基于拟合随钻声波时差曲线的地震导向水平井技术

松辽盆地北部扶余油层是近几年致密油勘探的热点领域.针对平面展布窄小、厚度超薄储层的地震导向水平井问题,提出了基于拟合随钻声波时差曲线的地震导向水平井技术.其实现过程可概括为:(1)钻前利用已知直井拟合声波时差曲线,在此基础上开展纵波阻抗地质统计学反演,提高储层预测精度,优化井位轨迹设计;(2)钻探过程中目的层上方钻遇标志层(青山口组三套油页岩)时,调整时深转换参数,重新设计井轨迹;(3)钻头进入扶余油层,利用随钻伽马曲线阶段性拟合声波时差曲线,在此基础上开展动态拟纵波阻抗地质统计学反演储层及深度预测,指导井轨迹调整.通过对水平井Z的模拟分析,证明该方法可以有效导向水平井入靶、指导水平井钻进的同时,也能满足钻井现场的时效性要求.     

应用水平井信息提高地震反演精度

本文针对水平井的水平段信息无法直接应用到地震反演中的问题,以委内瑞拉地区从式水平井开发为主的A区块为例,提出水平井正演模拟与直井约束地震反演相结合,通过同位协同克里金融合的方法,实现水平段有效信息在地震反演中的应用,精细刻画了砂岩储层及薄泥岩隔夹层的空间分布,提高了地震反演体的预测精度与可靠性.研究成果应用到12口新开发井的井位设计和开发部署中,全部钻遇砂岩储层,砂岩厚度钻遇符合率为89%,泥岩隔夹层厚度钻探符合率达78%.应用水平井信息提高精度后的地震反演数据体为研究区重油项目的开发方式优化和后续储量复算提供了更为可靠的依据.     

变速成图方法应用——以歧南斜坡区为例

随着地质勘探工作的不断深入,对构造图的精度要求也越来越高.因此,对速度场建立和变速构造成图方法也提出了更高的要求.中国东部大港探区在时深转换及构造成图中所用的传统方法是利用统一的华北速度公式来进行的,由于工区内钻遇深层古生界地层的井较少,且分布很不均匀,所以利用华北地区的井资料综合出的统一的华北速度公式对整个华北地区进行时深转换及构造成图存在一定的误差,特别是在复杂构造地区,误差更大,已不能满足实际生产的需要.本文在对大港探区歧南斜坡区内每一口井都进行精细的层位标定基础上,分析了传统方法中影响时深转换和成图精度的主要因素,指出了传统方法中造成误差较大、准确性较低的原因.采用处理资料的叠加速度、测井速度和地震地质标定速度相结合的技术,在三维空间分析该区速度变化,编制平均速度平面图、立体显示图等,实现空间变速成图.有效地提高了复杂地区速度场和构造图的精度,在实际工作中取得了较好的效果,具有良好的推广应用前景.     

应用随钻测井资料正确指导水平井钻进

根据水平井测井机理和对大量水平井、直井测井资料的解释经验,概括出了1套适合较复杂地质条件下的水平井随钻测井综合解释技术,主要包括：水平段进入点识别技术;水平段轨迹近围岩识别技术;水平段钻遇薄、厚泥岩识别技术以及水平段钻出油砂体边界识别技术。使用的随钻测井资料有4条不同探测深度电阻率曲线和1条自然伽马曲线。2000年以来的委内瑞拉M油田76口水平井随钻测井解释结果和完钻后综合解释结果以及新井测试及投产结果对比,解释符合率达到98％以上。     

超深层目标随钻测井引导的动态地震成像

超深层油气储层目标上覆巨厚的复杂介质,基于地面观测数据估计的地震波传播速度存在误差,将导致地震成像结果不准确,增加深井钻探风险或勘探成本.随钻测井提供的地层速度信息可用于提高偏移速度模型的精度,从而通过叠前深度偏移重处理减小井震闭合误差,及时地重新定位深层的钻探目标,并为钻井轨迹调整提供科学依据.为此,本文提出一种随钻测井引导的动态地震成像方法.它在相对地质年代信息约束下,将测井资料处理获得的层速度用于修正井孔周围一定范围内的偏移速度模型,结合波动方程基准面延拓实现局部三维叠前深度偏移处理,利用图形处理单元(GPU)加速以便更新钻头前方的地震图像.基于实际地震与测井资料的仿真试验表明该方法技术具有可行性,预期可为面向深储层的智能导向钻井提供有力支撑.     

