s^(3)_(2))页岩为研究对象,利用X衍射、岩心薄片、有机碳等实验资料实现以“沉积环境指示+有机质+矿物组分”为核心的有利页岩岩相划分,通过岩心与测井资料的相互标定,总结出不同页岩岩相的测井响应特征,在选取敏感测井参数的基础上应用贝叶斯判别法建立不同页岩岩相的测井识别方法。研究结果显示:①目的层主要发育有3大类7小类11个细分页岩类型,其中富有机质硅质页岩、富有机质混合质页岩具有较好的有机质、物性、含气性及脆性指标,是最优的页岩类型,其次为富有机质黏土质页岩及中有机质黏土质页岩,并且同类页岩中厌氧型页岩各项参数指标相对更优;②通过选取密度中子包络面积、声波电阻率包络面积、伽马去铀伽马差值、深浅电阻率比值、脆性指数、钍元素含量共6条敏感测井曲线建立贝叶斯判别方程,能准确有效地识别研究区P_(1)s^(3)_(2)的不同页岩岩相类型。研究结果可为海陆过渡相页岩储层后续参数精细评价及压裂选层提供有利技术支撑。

鄂尔多斯盆地定边-靖边三叠纪与侏罗纪不整合面测井识别及地质意义

三叠纪与侏罗纪不整合面对鄂尔多斯盆地延长组长3段以上低渗透油藏具有重要影响,目前岩心观察、岩心地球化学分析、常规测井、地震方法是识别不整合面最常用的方法,但是取心与岩心地球化学分析成本高,取样离散程度高,地震方法纵向分辨率低,制约了对不整合面的准确识别。为此,将岩心观察、分析测试资料与测井资料充分结合,厘清不整合面常规测井响应特征,基于主成分分析法确定不整合面。定边-靖边地区三叠纪与侏罗纪不整合面风化和半风化带厚度约为15 m,在不整合面以下超过15 m的岩层中,岩石的风化作用极其微弱或无风化。利用自然伽马、自然电位、声波时差、补偿中子、补偿密度等常规测井参数,通过主成分分析法识别风化岩层、半风化岩层和未风化岩层,进而确定不整合面。研究表明:定边-靖边地区早侏罗纪不同古地貌单元不整合主要是由水进造成的,在坡嘴和斜坡部位通常发育完整的不整合三层结构,在高地和河谷风化或侵蚀产物不容易保存,以残积层和半风化岩石为主,一般缺少风化黏土层,同时,坡嘴是控制油气富集的关键部位。研究三叠纪与侏罗纪期间的不整合面,对分析延长组长3至延安组延9段油气分布规律和有利区预测具有一定指导意义。

气层测井识别方法及展望

在天然气勘探开发中，识别气层是测井工作者的首要任务。用测井资料识别气层与识别油层既有同一性又有特殊性。在原状地层，气与油一样，基本都不导电，因此，探测深度较大的电法测井对气层与油层有相似的高电阻率响应；在冲洗带与侵入带。

四川盆地永川地区上二叠统龙潭组复杂岩性测井识别

岩性识别与解释是油气储层表征的基础,对有利层位预测具有重要意义。四川盆地永川地区上二叠统龙潭组为典型的海陆过渡相沉积,主要发育陆源碎屑夹碳酸盐岩含煤层系,岩性多,纵向变化大,测井识别难度大。基于钻井岩心观察、常规测井及地质数据统计理论,建立一种针对复杂岩性的定性+半定量+定量的测井识别方法,即在地质岩心刻度常规测井基础上,运用交会图法、蛛网法半定量地分析提取各岩性电测曲线响应特征,再利用多参数概率因子法对岩性进行定量识别,结果与录井岩性剖面、取心岩性剖面的吻合率分别为89.9%和91.31%。所建立的复杂岩性测井识别方法具有一定的推广性。

杏子川油田前山区块长2低阻油层测井识别研究

为进一步明确杏子川油田前山区块长2油层的分布特征,基于生产实践和大量的文献调研,从地质因素和物理因素两方面分析了其成因,运用多种方法对低阻油层进行了识别,最终得出解释标准:1)声波时差AC≥228μs/m,侵入因子≤0.2且深感应电阻RILD≥11Ω·m,为油水同层;2)声波时差AC≥228μs/m,侵入因子>0.2且深感应电阻RILD≥12Ω·m,为油水同层;3)声波时差AC<228μs/m,深感应电阻RILD≥20Ω·m,为干层;4)其他情况为水层。以上成果认识对杏子川油田下步勘探开发指明了方向,同时对于国内同类油藏的有效开发具有一定借鉴作用。

