非常规油气有其特殊的地质特点与工程特征,依靠一张图板划分油气层类型的方法常常难以满足要求,因而需要打破传统思维,采取非常规的思路和方法进行该类油气层的录井综合解释。针对致密砂岩油气,提出“三个识别、四个评价”的流程与方法;针对页岩油气层地质评价的十多项参数,在考虑参数间的相关性与录井可操作性的基础上,建立了“四参数”解释方法。这些思路与方法的提出,在满足非常规油气需求的同时,丰富了录井解释的内涵,有助于推动录井解释向定量化、准确化的方向发展。
在考虑水平井与定向井单井泄油面积差异对水平井产能影响的基础上,建立了新的替代比模型,通过迭代运算,评价了不同地质条件下的油层厚度、储集层非均质性及不同水平段长度的产能指标,计算出水平井产能与定向井产能的倍比关系,定量分析了上述3个主要因素对水平井产能的影响程度。利用该替代比模型可提高水平井产能研究精准度,由于油层厚度、储集层非均质性对水平井产能影响较大,非均质性小的薄储集层实施水平井优势明显。目前该方法已在A油田得到应用,实施的水平井实际产能与评价计算结果较接近,表明该方法可为水平井的优化部署决策提供量化指标,具有一定借鉴作用。
地层对比在地质录井作业中占据着非常重要的地位,对于已钻地层的认识及下部地层的预判都有着极为重要的意义。地质人员主要是利用岩屑剖面,结合钻时、气测、岩屑颜色变化等参数进行地层对比,在有随钻测井的情况下则可利用测井曲线数据进行地层对比。但在所钻地层岩性单一的情况下,利用岩屑录井剖面进行对比时可用参数减少,难以满足对比要求。为此采用地层压力监测技术,利用dc指数、声波时差及地层孔隙压力等曲线数据对大套泥岩段地层进行了精细对比,找出了在单一泥岩段情况下,通过泥岩段内部细微参数变化来发现本井与邻井的层位关联与差异,从而为实现地质钻探目的和钻井工程安全提供有效的技术支持。
在我国南方页岩气勘查中,经常会钻遇大套碳酸盐岩地层,鉴于地层压力与页岩气的富集、钻井和开采密切相关,为了准确地评价碳酸盐岩地层压力,录井在提取上覆岩层压力和孔隙度参数等测井资料的基础上,基于有效应力原理,提出了一种适用于碳酸盐岩地层的压力评价方法,该方法是依据饱和多孔介质的有效应力原理计算地层压力,克服了传统dc指数地层压力评价方法需要建立正常压实趋势线和难以消除岩性影响的缺陷。经过现场检验,该方法地层压力计算精度达90%以上,具有地层压力实时监测和适应复杂地质环境的特点,能够直接用于计算地层压力,可为页岩气甜点选取、井身结构设计和合理开采提供依据。
水平井开发技术在渤海油田不断成熟和应用,水平井实施过程中的随钻跟踪已经成为开发人员的重要工作。油田开发调整的各个阶段,受到不同钻井平台、钻井设备、测量系统及预测精度的影响,不同批次调整井的深度通常存在误差,给水平井着陆时的随钻工作造成诸多不利影响。通过对Q油田近几年实施的144口综合调整井深度误差进行分析,总结并形成了过路层油水界面读值法、等高程地层比对法和地震时深转换计算法3种深度误差判别及随钻调整方法;明确了以上3种方法分别适用于过路底水油藏、油田内部井间加密调整、油田边部或地层变化在大区域调整3种情况。上述方法及策略已在Q油田实施的35口调整井中成功应用,通过准确判断水平井着陆过程中的深度误差,及时调整靶点深度和井轨迹,水平井着陆成功率达到100%。
