基于测井资料的钻井地层漏失压力计算新方法

漏失压力是合理确定钻井液密度上限的重要依据之一。传统的漏失压力计算模型较为单一,难以全面准确地预测复杂地层的漏失压力。为此,提出了一种基于测井资料连续准确地计算井壁地层漏失压力的新方法,以满足新井钻井设计和施工的需要。针对钻井地质剖面中常见的孔隙性漏失、溶洞性漏失、裂缝性漏失和压裂性漏失这4种漏失类型,分析其漏失机理;参考传统的漏失压力计算模型,基于井壁岩石破裂准则,建立利用声波时差、体积密度和自然伽马等测井曲线计算井壁地层漏失压力的方法,包括裂缝性和压裂性地层漏失压力计算新模型。通过对关键井测井资料的岩石力学处理分析,准确得到了全井段地层漏失压力剖面,为研究区复杂地层的安全高效钻井提供了重要的防漏、堵漏决策依据。

华池南梁地区高阻水层成因分析及油水识别方法

鄂尔多斯盆地华池南梁地区长8段属三角洲前缘水下分流河道沉积,该沉积背景下发育的砂体以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,部分储层物性好、电阻率高、录井显示含油性好,解释为油层,但其试油结果为水层,测井油水识别难度大。结合岩石薄片、岩石物理实验、测井、试油等资料,从储层岩性特征、物性分布、地层水矿化度、岩石润湿性等方面展开储层电阻率的影响因素分析,明确高阻水层主控因素;分析储层测井响应特征,建立残余油的定量表征因子;基于出水井电阻率与残余油指数关系,建立去除残余油影响的电阻率校正方法。用校正后的电阻率与声波时差做交会图版识别油水层,测井解释符合率明显提高,该识别方法具有一定的现场推广应用价值。

松辽盆地火山岩岩性测井识别方法研究

火山岩化学成分变化大、矿物组成复杂,利用测井资料识别火山岩岩性较困难。为了提高松辽盆地火山岩岩性识别的准确率,为火山岩气藏测井精细评价奠定基础,以火山岩岩石学特征为指导,总结了松辽盆地火山岩测井响应规律,得到了对岩性敏感的测井参数:密度、自然伽马、铀、钍、钾等;并利用这些参数绘制了交会图,建立了岩性识别图版;引入支持向量机方法,建立了火山岩岩性识别模型,并利用网格搜索技术优化了模型参数,最优模型的精度和推广能力均优于交会图版。将支持向量机岩性识别模型应用于松辽盆地实际井资料的处理中,将处理结果与岩石薄片鉴定结果对比,符合率高,证明了该模型的准确性。

复杂岩性及多相流体智能识别方法

基于优化算法与分类算法的基本原理,针对K-Means优化后的岩心、测井和产液数据集,利用自组织特征映射神经网络SOM聚类建立岩性预测模型,综合决策树和支持向量机建立流体预测模型,并利用遗传算法、网格算法和二次算法对支持向量机的重要参数进行优化,以精确识别复杂储集层岩性和多相流体。对准噶尔盆地东部五彩湾凹陷石炭系复杂储集层4口新井进行精细解释,SOM岩性预测模型、决策树和支持向量机流体预测模型识别准确率分别为91.30%和95.65%,岩性复杂并非导致该储集层中流体性质差异的主要因素;由于研究区数据集复杂性和非线性程度不够强,导致决策树的建模精度优于支持向量机,分别为94.31%和86.97%,且线性的多项式函数性能优于径向基函数RBF和神经元函数Sigmoid、支持向量分类机中C-SVC的分类性能和泛化能力强于υ-SVC。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6_1低对比度油层识别方法与产水率分级评价