透射与反射槽波联合探测小构造应用研究——以山西龙泉矿区为例

矿井勘探方法中,槽波地震是探测小构造最重要的一种方法,小构造的定量探测对于工作面的设计和开采具有重要的意义,通过透反射联合勘探并以揭露信息进行约束能够取得准确的结果.对山西龙泉矿4203工作面进行槽波透反射勘探,巷道的煤厚为6.8 m,巷道揭露的断层f29落差为7 m,f30落差为11.8 m,利用椭圆切线法和透射层析成像信息得出槽波的解释成果,从构造发育规律和三维地震解释的断层的数量、延伸长度、走向进行统计分析,合理推断槽波探测断层在工作面内外分布及延伸长度,并通过钻探得到了验证,得出在有效利用先验地质资料条件下矿井槽波地震透反射法具有广泛的应用前景.     

全三维地震解释技术在南海西部深水区峡谷水道研究中的应用实践

南海西部深水区具有丰富的天然气资源,但由于领域广,水深大,地震和钻井资料少,整体勘探程度较低.2010年LSA井的钻探成功,正式拉开了南海西部深水勘探的序幕.LSA井钻探的有利目标为中央峡谷水道砂,为了快速客观的评价水道型目标的分布范围与油气关系,结合地震资料特点采用全三维地震解释技术.该方法是一种能有效地将地质知识应用于地震解释的综合解释方法,它可以使解释人员从不同属性的三维数据体中快速获取各种信息,对局部构造、断裂系统、砂体、沉积相带展布等进行系统研究和成图,取得一系列重要成果,从而大大缩短了解释周期,直观地展现了主要目的层段局部构造和断裂系统发育特征,有效地预测了中央峡谷水道砂体发育情况,迅速准确地指导油气勘探开发.     

中国大陆科学钻探孔区全观式三维地震采集

大陆科学钻探不仅是打一口钻,而是深部钻探同地球物理遥测结合起来的相互反馈系统,这里地球物理遥测主要是指三维深反射地震. 中国大陆科学钻探孔区三维地震调查是大陆科学钻探工程的一项重要内容. 在数据采集中提出了全观式三维地震调查新技术,它是指排列不滚动的三维地震调查,即将地震检波器铺满全部测区的一种地震采集方法,尤其适合于有限面积的三维地震工作. 这种方法的优点是：(1)快速高效; (2)叠加次数高; (3)与常规三维地震相比成本大幅度减少. 在中国大陆科学钻探孔区内进行的全观式三维地震测量,全面实现了预期目标,包括：(1) 配合钻探查明孔区地质构造,将钻探的一孔之见扩展到深6000m、长宽超过3000m的三维岩柱;(2)提供高精度定位的地壳反射体以供标定;(3)发现中、下地壳及地幔内的反射体等.     

纵、横波联合反演方法在海拉尔盆地贝39井区的应用

海拉尔贝39井区构造复杂,砂体边界识别难,常规纵波地震解释存在多解性,引入转换波信息可增加地震解释的可靠性.由测井曲线的岩石物理分析可知,在纵波阻抗-速度比双弹性空间可识别砂泥岩.本文根据海拉尔地区测井资料的特点,利用拟合方法重构横波测井曲线;基于海拉尔贝39井区三维三分量地震数据,采用放大比例尺层拉平的精细层位解释及纵波降颊和转换波提频相结合的方法进行精细层位匹配,在此基础上,由纵、横波联合反演求出速度比属性,定性描述了储层的平面分布,与贝39井钻遇油层特征相符,解决了该地区的油水分布问题.应用属性切片技术得到油层组的砂体平面展布,砂体的展布特征与区域地质认识的物源沉积方向具有较好的吻合程度,并对贝39并区的油藏类型进行了重新认识.     

WFSD钻孔气体氢浓度动态与断裂构造及地震的关系

为了开展汶川8级地震孕育机理及其科学问题深入研究,“十一五”国家科技专项“汶川地震断裂带科学钻探(WFSD)”2008年11月开始实施.汶川断裂带科学钻探项目设计在龙门山断裂带上钻5口科学深钻,其中WFSD-2井位于汶川地震主断裂的北川-映秀断裂中段,断裂上盘为8亿年前形成的古老彭灌花岗岩闪长质杂岩,下盘为三叠系煤系地层,2009年7月6日开钻,设计孔深2000m,截止2012年1月15日终孔钻进深度为2 180.52 m.     

