页岩气储层总有机碳含量测井评价新方法

对页岩气储层总有机碳含量(TOC)测井评价新方法进行了探索。利用有机质在电阻率测井和自然伽马测井中的不同响应特征以及数字岩石物理实验模拟的结果,提出了双泥质含量评价TOC含量的方法。利用双泥质含量法对实际资料进行了处理,并对处理结果与岩心TOC进行了验证和对比分析。双泥质含量法评价TOC方法精度较高,且方便易行,对于仅有常规测井曲线的地区可选择该方法进行TOC的评价。     

页岩有机碳含量测井评价方法及其应用

根据页岩气的定义,高有机质丰度既是成烃的物质基础,也是页岩气吸附的重要载体.利用页岩纵向高分辨率测井资料估算地层的有机碳含量,克服了因取心不足和受实验分析费用限制而造成的评价页岩的困难.依据页岩在不同测井曲线上的测井响应特征,利用电阻率、声波时差、自然伽马能谱等测井信息,采用△LgR法以及自然伽马能谱法回归计算页岩有机碳含量.最后以四川盆地2口井的页岩层有机碳含量计算为例,对TOC实测数据进行误差分析和检验,结果表明对于陆相页岩层段△LgR与U(铀)曲线叠合法较为适用,对于海相页岩层段这2种方法都取得了较好的效果.     

页岩储层有机碳含量测井定量评价方法对比研究——以X地区研究为例

有机碳含量是评价页岩气储层资源量的重要参数之一,利用测井资料计算有机碳含量,克服了样本分析测试的离散性和有限性等。通过对测井资料筛选校正,优选出响应特征明显的测井曲线;综合岩心测试分析数据,建立了改进△lgR法、多元回归分析法、BP神经网络法三种定量计算有机碳含量的模型,分析了模型的优缺点与适用性。X地区研究表明,三种有机碳含量评价模型均能在一定程度上满足该地区有机碳含量评价的需要,其中,BP神经网络法计算精度最高,适用性较强;在缺乏分析测试数据条件下,则应选用改进△lgR法。     

测井方法计算总有机碳含量和评价油页岩储层

正壳牌、雪佛龙以及其他油公司已经对新一代油页岩开发技术进行了论证,开发了用测井资料计算总有机碳含量、评价油页岩储量的技术。油页岩实验室分析技术。油页岩岩心分析一般包括矿物分析和化学成分分析。矿物分析包括骨架密度、总有机碳含量、     

页岩气储层测井评价及进展

页岩基岩孔隙度和渗透率极低,90%以上的页岩气储层需要经过压裂改造才能生产。根据2008年以来与页岩气储层测井评价有关的大量文献,综述了页岩气储层的地质特点,简介了页岩气储层岩心分析技术进展和适用的测井方法。概括给出了适用条件下的测井总有机碳、成熟度指数、岩石力学参数计算方法和裂缝评价方法。探讨了页岩气储层测井评价存在的问题及未来研究可行的发展方向,认为有必要建立信息全面的产气页岩典型样本数据库。     

元坝地区大安寨段二亚段页岩气储层有机碳含量计算方法

元坝地区大安寨段二亚段是该区页岩气勘探的新层系,如何提高其有机碳含量计算精度是靶窗优选的关键。在对前期理论方法继承发展的基础上,首次建立了“铀体积法”计算页岩有机碳含量,通过对其它技术方法的适用性分析和应用效果对比研究,认为研究区“拟合模型法”难以建立模型,“岩性扫描测井技术”、“ΔLog R技术”、“ANN技术”、“KNN算法”、“密度体积法”和“铀体积法”计算有机碳含量与实验分析相比,相对误差分别是11.74%、37.28%、5.54%、10.52%、14.09%和1.13%,其中“铀体积法”计算结果误差最小,解释精度最高。结合各方法原理分析认为,“铀体积法”是目前大安寨段二亚段页岩气储层有机碳含量计算最适合的方法。研究成果推动了元坝地区大安寨段二亚段陆相页岩气的勘探部署。     

页岩气储层品质测井综合评价

页岩气储层品质对压裂改造至关重要,直接影响到试油层位的优选和压裂施工的效果,进而影响页岩气产能的高低。为此,针对四川盆地南部地区海相页岩储层开展综合评价研究:首先,通过岩心实验数据与测井曲线相关性分析,优选铀含量、密度计算有机碳含量,优选声波、密度、铀含量计算储层孔隙度和有机孔隙度,建立多参数计算页岩储层参数模型,参数精度高;其次,利用页岩气水平井单段测试产量与储层参数开展主成分方法分析,优选页岩孔隙度、有机碳含量、脆性指数、总含气量,建立页岩气水平井储层品质综合评价模型,形成了页岩气水平井储层品质测井综合评价方法,评价结果与生产测井测试成果有着较好的对应性。研究结果表明:①声波能较好地表征无机孔隙度,铀含量能较好地表征页岩有机孔隙度;②水平井靶体应尽量控制在页岩储层品质好、脆性矿物含量高、脆性指数高的小层内,易于被压裂,形成的压裂缝网复杂,测试产气量贡献大。结论认为,页岩气水平井储层品质测井评价方法对水平井储层品质级别具有较好的指示性,为现场水平井靶体优化和优质页岩储层压裂分段优选提供了技术支撑,可以有效地指导现场生产。     

