Isolation Scanner套后成像测井找漏技术在H油田的应用

塔里木盆地H油田整体采用超深水平井开发,近年套损现象呈增加趋势。目前常用套损井找漏技术效果不理想。针对该现状提出了Isolation Scanner套后成像测井(IBC)找漏技术,该技术能同时测量套管内径和壁厚变化,定量评价内部腐蚀和外部腐蚀,分辨率高,在H油田H68水平井应用成功,该技术为H油田类似油水井找漏提供了技术指导和实际经验。

云变换在中东地区H油田碳酸盐岩储集层预测中的应用

中东地区H油田的油气单井产量与储集层渗透率呈正相关,但波阻抗与渗透率呈非线性关系,利用常规的线性转换方法将波阻抗转换为渗透率效果不好,符合率仅50%.云变换是一种非线性随机模拟方法,解决了线性偏离点与整体属性数据的函数关系,其过程是首先通过实际数据概率分布与概率函数模拟预测的符合度选择概率函数,然后分别针对储集层和非储集层,利用概率函数建立波阻抗与渗透率的转换关系云模型,最后利用云模型将波阻抗转换为渗透率。通过云变换,H油田预测渗透率符合率达到90%以上。

H油田注入水水质指标评价和优选

H油田MB储层是以孔隙为主的碳酸盐岩储层,注水开发是主要的开发方式,注入水的水质影响着油田开发的效果。对H油田的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明,悬浮物粒径中值≤2.5μm;悬浮物质量浓度≤10 mg/L;油质量浓度≤15 mg/L;腐生菌(TGB)含量≤100个/mL,铁细菌(IB)含量≤10个/mL,硫酸盐还原菌(SRB)含量≤10个/mL;该结果为H油田注入水水质标准提供了实验依据,亦为类似区块的注水水质研究提供了参考。

新疆H型储气库注采气能力评价方法

新疆H型储气库是目前中国最大的地下储气库,其注采气能力评价方法具有一定代表性。依据新疆H型气藏特点,采用节点分析法来评价储气库气井的注采能力。利用地层临界出砂压差、冲蚀流量、临界携液流量、地层破裂压力和地面压缩机额定功率来分别约束气体流入和流出方程,通过二者协调点确定气井的合理注采气量。研究表明：新疆H型储气库应采用11.43 cm油管,合理采气量为50×104～118×104m3/d,合理注气量为48×104～160×104m3/d。该研究为合理选择完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口压力提供参考。

H油田东河砂岩油藏水淹特征研究

H油田东河砂岩油藏为一套中孔、中高渗透储层,油藏开发初期油井含水较低,随着注水开发的深入,尤其在部分油井提液后,含水上升幅度较大,油藏内部发生不同程度的水淹,层间矛盾突出。从单井的四性关系出发,在对水淹层进行定性解释、细分层定量解释基础之上,结合油藏动态、静态地质资料,制定水淹标准,综合研究油层的水淹特征。研究表明,油藏以中、高水淹为主,纵向上上部主要为中高水淹,高水淹层主要分布于物性好、厚度大、夹层少的下部;空间上以锥间体和锥扇体水淹为主。水淹特征的研究为油藏开发效果评价及以后的开发调整提供了依据。

基于长短期记忆循环神经网络的伊拉克H油田碳酸盐岩储层渗透率测井评价

伊拉克H油田碳酸盐岩储层孔隙结构复杂,孔隙类型多样,给渗透率测井评价工作带来了极大困难。针对这一问题,建立了基于测井序列信息的长短期记忆(LSTM)循环神经网络渗透率预测模型。从测井响应差异以及测井序列信息出发,优选敏感测井曲线,搭建LSTM循环神经网络,训练网络并优化网络参数,建立了基于LSTM循环神经网络的伊拉克H油田碳酸盐岩储层渗透率预测模型。应用该模型对伊拉克H油田进行渗透率测井评价,并将预测结果与灰色系统预测模型GM(0,N)进行对比。结果表明:相对于灰色系统预测模型的结果,基于LSTM循环神经网络的渗透率预测模型的均方根误差降低了29.47%,皮尔逊(Pearson)相关系数提高了6.59%,取得了较好的应用效果。该模型能够充分挖掘测井曲线与渗透率之间关系的信息,提升了储层渗透率评价精度。