渤海油田X区块为半背斜层状油气藏,目的层为河流相沉积储集层,非均质性强,储集层预测难度大,采用同一水平段钻穿多层砂体联合开发的方式,导致水平段钻遇泥岩的情况不可避免。长期以来X区块水平段钻遇的大段泥岩给钻井施工带来困难,造成调整缺乏方向性,储集层钻遇率偏低。为解决这一问题,依据X区块Ⅰ期已钻13口井钻探资料分析归纳每口井着陆、完钻特点,应用地质模型和预测公式,对Ⅱ期开发井着陆、完钻位置给出建议。该研究成果在X区块水平井实施过程中取得良好的效果,提高了储集层钻遇率,为应用水平井开发层状构造油气藏提供了有益的借鉴。
地质导向是水平井钻井中保障沿着优质储集层钻进的重要支撑手段。传统的基于地层对比的地质导向技术所构建的导向模型通常难以提供精细且具有预测能力的地层构造模型、岩性分布模型及含油性分布模型,往往使导向工作出现偏差,引发优质储集层钻遇率低的问题。地震数据纵向分辨率虽低但具有层面横向控制能力,测井数据纵向层位虽精细但因井位少使其纵向地层延展性控制能力差,基于二者优点的井震联合构建三维地质导向模型技术,则可以提供更准确的三维地层模型和剖面导向模型,进一步结合随钻数据实时校正模型,即能够确保钻井轨迹位于薄砂层目的层中,指导钻井施工实现精准地质导向。三维建模技术、地层剖面建模与分析技术以及模型更新技术研究结果表明,在勘探开发中后期,钻井、测井、录井资料丰富的情况下,基于井震联合三维地质导向模型构建的地层剖面模型能够满足地质导向的精度要求,有效提高油气层钻遇率。
通过对大港油田中高渗油藏174口水平井生产递减规律分析,水平井的生产曲线表现出典型的“L”形曲线特征,即产量在投产早期下降十分迅速,而中后期递减趋缓,采用常规的Arps产量递减模型预测准确度低,水平井递减更符合幂律递减规律。同时在研究过程中发现幂律指数N与原油粘度μo之间存在极为密切的反相关关系,因此采用SPSS软件建立了幂律指数回归公式,结合幂律递减与幂律指数回归两个公式即建立成完整的幂律递减模型。新建立的幂律递减模型可有效拟合水平井单井的生产历史,同时也为预测新井的产量变化提供了依据,与常规的Arps递减模型相比,幂律递减模型对水平井产量曲线拟合精度提高了15%。
针对地层中油气上窜速度的常规计算方法无法对井径变化、钻具排替和气管线延迟等进行修正的问题,引入排量倒推法。通过建立井身结构和钻具组合模型,将复杂井况细分为1 m的小段,分别计算每一小段的体积,根据后效气显示时的泵冲数换算成体积从井口往井底倒推,逐步排除对计算结果影响较大的因素,实现对上窜速度的准确计算。通过在南海西部海域多个区块的实际应用结果表明该方法计算效果较好。
Y地区龙马溪组-五峰组页岩颜色相似,肉眼难以区分。通过研究建立元素与岩石组分之间的数学模型,形成了基于XRF元素录井的三端元图板,将工区内的页岩划分为石英+长石、碳酸盐、黏土、混合4种类型。该图板显示龙马溪组一段-五峰组页岩自上而下主要集中在黏土区、混合区、石英+长石区,划分出的页岩类型与综合评价的Ⅲ类、Ⅱ类、Ⅰ类储集层对应性较好。在该地区两口井中应用结果表明,基于XRF元素录井的三端元图板能有效区分页岩类型,为页岩气的评价提供依据。
渤海油田地层以新生代砂泥岩剖面为主,成岩性相对较差,地层钻速快,钻时变化不明显,而且在定向井钻井过程中受造斜影响,钻时无法直接反映地层岩性的变化,严重影响地质录井作业质量,因而在前人研究的基础上,提出钻时变化率法。钻时变化率包含相对变化率和绝对变化率,通过两者数值的变化,结合岩屑录井,可用于判断砂泥岩地层岩性界面。该方法在渤海油田垦利X构造10口井的应用表明,剖面符合率提高了近10%,较好地解决了浅部地层及定向井造斜井段钻时录井难的问题。
