低电阻率气层测井评价方法

粘土矿物成份是造成气层电阻率低的主要原因。用灰色静态模型计算孔隙度，用BP神经网络计算束缚水饱和度等参数。与岩心分析结果比较，储层参数计算结果精度有所提高。用储层参数建立气层和水层的判别式，判别结果与试油有较好的一致性。综合数字处理结果建立了气层产能评价模型，处理结果与试油结果比较，符合率82％。     

莺歌海盆地底辟构造带低电阻率气层测井解释方法研究

莺歌海盆地底辟构造带浅层已相继发现了东方1-1和乐东22-1等一批具有商业价值的天然气田，在这些已发现气田的含气层中，既有产能较高的高电阻率中-细砂岩气层，也存在产能较低的低电阻率粉砂岩气层。低电阻率气层的电阻率与邻近水层或泥岩层极为接近，造成了气层识别和含水饱和度计算的困难。低电阻率气层的地质储量约占总地质储量的20%-30%，地层测试结果表明，低电阻率气层具有一定的产能。因此，开展低电阻率气层测井解释方法研究具有重要的现实意义和极大的实用价值。中对莺歌海盆地底辟构造带低电阻率气层的形成机理及识别方法进行了探讨。     

长庆低渗透砂岩气层测井评价方法

长庆气田上古生界发育致密砂岩型气藏 ,其测井评价受低信噪比、储集层伤害及非均质性强等多种因素制约。“四性”关系研究表明 ,储集层岩石组分特征对其孔隙结构、物性和含气性具有决定性控制作用。一般石英砂岩发育残余粒间孔和高岭石晶间孔孔隙组合 ,渗透性好 ,试气产量高 ,测井表现为低声波时差、高电阻率 ;而岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩主要发育溶蚀孔和晶间孔 ,渗透率低 ,试气一般为中低产 ,测井表现为高时差、低电阻率。针对致密砂岩气层特点 ,文中引入或提出了一些新的气水层识别方法 ,如三孔隙度重叠法、气层测井孔隙度下限值法、视弹性模量差比法、声波时差差值法及其它一些根据试气资料的统计分析方法等 ,使气层的判识符合率在 90 %以上。在“岩心刻度测井”的基础上 ,文中计算了地层石英含量、岩屑含量和泥质含量 ,并分岩性回归出了高精度的孔隙度、渗透率和含水饱和度计算公式 ,为储量计算和气藏工业化评价提供了测井手段     

低电阻率油气层测井评价

低电阻率油气层的电阻率低于或接近邻近水层的电阻率，使得在电性上难以区分油气层与水层，给测井评价带来很大难度。低电阻率油气层的成因非常复杂，成因类型多，而且不同油气田的低电阻率油气层成因存在差异，因此，系统了解低电阻率油气层的成因，对利用测井等资料评价低电阻率油气层是很有意义的，为此，结合国内外油气田低电阻率油气层，对成因作了细致的分类和论述，并结合国内外油气田如新疆塔北、白水头、吉林高台子、大庆长垣以西地区、新疆塔河油田三叠系、胜利、渤海、南阳、五里湾地区、大港油田板桥地区等油田的低阻油气层测井评价实例，综述低电阻率油气层测井评价思路。     

东方1-1气田二期项目成功投产

2006年5月4日，中海油自营气田东方1-1气田二期项目已于近日成功投产。目前，东方1-1气田可日产天然气1．87亿立方英尺。其中，二期项目共有3口井在产，日产气3500万立方英尺。东方1-1气田位于南海西部北部湾海域的莺歌海盆地，距海南省东方市约110km，气田所在海域水深63～70m。东方1-1气田项目共分两期进行建设，一期已于2003年9月顺利投产。     

SU气田低电阻率气层的成因及测井解释技术

SU气田砂岩低电阻率气层形成原因复杂,气水层识别也非常困难.利用测井、地质及试气等资料,对低电阻率气层的成因及特点进行了分析,确定低电阻率气层的形成主要是由低缓的构造形态、砂岩非均质性、储集层微观结构、高束缚水饱和度、泥浆侵入及粘土膜滞水增厚引起的.在此基础上通过具体实例提出了纵波差值法、声波气检测、核磁共振测井和阵列式电阻率反演识别低电阻率气层解释技术,见到了明显的地质效果,提高了测井解释精度.     

