电成像测井资料在青西油田下沟组伪储集层识别中的应用

青西油田下沟组为玉门油田的勘探开发目的层.储集层地层岩性组合多样,常规测井资料对一些测井特征与有效储集层相似的地层不能正确识别,常常被错误地解释为储集层.通过电成像测井资料的应用,并结合其它测井资料,对伪储集层的测井特征进行了综合分析,能很好地识别砂泥岩（泥云岩）薄互层、K1g3段的特殊泥岩、在测井曲线上似于水层特征的低电阻率泥质砂砾层、黄铁矿沿层理发育的似裂缝发育层等四种主要伪储集层,对下沟组的测井解释有一定的指导作用.     

基于Fisher判别分析的弹性属性参数致密碎屑岩岩性识别

致密碎屑岩岩性识别是储层预测中的难题之一,直接利用测井曲线或弹性参数很难识别。利用测井获得的纵横波资料,计算出了各种弹性参数,再利用Fisher判别方法,将砂岩、泥岩、粉砂岩3类岩性的样本投影到最佳的方向,实现各类样本之间最大程度的分离。试验结果表明,利用Fisher判别方法可以有效地识别砂岩和粉砂岩,判别率较高,为致密碎屑岩难动用储量的评价奠定了基础。     

江陵凹陷新沟嘴组泥质白云岩沉积特征

潜江凹陷新沟地区泥质白云岩油藏具有良好的勘探开发前景,而江陵凹陷新沟地区具有相似的地质条件,利用研究区测井井筒测试资料,结合盐湖碳酸盐岩沉积体系技术分析,认为江陵凹陷泥质白云岩的岩矿成分复杂,是碎屑岩和蒸发岩的过渡化学沉积产物。泥质白云岩广泛分布在中南部地区,纵向上的发育层段主要位于Ⅱ油组的中下部(Ⅱ4~6),有利区分布于洼陷周缘的斜坡部位。对比潜江新沟、陈沱口等泥质白云岩油藏,认为江陵凹陷南部泥质白云岩的含油气性较好,具有一定的勘探潜力。     

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩烃源岩特征

江汉盆地新沟嘴组为三角洲—盐湖沉积环境,其下段发育了一套泥岩、砂岩和碳酸盐岩互层的岩性组合体。其有机质丰度好,有机质类型不同地区存在差异分布,有机质成熟度以未熟-成熟为主,新沟嘴组下段Ⅱ油组的主力烃源岩,表现为自然伽马(GR)值中等;岩性主要为泥质白云岩或白云质泥岩;纵向上,主力烃源岩主要发育于Ⅱ3,Ⅱ1次之,Ⅱ2最少,平面上,主要发育于潜江、江陵、陈沱口和沔阳凹陷等四个生烃中心,其中以陈沱口地区烃源条件最优越,其次为潜南和沔阳地区,江陵凹陷最差,本文所述泥质白云岩烃源岩特征,为泥质白云岩油藏的勘探开发提供依据。     

富含放射性矿物剖面的岩性解释及泥质校正

吐哈盆地富含放射性矿物砂岩储层接近或高于邻近泥岩的自然伽马测井值，储层泥质含量求取、岩性判别等的岩性解释无法用常规石英砂岩的测井解释方法进行。因此提出了中子与密度交会法进行砂泥岩剖面岩性分析、中子与有效孔隙度差值法进行泥质含量求取等方法。另外还提出了不同砂泥岩电性特征情况下的砂岩储层中泥质对电性的影响机理及其校正技巧。这些方法在吐哈盆地放射性砂泥岩剖面的测井与地质评价中见到了良好效果，对其它地区此类地层的评价具有一定的借鉴作用。     

塔巴庙区块风化壳岩性及流体类型的测井识别

由于风化壳原岩经过长期风化、淋滤等作用,其储层的岩性和孔隙类型变得复杂多样,用常规测井方法进行储层岩性识别和流体类型判别存在很大难度。为此,通过对风化壳储层测井解释方法的研究,利用Pe(U)曲线分析法、多岩性三孔隙度曲线交会法等测井方法来识别风化壳储层的岩性,并在准确计算地层泥质含量基础上,通过泥质校正将泥质双矿物岩石模型变换成纯双矿物岩石模型,再进行交会求解孔隙度与矿物成分,较好地解决了只有通过钻井取心和薄片分析才能解决的储层岩性识别问题;在分析影响流体类型判别因素的基础上,通过电阻率数值判别法、深浅侧向电阻率的差值法、孔隙度—含水饱和度交会判别法等测井评价,研究解决了鄂尔多斯盆地塔巴庙风化壳储层流体类型的判别问题。利用该测井评价方法对鄂8井进行了流体类型判别,得出的结论与测试结果相吻合,印证了该方法在塔巴庙区块应用的有效性。     

