随着油田富油洼槽二次勘探的不断深入,勘探开发目标向深埋藏、低渗透、非常规、难动用储集层发展,为解决传统录井解释中以单项解释为主,缺乏综合评价模型与评价标准的难题,引入数据挖掘技术,应用SPSS软件针对不同的油藏类型分别采用多元判别分析、因子分析、灰色关联分析方法,以气测、地化、定量荧光等录井资料及孔隙度、声波时差、电阻率等测井资料为基础,挖掘敏感参数,进行优化组合,建立了多技术综合应用的解释模型与评价图板。2017年、2018年在饶阳凹陷共97口井应用,经试油验证符合率为76.2%,与此前相比,解释符合率提高6%,取得了良好的应用效果。
气测录井检测的是钻井液携带的地层烃类流体,是地下地质条件的直接反映,能有效鉴别地层流体性质。目前,由于钻井液含气量与气测检测值关系不明确,气测录井解释仍以定性解释为主。为了研究气测录井地层含气量解释方法,使用新设计的钻井液密封罐,从井场直接选取上返至井口且未经过气测检测设备的含烃钻井液,在实验室内开展真空加热全脱气实验,并进行气相色谱分析,计算得到钻井液含气量,结合现场气测全烃检测值,总结出钻井液含气量与气测全烃检测值的关系,据此将钻井参数转化成地层含气量,结合地层测试结论建立地层含气量的产能预测图板。分析认为,钻井液含气量主要为5~30 mL/L,钻井液含气量与气测检测值呈线性关系,计算所得的地层含气量一般为0.1~7 m3/t,其中地层含气量大于2 m3/t,地层测试证实为高产气层。经过实例验证,计算地层含气量与实际相符,地层含气量产能图板能有效地估算产能。
随着数据的爆发式增长和大数据技术的不断发展,数据挖掘技术已成为数据分析和知识发现的重要手段。为拓展数据挖掘技术在录井方向上的系统应用思路,在调研、总结其他领域数据挖掘知识及应用方法的基础上,尝试使用渤海油田地化录井数据构建原油性质判别模型,实现了数据挖掘技术在录井解释中的应用,并在特征工程、模型训练等方面积累了经验。构建原油性质判别模型的过程及模型预测结果表明,使用合理的步骤、参数及算法进行数据挖掘,可有效、快速地进行录井解释,数据挖掘技术值得更深入地研究及开发应用。
在石油钻井施工过程中若钻遇岩层构造裂缝,往往会导致不同程度的钻井液漏失。由于地层裂缝发育的非均质性特点,钻井施工现场尚无有效方法对裂缝发育情况进行预判,需在钻井井漏发生以后再采取堵漏措施,不仅造成了施工成本的增加还造成了钻井周期的延长。为此,提出一种用主曲率法预测因裂缝导致井漏的方法,将岩层视为一个几何实体,采用趋势面方法建立区域岩层构造模型,运用微分几何中的主曲率法来刻画岩层弯曲变形程度,以实钻井情况作为约束条件确定井漏的主曲率范围,从而以主曲率场的分布特征来指示构造裂缝发育区带,达到预测井漏的目的。该方法在西北油田顺北区块钻井现场进行了应用,结果表明主曲率法能有效预测井漏并指导钻井现场进行安全、高效地施工。
PDC及高压喷射钻进等钻井新技术在港北潜山太原组的应用给该区块录井油气显示发现带来了巨大挑战,导致常规地质录井未能及时发现太原组油气藏及其岩性组合特征,为查明该地区地层的地质信息,并确定最适合该类油气发现的录井技术组合,以港北潜山油气层的两口探井为例,对其录井方法组合系列及应用效果进行总结,并对太原组岩性和含油性重新认识。最终确认,碳酸盐分析+薄片鉴定+XRD+XRF的录井技术组合对本地区复杂岩性及储集层的识别有良好的效果;气测+三维定量荧光+岩石热解分析的录井技术组合可以有效应对本地区地层含油性的判别。
为提高延安气田定向井和水平井的钻井及压裂成功率,提升天然气开采效率,进行了延安气田直井和水平井的压裂微地震监测,分析了定向井压裂的特点及裂缝延伸规律,归纳了定向井和水平井目前采用的井身结构特点,以此为基础,指出延安气田定向井及水平井在钻井和压裂方面存在的问题,并且针对每个问题给出了相应的优化方案:将定向井井身结构由三段式优化为五段式,要求在钻达延安气田主要目的层系之前就降斜成直井段;应用定方位定射角射孔技术,集中压裂液和管网压力对有效储集层进行压裂;向上调整水平井的二开结束点至斜井段的中下部位置。该方案可以有效提高延安气田天然气采收率,应用效果显著。
