水平井测井技术在XP-1井中应用

水平井在测井作业、测井解释及储层评价方面与常规铅直井有所不同。本文从水平井钻遇的储层周围环境和储层厚度变换入手,论述了水平井储层测井曲线响应特征和测井解释特点,提出在水平井测井解释过程中须准确判断出井眼轨迹,以便正确识别储层及指导生产测试。     

碳酸盐岩储层测井评价方法

从碳酸盐岩储层类型划分、储层参数表征、流体性质判别到数学方法的应用等4个方面,系统总结厘定了国内外碳酸盐岩储层测井评价的方法技术,通过对比分析各种评价方法可知:根据一定的数学算法,综合利用常规测井和成像测井不仅能很好地识别储层类型,而且能实现对储层参数的半定量、定量计算评价。利用常规测井和测井新技术资料(电测井和声波测井)计算出缝洞储层的各项物性参数,在此基础上,结合常规测井、核磁共振测井和偶极横波测井能进一步判别出流体性质。通过与岩心分析结果比较,该储层参数计算方法不仅有效,而且简单可行。数学算法和测井新技术资料在复杂碳酸盐岩储层评价中发挥不可替代的作用,能解决复杂碳酸盐岩储层的计算评价问题。以碳酸盐岩储层特征及流体性质为切入点,结合各种地质、地震和测井资料,借助数学算法,准确地识别储层类型与判别流体性质,并精确求解碳酸盐岩储层特别是缝洞储层的物性参数,将是碳酸盐岩储层测井评价的重点及发展方向。     

煤型气储层的测井评价技术

为了科学选取煤型气勘探与开发的测井方法,完善煤型气储层的测井评价技术,在大量调研基础上,通过对煤型气产出机理及影响因素的再认识,经过分析比较煤层气与煤成气两类煤型气储层的差异,并分别研究两类储层的测井探测技术,进而分析煤型气储层的测井评价内容及技术要求,提出了煤型气储层测井评价技术的优选方案:综合分析具体研究区块储层特征,对煤层气储层选择相应测井方法识别煤层,对煤成气储层选择相应测井方法识别渗透性砂岩,再计算储层参数,开展产能评价和储量计算。研究表明,常规测井是定性识别煤型气储层的有效方法,优选出的煤层气和煤成气测井评价技术可以很好地完成煤型气的定量评价。      

煤型气储层测井评价技术

为了正确认识煤型气分类及其储层地质特征、科学选取煤层气测井方法,完善煤层气储层测井评价,在凋研分析煤型气的产出机理及影响因素的基础上,对煤层气与煤成气两类储层在岩石成分、生气能力、气源、储气方式、储气能力、储层物性、力学性质、以及开发等方面的差异进行比较。通过分析两类煤型气储层的测井技术方法,指出裸眼井测井技术可获得准确的煤系地层信息。根据煤型气储层测井评价技术内容及要求,提出了煤型气储层测井评价技术优选方案。     

页岩气储层测井评价有关问题的探讨

页岩气是存在于页岩中的非常规的天然气,测井是评价页岩气储层的一种不可缺少的方法.通过对煤田测井、煤层气测井、页岩气测井的比较,认为现有的测井方法能够准确定性页岩气储层及厚度.结合国内外页岩气测井实践,对页岩气储层的测井评价有关问题进行了探讨,包括页岩气储层的含气量确定,页岩层的裂缝、缝隙、孔隙度、渗透系数等,另外提出了矿物组成、脆性、力学性质、岩层产状等技术指标的测井评价方法.为了适应页岩气大规模开发,测井的定量评价的精度有待于提高,评价的方法有待于丰富.     

贵州赤水地区测井储层特征及评价

文中分析了本区各井测井系列现状及测井资料在储层评价中的作用,在综合分析储层类型的基础上,论述各类储层的测井反应特征及评价方法.     

