特高含水期砂泥岩水淹层解释方法

砂泥岩油田特高含水期开采阶段,准确识别水淹层对于剩余油分布评价尤为重要.基于岩石物理相的储层参数计算方法,建立了应用测井、地质、开发、油藏工程等多信息特高含水期水淹层解释方法.用该法解释水淹层,符合率超过84％.     

基于分形理论预测砂岩储层岩性

根据分形几何学基本理论,探讨岩石孔隙及测井曲线分形维数的确定方法。求取岩石孔隙分形维数有3种方法:分子吸附法、扫描电镜法、压汞法。分子吸附法和扫描电镜法求取岩石孔隙分形维数,所需实验设备昂贵,且过程复杂。利用岩心压汞毛管压力资料,通过线性拟合lgs与lgpc的关系,可计算出岩石孔隙分形维数D。测井曲线反映了地层岩石物理性质。从测井曲线外形上看,对应同一地层的不同测井曲线之间,以及同一条测井曲线的不同部分,分别具有相似的特性。测井响应的这种相似性,可以利用分形理论进行定量描述。目前普遍采用关联维数计算法和测井曲线分形校正法,计算测井曲线的分形维数。实际应用中,根据某油田2口取心井近50块岩样的统计分析,利用岩心压汞资料得到lgs-lgpc散点图,由于分形现象只存在于无标度区范围内,因此一般选取双对数坐标系上线性范围最宽的一段为无标度区,然后再对该段内所有的点进行拟合,并做相关系数检验,从而得到砂砾岩、不等粒砂岩、细砂岩、粉砂岩4种岩性的lgs-lgpc散点图(无标度区)。计算结果表明,应用测井曲线关联维数法预测砂岩储层岩性,其精确度达到92%以上。     

大庆朝阳沟油田水淹层解释评价方法研究

大庆外围朝阳沟油田属低渗透岩性、岩性-构造油藏,由于受岩性、沉积微相、微构造及断层等因素的控制,油水关系较为复杂,注水开发后层内水淹机理及水洗状况更加复杂,水淹层解释较为困难。根据朝阳沟油田已投产井井壁取心分析资料及密闭取心井分析资料,主要通过岩石热解分析、饱和烃气相色谱分析、荧光显微图像分析等录井新技术,建立了有效孔隙度与剩余油饱和度评价图版、不同水洗程度饱和烃气相色谱判别标准、有效孔隙度和饱和烃总面积图版、Pr/nC17与∑nC21-/∑nC22+关系图版、不同水洗程度荧光图像判别标准等适合于低渗透油层的水淹解释评价方法。将这些解释评价方法应用于朝阳沟油田加密区块,共解释47口井389层:未淹油层解释235层,符合率为91.0%;低水淹层解释102层,符合率为83.3%;中水淹层解释52层,符合率为75.0%。     

利用侵入因子与视自然电位差交会识别低孔低渗储层流体性质

以齐家北油田古708区块为例,针对该区块低孔低渗储层物性差、非均质性强,测井响应受岩性等因素影响．无法准确识别储层流体性质的实际情况,提出了利用侵入因子与视自然电位差交会图识别地层流体的方法。统计结果显示,对于物性较好的储层,侵入因子大于0．18即可将水层识别出来,对于物性较差的储层,侵入因子为O．45．视自然电位差（ASP）为22,可以将差油层和干层区分开发。利用该方法对控制井古64—79井F19号小层和探井古704井F17号小层进行解释,其结论与试油资料相一致。为了验证该方法的适用性,通过对古708区块37个有试油资料的层段进行测试,显示有33个层段符合,符合率达到89．2％,该方法对低孔低渗复杂储层流体识别有一定的指导意义。由于低孔、低渗储层的特殊性,其相应的测井流体识别方法也应随油田开发程度的深入而不断改进和提高。     

高邮凹陷东部阜宁组薄储层测井评价方法及其应用效果

阜宁组沉积时期,苏北盆地高邮凹陷经历过两次大规模湖侵,并发育一套北东-南西向的大型三角洲沉积体系,高邮凹陷东部位于该三角洲翼部。该区阜宁组发育有大量的厚度小于2m的薄砂层。由于这类薄砂层厚度小、泥质含量高,以及早期的测井系列纵向分辨率低等原因,使得其在测井响应上常表现为微电极正差异小、自然电位曲线异常幅度小、电阻率低等特征,早期大多被解释为干层或未解释。对岩心的"四性"关系研究表明,这些薄砂层的岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩,大部分薄砂层都有油迹、油斑级别的油气显示。物性分析资料证实,部分薄砂层的储层物性在所在区块的储量计算界限值以上,可以成为好的油气储集层。通过对深感应电阻率的球形响应进行小层分割、反演计算,对老的测井资料进行提高纵向分辨率处理后,有效解决了早期测井资料因为层薄而造成的数值失真,使相当部分原来的未解释层以及原来解释为干层、油水同层的薄砂层提升了解释级别,起到了挖潜增储效果。     

