基于机器学习的勘探开发数据质控方法研究

数据是油气藏研究的基础。长庆油田大型一体化油气藏研究与决策支持系统(简称RDMS)整合新建了长庆油田动静态基础数据库和研究成果库,形成了海量数据资源池,数据源头众多,且存在同一类型数据不一致情况。针对这些问题,应用Python爬虫、神经网络等大数据及机器学习方法,开发PDF文档自动解析与数据提取、图像中数据识别等程序,并应用到录井完井报告、测井蓝图质量查验以及标密资料脱密处理等方面,使数据质量问题的发现变被动为主动,提高了数据准确性,并杜绝了泄密隐患。

非纵地震及其在低渗透油藏开发中的应用

非纵地震是针对地表条件复杂、地下地层水平及低勘探成本地区的一种地震勘探方法,它借鉴三维地震勘探宽方位观测、多方向采集的优点,接收点线平行偏离激发点线,较好地避开了井口及地表层间产生的强次生干扰。从非纵地震时距曲线方程的推导出发,介绍了非纵地震的勘探原理,通过与二维及三维地震勘探方法比较,说明了非纵地震的特点,并详细阐述了非纵地震的适用条件及其能解决的地质问题,非纵地震可以提高复杂地表地区地震资料的品质,可以解决构造、古地貌刻画、储层预测及含油气性检测等问题。最后通过非纵地震在鄂尔多斯盆地的应用,证明了该技术在低渗透油藏开发中的应用效果较好。

鄂尔多斯盆地横山大型气田成藏条件及勘探开发关键技术

2022年在鄂尔多斯盆地发现了第一个太原组灰岩大型气田——横山气田,累计提交天然气探明储量和预测储量超过2000×108m3,实现了华北地台太原组致密灰岩天然气勘探突破。基于横山气田的勘探开发实践,综合分析了太原组灰岩气藏的烃源岩条件、有利储集相带、输导体系及成藏模式,并系统总结了勘探开发关键技术。鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系海陆交互相煤系烃源岩广覆式供烃为太原组灰岩气藏奠定了坚实的物质基础;生屑滩和生物丘有利储集相带大面积分布,溶蚀孔、纳米—亚微米级晶间微孔和裂缝构成立体网络储集空间,是形成太原组致密灰岩大气田的关键成藏地质条件。横山气田二叠系太原组灰岩发育"丘滩控储、断裂体系输导、煤岩供烃"的源内成藏模式,具"三明治"结构。为实现太原组灰岩气藏的高效勘探开发,探索形成了高分辨率地震资料处理解释技术、致密灰岩气层测井判识技术和水平井缝网体积压裂技术等关键配套技术。研究认识丰富了鄂尔多斯盆地灰岩气藏的地质认识和勘探思路,对地质条件相似的地区开展天然气勘探具有重要借鉴意义。

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义

目的研究鄂尔多斯盆地延长组长6—长8发育大型特低渗、超低渗岩性油藏的成藏流体动力特征,揭示低渗透油藏的成藏规律。方法通过测井声波时差曲线,分析最大埋深阶段的泥岩欠压实作用及过剩压力分布特征,结合岩性和物性特征划分成藏动力系统。结果延长组长6—长8油层组为超压成藏流体动力系统,通过成藏流体动力分布特征分析,可以进一步划分为西南成藏流体子系统和东北成藏流体子系统。西南子系统由于构造上倾方向储层变得更加致密,油气以纵向运移为主,东北子系统内油气既可以纵向运移,又可以沿着层状输导体横向运移。结论西南子系统内,过剩压力差低值区或高压差区内相对低值区为油气成藏的有利地区;东北子系统内,平面上过剩压力低值区为油气运聚的有利地区。

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发过程中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的生产变化。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长_8储层成岩作用与有利成岩相研究

利用铸体薄片、扫描电镜等测试技术和储层综合评价方法对姬塬地区长8砂岩成岩作用及有利成岩相带进行了系统分析,结果表明,长8砂岩处于晚成岩阶段A期,压实作用造成砂岩中原生孔隙丧失;受酸性成岩环境影响,长石类不稳定矿物发生溶蚀,产生的溶蚀孔隙有效地改善了孔隙的连通性和渗透性,成岩早期形成的绿泥石粘土膜保留了大量原生粒间孔,保持了较好的储层物性。结合成岩作用和沉积特征,研究区可划分出4种主要成岩相带。长石溶蚀成岩相和绿泥石膜—粒间孔成岩相是最为有利的成岩相带,分布在刘卯塬—堡子湾一带的三角洲前缘水下分流河道砂体发育区,以及小涧子一带三角洲分流河道交汇处的砂体发育区。

靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

在分析气井产水特征的基础上,研究靖边气田南部马五1+2气藏地层水分布主控因素,提出非边底型地层水分布预测方法,划分气水分布类型.结果表明:地层水主要为气水同层,纵向上主要位于马五31,平面上主要分布于区块中—东北部;气田分布受成藏背景、地质结构、小幅度构造及储层含气性等因素控制,成藏构造背景是相对富水的基本条件,不整合面地质结构控制气水聚集形式,中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道,小幅度构造对气水分布进行局部微调整,储层含气性差异体现地层水充注程度.根据产水井点分布、地质结构位置、小幅度构造部位、含气饱和度等指标,将研究区划分为3种类型:相对富水区,主要位于古地貌缓坡区、小幅度构造低部位且含气饱和度低于50%的区域;产水低风险区,位于西部剥蚀区和东侧洼地区、含气饱和度高于50%区域;产水高风险区,介于两者之间.该研究对靖边气田南部勘探开发及生产措施制定具有指导意义.

鄂尔多斯盆地延安组低对比度油藏饱和度分布模式与测井评价

鄂尔多斯盆地中生界延安组发育大量低对比度油层,油、水层电阻率对比度低,地层水性质变化大,给测井评价解释带来巨大挑战。对延安组低对比度油藏的成因进行了分析;选取平均毛细管压力曲线J函数法建立了油藏含油饱和度的定量评价公式;通过密闭取心井资料对饱和度公式进行刻度,得到了鄂尔多斯盆地延安组油藏含油饱和度计算公式的未知参数,并对延安组饱和度分布模式进行了分析研究。总结了综合测井、油藏、录井等多学科的低幅度构造油藏精细解释方法,提高了延安组测井解释符合率。

提高分辨率处理技术在苏里格气田西区的应用

苏里格气田是鄂尔多斯盆地天然气储量富集区,苏里格气田西区储层砂体厚度变化大,砂体普遍较薄。为了有效识别薄砂层,要求加强对地震资料进行提高分辨率的处理。通过对实际资料进行反褶积和Q补偿方法试验,认为在苏里格气田西区应用地表一致性反褶积和Q补偿串联的方法能有效提高地震资料的分辨率,为后续薄砂层的储层预测提供了高品质的地震成果;同时通过参数优选总结出了苏里格气田西区品质因子Q的范围。该研究成果为同类地区开展高分辨率方法研究提供了借鉴。

油田分析试验数据库及管理信息系统的设计与实现

针对油田以往分析试验数据状况及功能需求,给出了油田分析试验数据库及管理信息系统的概念模型、功能结构及体系结构,介绍了实现技术、结果及系统特色,总结了开发经验。

基于Web的油田分析试验管理信息系统设计与实现

针对以往油田分析试验数字化、共享程度低等问题,给出了基于Web的油田分析试验数据管理信息系统业务流程、功能结构及体系结构,介绍了实现技术、结果及系统特色。该系统的设计与实现有利于提高管理水平。

煤层气压裂工艺技术研究

煤层的自然因素:孔隙、割理裂隙网络系统、煤粉含量、最小主应力方向、天然裂缝发育状况和走向会对压裂施工效果产生一定的影响,同时,钻井产生的井斜、射孔方位等人为因素也会对压裂施工产生一定的影响;本文首先分析了煤层气井压裂施工中弯曲裂缝、多裂缝、煤粉运移产生的原因及造成的后果,然后,针对不同的问题井原因提出了相应的施工建议。

鄂尔多斯盆地海相页岩油勘探发现及意义

2022年6月,中国石油长庆油田公司在针对鄂尔多斯盆地西缘南段中奥陶统乌拉力克组海相页岩实施的YT3井中获得试油产量为5.3 t/d的工业油流,这意味着在华北地区发现了古生界原生硅质页岩油藏,页岩油新层系的勘探取得了重大突破。基于YT3井的钻探成果,结合乌拉力克组的沉积-构造背景,系统分析鄂尔多斯盆地西缘南段的油气成藏地质条件、预测评价勘探有利区可为下一步扩大页岩油勘探规模和评价资源潜力提供指导。鄂尔多斯盆地西缘南段在乌拉力克组沉积期发育广海陆棚相,沉积了厚层原生硅质页岩,该套硅质页岩具有机质丰度较低、干酪根类型以腐泥型为主、镜质体反射率(Ro)在0.62%~1.48%、生油潜力较大的特征。油源对比证实,YT3井乌拉力克组的原油与鄂尔多斯盆地的中生界油藏、古生界煤层及泥岩在各项地球化学指标上明显不一致,指示其石油为来自本层的油型原油。乌拉力克组硅质页岩储层中溶蚀孔和微裂缝发育、脆性指数较高,与邻近的致密围岩可构成岩性圈闭,有利于形成源内自生自储型油藏。YT3井的勘探突破证实,鄂尔多斯盆地西缘南段发育乌拉力克组较低成熟海相原生硅质页岩,具备形成源内规模富集油藏的地质基础。YT3井的勘探突破坚定了复杂构造区油气勘探的信心,开启了长庆油田古生界找油的新征程,对华北地区古生界页岩油勘探具有重要启示意义。

