近年来,核磁录井分析技术在储集层解释评价中发挥了重要作用,核磁共振录井技术主要用于钻井现场快速评价储集层物性及流体性质,通过提供储集层的孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、束缚流体饱和度等参数,为进一步分析判断储集层流体性质提供依据,为油田勘探开发提供优质的解释评价服务。但该技术在实际应用中发现了一些问题:一是岩样孔隙内剩余流体性质的判断;二是含油饱和度测量后油相信号超出饱和状态信号,出现数据溢出现象。针对第一种情况,通过对岩样进行三次扫描,可以较好地解释孔隙内剩余流体的性质;就第二种情况经过实验研究,针对不同的原因分别提出了相应的对策。
JZ 1井是部署在南盘江坳陷秧坝凹陷JZ构造高点的一口区域探井,目的为探查二叠系丘台及生物礁、滩灰岩的含油气性。通过对南盘江坳陷及局域秧坝凹陷地质构造特征研究,结合邻井测试成果,认为JZ构造位于丘台相古地貌边缘局部构造小高点,具备形成礁、滩相沉积格局模式的地质条件,且JZ构造圈闭形成期要早于烃源岩生烃高峰期,有一定勘探潜力,但实钻全井未钻遇烃类异常显示。为查明其原因,打开后期勘探布署局面,从烃源岩、储集层、沉积及构造等条件综合分析认为,JZ 1井区受火山活动影响,烃源岩生烃能力的有效性降低,孔渗性变差,储集性能变差,沉积格局的变化及贯穿性大断裂对油气运移、存储条件的破坏作用,是造成JZ 1井二叠系未钻遇烃类油气的重要原因。
随钻气测录井在现场发现油气显示和后续录井资料解释评价中发挥着重要作用,但是受到现场多重客观因素的影响,使其在录井解释评价中的说服力受到一定程度的影响。为研究掌握水基钻井液密度、粘度对于随钻气测全烃的影响规律,通过优选可对比井组、层位,并对其展开研究,得出了水基钻井液密度、粘度对随钻气测全烃检测值的影响规律,并将其与大庆钻探地质录井一公司实验成果进行一致性比对,旨在增强研究成果说服力,加深录井解释人员对于钻井液密度、粘度对气测全烃检测值影响规律的认识和把握。为检验研究成果的适用性,以大港油田新近完井的两口井为对象做了验证性应用,取得了较好效果。
针对深水录井因受作业海况、海水低温、增压泵等不利影响所导致的多个技术难题,采用新型传感器及新一代录井系统GeoNEXT系统有效解决了绝对深度测量、井涌井漏、钻头功效、井眼状况等工程监测难题。以岩屑录井和 LWD 测井为基础,结合 X 射线衍射全岩矿物分析,准确获取地层岩性和成岩矿物信息;运用FLAIR地层流体识别技术有效识别低温钻井液中的轻烃组分,运用星型图面积法可对气油比进行准确评价,结合三维定量荧光录井技术可有效判断地层流体类型;运用PreVue地层压力监测技术有效监测了钻头下方地层压力情况。通过以上录井技术的多井次应用,逐步形成了适合中国南海自营深水录井作业的技术组合,有力支撑了琼东南盆地多个深水区的油气发现与评价。
在现场计算油气上窜速度过程中,由于井身结构以及钻具组合较为复杂,通过解方程的方法计算上窜高度计算量大。为此,介绍了一种油气上窜高度计算方法,考虑钻具排替的影响,采用VB.NET编程语言实现油气上窜速度的计算,将复杂的求解过程交给计算机来处理。经过若干口井的计算结果对比发现,通过程序代码可以更高效而又准确实现油气上窜速度的计算,为现场录井工作人员提供参考和便利。
随着勘探开发的不断深入,钻探目标地质条件日趋复杂多样,各类风险频发。为确保安全高效钻井,针对钻井施工风险,开发了钻柱摩阻跟踪、地层压力预测和钻井时效分析3个监测功能模块,制定了钻前风险预测、钻中风险监测和钻后风险总结的井筒风险录井评价技术方案,并系统阐述了该项技术的研发设计和实际应用。井场应用效果表明,该项技术对于分析区域钻井施工风险、预防和减少钻井施工复杂情况和事故发生、评价钻井效率及保障钻井安全起到了重要作用。
