针对钻井工程参数实时测量和快速传输的需要,探索一种微芯片示踪器录井方法。对微型传感器技术、无线射频技术和无线充电技术进行了研究,采用微型化的设计思路,开发出集测量、采集、存储和传输一体化的微芯片示踪器。该仪器直径7.5 mm,由微型温度传感器和压力传感器、微尺寸采集控制电路和微型电池等部件组成,部件外面用环氧树脂材料包敷密封,测量温度可以达到100℃,测量压力可以达到70 MPa。通过对微芯片示踪器井深定位问题进行探讨,提出基于井筒参数和磁定位估算井深的方法。微芯片示踪器是一种随钻测量平台,兼具钻井、测井和录井等仪器的功能,在钻井工程、录井工程、压裂作业等领域有着广泛的应用前景。
空气钻井作为一种新型钻井工艺,因其在提高机械钻速、保护油气层、防止井漏等方面的独特优势,近年来被石油钻井行业广泛应用。但由于空气钻井属于负压钻进,当钻遇油气层时,地层流体更容易进入井筒内,而地层产出的可燃性气体与空气混合后,极易在井底发生燃烧、爆炸异常,从而造成严重的灾害性事故。为了准确监测空气钻井中的燃爆异常,有效规避井下作业风险,以准噶尔盆地一口评价井在空气钻井过程中产生的燃爆异常为例,对录井资料(岩性、工程参数、气测数据等)进行分析,从录井角度加强对空气钻井条件下发生燃爆异常的认知,并提出了监测、控制燃爆异常发生的对策。
水平井的水平段由于岩屑重力效应及钻具偏心严重,产生的岩屑或掉块极易滞留环空,导致井眼清洁不良和井壁失稳问题,严重影响井下安全。为了实现水平井施工现场井眼清洁定量化监测与分析,设计了一种井场岩屑流量测量装置,研究水平井岩屑体积平衡计算方法,建立水平井岩屑体积平衡分析流程,实现水平井钻进过程岩屑体积随钻跟踪。现场应用表明,利用水平井岩屑体积平衡计算方法可以帮助定量评价井眼清洁异常情况,通过施工优化,提高井眼清洁程度,降低卡钻风险。
钻遇潜山的作业风险决定了潜山界面识别技术在录井中的重要地位。为解决渤中油田某构造花岗岩潜山与上覆砂砾岩岩性难以区分的难题,引入X射线元素录井和X射线全岩衍射录井技术,利用岩屑元素和矿物含量变化确定地层界面和岩性的变化,但其应用中存在各种元素和矿物分异度不够、潜山界面的变化不明显等问题。在此条件下,引入ReliefF算法、PCA降维、支持向量机等数学方法及思维,用于处理现场成果数据并构建新图板,提高潜山界面识别的分异度。通过数学方法与地质录井的结合,提出了潜山界面识别的新思路,对渤中油田某构造后续作业以及渤海地区其他潜山构造的界面识别产生积极影响。
渤海油田稠油资源丰富,地层内粘度高于350 mPa·s的稠油冷采开发产能低、采收率低,难以满足海上高效开发要求。为探索海上规模化高效热采技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,开辟首个海上蒸汽吞吐先导试验区。与陆地不同,试验区具有以下特点:天然能量开发有一定产能(20 m3/d)、井距大(400 m)、井控大(45×104 m3)、水平井开发等。根据开发难易程度,进行了储量品质分类研究,建立了底水和边水油藏均质模型,研究了蒸汽吞吐的布井界限,设计了12口热采井整体方案,并从2014年分步实施。目前有两口井已分别进入第二轮和第三轮吞吐。由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标,总结了海上多轮次蒸汽吞吐开发规律,并积累了降低稠油乳化风险的经验。试验区取得的认识及成果对海上稠油后续规模化高效开发具有重要指导意义。
三维定量荧光分析在区分真假油气显示、识别井内污染、随钻检测地层含烃量变化、判断含油性质方面具有良好的应用效果。由于该技术中判断油质的关键参数——油性指数依然沿用二维算法,并不能真正反映前后主次峰的峰高变化。通过对三维定量荧光分析中波长的研究,建立了一项新的参数——MS指数,应用该参数评价显示层的原油性质效果显著,并以MS指数建立新的解释评价图板,该图板在华北油田冀中勘探重点区带取得了较好的应用成效。现场应用结果表明,MS指数的建立弥补了现有三维定量荧光技术对油质判断的局限性,新方法科学、准确,是对现有三维定量荧光技术应用的完善和补充。