川西低孔低渗储层参数评价

川西Y地区低孔低渗储层具有物性差、岩性多变、储集空间类型多样和孔隙结构复杂等特征,传统的储层参数测井评价方法在多方面受到限制,储层参数测井评价已经成为制约储层测井评价的主要因素。通过储层基本特征分析,基于储层物性、孔隙结构特征及概率理论,形成了一套系统的储层参数评价方法。实际应用表明,该套方法不仅大大提高了低孔低渗储层参数评价可靠性,而且扩大了模型的应用范围。     

DH油田水平井储层测井解释研究

水平井测井解释主要集中在测井仪器响应的理论模拟及各向异性的实验研究方面,远未达到实际水平井测井储层参数解释应用的深度和要求[1]。这里在对比分析DH油田水平井段与对应直井层段测井响应特征基础上,针对水平井段测井曲线进行了校正,提出使用直井取芯物性数据刻度水平井段测井曲线,来建立适应于水平井段井眼和曲线特征的孔隙度及渗透率神经网络解释模型,进而对整个研究区水平井段进行测井储层参数解释和评价。用直井储层参数对测井解释结果的检验表明,水平井测井储层参数解释精度得到了明显改善和提高,能够较好地满足三维地质建模的井属性参数精度要求。     

页岩气储层特征及测井评价方法

为准确分析页岩气储层特征及其测井评价方法,在大量国内外文献调研基础上,综合已有的地质、测井资料,详细分析了页岩气储层的矿物成分、有机质特征、物性特征和储集特征等,提出了从含气页岩识别、页岩生烃潜力评价及含气页岩储集参数评价等三方面开展页岩气测井评价工作。对页岩气储层特征及其测井评价方法进行分析总结,可为页岩气的勘探开发提供技术支持。      

油田开发阶段储层参数精细评价

以胜索油田为例,详尽论述了油田开发阶段储层参数精细评价的思路和方向,包括测井资料预处理与标准化、不同开发时期储层四性参数变化分析、测井解释模型建立及参数求取、储层参数模糊评价。开发阶段应通过储层四性分析,利用生产测试资料和神经网络方法建立测井解释模型及处理,能有效提高解释度。精细处理结果及模糊数学方法的应用,准确地定量表征了储层的优劣,在油田剩余油挖潜中产生了较好的应用效果。     

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩热液岩溶的特征及地质模型

随着塔中地区下古生界碳酸盐岩油气勘探地持续深入,分别在野外露头,塔中地区相关探井奥陶系储层中发现有萤石、闪锌矿、天青石、重晶石、硬石膏、焦沥青及热液石英等一系列热液矿物及其组合,越来越多的地质资料表明热液岩溶储层可能是塔里木盆地下古生界碳酸盐岩油气勘探中被忽视的一个重要储层类型。〖JP2〗通过总结近6年大量的针对野外露头热液岩溶现象地实地观察测量,以及通过对塔中82井区—24井区奥陶系储层发育段大量的岩石薄片观察、矿物能谱测定、地层水锶同位素测试,断裂性质的分析,深入研究热液溶蚀流体的活动特点以及对形成优质储层的控制作用,最终建立了热液岩溶储层的地质模型。研究表明,热液矿物主要沿断裂伴生的构造溶蚀缝和溶蚀孔洞发育,断裂是热液运移的主要通道,是形成优质储层的重要控制因素。塔中地区沿海西期走滑断裂附近的奥陶系灰岩将广泛发育热液溶蚀改造形成的储层,为塔中西部上奥陶统沿走滑断裂向内带拓展油气勘探打下了基础。     

塔里木盆地下古生界岩溶型储层类型及特征

塔里木盆地下古生界岩溶型储层可划分为同生岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶等三种类型。同生岩溶型储层主要为礁滩体受三级或四级相对海平面下降导致的短暂暴露和淡水淋溶的产物。风化壳岩溶型储层包括层间岩溶和潜山岩溶两个亚类:层间岩溶为碳酸盐岩中—短期抬升剥蚀和淡水淋溶的产物,地形起伏平缓,与上覆碳酸盐岩呈平行不整合接触;潜山岩溶为碳酸盐岩长期抬升剥蚀和淡水淋溶的产物,地形起伏强烈,与上覆石炭系、侏罗系—白垩系碎屑岩呈角度不整合接触,包括石灰岩潜山和白云岩潜山。埋藏岩溶型储层又可分为原源埋藏岩溶和异源埋藏岩溶两个亚类,前者为有机酸、盆地热卤水、TSR成因的硫化氢等成岩流体作用的产物,后者为深源热液作用的产物。认为塔里木盆地岩溶型储层是多期次岩溶作用叠加改造的结果。     