利用元素录井技术可获得岩石中元素的含量,从微观上分析岩石的组分构成,但岩性的准确定名成为亟需解决的难题。为此,通过Microsoft office中Excel函数实现火山岩元素录井数据的岩性自动化判别定名,即在Excel中把火山岩元素识别的TAS图板数字公式化,结合岩性定名条件,编制火山岩元素岩性识别定名Excel工作表。现场应用实例表明,该方法操作简单、便捷,不仅达到元素岩性精确定名,还提高了工作效率,提升元素录井技术的应用效果。
油气上窜速度是现场进行油气层评价和井控安全评估的重要参数。在南海东部海域深水作业过程中,使用常规油气上窜速度计算方法,发现计算结果会产生较大误差。通过使用泵冲数与容积相结合的方法,并在开启增压泵的情况下引入有效泵冲数,解决了增压泵开启对油气上窜速度计算的影响。通过在南海东部多口深水井的现场实际应用表明,该计算方法正确可靠、效果明显,为钻井和井下作业安全施工提供了重要依据。
研究表明,智能识别方法能够有效提高早期溢流监测的准确性,但由于溢流是钻井过程中的小概率事件,现场可获取的溢流样本数据十分有限,限制了智能识别方法的应用。针对该问题,在分析常用溢流监测参数与钻井设计参数、地质相关参数以及钻井工况之间关系的基础上,建立了钻进、起钻、下钻三种工况下常用溢流监测参数的数值模拟模型,为溢流智能识别方法的应用提供数据基础。利用现场实测数据对所建模型进行了验证实验。结果表明:在给定的钻井条件下,仿真得到的数据与现场实测数据间的相似度达到83.85%,具有较高的吻合度;溢流智能识别模型识别准确率较缺乏训练样本的专家经验模型提高了23.1%,识别准确率得到了显著提升。
白云化作用是影响大牛地气田马五5亚段储集物性的关键因素。元素录井技术可以直接、连续地测定岩屑中的元素含量,反推矿物类型和含量,进而实现岩性准确定名和白云化程度评价。共选择大牛地气田28口关键井进行了元素录井解释处理和白云化特征分析,得出以下认识:气田区内大多数井(约68%)在马五5亚段都发生了不同程度的白云化作用,且纵向上云质岩类集中发育在顶部;马五5亚段云质岩类主要发育在气田的西北、东北部,基本呈环带状分布。因此,马五5亚段顶部以及气田的西北、东北部应是今后大牛地气田井位部署的重点区域。
非常规油气资源是当前大庆油田油气勘探开发中新的领域,其中页岩油的勘探开发正在逐步推进。为实现页岩油钻探中的快速解释评价,通过对井筒录井资料的分析,研究录井相关技术参数在页岩油井解释评价中的应用,初步建立了一套适用于页岩油评价的录井解释方法,即采用气测参数、岩性及岩心裂缝观察、地化热解参数、残余碳分析、元素分析等多种录井参数相结合,从岩性、物性(裂缝发育情况)、含油气性、烃源岩特性、脆性等层面对页岩油进行评价,并确定各参数的评价范围及脆性的计算方法。研究结果对松辽盆地古龙凹陷页岩油录井的解释评价具有一定的指导意义,也为该区页岩油的下一步开发提供了可靠依据。
长庆油田三边地区延长组储集层油水关系复杂,流体性质识别难度较大。应用传统的气测录井图板解释符合率较低,迫切需要加强解释评价方法的研究。为了探讨能有效识别延长组储集层流体性质的方法,收集了该区内24个已获试油验证储集层的气测录井资料,构建全烃峰基比、充注系数和能量系数3个参数,绘制重-中烃比率和轻-中烃比率交会曲线,建立解释图板和解释评价标准,系统地开展了定性与定量评价。现场应用实例证明,这种解释评价方法在该区应用效果较好。
为了解决储集层含水性识别难的问题,2015年在长庆区域气探井引进离子色谱录井技术。在介绍离子色谱录井分析技术的检测原理、样品分析方法的基础上,采集室内试验完成的20多口井离子色谱分析数据,结合测试层段试气结果,整理并建立了适用于长庆区域气探井储集层含水性识别方法,并利用离子色谱总矿化度数值法及总矿化度与钠氯系数(Na+/Cl-)交会图板法判断储集层含水性。现场试验证明,解释符合率达到80%以上,解决了长庆区域气探井地层水的识别难题,具有较高的推广应用价值。
