应用录井技术定量评价油气层方法探讨

通过对复杂油气水层识别评价技术攻关,形成了轻质油层、残余油水层、高含泥储层、气水层识别评价等评价技术体系.在此基础上,将录井、测井资料有机结合,研究总结出轻质油层、稠油层、残余油水层等油气水层综合定量评价方法.这些评价方法之间具有优势互补性,其综合应用弥补了单项录井技术在油气层解释评价方面的不足,有效地解决了疑难储层评价问题,提高了油气层解释评价的准确性,在大庆油田勘探开发中见到了明显的效果.     

《油气水层综合定量评价方法》研究成效显著

油气水层的识别与评价是油气勘探开发研究工作中的重要环节之一。随着勘探的逐步深入，勘探对象更加多样，勘探区块的油气水关系越来越复杂，对油气层识别评价技术提出了更高的要求。仅依靠以往常规单项录井技术对油气层的定性解释，已经不能满足精细评价的需求。     

松辽盆地北部深层天然气录井综合识别与评价技术

针对松辽盆地北部深层火山岩岩性复杂、气水层识别及评价难题,大庆油田加大了综合录井资料的开发应用力度,通过对储层物性好差程度的快速判断、储层评价参数的求取和气水层评价图版的建立,提出了深层气水层识别与评价新方法,在实际应用中见到了明显的效果,及时准确地评价了徐深1、卫深5、徐深6、徐深601等井的高产气层,为大庆深层气勘探取得新突破发挥了重要作用,较好地适应了复杂地区天然气勘探的需求。     

录井技术在吉林油田疑难层解释评价中的应用

吉林油田陆续发现了荧光显示级别低的油水层及生物氧化降解重质油显示油气水层、残余油显示油水层、束缚油显示水层的特殊疑难层,该类疑难层应用常规录井难以识别,解释评价符合率非常低。针对这一情况,探讨了应用岩石热解、热解气相色谱、定量荧光和罐装气分析技术结合相关技术手段解释评价油气水层的方法。对于轻质油造成的荧光显示级别低的储集层。给出了解释评价标准和辅助识别图板;对于生物氧化降解、残余油和束缚水显示的特殊疑难储集层,应用岩石热解地化参数（S0＋S1、PR）、定量荧光相当油含量、核磁共振PK分析束缚水含量和自由流体含量等参数,结合热解气相色谱谱图和定量荧光谱图特征可进行有效识别与解释评价。实际应用表明,不同录井技术的综合应用实现了对上述疑难层的有效识别与准确解释评价,提高了吉林油田油气层的整体解释评价符合率。     

油基钻井液钻井气水层识别与评价

采用油基钻井液平衡或欠平衡钻井工艺有利于发现油气层、保护油气层,但同时对油气层识别与评价也会造成一定的困难。通过分析油基钻井液平衡或欠平衡钻井对气测录井造成的影响,深入研究了真假气测异常显示的识别方法,建立了与平衡或欠平衡钻井条件相匹配的气水层的识别方法和解释评价图板。在现场应用中初步见到了较好效果,对勘探开发过程中气水层的录井识别和评价具有一定的指导和借鉴作用。     

渤海湾地区低电阻率油气层识别与评价方法

低电阻率油气层属于非常规储集层,其常规测井响应特征不明显,难以识别与评价。针对此情况,在探讨渤海湾地区低电阻率油气层5种成因类型和简介其识别与评价思路的基础上,阐述了应用气测录井、地化录井、定量荧光录井等录井技术结合微侧向电阻率与自然电位和地层流体分析等方法识别与评价低电阻率油气层的方法和途径,给出了应用不同手段分析的参数及其特征。在渤海湾地区B1井和B2井的应用表明,该综合分析法可有效识别与评价低电阻率油气层。     

空气钻井条件下的录井技术

空气钻井工艺与常规钻井工艺的不同,给录井确定油气水层的带来了难题。从空气钻井技术及其优点入手,阐述了空气钻井条件下随钻录井的基本内容:迟到时间的测算、岩性定名、油气显示级别划分以及录井资料的解释评价方法。详细介绍了空气钻井工艺及其给录井带来的困难和需要采取的技术措施,认为虽然气体钻井相对传统的钻井工艺具有较高的优越性,但是对录井资料的采集品质、岩性剖面的准确性和油气层的解释符合率都有较大影响,岩屑的采集与描述通过采用特殊装置和适当的方法都可以很好地解决,利用气测录井结合地化、定量荧光等录井技术都可以有效识别油气水层。正确及时进行异常预报,对钻井安全有举足轻重的作用.     

