利用核测井资料预测海相页岩储集层总有机碳含量

总有机碳含量是反映页岩储集层资源量的重要参数,而核测井包含着大量烃源岩有机质丰度的信息。分析川东南地区X1井、X2井和X3井的核测井曲线响应值与总有机碳含量的相关关系,并从影响总有机碳含量的地质因素出发,选出对总有机碳含量敏感的核测井曲线和能够反映总有机碳含量地质成因的核测井曲线组合参数。通过BP神经网络建立适用于该地区的总有机碳含量核测井曲线预测模型,预测川东南地区X4井的总有机碳含量,预测结果与113块岩心分析结果的平均相对误差为0.41,模型预测精度较高,能满足该地区生产需求。将该模型应用到川南地区威远区块和永川区块的海相页岩储集层,均取得较好的效果,证明该预测模型可操作性强、通用性较好、评价精度较高,为海相页岩储集层总有机碳含量评价提供了有效的技术手段。     

地震多属性反演预测页岩总有机碳含量

在单井评价的基础上,采用地震多属性反演方法可实现对页岩总有机碳（TOC）含量（以下称TOC质量分数）分布的横向预测。从井点出发,在地震资料中提取多种属性,结合多元逐步回归分析和神经网络方法进行属性优化训练,获取最佳属性组合,建立起属性组合和目标属性TOC质量分数之间的数学关系,并将其运用到地震数据体中进行TOC质量分数反演。将该方法应用到建南地区下侏罗统东岳庙段进行页岩TOC质量分数分布预测,TOC质量分数预测值与TOC质量分数实测值符合较好。     

基于常规测井资料的总有机碳含量预测

总有机碳是烃源岩测井评价中一个非常重要的参数。对于确定烃源岩生烃潜力分析以及吸附气含量预测有重要意义。为了研究总有机碳含量的预测方法,以加拿大H区块烃源岩为例,在收集测井资料、实验分析总有机碳含量基础上,分析总有机碳含量与常规测井资料之间的相关性,以相关性分析结果为依据,选择自然伽玛、补偿密度、中子孔隙度、光电吸收截面、自然伽玛能谱-铀以及深浅电阻率的相对变化作为基础参数,建立总机碳含量的BP神经网络预测模型,对预测的总有机碳含量与实验室分析结果加以对比与分析。应用结果表明:基于测井资料相关性分析建立的总有机碳含量BP神经网络预测模型对于总有机碳含量预测具有较高精度,表现出很好的应用前景。该模型对H区块后续烃源岩的生烃潜力有利区分析和吸附气含气量预测具有积极意义。     

基于PCA-CNN模型的页岩储层有机碳含量预测方法

总有机碳含量（TOC）是评价烃源岩有机质丰度和生烃潜力的指标之一。以东营凹陷牛庄洼陷页岩油取心井为例,以实验分析岩心TOC和测录井资料为基础,应用交会图获取TOC相关敏感参数。通过采用常规陆相页岩储层TOC计算模型即Δlog R法和多元回归分析法预测研究区湖相页岩储层TOC,相关性不高,效果不佳。因此提出选用机器学习模型即利用主成分分析（PCA）模型与改进的卷积神经（CNN）模型组合,形成PCA-CNN模型,通过PCA模型对数据降维,去除冗余信息和噪声信息,再利用CNN模型进行页岩储层TOC预测,使样本数据质量和TOC预测精度得以提高。将PCA-CNN模型应用到牛庄洼陷的6口页岩油取心井进行TOC预测,结果表明,对于陆相页岩储层,PCA-CNN模型TOC预测精度较高,符合率最高达96%。     

利用测井资料预测大港油田储集层敏感性

储集层中黏土矿物的类型和含量对储集层敏感性的影响非常大。利用测井资料预测储集层敏感性，首先要采用多种方法处理测井基础数据，建立各储集层敏感性参数模型。在大港油田的储集层敏感性预测中，根据实际地质情况，利用自然伽马能谱测井确定黏土矿物的类型及含量，利用统计回归方法来求取其它敏感性参数；在此基础上，对各储集层敏感性参数进行单相关分析，归纳出各参数与水敏、速度、盐敏、碱敏、土酸酸敏伤害的等级关系；然后剔除相关性较差的参数，将所得的各参数相关系数加权，得出目的层敏感性预测标准。对大港油田官104地区储集层敏感性预测的实验结果验证了该方法的有效性。图4表5参8     