莺歌海地区低电阻率气层测井响应特征与判别方法

文中概述了莺歌海地区低电阻率气层的主要测井响应特征，详细分析了低电阻率气层的成因，并提出了测井判别方法。特别强调指出局部发育的菱铁矿对该区地层电阻率无明显影响。     

一个低电阻率油气藏的测井评价

根据J油田大量岩芯分析资料，应用油藏流体分布理论和毛管压力计算方法，研究该油田低电阻率油气层的形成原因认为：地层水矿化度高（多数＞20万ppm）；微细孔隙发育，束缚水含量高；粘土矿物含量高且分布在碎屑颗粒表面等是形成低电阻率油气层的主要原因。一般常规测井评价时，对这种低电阻率油气层容易误释而丢弃。依据油气藏流体分布原理，应用毛管压力方法计算原始含油饱和度，可准确地识别出这种低电阻率油气层，并可预测其产能。     

低电阻率油气层测井解释方法

根据实验结果分析了吉林高台子油层低电阻的成因机理,认为富含伊利石和蒙脱石粘土矿物的地层,若地层水较淡,粘土矿物的附加导电性是造成油气层电阻率低的主要因素。粘土含量不同,其电阻率指数与含水饱和度（I－Sw）关系曲线特征不同,故将粘土含量作为选择饱和度模型的约束条件。提出了Waxman-Smits模型中阳离子当量电导极大值（Bmax）是湿度和频率的函数。利用所建立的解释模型处理了2个油田的7口井资料,解释效果有明显改善。     

测井信息识别低电阻率气层

给出识别低电阻率气层的3种方法：空间模量差比值法、三孔隙度差值法、三孔隙度比值法。3种方法都消除了骨架和泥质的影响,只突出反映了天然气的影响。通过实际资料的处理证实,这3种方法能较好地指示天然气的存在。     

莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示

由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系,为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件,通过储层成岩作用、地层水化学分析等,对东方1-1气田进行了剖析,揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关,即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件,深部热流体促进了有机质热演化,与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道,多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚,近断层处热流体活动较强烈,临滨亚相粉细砂岩是良好储层,同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1 -1气田具有类似的成藏地质条件,在东方1-1气田成功开发的启示下,促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。     

东方1-1气田开发地震技术的应用

位于莺歌海盆地中央的东方1-1气田受海上作业条件限制,部署的井位数量相对较少,井控范围大,对地震资料的依赖度高。为达到高效开发气田的目的,针对其储层复杂、非均质性强的特点,利用有色反演技术结合倾角切片等资料进行了多体构造分析及砂体精细描述,并利用时频三原色信息来指导隔、夹层的准确雕刻,最终实现了对该气田储层空间几何形态的精细描述;同时,利用叠后资料地震属性及地质综合资料,进行了相控储层预测,结合叠前弹性反演、吸收等信息对储层的物性变化及含气性进行了预测。研究成果对该气田开发井位部署、地质储量的确定等方面起到了重要作用,并由此建立起了一套适应莺歌海盆地储层评价、气田开发的地球物理技术系列。     

东方1-1气田经济高效开发实践及认识

莺歌海盆地东方1-1气田具有面积大、各气组含气面积叠合性差、储量丰度低、储层非均质性强和非烃组分含量高等特点。为达到经济高效开发气田的目的,针对该气田特点及开发过程中的主要矛盾,在对储层非均质性详细研究的基础上,以高分辨率三维地震技术落实构造、刻画砂体,寻找出海上浅层低渗透气藏的“甜点”--相对高的孔渗体（带）,利用大位移长水平井段钻井技术来提高单井的控制产能,通过两期开发及后续调整井的分步实施,实现了对该气田的经济高效开发,其产量满足了下游产业的用气需求。此外,针对长水平段井产能测试困难的问题,提出了适应水平井的稳定产能测试新方法,成功解决了生产管理过程中的难题,达到了少井高产、高效开发海上气田的目标,为类似气田的开发提供了经验。     

东方1-1气田完井技术及其研究展望

莺歌海盆地东方1-1气田产层--莺歌海组具有中低渗透率砂岩气层的特征,易受到水敏、水锁及微粒运移损害。通过开展钻完井液体系研制、生产管柱结构优化以及完井工艺措施研究等科研攻关和实践,形成了以进攻性隐形酸完井液储层保护技术、水平井防砂控水技术、动态监测技术、水平井筛管和尾管固井联作技术及安全控制与完井管柱优化等为核心的高产水平气井安全、高效开发的完井技术体系。开发井的产能都达到了开发方案中的配产要求,有效地保证了东方1-1气田顺利投产和向下游稳定供气。同时,针对下一阶段开发目标黄流组,也提出了高温高压完井、低孔低渗储层保护、提高单井产量等关键技术的攻关研究方向。     