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6_1储层为典型的低孔、低渗透储层,其孔隙结构复杂、束缚水饱和度高、地层水矿化度高导致低对比度油层发育,给测井识别造成很大困难。从储层岩性、物性、水性等方面分析了长6_1低对比度油层的成因机理:长6_1储层填隙物中较高的黏土矿物含量和分布形式,使得孔隙结构复杂,束缚水含量增加,束缚水产生附加导电作用,以及存在的高地层水矿化度,这两个主要成因共同作用导致测井对比度降低,形成低对比度油层。在确定长6_1低对比度油层成因机理的基础上,利用视地层水电阻率正态分布法和Fisher判别分析法进行流体性质识别,解决了测井识别的问题。根据流体识别的结果,应用神经元非线性Sigmoid函数的突变性质构建产水率预测模型,进行产水率计算和分级定量评价,并给出细分流体性质的分级评价标准。通过对研究区内H57井区64口开发井产水率的计算,应用建立的标准进行产水率分级评价,并与投产初期产水率进行对比分析,相关系数达到了0.917,模型精度与分级评价结果满足研究区低渗透储层的勘探开发生产需求。

特低渗透油藏源储配置与富集区优选测井评价方法

鄂尔多斯盆地西北部长8油层组为典型的特低渗透、超低渗透油藏,储层参数的控制因素与平面分布规律复杂,已成为油藏评价和开发建产中急需解决的问题。在单井精细解释基础上,通过对含油饱和度分布规律和控制因素的分析,应用测井多井评价技术对特低渗透油藏开展多学科结合研究,建立了特低渗透储层含油富集程度和烃源岩有机质丰度测井表征方法,提出烃源岩生烃能力与储层含油富集程度的有效配置控制了有利富集区的分布。基于源储配置思路,研究了特低渗透油藏的富集规律,并优选出了富集区。该研究对特低渗透油藏规避快速建产风险,加快勘探开发进程,提高整体效益具有重要意义和推广价值,对致密油气等非常规领域的研究具有参考价值。

泥质型低渗砂岩储层岩电性质研究及饱和度模型的建立

鄂尔多斯盆地延长组长4+5、长6储层属于典型的低孔隙度低渗透率储层,受岩性、孔隙结构及粘土类型等非含油性因素影响,F-ф、I-Sw均不服从Archie公式线,导致原有的饱和度模型已难以适用。为提高含油性评价精度,研究通过常规气驱法和半渗透隔板法获取了储层岩电参数。根据实验测量结果,进一步探索了泥质型低渗储层岩电参数变化规律,建立了分类岩电参数饱和度解释模型,应用效果良好。

岩性油藏特征制约下超低渗透油层快速识别方法与模型

复杂的岩石物理和特殊的渗流机理使得长庆油田超低渗透储层的流体识别比较困难。针对这一问题,基于微观岩石物理机理研究,得出岩性控制物性,物性制约含油性,这一特征与超低渗透岩性油藏的宏观控油规律相符;基于测井曲线响应特征模式的统计分析,在刻度一定前提下,当三孔隙度曲线的重合程度较高时,岩性较纯,对应地层段含油性较好;反之,则岩性不纯,对应地层段含油性较差,并且导致岩性不纯和物性变差的主要原因是泥质和钙质的存在。基于微观岩石物理规律和三孔隙度曲线响应特征,并综合反映流体性质的深感应电阻率和刻画储层物性的声波时差曲线,利用神经元非线性函数Sigmoid的突变性质衍生超低渗透油层的识别参数IPR和产水率Fw。通过对研究区54口井的处理,衍生识别参数IPR和Fw获得了83.33%的准确率。

鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密油藏充注模式测井识别

油藏充注模式是指从烃源岩生成的原油,在驱动力作用下向储集层选择性持续注入形成油藏的过程。油藏充注模式与油源条件、储层物性、成藏动力三者耦合有关。鄂尔多斯盆地中生界延长组发育典型低渗透-致密砂岩油藏和低幅度构造-岩性油藏。根据源储配置关系、砂体充满度和最大有效含油体积的相对高低,将油藏充注模式划分为过充注、正常充注和欠充注3种类型。分析了不同充注模式油藏形成的原因及含油性、有效储层下限变化规律。针对不同充注模式油藏建立了解释结论序列和针对性测井解释方法,大幅度提高了低渗透-致密储层的测井判识能力。