水平井和大斜度井中的感应测井响应计算

感应测井受井斜影响十分严重，在水平井和大斜度井中，感应测井曲线几乎面目全非．水平井和大斜度井中感应测井响应的正演计算是正确认识这种复杂环境中感应测井响应特征的重要手段，是进行井斜环境影响校正的必要准备，是研究用感应测井曲线探测水平井井眼离最近界面距离的基础，同时也是感应测井理论的新发展．本文将论述水平井和大斜度井中感应测井响应正演计算的理论和方法；分析水平井、大斜度井中感应测井的响应特征     

归一化总水平导数法在位场数据解释中的应用

本文提出归一化总水平导数法,通过对总水平导数进行空间归一化计算实现了异常体水平位置和深度的估计,此外还推导出基于归一化总水平导数的欧拉反褶积法来估算地下地质体的空间位置,两种方法反演结果的相互验证可有效地提高反演结果的可信度.理论模型试验证明空间归一化总水平导数法和归一化总水平导数欧拉反褶积法均能有效地完成异常体的水平位置和深度的估计,所获得的位置参数与理论值相一致.在利用归一化总水平导数法进行磁异常解释时,对数据进行化磁极计算可得到更加准确的结果.将其应用于实际航磁数据的解释,获得了岩脉的大致分布特征.     

华北地区震前断层水平异常活动特征

分析了首都圈及邻近地区跨断层基线测量资料, 研究了唐山、大同及张北地震前后断层水平异常活动特征。结果表明, 震前在震中外围存在显著的断层水平异常活动, 监测断层水平活动是地震预测的有效手段; 同一测点震前断层水平异常活动具有相似性特征; 唐山地震前在震中附近一定范围内出现的断层水平异常活动, 具有断层预位移性质。     

基于正交各向异性介质理论的地应力地震预测方法

地应力是评价页岩气储层是否可压裂成网的重要参数.利用地震资料进行地应力参数预测可以根据水平应力差异比(DHSR,Differential Horizontal Stress Ratio)值大小来判断.现阶段计算水平应力差异比主要基于具有对称轴的横向各向同性介质理论,即HTI介质假设,欠缺对页岩中实际大量存在的VTI特征的考虑.本研究同时考虑页岩气地层VTI和HTI特征的作用,利用正交各向异性介质岩石物理关系,推导出水平应力差异比与弹性参数及各向异性参数之间的关系.首先,在分析应力应变本构方程的基础上,对正交各向异性介质(OA)的本构方程进行推导,通过胡克定律一般形式获得正交各向异性介质的应力和应变关系;其次,利用该应力和应变关系推导出最大水平应力、最小水平应力和水平应力差异比与地层弹性参数和各向异性参数的关系并定义了参数正交各向异性水平应力差异比(ODHSR,Orthorhombic Differential Horizontal Stress Ratio);最后,对正交各向异性水平应力差异比ODHSR与具有水平对称轴的横向各向同性介质的DHSR进行了对比,证明了本文的正交各向异性水平应力差异比(ODHSR)计算公式.     

随钻核磁共振测井的地层界面响应特征

随钻核磁共振测井的地层界面响应特征对地质导向和原状地层评价具有重要意义,但钻井轨迹的复杂性决定其响应特征是多重因素综合作用的结果,且较难直接给出统一显式表达式.本文根据仪器在地层内的运动特征,建立了基于敏感区域体积元的随钻核磁共振测井响应方程和离散化计算方法;通过正演、反演结合的数值模拟,研究了单、双界面水平层状地层中,不同井斜角度、天线长度和目标地层厚度等条件下的随钻核磁共振测井响应特征,对关键结果给出了成立条件和定量关系.随钻核磁共振测井在斜井段中的T₂分布和孔隙度响应与直井中差异明显;井斜角越大,视地层厚度越大,地层界面在T₂分布和孔隙度曲线上的过渡段越长,T₂分布过渡起始位置已不能确定界面深度;仪器的最高纵向分辨率与天线长度、井眼条件和仪器参数有关;受围岩作用影响,较薄目的层的测井响应特征上可能出现异常"夹层".基于分析结果,对随钻核磁共振测井资料解释提出了建议.     