气测参数图板法是储集层流体类型识别的一种重要方法,但在实际应用中往往由于油质的影响造成解释精度的下降。为了消除油质的影响,提高储集层流体解释的精度,通过对渤中M油田大量的录井、测井、测试、钻井及生产的数据归纳分析,提出反映储集层流体类型的3个气测烃指数——甲烷指数(COI)、全烃异常指数(TGI)及烃组分指数(DTI),然后依据不同油质分别建立了3个烃指数流体解释图板,可用以有效识别油层、气层及水层,提高了储集层流体的解释符合率。在该油田另外两口井中进行实际验证,平均解释符合率为88.5%,表明该图板的建立对渤中M油田后续的评价及开发工作具有重要意义。
岩屑图像技术通过计算机实现了岩屑表征信息的再现,在含油显示识别中避免了人为误差,大幅提升了岩屑录井技术含量,在垂直井录井中已得到广泛应用,但是在大斜度井中受岩屑床影响,含油岩屑分散、滞留、拖尾现象严重,该项技术按常规方法在大斜度井中应用时出现了明显的不适,无法准确判断含油显示位置,经常出现漏失显示的现象。通过应用岩屑荧光面积比值、差值两项参数将含油显示与基值动态分离,并将二者间的差幅放大,使含油显示位置得以突出,从而达到准确识别油气显示的目的,在实际应用中取得了很好的效果。
湖南保靖页岩气区块地质构造复杂、岩石致密、断层和褶皱发育、地层倾角变化大、下志留统龙马溪组地层分布广泛、有机质含量高但优质页岩层薄,水平井钻井存在水平段长、纵向靶窗范围小、埋深不确定、标志层不明显、可钻性差等困难,给井眼轨迹控制和地质导向钻井带来挑战,实钻中井眼轨迹存在脱靶和出层风险。针对上述难点,基于地震解释、邻井地层评价等资料,水平井段采用先进的旋转导向钻井系统,推广应用“钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价” 三大关键技术,即:钻前根据储集层特征,制定高自然伽马结合高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案;钻井过程中利用随钻成像测井拾取地层倾角,结合录井岩屑和气测显示,对比地层,分析钻头和地层的切割关系,实现井眼轨迹精细化控制和储集层精准追踪、识别;钻后综合解释、全面评价划分有效页岩气储集层。完钻后统计储集层钻遇率100%,机械钻速7.36~8.88 m/h,达到了优快钻井目的,实现了页岩气勘探高效、低成本开发。
南鲍金根油田矿权区处于鲍金根构造南部相对较低部位,油气层处于油水过渡带附近,均不同程度地与边底水相关。应用气测录井资料,解释了南鲍金根油田各含油层组的储集层性质,并分析了每个油层组在气测录井解释参数方面的特征;基于气测录井组分比值的皮克斯勒图板指数法、三角形图板指数法以及综合气体指数法,通过分析曲线图以及交会图板反映油藏伴生气组分变化细节,区分不同性质的储集层流体性质,指示油水界面,并识别油气层中次生作用的存在;通过特征参数对比,反映出南鲍金根油田油藏次生作用程度依次是Ⅵ油层组>Ⅰ油层组>Ⅱ油层组、Ⅲ油层组>Ⅳ油层组。从气体比值特征看,尚有规律可循,虽然有次生作用影响气测组分,但各油层组气测组分均以热裂解烃为主;发生次生作用的油藏气测组分比值特征是I4+I5的值相对显著升高,这种现象是判断油气层是否存在次生作用的一个重要标志。气测录井资料不仅能评价储集层性质,还能在油藏评价中发挥重要作用,这方面的研究值得进一步挖掘。
鄂尔多斯盆地天然气主要赋存于古生界地层内,其中作为主要产层的上古生界砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、低丰度的特点,成藏演化类型为“先致密后成藏”。此类气藏由于非浮力成藏,流体通常没有经历长距离的二次运移,所以气水分布关系一般较为复杂,甚至不存在明显的气水分异,这给传统的、适用于构造气藏解释评价且效果较好的气测解释带来了较大的困难和挑战。针对该问题,中国石油渤海钻探第一录井公司联合长庆油田盆地东部天然气勘探项目组,利用核磁共振录井技术在评价储集层物性、流体性质方面的独特优势,通过定义新参数(有效含气系数),将该系数与反映储集层有效性的孔隙度交会建立图板,划定不同流体性质区间,实现对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏流体性质的精准解释,有效提高了录井解释评价符合率。