尾管固井和水平井筛管联作技术在东方1-1气田的应用

莺琼盆地东方1-1气田B7hSa井是中海石油（中国）有限公司湛江分公司所钻的一口目的层埋藏较浅的浅层水平井,该井的作业过程比较复杂：Φ311.15 mm第二次开钻,第一个井段钻到目的层顶部后,由于地层的物性较差,打水泥塞回填整个井眼后,重新侧钻了第二个Φ311.15 mm井眼,造成井眼轨迹变化大,摩阻扭矩大;后续的Φ244.5 mm套管没有下到井底,留下677 m的 “口袋”,而在2 930～3 015 m井段存在一个必封的水层。后续经过广泛的技术咨询,结合项目的实际情况,决定采用水平井筛管顶部加尾管,对尾管段注水泥封固水层的工艺技术,最后高效完成了该井作业。为此,介绍了这套筛管顶部注水泥工艺技术的基本原理﹑管柱结构﹑主要的配套工具﹑配套工具的优化选择,详尽分析了整个工艺过程以及每项作业的重点、难点和相关措施,总结了该套工艺技术的方案设计和现场实践等方面的经验,以期为今后类似井的作业提供借鉴与参考。     

莺歌海盆地东方区块地层超压对成岩作用的影响

莺歌海盆地东方区块莺歌海组下部和黄流组发育地层超压体系,超压顶界面深度从盆地中心向边缘逐渐变深。在综合前人研究基础上,笔者应用热解分析、生物标志化合物研究及岩石显微镜和扫描电镜等技术,并与邻区的常压环境下的相关特征进行对比,深入分析了地层超压对成岩作用的影响。结果表明：①超压对反映有机质热演化特征的指标（镜质体反射率、热解峰温、生产指数等）未产生可识别的影响,但对黏土矿物转化和烃类结构演化这类产物浓度变化速率高、体积膨胀效应强的反应有明显的抑制作用;②超压可降低砂岩的机械压实速率,使孔隙度得以有效保存;③超压可以通过抑制黏土矿物的转化来减少胶结物生成的物质来源,同时通过增大碳酸盐在流体介质中的溶解度抑制碳酸盐胶结物的生成;④研究区储层普遍高含CO₂,在超压环境下CO₂在流体中溶解度增大,会大量生成H⁺,促进溶蚀作用的产生;⑤超压环境促进了烃源岩生烃作用生成的酸性流体的排出,增强了相邻砂岩储层的溶蚀作用,有利于次生孔隙生成,从而发育了异常高孔带。     

构造演化对莺歌海盆地天然气成藏差异性的控制作用

尽管两个重要的天然气勘探区"东方区"和"乐东区"均位于莺歌海盆地莺歌海凹陷中央底辟带,但二者天然气的成藏机制却存在一定差异。为此,分析了构造演化对烃源岩发育和底辟活动的控制作用以及对两区天然气成藏差异性的影响:①中新世以来的构造演化导致沉降、沉积中心由东方区向乐东区迁移,这是控制该区中新统烃源岩发育和底辟活动的主要因素,对天然气的生成、成藏和分布产生重要影响;②东方区烃源岩生气时间较早、持续时间较长,而乐东区烃源岩的生气时间则相对较晚、生气更集中,更有利于天然气聚集成藏;③晚中新世以来的底辟活动对天然气的运移、成藏和分布起决定性作用;④东方区底辟构造较少、活动能量较弱,而乐东区底辟构造更发育且活动更为复杂;⑤二者天然气的成藏机制也有共同之处,即均处于高温高压带,天然气成藏均受控于底辟活动。结论指出,该盆地底辟波及区能量相对较低,中深层天然气的成藏时间较早,保存条件较好,CO_2风险较低,是有利的优质天然气分布区域。     