油气层评价录井技术研究与应用

为了解决复杂工况带来的油气显示识别不准确和缓解复杂油气层导致的解释符合率降低的难题,引进一系列评价录井新技术并开展了相关的基础理论探索和应用研究工作.通过定量荧光和荧光显微图像录井评价技术的综合研究应用解决了复杂工况条件下油气显示的准确识别难题;通过轻烃组分分析评价技术的研究与应用提高了复杂油水关系层和复杂油气显示层的综合解释符合率;通过轻烃组分、核磁共振、定量荧光、荧光显微图像录井评价技术的综合研究与应用,在古潜山勘探中储层物性评价、油气显示评价及油水界面判断等方面取得了较好效果.评价录井新技术近3年来的研究与推广应用工作效果显著,确保了录井油气显示识别率100%和录井油气层综合解释符合率的稳步提高.     

毕店-张厂地区油气显示层录井解释方法探讨

毕店-张厂地区是河南油田重点勘探区块,该区高凝油、普通稠油等多种油质及薄油层的存在导致录井显示的复杂多样,原有的录井油气层解释方法不能适应本区油气层解释的需要,岩电关系复杂则导致不同性质流体在测井资料的分异性较差,给本区油气水层的解释评价带来带来一定困难.在分析该区录井及电性显示特点的基础上,提出录井异常显示层的划分标...     

低录测解释符合率井的录井解释难点及原因分析

近年来,渤海油田勘探目标的地质条件日趋复杂,出现了很多录测井解释结论不一致的情况,不仅给井场油气水层的快速识别及综合评价带来了严峻的挑战,也提出了更高的要求。针对录井解释出现的疑难问题,本文根据各类疑难层的形成特点和录井特征,分析了录井解释难点及相应原因,提出了解决思路,有助于提高疑难层解释评价精度。     

大庆探区高分辨率三维地震勘探技术

近三年来,大庆油田加大了高分辨率三维地震勘探技术的攻关力度,逐步形成了适合于松辽盆地北部中浅层薄互层岩性勘探、松辽盆地北部深层天然气勘探和海拉尔断陷盆地复杂断块勘探的高分辨率三维地震采集、处理和解释技术系列,地震资料品质不断提高。松辽盆地北部地震资料T1反射视主频70?80Hz,T2反射视主频60?70Hz,T5反射视主频40Hz左右;海拉尔盆地地震资料T2反射视主频55?60Hz,T5层反射视主频45Hz左右。在2001年到2003年期间,大庆油田共实施高分辨率三维地震4730.7km2,在松辽盆地北部岩性油藏的储量增长、深层火山岩天然气大型气藏发现和海拉尔盆地兴安岭群高产断块油藏、布达特群潜山油藏和铜钵庙岩性油藏勘探突破中发挥了关键作用。     

三元复合驱提高原油采收率关键理论与技术

三元复合驱是比聚合物驱提高采收率幅度更高、技术更复杂的驱油技术,中国适合于三元复合驱的地质储量约为83×10⁸ t,仅大庆油田就有近14×10⁸ t的储量,其潜力巨大,但由于很多关键技术问题没有得到有效解决,因此未能进入工业应用。通过多年的研究与实践,突破了大庆油田低酸值原油无法形成超低界面张力的技术界限,发明了三元复合体系新配方;研制出了烷基苯磺酸盐表面活性剂,并实现了工业化生产;优化确定了适合于三元复合驱的井网井距、层系组合和注入参数;攻克了防垢举升、采出液处理等关键配套技术,整体上达到了工业化应用条件。现场应用实践表明,三元复合驱可在水驱基础上提高采收率20% 以上,比聚合物驱提高采收率多10% 。三元复合驱技术作为大庆油田持续稳产的战略接替技术正在工业化推广,并可以为其他高含水开发阶段的老油田挖潜和陆相砂岩油田的高效开发提供技术支持。     

大庆油田本源微生物群落分布及采油机理研究

采用微生物分子生态学方法在大庆油田各采油厂取126个油水样,对其中的微生物群落和细菌代谢速率进行了分析,检测出大庆油田地层水中含有11种好氧和厌氧类型的本源微生物,首次探索了聚合物驱后油层中菌群的生态分布及适合本源微生物采油技术的潜力。同时研究了本源微生物代谢机理和好氧与厌氧菌在代谢上存在的相关性,研究显示在油层形成好氧菌-乙酸盐菌-产甲烷菌的共生体系。并分离到一株代谢脂肽类表面活性物质的枯草芽孢杆菌,该菌种发酵液的界面张力降低了90.29%。模型实验中本源菌提高采收率幅度在9.4%以上,产生气体使压力上升了0.2 MPa。室内研究证明在大庆油田选择性地激活地层中的本源微生物采油菌,可以有效地提高油藏采收率。     