秦皇岛H油田陆相下切侵蚀河谷充填特征

陆上下切侵蚀河谷是由河道强烈的冲刷、侵蚀作用所形成的一种U形地貌,河道砂体充填构成优良的储集层。通过岩芯、地震和测井,结合粒度等资料,对渤海湾盆地秦皇岛H油田新近系明化镇组沉积相特征进行了深入分析,认为明下段Ⅱ油组和Ⅳ油组发育下切侵蚀河谷,并详细论述了下切侵蚀河谷的沉积特征,建立了下切侵蚀河谷的沉积模式。研究表明,下切侵蚀河谷内水动力的突然增加,充填的砂体粒度较粗,以中、细砂岩为主,河道砂体具有一定的迁移方向,彼此切割相互叠置呈现出叠瓦状结构,湖平面的下降和水动力的增强是形成下切侵蚀河谷的主因。

E+H雷达液位计在塔河重质原油储运系统的调试及运用

E+H雷达液位计在塔河油田重质原油储运系统中得到广泛应用,文章结合塔河油田实际生产情况系统介绍了E+H雷达液位计在集输站库的实际运用情况和故障分析对策。

高频拓展处理技术在渤海H油田开发中的应用

渤海H油田储层为浅水三角洲相中-细粒砂岩,沉积微相主要为分流河道。常规地震资料对砂泥岩薄互层的分辨能力有限,使储层描述和油田开发方案设计等工作面临着很大难度和风险。高频拓展处理技术采取压缩子波的途径避开了在求取子波方法上存在的难题,可以大幅度提高地震资料的分辨率,丰富各种地质信息,同时还基本保持了地震数据原有的信噪比、相对振幅关系和时频特性,为油藏精细描述和井位设计调整提供了可靠的基础资料。

H油田废弃泥浆无害化处理技术研究与应用

H油田在勘探与开采过程产生了较大数量的废弃泥浆,这些废弃泥浆成分复杂,如不经有效处理就随便排放,可能对土壤、水源造成污染,对环境造成影响甚至破坏,对人和动物生命健康带来较大危害。故从分析该油田所产生废弃泥浆的物理化学属性出发,探讨了该油田所产生的废弃泥浆的潜在危害,设计了适应该油田开发产生的废弃泥浆的无害化处理工艺技术,并在现场进行了实施应用,运用该技术处理过的废弃泥浆全部达到国家一级排放标准,取得了很好的效果,实现了油田开发与环境保护双赢的目的。

东辛油田H断块沙二上段低阻油层影响因素分析

东辛油田H断块沙二上段发育的低阻油层受多种因素影响,研究表明,这些影响因素可归结为泥质的影响、粒度的影响、孔隙结构的影响、高矿化度的影响、导电性矿物的影响及润湿性的影响,其中高矿化度和高束缚水饱和度是造成H断块油层低电阻率的主要因素;粘土矿物的含量和分布形式、导电矿物的存在和泥质的附加导电能力是造成研究区油层低电阻率的次要因素,对储层电阻率的影响不大。

克拉玛依油田J_1b^5储层测井精细解释模型

针对克拉玛依油田五区八道湾组J1b5储层油水分布复杂、测井资料解释难度较大、测井解释符合率偏低等问题,研究了该区储层的岩性、物性、电性及含油性两两之间的关系;采用岩心刻度测井的方法,建立了该区泥质质量分数计算模型、孔隙度和渗透率解释模型,根据储层特点建立了含水饱和度计算模型,模型经验证均具有较高精度;结合试油层段孔隙度-电阻率交会关系,建立了五区八道湾组储层的解释标准。该方法能有效提高储层测井精细解释的准确度,对储层综合解释及剩余油挖潜研究具有指导意义。

王集油田核三段Ⅲ油组沉积微相研究

通过对王集油田核三段三角洲沉积微相研究,将研究区沉积微相划分为水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、河道间湾和前三角洲泥岩五种微相,对每类沉积微相的岩性、粒度、测井曲线、物性等进行了分析,建立了不同沉积微相的测井相识别模式,绘制了沉积微相的平面分布图,总结了沉积微相的平面展布特征,为油田的勘探开发提供地质基础。

渗透率变异系数的几种计算方法——以麻黄山西区块宁东油田2、3井区为例

渗透率变异系数VK反映样品偏离整体平均值的程度,是评价储层宏观非均质性的最重要参数。介绍了三种渗透率变异系数的计算方法：统计学方法、Dykstra H方法和洛伦兹曲线法,并用三种方法分别计算了宁东油田2、3井区的延8和延9层的渗透率变异系数,比较了三种方法的优缺点和适用范围。实践应用表明,洛伦兹曲线法比较适合本地区的研究,因为它所求出的VK值在0和1之间,具有较强的可比性,能很明确的反应各层位非均质性的程度,而且适合任何分布类型的油藏;统计学方法计算的渗透率变异系数在0~∞之间,用这种方法计算的VK很难建立起该油藏非均质程度的概念;Dykstra H方法适用范围很小,仅适应于渗透率接近于呈对数正态分布的油藏,对本区不太适合。

