基于C#+OpenGL的多探头测井井筒三维成像软件研制与应用研究

基于油水、气水等多相流实验数据和图像资料,采用C#语言结合Tao框架OpenGL研发一套适用于MAPS阵列多探头测井(以下简称“MAPS测井”)仪器的井筒流体三维成像显示(COSL-MapsView)软件。该软件可实现测井数据的直接加载,快速精确直观显示井筒内油气水的分布情况。基于图像重构对MAPS测井仪器进行了适用性研究,表明MAPS测井在水平井和大斜度井中低流量情况下的分层流中具有良好的应用效果,在高流量分散流中应用效果不佳。经验证,该软件成像效果达到了国外同等水平,对海上油气田找堵水等工程作业具有指导意义。

多功能超声成像测井仪在塔里木油田应用效果评价

随着塔里木油田勘探开发的深入,老井数量逐年增多,其中,低效和无效的老井数量也在增加,因此,对老井的综合治理的需求日益迫切。在老井修井作业、开窗侧钻以及老井酸化压裂改造等综合治理作业前,获取准确的套管损伤信息尤为重要。多功能超声成像测井仪(MUIL)利用超声脉冲回波信号实现套损检测、固井质量及套外介质相态评价,提供套管变形、套管壁厚变化、套管穿孔、套管错位、套管回接等准确的套管信息。通过对比MUIL和60臂的多臂井径成像测井仪(MIT)在塔里木油田套管验漏以及开窗侧钻选层方面的测井应用结果,发现两者的套损检测结果基本一致,验证了MUIL具有较强的套损检测能力。此外,MUIL在塔里木油田储层改造选层和射孔层位验证方面的测井应用结果表明,MUIL能够为储层改造提供准确的套管信息以及验证射孔层位的有效性,为工程作业提供技术数据支持。根据MUIL在塔里木油田作业井的测井结果,建立了6类典型特征成像图版,可以快速识别套管损伤类型,为后续工程作业提供指导与帮助。

太阳极紫外光谱探测的历史与展望

围绕国际一流科学目标,发展顶级探测设备是中国太阳物理位列国际先进行列的立足点。70多年的空间太阳探测历程中,极紫外波段探测发挥了极其重要的作用,极紫外观测设备也几乎成为了太阳探测卫星的必备载荷之一。中国在极紫外探测,尤其是光谱探测方面的基础非常薄弱,导致相关科学研究几乎全部依赖国外数据,从而严重制约了中国太阳物理学科的发展。本文根据太阳极紫外探测的特点,系统分析了国外光谱探测的历史、现状以及未来发展趋势,并归纳了三类主要探测方式,即全日面积分光谱探测、低速光谱成像探测、快速光谱成像探测的当前水平,包括其技术方案及取得的部分科学成果。在此基础上,提出中国太阳极紫外光谱探测“三步走”的发展思路,并对每一步的科学目标、指标需求和候选探测方案提出建议。同时,展望了在太阳极紫外成像探测方面开展创新性尝试的思路。

生产测井技术在低产水凝析气藏出水层位识别中的综合应用

气井出水导致单井产气量急剧下降,降低气藏的采收率。及时有效识别气井出水点,封堵出水层位,对控水增气及提高气藏采收率至关重要。东海地区为凝析气藏,单井产气量高,产水量低(10m^3/d左右),常规生产测井资料无明显出水特征,不能识别出水层位。当储层压力低于露点压力时,凝析气藏存在反凝析现象,进一步加大气藏出水识别的难度。生产测井技术是识别气井出水的有效手段之一,针对东海地区油气藏开发中存在的难题,通过对东海地区多口井生产测井资料深入分析,总结出一套适合东海地区的低产水凝析气藏出水层位识别方法。基于东海油气藏特征及地层水类型,提出了通过自然伽马对比法、温度测井法、产出剖面测井与饱和度测井技术结合的方法综合识别出水层位。研究结果表明,当气藏水型为氯化钙等高矿化度地层水时,可以通过对比生产测井自然伽马与裸眼井自然伽马曲线准确识别出水层位;在边底水自然水驱的气藏中,温度曲线可以较好地识别出水层位;饱和度测井可通过监测气藏含气饱和度变化识别出水层位。这3种方法都有一定的适用条件,出水层位识别需结合气藏实际开发情况,选择符合区域规律的方法。

储层饱和度动态监测在海上油田的应用

海上大部分油田已进入开发的中后期,以油井细分层系、卡层堵水、补孔等措施为主的剩余油挖潜技术是油田稳产的重要手段,而确定剩余油和水淹层的分布是挖潜的先决条件,也是生产测井储层动态评价的一项重要内容。重点阐述了目前饱和度动态监测的测井仪器在海上的应用情况,经过渤海、南海西部、东海共132口井的饱和度测井实践证明:储层饱和度测井不仅能应用于老井,过油管确定含油、含气饱和度,油水、气水界面的变化情况,而且定期的动态监测与生产动态相结合,可以了解储层的动用情况,指示剩余油的分布状况,为油田挖潜调整提供依据;储层饱和度测井也能用于油田开发中后期的调整井,采用长短源距C/O方法和中子寿命PNC测井方法,能确定裸眼井测井难以识别的低阻油气藏或可疑油气藏的流体性质,为海上油气田的高效开发贡献力量!