莺歌海盆地东方区黄流组重力流砂体的底流改造作用

莺歌海盆地东方区上中新统黄流组一段为浅海重力流沉积,但浅海环境下水动力能量和方向十分复杂,关于重力流砂体的沉积过程和成因机制等方面还存在争议,特别在是否具有底流改造作用方面争议较大,故基于岩心、铸体薄片、测试数据以及元素地球化学数据对研究区底流改造作用进行识别,并探讨底流对重力流砂体的改造作用过程。底流改造作用的证据主要表现在：1垂直重力流方向,底流改造作用造成砂体展布范围更广;岩心上具有典型牵引流沉积构造特征,表现出波纹交错层理、脉状层理、S型交错层理,泥质条带可呈现丘形,细砂岩向上显示突变接触,且其内部具有弱侵蚀和截切构造特征,局部发育悬浮沉积泥质;2岩石成分、粒度特征及物性方面,由于底流的改造作用,其跳跃组分明显增加,细砂岩中泥质含量减少,粒度变大,底流改造砂岩平均孔隙度19.2 % ,平均渗透率106.9 mD,平均孔喉半径8.34 μm,使其物性明显好于重力流砂岩,且底流改造砂岩的有孔虫生物壳体多被破坏,而重力流砂岩的生物壳体大多保留完整;3砂岩元素地球化学特征方面,B/Al、Cr/V、Co/Ni及稀土元素指标均反映存在富氧水团的底流作用改造。综合区域演化特征可知,研究区存在内波内潮汐发育的基本条件,在重力流砂体沉积后不久,底流主要是对早期重力流厚砂体的上部进行改造,将原始重力流砂体中的泥质等细粒组分带走,使其孔喉半径增大,物性变好。底流改造砂体可作为优质储层,对后期开发具有重要实际意义。     

莺歌海盆地东方区黄流组细粒厚层重力流砂体沉积特征

莺歌海盆地东方区中深层黄流组为浅海重力流沉积,表现为粒度细、迁移快、堆积厚的多期砂体组合。基于地震、测井、岩心及测试数据,分析了细粒厚层重力流砂体沉积特征,并探讨了浅海重力流沉积的控制因素。基于井震结合在东方区共识别出砂质碎屑流水道、浊积水道、富砂朵体和富泥朵体4种基本沉积单元。砂质碎屑流水道常位于朵体内部,均方根振幅为低值,剖面上呈U型或深V型,宽度多在1~2 km,测井单砂体厚度多大于25 m,主要发育含漂浮泥砾或泥质撕裂块状细砂岩相,取心段表现为多期反旋回特征;浊积水道剖面上表现为浅V型或蠕虫状反射,均方根振幅可为低值或高值,宽度多小于500 m,其水道末端多发育局部小型朵体,形成朵体-水道-朵体沉积样式,测井单砂体厚度多在10~25 m,主要发育递变层理和平行层理粉细砂岩相,发育不完整鲍马序列Ta-Tb段组合,取心段表现为多期正旋回特征;富砂朵体和富泥朵体表现为高连续反射,均方根振幅分别为高值和低值。研究区浅海重力流沉积受到物源供给、相对海平面变化和古地形地貌的共同控制。大规模蓝江三角洲前缘砂体是物质基础;随着海平面的上升,重力流的能量不断减弱,造成砂体发育规模减小、泥质含量增加、孔隙结构及物性变差,同时造成重力流流态的转变;陆架基底差异沉降形成的陆架低洼提供了浅海重力流沉积所需的可容纳空间,而不同的沉积样式主要受到局部古地貌的控制。     

低孔低渗碎屑岩储层流体性质测井识别技术——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地上三叠统须家河组二段是安岳气田的主要产气层段。由于该储层非均质性强、孔隙结构复杂,属于低孔、低渗-特低渗、高含束缚水饱和度储层,加之受到构造、岩性的影响,气水分异程度差,气层、气水同层,水层的测井响应特征差异不明显,致使储层流体性质识别难度大,试气成功率较低。针对这一现状,利用测井、试气等资料,结合须家河组储层特点,系统地分析了储层气水测井响应特征;采用饱和度重叠法、电阻率-孔隙度交会法、侧向-感应电阻率比值法、纵横波速度比法,从不同角度反映储层物性和气、水、干层之间的差异,综合判别安岳气田须二段的储层性质。通过对2011-2012年的新井跟踪对比分析,最终优选出以饱和度重叠法、电阻率-孔隙度交会法为主的流体性质判别技术,在对该区４６层的储层流体性质识别中,测井解释符合率由６０％提高到了83%,试气成功率也明显提高。该套技术适用性强,具可操作性,对川中地区其他区块也具有很好的指导作用。