基于开发动态的水淹层测井综合评价方法——以南苏丹P区块为例

由于南苏丹P区块没有可用于确定油层水淹程度的密闭取心新井资料,且单层生产及试油数据非常少,开采与完井时间间隔较长,地层水性质相同导致底水水淹与油水同层难以识别,因此,水淹层解释难度较大.本文首先根据区块地质特征与开发特征及水淹层水源和水进方向,归纳总结出研究区油层的水淹类型为边水与注入水推进水淹型和底水推进水淹型,注水水淹和边底水水淹在电阻率测井响应特征上均表现为电阻率值的明显降低.其次,采用新老井相同层位测井信息对比方法,结合相邻老井生产动态测试结果,确定出新井典型水淹层,分析水淹层测井响应特征,优选出深侧向电阻率、浅侧向电阻率、深浅侧向电阻率幅度差、深侧向电阻率与冲洗带电阻率幅度差等4个水淹敏感参数,其中深侧向电阻率和深浅侧向电阻率幅度差为最有效的水淹识别参数.利用深侧向电阻率值与深浅侧向幅度差交会,建立了水淹层定性识别图版,利用该图版可有效地区分水淹层与水层和油层.基于储层岩性物性测井响应特征分析,采用岩心刻度测井方法,建立了水淹层泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度等参数定量解释模型,利用计算的驱油效率值可有效地划分弱水淹、中水淹、强水淹.综合水淹层定性识别图版法以及定量解释方法,结合邻井生产动态,建立了水淹层综合测井评价方法,经实际井验证证明该方法结合了静态测井解释与动态生产数据在水淹层评价中优势,提高了水淹级别测井综合评价准确性.采用开发初期井连井剖面对比方法,确定出油水同层顶界面海拔深度,再结合邻井开发动态,寻找出新井水源,判断出新井水淹类型.对于底水水淹类型,新井不存在油水同层,只能为水淹层;对于边水水淹类型,将解释油水同层或水淹层海拔深度高于最高油水同层顶界面海拔深度的储层判定为水淹层,而海拔深度低于最高油水同层顶界面海拔深度的储层判定为油水同层,经实际井验证证明该方法可有效地区分底水水淹层与油水同层.     

应用Bayes逐步判别方法识别东辛油田沙四段储层流体性质

东辛油田沙四段储层存在相当数量的低阻油层,油层、油水同层、水层测井响应特征比较接近,常规交会图法难以准确识别储层流体性质.本文介绍了Bayes逐步判别方法原理和技术流程,综合应用声波时差、自然伽马、自然电位、深探测电阻率、浅探测电阻率测井资料和生产动态资料建立了油层、油水同层、水层的判别函数.应用效果表明,Bayes逐...     

孤东油田七区西馆陶组聚驱后水淹层测井识别方法

孤东油田七区西馆陶组储层先后经历了注淡水、注咸污水和注聚开发阶段,测井响应复杂,应用常规交会图难以识别聚驱后水淹级别.本次研究基于聚驱后测井响应机理实验、聚驱前和聚驱后"对子井"测井响应的对比分析开发了水淹级别的主成分识别方法.首先,实验考察了聚合物溶液、聚合物驱岩样的声速、电阻率特征,认为聚合物自身的声速、电阻率性质对储层声速、电阻率的影响可以忽略.其次,选取"对子井"对比分析了聚驱前、聚驱后不同级别水淹层的测井响应的变化规律及机制,并基于敏感性分析筛选了对水淹级别比较敏感的Rxo、SP、RT、△MN曲线作为水淹级别识别曲线.最后,应用主成分分析方法建立了测井响应识别水淹级别的标准.2口井的应用效果表明,该方法可满足该储层聚驱后水淹层识别的需要.     

基于小波熵水淹层识别方法探索

储层的孔隙度和电阻率曲线间微差形态波形的复杂程度隐含着储层含油气性的信息,油层水淹程度不同,其时频平面上小波系数能量团存在着显著差异,随水淹程度加重,其能量团分布由复杂逐渐趋于简单单调.油层水淹信息映射在其小波系数能量熵特征上,可使油层水淹信息得到放大,更易于水淹程度识别.基于测井信息的小波熵识别水淹层的方法,对利用传统测井解释理论判别比较困难的低阻油层有较强的识别能力.     

