油气藏开发监测中地-井三维电磁法的数值模拟研究（英文）

在油气田开采的中后期,油气藏动态监测与剩余油气的探测是至关重要的问题。基于地层流体含油气饱和度的变化将导致电阻率差异这一机理,提出多场源多方位地-井垂直电磁剖面法。根据油气藏及其开采过程设计了油气藏动态开发四个进程,采用积分方程方法模拟了多方位、多场源地-井垂直电磁剖面法在油气藏注水开采进程中油气储层电阻率和含油饱和度动态变化的电磁响应特征。通过不同方位地-井电磁场异常强度及形态变化来指示注水开采进程。数值模拟结果表明:该方法可有效监测油气动态变化过程,指示续剩余油分布、注水水淹进程。     

页岩气压裂微地震监测技术及其在四川盆地威远地区X平台的应用

四川盆地威远地区志留系龙马溪组页岩气压裂过程中存在压裂井套管变形和周边井受压裂干扰产量波动的问题.为了有效评价页岩气压裂效果,查明压裂井套管变形、周边井产量波动的原因,以四川盆地威远地区X平台微地震监测为例,开展了页岩气压裂微地震监测技术研究与应用.结果表明：(1)基于微地震事件计算的储层改造体积可定性评价压裂效果,一般压裂规模越大,压裂改造体积越大,压后产量也越高;(2)根据微地震监测结果实时调整暂堵剂加入时机和尝试多次暂堵,可提高人工压裂裂缝的复杂度,同时降低可能引起套管变形的天然裂缝活化;(3)与人工压裂裂缝方向一致的天然裂缝不易引起套管变形,与人工压裂裂缝方向不一致的天然裂缝的剪切滑移是套管变形的重要因素;(4)压裂液在压裂层段积累,形成高压力带,逐渐驱动压裂液沿着天然裂缝或储层孔隙通道向周边井的低压力带渗流,造成X平台周边井产量波动.以上认识,对页岩气高效开发具有一定指导意义.     

电位法井间监测技术

在简要阐述电位法井间监测技术的基本理论及测试方法的基础上 ,通过大庆油田采油四厂杏 7- 2更 2 4井调剖工艺效果评价、大港油田港西三区一断块注水井注水推进方位测试及山西吉试 1井煤层压裂裂缝方位测试等现场应用实例 ,证实了电位法井间监测技术在油田开发、工艺措施评价及在煤层气勘探开发领域所发挥的重要作用 ,同时也进一步说明了该技术的实用性及今后的推广前景     

微地震监测定位精度分析

随着非常规致密砂岩气、页岩气藏的开采开发,压裂技术在储层改造中起着举足轻重的作用,而微地震监测技术是评价压裂施工效果的关键且即时的技术之一.根据微地震监测处理高精度地反演微震位置,从而预测压裂裂缝的发展趋势及区域,对压裂施工效果进行跟踪及评判,同时也为后期油气藏的开采和开发提供技术指导.定位精度直接影响地下裂缝的分布特征,错误或精度不高的定位结果,必将导致对裂缝趋势的误判.文章结合理论和数值模拟方法,对初至拾取精度的影响因素进行了分析,讨论初至误差对定位精度的影响.同时结合地层岩石物理特性、射孔资料对速度模型的校正、速度各向异性、地层倾角、多段压裂等因素,分析了这些因素对精细速度模型及定位精度的影响.最后结合定位方法本身所存在的局限,探讨反演方法及方位角对定位精度的影响.通过理论及数值模拟分析表明,初至误差、速度模型精度及定位方法对定位精度有着紧密关系,并将其归类为可控误差及系统误差,通过区别对待可控误差和系统误差,可最终为高精度微地震监测定位技术的研究及应用提供指导.     

基于深度学习和无线传输的非常规页岩气压裂微地震实时自动监测

水力压裂能有效沟通天然裂缝形成复杂缝网系统,极大地提高低渗透油气藏的产能．为有效评估储层水力压裂改造效果及规避潜在的地质安全隐患,需要建立完善的压裂改造监测技术,而微地震监测是目前最为有效的监测手段之一．近年来,国内外微地震监测技术取得了较快的发展,但数据处理仍基本依赖于人工,成本昂贵,且较难提供连续的监测信息以完整反映压裂全过程．为进一步推动非常规压裂生产过程中的实时微地震监测及现场反馈,减轻人员负担、降低成本,我们发展了基于无线4G实时传输节点地震仪和深度学习的软硬件一体化微地震实时监测技术．在川南某页岩气开发平台的微地震监测试验中,该一体化实时监测技术通过4G无线网络实时回传采集的地震波形,并利用最新的深度学习技术对实时数据流进行处理,实现了从地震数据采集、数据实时传输、微地震检测、震相拾取、地震定位、震级分析等一系列功能,并通过云端将微地震分析结果实时反馈至压裂现场,实现了对压裂施工过程不间断地实时自动监测．同时,通过对比地面两套不同密度观测系统人工处理与自动处理的结果,对实时监测技术的准确性和可靠性进行了定量分析和验证．该软硬件一体化微地震实时自动监测技术的研发为我国今后非常...     

