BP神经网络技术在声波测井曲线重构中的运用

基于神经网络的曲线重构法是提高声波测井曲线质量的有效方法。该方法通过神经网络技术的非线性算法,在声波曲线与自然电位、电阻率、自然伽马等多条测井曲线之间建立一种非线性关系。运用BP神经网络技术综合了自然电位、电阻率、自然伽马等多条曲线的信息对声波曲线进行重构,以此增加曲线重构的信息量,为曲线重构的准确性提供了保障。通过在准噶尔盆地石南地区的运用,证明该方法能大大提高受井壁垮塌影响的声波测井曲线的质量。

史南地区沙三段浊积砂体成因模式探讨

在史南地区区域性地震层序划分和沉积体系研究的基础上,应用高分辨率层序地层学研究方法,通过分析基准面的升降变化对砂体的成因模式进行了初步探讨,将浊积砂体划分为滑塌浊积岩、坡移浊积扇和湖底扇三种圈闭类型,每种类型圈闭的形成和分布都与基准面的升降变化密切相关。湖底扇和坡移浊积扇圈闭形成于基准面上升期,是该区主要的储油圈闭;滑塌浊积岩圈闭主要形成于基准面下降期,规模较小,储集物性较差。

准噶尔盆地石南地区清水河组一段层序地层特征

清水河组一段是石南31井区岩性油藏、石南44井区微幅构造油藏及整个腹部地区的重要产层,探究其层序地层特征对于指导研究区及整个腹部地区清水河组一段的隐蔽油气藏勘探有重要意义。通过对岩心、测井、地震等资料综合分析,指出清水河组一段相当于下白垩统第一个三级层序的低位及湖侵体系域。其层序地层特征显著,表现为:低位体系域以沟谷残余可容纳空间充填沉积为特点,分布较为局限,沟谷主要沉积辫状河道砂砾岩;湖侵体系域以退积型三角洲和三角洲前缘滑塌浊积扇沉积为主。建立了石南31井区的成藏模式,并指出三南凹陷中西部是岩性—地层油气藏勘探的有利区带。沟谷砂砾岩及三角洲前缘滑塌浊积扇可形成岩性圈闭,退积型三角洲可形成地层超覆圈闭;湖侵体系域顶部的泥岩可做为区域盖层;斜坡古地貌、深大断裂—中浅层断裂系统与不整合匹配为有效的输导体系。

准噶尔盆地石南地区中侏罗统头屯河组沉积特征及演化

目前,对准噶尔盆地石南地区中侏罗统头屯河组沉积相的认识存在较大分歧和争议。通过岩心观察和精细描述、薄片鉴定和测井曲线分析等方法,对石南地区头屯河组岩石类型、沉积构造和沉积序列等特征进行详细研究,同时结合区域沉积构造背景,认为石南地区头屯河组沉积环境属辫状河三角洲。头屯河组一段沉积时期,研究区发育辫状河三角洲前缘沉积,辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体呈条带状展布;头屯河组二段沉积时期以辫状河三角洲前缘沉积为主,由于湖平面的下降,辫状河三角洲进积,靠近物源方向发育辫状河三角洲平原,辫状河三角洲前缘河道砂体叠置连片分布;头屯河组三段沉积时期湖平面快速上升,全区基本演化为滨浅湖相沉积。

准噶尔盆地石南地区侏罗系—白垩系间风化壳的发现及其地层学意义

本文综合利用测井、录井、钻井等多种井资料,对准噶尔盆地腹部石南地区引起争议的“杂色泥岩”的古生物群化石组合特征,粘土矿物特征,岩性、电性特征等进行了研究。通过孢粉组合的时代对比和粘土矿物分析,证明了“杂色泥岩”是一个区域风化壳,确定了白垩系与侏罗系的界线以及“杂色泥岩”的原始沉积时代,并且通过岩性、电性特征对该风化壳的结构进行了研究。研究表明:该风化壳平面上具有分带结构,垂向上具有分段结构,各段的测井响应特征明显;“杂色泥岩”的原始沉积属于侏罗系西山窑组,石南地区普遍缺失头屯河组;“杂色泥岩”上覆的白垩系清水河组为超覆,下伏的侏罗系西山窑组被削截。据此,对该地区白垩系与侏罗系(K/J)、侏罗系头屯河组与西山窑组(J2t/J2x)地层界线进行了重新划分,建立了新的分层方案。