滇南地区降雨量与水位变化的关系——以澄江井、建水井为例

2015年1月9日,云南地区出现大幅度水位同步转折上升现象,而地下流体群体异常的聚集区可能是未来强震的孕育区,及时排除环境等干扰因素,对确定地震危险区很有帮助。本文选取澄江井和建水井的水位观测数据,分析降雨量与水位变化的关系,认为滇南地区的水位年变化与雨季降雨量之间有较好的线性关系。本文对澄江井和建水井2012-2014年的水位异常信息进行提取,对其映震情况进行了总结,研究表明滇南地区降雨量对水位引起的异常,主要表现在变化幅度和变化时间等方面。此次出现的水位同步转折上升现象多为降雨干扰影响。     

深震前的蛟河井水位异常

对1998年6月和2002年6月蛟河井出现的两次水位异常进行了分析。排除了其它可能出现的干扰因素。基本上认为是深震前的地下水异常。     

Influence of Bedding and Mineral Composition on Mechanical Properties and Its Implication for Hydraulic Fracturing of Shale Oil Reservoirs

The premise of hydraulic fracturing is to have an accurate and detailed understanding of the rock mechanical properties and fracture propagation law of shale reservoirs. In this paper, a comprehensive evaluation of the mechanical properties of the shale oil reservoir in the south of Songliao Basin is carried out. Based on the experiments and the in-situ stress analysis, the fracture propagation law of three types of shale reservoirs is obtained, and the suggestions for fracturing are put forward. The results have shown that the fracture propagation of pure shale and low mature reservoir is easy to open along the bedding plane under compression loading, which is greatly influenced by the bedding. Sand-bearing shale is slightly better, the fractures of which are not easy to open along the bedding plane. The mechanical experimental results show that all the samples have the characteristics of low compressive strength, low Young''s modulus and strong anisotropy, indicating that the shale oil reservoir is certain plastic, which is related to its high clay mineral content and controlled by the bedding development. Compared with pure shale and low mature shale, the sand-bearing shale has less clay content and less developed bedding, which maybe the main reason for its slightly better brittleness. Overall, the expansion of hydraulic fracture is controlled by in-situ stress and bedding. Because of the development of bedding, it is easy to form horizontal fractures. Thus it is not suitable for horizontal well fracturing. Because of the high content of clay minerals, the applicability of conventional slick hydraulic fracturing fluid is poor. It is suggested to use vertical well or directional well to carry out volume fracturing. In this way, the effect of bedding can be effectively used to open and connect the bedding and form a larger fracture network.     

水平井开采南海神狐海域天然气水合物数值模拟

2007年5月,南海北部神狐海域的实地钻探结果表明该区域海底存在大量天然气水合物,其作为未来我国潜在的可开发能源的调查和资源评价工作正在展开.本文以SH7站位的钻探、测井数据为基础,建立了实际水合物藏分层地质模型,主要包括上盖层、水合物层和下盖层,其中上下盖层均为可渗透的沉积物.本文利用新型的开采井设计方式,进行了单一...     

Analytical and semi-analytical solutions of horizontal well capture times under no-flow and constant-head boundaries

The closed-form analytical solutions and semi-analytical solutions of capture times to horizontal wells are derived for different recovery scenarios. The capture time is the time a fluid particle takes to flow to the well. The first scenario is recovery from a confined aquifer in which the influence of regional groundwater flow upon the capture time is included. The second scenario is recovery from underneath a water reservoir in which the top boundary of the aquifer is constant-head. The third scenario is recovery from a low-permeability layer bounded above and below by much higher permeability media. Closed-form solutions are provided for the cases with: (1) a center or a bottom well for the first scenario; (2) a bottom well for the second scenario; and (3) a center well for the third scenario. Semi-analytical solutions are provided for general well locations for those scenarios. Solutions for both isotropic and anisotropic media are studied. These solutions can be used as quick references to calculate the capture times, and as benchmarks to validate numerical solutions. The limitations of the analytical solutions are analyzed. Our results show that the top and bottom no-flow boundaries of an aquifer constrain the vertical flow, but enhance the horizontal flow, resulting in elongated iso-capture time curves. When constant-head boundaries are presented, water can infiltrate vertically across those boundaries to replenish the aquifers, resulting in less elongated iso-capture time curves.