利用测井资料确定页岩储层有机碳含量的方法优选——以焦石坝页岩气田为例

国内外利用测井资料计算页岩储层有机碳含量的方法众多,但各种计算方法都有其相应的适用性及计算精度的优劣。因此,探讨各种计算方法的适用性并最终确定页岩储层有机碳含量的区域性经验计算模型就显得尤为重要。为此,以四川盆地焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层为例,在继承和发展前人研究成果的基础上,结合区域地质特征,利用改进的ΔlgR技术、体积密度法、自然伽马能谱法、多元拟合法、体积模型法等分别建立了有机碳含量的计算模型,并利用岩心分析资料对模型进行对比优选,最终确立了体积密度法为区域性经验计算模型。实践证明:改进的ΔlgR技术和自然伽马能谱法计算精度相对较差;多元拟合法和体积密度法的计算成果均能满足精度要求,但体积密度法方法更为简单且适用范围更广。为进一步验证经验模型的普适性,应用该方法对焦石坝页岩气田重点井的总有机碳含量开展测井精细解释评价,并利用岩心实测资料进行精度分析,其有机碳含量测井解释符合率介于90.5%~91.0%。     

陆相页岩油烃源岩总有机碳含量叠前地震反演预测方法与应用

针对济阳坳陷地区致密页岩储层微孔缝中以吸附态和游离态存在的页岩油预测问题,在测井资料的基础上,通过岩石物理分析,发展了一种陆相页岩油总有机碳含量(TOC)叠前地震反演预测方法。该方法首先对济阳坳陷已有测井数据的纵横波速度、密度、孔渗性、TOC和泥质含量等信息进行分析,研究对TOC敏感的弹性参数,根据纵、横波速度和密度的标准化弹性阻抗方程,建立TOC和弹性阻抗之间的关系,即确定性岩石物理模型,并将误差项加入这种关系中,从而获取统计性岩石物理模型,建立弹性参数与物性参数的桥梁。再进一步假设TOC先验分布服从混合高斯分布,并假设噪声也是高斯的,则TOC的后验概率密度是混合高斯分布。利用最大期望化(EM)算法计算混合高斯和高斯分布参数,解析地计算出TOC的后验概率分布,取最大后验估计(MAP)为最终反演结果。将该方法应用于济阳坳陷典型陆相页岩油工区,得到了和测井数据较为一致的TOC预测结果,为该地区页岩油地质甜点预测提供了参考依据。     

利用测井地震资料预测塔中油田碳酸盐岩储集层

碳酸盐岩储集层缝洞发育,非均质性强,储层横向预测需要综合测井、地震和试油等资料.利用声电成像测井新技术及资料(特别是电成像、偶极横波等新技术资料)只能精细描述井周储层缝洞发育程度和裂缝走向;沿主裂缝走向作地震剖面寻找异常储集体(俗称"串珠")是目前物探解释的亮点,平面地震波均方根振幅和沿层相干属性切片是预测岩溶带横向展布的重要手段.这种测井和地震(井震)资料相结合的储层横向预测技术应用到塔中油田Ⅰ号坡折带奥陶系储层初见成效,在多口井中获得了日产百吨以上的高产油气流,已找到和验证了多个有利勘探区域.     