准噶尔盆地石南地区清水河组一段成岩特征及其油气意义

准噶尔盆地石南地区清水河组一段广泛发育砂岩和砂砾岩沉积,成岩作用复杂,成岩作用是影响储层发育的重要因素。通过大量岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射分析,并结合岩心观察、物性数据和测井数据,对清水河组一段储层的成岩作用特征进行研究,并分析了砂岩和砂砾岩储层成岩特征的区别。研究认为,石南地区清一段储层主要经历了压实、胶结和溶蚀三大成岩作用,其成岩阶段主要为早成岩B期,局部处于中成岩A期。压实作用是清一段砂岩储层物性损失的主要因素;而砂砾岩因刚性砾石格架的支撑作用使得压实相对较弱,成岩流体得以大量流经其原生孔隙,并进行大面积胶结,胶结作用是影响其物性的主要因素。溶蚀作用是改善储层物性的重要因素,砂岩储层主要因斜长石颗粒的溶蚀而产生粒内溶孔,砂砾岩储层则因方解石胶结物溶蚀而产生粒间溶孔和剩余粒间孔。溶蚀流体为二叠系烃源岩成熟过程中产生的酸性流体。石南地区清一段储层共划分出强压实相、强胶结相、中强压实中胶结相、中压实弱胶结相和中强压实弱溶蚀相5类成岩相类型,且以中强压实中胶结相为主。该地区地势高部位中压实弱胶结成岩相的河道砂岩(如夏盐8井区),以及断层发育区中强压实弱溶蚀成岩相的砂砾岩(如石西12、石南44、石南31井区)可形成较好储层。

渤中凹陷石南地区东营组烃源岩特征及油气勘探意义

渤中凹陷石南地区东营组源岩有机质丰度高,属于中等—较好生油岩。油源对比表明,东营组源岩对研究区东营组和浅层油气成藏有重要作用。研究区构造发育演化特征表明,对于浅层油气成藏来说,在没有断层沟通深层沙河街组油源的情况下,东营组生成油气以沟通东营组油源断层以及晚期断层为主要油气运移通道,形成下生上储型油气藏,"花心"断块的油气富集程度比"花瓣"断块要高。所以,浅层油气成藏的关键是运移和圈闭的有效性。对于东营组油气成藏来说,如果圈闭和储层配置良好,也可以通过自生自储的方式捕获来自东营组成熟烃源岩生成的油气。QHD34-4构造东营组蠕虫状地震反射特征的低位域河道砂岩分布广泛,QHD35-2构造钻遇的东营组岩性圈闭含油气性好,这有可能打开渤中凹陷斜坡带东营组岩性圈闭的勘探局面。

准噶尔盆地腹部石南31井白垩系油气成因与运移方向

石南31井位于准噶尔盆地腹部陆西地区石西油田之北,是继石南21井侏罗系头屯河组油藏之后的又一重大发现。储层层位为白垩系清水河组,油气藏气油比高,油质轻,但与生物降解的黑油伴生。文章采用全烃地球化学方法确定油气来源,指出石南31井白垩系储层油气来自盆1井西凹陷二叠系乌尔禾组源岩。阐明了石南31井白垩系与南面石西油田石炭系和侏罗系的油气成因关系,建立了石南31井白垩系的油气运移成藏模式,指出石西与石南31井过渡区可捕获由南向北运移的油气,是近期主要的勘探目标。

准噶尔盆地石南地区J_1s_2~1砂组沉积相带展布及岩性圈闭识别

石南地区位于准噶尔盆地腹部,其J1s21砂组为湖侵体系域沉积,砂体发育,储盖层配置良好,是该区岩性圈闭发育的有利层位。以井、震资料为基础并综合多种沉积参数,研究了该区J1s21砂组的精细沉积相,并分析了岩性圈闭的主控因素,预测了岩性圈闭发育的有利区带,最后,以夏盐3井岩性圈闭作为实例,对其储盖组合、成藏条件进行了评价。