鄂尔多斯盆地红河油田含油饱和度高的储集层测试往往为干层或水层,这是因为含油饱和度仅反映岩石空间中含油饱满程度,并不反映其可动流体的含油量。为提高储集层流体性质解释符合率,应用大量岩心核磁共振分析数据,开展了核磁共振谱图含油特征分析和可动油饱和度流体性质评价方法研究。首先,借鉴低渗储集层可动流体储集层物性评价方法,以可动流体中含油量为主要依据开展流体性质评价;其次,在物性评价基础上,开展有效储集层(Ⅲ类以上)含油饱和度和可动油饱和度与试油结论对比分析,建立可动油饱和度流体性质评价图板。结合物性评价将储集层流体划分为4类,解决了低渗储集层流体性质解释评价问题。研究认为可动流体中的可动油对低渗储集层流体性质起关键性作用,如果原油在储集层内以束缚油形式存在,即使含油饱和度高也不产油,从而有效解决了红河油田含油饱和度高试油不出油问题。这种方法对类似低渗储集层流体性质评价也有效。
为解决利用录井资料进行火成岩储集层物性评价存在的技术欠缺,基于钻井工程的机械比能原理,通过一定算法并结合解释评价技术,建立了基于录井工程参数的火成岩储集层机械比能物性评价技术。其中,机械比能比值法与功交汇法是可以相互印证的两种物性评价方法,有利于提高物性解释的准确性,机械比能比值是评价所依据的定量化标准,火成岩储集层物性评价方法与评价标准共同形成物性评价技术。该技术在准噶尔盆地滴南地区试油选层应用效果较好,已推广至准噶尔盆地其他区块的火成岩储集层。
苏家次洼中部洼槽带是吉林油田首次勘探的区块,其油气的分布、油气的含量以及原油的性质都不清楚,为解决上述地质问题,应用了岩石热解、热解气相色谱、轻烃分析三项地化录井分析技术,其中岩石热解录井能够定量检测岩石中的含油量,热解气相色谱分析能够直观地判别原油的性质,轻烃分析检测C1-C9的天然气成分及汽油馏分,主要用于气层的识别。通过该区7口井15个已经试油层地化资料分析,采用图解法和参数图板法相结合的方法建立了该区储集层评价方法。该区应用地化录井技术收到了显著效果,发现营城组以油气共生、油水共生为主,沙河子组以含气为主,围绕洼槽带向周边扩展,具有油气显示逐渐减弱,含水逐渐上升的变化规律,从而为下一步生产决策奠定了良好基础。
库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组为致密砂岩干气藏,气测组分一般为C1-C3,极少出至C4,导致部分派生参数无效,传统图板流体性质识别效果不佳。为此,以试气段录井资料为基础,通过方差分析筛选出烃相系数、烃特征、烃组分递减系数、相对钻时、全烃及湿度比等8个对气水层识别有效的录井敏感参数,再以这8项敏感参数构建气测形态法及Fisher准则法气测解释模型,并确定解释标准。新图板回判符合率在88.8%以上,尤其对气水层区分效果明显。经TB 401、AW 5、KS 1102、KS 1103 共4口新井应用验证,新图板评价结论与试气结果总体符合率78.6%,应用效果显著。
基于气田物联网现状,依据物联网技术标准和行业实际需求,对气田生产物联网系统架构与功能予以简要阐述,并从采集与控制、网络数据传输、生产运行监控与管理三个层面对气田生产物联网系统设计进行了详细说明,通过针对性地解决气田生产过程中各类井站(采气井、集气站)生产数据(含实时视频)的自动采集、远程传输、实时远程监视与控制、远程电子巡井等问题,实现了气田井站数据的实时统计、实时分析、实时诊断、实时预警、在线生产管理和统一指挥,同时以苏里格气田物联网系统部署与应用为案例对气田物联网系统的运行与效果进行了总结介绍,并展望了气田物联网未来发展前景。
根据科威特市场录井服务要求,基于对目前国内录井装备系统配置、软件应用及高端技术服务的介绍,分析国内录井装备研制及高端技术服务现状,以服务客户需求为出发点和落脚点,通过加快高端技术研发,设计录井解决方案,开展项目式科研管理,推动录井装备配置与功能同国际标准接轨,进一步推进录井转型升级发展,以期为井筒作业安全和油气勘探开发提供有力支持。
