用普通源距全波列测井资料识别裂缝和天然气的方法

ＡＴＬＡＳ１６０３普通源距全波列测井资料由于源距短，横波及斯通利波信息难以提取，因此其应用受到了很大限制。但据大量资料观察，该全波列测井资料在储层存在裂缝或是含气部位，往往其纵波能量明显衰减，而不单是纵波前波幅度明显衰减。应用能量比法（Ｒ＝Ａ２／Ａ０　），可以据Ｒ值的变化情况来直观识别裂缝和天然气；另一种方法是能量差比法（ＷＤＲ＝△Ａ／Ａ２）。把ＷＤＲ、Ｒ这两个指标结合起来考虑时，其效果会更好。当记录的纵波幅度值较大（但其首波不限幅）时，可用纵次首波峰值计算能量比、能量差比值；当记录的纵波幅度中等时，宜用纵波第一个周期的能量计算；当记录值较小时，要用纵波前两个周期的能量计算Ｒ、ＷＤＲ。该方法用在川西非常规致密砂岩中识别裂缝及天然气，取得了良好的效果。     

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ＡＴＬＡＳ１６０３普通源距全波列测井资料由于源距短，横波及斯通利波信息难以提取，因此其应用受到了很大限制。但据大量资料观察，该全波列测井资料在储层存在裂缝或是含气部位，往往其纵波能量明显衰减，而不单是纵波首波幅度明显衰减。应用能量比法（Ｒ＝Ａ２／Ａ０），可以据Ｒ值的变化情况来直观识别裂缝和天然气；另一种方法是能量差比法（ＷＤＲ＝△Ａ／Ａ２）。把ＷＤＲ，Ｒ这两个批标结合起来考虑时，其效果会更好。当记     

塔河地区碳酸盐岩裂缝型储层的测井评价技术

在对塔河地区奥陶系各类裂缝在常规测井曲线和成像测井曲线上的不同响应特征及响应机理分析的基础上,综合利用岩心、阵列声波记录中斯通利波的能量衰减、成像测井图像和双侧向电阻率识别裂缝发育段,并利用声波时差和补偿中子交会分析方法判别裂缝型储层中的流体类型,经塔河地区实际井资料验证,该方法能够有效识别裂缝型储层中的油气层,在塔河地区取得了较好的应用效果。     

青西油田测井解释模式的建立

青西油田为玉门油田的一个重要勘探开发区块。岩性复杂，泥质含量高，储集空间以裂缝为主，应用常规测井资料不能正确识别岩性和划分储层，从而不能正确确定储层参数，测井解释常出现失误，以往的测井解释方法也不适用。随着电成像和阵列声波等新技术在青西油田的广泛使用，近年来在青西油田建立了以电成像资料为主常规测井资料为辅识别各种裂缝的方法，这包括通过处理出的阵列声波能量衰减资料判别裂缝有效性和裂缝发育程度的储层识别方法；采用神经网络技术处理储集层各种参数；针对青西油田两种主要的储集层岩性，选用不同的交会图版，结合泥浆电阻率、井温测井曲线和其他常规测井资料对油气、水层的响应特点，综合地质录井资料和区域油水界面判别储层流体性质的测井解释模式。这些技术的广泛使用，使青西油田测井解释符合率显著提高，并在其他地质工程应用和测井适应性研究等方面见到了成效。     

漠河冻土区天然气水合物科学钻探MK 2孔地层岩性的测井识别

岩性识别是天然气水合物储层测井评价的基础,准确的岩性识别结果可以为天然气水合物的勘探提供可靠的依据,在寻找天然气水合物和评估天然气水合物储量方面发挥着巨大的作用。针对漠河冻土区天然气水合物科学钻探 2孔（MK 2孔）的钻探情况,利用已钻井段地层的岩心资料和常规测井资料,分别采用交会图法和支持向量机法对研究区的地层开展了岩性识别研究。结果表明：研究区内有砂岩、泥岩、石灰岩、糜棱岩和泥质板岩５种岩石,其不同岩性的测井响应差异能够定性识别岩性;自然电位与电阻率测井参数的交会,能够有效的、定量识别研究区地层的岩性;支持向量机法所建立的岩性识别模型,对研究区地层的岩性识别率可达96.67%。所建立的测井识别方法较好地解决了该区地层岩性识别问题,也为类似地区的天然气水合物地层测井评价提供了一种重要的手段。     

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.     