水平井以最佳的井斜角和入层深度着陆中完是实现目标产能的关键和基础保障,但由于河流相油田储集层具有横向变化大、油水关系复杂、油藏类型多样等特点,储集层特征难以准确刻画和精准预测,给水平井着陆带来了较大的难度和挑战。在对渤海Q油田已钻井储集层特征认识的基础上,通过研究形成了储集层模型分类及着陆原则、基于优选邻井的储集层精细预判方法、储集层内夹层随钻识别技术等指导水平井着陆的技术方法,实现了水平井着陆位置储集层特征的精准预判和随钻快速识别。在Q油田16口水平井作业应用验证中取得了较好的效果,有效提高了水平井着陆成功率和质量,在同类型油田中具有借鉴意义和推广价值。
玛东斜坡区下乌尔禾组试油层传统气测解释图板解释符合率较低,分析认为是由于未考虑气测基值影响及显示层前后的气测变化关系所致。以该区试油段录井资料为基础,通过方差分析筛选出对油气水层识别的4项录井敏感参数,分别是气测全烃净增量、烃组分C3与C1比值、钻揭显示段前后气测全烃基值比及烃湿度(Wh)与烃平衡(Bh)分离度,并以这4项敏感参数构建全新的气测含油性综合指标X和Y,建立了气测含油性综合指标X与Y解释图板和解释标准。新方法经现场5口井应用验证,解释评价效果较好,具有一定的推广应用价值。
为提高阜东斜坡带北三台凸起石炭系储集层解释符合率,对能反映储集层含油性的气测、地化参数,能反映物性的功指数参数进行研究,找出敏感参数通过单因素方差分析,运用费歇尔计算判别函数,得到融合了热解、气测、功指数的组合参数FRQW,并应用优选出的组合参数、功指数、气测能量系数建立了三维立体解释评价模型。首次用三维立体视角,形成一个空间概念交会图,其在新近完钻的部分井进行了应用,解释符合率达到83.3%。该三维模型较传统二维解释模型优势明显,进一步解决了复杂岩性地层流体识别困难的瓶颈问题。
科威特Burgan油田侏罗纪深井高温高压高含硫,导致钻井、测井和测试作业难以实施。为对储集层油气进行精确解释评价,Geolog公司在科威特油田引入了同位素录井服务,通过GeoIsotopes设备在线获取碳同位素资料,并结合甲烷碳同位素比值标准解释图板、Bernard图板、Schoell分类交叉图、Chung图及Whiticar图板对该油田深井的油气类型、来源、运移、成熟度进行分析,为该油田复杂井的油气解释评价提供了重要的数据支持。
为进一步提高地化录井技术在储集层流体性质评价中的精度,选取渤海油田垦利X区块中地化录井、测井及测试资料丰富的7口井138个壁心岩石热解分析结果为样本,从中优选出5个反映储集层流体性质的参数,通过主成分分析法提取主成分F1和F2,并建立了主成分识别储集层流体性质图板。应用主成分分析法可以有效区分油层及水干层,提高储集层流体识别的精度,在储集层流体性质评价中具有良好应用前景。
渤海油田渤中X构造明下段广泛发育油气层,其中干气层的烃组分缺失,岩屑无荧光,现场识别难度较小,而湿气层的烃组分齐全,岩屑具荧光,难以与油层区分。在录井解释准确率低、测井无法实时解释、时效性差的前提下,提出通过分析渤中X构造储集层的构造特征,使用气体组分图板法识别该区域油气层的方法,即在区域内钻井开钻前,采集邻井气测录井数据,确定适用于以该井为中心的小区域的油气识别参数,根据气测数据进行参数计算,最终建立油气层识别图板。应用该方法对渤中X构造8口井进行油气层识别,将钻后测井解释及生产数据与模板解释结果进行验证可知,气体组分图板法油气层解释准确率达到93.75%,油气界面识别准确率为61.67%。