温度测井在海上油田的特殊应用

温度测井是产出、注入剖面测井中的常规测量项目,普遍认为其在解释过程中起到了辅助作用,但是经过近几十年海上生产测井解释经验的积累,在某些特殊情况下温度测井起到了决定性作用。在简要介绍温度测井解释原理的基础上,采用开关井温度对比、流温梯度变化分析和温度模型建立等方法总结了温度测井的特殊应用,成功解决了油藏动态监测的疑难问题。

基于声电判别指数识别致密砂岩气层——以鄂尔多斯盆地东北缘D探区为例

鄂尔多斯盆地东北缘发育典型的致密砂岩气藏,由于孔隙结构复杂,展现出"非阿尔奇响应",使得储层气水层中的电阻率差异变小,流体性质识别难度较大。以鄂尔多斯盆地东北缘D探区为例,通过剖析致密砂岩储层含气性与电阻率、声电参数关系,揭示单一电法资料对低阻气层识别效果较差,而纵横波速度比、泊松比等参数对含气变化响应较敏感。综合阵列声波、阵列感应、核磁等测井数据,构建了包含深电阻率、泊松比等参数的声电判别指数。研究区试验井实例表明,利用声电判别指标识别致密砂岩气层是一种有效方法。

氧活化测井技术在高含水油井找水中的应用

由于海上油田油藏特征、开发方式、完井方式及生产管柱的特殊性,部分油井在投产后的短时间内出现高含水现象,而常规生产测井仅能给出某个防砂段的总体产出及含水情况,存在无法确定出水原因及出水层位的问题。2008-2010年,为了解决该难题,同时也为了拓展氧活化测井的应用范围,在渤海海域高含水产出井中进行了氧活化水流测井,确定出水原因及出水层位的尝试,为下一步的堵水作业提供依据。本文以两口井实测资料为依据,对氧活化测井技术在高含水油井找水中的应用效果予以分析和探讨。

凝析气藏产出剖面测井流量计算及出水层位识别——以东海某作业区凝析气藏为例

东海某作业区凝析气藏产出剖面测井存在套管气量计算偏大和出水层位确定难等问题。在深入分析气体流量计算模型的基础上,采用理论和实际测量曲线相结合的井下刻度方法,提出了速度剖面系数(Cv)校正方法,提高了气体流量的计算精度。利用常规产出剖面测井曲线,建立了3种出水层位识别方法——伽马曲线对比分析方法、气水比与温度变化量关系方法和温度变化分析方法,精准确定了出水层位深度。上述方法提高了研究区凝析气藏产出剖面的测井解释精度,为凝析气藏开发调整措施提供了可靠依据。

超声固井质量评价方法改进及应用

固井质量检测和套损检测是井筒完整性检测的重要部分,超声成像测井是进行井筒完整性检测关键技术之一.超声回波包括反射波和共振波2部分,共振波携带了套管外物质的阻抗信息,是固井质量测量的主要信号.基于超声脉冲回波理论及大量实验的基础上,分析了原阻抗计算方法存在的不足,提出了多时域阻抗计算方法.为充分利用共振波信息,把共振区域分为不同的区域,分别计算各自的阻抗,求平均得到平均声阻抗,尽可能消除干扰信号的影响.采用不同时域内阻抗平均值进行固井质量评价,阻抗测量值有了明显提高,并提出新的解释评价方法,建立了固井质量评价标准.实际应用表明,新方法具有较好的应用效果.

径向水泥胶结测井仪(RBT)在阿联酋地区的应用

径向水泥胶结测井仪RBT(radial bond tool)是由Sondex公司生产的,用于测量固井质量的测井仪器。该仪器主要用于评价生产层位和非生产层位的封隔性,以及通过水泥在套管环形空间和地层之间有效填充评价井的完整性。简要介绍了该仪器原理、评价标准,并通过在阿联酋地区30多井次的固井质量评价服务,重点总结并阐述了应用过程中水泥胶结质量评价、微裂缝识别、窜槽识别、快速地层识别等问题,为该仪器的进一步应用打下了基础。

海上某油田PNN测井泥质校正及解释参数敏感性研究

针对海上某油田PNN(pulse neutron neutron)测井泥质含量过高,计算参数选取不当对饱和度计算精度的影响,提出了F因子校正方法,用于消除泥质含量的影响。通过研究标准公式的6个参数的敏感性,准确确定解释参数,提高了饱和度计算精度。该方法在海上某油田进行测试,应用效果良好。

海上油田脉冲中子–中子测井蒙特卡罗方法模拟研究

脉冲中子–中子(PNN)测井受管柱、地层物性和地层流体等诸多因素的影响,无法准确提取测量到的地层宏观俘获截面,从而影响剩余油饱和度的计算。根据海上油田的实际生产情况,针对其复杂的管柱结构、更大的地层水矿化度变化范围、泥质含量以及孔隙度等因素,基于蒙特卡罗方法进行了相应的数值模拟。通过对各因素模拟的响应结果分析,在三层管柱、泥质含量高于20%的条件下时仪器测量精度不高,为了更加准确地提取地层宏观俘获截面,通过分析研究给出了取道建议,为精细评价地层剩余油饱和度提供一定的理论依据。

低产水平井油水两相中的CAT流体成像分析

水平井中混合流体的流型复杂多变,传统居中测量的生产测井技术不能够满足水平井的生产需要。本文使用阵列电容持率计CAT在多相流模拟实验室进行了水平井100 m^(3)/d油水两相流体、不同含水率的物理实验。利用插值算法对CAT数据进行井筒流体分布重构,通过与实验照片对比,线性插值重构流型与实验保持一致,且液面高度误差小于5%,可更为直观地了解油水相态分布情况,为准确计算持水率数值奠定了基础。