川东北大安寨段致密储层测井识别岩性技术研究

川东北地区侏罗系自流井组大安寨段地层岩性复杂,包括泥岩(页岩)、灰岩(含泥灰岩、泥质灰岩)和砂岩(粉砂岩、细砂岩)。针对研究区几种主要岩性,利用取心分析和岩屑录井资料综合标定,自然伽马、深侧向电阻率、三孔隙度、伽马能谱等测井项目的数据经过交会分析,优选出对岩性敏感的自然伽马、钍、钾测井曲线,经过适当刻度利用改进的重叠法进行岩性识别。识别结果与岩心分析和录井描述符合较好,岩性识别符合率达到84.7%,对该研究区储层测井评价及有类似地质特征地层的岩性识别有一定的指导意义。     

基于多元统计方法的油气成藏关键因素筛选与分析——以江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏为例

岩性油藏是江汉盆地江陵凹陷未来油气勘探的重要领域，但其成藏控制因素尚未进行系统研究。基于多元统计方法开展了岩性油藏成藏控制因素筛选分析，提出储层条件是江陵凹陷古近系新沟嘴组岩性油藏成藏的关键因素。江陵凹陷新沟嘴组沉积期处于咸化湖盆沉积环境，硬石膏胶结物含量对新沟嘴组岩性油藏砂岩储层致密化起到主要控制作用。其中，硬石膏胶结物含量达7.5%是储层物性的临界值，当含量小于7.5%时物性好，当含量大于7.5%时储层物性变差明显，测井解释偏干。可利用古水深与硬石膏含量的关系，划分有利储层的分布。      

自然伽马反演模型重构方法研究

油气储层往往分布于多个不同沉积时期的地层中。由于不同沉积时期的砂泥岩地层在埋藏深度、岩性及矿物含量等方面均不相同,导致相同或相近岩性的测井响应值存在差异。在有些地区因受沉积作用等因素的影响,相同岩性的自然伽马测井值随埋藏深度的增加呈增大或减小的趋势,若利用其计算储层的泥质含量或进行储层参数反演,均无法采用统一的标准（公式）来进行评价。为此,在分析自然伽马测井曲线在不同沉积时期的测井响应差异及其随地层埋藏深度和地层岩性变化特征的基础上,利用测井资料综合解释中泥质含量计算方法的逆运算,对自然伽马测井曲线进行了重构处理。结果表明,重构后的自然伽马曲线可不受不同地层沉积时期等因素的影响,对多个不同地质时期的目的层可以采用统一的标准来进行岩性解释。该重构方法可适用于不同类型砂泥岩地层的储层反演及泥质含量计算。     

潜江凹陷新沟嘴组岩性油藏勘探实践

江汉盆地新沟嘴组的油气勘探已到岩性油藏勘探阶段。新沟嘴组油藏特点决定了岩性圈闭识别难度很大。近几年勘探实践,通过加强结构及构造演化分析,精确刻画古地貌及沉积充填模式,刻画古地貌控制下的新下段各砂组沉积微相及砂体展布范围,结合多方法的地震储层预测技术,总结出一套提高岩性圈闭识别精度和勘探成功率的较有效办法。     

元素录井在大牛地气田奥陶系水平井中的应用

针对大牛地气田奥陶系水平井岩性复杂、岩屑细碎识别困难、随钻伽马测井不能区分灰岩和白云岩等问题,采用元素录井技术,通过主量元素与不同岩性的岩石矿物成分之间的相关关系计算岩屑中的灰岩含量、白云岩含量、泥质含量和砂质含量,实现了对岩性的精确识别。元素录井方法在奥陶系水平井的应用效果明显,通过元素含量及各矿物成分含量变化特征能够及时准确地卡准地层层位,进行轨迹调整使其在设计的A靶点准确着陆;在水平段,能够及时判别岩性是储集层岩性还是围岩地层岩性或泥岩夹层,从而指导地质导向进行正确的轨迹调整,有效提高了储集层钻遇率。     

江汉盆地新沟嘴组页岩油储层物性发育主控因素

综合运用X-衍射、压汞及扫描电镜等资料,对江汉盆地丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷新沟嘴组页岩油储层储集空间类型及物性控制因素进行了探讨。研究结果表明：区内页岩油储层储集空间类型以无机孔隙（包括晶间孔、粒间孔、溶蚀孔）为主,也存在少量有机孔隙及微裂缝;区内泥质白云岩和白云岩孔渗条件最好;丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷页岩油储层均存在次生孔隙发育带,很好地改善了储层物性;矿物组分对丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷页岩油储层物性的影响存在差别,前者孔隙度与矿物组分无相关性,后者孔隙度与粘土矿物及碎屑矿物含量呈负相关性,而与白云石含量呈正相关性;区内渗透率均与碎屑矿物、粘土含量呈负相关性,与白云石含量呈正相关性。     

利用逐步法和Fisher判别法识别储层岩性

岩性复杂地区是指该地区由多种岩性组成例如含钙粉砂岩、砂砾岩、粉细砂岩及泥岩等,这类地区的岩性复杂状况加大了测井解释的难度。针对苏德尔特油田布达特群岩性复杂特征,在统计11口井测井资料、岩心和薄片分析资料的基础上,以响应特征相似,测井响应上可以识别为原则,通过制作岩性逐步识别图版和Fisher判别方法,对该区主要储层岩性进行了分类,进而对岩性复杂地区的岩性识别进行研究分析。以实例解释与岩心资料为依据,采用逐步判别和Fisher判别方法进行岩性识别研究,结果表明,有60个井段和岩心符合,符合率达到83.3%。     

一种复杂砂岩储层泥质含量评价方法

常用的岩性识别测井曲线如自然伽马、孔隙度测井等在复杂砂岩地层中对岩性识别能力差,使得这类地层中砂、泥岩识别和泥质含量评价变得很困难.根据核磁测井可以确定黏土孔隙度的原理,提出了用核磁测井资料计算复杂砂岩储层中泥质含量及岩性识别的观点,分析了其可行性,给出了具体方法,通过与其他岩性识别方法进行对比,证明了该方法的实用性和有效性.     