鄂尔多斯盆地北部致密砂岩储层特征及测井识别

鄂尔多斯盆地北部十里加汗地区上古生界广泛发育致密砂岩气藏,不同类型砂岩储层天然气富集程度不同,有效识别不同类型砂岩储层对于进一步研究气层的富集规律至关重要。利用岩心观察及薄片鉴定、扫描电镜、压汞等实验资料综合分析表明,主要含气层位下石盒子组盒1段、山西组山2段储层以岩屑砂岩为主,山西组山段储层主要为石英砂岩,石英砂岩储层孔隙度和渗透率数值均大于岩屑砂岩储层。通过不同类型砂岩储层测井响应评价,补偿中子(CNL)、光电吸收截面指数(Pe)、自然伽马(GR)、声波时差(AC)常规测井曲线特征差异明显,岩屑砂岩储层总体具有相对高CNL、高Pe、高GR、高AC“四高”特征,石英砂岩储层总体具有相对低CNL、低Pe、低GR、低AC“四低”特征。交汇图分析表明,岩屑砂岩储层CNL、Pe分别大于11%、2.10 b/e,石英砂岩储层CNL、Pe分别小于12%、2.30 b/e,结合GR、AC响应特征,利用常规测井曲线能够有效识别岩屑砂岩储层和石英砂岩储层,这对于研究大量未取心钻井区域下石盒子组、山西组储层发育特征具有重要现实意义。

塔河一区三叠系哈一段高伽马砂岩成因与测井识别

塔河一区三叠系是塔里木盆地的重要油气产层,经过几十年的勘探开发,大型构造圈闭基本钻探完毕,产量在逐步下降,急需寻找新的圈闭类型。以塔河一区三叠系哈拉哈塘组一段砂岩储层为研究对象,根据岩心、录井、测井及薄片等资料,分析总结高伽马砂岩的发育特征与成因。研究结果表明:目的层段砂岩高伽马异常主要是铀富集、碳质富集和泥质含量高造成;使用交会图法、岩性概率因子识别法和支持向量机识别法对塔河一区高伽马砂岩进行识别,明确高伽马砂岩主要发育于哈一段中上部。

元坝长兴组气藏礁滩沉积微相地质特征及测井识别

元坝气田长兴组气藏主要发育生物礁相和生屑滩相储层。生物礁与非生物礁地层由于生长环境、形态及岩石结构特征差异,测井响应特征不同。利用电成像和常规测井资料,对这些特征差异进行了详细描述,论述了滩核、滩缘和滩间的测井响应特征。长兴组气藏礁相地层沉积模式纵向上表现为礁基—礁核—礁盖—礁核—礁盖,共发育2期礁盖储层,优质储层主要集中在礁盖。滩核、滩缘与滩间测井响应特征的区别在于滩间处于低能沉积环境,自然伽马较高(30~80API之间)、呈指型和尖峰状,滩核和滩缘处于高能和较高能沉积环境,自然伽马为低值(小于20API);滩核与滩缘区别在于滩核电阻率呈隆起状、电成像可见交错层理、溶蚀孔洞发育,滩缘电阻率呈锯齿状,为低角度层理,夹少量溶蚀薄层。滩体分布广泛,但优质储层主要集中在滩核,滩间几乎不发育储层。整合岩心、测井、地震资料和区域地质背景,建立了元坝气田长兴组生物礁及生屑滩的测井识别模式。

复杂岩性油气层测井识别技术及应用研究

很多重要油田都广泛分布着各类十分复杂的岩性地层,但是油田中的油气勘探开发价值十分重要,面对这种复杂的情况必然需要使用一定的技术手段,对岩性油气层的开采创造有利的环境。所以本文根据各地复杂岩性油气层的实际状况进行分析,对采取的测井识别技术进行介绍,分析在油田中砾岩、石英岩以及火成混合花岗岩等各类复杂岩性油气层的测井识别技术,并对其相关的应用进行简要分析。

碳酸盐岩裂缝性储层测井识别及评价技术综述与展望

由于碳酸盐岩裂缝发育机制的复杂性,开展碳酸盐岩裂缝性储层的识别与评价一直是测井分析的热点和难点.本文基于大量文献调研,梳理了碳酸盐岩裂缝的定义、成因和分类,系统归纳了碳酸盐岩裂缝性储层的测井响应特征及评价方法,并进行了实例分析.研究表明,常规测井方法对碳酸盐岩裂缝均有不同程度的揭示,基于不同原理的常规测井方法对碳酸岩盐裂缝的响应程度差异显著,利用常规测井方法对碳酸岩盐储层裂缝识别应遵循综合识别原则;碳酸盐岩裂缝成像测井识别方法中,电阻率成像测井、偶极声波测井和核磁共振测井反映裂缝较为直观,但成本高;基于常规测井资料的灰色关联识别方法、神经网络识别方法、小波多尺度识别方法等非线性数学方法,弥补了常规测井和成像测井识别碳酸盐岩裂缝的不足,并且取得较好的应用效果.