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组古盐度特征及其地质意义

利用黏土矿物X衍射分析和微量元素分析结果,采用Couch公式和Adams公式对鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组沉积期湖盆古盐度进行恢复,确定由于受到成岩作用影响,由Couch公式计算出的古盐度值比实际值低,而由Adams公式计算结果反映的水体古盐度性质更可靠。研究表明:①鄂尔多斯盆地长9油层组沉积期湖盆水体具微咸水—半咸水性质,盐度从北东、北西及西南3个方向往湖盆中央呈逐渐升高,晚期的盐度低于早期盐度,反映湖平面上升的湖进过程。盐度高值区为相对闭塞的湖湾和湖盆中心的半深湖区。平面上,古盐度向河流入注湖盆的河口方向降低。由古盐度变化为古地理恢复提供了依据;②湖泊水体盐度与储层关系密切,较高盐度的水体有利于早成岩阶段绿泥石环边胶结和浊沸石的形成,前者有利于原生粒间孔隙的保存,后者更容易被溶蚀而形成丰富的次生溶孔。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8地层水化学特征及其地质意义

目的研究鄂尔多斯盆地姬塬地区长8地层水化学性质、油气运移及保存条件,揭示长8地层水与油藏圈闭演化特征的关系。方法利用长8地层水化学分析方法,分析地层水矿化度、离子组合系数的平面分布规律,结合区域构造演化特征对地层水化学性质、油藏保存条件进行综合研究。结果长8地层水水型为CaCl2型,靠近伊陕斜坡、浅水三角洲砂体发育区矿化度高,钠氯系数、脱硫系数低,为较强的还原环境;天环拗陷轴部断层发育区具有矿化度低,钠氯系数、脱硫系数高的特点。结论研究区长8地层水分布特征受燕山期构造运动的影响较强,不同区域地层水的化学性质明显不同,高矿化度区钠氯系数、脱硫系数低,反映较强的还原环境;封闭性好,油藏保存较好。

IBC套后成像测井在水平井中的应用

斯伦贝谢公司套后成像技术Isolation Scanner(IBC)采用常规超声波脉冲回波和挠曲波波场的独立测量成像技术,可以进行水泥胶结质量评价和套管腐蚀或磨损评价。3in探测深度和全方位测量覆盖整个套管圆周使其适用条件更为广泛;其配套软件可对解释结果作统计分析,绘制三维成像图,直观反映水泥固井质量和套损情况。IBC套后成像仪成果中的固-液-气(SLG)相图能显示套管外物质最可能状态,较常规固井质量检测仪器和套损检查仪器有一定优势。通过IBC套后成像测井仪原理、技术指标及其在水平井各井段中应用效果的简单介绍,指出了IBC套后成像测井仪的优点和局限性。

GCIS地球化学工具软件的设计及其在地学中的应用

GCIS地球化学工具软件是在管理信息系统(MIS)的设计思路的基础上,采用数据库原理和图形图像处理等计算机技术,选择Microsoft Visual Basic.Net作为编程语言,利用Microsoft Office Access作为后台数据库完成地球化学数据的存储,设计出的一套独立的地球化学数据管理及大地构造环境判别图解投图的地球化学工具软件。GCIS软件由多个不同的功能模块组成,可以有效地管理地球化学数据信息,并实现稀土元素配分图解、微量元素蛛网图、构造环境判别图解的生成与存储。在GCIS软件研发的同时,笔者将GCIS地球化学工具软件应用于滇东南师宗-弥勒断裂带西段建水地区地球化学特征及其成因研究。通过滇东南构造带地球化学特征研究的应用,进一步验证了GCIS软件的实用性。GCIS软件界面友好、操作简便,是地学研究非常实用的工具软件。

基于无线座机的数字家庭解决方案

本文提出了一种通过对传统的无线座机添加Zigbee、433MHz无线通信模块、增值业务软件模块使之成为数字家庭网络的核心网关,并基于此提出了构建数字家庭的一套解决方案。本方案切入门槛低,便于以较低的研发投入进入数字家庭领域。本方案的差异化特点明显,具有很强的增值业务可扩展性。

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策:①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m^3/d;焖井时间为10~13d(1 000 m^3注水量);开井后水平井百米日产液量为1.5 m^3/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610t,取得了较好的实施效果。

元数据驱动的分析检测报告系统的实现

针对以往油田分析检测报告计算繁琐、工作量大和数字化程度低等问题,应用元数据驱动技术开发通用报告处理元数据模型,设计并实现了分析检测报告系统。系统生成的检测报告样式复杂,格式统一,内容规范,能满足各类复杂检测报告模板自定义、自动生成、审核及发放的用户需求。基于该模型的分析检测报告系统现能够节约开发成本、降低耦合度。