综合利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、生产动态等资料,对板桥凹陷沙河街组深层储集层特征、主控因素进行了分析。研究区深层储集层以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,孔隙类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔及颗粒铸模孔;机械压实、胶结作用是储集层物性变差的主要因素,酸性介质主导的溶蚀作用增加孔隙,而超压作用保护孔隙。研究表明深层储集层形成是“构造-沉积-成岩”多因素相互耦合作用的结果。深凹区紧邻油源断层的水下分流河道微相砂体粒度粗、原始孔隙条件好,酸性流体易于进入并形成次生溶孔,后期油气充注及其导致的异常高压抑制了胶结等减孔成岩作用,为“强溶蚀-弱胶结”成岩相,发育一定规模的中高孔-中高渗储集层,是深层油气勘探开发的潜力目标区。
海上油气田开发中钻井少、井网不规则且井数局部集中,导致单凭井资料难以表征砂体展布规律。为此,综合应用钻井岩心、录井、测井、生产动态及地震等多属性分析手段,建立涠洲Y油田涠三段水下分流河道砂体横向展布及纵向叠置模式,精细刻画河道砂体边界,并以沉积砂体展布模式为指导,通过分析有效反映储集层砂体分布及其物性变化的地震属性,建立地震属性与储集层的定量关系,结合已钻井应用地震属性追踪砂体的空间展布规律,从而对区块间砂体、已开发单元内部储集层砂体展布和储集层物性有更为清晰的认识。通过3口新钻井检验,储集层吻合率100%,预测储集层厚度平均准确率85.9%,表明该研究成果可以有效指导油田滚动扩边和开发区块挖潜。
针对羊二庄油田明化镇组曲流河储集层存在的砂体横向变化大、砂泥分界认识不清、沉积物内部和沉积物之间非均质性强、剩余油挖潜难度越来越大等难题,基于河流相砂体沉积规律,结合岩心、测井、生产等动静态资料,应用现代沉积学理论,对曲流河储集层进行七、八、九级构型划分,识别出单一河道、单一点坝、单一侧积体和侧积层等级次的构型单元,并计算出单一河道的宽度、单一点坝的长度和厚度、单一侧积体的宽度以及侧积层倾角等参数。根据储集层构型精细解析结果,最终分析认为,受侧积夹层的影响,羊二庄油田明化镇组曲流河储集层点坝上部剩余油饱和度高于中下部,且驱油效率较低,为羊二庄油田下步剩余油挖潜提供了更可靠的地质依据。
黄骅坳陷沧东凹陷孔一段广泛发育膏岩层,在传统认识中膏岩层只能作为油气藏的盖层,但在勘探开发实践中膏岩层在部分钻井中却见到良好油气显示且获得高产工业油气流,证实膏岩层具有一定的产油气能力。通过研究发现,膏岩具有“生、储、盖”三位一体的特征,改变了对膏岩的传统固有认识;通过对其生烃特征、油气运移和富集规律的系统性研究,总结出古生新储和自生自储两种成藏类型。针对该类非常规油气藏勘探进行的前瞻性研究,对该区膏岩特殊类型油气藏的勘探开发具有指导意义。
为了研究湖南保靖区块龙马溪组储集层特征及页岩气富集成藏的地质因素,通过对已钻井岩心进行系统采样,开展有机地球化学、岩矿、物性、热解、含气量测试等实验,对龙马溪组页岩储集层特征及影响页岩气成藏的地质因素进行了分析。结果表明,龙马溪组黑色页岩较为发育,为深水陆棚-浅水陆棚过渡相的沉积产物,有机质含量丰富,优质页岩储集层位于龙马溪组底部,厚度为5~16 m,具有“高TOC、高成熟度、高脆性矿物含量、低孔隙度、低渗透率”特征,有机质类型以腐泥组为主,基本满足形成页岩气的“静态”参数条件,但能否富集形成页岩气藏,主要取决于埋深、构造及热演化、距剥蚀边界距离和保存条件等“动态”参数条件。研究认为,保靖区块主体向斜西翼的北部埋藏适中、后期改造较弱、有机质成熟度相对较低,为页岩气保存和富集成藏有利区带,是今后页岩气有利勘探区,通过水平井钻井和储集层压裂改造有望获得页岩气的突破。
渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1~2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。