随着港西油田油气储量采出程度的增高,三次采油技术已逐渐推广应用。在三次开发方案研究中,储集层的微观孔隙结构、渗流规律以及驱油效率实验至关重要。应用高精度CT扫描仪录取岩心资料,结合软件CTan、CTvox以及CTvol分析,通过岩心微观剩余油的识别、计算及三维建模,有效地对岩心不同驱替方式下微观剩余油赋存状态进行了定性及定量描述,分别得到了岩心切片含油率变化对比、岩心驱替方向上微观剩余油变化表征以及三维微观剩余油形态变化表征,为合理高效的开发方案制定提供客观理论依据,对三次采油方案的合理实施及渗流场的调整具有现实指导意义。
从红外光谱录井技术原理及技术特点着手,通过对近几年长庆区域红外光谱资料的分析研究,结合鄂尔多斯盆地油藏特征及储集层岩心物性分析、试油等资料,建立了适合长庆区域油藏特征的储集层流体性质解释评价方法。纵向上以全烃曲线的高低结合气体比率变化情况定性识别未知储集层所含流体的性质,建立了录井储集层流体性质定性解释标准,同时优选了红外光谱录井敏感参数,建立了储集层能量系数Q与重烃指数CHS定量解释图板,两种解释方法相结合显著提高了红外光谱气体录井在长庆区域油探井储集层解释评价中的实用性和准确率,形成了一整套较为可靠的资料解释评价方法。经过大量油探井数据验证,在完成的83口井中,储集层油水层解释符合率高达80%以上。该方法解决了长庆区域油探井快速钻井条件下油气层识别评价的技术难题,具有较好的推广价值。
地化录井技术的广泛使用,使渤海油田积累了大量的轻烃分析资料,由于对轻烃资料缺乏应用研究,导致轻烃数据中所蕴含的储集层地化信息没有被深度挖掘。为更好地利用轻烃数据资料,丰富井场储集层流体性质评价手段,在调研前人研究成果的基础上,采用聚类分析方法开展轻烃参数应用研究。对轻烃数据研究发现,正庚烷值、异庚烷值、正构烷烃含量等参数可应用于生物降解作用辨识,正构烷烃含量、环烷烃比值、BZ/nC6、TOL/MCYC6等参数可应用于储集层含水精细判别。实际应用表明,使用轻烃资料并结合热解气相色谱,可更准确地辨识生物降解作用,尤其是识别受到轻度生物降解的样品或储集层,同时采用轻烃参数解释图板可进一步识别油层和含油水层。
苏里格气田致密砂岩储集层埋藏深、孔隙度低、渗透性差、孔渗关系及孔隙结构复杂,储集层有效性识别困难。测井束缚水饱和度的大小和录井气测全烃数值的高低均是识别储集层有效性的关键参数。利用岩石物理实验数据,分别从岩性、物性及孔隙结构等方面分析了储集层束缚水饱和度影响因素,在此基础上将储集层分为单峰孔隙结构束缚水饱和度大于30%和双峰孔隙结构束缚水饱和度小于30%两类,并分别建立了束缚水饱和度计算模型,准确求取储集层束缚水饱和度,同时利用自然伽马、声波时差、补偿密度、孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等测井关键参数与录井关键参数气测全烃数值绘制储集层有效性识别图板,建立了储集层有效性测录井关键参数判别标准,用于苏里格气田苏20区块和苏76区块50余口井307层进行有效性评价。结果显示,通过生产数据验证符合284层,储集层有效性识别符合率达到92.5%,生产应用效果良好。
致密油作为重要的非常规油气资源,近年来随着水平井数量逐年增加,迫切需要利用致密油水平井录井技术对压裂层段进行压裂方案设计。通过对脆性指数与压裂工程参数和压裂效果相关关系及井眼轨迹与油藏相关关系的研究,建立了脆性评价和水平井轨迹解释2项关键评价技术,为致密油水平井甜点识别、压裂设计和压裂改造提供了技术支撑。该技术在大庆油田探井应用了7口井,其中6口试油井100个层均获得工业油流,解释评价符合率为100%。致密油水平井录井关键评价技术进一步完善了致密油评价体系,为致密砂岩油藏的大规模开发奠定了基础。
马店地区部分地球物理测井、录井解释为油层的显示层试油结果为干层,导致油气层解释符合率较低。为提高油气层解释符合率,针对岩石热解录井资料在相邻区块解释起着独特的作用,但在马店地区应用效果较差的实际,在分析该地区地质概况和解释难点后,通过分析岩石热解录井参数与储集层物性的关系,对岩石热解分析值反映储集层物性原因进行探讨,转变传统岩石热解录井解释评价方法固有思维,依据岩石热解录井参数与储集层物性分析结果及岩石热解参数之间的关系,进而建立了岩石热解录井S1与反映岩石物性的油气产率TPI解释图板,并在实际应用中取得了较好效果。
侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地的重要含油层系,受地层水矿化度、原油气油比、储集层物性及埋深等的影响,存在大量的低电阻率油层、低气测全烃值异常油层和残余油层,给准确识别储集层流体性质带来了很大困难,以往的录井解释评价方法无法满足勘探开发的要求。总结多年现场解释评价经验,通过深入挖掘气测录井参数,发现气测参数C3/C2对于准确识别储集层含油性具有标志性作用,利用参数Wh与C3/C2建立气测解释图板,同时发挥地化录井技术准确辨识储集层原油特征的优势,利用参数Ps与S1建立地化解释图板,将气测和地化两项录井技术组合应用并进行实地验证,有效解决了延安组储集层流体性质识别难题,使延安组录井解释符合率提高到83.3%,为后续的勘探开发提供了有力支持。
基于激光诱导击穿光谱技术的激光在线识别岩性技术的研究成功与应用,实现了钻遇地层岩性的连续自动识别。针对一些环境因素影响其应用效果的情况,基于激光在线识别岩性技术原理,分析了水蒸气、激光器功率、上部地层岩屑、油基钻井液污染四大主要影响因素的不利影响,进一步给出了消除不利影响的处理措施。现场实际应用情况表明:采用相应的处理措施后,激光在线识别岩性技术可实现钻遇地层岩性信息的准确检测,沉积岩岩性识别符合率不低于85.72%,验证了该项技术的可靠性和先进性。
旋转导向钻井技术具有扭阻小、钻速高、成本低、建井周期短、井眼轨迹平滑、易调控、可延长水平段长度等优点。各个国家都在研发旋转导向系统,从跟踪及借鉴的角度出发,系统介绍了俄罗斯旋转导向系统研发进展,包括旋转导向8.75BC系统、旋转导向GM195系统、地质层位35旋转导向系统,并分析了其性能指标及优缺点,阐述了其现场试验结果及下步研发方向。分析认为,俄罗斯旋转导向系统处于研发阶段,尚不成熟,现场服务主要依靠斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯、威德福等油服公司。建议整合国内研发资源,通过加强旋转导向基础研究,掌握核心技术,形成旋转导向系统自主品牌,促进我国智能钻井技术发展。
常规电动脱气器需要根据钻井液液面变化随时进行调节,是气测录井作业中需要解决的现实问题,目前常规电动脱气器依靠人工调节其在钻井液槽中的升降,以避免钻井液液面淹没脱气器输出口导致脱气器电机烧坏。基于配重、浮筒设计原理,依据现场钻井液密度不同配置相应的配重块组,可使脱气器筒体始终能在钻井液的最佳位置浮动,当钻井液槽中液面变化时,自动升降电动脱气器的浮子也会随之变化,从而实现了电动脱气器随着钻井液液面变化自动调节升降的目的,该脱气器减少了电机损坏几率和作业人员劳动强度。
针对当前油井管理效率低、成本高,管理人员不能实时、准确了解现场生产状况的问题,提出一种基于可视化智能监控、神经网络专家系统的自动分析智能油井管理系统。与传统油井管理系统相比,智能油井管理系统可实现现场生产数据实时传输,数据实时性、真实性提高;通过智能摄像装置对油井生产现场实时监控,油井生产安全性提高;现场生产出现故障时系统通过神经网络专家系统自动识别,智能开关井并通报现场人员及时处理,生产效率提高。智能油井管理系统已安装120余井次,现场应用表明,该系统可全面感知油田生产动态,实现油田的可视化智能监控,预测油气田变化趋势,持续优化油气田管理。
北方冬季气候寒冷,给现场综合录井带来很多问题,加强设备防寒保暖及维护保养就显得尤为重要,是确保冬季现场综合录井仪设备正常运转、性能稳定及测量精度的前提。不同型号的综合录井仪,其传感器及信号线、综合录井仪辅助设备、现场总线等大同小异,冬季在野外露天环境下,施工设备设施极易冻坏变形、信号失真。针对北方冬季气候寒冷的特点,选择最佳可行的防寒保暖、维护保养方案,如采用棉毡包裹与锅炉蒸汽保暖相结合等方法,可做到“防”重于“治”,对在北方冬季施工的综合录井队伍是一个良好的建议。