储集层流体解释评价一直是油气勘探需要解决的关键性问题。以黄河口凹陷的二级构造带中东部走滑带、中部走滑带、西南斜坡带共计76口井的录井资料为基础,以统计学的判别分析为切入点,分别利用Fisher线性判别方法和核Fisher非线性判别方法对研究区的储集层流体进行识别,其应用效果证实核Fisher判别分析法在黄河口凹陷流体识别的可行性和优越性。经反复分析验证可知,基于核Fisher判别分析方法的符合率均达85%以上,证明基于核Fisher判别分析方法利用常规气测录井资料识别储集层含油性是可行的,对于油水层快速识别评价有一定的指导意义,对于其他区块的储集层流体识别也有一定的借鉴意义和参考价值。
港北潜山石炭-二叠系地层煤、碳酸盐岩、砂岩等岩性交互发育,且多为过渡岩性,有效的岩性识别直接制约物性和含油性的评价,如何有效评价港北潜山岩性是测录井综合评价需要解决的重要问题之一。针对港北潜山上古生界复杂储集层岩性特征开展研究,形成了一套测井、录井资料相结合,适合港北潜山上古生界碎屑岩储集层的岩性评价技术,提高了潜山复杂储集层的岩性识别能力,为储集层有效性及含油性的评价奠定了基础,为油田增储上产提供了技术保障。
南海东部油田勘探过程中,部分储集层发现非烃CO2气层,由于目前尚未形成CO2气层商业开发,快速识别CO2气层对于勘探开发决策有着非常重要的作用。受CO2物理、化学性质和钻井液等因素影响,录井过程中CO2数值较低,甚至出现无值的现象,仅使用录井手段,对CO2的识别存在较大的困难。通过分析有取样证实的6口井CO2储集层资料,提出了综合利用录井和随钻测井资料快速识别CO2气层的新方法,而且现场应用中解决了南海东部油田CO2气层评价难的问题,取得了非常好的效果。
为了帮助现场导向人员精确控制水平井井眼轨迹,实现水平井导向的高效便携服务和开发研制了水平井井场数据一体化协同工作平台。通过数据管理、单井分析、多井对比分析等钻前地质分析,建立一个立足于水平井随钻分析与监控系统,并依据LWD随钻分析,地质建模、井震结合等方式,可以实时分析与掌握水平井钻井状况的软件平台。该平台集数据管理、地质研究、图件展示和成果管理等功能于一体,为实现油气勘探开发研究工作一体化、自动化、智能化奠定了基础。该水平井井场数据一体化协同平台经过51口井的应用,中靶成功率达到100%,储集层钻遇率达到88.59%、含油砂岩钻遇率达到83.19%,取得了良好的应用效果。
钻录井数据整合是井场信息化平台建设重要的组成部分,是以钻录井现场数据采集为基础,对钻井、录井数据库进行整合优化,完成钻井数据、录井数据分专业录入、跨专业提取和导入,实现数据统一存储,一次录入,多方共享。通过创新设计钻录井数据整合平台,在实现钻录井数据数字化管理的基础上,进一步实现钻井井身结构、井控组合等多种图件的自动成图功能,钻井报表导入导出功能和井史报告自动生成功能,同时实现数据迁移、统计分析等扩展功能,为钻录井研究人员和决策人员提供数据分析支撑。
为进一步明确渤海湾盆地歧口凹陷板桥高斜坡物源特征、控砂机制及油气成藏富集规律,通过地震、测井、岩心测试化验分析资料,采用源汇分析方法对港西凸起物源轻重矿物组合特征、沟槽输砂通道与沉积微相空间分布规律进行详细论述,并进一步总结板桥高斜坡控砂机制与油气成藏富集规律。研究认为,港西凸起作为板桥高斜坡主要物源,其在沙二段和东营组高位体系域(HST)沉积时期,凸起出露面积相对较大,物源供给能力增强,在地震剖面上能够识别出数个与近岸小型扇三角洲相对应的下切侵蚀沟槽,组成相对闭合的“源-渠-汇”系统,进一步总结出港西凸起沟槽控砂模式;同时,沙二段不整合面与港东、滨海断裂系组成的油气疏导系统使得该地区具备形成地层上倾尖灭油气藏、地层超覆油气藏和地层岩性油气藏3种油气成藏条件。针对该勘探目标区,实施多口探井,获得千万吨级探明储量,证实歧口凹陷港西凸起作为内部物源能够形成有利砂体并具备油气成藏条件,为下一步勘探指明了方向。