基于解释单元的水淹层原始电阻率反演及应用

注水开发油田储层水淹后的电性特征主要表现为电阻率下降,准确恢复其原始电阻率是进行水淹级别判断的关键.研究区渤海LD油田地层原始电阻率受沉积环境和构造高度影响,因此提出了基于解释单元进行水淹层原始电阻率反演方法.该方法以测井资料为基础,首先通过图论多分辨率聚类分析结合沉积微相将关键井划分测井相,接着在此基础上细分解释单元,然后建立每一个解释单元原始地层电阻率模型,最后将建立的方法模型应用于实际新钻的调整井.准确恢复地层原始电阻率后求取原始含油饱和度,并结合目前剩余油饱和度得到储层的驱油效率,达到水淹级别定量评价的目的.新钻21口井的资料处理表明:水淹层定量解释与实际生产情况符合率高达93.7%,是渤海油田复杂水淹层定量解释的一种有效手段.     

利用自然电位与自然伽马测井曲线划分沉积相带及储层分布

自然电位、自然伽马测井曲线形态和特征与沉积相带及其储集砂体关系密切,它们对不同岩性地层特征响应十分敏感.利用自然伽马、自然电位同步减小的较大幅度评价识别渗砂层,指示划分水下分流河道主体沉积微相带;利用自然伽马、自然电位减小的幅度差评价识别低渗砂、致密砂层,指示划分水下分流河道堤泛(侧翼)沉积微相带;并以自然电位比自然伽马减小幅度的相对细小差异识别油水层.在安塞油田沿河湾地区长6自然伽马、自然电位曲线划分沉积相带及储层的应用中,建立了自然伽马、自然电位划分储层的下限标准,有效地评价了特低渗透储层沉积微相带及储层类型,提高和扩大了测井曲线的应用及效果.     

大庆测井特色技术

1薄层水淹层测井技术 自主研发了高分辨率自然电位、高分辨率井壁侧向与密度集成测井仪,该项技术已经申请国家发明专利,在国内首次成功研制出高分辨率自然伽马测井仪。薄差层水淹层测井系列总体分层能力达到04m,部分测井项目分层能力达0．2m。建立了一套适用于大庆油田高含水后期的薄差层水淹层测井解释方法,建立了注水开发油田水淹层测井解释新模型——双地层水电阻率模型,     

PNN测井在跃进油田水淹层中的应用

随着注水开发方式的进行,跃进二号油田水淹已经非常严重,主产层含水率已超80%.经过多轮的注水开发和措施调整,常规测井资料不能满足水淹层评价的要求.因此,油田在2007年,引入PNN生产测井技术,但是在应用过程中发现,PNN测井资料受井中流体及矿化度影响较大,使得测井响应变化复杂,难以反映储层水淹程度.为了更加准确地解释水淹层,利用PNN测井宏观俘获截面和泥质含量、孔隙度,建立了评价水淹层的定量模型.首先,为了降低井眼和井中流体对PNN测井的影响,本文利用中子衰变公式模拟热中子俘获后,剩余热中子百分比与时间的关系曲线,研究发现:在0～100μs之间时,该曲线成线性反比关系,且斜率较大,表明该时间段热中子寿命小,热中子被快速俘获;在大于100μs的时间段,曲线变缓,斜率减小,热中子寿命明显增大;结果表明,0～100μs之间PNN测井受井眼影响,导致热中子被快速俘获,即PNN测井在大于100μs时开始计数可以降低井眼对测井的影响,测量地层真实宏观俘获截面.其次,通过岩心资料对泥质中的黏土矿物类型进行分析,发现泥质中的黏土矿物主要是高岭石、蒙脱石、绿泥石和伊利石四种;进一步分析泥质中的黏土矿物含量,发现该区块黏土矿物含量变化稳定,并利用泥质含量对各黏土矿物含量进行表征.将降低井眼影响后的宏观俘获截面和泥质含量引入传统的碳氢比、碳氧比计算模型,对该模型进行优化,提高了该模型对水淹层的解释精度.最后,综合射孔、注水及吸水层资料对不同水淹级别的响应特征进行分析,发现碳氢比、碳氧比优化模型不仅可以解释油层和水淹层,建立水淹层定量解释标准和划分水淹级别,同时可对储层进行更为精细的流体类型刻画.油田采用碳氢比、碳氧比优化模型对储层进行解释,深入挖掘剩余油潜力,实现增产的目的.     