准噶尔盆地石南地区清水河组油气成藏条件

为扩大准噶尔盆地石南地区白垩系勘探成果,综合利用地震正演、反演、地震属性等方法,重新对该区清水河组进行地层划分与油气成藏条件分析。在利用沉积旋回和测井曲线形态特征共同确定标志层的基础上,通过井震结合,建立了全区统一的地层格架,刻画出清水河组一段沉积时期的古地貌。石南地区发育的沟谷地貌控制着沉积相带的展布,在下切的冲蚀凹槽内发育优质储集层。储集层预测和含油气检测证实,具备底板的优质储集层是油气成藏的首要条件,含油砂体则是钻探的有利目标。运用密度反演和地震属性融合方法确定多个有利目标发育区,揭示了该区具有良好的油气勘探前景。

史南地区浊积岩油藏描述

浊积岩油藏隐蔽性强 ,埋藏深 ,勘探开发难度大 ,前期描述工作是开发该类油藏的关键。通过区域地质综合分析、地震判识、精细油藏描述 ,在史南地区共发现沙三段中亚段大小浊积岩砂体 5 7个 ,落实探明储量 5 6 9× 10 4 t,动用地质储量 5 6 9× 10 4 t,建产能 16 .5× 10 4 t,并形成了一套浊积岩油藏描述技术及滚动勘探开发技术。

石南地区田头屯河组沉积相研究

根据20余口岩心和200多口开发井资料,从物源、高分辨率层序地层对比、岩石组构、粒度、沉积构造、砂体形态等方面研究的基础上,综合确认石南21井区头屯河组砂体为一曲流河-三角洲前缘沉积体系,水下分流河道微相是其优势相。该油藏的西北部区域具有一定的扩边能力,是下一步开发的重点。

准噶尔盆地石南地区J_1s^2~1砂组沉积相带展布及岩性圈闭识别

石南地区位于准噶尔盆地腹部,其J1s21砂组为湖侵体系域沉积,砂体发育,储盖配置良好,是该区岩性圈闭发育的有利层位。本文以井、震资料为基础并综合多种沉积参数分布进行研究区J1s21砂组的精细沉积相研究,并分析其岩性圈闭主控因素,同时进行有利区带预测。最后,优选夏盐3井岩性圈闭作为实例,对其储盖组合、成藏条件进行评价。

石南地区头屯河组油藏关系探讨

从地震、高分辨率层序地层对比、沉积相方面研究认为,石南21井区与石南4井区头屯河组地层的可对比性较高、岩相组合相似、沉积微相相近,两井区有连片的可能性;从油水两相渗流实验、地层原油密度的差异对石南地区进行了复算油水过渡带厚度及油水界面高程差,结果表明,石南21井区与石南4井区有可能为同一油藏。

准噶尔盆地石南地区头屯河组岩性圈闭识别

准噶尔盆地腹部石南地区油气藏的形成具有多源、多灶、多期成藏、源外次生的特点。该地区沉积体系复杂，经过多年来的研究，沉积体系的认识尚不统一。本论文着眼于研究区的所有井点，利用井震结合的方法进行研究区头屯河组二段的精细沉积相研究，并结合地震属性分析预测此层位岩性圈闭有利发育区带，分析其岩性圈闭主控因素。最后，优选石南8井北岩性圈闭作为实例，对其储盖组合、成藏条件进行评价。

准噶尔盆地石南地区中侏罗-下白垩统储层成岩作用研究

通过岩心观察、铸体薄片、X射线衍射和扫描电镜等方法,对准噶尔盆地石南地区中侏罗—下白垩统西山窑组(J_2x)、头屯河组(J_2t)和清水河组(K_1q)储层的成岩作用特征和成岩演化序列进行了研究,并总结了研究区成岩作用对储层孔渗的影响。结果表明:中侏罗—下白垩统储层以细砂岩、中细砂岩、中砂岩为主,成分成熟度较低,结构成熟度中等。储层孔渗相关性较好,喉道以中喉道为主,部分为细喉;整体上属于中孔中低渗储层。储集空间类型主要是原生孔隙,溶蚀形成的次生孔隙所占比重很小。通过对储层成岩作用特征和孔隙类型组合分析可知,石南地区中侏罗—下白垩统储层主要处于早成岩阶段A期—早成岩阶段B期,储集岩的成岩作用序列大致为:绿泥石薄膜和早期的方解石胶结→岩屑和长石的溶解→早期高岭石和硅质胶结→次生石英加大和晚期高岭石→晚期铁方解石和铁白云石;而压实作用则贯穿整个埋藏成岩过程。研究区储层主要经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用;其中导致研究区储层孔隙损失的最主要原因是压实作用,其次为胶结作用,而溶蚀作用对储层孔隙增生的贡献量有限。