测井新技术在砂泥岩裂缝储层评价中的应用

浅析了常规测井方法评价砂泥岩裂缝储层存在的局限性和测井新技术评价方法的地质优势，总结了砂泥岩裂缝储层在测井新技术资料上的响应特征，展示了测井新技术的地质应用效果。     

测井资料在天然气识别中的应用

根据天然气和水在测井响应上的差异，发展了一系列的识别天然气的有效方法。由于天然气和水的弛豫时间和扩散系数的差异，可以利用差谱分析法（DSM）和移谱分析法（SSM）来识别天然气。本文详细叙述了各种不同测井天然气识别方法以及其适用条件，同时针对密度测井受井眼环境影响较大这一问题，提出了视水层中子孔隙度法来识别天然气，并列举了几个气层识别实例，分析表明效果良好。     

根据套管井脉冲中子系统得到的密度——中子孔隙度分析泥质砂岩

已对康普乐公司的PND－S脉冲中子系统快中子非弹性散射产生的伽马射线衰减推导出的密度孔隙度进行了研究。这种套管井密度孔隙度的适用性在加拿大西部、德克萨斯湾区和蒙大拿州的砂泥岩层序油层分析中得到了证实。这些应用（与大井中子孔隙度结合)秋井眼条件下不允许裸眼井测井的井以及没有新的孔隙度测井资料或数据不可靠的老井提供孔隙度。可以根据充气孔隙度并使用下套管的探井中的测量值来确定低孔隙度层。在泥质砂岩分析中,中子孔隙度和SIGMA再加上这个新的密度测量值就可进行更全面的储层描述。对脉冲中子密度参数（LRHO）,近／远热中子衰减比值（RATIO）曲线拟合来识别气层。测井分析实例中的脉冲中子密度孔隙度（IPHI）是通过确定一口井或油田的LRHO特性推导得出。在测井分析实例中同时使用了原型井眼补偿（BHC）算法、由该算法可得出描述特殊井眼尺寸和岩性的中子孔隙度（AIPN）及密度孔隙度（AIPO）。在几个测井实例中,对与裸眼井孔隙度的相关性进行了验证。一些典型的油藏描述和最优化问题的应用实例说明了这些测量值在套管井油层分析中的适用性。     

低阻气层测井识别和评价新方法——以鄂尔多斯盆地东胜气田为例

随着鄂尔多斯盆地东胜气田天然气开发步入中后期，先后出现了一些低电阻率气层（以下简称低阻气层）井。这些低阻气层与水层的电性差异很小，由于缺乏足够的分析化验数据，并且对其成因机理的认识尚不清楚，因而给气层识别带来了困难、对储层产能评价和预测造成了不利的影响。为了给东胜气田后期天然气高效开发提供可靠的技术支撑，在总结该区低阻气层测井响应特征的基础上，从分析成因机理入手，开展了低阻气层常规测井识别方法研究，提出了测井曲线重叠法和四孔隙度差值/比值法等新方法。研究结果表明：①低阻气层成因除了受到泥质分布形式、黏土矿物阳离子附加导电性以及钻井液侵入因素的影响之外，主要还有下述两种影响类型；②一种是由于高孔隙度、高渗透率及高可动水饱和度引起的低阻气层；③另一种则是由于复杂孔隙结构引起的高束缚水（毛细管水）饱和度，束缚水中主要是毛细管水，毛细管水又形成了较好的导电网络，造成储层呈现低电阻率特征。结论认为，采用所提出的常规测井方法来识别低阻气层，解释符合率可以达到83%，识别效果较好。     

新场气田储层裂缝特征及其与动态气水分布的关系

利用岩心、测井及生产测试等资料,在评价天然裂缝特征的基础上,分析了不同类型裂缝的常规测井响应特征,并利用常规测井资料对其进行识别,进而评价不同类型裂缝与气藏动态气水分布之间的关系,并探讨其地质成因。研究表明,新场气田须二段储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型。其中,绝大多数构造裂缝为剪切裂缝,按其倾角特征可进一步分为高角度缝、斜交缝和低角度缝;成岩裂缝主要为层理缝,有效性较好,对整体上改善储层物性贡献较大。新场须二段气藏动态气水分布与裂缝发育程度及裂缝类型关系密切,其中以发育低角度裂缝或网状缝为主的储层表现为产水或快速高含水,而以高角度缝发育为主的储层往往为高产气层,且稳产时间相对较长。研究认为,基于该区气藏气水分布的复杂特点,储层中不同类型的天然裂缝造成渗透率的各向异性是影响气藏动态气水分布的关键因素。     