雁木西油田白垩系低阻油层有效厚度研究

针对雁木西油田白垩系低阻油层分布受断层、构造、沉积相带及岩性等多种因素控制和影响,提出了油层有效厚度划分的图版参数.利用目的层段储层岩石物性分析、试油、生产动态和测井资料的统计分析及综合归纳,建立起油层有效厚度的岩性、电阻率、孔隙度、渗透率、含油饱和度和声波时差、密度、自然伽马相对值的下限标准.通过计算机处理与人工检查相结合的方法,从不同角度对该区60多口井目的层段低阻油层岩性、物性、含油性及电性特征重新精细评价处理,复查确定出各井新增油层有效厚度,阐明了该区白垩系K1s1、K1s2期浅水河道、水下辫状河道有利沉积微相带新的油气富集层位和挖潜方向,并以实例阐述了测井精细评价油层有效厚度的效果.     

浊积岩储层孔隙结构分类及其测井响应特征——以鄂尔多斯盆地黄陵油田长6储层为例

为判定不同测井系列评价划分储层孔隙结构的能力强弱,进而利用测井资料划分储层孔隙结构类型,筛选储层"甜点"的目的,应用岩芯压汞、物性资料,将鄂尔多斯盆地黄陵油田长6浊积岩储层孔隙结构划分为4种类型.基于此,建立4种孔隙结构样品的岩性、孔隙度与电阻率测井系列响应交汇图,分析不同测井系列识别不同孔隙结构的能力强弱.结果表明,岩性测井系列中,针对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构储层,其对应自然伽马分布范围及变化幅度差异明显,反映其识别不同类型孔隙结构最为敏感;钍含量、钾含量及光电吸收截面指数对不同孔隙结构分辨力较强,能够识别四种孔隙结构类型;但铀含量测井对不同孔隙结构分辨力整体较差,自然电位测井识别Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构能力较弱.孔隙度测井系列中,声波时差、密度、中子测井识别不同孔隙结构能力相当,鉴于经济实用角度评价,可加强声波时差资料的有效挖掘和应用.电阻率测井系列中,鉴于研究区长6储层致密、孔隙结构复杂及储层油水混储等因素影响,双感应和阵列感应测井难以解释不同孔隙结构储层流体性质及含油性判定.经黄陵油田145口井应用检验,自然伽马、钍含量、钾含量及声波时差等敏感测井系列不仅反映浊积岩储层岩性、物性及含油性特征,且有效提高优质储层识别精度和实用效果.     

低饱和度油藏油水层解释方法——以新肇油田古628区块葡萄花油层为例

新肇油田古628区块葡萄花油层为低饱和度油藏.由于该类油藏含油饱和度低,导致油层电性特征不明显,与油水同层、水层区分度不高;钙质、泥质愈使电性特征复杂化,流体识别难度大.针对上述油水层判别技术难题,本文依据孔隙结构指数及自然伽玛相对值划分储层类型;依据电阻率泥质、钙质校正公式,消除泥质、钙质对电阻率的影响;将薄差层与厚层相剥离单独研究,采用深侧向与深感应电阻率比值与自然电位交会判别薄层油水层;在储层分类及电阻率校正基础上,优选深侧向电阻率与自然电位曲线交会判别厚层油水层.研究表明:分类、分层厚判别方法可较好地解决低饱和度油藏油水识别问题,图版精度均达到90％以上;经新投产井进行背对背验证,解释符合率为85.5％.     

鄂尔多斯盆地延长组高自然伽马砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地延长组岩芯分析与测井特征研究表明,相对高自然伽马砂岩具有高长石、高Th、局部高U、K含量变化不大的共同特征,Th、U含量特征与凝灰岩极为相似;相对高自然伽马砂岩具有相对高自然伽马、高声波时差、低电阻率值的测井曲线特征,与凝灰岩测井曲线特征也极其相似;再者,从长6到长4+5油层组的各亚组,凝灰岩层逐渐不发育的同时,伴随相对高自然伽马砂岩发育程度依次增强;上述3项特征预示着延长组相对高自然伽马砂岩可能为同沉积期或较先期沉积的凝灰岩经搬运后作为砂岩组成部分再沉积形成的.四性关系研究表明：（1）依据自然伽马-自然电位曲线重叠图、声波时差-自然电位曲线重叠图,可快速识别相对高自然伽马砂岩;（2）相对高自然伽马砂岩具有相对发育的次生孔隙,非均质性强,一般物性越好,声波时差-自然电位曲线重叠图幅度差越大;（3）计算自然电位-自然电位曲线重叠图的幅度差,反映相对高自然伽马砂岩含油性,幅度差越大,表明其含油性越好.     

