水平井感应测井响应仪器偏心影响研究

水平井技术已经成为油气勘探开发的有效手段,但也给测井等工程技术带来了新的难题。地层电阻率是影响油气评价的重要参数,感应测井是确定水平井中地层电阻率的比较常用的方法。文章基于三维数值模式匹配法,通过数值分析,研究了水平井仪器偏心时地层厚度、围岩对双感应测井响应的影响,并对仪器偏心时双感应层厚和围岩校正提出了简洁的校正思路。这些可为水平井解释工作中消除感应测井的仪器偏心影响提供一定的理论参考。

利用测井资料精细评价特低渗透储层有利沉积微相带——以AS油田沿河湾地区长6特低渗透储层评价为例

针对陕北斜坡中部AS油田沿河湾地区特低渗透储层识别主体骨架砂体微相带及筛选含油有利区工作．提出利用多种测井资料精细评价单渗砂层优势微相带，使其曲线形态、特征和数据大小能够集中反映相对高渗的单渗砂层优势微相带最大沉积能量及厚度变化，确认三角洲前缘有利沉积微相带骨架砂体的发育、规模及分布范围。通过该区长6特低渗透储层段自然电位、自然伽马、密度、中子、声波测井曲线和岩性、孔隙度及其能量厚度统计。建立起单渗砂层优势微相能量厚度下限标准，有效地提取单渗砂层优势微相带沉积能量信息．控制划分出三角洲前缘水下分流河道及其河道叠置型河口坝有利沉积微相带及其骨架砂体分布．预测和筛选出不同类型相对高渗高产含油有利区。克服了单一测井参数不能准确表征特低渗透储层中单渗砂层能量厚度的失误，特别是有效地避免了层段中几个成因相近薄砂层或砂泥互层中砂层累加厚度划分优势微相带骨架砂体及其含油有利区．为该区特低渗透油田增储上产提供有利目标和重点层位及井区。

多层次模糊评价模型在低煤阶煤层气区块优选中的应用——以澳大利亚东部A区块为例

相比于中高阶煤层气,低煤阶煤层气具有煤岩煤化作用低、含气量低、灰分含量高以及储层物性好等特点,针对于低煤阶煤层气区块的优选研究对于降低开发成本、促进产业发展等具有重要意义。以澳大利亚东部地区的低煤阶煤层气区块为研究对象,应用多层次模糊数学思路,结合区块低煤阶煤层气特征,优选累计厚度、含气量、灰分含量、可采储量、孔隙度、渗透率、含气饱和度、临界解吸比和原始地层压力作为评价指标,建立低煤阶煤层气的开发效果多层次模糊评价模型。在此基础上,结合评价指标权重系数与研究区三维地质模型构建低煤阶煤层气开发效果评价参数。以稳定期日均产气量3万m^3、0.6万m^3作为衡量标准,确定研究区的开发效果评价参数门限值为0.507和0.317,进行研究区开发有利区划分,实现基于多层次模糊评价模型的低煤阶煤层气区块开发有利区优选中的应用。在实际应用中,高中低产区内的已开发井的单井产气量与优选结果高度吻合,表明多层次模糊评价对于低煤阶煤层气有利区块优选具有很好指导意义。

岩石物理相分类与油层有效厚度研究——以HQ地区长6特低渗透储层评价为例

针对长庆油田HQ地区长6储层受多期沉积、成岩作用及构造等因素影响,油层处于低孔、特低渗、复杂岩性、复杂孔隙结构储层中,储层储集性能和渗流结构差异大,测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类确定特低渗透油层有效厚度。通过油区各类测井、岩心和试油资料,研究评价岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类评价。特别是开展了储层含油性、物性和电性关系分析,基于岩石物理相分类建立起特低渗透油层有效厚度下限标准,阐明了分类确定的参数下限变化表达出不同类别岩石物理相油层有效厚度下限差异及特征,避免了测井评价中有效储能和产能丢失。并以实例分析提取特低渗储层岩石物理相分类测井表征参数,实现了将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题解决,提高了测井精细评价解释油层有效厚度的精度和效果。

岩心图像层理分析及参数计算

在岩心扫描图像的分析中,提取图像的层理特征,对于识别岩石的层理类型,完成对获取的岩心图像进行自动识别等十分重要,并对之后的图像层理特性分析起到关键的作用。本文介绍了岩心扫描图像与计算机系统相结合,研究图像层理分析的方法和计算,并结合实例进行分析。

基于斯通利波的碳酸盐岩渗透率评价

在裂缝和溶蚀孔洞发育的碳酸盐岩储层中,找出正确评价碳酸盐岩储层渗透率的方法尤为重要。运用LEAD软件提取多极阵列声波测井(XMAC)资料低频斯通利波、纵波和横波,结合常规测井井径、密度资料,在经波场分离、合成斯通利波波形、计算斯通利波的到时延迟和主频移动后得到地层的渗透率,并把它与常规计算渗透率进行对比,渗透率精度有明显提高。该技术在大港油田沙三5段碳酸盐岩中的成功应用证明了其有效性,为油田增储上产提供技术支持。