石南地区侏罗系西山窑组碎屑岩储层主控因素分析

通过电镜扫描、铸体薄片和X射线等技术手段,结合录井和测井资料,研究了石南地区西山窑组碎屑岩储层的岩石学特征、孔隙类型、沉积环境和成岩作用等,并分析了储层物性的主控因素,指出了优质储层的分布区域,为后期油田勘探开发提供了理论指导。研究表明西山窑组储层发育于辫状河三角洲前缘,以三角洲前缘水下分流河道微相为主,岩性以灰色或灰绿色的细砂岩和中砂岩为主,孔隙类型以剩余粒间孔、原生粒间孔和粒间溶孔为主,属于中孔低渗储层;成岩作用中压实作用和胶结作用对储层物性起破坏作用,分别造成原生孔隙的损失约在30%~70%和5%~30%,溶蚀作用形成的次生孔隙占整个孔隙空间的30%左右,起建设性作用;储层物性主要受控于其沉积环境,成岩作用的对储层物性的控制作用较小,优质储层分布在辫状河三角洲前缘水下分流河道微相中。

东营凹陷复杂岩性区浊积岩含油性预测方法研究——以史南—郝家地区为例

东营凹陷古近纪沙三段沉积时期发育大量的浊积岩油气藏,但由于浊积岩沉积区岩性构成和波阻抗特征十分复杂,加之浊积岩发育范围广、埋藏深、厚度薄等特点,使得常规属性和叠后反演难以解决储层识别和量化预测问题。针对这些问题,选取史南—郝家地区作为研究区,应用井和地质资料,进行岩石物理分析,找出复杂岩性区内对含油浊积岩响应良好的弹性参数;以叠前同时反演为基础,利用叠前地质统计学反演清晰刻画含油浊积岩纵、横向变化特征;利用地质统计学协模拟方法预测孔隙度,圈定有利含油浊积岩储层范围。研究结果对东营凹陷含油浊积岩储层的勘探有借鉴和参考意义。

准噶尔盆地石西油田石南4井区侏罗系头屯河组储层特征及有利区展望

石西油田石南4井区侏罗系头屯河组为辫状河三角洲沉积背景,自下而上是湖平面先下降后快速上升的沉积序列,形成一套陆源碎屑岩。底部以中砂岩和泥岩为主,中部以粗、中砂岩相占绝对优势,顶部为厚层块状泥岩。基于岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等资料,首次对研究区储层的岩矿特征、孔隙结构以及物性特征进行详细研究。结果表明,头屯河组储集层岩矿类型以岩屑砂岩为主,其中胶结物以碳酸盐胶结为主,胶结类型以孔隙式胶结为主,杂基以泥质为主;黏土矿物以高岭石居多,高岭石、绿泥石含量与储层孔隙度有良好正相关性,储层具中偏强碱敏性和中等水敏性特征;储层孔隙类型有原生和次生孔隙2类,原生孔隙以常与石英、绿泥石矿物相伴生的粒间孔隙为主,次生孔隙以多同长石、高岭石矿物相共生的粒间溶孔为主,储集层属中孔低渗储层。基于储层特征及沉积微相主控因素,将头屯河组储层分为Ⅰ类优质、Ⅱ类储层,同时对研究区进行了储层有利区预测与潜力区识别,该潜力区可作为石南4井区后续滚动开发的重点区域。

准噶尔盆地石南地区提高分辨率方法研究

长期以来,准噶尔盆地石南地区地震资料分辨率较低,无法满足岩性油气藏勘探的要求。针对准噶尔盆地石南地区原始地震资料的特点,提出采集阶段提高对地震波场的空间采样密度,并通过高覆盖次数改善资料信噪比;处理阶段解决好静校正,应用F-XYO域预测去噪技术、动校正考虑各向异性问题,通过合理流程提高分辨率处理。通过采集处理一体化解决方案的实施,在提高地震资料分辨率方面取得了明显效果。