古潜山Z油田下古生界碳酸盐岩主控因素及储层发育模式

碳酸盐岩潜山是渤海重要的油气藏类型之一.以渤海区域重点开发目标Z油田为例,应用钻测井、岩心、微观薄片及地震等基础资料,对碳酸盐岩储层特征、形成机制及地质发育模式进行综合分析.明确了碳酸盐岩潜山储层岩性以白云岩为主,储集空间为晶间孔、裂缝和溶蚀孔隙.碳酸盐岩潜山储层主要受沉积、成岩及构造因素控制.结合单井特征及垂向岩溶分带性,将潜山纵向分为表层风化带、垂直渗流带和顺层溶蚀带.受成岩、构造等多因素影响,上油组较下油组储层发育,上油组储层全区发育,下油组储层局限发育.明确了岩溶分带及储层展布地质模式,为油田的下步调整和挖潜方向提供依据.     

碳酸盐岩岩溶储层类型研究及对勘探的指导意义——以塔里木盆地岩溶储层为例

岩溶储层是中国海相含油气盆地重要的储层类型之一。本文基于塔里木盆地岩溶储层的实例研究,指出岩溶储层的储集空间以缝洞为主,缝洞可以发育于潜山区,也可以发育于内幕区,具不同的地质背景和成因。据此,将岩溶储层细分为四个亚类,其中,潜山(风化壳)岩溶储层又可根据围岩岩性的不同细分为灰岩潜山岩溶储层和白云岩风化壳储层两个次亚类。潜山(风化壳)岩溶储层发育于潜山区,与中长期的角度不整合面有关,准层状分布,峰丘地貌特征明显;层间岩溶储层和顺层岩溶储层发育于内幕区,前者与碳酸盐岩层系内部中短期的平行(微角度)不整合面有关,准层状分布,后者与潜山周缘的斜坡背景有关,环潜山周缘呈环带状分布,与不整合面无关;受断裂控制岩溶储层主要发育于内幕区,分布于断裂发育区,尤其是背斜的核部,与不整合面无关,受断裂控制导致缝洞发育跨度大,沿断裂呈栅状分布。岩溶储层的细分方案突破了岩溶储层只分布于潜山区的传统认识,使岩溶储层勘探由潜山区向内幕区拓展,对中国海相含油气盆地碳酸盐岩油气勘探具重要的指导作用。     

渤海海域沙垒田凸起西北部奥陶系碳酸盐岩储层发育主控因素与分布预测

基于岩心、薄片观察以及同位素、稀土元素等分析资料,明确了渤海海域沙垒田凸起西北部奥陶系碳酸盐岩潜山储层岩性主要为白云岩,储集空间包括溶蚀孔、洞、缝,储层类型为裂缝-孔隙型,裂缝是沟通孔洞的重要通道。储层演化机制上,碳酸盐岩白云石化作用、岩溶作用和构造作用是储层发育的主控因素:白云石化作用是储层发育的基础,岩溶作用是储层发育的重要保障,构造作用是储层发育的关键。地震地质储层综合预测表明研究区西南部为风化壳岩溶储层发育的有利地区。     

渤海湾盆地渤中凹陷西南环古生界沉积微相及其对岩溶储集层的控制作用*

渤海湾盆地渤中凹陷西南环古生界深埋碳酸盐岩潜山天然气获得重大突破,钻井资料揭示该地区碳酸盐岩岩溶储集层具有很强的非均质性。由于沉积相是岩溶储集层发育的主控因素之一,因此文中根据岩心和薄片资料、测井相、微量元素和古生物特征等多种手段综合分析沉积相特征。结果表明,研究区现存奥陶系纵向上表现为1个较为完整的海退— 海进序列,主要发育开阔台地和局限台地2种沉积亚相,并可进一步划分为台内滩、滩间、潮下带和潮间带4种沉积微相。台内滩和潮下带微相横向分布连续稳定,水动力条件强,形成的储集层早期溶孔发育,且这2种沉积环境里发育的碳酸盐岩较纯净,经后期风化淋滤形成的岩溶储集层厚度大、质量好,因此是有利的岩溶储集层发育相带。该研究明确了研究区台内滩及潮下带的发育特征,对下一步油气勘探具有一定的指导意义。     