低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。

致密砂岩储集层成岩相定量划分及其测井识别方法

为研究鄂尔多斯盆地长8油层组储集层的岩石学、成岩作用类型和强度等特征,本文对该储集层开展了普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜分析等工作。结果显示,在视压实率、视胶结率和视溶蚀率定量计算的基础上,根据成岩作用强度及其组合特征对成岩相分类命名,将储集层划分为强压实强胶结中等溶解、强压实强胶结弱溶解、中等压实中等胶结弱溶解和强压实弱胶结弱溶解4种不同的成岩相,并选取成岩综合系数作为不同成岩相的定量表征参数。选取声波时差、密度等对成岩相响应较灵敏的测井曲线,通过岩心薄片刻度测井的方法建立了视压实率、视胶结率和视溶蚀率的测井定量识别模型,并对池46等井的测井资料进行了处理,以验证模型的准确性。

新立油田低渗透油层裂缝测井识别方法

裂缝的测井识别技术一直是油藏工作者研究的重点,目前应用一些新技术可以有效地识别解决,但是受资料数量限制,无法规模应用。在对大量现场测井、录井、生产动态资料、油藏监测资料分析研究基础上,重点对裂缝在电阻率测井、声波测井、地层倾角测井等的测井响应特征,进行了系统分析研究,通过选择反映裂缝特征敏感性的测井参数,应用图版法、判别分析法、神经网络法对裂缝进行定量识别研究,并以图版法为例进行说明。根据测井响应特征研究和图版交会法所确定的标准,对现场实际数据进行判别分析,确定了适合的测井识别方法。裂缝测井识别方法的研究,对今后储层改造方案和注水开发方案的制定具有重要指导意义。

低电阻率油层测井识别技术

本文在对渤海湾地区第三系低电阻率油层形成机理、类型和特征分析的基础上 ,形成了低电阻率油层的测井解释评价方法。矿场试验表明 :该方法为一套较完善 ,能有效识别。

三塘湖盆地马朗凹陷火山岩岩性测井识别技术及应用

火山岩油气藏是近年来吐哈油田热点勘探领域,已相继在不同层系的火山岩储层中取得了突破。而火山岩储层岩性复杂多变,其岩性的影响远远超过流体的影响,因此岩性识别对该地区显得尤为重要。准确确定火山岩岩性是火山岩岩性储层精细评价的基础,也是测井评价的主要难点。文中以三塘湖盆地马朗凹陷石炭系卡拉岗组火山岩岩石薄片资料为基础,研究出了利用常规测井信息识别矿物成分,应用成像测井信息识别火山岩的岩石结构及构造,并将两者结合对火山岩岩性进行综合判别的适合吐哈油田火山岩岩性识别方法。该方法对马朗凹陷火山岩岩性识别具有较好的应用效果。

欠压实带与超压带的测井识别

欠压实带是因地层具异常高压形成的 ,但这并不能完全代表现今欠压实带就一定为高压 (超压 )带 ,因为古高压 (超压 )在地质历史中 ,可能因诸多原因己释放。因此 ,在确定欠压实带是否仍存在高 (超 )压时 ,须视同一剖面砂、泥岩的测井曲线而定 ,若二者反映的同一层段都存在欠压实现象 ,则表明现今仍为高压 (超压 )带 ;若不一致 ,则说明古高压 (超压 )己释放。塔里木盆地以此方法判识的高压 (超压 )带与测试结果一致。山西沁水盆地QC1井依此判断 ,其

鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩油储层裂缝特征及常规测井识别方法

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组底部广泛发育张家滩页岩,厚度15～60m,中间夹薄层细砂岩或泥质粉砂岩,是很好的页岩油储层。野外露头观察、岩心分析及成像测井资料解释均表明该页岩段近东西向高角度构造裂缝和近水平页理缝发育,为致密页岩油储层提供了良好的渗流通道。依据岩心分析和成像测井资料解释确定单井内裂缝类型和分布;选取对裂缝敏感的常规测井曲线自然电位、声波时差、密度、中子及深浅电阻率差比,根据岩心分析和成像测井解释结果,利用模糊神经网络推理系统确定不同测井曲线的权系数,采用综合概率指数法和分形维数法识别页岩油储层及裂缝。