基于主成分分析法的成岩相测井定量识别——以五号桩油田桩62-66块沙三下Ⅰ油组储层为例

成岩相研究在优质储层预测中具有重要的指示作用,利用常规测井曲线直接识别储层成岩相类型难度很大,本文以五号桩油田桩62-66块沙三下Ⅰ油组储层为例,选取自然伽马(GR)、声波时差(AC)、深侧向电阻率(Rt)、浅侧向电阻率(Rxo)、密度(DEN)、补偿中子(CNL)、自然电位(SP)等7条曲线,基于主成分分析法,构建了F1~F7共7个主成分变量,选取其中累计贡献率大于90%的F1~F4四个主成分建立了有效的成岩相测井识别模型,通过取心井的实际资料处理,验证了方法的准确性,从而为油田下一步进行优质储层预测工作提供地质依据.     

低阻油层成因机理及测井评价方法综述

为了提高低阻油层测井识别评价的精度,本文基于大量的文献调研,通过对前人研究成果的吸收继承,梳理了国内外关于低阻油层的定义,归纳总结了低阻油层一般成因机理,研究了低阻油层的常规测井响应特征及其一般识别评价方法,进而探讨了低阻油层识别评价测井新技术和新思路.研究表明,低阻油层一般成因和影响因素包括十个方面;低阻油层常规测井响应呈现为高自然伽马、较高声波时差及高中子测井值、自然电位异常幅度低和密度测井值低等特征,低阻油层常规测井响应特征随其成因机理而异;低阻油层一般识别评价方法有九种之多;核磁共振测井、阵列感应测井及MDT等测井新技术可有效识别评价低阻油层;非线性数学方法为低阻油层识别评价提供了新思路.     

基于地质因素约束的水淹层测井评价方法——以中亚地区孔隙型碳酸盐岩油藏M为例

开展水淹层评价是实现M油藏增储上产的重要基础.然而,M油藏研究区套管测井和生产测井资料缺失.以含水率作为水淹特征的指标,综合开发地质特征和生产数据,统计表明:研究区水淹层分布与地层构造、沉积相、物性、重力和开发井网有关.为了实现水淹影响因素与测井评价资料的结合,提出基于地质因素约束的测井水淹层评价方法.方法以注采井组为单元,采用表征注采井间地质特征差异的参数(如地层构造差、产层渗透率差、井距和注见水时间差)和测井解释参数(如饱和度),通过数据统计分析,建立地质因素控制的水驱前缘到达时间、水淹层含水率变化速率的预测模型,实现现今水淹层及剩余油分布预测和解释.预测结果得到实际生产数据和油藏数值模拟结果的检验,显示本文提出的水淹层评价方法具有可行性,为水淹层研究提供了一定借鉴和参考.     

基于离子交换的水淹层地层水电阻率计算方法

地层水电阻率是水淹层精确识别的重要参数之一,对储层的定量评价起着关键性作用.在油田实际开发过程中,随着注入水一直在变化,地层水矿化度也随之发生改变,导致混合地层水电阻率与原始地层电阻率不一致,利用传统方法求取混合地层水电阻率结果误差较大,目前尚没有一个通用合理的广泛应用的方法,如何准确求取混合地层水电阻率成为国内各大高含水阶段油田面临的关键问题.从地层水的动态混合过程出发,提出一种基于离子交换的动态分析方法,其实质就是忽略注入水矿化度的变化性,将混合地层水分为无离子交换、离子交换完全以及离子交换未充分完成三个阶段,利用物质平衡方程和并联电阻关系式推导出计算模型,最终计算出混合地层水电阻率.利用该方法在大港油田G区块进行实际应用,将计算出的结果与利用自然电位资料计算方法的结果进行对比分析,结果表明:基于离子交换的水淹层地层水电阻率计算方法误差较小,有效的提高了计算精度,证实该方法的有效性,为实现水淹层的定量评价奠定了良好基础.     