数字化地震监测技术优化策略的思考

主要采用了优势分析、问题探究以及策略探究等方法,对数字化发展时代的地震监测技术的技术应用、数据搜集以及数据传输等问题进行了深入性分析。分析结果表明,数字化技术对地震监测技术的优化效果非常显著,不仅能够有效提高地震监测数据的准确性和全面性,实现更加精准的地震预测,而且能够为地震监测工作者提供更加先进的监测设备和监测手段,激发相关人员产生技术创新的意识。     

中高含水期剩余油测井评价技术综述与展望

为了提高剩余油测井评价效果、更好地服务于制定中高含水期油田“控水稳油”技术政策,本文基于大量文献调研,首先梳理了剩余油的概念、形成机理及富集特征,其次开展了剩余油测井方法适用条件及方法特点比较分析、剩余油测井评价方法选择原则分析,进而开展了剩余油测井评价方法发展趋势分析.研究表明,剩余油形成机理主要包括地质因素和开发因素,剩余油分布呈现高度分散和相对富集特征、分布方式多样;剩余油测井方法主要分为套管井和裸眼井剩余油测井(剩余油电法测井、核测井及声波测井);研发新的剩余油测井技术,套管内与套管外(裸眼井)的剩余油核测井、电测井与声波测井协同工作,将现代数学方法引入到剩余油测井解释建模以开展多信息的剩余油测井综合评价成为剩余油测井评价方法发展主要趋势.     

油田开发过程中的动电现象研究

动电现象是油气田注水开发过程中因油藏环境变化而引起的一种特殊的地球物理现象.本文依据多孔介质中的双电层模型及动电理论,对油气田开发过程中的动电现象进行研究,提出陆相非均质复杂构造油气藏开发过程中压力异常、地层水淡化及多相流动是动电现象产生的主要原因,流动电流的形成不仅使老区新钻井的自然电位曲线发生畸变,表现为平直及正异常现象,还导致水淹层的电阻率升高,严重干扰已动用层的评价工作.     

第二深度空间(5000～10000 m)油、气成藏和潜力分析

近半个世纪以来,我国的油、气勘探和开发实践主要集中在中、新生代以来的陆相沉积盆地中,即第一深度空间(5000 m).对第二深度空间(5000~10000 m)陆相和海相,即双相沉积建造中的油、气能源未能给予切实关注,仅为在近年来才得以重视和践行.通过对国内外诸多油、气田中的油、气成藏、储存、运移与深层过程的分析和研究发现,我国广泛陆相沉积建造的深处尚分布着丰富的海相沉积建造;且我国古生代的沉积地层确属变质很浅或不变质的层系;以往的油、气形成温度、压力和孔隙度的门限已逐被国内、外油气勘探与开发的实践所突破;第二深度空间的油、气成藏具有很大潜力.以上理念的提出与实施不仅大为扩展了勘查油、气的深部空间,更为重要的是揭示了第二深度空间将必是21世纪上、中叶在深处发现大型、超大型油、气藏的必然轨迹.     

天然地震促进孔隙流体迁移机制的探讨及两类模型分析

随着当今油气勘探工作的深入,油气运移机制的研究愈发重要.近来国内外关于天然地震引起油气井产量变化,油气开采诱发地震的研究报道很多.一系列的观测事实表明强震具有巨大的地下流体运移力,天然地震对油气运移成藏有着显著的影响,很可能是多震油气藏区域油气运移的主要机制.本文从岩石骨架与孔隙流体相互耦合作用机理出发,分析较适合的固液耦合模型(包括宏观和微观模型),探讨和综述天然地震与油气二次运移成藏之间的深层次联系,提出了微宏观模型融合分析的观点,以期从震控油气二次运移的物理学机制角度为复杂多地震区域下的油气藏的勘探、开发提供理论依据和信息参考.     

鄂尔多斯盆地中东部长6复杂低渗储层测井评价

开展复杂低渗储层特征、测井响应及其控制因素分析,有助于储层评价与油水层识别.鄂尔多斯盆地中东部长6期沉积具多物源供给、沉积相带频繁变化的特点,来自不同物源的沉积砂体岩石碎屑成分存在明显差异.长7、长6沉积期盆地周边的火山作用,致使一些地区的长6砂体具有相对高放射性特征.长6储层孔隙类型多样,孔隙结构特征复杂多变,再加上地层水系统的变化,致使一些油区长6低电阻率油层与常规油层、高电阻率水层与常规水层共存.研究结果表明,成藏动力与阻力的对比关系决定了在同一砂体中除存在常规油水分布外,还可能存在油水倒置分布.因此,加强钴前预测、钻井过程监督与调整、钻后综合研究、生产实践检验、解释模型与参数调整、老井复查等,有利于识别油水层,整体把握油水分布规律.     

