神经网络在地层对比中的应用

神经网络结合有序元素最佳匹配进行地层对比，可以克服各测井参数值的不规则给地层对比带来的不良影响，减少冗余，消除无用信息，简化对比方法及减少计算量，以提高地层对比的精确度。     

苏德尔特油田兴安岭油层地层精细划分对比研究

通过对苏德尔特油田兴安岭油层复杂沉积体系结构单元的精细研究,综合运用钻井、地质、地震、生产动态等信息,依据层序地层学和储集层沉积学理论,以沉积结构单元分析为基础,在确定单元内井间标志层的条件下,应用测井曲线旋回对比法和沉积微相模式砂体追踪法,完成了井间地层精细划分对比,提高了井间砂体单元横向追踪对比精度,为油藏注水开发提供了准确的地质依据。该方法在实际生产应用中见到了良好的效果,为复杂断块油田精细地层对比开拓了新的研究途径。     

南八仙油田地层对比合理性研讨

南八仙油田是位于柴达木盆地北缘断块带，大红沟隆起亚区马海一南八仙背斜带上的一个三级构造。从1999年开始进行试采评价、滚动开发，经多年的试采开发证实，该油田是复杂断块油气藏，由于南八仙油田N1-N2^2储层沉积环境为前三角洲一滨浅湖沉积相，水体升降频繁，储层横向非均质性强、相变快，导致标志层特征不明显；因断层、岩性影响，流体平面分布复杂化，地震资料受各种因素的影响，品质较差，横向追踪困难，导致地层对比难度大。构造精细认识不足，油气砂体分布规律不清楚，制约南八仙稳产、上产方案的制定。本文综合应用层序地层学、沉积旋回、典型特征曲线法等地层对比方法，结合地震、试采动态资料，以仙8区块为例，进行地层对比，油藏地质研究，取得较好的效果。对指导南八仙油田地层的对比、油气藏地质研究具有重要意义。     

哺乳动物化石在油气区地层对比中的作用

中国西北、渤海湾、鄂、豫、苏、皖及南方地区的含油气盆地均发现有第三系哺乳动物化石,根据动物群性质及其与共生微体化石的关系,并根据古地磁、同位素绝对年龄、颗石藻等浮游生物化石确立了与欧美第三系标准层序的对比关系,证实哺乳动物化石在油气区地层对比乃至研究古气候、古环境等方面都能起到应有的作用.目前,胜利、辽河、江苏等油田井下第三纪地层中也发现了哺乳动物牙齿化石,有利于解决地面与井下以及各油气区之间的对比.     

含油气区边缘的图解对比技术在塔里木盆地上古生界剖面中的应用

根据综合标准数据库，将塔里木盆地西部古炭系、下二叠统古生物资料作图解对比时，我们发现在地层层序中，区域性沉积间断占了大部分的地质历史（达１５Ｍａ）。这些间断发生在晚巴什基尔－中莫斯科，晚莫斯科－早卡西莫夫、晚基什尔－早阿舍林和早萨克马尔－阿尔丁斯克世地层之下。这种解释不同于其它一些观点，即认为塔里木盆地二叠－石，炭系沉积是连续的，或除了很小的沉积间断，几乎是连续的。结果表明，塔里木盆地上古生界沉积     

油层单元精细对比技术在范庄油田的应用

对处于开发中后期阶段的油层单元进行精细对比研究,有助于解决油藏开发中存在的问题。以范庄油田E1 f23段油藏为例,采用等时对比、分级控制、模式指导、相型控层等方法,在高分辨率层序地层学理论指导下对油层单元进行了精细对比研究。研究成果对提高油田采收率及增储上产有重大意义。     

断块油藏开发后期精细构造研究

针对濮城油田沙二上段I砂岩组油藏构造复杂、断块破碎和特高含水开发后期的地质特点,运用构造整体解释与精细研究相结合,利用地震层位精细标定、地层精细对比、三维地震人机联作精细构造解释、开发井间精细油层分析等技术,对各开发层位微构造进行了研究,落实了油藏整体构造格局及断层在空间上的展布状况,进一步修正内部小断层的产状及相互切割关系,搞清了构造特征对油气分布的控制作用.对进一步挖潜剩余油,提高油藏开发水平具有重要的地质意义.     

陆相地层精细对比方法及应注意的问题

在陆相油藏的精细描述中，地层的划分和对比是描述的基础，其研究单位已细化到了沉积时间单元或韵律小层，以往以岩心为主的地层划分对比方法不再适应这种研究精度的需要。通过在胜利油区的工作实践，总结出组合测井曲线对比、相控对比、旋回对比及趋势对比等地层精细对比方法。文章对这些方法进行了简单介绍，并对其适用范围及应注意的问题进行了探讨。     

柴达木盆地南八仙油田精细地层对比

南八仙油气田是一个由多种地质因素综合作用下形成的构造一岩性复杂油气藏,结合岩心、测井、地震等资料,对该区地层进行对P匕与分析,研究表明南八仙地区主要分为8个地层组,南八仙地区E3^1-N2^2为一个2个超长期基准面旋回,其顸底为K2、K12两个不整合面,且存在5个长期旋回层序,以上升半旋回为主,通过建立标准层、标准井,将E3^1-N2^2划分为5个油组、23个砂层组和210个小层。     