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素,通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征,并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明:长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔),储层孔隙度平均为9.6%;渗透率平均为0.67×10^(-3)μm^2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素,其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础,沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失,硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙,加之伊利石对孔吼的堵塞,最终形成致密砂岩。

乙醇胺与胜坨油田坨28区块原油活性组分相互作用对动态界面张力的影响

为明确胜坨油田坨28区块原油中活性组分与有机碱乙醇胺间的相互作用对动态界面张力的影响,采用SARA四组分分离方法对坨28区块原油进行分离,获得饱和分、芳香分、胶质和沥青质等组分;利用醇碱萃取法获得酸性组分;通过旋转滴界面张力仪测定了乙醇胺与坨28区块原油活性组分模拟油间的动态界面张力。研究结果表明:酸性组分是原油的主要活性组分,其质量分数及结构对有机碱与原油间界面张力的行为具有关键性影响,体系动态界面张力的最低值可达10-2m N/m数量级;酸性组分质量分数越大,低界面张力维持时间越长。对于坨28区块原油,与乙醇胺作用的难易顺序为:酸性组分最强,胶质次之,沥青质、饱和分和芳香分与之作用比较微弱。

碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

H油田碳酸盐岩油藏由于构造变化大,岩性复杂,在流体识别及流体界面的划分中出现了很多矛盾。对于气体识别,采用补偿中子测井挖掘效应在有些区块有效,而有些区块是无效的,因此,需要对挖掘效应的影响因素进行分析。首先,分析了H油田碳酸盐岩油藏岩性和孔隙结构特征;然后,分析了其中的KA、KB储层孔渗等物性特征;并通过多口井的测井曲线,总结了中子测井和密度测井在气层所形成的挖掘效应响应特征,分析了形成真假挖掘效应的原因;从理论上阐述了密度测井与中子测井的相互关联性,推导了两种测井响应的关联方程,从井眼扩径、孔隙结构、孔渗物性及饱和度等多个角度分析了挖掘效应的因素影响的机理,最后,给出了综合利用挖掘效应判断气层的分析方法,提出了判断真假挖掘效应的几条依据。根据这一方法,较好地完成了H油田K油藏流体识别,可为后续H油田以及类似的碳酸盐岩复杂油气藏准确识别流体类型提供借鉴。

基于地震波阻抗反演的薄储层定量预测技术

针对柴达木盆地H油田E31油藏储层薄且复杂、储层地震响应特征不明确、横向预测困难等难点,综合利用地质、测井、地震等资料,在地震多属性储层定性预测的基础上,开展了地震波阻抗反演的薄储层定量预测研究。研究表明:根据优选出的4种地震属性,研究区16、17小层储层的总体分布呈北西—南东方向的条带状展布,在局部存在较大差异;应用测井约束波阻抗反演的储层定量预测技术,证实16+17层砂体分布北部相对发育,表现为中部呈北西—南东走向的窄带状分布,北部呈东西向分布。该技术应用于现场52口井中,与测井预测砂岩厚度差绝对值小于1m的符合率为72%,小于2m的符合率为89%,取得了良好的应用效果。

油田井场废水配制压裂液处理技术实验研究

针对油田井场废水高悬浮物、高色度、高金属离子浓度的特征,以处理后配制压裂液为目标,通过p H值调节及无机高分子絮凝法对井场废水进行了处理实验。结果表明,碳酸钠作为优选的p H值调节剂,可以在较低的p H值条件下有效去除废水中的高价金属离子;无机絮凝剂聚合硫酸铁在强碱性条件下对于悬浮物、色度的去除效果明显优于聚合氯化铝。聚合硫酸铁絮凝法可以使井场废水达到配制压裂液用水的要求。

凝析气与轻质油的气测识别方法及应用

渤海油田P7构造中深层轻质油气流富集,原油密度小,气油比高,流体普遍处于气液共存的交错相态,加之部分井眼条件差,测井资料不完善,造成油、气判别难度大。对已钻井的气测资料进行统计分析发现,凝析气和轻质油在岩屑录井时均可见荧光显示,气测录井组分均齐全,特征极其相似,常用图版法很难区分。3H曲线呈现一定的规律性,但与传统模型的出入较大,对3H解释模型进行优化,制订解释标准。提出气体组分星型图版,该图版选取5个特征参数对流体相进行分析,不同的流体相特征差异十分明显。2种方法相结合,对P7构造凝析气与轻质油进行气测识别,分析储层内部流体相态分界面,应用效果很好。该研究促进了P7构造油气分布格局和储量的落实,在其他钻遇轻质油气流的区块具有较大的应用推广价值。