页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价

利用高压压汞技术对页岩油储集层微观孔喉进行表征,并在此基础上建立页岩油储集层分级评价标准及成储下限,建立基于测井资料进行页岩油流动单元划分的新方法。依据进汞曲线的拐点及分形特征,提出了适合于页岩油储集层的分类新方案:微孔喉(小于25 nm)、小孔喉(25~100 nm)、中孔喉(100~1 000 nm)、大孔喉(大于1 000 nm),进一步按照页岩所含不同类型微观孔喉的数量将其分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级储集层,分级点对应的孔喉平均半径分别为150,70,10 nm。利用渗透率与孔喉半径的相关关系,建立了储集层分级评价的渗透率标准门槛分别为1.00×10~(-3),0.40×10~(-3),0.05×10~(-3)μm~2。利用同一水力流动单元内孔隙度、渗透率良好的指数关系,构建了由测井资料评价储集层流动带指数、划分页岩油流动单元的新方法。在东营凹陷的应用表明,所建立的标准可以应用于页岩油储集层的分级评价。     

热解参数S_1的轻烃与重烃校正及其意义——以渤海湾盆地大民屯凹陷E_(2~s~(4(2)))段为例

利用热解参数S1(游离烃含量)对页岩油进行资源评价时存在轻烃和重烃损失的现象,导致计算资源量偏小。针对重烃损失,将相同泥页岩样品经抽提前、后热解实验所得的S2(热解含量)进行对比,二者之差即为S1损失的重烃含量。针对轻烃损失,基于未熟泥页岩样品Rock-Eval和PY-GC实验以及对原油进行的金管实验,根据化学动力学原理求取各动力学参数,结合Easy Ro模型计算出不同成熟度时生成的C6-13与C13+的比值,将此值作为烃源岩内残留的C6-13与C13+比值,并在经重烃恢复之后的S1基础上进行轻烃恢复。使用轻烃与重烃恢复前、后的S1作为页岩油资源评价参数,在资源量计算方面差别较大。以渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段为例,其恢复前资源量为2.26×108t,恢复后资源量为6.47×108t,恢复后资源量为恢复前的2.86倍。因此在利用S1对页岩油进行资源评价时,对S1的轻烃和重烃恢复具有重要意义。     

印尼已开发油田潜力评价研究

印尼油田多数已进入开发中后期,依靠剩余可采储量大小来进行技术评价的传统方法已经不能满足潜力评价的要求,为了解决已开发油田潜力评价问题,通过层次分析法和灰色系统理论法确定的权系数,选用多参数综合定量评价方法,对印尼已开发油田进行了潜力评价。结果表明:通过模糊分类法,合理地优选出能够反映油田综合潜力的地质参数和开发参数,避免了程度相似的各单项参数的相互影响;利用层次分析法和灰色系统理论法确定的权系数绝对数值不同,但各个参数的相对权系数大小保持一致。根据评价结果,将油田分为3类:Ⅰ类油田,潜力较大,建议优先收购;Ⅱ类油田,潜力中等,建议作为备选对象;Ⅲ类油田,潜力较低,建议放弃投资。     

密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用

由于河道储层相变快,且砂体横向稳定性差,利用密井网预测河道砂体空间展布的方法已不能满足剩余油挖潜的需要。文中针对朝阳沟油田河道储层的地质特征,对适用于河道砂体的井控地质统计学反演方法的关键环节开展研究。研究表明,测井曲线标准化及高精度地层格架是保证反演精度的前提,曲线重构是提高波阻抗体对岩性识别能力的有效手段,合理的变差函数及井控数目是充分发挥地震资料预测能力、提高储层预测可靠性的关键。井控地质统计学反演对厚度大于2.0 m的河道砂体识别精度较高,吻合率高达85%。反演结果在刻画井间窄小河道砂体、认清河道砂体的连通性等方面具有明显优势,研究成果有效指导了该区河道储层的剩余油挖潜。     

基于量子衍生布谷鸟的脊波过程神经网络及TOC预测

为提高总有机碳含量(TOC)的预测精度,针对测井曲线的时变、奇异性特征,选用脊波函数作为过程神经元的激励函数,提出一种连续脊波过程神经元网络.模型训练方面首先给出基于正交基展开的梯度下降法;其次为提高模型训练收敛能力,提出一种沿Bloch球面纬线实施莱维飞行的量子衍生布谷鸟算法,并用于模型参数优化;最后将训练好的脊波过程神经网络应用于泥页岩TOC预测,通过相关性选取对TOC响应敏感的测井曲线作为模型特征输入.实验对比结果表明,该方法的预测精度较高,较其他过程神经网络提高7个百分点.     