浅议储层地质研究中的CT技术

CT技术具有无损、三维并可与计算机应用模拟相结合等特点,使其在储层地质研究中作用独特。本文从CT技术特点入手,总结分析其在储层地质研究中的应用发展历程:储层岩石组构识别、储层表征、微观流体输运过程的在线监测及剩余油分布研究等。随着高分辨率工业CT及数字岩心技术的发展,CT扫描三维数据体与数字岩心相结合,不仅可以提取岩石物理属性参数,如储层岩石的孔渗、地层因子、弹性模量、横纵波分析等,建立三维孔喉网络模型,还可以直接对复杂的孔喉系统进行定量化的结构表征和微渗流数值模拟。最后,本文作出展望,随着计算机技术的提高和油气勘探需求的增长,其应用会越来精细,越来越广泛。      

盐下特低孔渗碳酸盐岩油藏高产带地震预测方法研究

肯吉亚克油田石炭系油藏属持低孔渗、异常高压碳酸盐岩油藏，它除了具有埋深大，非均质性强，油气成藏控制因素复杂等特点外，其上还覆盖巨厚盐丘，造成盐下地震反射时间和振幅畸变严重，地震成像差、信噪比低和分辨率低，给储层预测工作带来极大困难。如何正确预测油藏高产带分布规律是高效开发这类油藏的关键，本文研究从分析形成碳酸盐岩油藏高产带的主控因素入手，通过井震标定，优选反映碳酸盐岩岩相、岩溶、物性和裂缝的地震属性，结合地震、地质、测井、油藏工程和钻井资料，把盐下特低孔渗碳酸盐岩油藏高产带预测问题分解成构造解释、岩相预测、岩溶预测、物性预测、裂缝预测和综合评价等六个环节。宏观上，通过建立断裂、岩相、岩溶模式，定性预测储层分布有利区带；微观上，通过多参数储层特征反演和多属性综合分析，定量、半定量预测有利储层分布，有效解决盐下碳酸盐岩油藏高产带预测难题，基本搞清本区碳酸盐岩油藏高产带分布规律，为优选有利勘探和开发目标提供依据。文中提出的方法和技术对解决国内外碳酸盐岩油藏高产带预测和其他复杂储层预测问题有借鉴作用。     

稠油热采时移地震监测研究与应用

我国具有丰富的稠油资源,但国内外针对陆相薄互层稠油油藏热采动态的时移地震监测研究还很少.通过分析火烧油层对储层的影响,结合已有的岩石物理测量结果,建立了薄互层油藏火烧油层模型,开展了地震正演模拟研究,并给出了应用实例.结果表明,稠油热采(注蒸汽、火烧油层、注热水)会引起储层岩石和孔隙流体弹性特性的显著改变,从而导致明显的地震属性差异;时移地震可以用来划分油层中高温区范围,跟踪高温前缘等.在陆相薄互层稠油田热采开发中,利用时移地震来监测油田开发的全过程是可行的.     

When 4D seismic is not applicable: Alternative monitoring scenarios for the Arab-D reservoir in the Ghawar Field

Ghawar, the largest oilfield in the world, produces oil from the Upper Jurassic Arab‐D carbonate reservoir. The high rigidity of the limestone–dolomite reservoir rock matrix and the small contrast between the elastic properties of the pore fluids, i.e. oil and water, are responsible for the weak 4D seismic effect due to oil production. A feasibility study was recently completed to quantify the 4D seismic response of reservoir saturation changes as brine replaced oil. The study consisted of analysing reservoir rock physics, petro‐acoustic data and seismic modelling. A seismic model of flow simulation using fluid substitution concluded that time‐lapse surface seismic or conventional 4D seismic is unlikely to detect the floodfront within the repeatability of surface seismic measurements. Thus, an alternative approach to 4D seismic for reservoir fluid monitoring is proposed. Permanent seismic sensors could be installed in a borehole and on the surface for passive monitoring of microseismic activity from reservoir pore‐pressure perturbations. Reservoir production and injection operations create these pressure or stress perturbations. Reservoir heterogeneities affecting the fluid flow could be mapped by recording the distribution of epicentre locations of these microseisms or small earthquakes. The permanent borehole sensors could also record repeated offset vertical seismic profiling surveys using a surface source at a fixed location to ensure repeatability. The repeated vertical seismic profiling could image the change in reservoir properties with production.     

