东营凹陷页岩油岩相要素测井评价新方法及其应用

济阳坳陷东营凹陷页岩油岩相具有岩性复杂、非均质性强的特点,区域分布差异显著,目前尚无较好的测井方法能够识别和评价东营凹陷页岩油岩相特征。针对东营凹陷沙四纯上亚段页岩油岩相特点,从岩心刻度测井出发,结合岩心、薄片和实验分析化验等资料,按照“三端元四要素”的页岩岩相分类方案,明晰不同岩相测井响应特征并优选敏感参数测井曲线,建立了适用的页岩油测井岩相划分方法。结果表明:通过“分层+聚类AHC(合成聚类)”法、Fisher判别法、小波提频法、遗传优化神经网络等数学和地球物理方法结合,识别页岩油不同岩相的岩石组分、沉积构造、岩石结构和有机质含量,解决了因岩性复杂、测井分辨率不够、特殊测井资料不全和有机碳含量(TOC)模型精度不够等因素导致的岩相识别不出的问题,通过岩相四特征的识别,形成了东营凹陷页岩油岩相的测井定量判识方法技术,确定岩相集中段,为页岩油大规模的勘探开发提供了重要的地质依据。

湖相沉积背景下改进的TOC计算方法

湖相页岩油的沉积环境为陆相深湖或半深湖沉积,岩性复杂,传统的Δlog R法只适用于海相沉积背景下的页岩油储层,急需寻找适用于湖相背景下页岩油总有机碳含量(TOC)的评价技术。因受岩性影响(尤其是在灰质和泥质较重影响的情况下),电阻率和声波时差测井曲线的幅度差会发生变化,原本在非生油的页岩段电阻率和声波时差值一致时的基线发生偏移,导致传统Δlog R法计算的TOC值偏离实际值,需要对受岩性影响的层段进行声波时差和电阻率曲线进行校正。筛选明显受灰质和泥质影响的含有机质层段的声波时差和电阻率值,确定受岩性影响的电阻率和声波时差质心所在位置,校正使其回归到不受岩性影响的声波时差和电阻率的线性关系(基线)上,即将确定受岩性影响的声波时差和电阻率的质心点通过校正到不受影响的质心点上,从而排除岩性对测井曲线的影响,实现页岩层段TOC值的准确计算。以研究区济阳坳陷博兴洼陷和利津洼陷为例,通过岩性校正,湖相沉积背景下改进的Δlog R法所预测出的TOC值与实测值的相关系数达90%以上。与传统的Δlog R法相比,精度提高30%~40%,证明改进的Δlog R法适用性强,具有一定的推广性。

胶莱盆地止凤庄组、红土崖组微量元素地球化学特征及古环境分析

微量元素对沉积环境变化具有较高的敏感度,微量元素分析是研究沉积环境的有效方法。胶莱盆地止凤庄组和红土崖组分别属莱阳群和王氏群,多以砂岩和砂砾岩为主,见泥岩夹层。通过实测剖面和现场取样,采用ICP-MS测定样品的微量元素,根据微量元素、比值等地球化学指标,探讨止凤庄组、红土崖组的沉积环境。Sr/Ba、Rb/K值及剖面地质特征表明止凤庄组、红土崖组具河流沉积特征;止凤庄组与红土崖组样品的Sr/Cu分别为10.05~23.32和5.50~9.82,表明止凤庄组形成于干热气候,红土崖组形成于温暖湿润气候;止凤庄组与红土崖组的V/Cr分别为0.32~2.23和0.39~2.14,Ni/Co分别为2.97~4.91和2.22~6.71,U/Th分别为0.11~0.14和0.13~0.14,δU分别为0.51~0.60和0.55~0.60,V/(V+Ni)分别为0.42~0.69和0.49~0.59,均表明止凤庄组、红土崖组形成于氧化环境,与其红色主色调特征相一致。

基于高斯核SVM的储层岩性识别——以东濮凹陷上古生界碎屑岩为例

针对储层岩性识别问题,以东濮凹陷上古生界碎屑岩为例,在分析测井资料的基础上,研究了高斯核支持向量机(support vector machine,SVM)算法,以若干口井中储层实际测井资料为样本建立模型,对上古生界碎屑岩储层进行岩性识别。模型的测试结果表明,在储层岩性识别中,高斯核SVM识别准确率较高,性能表现稳定,可作为测井岩性识别的一种有效技术手段。最后,利用训练完成的高斯核SVM模型成功识别出了M5井山西组泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩和砾状砂岩这5种碎屑岩类。

山旺盆地:记录“深时”气候的时间胶囊

山旺盆地山旺组硅藻页岩段沉积连续性好,记录着中新世古气候信息,是深时古气候变化研究的理想素材。本研究对该目标层段进行了野外地质剖面实测及物化指标测量,测点间距5 cm。在已有绝对地质年龄框架约束下,运用Laskar北纬65°盛夏的太阳辐射曲线对实测磁化率曲线进行调谐,获得高分辨率达10 kyr的时间标尺。在该时间标尺下,运用实测Rb/Sr值和磁化率等气候替代指标对硅藻页岩段的古气候变化特征进行了分析。认为硅藻页岩段古气候由老到新分为三个演化阶段,在整体温暖潮湿的背景下,也有小尺度冷暖干湿的变化,共识别出十二个气候波动期,分辨率可达千年级别。

济阳页岩油渗流机理及开发规律研究

济阳页岩油资源潜力巨大,但受复杂地质条件影响,对压裂后多尺度空间渗流机理及开发规律缺乏系统认识,规模效益开发难度大。为厘清济阳页岩油开发规律的内在机制,针对济阳页岩油多尺度裂缝发育特征,综合物理实验与数值模拟等多种手段,研究压裂后复合缝网的形成机制及组合模式,开展多尺度裂缝应力敏感、多级孔缝内流体非线性渗流、孔缝系统渗吸置换等多重介质空间渗流机理研究。依据压裂改造后多尺度缝网的分布及其渗流规律的差异性,建立了页岩油“易流-缓流-滞流”三区渗流模式,明确了济阳页岩油不同流动阶段的渗流特征与开发规律。研究结果表明:层理缝发育可改善储层物性条件,提高渗吸置换效率,降低启动压力梯度;弹性开发阶段随地层压力下降,渗流通道减小,缝网导流能力降低,具有明显的应力敏感性。济阳页岩油开发过程中,开发初期流态以易流区供液的裂缝线性流和裂缝椭圆流为主;开发中期缓流区向易流区供能,流态转变为地层椭圆流;开发后期滞流区内的页岩油逐渐动用,流态转变为边界控制流。受地质条件和生产制度影响,不同水平井能量变化、含水率下降和产量变化规律具有较大差异。合理优化闷井时间和生产制度,能够保证渗吸置换效果,高效利用地层能量,提高页岩油产能。