东营凹陷页岩油游离资源有利区预测

基于东营凹陷典型页岩油探井的有机地化参数,提出了一种页岩油有利区预测方法,即利用烃源岩游离烃量(S1)与总有机碳质量分数(TOC)关系的"三分性"、Δlog R测井模型及烃指数(100S1/TOC)剖面,对东营凹陷古近系沙河街组进行页岩油资源分级评价、泥页岩有机非均质性研究及页岩油有利区预测。结果显示:东营凹陷古近系沙四上纯上次亚段-沙三下亚段页岩油,按富集程度分为饱和资源(Ⅰ级)、低效资源(Ⅱ级)和无效资源(Ⅲ级);游离烃主要来源于Ⅰ级和Ⅱ级资源,Ⅲ级资源基本不含游离烃;研究区页岩油游离资源赋存下限为100 mg/g,Ⅰ级游离资源强度在利津洼陷最高。综合分析认为,较高的有机质成熟度、较好的封存条件和纹层状泥页岩发育是页岩油Ⅰ级游离资源分布于利津洼陷的主要原因。     

极限学习脊波过程神经网络及应用

为提高页岩的岩性识别精度，首先针对测井曲线连续变化、突变频繁的信号特征，利用脊波变换作为过程神经元的激励函数，提出一种脊波过程神经网络模型；其次通过AdaBoost的动态调整机制迭代调整模型和样本集权重，利用多个弱分类器的线性加权构建强分类器；最后为提高AdaBoost中的每个脊波过程神经网络模型的学习速度，提出一种基于满秩分解的极限学习算法，通过Moore-Penrose广义逆求解隐层输出权值。仿真实验以A区的B1井和B2井为例进行岩性识别，通过对比分析验证方法的有效性，识别效果优于其他过程神经网络模型，准确率最高可达90%左右。     

致密油/页岩油富集模式及资源潜力——以黄骅坳陷沧东凹陷孔二段为例

为了进一步明确黄骅坳陷沧东凹陷孔二段致密油和页岩油富集条件及资源潜力,基于铸体薄片、扫描电镜、地化数据及其他资料,利用沉积学、构造地质学和石油地质学的分析方法,阐述并建立孔二段致密油和页岩油的富集条件、控制因素和富集模式,采用小面元法和体积法评价出孔二段致密油和页岩油资源量.研究结果表明:1)黄骅坳陷沧东凹陷古近纪经历坳-断两期盆地叠置,导致沧东凹陷北部构造反转型-南部构造继承型差异构造演化;2)孔二段致密油和页岩油分布在构造反转型、继承型2类斜坡带和次级凹陷内成熟富有机质泥页岩附近,具有明显的"源控"、"储控"和"带控"特点,即成熟富Ⅰ型和Ⅱ型干酪根的泥页岩提供油气来源,致密砂岩和泥页岩储层提供油气储集空间,2类斜坡带、次级凹陷内成熟富有机质泥页岩控制页岩油的空间分布,而致密油分布受控于成熟富有机质泥页岩和构造活动双重因素;3)建立了以致密油和页岩油为核心的"源控"、"储控"和"带控"3种因素约束下的层区带油气富集模式;4)以孔二段层区带油气富集模式为指导,采用小面元法和体积法评价出孔二段致密油资源量为4.2×108 t和页岩油资源量为18.2×108 t.     

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。     

威利斯顿盆地巴肯组泥页岩排烃效率地质研究

为了弄清造成威利斯顿盆地巴肯组泥页岩相对含油量低,而致密砂(灰)岩中含油量高的原因,对巴肯组泥页岩的排烃特征进行研究具有重要的意义。本文在油气勘探相关资料的分析基础上,结合薄片鉴定和地球化学分析方法,探讨了巴肯组泥页岩的排烃特征。结果表明,巴肯组泥页岩的高排烃效率是造成巴肯组中段致密层段相对含油量高、而泥页岩相对含油量较低的根本原因。巴肯组泥页岩产率指数与其有机碳含量的明显不匹配,可溶有机质族组成的低饱/芳值以及巴肯组中段粉砂质白云岩强荧光性都说明巴肯组泥页岩发生过大量的排烃。泥页岩的生烃增压引起的超压诱导泥页岩产生的微裂缝与干酪根网络构成了石油初次运移的通道,也利于泥页岩排烃。