冀东油田井壁取心资料应用方法研究

冀东油田各断块具有埋藏深、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂、储层非均质性强的特点。经过多年勘探开发,层间矛盾突出,注采井网不完善,水驱储量控制程度低,各类储层动用状况存在很大差异。以冀东油田的高尚堡、南堡、柳赞各区块为试验区,以纯油层、原始油水层为模型,根据试验区水驱油实验资料、密闭取心分析资料及新钻调整井的投产资料,应用井壁取心地化色谱分析和荧光显微图像分析资料,并结合测井资料,建立了轻质油层、原始油水层识别方法及水淹层解释评价方法,在高尚堡、南堡、柳赞油田开发调整井中应用了7口井91层,投产5口井16层,解释全部符合,见到了较好的应用效果。该评价方法提高了开发井解释评价精度,为改善油田开发效果,合理进行开发调整,探讨复杂断块油田提高采收率的技术对策,提供了地质依据。     

变尺度分形技术在致密砂岩储层裂缝识别中的应用——以鄂尔多斯盆地东仁沟区块长7储层为例

致密砂岩油藏开发难度大,天然裂缝发育是决定此类油藏有效开发的关键因素,因此准确识别裂缝显得尤为重要。东仁沟区块长7储层岩心观察结果显示其主要发育垂直缝和高角度缝,未充填居多,偶见方解石充填。声波时差曲线在裂缝发育处会出现波动或者周波跳跃,电阻率略有降低,其中八侧向降低幅度较双感应低很多,并且曲线呈现锯齿状形态。变尺度分形曲线与裂缝对应位置曲线斜率会变小,导致曲线偏离原有趋势而变得下凹。整合六条常规测井数据的R/S分析曲线下凹段斜率和层次分析法计算的权重,就能较为精准地识别储层裂缝发育位置,该方法识别正确率为80.95%。根据研究区各井分形维数在裂缝相对发育段与不发育段之间的差异,就可以判别出裂缝比较发育的井,并预测出裂缝相对发育区。     

水平井井眼轨迹分析及其应用探讨

在水平井中,井眼轨迹与顶界面地层之间的距离将直接影响测井响应、测井资料解释结果以及油藏开发效果.在碎屑岩水平井中,常规资料由于受到来自井筒环境和仪器偏心的影响,很难对油层进行有效评价.在储层较薄的碎屑岩水平井解释中引入避水高度的计算,一定程度上排除了测井曲线受井眼环境影响对测井解释的干扰;在储层较薄的碎屑岩储层,水平井资料受地层界面影响较大,在没有合适校正方法时,应尽量选用能反映储层自身信息的测井资料.根据各种资料受地层界面的影响情况,建议选择探测深度较浅的测井资料进行评价,如:自然伽马(自然电位)、井径、中感应及八侧向、补偿中于.以塔河油田SIH井为例,利用测井资料对水平井井眼轨迹进行分析,并对其在水平井测井资料认识和避水高度计算等应用上进行探讨.     

大庆喇萨杏油田水淹层录井解释评价方法研究

大庆喇萨杏油田主力油层均已进入高含水后期,针对高含水后期调整挖潜的剩余油评价难题,根据密闭取心与井壁取心对比分析实验资料、试油及投产资料,建立了以地化色谱、荧光显微图像分析等新技术为手段的水淹层录井评价技术体系。该项技术受储层非均质性的影响较小,可直观、准确地评价剩余油,进而确定剩余油的挖潜部位。经过几年的发展、改进和完善,该项技术逐渐成熟,实现了评价技术的有形化,完成了从技术方法向现实生产力的转化,且应用灵活、方便,在新钻调整井中应用见到了明显的效果,成为在高含水主力油层深化挖潜和薄差层有效动用过程中,剩余油评价和射孔选层的关键技术之一。应用本文建立的水淹层解释评价方法,在喇萨杏油田新钻调整井中解释632口井,综合解释符合率为86.7%,依据录井资料拟定射孔方案进行投产,应用效果较好。     

小波反褶积提高测井曲线纵向分辨率研究

油田进入开发中后期,薄差层逐渐成为开采的主要对象,因此对测井资料质量的要求越来越高,而提高测井曲线纵向分辨率是提高薄层评价效果的关键.常用的反褶积法在实际应用中往往达不到预期的效果,划分薄层效果不够明显.为此,提出了将小波分解与反褶积结合提高测井曲线纵向分辨率的方法.首先选取适当的小波函数,确定变换次数为3后,对测井曲线进行小波分解得到不同尺度上的子带信息,然后对尺度三上的细节系数做五点反褶积滤波处理,并对尺度一上的细节系数进行阈值去噪处理,最后对处理后的各尺度上的低频、高频系数进行小波重构,得到高分辨率测井曲线.选取了某油田两口井的常规声波曲线进行小波反褶积处理.两口井声波时差曲线处理结果与实测的高分辨率声波时差曲线对比表明,该方法处理后的测井曲线分辨率有明显提高,可以满足薄层评价的需要.     