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常规方法解释裂缝具有分辨率较低、多解性较强、直观性较差等缺陷，而成像测井的应用目前较为有限。在基岩电阻率较高的硬地层中，在去除了泥质、孔隙、高矿化度地层水和其他矿物等影响因素后，地层电阻率与致密围岩电阻率的差异就被认为是裂缝因素引起的。将常规测井资料与成像测井、岩心、录井、试油等资料相结合，在对电阻率进行各种附加导电校正的基础上，利用双侧向电阻的差异计算裂缝张开度，根据筒化的双侧向解释公式计算裂缝孔隙度，根据裂缝宽度与裂缝渗透率实验关系求解裂缝渗透率。采用这套方法对某地区奥陶系碳酸盐岩储层计算裂缝参数，与取心井段岩心裂缝孔隙度、成像测井资料、地层动态渗透率及试油(气)结果吻合较好，说明该套估算裂缝参数的方法是可行且有效的。     

超深层致密砂岩构造裂缝特征及其对储层的改造作用——以塔里木盆地库车坳陷克深气田白垩系为例

库车坳陷克深气田是塔里木盆地天然气上产增储的最重要战场之一,也是国家“一带一路”能源大通道的主要气源区,但产气储层埋深超过6 000m,网状缝—垂向缝发育、密度为3~12条/m,基质孔隙度平均为3.8%,基质渗透率平均为0.128×10^-3μm²。为揭示超深层裂缝对储层性质及天然气高产稳产的影响。综合岩心、薄片及成像测井资料,对库车坳陷克深气田巴什基奇克组致密砂岩储层构造裂缝特征进行了表征,并分析了构造裂缝对储层的改造作用。克深气田的构造裂缝包括近EW向、高角度为主的张性裂缝和近NS向、直立为主的剪切裂缝2组,前者充填率相对较高,后者多数未被充填;微观构造裂缝多为穿粒缝,缝宽10~100μm;构造裂缝在FMI成像测井图像上以平行式组合为主。构造裂缝对克深气田储层的改造作用主要体现在3个方面：构造裂缝直接提高了储层渗透率;沿构造裂缝发生溶蚀作用有效改善孔喉结构;早期充填裂缝仍可作为有效渗流通道。背斜高部位是构造裂缝渗透率的高值区,控制了天然气的富集高产。网状及垂向开启缝与储层基质孔喉高效沟通,形成视均质—中等非均质体,可使天然气产量高产且长期稳产。     

FMI成像测井在碳酸盐岩裂缝和断层研究中的应用

FMI成像测井在碳酸盐岩裂缝和断层的研究中具有重要的作用,通过总结塔里木盆地2口典型探井奥陶系鹰山组碳酸盐岩储层的成像测井特征后,认为成像测井可识别天然裂缝和诱导缝,其中天然裂缝又包括构造成因的高角度裂缝、中低角度裂缝、共轭裂缝、网状裂缝和非构造成因的缝合线;也可识别出天然裂缝中的方解石、泥质和有机质等裂缝充填物;同时也可拾取裂缝的走向、倾向和倾角等表征裂缝的参数。成像测井可通过地层重复特征、并结合岩心和地震构造解释成果识别探井钻遇断层的上、下盘的产状和断裂破碎带的特征,较为精细地刻画断层。     

海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群储层裂缝的综合评价

在岩心、测井及地震资料等综合分析的基础上,对海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群储层裂缝进行了综合评价。建立了裂缝发育程度的三维空间分布模型,模型显示上部Ⅰ油组裂缝发育程度较好、中部Ⅱ油组裂缝发育程度中等、下部Ⅲ油组裂缝发育程度较差。裂缝的发育与岩性、岩层厚度及断层密切相关,随着泥质、凝灰质含量的降低、砂泥岩单层厚度的减小及距断层距离的减小,裂缝发育程度增强。应根据裂缝的发育规律采取相应的开发措施,加大渗透性较好的裂缝方向的井距,使用不规则井网进行开发;采取与裂缝垂直方向布置水井与油井;增加中、低渗透井区的水注入量,控制高渗透层的水注入量;在裂缝较发育的井区,使用较高的采油速度;在裂缝密度小的井区,则需进行压裂,使用较低的采油速度。     

应用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩气层测井识别能力

致密砂岩气层低孔低渗、低初始水饱和度和裂缝发育等特征使其极易受到钻井完井液损害。钻井完井液侵入诱发的水相圈闭损害将使测井数据不能反映地层真实情况,导致气层测井响应弱或无,错判漏失气层。屏蔽暂堵技术在井壁形成薄、韧和渗透率近于0的滤饼,能减少和防止固相侵入和水相圈闭损害。以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为研究对象,通过屏蔽暂堵钻井完井液室内评价和现场应用前后常规测井资料分析指出,屏蔽暂堵技术改善滤饼质量、井径和井壁粗糙度,为测井数据提供良好的采集环境,提高气层测井响应和测井解释含气饱和度,促使了高产气层发现。通过毛细管自吸实验揭示出水相圈闭损害是暂堵技术前未发现盒2+3高产气层的原因。     