塔里木盆地阿克库勒地区下奥陶统古岩溶及油气分布

下奥陶统碳酸盐岩是阿克库勒地区主要含油气层,岩溶作用是影响奥陶系储层发育的最主要因素。本文详细论述了该区下奥陶统发育多期岩溶,海西早期是主岩溶期,该期岩溶主要形成于表生大气淡水条件下,岩溶作用深度和范围受志留-泥盆系和上奥陶统隔水层限制。指出岩溶斜坡区的地表岩溶带及潜流岩溶带上部是有利的储层发育和油气主要富集区带。     

渤海湾盆地东濮地区奥陶系碳酸盐岩成岩作用及对储集层的影响*

随着东濮地区地热勘探的不断深入,现有奥陶系储集层研究精度已不能满足勘探需求。基于露头、岩心、薄片、测录井、碳氧同位素和流体包裹体等手段,结合区域地质背景,深入研究了东濮地区奥陶系碳酸盐岩成岩系统及其对储集层的影响,并进一步预测了有利储集层的分布区。研究表明,准同生和早成岩期发生胶结、压实、准同生白云石化和准同生溶蚀作用,其中胶结、压实作用使储集层原生孔隙度大幅减少;表生成岩期发生风化壳溶蚀作用,对储集层孔隙的增加起决定性作用;中—晚成岩期发生构造破裂、热液溶蚀、压溶、胶结、埋藏白云石化和重结晶作用,其中白云石化、溶蚀和构造破裂作用对储集空间的贡献最大,重结晶作用具有双重性,对粉细晶白云岩起强烈破坏作用。综合研究将研究区划分出Ⅰ类储集层分布区1个、Ⅱ类储集层分布区2个和Ⅲ类储集层分布区2个。其中,颗粒滩、潮坪与断裂发育带、白云石化、准同生溶蚀、风化壳溶蚀、热液溶蚀作用叠合区储集层质量最佳,多为Ⅰ类和Ⅱ类储集层分布区。     

黔东南凯里—麻江—丹寨地区奥陶系红花园组古岩溶储层特征

黔东南凯里—麻江—丹寨地区(构造上位于黔南坳陷东北部)下奥陶统红花园组为一套生物碎屑灰岩。该区已发现的麻江古油藏尚未取得油气勘探进展。对区内多处露头剖面中—下奥陶统进行了宏观勘查和采样以及岩样微观薄片分析,证实该套地层曾发生古岩溶作用,并可识别出埋藏岩溶和风化壳岩溶两类古岩溶作用。基于这些岩溶剖面的对比分析,发现古风化壳岩溶受早中奥陶世古隆起及剥蚀时间控制,主要发育于古隆起区麻江古油藏一带,而其它地区为埋藏岩溶。认为古风化壳岩溶形成大量溶蚀孔洞缝,为红花园组提供了优质储层条件。此外在中—下奥陶统大湾组碎屑岩覆盖下的红花园组碳酸盐岩也可以发生埋藏岩溶并形成较好的岩溶型储层。红花园组在黔南坳陷东北部的油藏大多有过暴露或破坏。认为在坳陷西南部寻找古隆起区附近的上述两类储层应是油气勘探方向。     

渤中凹陷碳酸盐岩潜山岩溶分带特征与优质储层分布规律研究

渤海湾盆地渤中凹陷西南环古生界深埋碳酸盐岩潜山天然气获得重大突破,钻井揭示古生界气层垂向上显示分段性特征,该区储层主要受岩溶作用的控制,认识研究区岩溶垂向分带特征是预测优质储层和油气分布的关键。文章利用岩心、薄片、电性特征、能谱测井U 值、C、O、Sr 同位素等资料,结合水动力作用的大小、方向,综合分析认为,岩溶储层垂向具有分带性特征,自上而下分为表层风化带、垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带,且其岩电特征与溶蚀作用强差异性控制了储层发育段。研究表明优质储层主要分布于表层风化带、水平潜流带,且分别在不整合面以下20 m 范围内和距不整合面50~200 m,此外在溶蚀作用弱的深部缓流带,白云岩发育区则是潜在优质储层发育带。明确岩溶垂向分带特征及储层发育规律,对下一步碳酸盐岩区油气勘探具有一定的指导意义。