数字岩心技术在塔河油田复杂碎屑岩评价中的应用

塔河油田复杂岩性、低阻油气层、特低孔渗等复杂碎屑岩,需要通过大量的岩心分析来建立复杂碎屑岩的测井评价方法,数字岩心技术成为储层岩心实验的有效补充手段,弥补了关键储层没有取心或者取心数量不足的缺陷,在塔河油田复杂碎屑岩评价中发挥了积极作用。

基于支持向量机的复杂碎屑岩储层岩性识别

以塔河地区石炭系碎屑岩储层的岩性识别为例,阐述了采用支持向量机技术及利用常规测井资料在取心资料少的情况下识别复杂碎屑岩储层岩性的方法。塔河地区石炭系碎屑岩储层的岩性复杂,普遍含泥、含灰和含砾,加之取心资料少和测井新技术资料缺乏,其岩性识别遇到了较大的困难。从常规测井资料中选取对储层岩性相对敏感的多种资料,选用径向基核函数和一对一多类分类编码模式,利用有限的取心资料建立岩性分类器。展示了塔河地区其中一个区块的岩性识别结果,并与BP神经网络方法的识别结果进行了对比,结果显示该方法具有更好的应用效果。

井-震-演联合地层对比技术在薄层复杂碎屑岩油藏描述中的应用

小层划分与对比是油田开发方案实施的基础,对于薄层复杂碎屑岩油藏而言,常用的方法不能解决油藏的小层对比问题。为了解决类似油藏所普遍存在的难题,在塔河油田三区石炭系卡拉沙依组砂泥岩段油藏描述中,采用了井震演联合地层对比划分技术,在小层划分中主要参考了高分辨率反演成果,从砂层组到小层划分循环迭代,逐级划分,细化了卡拉沙依组油藏开发的小层对比和划分。并且,从主力含油砂体描述成果对油水关系分析来看,小层划分对比结果是合理的,小层对比划分方法是可行的。

海上复杂碎屑岩储层油气藏地质建模关键技术

渤海海域油气田以陆相复杂碎屑岩沉积为主,开发井距大,资料有限,随着各主力油田进入中高含水期,储层建模面临较大挑战。提出了海上复杂碎屑岩储层油气藏地质建模关键技术:(1)基于模型的地质风险定量评价技术。通过模型不确定性分析(建模参数选取)、实验设计及模型实现、储量和可驱替体积概率分布统计及模型排队优选等工作,对油田开发地质风险进行定量评价。(2)基于沉积演化的中深层储层表征技术。建立沉积演化模型,通过网格等比例剖分、井点数据标定,将沉积演化模型转换为三维地质建模约束趋势体,进而建立储层岩相及属性模型。(3)基于数模动态响应的构型界面表征技术。通过小尺度构型界面定量表征,基于数模动态响应确定构型界面对渗流的影响。渤海8个油田应用表明,本文提出的复杂碎屑岩储层建模关键技术不仅在油气藏开发方案编制实施中成效显著,还在综合调整中成功指导了236口调整井的部署,3年累计见效增油467.7×104 m3,可为同类型油气藏的高效开发提供借鉴。

如何通过测井岩相识别复杂碎屑岩

东濮凹陷濮卫环洼带地区储集层的特点是岩性致密,孔隙结构复杂,非均质性较强,横向可对比性较差,用传统解释方法对其储层进行正确评价比较困难。综合岩心分析、储层电性特征对该区储层进行系统研究,初步形成了一套用常规测井资料综合评价致密碎屑岩储层评价技术,包括流体性质判别、孔隙结构评价、储层非均质性评价、储层分类、产量预测等方法,并通过实例进行了效果评价,证实该技术的应用可有效地促进濮卫环洼带的勘探开发。

库车坳陷迪北气藏致密砂岩储层“甜点”预测

迪北气藏位于库车坳陷东部,其储集层为侏罗系阿合组致密储层,该气藏具有致密砂岩气的特征,又有构造控产的特点,所以将其定义为复杂碎屑岩低渗致密凝析气藏.而对于迪北气藏致密储层的“甜点”预测受山前地震资料限制,一直难以取得有效进展.分析总结了迪北气藏天然气富集规律和控产因素,并借鉴前人经验在该区首次利用“多相带逐级刻画”对致密储层“甜点”分级刻画.研究成果与各井产能分布情况吻合度较高,并能够直观有效地预测气藏储层“甜点”,对于指导本区井位部署和勘探开发具有重要意义.

港中油田中深层砂岩气藏测井评价技术研究

北大港地区中深层主力厚油层,在生产过程中油气同出,其与顶部的薄砂层为粉砂岩过渡,具有一定的连通性,是气体向上运移聚集的主要通道,电测解释为干层、差油层的具有复查升级为气层潜力。结合动、静态、测、录井等资料综合分析,在港中油田开展天然气潜力储层老井挖潜和新井提产工作,以提高天然气的采收率,重新判定这类砂体的含气性,意义重大。

港北潜山上古生界石炭系储层测井精细评价技术研究

港北潜山上古生界石炭系构造复杂、岩性多变,复杂的岩性和储集空间使得在识别储层岩性、有效储层和流体性质方面存在很大难度。本文针对存在的这一系列的难题,以港北潜山上古生界石炭系储层为主要研究对象,针对储层的测井响应特征、储集空间进行分析研究,通过开展港北潜山上古生界石炭系储层测井精细评价技术研究,指导该地区储层测井综合评价,从而提高该类储层的识别能力。