用斯通利波评价碳酸盐岩渗透率

在裂缝和溶蚀孔洞发育的碳酸盐岩储层中,找出正确评价碳酸盐岩储层渗透率的方法尤为重要。运用LEAD软件提取多极阵列声波测井(XMAC)资料低频斯通利波、纵波和横波,结合常规测井井径、密度资料,在经波场分离、合成斯通利波波形、计算斯通利波的到时延迟和主频移动后得到地层的渗透率,并把它与常规计算渗透率进行对比,渗透率精度有明显提高。该技术在大港油田沙三5段碳酸盐岩中的成功应用证明了其有效性,为油田增储上产提供技术支持。

三孔隙模型在评价M油田碳酸盐岩储层的应用

M油田碳酸盐缝洞型储层具有极强的非均质性。储层空间类型及结构十分复杂,储层岩性的变化导致岩石骨架参数难以确定,给定量计算储层基质和裂缝孔隙度带来很大困难。文章介绍了一种考虑了由骨架岩石体积、基质孔隙体积、连通缝洞体积、不连通缝洞体积组成的测井解释模型可以模拟基质和连通缝洞的并联导电网络以及非连通洞和基质的串联导电网络的三孔隙模型。实际应用取得了良好的效果,表明采用三孔隙度模型评价M油田奥陶系碳酸盐岩储层的优越性。

利用单井控制储量研究非均质油藏剩余油分布特征

针对G油田XX井区非均质油藏参数变化难于适应剩余油分布富集描述的问题,利用单井控制计算储量,将油层有效厚度、物性和原油性质接近的油砂层控制在一个单井计算单元内,考虑非均质油砂层参数平面和纵向上的差异及其油气采出量,计算出了各油砂层单井控制地质储量、技术可采储量和剩余可采储量。利用单井控制可采储量,分析单井剩余可采储量和剩余油分布图表,阐明了剩余油平面和剖面分布富集井区、层位及其相应位置和形态,提供了目的层段剩余油挖潜规模、范围及其具体井位和富集量,为剩余油挖潜和高效开发指明了方向。

考虑孔径分布的页岩吸附气含量计算模型

页岩吸附气含量是评价页岩气资源潜力和开发价值的重要指标。鉴于页岩气储层孔隙大小分布的非均质性较强并且微孔、中孔较为发育,在计算页岩吸附气含量时通常都会考虑不同的孔隙空间尺寸对气体吸附能力的影响,从而使得计算结果表现出较大的差异性,甚至产生较大的偏差。为了解决上述问题,利用石墨烯构建了有机质的层间结构,基于分子动力学分别模拟计算了5组温度、9组压力、7组不同孔径大小条件下的吸附相密度;根据模拟结果,建立了按孔径大小分类的3种孔隙尺寸的吸附相密度计算公式,并对等温吸附模型进行了吸附相密度修正;对比修正前、后模型的计算结果表明,随着压力的增大,修正后的模型与常规等温吸附模型相比,计算得到的吸附量差值超过2倍;实际资料处理结果表明,修正模型考虑了孔径大小对吸附相密度的影响,其与实际测试数据的吻合度更高。结论认为,对于页岩吸附气量的计算而言,如果不考虑页岩中孔径大小的变化对吸附相密度的影响而直接采用等温吸附模型计算页岩吸附气含量,将有可能使得页岩气储层吸附能力评估的结果产生严重的偏差;而修正模型的计算结果则与实验测试结果更加吻合,减少了计算结果的偏差、提高了计算精度。

神经网络预测油气储层产能的方法研究

储层产能预测是油藏工程研究中一项非常重要的工作和任务,它是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。文章以平面径向流产量公式为理论依据,以塔里木油田解放渠东区块实际生产资料为基础,研究了产能与影响产能的诸多主控因素之间的关系,以神经网络理论为基础,建立了以神经网络法进行储层产能预测的基本模型,通过对塔里木油田数口井的实际预测,表明这种方法实用、有效和可靠。

阿拉尔断裂研究综述

根据前人对阿拉尔断裂的研究调研发现目前对阿拉尔断裂的几何学方面研究主要集中在走向、倾向、倾角和断距等方面,在断面的构造结构特征上研究欠缺,如断面的顶端构造特征,断面与两侧的岩层关系等。由于对阿拉尔断裂的研究方法和角度不同以及资料上的差异,得出的阿拉尔断裂演化的结论也有所差异,建议加强对断裂断面结构及影响断裂发育的动力因素方面的研究。