文昌13—1油田低阻油层测井岩性识别方法研究

文昌131油田低阻层段由于测井曲线幅度起伏较小,垂向上岩性变化频繁,导致测井岩性识别难度大。针对油田实际地质特征,充分考虑油田低阻层段与高阻层段之间的差异,筛选了自然伽马、中子孔隙度、声波时差、深感应电阻率4条测井曲线,并对这4条测井曲线逐一进行了标准化处理。同时,采用测井曲线交会图版法,统计了不同岩性之间的测井曲线特征,在此基础上,分别制定了低阻层段与高阻层段岩性识别标准,并编制了识别程序,共识别出砂岩、砂质泥岩、泥质砂岩、泥岩和钙质砂岩5种岩性。从识别结果来看,该方法适合文昌13—1油田,识别结果与取心岩性符合率较高,识别结果可用,且大大减轻了人工识别工作量。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩地层确定岩性的测井方法

大牛地气田风化壳地层以海相沉积碳酸盐岩为主,岩性类型复杂,有白云岩、灰岩、泥云岩、泥灰岩、云质灰岩、灰质云岩等多种类型,地层岩性识别难度较大,在工作中利用孔隙度测井曲线,使用求标准岩性骨架值、求Pe (U)值、各种岩性交会图技术等测井方法来确定大牛地气田碳酸岩地层的岩性,能够真实地反映地下地层岩性特征。同时利用测井资料识别地层岩性能够为地质研究提供具有较高精度的岩性资料。     

建新地区新沟嘴组地震储层预测

建新地区位于潜江凹陷南部,面积205km~2,工区紧邻总口与潘场生烃向斜。新下段沉积时期,该区砂岩为汉水物源的一支,向东南方向延伸。目的层储层岩性为砂泥岩组合,通过岩石物理分析发现渗砂阻抗小于围岩可有效区分储层,同时通过储层地震响应特征研究发现储层的敏感性参数为振幅和波形属性,利用振幅、波形信息有效勾画出储层分布范围,并结合波阻抗信息及地区构造优选勘探有利区。     

南堡5号构造火成岩地质特征及识别技术

南堡5号构造火成岩发育区是油气勘探的重点区域,但火成岩识别面临岩性复杂、蚀变严重、井眼垮塌、储层横向变化快等难题。利用岩心、薄片资料确定了南堡5号构造火成岩的类型及特征,利用常规测井分析、FMI图像资料、ECS地层元素俘获测井方法分3步进行岩性测井解释：通过自然伽马与ECS元素曲线交会识别法识别砂岩、泥岩、玄武质火成岩、流纹质火成岩;通过铁钛交会图识别法识别出玄武质凝灰岩和流纹质凝灰岩;利用成像测井识别技术识别玄武岩、玄武质角砾岩、流纹岩、流纹质角砾岩。最后,利用BP神经网络地震多属性分析技术对火成岩与砂岩储层空间展布特征进行了预测,预测火山熔岩的符合率为100%,预测火山碎屑岩的符合率为73.3%,预测砂岩储层的符合率为80.9%。研究结果对南堡5号构造火成岩油气勘探开发具有一定的借鉴意义。     

基于图论聚类和最小临近算法的岩性识别方法——以四川盆地西部雷口坡组碳酸盐岩储层为例

碳酸盐岩具有非均质性强、岩性变化快和岩石类型复杂的特征,岩性精细识别难度大,严重制约了储层参数的计算及后续油气开发。以四川盆地西部雷口坡组碳酸盐岩储层为例,结合岩心和薄片等分析测试资料将储层发育的岩性分为8类：藻粘结白云岩、粉晶白云岩、泥晶白云岩、灰质白云岩、白云质灰岩、灰岩、膏质白云岩和石膏,明确了不同岩性的测井响应特征。采用机器学习的思想,将已知岩性定名样本作为训练数据,利用图论聚类分析方法建立岩性识别训练模型,在此基础上结合最小临近算法对未取心井岩性进行预测,实现了不同岩性的精细识别。区块应用结果表明：该方法岩性识别整体符合率高达91.3%,有效提高了岩性识别精度。     

大牛地气田太2 段致密砂岩气层识别研究

大牛地气田太原组太 2 段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因,使气层识别和评价存在一定难度。 根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点,依据测井资料,建立了测井解释参数模型;应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2 段有效气层进行识别,建立识别气层标准。 通过 23 口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验,其符合率达到 86.96%,证明了该方法的有效性。