利用多学科资料预测碳酸盐岩洞穴型储集层

碳酸盐岩储集层测井资料反映近井眼显示较差,但是地层远处可能有大型缝洞系统,给评价缝洞储层的匹配关系带来了极大的难度。因此储层横向预测需要综合测井、地震和试油等多学科资料。利用测井资料(特别是电成像、偶极横波等新技术资料)精细描述井周储层缝洞发育程度和洞穴倾向;沿洞穴底界面倾向作地震剖面寻找异常储集体(俗称"串珠");结合平面地震波均方根振幅和沿层相干属性切片技术预测岩溶带横向展布。这种井震资料结合,储层横向预测技术应用到洞穴型储层初见成效,在多口井中获得了日产百吨以上的高产油气流,找到并验证了多个有利勘探区域。     

准噶尔盆地东南缘油页岩有机地球化学特征及含气潜力

准噶尔盆地页岩气尚属于研究起步阶段,勘探程度低,还未发现页岩气藏。通过对准噶尔盆地东南缘雅玛里克山、水磨沟、三工河等地区上二叠统芦草沟组油页岩样品进行有机地球化学特征系统分析,认为：芦草沟组油页岩有机碳平均含量为9.71%,油页岩氢指数(I_H)平均值为471.56mgHC/g_TOC,有机质类型主要为Ⅱ型,处于低熟—成熟热演化阶段。通过与北美五大页岩气系统地球化学参数和地质参数对比,初步确定准噶尔盆地东南缘存在发育热成因页岩气藏的条件,部分区域可能有生物成因气生成。3个地区中,以三工河地区油页岩有机质丰度最高,有可能成为研究区页岩气勘探开发的有利区域。     

喀左盆地油页岩资源勘探前景

阐述了喀左盆地油页岩特征,查明了资源类型及分布特征,进行了勘查目标优选,提出了该盆地勘查部署建议：喀左盆地九佛堂组一、二、三段分别发育了第1、第2、第3 油页岩层群,其中矿组3-1 油页岩出露点多、厚度大、认识程度高;油页岩类型主要为灰黑–棕黑色泥岩,且大部分属于中、低品级的难熔高灰分油页岩。其资源类型大部分属于预测资源量,数据表明,矿组3-1 的工业意义最大,以梅勒营子凹陷分布最多。通过勘探目标优选结果,提出将该盆地分为全面系统勘探区、疏网度勘探工程实施区和专门性地质调查区的勘探部署。     

准噶尔盆地致密砂岩气资源潜力及勘探前景

致密砂岩气已成为当前国内外非常规油气资源勘探开发的重点。通过对准噶尔盆地西部隆起中拐凸起下二叠统佳木河组天然气藏的地质背景、储盖组合与物性特征、气水关系、天然气性质和源—储一体的时空配置关系等研究认为,该气藏位于构造斜坡区(即构造隆起与生烃凹陷之间斜坡带),具有源—储一体的时空配置关系,储气层较为致密,但发育"甜点",气水关系倒置,这些特点为致密砂岩气藏成藏典型特性。结合准噶尔盆地天然气勘探开发现状提出,致密砂岩气将成为该盆地剩余天然气资源中重要的勘探对象,古隆起斜坡带将是致密砂岩气勘探的主要领域。     

关于吉木萨尔凹陷页岩油的思考

关于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组原油类型,历来有2种观点,一种观点认为属于致密油,另一种观点认为属于页岩油。参照《致密油地质评价方法》和《页岩油地质评价方法》这2个国家标准,厘定了吉木萨尔凹陷芦草沟组原油的归属。研究表明,依据源储关系和单层厚度统计数据,认为吉木萨尔凹陷芦草沟组原油为页岩油。依据页岩油的赋存条件、源储关系和富集模式,将吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油划分为夹层富集型页岩油。从烃源岩地球化学参数、储集层岩性和物性、油藏参数、裂缝发育情况和脆性特征几个方面,对比了国内外典型页岩油特征。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为低—中成熟度页岩油,烃源岩在早期就开始大量生排烃;储集层孔隙度相对较高,但渗透率明显偏低;油藏含油饱和度较高,但原油密度大,黏度高,气油比低,流动性差;储集层天然裂缝不发育,岩石力学脆性较差。     

柴达木盆地天然气资源潜力及勘探方向

柴达木盆地是中国第四大气区,按照碳氢同位素指标,该区天然气可划分为油型气、煤型气和生物气3种类型,整个盆地形成了柴西油型气、柴北缘煤型气和柴东生物气3套含气系统。通过对盆地天然气基本特征的研究,分析了资源潜力及勘探程度,提出了“立足生物气,突破热解气”的下步勘探思路,指出下步应以柴东水溶气及浅层气、柴西北区热解气作为重点勘探目标。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油初期开采特征