荧光显微图像定量化参数评价油水层及水淹层方法研究

荧光显微图像技术在油水层识别及水淹层评价方面有较强的技术优势。为进一步提高该项技术的应用水平,以荧光显微镜技术和颜色技术为基础,以聚类分析、神经网络、颜色空间转换、计算机软件编程等技术为手段,以水驱油实验及实际试油的荧光显微图像资料为根据,确定定量的图像特征参数,研究了量化表征方法,获得原油各组分面积百分含量、波长、亮度及各组分间色差,共计18项参数。以试油、投产井资料为依据,对参数进行了优选,建立松辽盆地东、西部地区葡萄花油层油水层识别方法及喇萨杏油田水淹层评价方法及评价标准,在探井及开发井油水层评价中应用85口井149层,符合率达87.9%;在喇萨杏油田应用183口井856层,投产111口井451层,符合率为82.9%。荧光显微图像定量处理技术进一步深化了该项资料的应用方法,提高了油水层及水淹层判准率,实现了对储层的精细评价,可在大庆油田所有探井及开发井中应用。     

Reserval气体比率法在渤海探区BZ油田的应用

在海上录井随钻解释工作开始时间并不长、解释符合率还不是很高的情况下,如何捕捉钻井中的油气显示层,开展定量评价油气层,特别是不漏掉薄层、轻质油气层及低电阻率油气层,具有极其重要的意义。Reserval气体比率法利用轻烃与中烃比率(RLM)、轻烃与重烃比率(RLH)以及重烃与中烃比率(RHM)曲线的组合形态,可以指示不同的储集层流体性质,甚至可根据它们的变化很容易地辨认出油水界面,较好地解决了渤海海上常用方法无法解释的问题。利用以Reserval气体比率法为主,结合其他录井等相关资料,对渤海探区BZ油田已钻的19口井进行解释评价,结果显示:气层解释符合率100%,油层解释符合率87.3%,油水同层符合率62.5%,水层符合率73.7%,总体符合率达到83.9%。Reserval气体比率法的应用,提高了渤海轻质油、凝析油、低电阻率油层的解释精度。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。     

Pore structure classification and logging evaluation method for carbonate reservoirs: A case study from an oilfield in the Middle East

Based on the data of 121 thin sections, 24 mercury injection and physical properties of the carbonate reservoir in A oilfield of the Middle East, the reservoir in the study area is divided into four pore-throat systems by analyzing the pore-throat volume verses permeability-contribution curve of core mercury injection and corresponding depth NMR logging data. Taking into account the contribution of each pore-throat system to the rock, a new pore structure parameter P based on NMR logging data is proposed. On this basis, the P and flow porosity calculated from NMR logging data are used as variables, and the pore structure of carbonate reservoirs is divided into four types by using the K-means clustering method in combination with the characteristics of capillary pressure curves and thin sections. With the input of NMR logging data and conventional logging data, the classification model of pore structure is established by Rotation Forest algorithm. The accuracy of the classification model based on NMR logging is 98.56%, and the accuracy of the classification model based on conventional logging is 89.9%. Compared with the Random Forest algorithm and the Fisher discriminant method, the Rotation Forest algorithm has high prediction accuracy and strong stability. The research shows that the pore structure classification method proposed in this paper is in good agreement with the interpretation results, which can provide some reference value for finding effective reservoirs in the future.     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

杜84块兴Ⅵ组油水界面认识研究

杜84块兴Ⅵ组油层以蒸汽吞吐开发为主,后期将转入直平组合SAGD开发。该油层埋深范围-710~-840m,以厚层块状为主,厚度一般在30~80m,油水关系复杂,为底水油藏,已进入中后期开发阶段。兴Ⅵ组共有直井382口,水平井54口。目前已转入SAGD生产的直井有143口,水平井有21口,累计注汽480.4×104t,累计产油76.1×104t,累计产水403.3×104t,油汽比为0.16,日产液为4118.9t/d,日产油为545.8t/d,含水达到86.7%。兴Ⅵ组油层油水关系复杂,个别直井和水平井长期高含水生产,影响整体开发动用效果。通过测井资料,从电性和物性上深入研究兴Ⅵ组底部油水界面,建立统一的油水识别标准,并借助钻井取心、生产动态资料进一步验证,确定全区油水界面。运用新技术对油水发育进行三维地质建模,为后期兴Ⅵ组整体开发及转入SAGD开发后提供可靠依据。