长宁页岩气储层分级测井评价标准及应用

为准确评价长宁地区海相页岩气而研究页岩气测井分级评价标准。在借鉴前人量化分析确定总有机碳含量(TOC)、总含气量、有机质成熟度、孔隙度和脆性矿物含量这5个页岩气品质主控因素的基础上,通过对长宁地区20口井龙马溪组—五峰组实验数据进行分析,利用总含气量与总有机碳含量的关系确定页岩气层TOC下界值。结合页岩有机质成熟度、矿物组分含量、孔隙度、总含气量等重要指标,与敏感测井信息做对应性分析,进一步明确Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类页岩气层、页岩干层及石墨化页岩干层的测井分级评价标准。通过区间数指标权重熵值法得到页岩气单因素权值以及储层品质综合评价方法。结果表明,应用所形成的页岩气分级评价标准及综合品质评价方法能较好地指示储层品质,为选层压裂以及页岩气资源评价提供技术支撑。     

鄂尔多斯盆地延长组页岩有机碳测井解释方法与应用

富有机质页岩中有机质含量是资源潜力评价的重要参数。为了获取研究区未取心井富有机质页岩有机碳含量,试图通过测井解释方法,建立研究区目的层位关于有机碳含量（TOC）的数学模型。通过对研究区20口井延长组岩心TOC测试结果与相应测井参数相关性分析,发现岩心实测TOC值与自然伽马和电阻率的对数呈现较好的正相关性,但与声波时差相关性不明显。据此,利用多元统计方法,建立研究区关于自然伽马和电阻率的对数解释延长组富有机质页岩TOC含量的数学模型。根据柳评177井TOC测井解释结果与实测TOC误差分析结果,该测井解释模型误差均值为5.35%。利用上述数学模型,对研究区46口未取心井延长组富有机质页岩TOC进行计算,并结合20口取心井的测试结果,分析研究区延长组富有机质页岩TOC空间分布特征。上述TOC分布结果与沉积微相的变化趋势具有良好的吻合性,从侧面表明文中建立的有机碳测井解释模型的可靠性和有效性。     

罗家地区页岩油气测井评价方法

页岩油气已成为中国能源新的增长领域。为了建立针对页岩油气的测井评价方法,以胜利油区罗家地区重点探井罗69井为例,系统研究了泥页岩的岩相、储集空间类型、物性、含油性及测井响应特征。研究结果表明,该类地层孔隙性越好,含油性越好。在此基础上,构建了泥页岩中钙质、石英、粘土等矿物组分含量及孔隙度、含水饱和度、总有机碳含量等评价参数的定量计算模型;进一步根据不同层段的含油气品质,将泥页岩地层划分为4类,其中Ⅰ类层含油气性最高,主要为纹层状泥质灰岩相。该测井评价方法有效地辅助了胜利油区罗家地区泥页岩水平井渤页平1、渤页平2、渤页平3井的部署,目的层良好的油气显示也进一步验证了该评价方法的实用性。     

富有机质页岩TOC含量的地球物理定量化预测

四川盆地涪陵地区页岩气已经实现了工业化开采,而TOC含量是评价页岩有机质丰度和生烃能力的主要参数之一。利用测井资料评价烃源岩TOC含量, 能够弥补烃源岩取心少、实测样品分布不连续的不足。为了得到连续的、整体的TOC含量数据,达到对页岩含气层位有机碳含量的定量化预测的目的,以涪陵地区A井为例,从目的层五峰-龙马溪组页岩实测TOC含量出发,结合地球物理测井资料,采用多参数优选、交会分析法、多元回归分析及ΔlgR法寻找与TOC相关性最好的参数,并以此建立区域性的统计学方程。利用该拟合关系式,结合三维地震数据体的叠后反演,计算出TOC数据体。结果显示,预测TOC结果与实测值高度吻合,相关性好,误差小。计算得到页岩目的层位TOC含量为0.5%～5.15%。其中目的层第一段TOC含量为1.9%～5.15%,为优势层段。地震反演得到的TOC连井分布和平面分布特征与研究区4口井的实测与计算TOC值连井对比所表现的分布特征一致。表明用岩石测井密度与TOC关系所预测的TOC分布是准确可信的,此方法可以应用于涪陵地区页岩的勘探评价。     

应用测井方法计算泥页岩有机碳质量分数

有机碳质量分数(TOC)是评价页岩气资源潜力的重要参数之一。利用测井信息的特殊响应,可以快速识别井下泥页岩地层。依据大量的实测数据,结合测井方法计算泥页岩TOC,可以有效地筛选富有机质泥页岩层段。以塔里木盆地2口井为例,探讨测井方法计算TOC的适用性。研究认为:经典的△lg R法对高—过成熟阶段的海相泥页岩TOC的计算并不适用,对中等成熟阶段的陆相泥页岩TOC的计算具有一定的适用性;对海相、陆相泥页岩利用U曲线法计算TOC具有很好的应用效果;在缺乏成熟度数据的非高—过成熟阶段的泥页岩层段,使用△lg R与U曲线组合法计算TOC,可以提高计算值的精确度。     