中条山地区古元古代变基性岩墙的地球化学特征、LA-ICP-MS U-Pb年龄及其地质意义

华北克拉通南部中条山地区发育有大量古元古代基性岩墙,它们对于认识华北克拉通古元古代构造演化具有重要意义.本文通过对中条山北段绛县地区变质基性岩墙进行锆石LA-ICP-MS U-Pb测年分析,结果表明该基性岩墙的变质年龄为1847±14 Ma,代表本区一期重要的变质事件,其形成时代大致限定为1.85~2.14 Ga.地球化学数据显示,岩石的SiO2含量为45.94%~51.69%,TiO2(0.93%~1.09%)和K2 O(0.15%~0.46%)含量低,Fe2O3T(11.18%~13.43%)含量高,属于拉斑玄武岩系列;REE总量变化于60.56×10-6~77.26×10-6,LREE、HREE分异明显,大部分样品显示Eu正异常(δEu=0.99~1.29);微量元素总体富集Rb、Ba、La等大离子亲石元素,相对亏损Nb、Ta、Zr、Hf等高场强元素,指示其属于大陆拉斑玄武岩系列,源区具有富集地幔的特征,推测其可能是在拉张环境下被先前俯冲带流体交代的地幔物质部分熔融的结果.综上,中条山地区古元古代基性岩墙可能代表着华北板块在新太古代晚期克拉通化后的一次强烈的伸展事件,随后其经历了18.5 Ga左右强烈的变质作用.

重构电阻率曲线识别水淹层的方法及应用

测井解释评价水淹层时,由于原生地层水与注入水混合后性质多变,混合地层水电阻率变化没有普遍规律可循。利用神经网络能够准确模拟输入与输出之间复杂非线性关系的特点。重构油层水淹前的电阻率,利用重构电阻率曲线与实测电阻率的差异,表征注入水对电阻率曲线的影响。根据注入水性质,利用水淹前、后电阻率的变化量定性表征流体性质的变化,利用水淹指数对水淹层进行分级评价,能够准确识别水淹层,在实际生产中应用效果好。

成因机制控制下低对比度油气层研究方法

为精准描述低对比度油气层与其他类型储层之间的数学差异,引入特征选择和分类归纳等数学分析模型。所提方法并不要求储层计算参数与储层实际特征完全吻合,只要能准确刻画不同类型流体之间的数值差异即可。以鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油层改造后的产能预测为例,阐述整个实施过程。结果表明:利用所建产能模型预测77口新井压裂后的产能,平均绝对误差为0.95 t/d,平均相对误差为9.49%,可以满足实际生产需求;在开展或完善储层表征参数理论模型研究的同时,各种数学分析方法的适用性、逻辑性也应被重视;传统方法和数学模型的有效结合能避免方法的单一化或模式化,有助于解决地层评价领域中的各种疑难问题。

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段油藏高电阻率水层识别方法

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段油藏为典型的低孔、低渗油藏,储层物性差、填隙物含量高,普遍发育高电阻率水层,测井解释符合率低,流体性质判识困难。对华庆地区长8段高电阻率水层成因进行分析,结果表明:区域内绿泥石膜含量偏高,绿泥石膜吸附沥青质形成的沥青质油膜卡断孔隙,使导电路径复杂,形成"油包水"现象,并伴随区域内的低矿化度地层水,最终导致水层电阻率升高。高电阻率水层的测井响应特征为电阻率曲线高值、形态呈"凹形",物性较高值(渗透率大于1m D、孔隙度大于15%);油层的测井响应特征为电阻率曲线高值、形态呈"凸形",物性低值(渗透率小于1m D、孔隙度小于15%)。根据高电阻率水层的测井曲线响应特征、岩石物理特征和成因机理,分别构建区分曲线形态图版法、绿泥石膜含量—电阻率交会图法、电阻率—孔隙度相关性分析法。建立的识别方法解决了华庆地区长8段油藏高电阻率水层识别难题,各方法的测井解释符合率均提高到80%以上。

应用常规测井属性分析进行地层结构划分

为减小储层非均质性对储层精细评价的影响,一般都把储层细分为若干单元进行评价,从而提高储层评价精度。地层结构也是一种地层单元,它比沉积微相更细致,地层结构划分对储层精细评价也是一种可借鉴方法。研究综合了测井相分析的思路,利用测井曲线自动分层技术,通过测井属性分析提取了测井曲线的均值、正偏值、相对重心值、平均锯齿数和变差方根函数等测井属性参数,采用Bayes判别分析建立各类地层结构的判别模型进行地层结构识别。地层结构识别结果与取心地质分析结果吻合度较高。