叠后地震属性分析在油气田勘探开发中的应用

地震属性分析技术一直是地震特殊处理和解释的主要研究内容.随着油气勘探开发的发展,地震属性分析技术已经成为油藏地球物理研究的核心内容,是勘探地震与开发地震之间纽带.本文针对鄂尔多斯盆地的低幅度构造、低孔隙、低渗透率、致密性隐蔽油气藏的特点,综合应用相干数据体分析、地震相自动分类定性识别砂体厚度、地震振幅属性分析、频谱分解、多井约束的储层叠后反演等叠后属性分析技术,探索了一套适合该区油气特征的储层横向预测及油气识别模式.为该区油气勘探开发,储量计算提供可靠依据.同时也为隐蔽性油气藏的勘探开发积累了经验.     

基于EEI反演的储层油气识别研究

埕岛油田是我国极浅海地区第一个投入开发的大油田,其馆陶组上段属河流相砂泥岩沉积,油气富集程度高。该层段分为五套砂组,其中三砂组和四砂组是主要的含油储层。此次研究的目标工区内主要的烃类是重质油,含油储层与含水储层的物性差异较小,通过反演常规的弹性参数无法准确指示油气。基于测井曲线和岩石物理交汇分析,本文构建了敏感的油气指示因子,通过扩展的弹性阻抗反演技术反演该指示因子从而进行油气展布预测。该方法在工区得到了良好的应用效果。      

低渗砂岩储层渗透率各向异性规律的实验研究

应用1摩尔/升的盐水作为孔隙介质,采用液体压力脉冲法对采自鄂尔多斯盆地某油田三叠系延长组低渗砂岩样品进行了渗透率随有效应力的变化规律实验研究.在围压0～100MPa,孔隙压力0～12MPa范围内,样品的渗透率变化范围在0～60×10-18 m2之间,实验结果表明样品的渗透率随有效应力的增加而减少.通过拟合实验结果,得到渗透率随有效应力的变化规律较好的符合幂函数关系,相关系数介于0.903～0.984之间.同时对同一样品的X,Y,Z相互垂直三个方向的渗透率随有效应力的变化进行了比较,结果表明渗透率的各向异性同样是压力的函数,且随着有效应力的增加,不同平面内的渗透率各向异性表现出了不同的变化规律.但在实验压力范围内,渗透率各向异性皆为正值,表明在有效应力为100MPa范围内孔隙内流体的流动方向未发生改变.研究结果为鄂尔多斯盆地低渗(超低渗)油气田开发,特别是对深部油气田开发过程中开发方式的选择与设计,充分利用渗透率各向异性的特点,提高采收率提供了新的岩石物性资料.     

K油田开发中的砂体成像及油藏描述

K油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地阿克赛隆起带上,主要产层为白垩系底砂岩及侏罗系河道砂。油田区南北跨度较大,油藏类型多样,砂体边界识别困难。该油田在2000年之后逐步投入开发,但在开发过程中发现相邻井的出油情况差异较大,油水关系复杂,油田需要提高对油藏的识别精度来应对新一轮增储上产及井网调整问题。利用敏感属性分析、3D可视化模块、地质统计反演等技术,重新认识和评价了K区油藏特征,识别区内多个独立油藏,厘清油藏间的油水关系,总结该区不同油藏类型的含油气规律,就目前困扰K油田勘探开发工作的问题给出解答。     

Controlled‐source electromagnetic monitoring of reservoir oil saturation using a novel borehole‐to‐surface configuration

To advance and optimize secondary and tertiary oil recovery techniques, it is essential to know the areal propagation and distribution of the injected fluids in the subsurface. We investigate the applicability of controlled‐source electromagnetic methods to monitor fluid movements in a German oilfield (Bockstedt, onshore Northwest Germany) as injected brines (highly saline formation water) have much lower electrical resistivity than the oil within the reservoir. The main focus of this study is on controlled‐source electromagnetic simulations to test the sensitivity of various source–receiver configurations. The background model for the simulations is based on two‐dimensional inversion of magnetotelluric data gathered across the oil field and calibrated with resistivity logs. Three‐dimensional modelling results suggest that controlled‐source electromagnetic methods are sensitive to resistivity changes at reservoir depths, but the effect is difficult to resolve with surface measurements only. Resolution increases significantly if sensors or transmitters can be placed in observation wells closer to the reservoir. In particular, observation of the vertical electric field component in shallow boreholes and/or use of source configurations consisting of combinations of vertical and horizontal dipoles are promising. Preliminary results from a borehole‐to‐surface controlled‐source electromagnetic field survey carried out in spring 2014 are in good agreement with the modelling studies.