页岩气测井评价方法研究——以四川盆地蜀南地区为例

页岩气是一种重要的非常规天然气资源,目前国内对页岩气储层测井评价方法的研究还处于起步阶段。在对国内外页岩气储层测井评价方法调研的基础上,根据岩心分析资料,建立了四川盆地蜀南地区页岩气测井评价岩石物理模型。通过开展总有机碳含量、吸附气含量及游离气含量等计算方法的研究,形成了针对四川盆地蜀南地区页岩气储层关键参数的计算方法,并开发了相应的测井解释模块,建立了一套系统的页岩气储层测井评价方法。该方法支撑了页岩气试油层段及储层改造措施优选,为四川盆地页岩气藏的勘探开发提供了技术保障。     

页岩气储层孔隙压力测井预测新方法

页岩气储层中常出现明显的异常高压现象,其孔隙压力会在短距离内大幅上升。若不能及时准确预测这些异常高压值,可能导致井涌、井喷等钻井事故,不仅会给钻井施工造成重大损失,还严重影响储层评价工作。然而,现有的方法却很难准确预测页岩气储层中的异常孔隙压力值。结合页岩气岩心实验数据,在充分考虑孔隙度、有机质含量和有效应力对声波速度影响的基础上,提出了一套基于声波速度模型的页岩气储层孔隙压力预测新方法。该方法通过使用不含气层段的纵波、横波速度关系对储层纵波速度进行含气性校正,消除了气体对异常高压现象在声波测井信息表征上的影响。此外,该方法还能预测因不平衡压实和生烃作用等多种机理引发的页岩气储层异常孔隙压力,弥补了现有传统方法只能预测由不平衡压实引起异常高压的不足。以昭通地区页岩地层S井为例进行储层孔隙压力预测,形成了基于声波速度模型的储层孔隙压力预测方法技术流程。     

页岩气储层孔隙特征差异及其对含气量影响

运用氩离子抛光+扫描电镜和氮气吸附法对渝东南地区龙马溪组的24个页岩样品和川东南地区须家河组10个页岩样品孔隙进行测试,探讨页岩的孔隙特征差异及其对含气量的影响。研究发现,其孔隙类型主要包括有机质孔、矿物粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、矿物层间解理缝和微裂缝等;孔隙形态多为不规则,多呈开放状态;孔隙结构较复杂,纳米级有机质孔丰富,主孔位于2~10 nm。须家河组页岩样品以无机中大孔和微裂隙为主。有机质孔发育差异原因可能是由页岩的有机质类型本身化学分子性质差异造成,也可能是具有催化生气作用的无机矿物或元素与有机质赋存关系差异造成。数理统计结果显示,孔隙类型并不是含气量大小的主控因素,TOC是页岩气藏最本质因素。须家河组页岩中孔隙结构主要受无机矿物影响;龙马溪组页岩样品的TOC是比表面积和孔径为2~10 nm孔发育的本质因素,提供页岩气主要的储存空间。伊利石是孔径为2~10 nm孔发育的重要影响因素,也是提供页岩气存储空间的重要物质。     

四川盆地页岩气储层含气量的测井评价方法

含气量是页岩气储层评价的一项重要参数指标,其值的高低直接影响着页岩气区块是否具有工业开采价值。而页岩气含气量主要由吸附气和游离气组成,其影响因素较多,包括孔隙度、含气饱和度、地层压力、地层温度、总有机碳含量等。为此,针对四川盆地蜀南地区下志留统龙马溪组页岩气储层开展综合研究,形成了一套系统的页岩气储层含气量测井评价方法 :(1)通过页岩岩心等温吸附实验,建立了兰格缪尔方程关键参数计算模型,并对吸附气含量主要影响因素地层温度、地层压力、有机碳含量进行分析及校正,提高了吸附气含量计算精度;(2)开展页岩储层孔隙度和含水饱和度精细评价,为精确计算游离气含量奠定了基础;(3)由于吸附态甲烷占据一定孔隙空间,扣除吸附气体积影响后,总含气量计算精度较高,与岩心分析数据具有较好的一致性。通过实验与理论的结合,所形成的四川盆地页岩气储层含气量评价方法在该区块具有较好的适应性,为现场试油层位的优选和区块资源潜力评价提供有效的技术支撑。     

页岩气气藏产能评价方法研究进展

从递减曲线方法、产能解析公式以及数值模拟方法等三方面阐述国内外页岩气藏产能评价方法的研究进展,通过总结对比指出各方法亟待发展与改进的问题:递减曲线方法应考虑分阶段研究,即考虑组合模型;产能解析公式应考虑中国页岩气藏地质条件进行模型研究;数值模拟方法应主要发展复杂裂缝网络的地质建模等技术,实际开采中综合考虑其他监测技术。