沧东凹陷是大港探区第二大富油凹陷,总面积为4 700 km2,其中孔二段有效勘探面积1 500 km2,最大埋深5 000 m。其勘探主要经历了以构造理念为主的构造油气藏发现阶段和以岩性理念为主的岩性油气藏发现阶段,对于非常规油气藏的认识仅以单井出油气点的形式存在,没有进行深入的研究。近几年,以孔南1 760 km2三维地震数据体为依托,开展全凹陷构造、沉积储集层、烃源岩与成藏模式等的重建研究,揭示了孔二段独特的地质特征与成藏规律。通过对常规油气藏和非常规油气藏开展一体化成藏条件分析,建立了孔二段在有效烃源岩控制下形成常规油与页岩油有序分布、连片聚集,满凹含油的油藏模式,即:斜坡主砂体区形成岩性油藏,细粒沉积区源储互层形成页岩油藏,为下步勘探潜力区带优选提供了依据。
在油田开发中往往只重视对储集层的研究,而对非渗透性的隔层所发挥的建设性作用研究力度不足。为此,以州16断块E
为了加深对苏北盆地曲塘次凹阜二段致密油储集层的认知,为致密油开发打下基础,应用大量岩心分析化验数据,通过开展源岩、岩性、电性、物性、脆性、含油性、地应力 “七性”关系分析,建立阜二段储集层测井“七性”关系研究综合图,开展纵向甜点识别与评价。研究认为:阜二段优势储集层源岩品质好,为优质-好烃源岩,岩性以含云或云质泥页岩为主,微裂缝和次生溶蚀孔发育,脆性高,含油性好;阜二段“甜点”具有源储一体的特点。最终识别出2个纵向“甜点段”,即阜二Ⅲ亚段⑤小层和阜二Ⅱ亚段④小层,为研究区致密油气勘探的突破提供了有力的地质认识支撑。
深层油气藏的储集层预测结果往往受到地震资料分辨率的限制,精度普遍不高。针对大港油田南部滩海区深层油气藏地震资料品质差的问题,先利用高频拓展技术增加原始地震数据有效信号的频带宽度,在保证地震资料不失真的前提下,最大限度提高分辨率,再采用基于小波边缘分析建模的波阻抗反演技术,将高频拓展处理后的地震特征数据与测井声波阻抗相结合建立初始波阻抗模型,解决初始模型不准确的难题。HFE高频拓展技术与AIW波阻抗反演技术相结合,提高了储集层预测的精度,最终完成了深层油藏薄层砂岩的分布范围预测,为后期井位部署建议和油藏产能评价提供指导。
为了加深对港西油田四区厚层辫状河储集层内剩余油的认识,更准确地评价储集层内剩余油开发效果,运用储集层构型理论和层次界面分析法,按级次分析了港西油田四区厚层辫状河储集层内辫流带、辫状河道构型要素。研究结果表明,该区发育单一辫流带,主水道沿北东物源方向分叉形成2条河道主流线,平均砂厚10.9 m,长宽比约2.3∶1;辫状河道包括心滩坝和辫状水道2种(主要4级构型单元),提出了夹层配位差异、注采效应差异、砂体高程差异、沉积厚度差异4种单一心滩坝识别方法,总结了3种辫状水道充填模式(分别为砂质、半泥质和泥质充填),该区以半泥质水道充填沉积为主。通过单一心滩坝和辫状水道识别,对4级构型要素进行平面组合分析可知,该区辫状河储集层平面呈现“宽坝窄河道”特征,心滩坝内部发育丰富落淤层,局部发育坝上沟道,且因半泥质和泥质充填河道,对流体渗流形成一定范围的隔挡。该研究结果为区内注采井网部署及射孔方案设计提供了参考,也为该区剩余油挖潜提供了有力支撑。
为了进一步剖析辫状河三角洲前缘储集层内部构型,深入挖掘该类储集层内剩余油,以北大港地区唐家河油田东三段辫状河三角洲沉积为例,通过储集层内部构型解剖,开展唐家河油田东三段辫状河三角洲沉积构型界面级次划分,并对单一分流河道或河口坝及其内部增生体进行构型分析,建立了三维构型模型,精细刻画河道砂体及内部夹层展布规律,进而分析构型控制下的各单砂体剩余油分布规律。研究成果用于唐家河油田东三段高水淹和低动用区块的综合调整治理,取得了较好效果,对同类储集层的构型研究和油藏开发调整具有借鉴意义。
BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。