气测录井从地面向井下发展过程中,为了满足气体检测装置耐高温、尺寸小型化的需要,实现烃类气体随钻检测的目的,设计了一种适用于井下环境的MEMS(微电子机械系统)红外气体检测装置,并进行了常温与高温性能试验,测试结果表明装置在25℃下检测精度优于0.5%,120℃下检测精度优于1.0%。针对井下环境脱气量偏小的问题对检测下限进行优化,并进行了井下环境模拟测试,既可以满足井下气体检测的需要,也兼具在地面推广的应用前景,从而验证了MEMS气体检测技术方案在井下随钻气体检测领域具有应用的可行性。
地质分析化验在石油勘探开发中发挥着发现油气、评价油气、评价勘探目标等重要作用。为解决油气田分析化验数据管理分散、资料收集费时、评价分析工作量大等问题,探讨分析化验数据的标准化、统一管理,针对不同评价解释业务主题开发了一种参数“打包定制”的综合评价模式,通过建立石油地质分析化验综合应用系统,利用可视化技术,实现生产和综合研究过程中分析化验评价表和图板自动生成、业务应用便捷。该系统紧贴石油地质综合评价业务,旨在为油气勘探随钻分析和综合研究提供新颖的支撑服务。
面对勘探中新增储量接替难的情况,近年来除了在深层油气藏、地层-岩性油气藏等方向逐渐加大勘探力度之外,也从传统的“垒块”找藏模式中逐渐转向了“堑块”找藏研究。通过分析黄骅坳陷孔南地区已知油藏与圈闭有效性、油气来源等关系,系统总结了“堑块”成藏机理、成藏模式和成藏评价方法,尤其是在生产中利用该套模式进行油藏勘探开发,实现了增储和建产双重目的,同时对渤海湾其他地区类似复式油藏勘探开发也具有借鉴价值。
通过分析储集层地震反射类型及平面分布特征,结合钻井、测井及均方根属性(RMS)等,系统地对苏25区块盒8段-山1段储集层特征进行了综合研究,并认为:苏25区块储集层极为发育且分布广泛,有利储集层在地震剖面上主要表现为Ⅰ型、Ⅱ型与Ⅷ型3种地震反射特征;沉积相对储集层发育有明显控制作用,与山1段曲流河沉积相比,盒8段辫状河沉积储集层砂体更为发育,且大面积连片分布。此外,由于气源充足,富集区外围发育规模较小的储集层能够独立成藏,为区内下一步勘探指明方向。
黄骅坳陷马东地区位于黄骅坳陷中部,其主要勘探开发目的层为沙一段。为指导该区的油气勘探开发工作,运用测井、录井、岩心和分析化验等资料,基于沉积模式系统地开展了沙一段沉积相研究与微相分析,通过对区内沉积特征的岩性、粒度分布、沉积构造分析,最终认为马东地区沙一段发育重力流水道和滑塌浊积扇两种沉积相砂体。其中,沙一中亚段和沙一下亚段为重力流水道沉积,可分为水道中心微相、水道边缘及漫溢微相和水道间及湖盆泥微相,重力流水道物源主要来自北东方向,水道规模不等,既有孤立水道,亦有分叉合并水道;沙一上亚段为滑塌浊积扇沉积,展布方向以北东向为主,在平面上呈规模不等的椭圆形分布。
为了在廊固凹陷柳泉构造带中部寻找有利油气勘探目标,打破中浅层未发现大规模油气藏的局面,对该区进行了成藏条件的重新评价。以C 27井在沙三上亚段地层试油获高产工业气流为线索,重新对该区沙三段地层从油气富集规律、成藏模式等方面进行了再评价,对沙三段地层油气成藏主控因素有了新认识:沙三上亚段砂层之间发育的20~30 m泥岩段也可以作为有效盖层。结合层位标定、精细构造解释,筛选出有潜力的圈闭,进行了油气层勘探潜力的二次解释和评价,最终标定有利目标C 26x井、C 37x井和C 36井,经试油验证效果较好,使得该区在沙三上亚段和沙三下亚段的地层勘探取得新突破。