河流相储集层横向变化快往往导致水平井砂岩钻遇率较低而降低水平井的产能优势,因此需要利用地质导向技术并结合地震资料对水平井实施过程中钻遇砂体发育模式进行解析。对于河流相储集层而言,不同成因类型在随钻过程中所表现出砂泥剖面的测井曲线特征存在差异:“砂体拼接”型模式钻遇砂泥岩界面往往表现为砂泥“突变”的电性特征;“微构造”型模式变化钻遇砂泥岩界面表现为“渐变”的电性特征;“浅着陆”型模式浅钻遇泥岩界面可以表现出多种电性特征。通过不同的电性特征可以进一步识别河流相储集层的边界面发育模式及储集层内部砂体拼接状况。基于对地质模式的识别,采用相应的随钻调整策略,可有效提高河流相储集层水平段砂体钻遇率。
稠油油井数量相对多是渤海油田油藏的一个显著特点,采用PVT实验分析方法,对渤海油田稠油原始井流物、单次脱气、恒质膨胀、原油粘度等特征进行分析实验,并对典型相图进行模拟计算,为渤海油田勘探、开发和生产服务提供科学依据。结果表明渤海油田稠油相态特征具有以下特点:油层埋藏浅、地层压力及温度低;气油比低(4.1~37.7 m3/m3);饱和压力低(1.33~14.90 MPa);重质组分含量高(其中
周青庄油田沙三段发育致密砂岩储集层,具有“埋藏深、储量丰度低、低孔特低渗”特征,常规井开发效果不理想。为提高该类油藏采收率,在整体油藏地质特征研究及开发特征分析的基础上,开展了水平井适应性分析及水平井产能分析,运用“水平井采油,常规井注水”的开发方式,对水平井在该区的实施效果进行分析和总结。结果表明低渗透油藏应用水平井技术可以有效改善开发效果。
针对苏里格X区块盒8段致密气藏存在的气水关系复杂、无统一的气水界面、气水分布规律认识不清等问题,应用地质、测井、测试及生产动态等多种资料综合分析该区致密气藏地层水赋存状态及主控因素,将地层水划分为束缚水、毛细管水和可动水3种类型,确认盒8段致密气藏地层水主要受烃源岩生烃强度、储集层非均质性及局部微构造等多种因素控制,其中:烃源岩生烃强度控制区块气水分布的宏观格局,储集层非均质性决定区块局部的气水分布,局部微构造控制同一连通砂体内可动水的垂向运移。该研究为苏里格X区块致密气藏气水分布规律分析提供了可靠依据,并为该区块下步勘探开发选区、选井工作提供了指南。
辽河盆地红星地区在沙三中亚段发育的不同期次的火成岩储集层,在近年来出现了高产油流井。但由于该套储集层岩性致密坚硬,裂缝发育不均,且油质较轻,现场气测录井资料很难区分油水层,对以往的试油井资料进行分析也可以看出,该火成岩储集层的气测全烃值异常幅度与产能响应关系不明显,这给解释评价带来了很大的难度。为了提高解释符合率,从气测录井的烃组分和派生参数特征分析入手,通过研究该地区沙三段火成岩储集层的气测全烃值、组分含量、含油性特征与油气产能的关系,提出了基于火成岩气测录井相关参数C2/C3及其与Wh和Bh 关系的解释标准,并在H-15、H-11等6口井的验证中取得成功,解释符合率达85%以上。该解释标准对红星地区火成岩油气层的解释评价具有一定的指导意义。
为研究异常高压中高渗油藏的应力敏感特征,以S油田为例,在基于岩心覆压孔渗实验的基础上,通过改变有效应力的方法,对异常高压中高渗油藏储集层的孔隙度、渗透率与不同净上覆压力的变化进行了研究。研究表明:孔隙度的损失引起渗透率的下降,中高渗油藏岩心具有一定的压敏,低渗岩心压敏效应更明显,压敏最终形成不可逆、永久的伤害;由于存在多次加压-卸压过程,异常高压中高渗储集层室内岩心实验压敏效应较小;考虑到压敏叠加效应,异常高压中高渗油藏实际开发过程中压敏效应较大。研究成果对异常高压中高渗油藏的合理开发、合理生产制度的确定等具有指导意义。