准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油尚处于勘探开发初期。在分析芦草沟组致密油试采生产特征、压力特征、渗流特征、递减特征等基础上,对芦草沟组致密储集层的采收率进行了测算。指出,水平井及多级压裂技术是实现致密油经济有效开发的两大关键主体技术;芦草沟组属正常压力系统,压力系数为1.05~1.20;储集层渗流为非达西流,具有一定的启动压力;油井投产后符合双曲递减规律,初期年绝对油量递减在60%左右,预测最终采收率为5.5%     

吉木萨尔凹陷页岩油物性变化规律

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层非均质性强,水平井体积压裂开采产量递减快,衰竭式开采预测采收率低,产出原油物性变化复杂。通过原油物性测试、原油赋存状态与产出液物性变化规律研究,结合储量动用模式与剩余油分布特征,从孔隙、储集层和井筒3个尺度表征了页岩油物性与分布规律。在大孔隙内油质较轻,吸附态原油占比较低;小孔隙中油质较重,重质组分易于吸附在小孔隙壁面。不同物性储集层的交替动用,导致井口产出原油黏度变化复杂,具无明显变化、微幅降低、明显降低和微幅上升4种类型。下甜点油质较重,原油普遍发生乳化,含水率大于30%时乳状液黏度激增,含水率可能是导致原油乳化的主要原因。因此,通过CO₂吞吐,可动用衰竭式开发不能动用的吸附态原油;在高含水期加入表面活性剂,降低乳化原油黏度和弹性,提高原油采收率。     

准噶尔盆地南缘油气资源潜力和富集规律

准噶尔盆地南缘蕴藏着丰富的油气资源,南缘山前凹陷中、下侏罗统煤系地层为主要烃源岩,下第三系安集海河组和下白垩统是又一套重要烃源岩,与侏罗系烃源岩构成复合烃源区。根据烃源岩性质和热演化特点,预测南缘东侧呼图壁—玛纳斯一带为气态烃富集区;南缘西侧安集海—独山子一带为液态烃富集区。总结南缘油气具有生烃的多源性、运移的多期性和成藏的复杂性;天然气具有显著的垂向运移效应;断层对油气藏的形成具有重要的控制作用;安集海河组区域盖层之下是油气富集的重要场所;第二、三排构造是形成大中油气田的主要领域。     

柴达木盆地石油勘探潜力及勘探方向

通过50多年勘探研究表明,柴达木盆地主要存在第三系、侏罗系两套烃源岩,第三系烃源岩有机质丰度总体偏低,烃转化率较高,有机质热演化程度较低,主要分布在柴西地区。侏罗系烃源岩有机质丰度高,有机质类型为Ⅱ—Ⅲ2型,主要分布在柴北缘地区。盆地内具有碎屑岩和碳酸盐岩两类储层,碎屑岩储层是主要储油层,在纵向上分布于侏罗系、古新统、始新统、下干柴沟组下段、油砂山组,在区域上分布广泛,以河流三角洲、滩坝以及水下扇等不同沉积成因的砂岩类储层为主。盆地石油总资源量为21.5×108t,石油的探明率为15.3%,具有较大的资源发现潜力,综合分析提出了下步勘探的重点预探区带有3个,即柴西南构造岩性区、狮子沟—油砂山深层构造带、柴北缘的潜伏构造带。     

Exploration Area and Potential of Natural Gas in Junggar Basin

Junggar Basin, located in Northern Xinjiang between Altai and Tianshan Mountains, is the second largest basin in China with its sedimentary area being about 130,000 square kilometers. A group of caprocks are developed over Carboniferous of the basin, including the Permian, Triassic, Jurassic, Cretaceous, Paleogene, and Neogene, among which the biggest sedimentary caprock is 15,000 meters thick. The formation and accumulation of oil and gas in the basin can be characterized by multistage and multisource after undergoing multiperiod structural movements such as Late Hercynian, Indosinian, Yanshanian, and Himalaya, etc.