马岭油田剩余油分布规律及综合挖潜

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘     

濮城南区沙二下油藏综合治理效果分析

为了实现濮城油田南区沙二下油藏高含水末期开发水平的稳定,根据本层系油层平面、层间的非均质性严重;水井井下技术状况恶化,有效注水点减少;局部地区剩余油比较富集等特点,通过做小层沉积相图和小层水淹图,找出含同饱和度较高的区域或小层,制定出以水井调睡油井补孔为主的综合治理方案。方案实施后,该油世故的平面和层间矛盾得到了很好的改善,各项开发指标达到了预期的目的,取得了较为明显的经济效益和社会效益,为进入中     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

胜利油田不同类型油藏水驱采收率潜力分析

分析采收率的影响因素和提高采收率的潜力 ,是油田开发分析的重要工作。根据胜利油田的实际情况 ,结合室内实验和矿场分析资料 ,得出了影响采收率的主要因素为 :油水粘度比、油藏岩石润湿性、油层非均质性等 ;总结了采收率潜力的分析方法 ;给出了高渗透整装油藏、高渗透断块油藏和低渗透油藏的理论驱油效率分别为 0 .45、0 .5 2和 0 .5 0 ,提高采收率的潜力分别为 3.4%、6 .1%和 6 .0 % ;认为这三大类油藏平均可提高采收率 5 %。     

吐玉克稠油油田拟塑性原油油井产能研究

方法　利用广义达西定律 ,结合原油流变特征 ,推导拟塑性原油产能方程。目的　寻求适合吐玉克拟塑性原油的产能方程 ,并分析影响油井产量的因素 ,提高其开发效果。结果　经 5口井测试资料对比表明 ,拟塑性原油产能方程适合于吐玉克稠油油田。结论　吐玉克原油属拟塑性流体 ,其在油层中的渗流不符合常规达西定律 ;产能方程为确定吐玉克油田单井产能 ,制定合理的开发技术政策奠定了基础。     

深水油气田开发工程中的基础应用探讨

在对国内外深水油气田开发中的张力腿平台(TLP)、深水柱筒平台(SPAR)、半潜式生产平台、浮式生产储油卸油装置( FPSO)和水下生产系统(SBS)所采用的基础型式进行较详细调研的基础上,讨论了常见的基础型式的特点,考虑其实际应用情况并结合我国南海深水油气开发中可能采用的工程开发模式,探讨我国深水油气田开发适用的基础...     

测井薄层精细解释技术在板桥油田的应用

测井薄层精细解释对老油田增储上产有重要意义。对电阻率曲线作数学变换后，进行反演处理，并作必要的井眼和侵入校正，改善了纵向分辨率，提高了测井曲线对薄层的识别能力。运用此方法，对老井的测井资料重新进行精细解释，结合油田区块或层系的地质特征、含油气规律及生产动态情况，在板桥油田的油层挖潜中，取得了良好效果。此技术有推广应用价值。图３表１参１（邹冬平摘     

准噶尔盆地石南油气田成藏史分析

石南油气田位于准噶尔盆地腹部陆西地区的基东鼻凸,中、下侏罗统上、下含油而中部含气。上部原油主要储集在头屯河组的中孔、中渗砂层组,为构造岩性型油藏;中部天然气主要储集在三工河组的低孔、低渗砂层组,为岩性型气藏;下部原油主要储集在三工河组的中孔、中渗砂层组,为构造型油藏。以往认为该油气田的油藏为次生油藏,但其油气未经历任何次生蚀变作用。其原油具有较典型的腐泥型母质成因特征,热演化程度较低;其天然气为腐殖型,热演化程度较高。对石南油气田成藏史的认识为：盆１井西凹陷下二叠统烃源岩主要为腐泥型,在早白垩世晚期大量生、排液态烃,该地区白垩系区域盖层沉积后,液态烃沿侏罗纪发育的张性断裂运移,进入头屯河组和三工河组储集物性较好砂层组中的圈闭聚集,形成原生油藏;该凹陷上二叠统乌尔禾组烃源岩为腐殖型,在第三纪晚期大量生成气态烃,仍沿张性断裂运移,大部分聚集于储集物性较差的三工河组砂层中的“空”圈闭,形成原生气藏。图６表２参５（梁大新摘）     

冷家堡油田稠油油藏储层岩性识别模式

方法以冷家堡油田的岩心资料为基础,通过岩—电对比,建立了稠油油藏储层岩性识别图版;依据粒度分析资料,运用统计学方法建立了砾石含量定量划分储层岩性的测井解释模型。目的定量解释稠油油藏复杂的储层岩性。结果该模式可将冷家堡油田稠油储层岩性划分为砂岩、砂砾岩、中—细砾岩和泥质岩四类,与岩心描述划分的岩性类别相吻合。结论该模式的建立不仅为冷家堡油田储层的综合评价奠定了基础,同时也为储层参数及沉积相的深入研究创造了条件     

用综合控水稳油技术保持河间东营组油藏稳产

在加强地质研究、深化对油藏认识的基础上，针对河间东营组油藏，应用综合控水稳油技术，如动态调配、改变液流方向、间歇注水等调整注水结构的措施，使开发效果得到明显改善，实现了高含水开发后期的稳产。该研究成果对类似油藏的开发有借鉴作用。