特殊钻井之测井对策

简要介绍了气体钻井、泡沫钻井和套管钻井等特殊钻井技术.对气体钻井、泡沫钻井和套管钻井的测井工艺及技术进行了总结和分析.针对大庆油田拟在徐家围子断陷开展气体钻井这一情况,结合大庆地区的地质特点,提出了适合大庆地区特殊的气体钻井测井系列工艺,测井评价方法选择自然伽马(能谱)测井、补偿(岩性)密度测井、感应测井、连续测斜和核磁共振测井.     

大庆地热能U型先导试验井钻井设计

地热能是一种绿色低碳、可循环利用、可再生的能源,大庆油田X区地温梯度高,平均4.3℃/100 m,3 000 m埋深地层温度120～135℃,深层无油气干扰,满足地热能试验区开发建设的基本条件。为实现大庆油田燃煤锅炉房地热能源清洁替代,针对X区上部地层成岩性差、胶结疏松,下部葡萄花油层、扶杨油层已注水开发,地层压力较大且均为含气层的施工难点,以先导试验井X1-1及X1-H1井为例,从井身结构、钻具组合、钻井液体系、固井技术等方面进行设计优化,满足地热井钻井需要,完善了中深层地热能勘探开发的技术体系。     

低阻油气层识别方法研究

在油气勘探开发中,地球物理测井资料解释的最基本任务之一是在钻孔剖面上准确地识别油(气)层、油水同层、水层、干层等。 新疆塔北地区三叠系的特殊油气层电阻率低于或接近水层电阻率，在电性上直接区分特殊油气层与水层很不现实;另外，该区油气层的特征和油气层的影响因素明显与其它油田存在差异，故解决问题方法和思路不同于其它油田。文章利用油气层、油水同层、水层和干层的测井曲线和储层参数，建立识别储层流体属性的判别模型，采用灰关联分析聚类法、BP人工神经网络等模式识别法，对实际测井资料进行了解释，识别结果与试油结果对比表明BP人工神经网络、奇异值分解等方法识别结果与实际结果基本一致，没有漏掉油气层，取得了好的解释效果。     

一套井网分注合采采油工艺技术可行性研究

大庆外围油田部分地区存在着葡萄花和扶余油层的叠加含油区,这两类油层埋藏深度、地层压力、渗透率存在较大差异,储量丰度低,各自单独作为一套系开发经济效益不明显。但叠加起来储量丰度增加,合采具有明显的效益,若采用简单的合层开采工艺,油水井层间干扰大,影响开发效果,大庆油田经过近四年的试验、研究,形成了一套长跨距油层的分注、合采采油工艺技术,基本苦闷了层间跨距大、油层物性和产能差异较大的油层的合采工艺,提高了外围低渗透油的开发效果。     

泥质砂岩三孔隙度测井解释方法研究

针对大庆油田外围地区复杂泥质砂岩储层解释难的问题,介绍了泥质砂岩三孔隙度理论模型研究,以岩心分析资料为基础,明确了应用压汞和核磁共振资料划分三种孔隙度的方法;建立了三孔隙水导电理论模型、三孔隙组分解释方法,在此基础上开展了储层参数的测井解释方法研究,实现了应用岩心分析资料动态确定模型中饱和度参数,该模型在大庆外围地区部分井中应用,针对低电阻率油层、压裂产水层的解释．见到了较好的应用效果。     

QHD32-6-3井明化镇组原油非均质性及其石油地质意义

原油甾、萜烷的分布表明 ,QHD32 6 3井明化镇组不同油组的原油来自相同生烃层系 ,但各油组原油色谱特征及芳烃系列化合物组成具有明显的差别。色谱特征的差异主要是第 2期油气的不均衡充注造成的。NmⅠ 油组原油正构烷烃与 2 5 降藿烷共存 ,说明本油组油藏接受了 2期原油注入 ,早期注入的原油遭受了生物降解 ,而后又接受了后期热演化程度较高原油的注入 ;NmⅡ 和NmⅣ 油组原油正构烷烃的缺失及 2 5 降藿烷的检出 ,表明其也遭受了强烈的生物降解 ,但第 2期油气对NmⅡ 和NmⅣ 油组没有影响。芳烃化合物组成的差异是由于各油组生物降解的程度不同所致。NmⅡ油组原油强烈的生物降解与水体的活动有关 ,由此推测其油藏可能为底水油藏 ,而不是以往所认为的边水油藏。