GS油田E~1_3油藏水淹层PNN测井响应特征与评价分析

GS油田E■油藏水淹程度严重,已处于中高含水期,平均含水高达77.97%.由于注水开发过程中,先注入淡水后注入污水导致注入水变化性质复杂,致使储集层水淹后地下流体性质、岩石物理性质等发生复杂变化,导致测井响应变化复杂,通过常规的测井技术与解释方法难以精确解释水淹层.为了能精确划分GS E■油田水淹级别,本文结合PNN测井技术,以宏观俘获截面、电阻率曲线和GR_(PNN)的变化定性识别水淹层,当油层被水淹后,GR_(PNN)曲线多呈现异常增大现象,与GR曲线变化出现差异,宏观俘获截面曲线值随着水淹程度的增加而增加.利用宏观俘获截面计算含水饱和度,通过岩石物理实验得出孔隙度、渗透率等参数计算产水率,通过建立产水率和含水饱和度的计算模型定量判断水淹级别,建立了一套适用于GS油田E■油藏的水淹层划分标准.与实际生产吻合,有很好的应用效果,为GS油田E■油藏水淹层划分提供了新的标准.     

聚合物驱油层电阻率测井响应变化特征研究(英文)

油层注入聚合物溶液后,电阻率测井响应发生与水驱不同的变化特征,严重影响水淹层测井评价的效果。本文首先分析了聚合物溶液的导电性质,其次按照聚合物驱油层不同施工流程开展岩电实验研究,分析不同驱替阶段的岩石电阻率的变化特征。并对比分析聚合物驱与水驱油层电阻率测井响应的差异。结果表明,不同聚合物驱替饱含油岩心过程,岩心电阻率随饱和度变化呈现"w"型或"S"型和单调下降的形态;清水聚合物驱油层电阻率测井响应呈现弱、未水淹的特征;污水聚合物驱油层电阻率测井响应呈现与污水水驱相似的变化特征。     

基于多层感知器的低渗透储层产能级别快速预测——以鄂尔多斯盆地白豹—南梁地区长3、4+5储层为例

为了快速预测鄂尔多斯盆地白豹—南梁地区长3、4+5低渗透储层的产能级别并明确主控因素,基于42口井76层的常规测井曲线、测井解释砂体结构、试油结果及相关沉积研究成果,建立主要测井参数与产能级别的配置关系,利用相关性较高的测井参数和砂体结构,通过多层感知器网络分析方法,构建低渗透储层产能级别的预测模型,并确定出各测井参数与低渗透储层产能级别相关程度的大小次序为:砂体结构电阻率密度自然伽马声波时差中子.应用确定的多层感知器模型对研究区78口井2341层的产能级别进行预测,解释出Ⅰ类储层109层、Ⅱ类储层194层、Ⅲ类储层2038层;Ⅰ类、Ⅱ类储层以块状砂岩为主,约占81%、68%,电阻率、孔隙度较高;Ⅲ类储层则以互层状为主,达到85.7%,电阻率、孔隙度相对较低.规模应用结果表明,方法预测结论与试油结果具有较高的吻合度,正确率达到82.6%,判断失误的储层均是相邻级别,没有出现跳级现象.通过多层感知器网络分析方法,协同测井-地质信息,可以快速、有效地评价预测低渗透储层产能级别,能为有利建产目标优选及开发方案调整提供可靠依据.对其他盆地低渗透-超低渗透储层产能评价亦具有较好的参考和借鉴意义.     

用历届吸水剖面和压降资料确定储层大孔道的方法

油田由于长期注水开发,储层的渗透能力明显增强,个别储层已形成了大孔道.识别、治理大孔道是油田进入高含水开发阶段主要工作之一.利用压降法分别计算注水井各个时期的储层渗透率,分析其变化趋势,结合历届关井初期地层压降速度和幅度可以判断注水井大孔道.当储层有效渗透率明显增大,关井初期前5 min内降落幅度是全井降落幅度50%以上,且压力导数双对数曲线中期出现凹型时,注水井存在大孔道.对于存在大孔道的注水井,同位素曲线和流量曲线皆显示的主要吸水层就是大孔道层位;同位素曲线显示不吸水,而流量曲线和井温曲线皆显示的主要吸水层也是大孔道层位,需要对这些层位采取调剖措施.该方法为油田下一步措施、实现储层精细注水提供了依据.