华庆油田长6超低渗透油层测井定量评价方法研究

针对鄂尔多斯盆地长6，超低渗透油藏储层岩性、孔隙结构复杂导致储层岩性划分、参数计算、孔隙结构评价难，以储层孔隙结构评价为核心，求准油层饱和度和产能为目的，建立了高伽马储层泥质含量计算模型、非线性声波孔隙度计算公式、超低渗储层孔隙结构评价方法、变岩一电参数饱和度计算模型、基于储层分类的加权储能系数产能预测方法，形成了超低渗透油藏测并定量评价配套技术，应用效果良好。

致密砂岩储层饱和度指数n计算方法研究

致密砂岩储层孔隙结构复杂,连通性差,孔隙中流体分布不均匀,由传统方法求取阿尔奇公式中的饱和度指数n存在较大误差,使测井计算的含油饱和度精度降低。以目标区储层岩电实验资料为依据,研究发现I-Sw关系在双对数坐标系下实验数据点比较分散,且在Sw=90%存在明显的拐点,饱和度指数在目标区储层中不是固定值。在前人研究成果的基础上,结合配套的核磁共振实验,分析了饱和度指数n的影响因素。其中储层孔隙结构对饱和度指数n的影响占主要因素,孔隙结构越复杂,其值越大。针对其主控因素,结合核磁共振T2谱采用多元回归分析法建立饱和度指数的计算模型,力求使计算的饱和度指数尽可能逼近实际值,以保证利用Archie公式计算的含油饱和度具有较高的准确性。

镇北油田长3低阻油层成因分析及识别方法研究

以正确识别镇北油田长3低阻油层为目的,从五个方面分析了低阻油层的成因机理:地层水矿化度高、储层岩性特征、钻井液侵入、泥质含量、含油饱和度。另外提出了适合本油田低阻油层识别方法,即地质录井识别、测井资料识别及地质综合分析方法识别,并且在现场应用中取得了较好的效果。

镇北油田长81储层特征及测井定量评价方法研究

为了有效识别镇北油田长81中高阻油藏，评价油层产能，降低快速建产风险。本次研究基于储层特征及油层测井响应的分析，提出了利用电阻率比值和物性因子综合识别油层的新方法，建立了油层定性识别图版；并通过已开发井产能敏感因素分析，建立了现场产能快速定量预测图版。通过在镇北油田的推广应用，证明该方法是有效可行的。

西233井区长7_2致密油储层成因砂体测井识别

致密油储层勘探开发过程中,精准地识别成因砂体直接关系到提升有效储层的划分精度,也与压裂层段分级评价和优选相关。利用研究区岩心描述、成像测井和常规测井等资料,在岩心和成像测井刻度常规测井的基础上,分析研究区长7致密油储层不同成因砂体的测井响应特征,并利用能够有效反映沉积特征的自然伽马测井,计算了砂体结构指数和自然伽马减小系数,基于提取的不同成岩相的砂体结构指数和自然伽马减小系数,创建了识别成因砂体的测井识别图版,进而对研究区140多口井长7_2段致密油进行了成因砂体测井单井识别,编制了主力层长7_2的成因砂体平面分布图。研究区长7_2目的层主要发育砂质碎屑流细砂岩相,其次为浊积粉细砂岩相,而滑塌细砂岩相发育较少。该研究结果与生产动态较为吻合,可为致密油储层综合评价和压裂层位分级优化提供一定的参考依据。

致密油储层砂体宏观非均质性测井定量表征

致密油储层的砂体宏观非均质性受制于岩相、砂体和泥岩发育程度等影响,采用测井资料计算反映储层砂体宏观非均质性的岩相、砂体结构、砂地比、夹层密度等4个评价参数,并对其进行归一化处理,采用波叠加原理构建砂体非均质性评价模型,并以该模型计算了非均质性系数,进而利用三维随机多步地质建模技术对研究区内致密油储层的砂体宏观非均质性展开评价。研究结果表明,致密油储层砂体宏观非均质性评价结果与水平井实钻岩性吻合度较高。该技术流程为致密油储层砂体宏观非均质性研究提供一种新思路,也有助于提高致密油储层的钻遇率。