四川盆地东部页岩气水平井裂缝识别方法及应用

根据地质(岩心)、成像测井、测井评价、地震预测等资料,利用四川盆地东部南川—武隆地区裂缝与气测关系,研究了页岩气水平井裂缝的识别方法。针对该区岩心、成像测井缺乏和页岩气水平井的天然裂缝难识别,首先从地质上通过直井建立起岩心尺度级别的页岩天然裂缝识别模式,岩心高角度裂缝的发育与全烃异常高值、尖峰较为吻合;其次,结合裂缝识别模式,基于全烃信息可快速、低成本定性识别出无取心直井裂缝发育层段,在裂缝发育段中会出现全烃值突增的现象,特别是低有机碳含量(TOC)的页岩段,全烃值的突增代表着裂缝的存在;最后,利用TOC值与归一化全烃相关性图版法,定量识别无取心、无成像测井资料的直井与水平井裂缝段,将归一化全烃值大于等于0.4、TOC值大于等于0.5%所圈定的区域作为水平井裂缝发育段。基于识别出的水平井裂缝段,从地质—工程一体化角度出发,压裂时可提前避开或注意这些密集发育的大型或巨型裂缝,从而提高单井产量。

     

四川盆地涪陵地区海相页岩天然裂缝特征及对页岩气的影响

不同类型裂缝对页岩气富集和保存的影响不同,因而在页岩气储层天然裂缝研究时,需要进行分类评价和预测。利用野外露头、岩心、薄片和FMI成像测井资料,对四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩天然裂缝的成因类型、发育特征、主控因素及不同类型天然裂缝对页岩气富集与保存的影响进行了探讨。涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩天然裂缝在地质成因上分为构造裂缝、成岩裂缝及异常高压裂缝3种类型,其中构造裂缝包括层内张开裂缝、穿层剪切裂缝及顺层剪切裂缝;成岩裂缝包括页理缝和收缩裂缝。研究区以构造裂缝和页理缝为主,构造裂缝的发育程度受构造、岩石力学层厚度及脆性矿物含量等因素的控制;页理缝主要受页理发育程度、脆性矿物含量、异常流体压力、有机质含量及其热演化程度的控制。不同成因类型的天然裂缝对页岩气影响明显不同,其中层内张开裂缝和页理缝在页岩层内发育,裂缝规模小,为页岩气富集提供良好的储集空间;穿层剪切裂缝和顺层剪切裂缝发育规模大,主要影响页岩气的保存条件;收缩裂缝和异常高压裂缝的发育程度低,有效性差,对页岩气的影响较小。     

阿姆河右岸东部地区岩溶裂缝的测井识别与评价

土库曼斯坦阿姆河右岸东部地区碳酸盐岩气藏储层孔隙度较低,但裂缝发育,裂缝对储层储集性和天然气产量都具有控制作用,岩溶裂缝是其中最重要的一类裂缝,故准确识别和评价该类裂缝就显得十分必要。为此,在岩心标定的基础上,运用成像测井和常规测井资料识别裂缝类型、提取裂缝产状,根据识别结果研究岩溶裂缝的分布特征及其对储层的控制作用。结果表明:(1)岩溶裂缝以高角度缝为主、具有单组系特征和相互之间的成因联系;(2)岩溶裂缝主要分布于卡洛夫—牛津阶上部XVhp层以及下部XVa2—XVI层;(3)岩溶裂缝是该区主要的有效裂缝,经溶蚀扩大的岩溶裂缝有效地连通了溶蚀孔洞,形成的储层孔隙度高、渗透性好,成为该区重要的储层类型和主要的高产气层;(4)岩溶裂缝与该区主要的高产井、高产层有关,同时对卡洛夫—牛津阶下部高产储层的分布也具有重要的控制作用。结论认为:(1)成像测井和常规测井资料能较好地识别和评价岩溶裂缝与未充填裂缝、半充填缝和全充填缝;(2)岩溶裂缝识别与评价深化了对该区裂缝性储层的认识,提高了储层评价的准确性和有效性,为优选水平井和大斜度井的目标层位和井斜方位提供了依据,同时也表明岩溶裂缝发育的储层是下一步重要的钻探目标。