页岩油优质储层综合研究主要是对页岩储层储集油气的能力进行客观评价,目的在于通过"甜点"的确定为页岩油勘探开发提供准确的优质储层发育区,从而利用获得的评价结果为页岩油开发提供科学可行的指导.采用录井方面的技术,围绕页岩油"甜点段/区"评价思路对储层进行综合分析,利用页岩油烃源岩岩相与岩性、烃源岩特性、含油性、可动性、储集性、脆性这"六性"之间匹配关系,建立了鄂尔多斯盆地页岩油优质储层解释评价体系及标准.为页岩油的勘探、开发提供理论和实际相结合的参考与指导,最终达到页岩油开采增产增效的目的.
在川南地区威远构造页岩气录井作业过程中,受钻井工艺改进和提升的影响,非常规储层岩屑细碎,常规录井技术在岩性识别、地层对比、储层评价等方面存在困难.为此,现场录井过程中引入了自然伽马能谱录井技术,利用该技术中铀(U)、钍(Th)、钾(K)参数来指示沉积环境和储层有机质变化,通过研究铀(U)、钍(Th)、钾(K)、伽马、无U伽马等参数的变化趋势,建立了数值法、趋势法、Th与K交会图板法,可有效识别沉积环境和储层有机质、准确鉴别岩性、及时对比地层并实时评价储层.通过在川南地区威远构造页岩气层岩性识别、小层划分、储层评价中的应用表明,该技术能够有效克服常规录井技术的不足,满足非常规油气勘探现场快速实时解释评价的需求.
为揭示黔西北威宁地区下石炭统祥摆组煤系地层受热-生烃演化过程和气体成因类型,综合利用镜质体反射率、流体包裹体测温、甲烷碳氢同位素测试、测井井温等测试数据,对该地区龙街向斜祥摆组进行了埋藏史、受热演化史、成熟生烃史和气体成因类型分析的研究.结果表明:龙街向斜祥摆组自早石炭世沉积以来,经历了多期构造运动,最大剥蚀厚度达3300 m;埋藏史演化过程整体为先沉降再抬升,埋深最深可达4058 m,地层最高受热温度为中二叠世末期的227℃;烃源岩成熟生烃过程经历了5个阶段,依次为原生生物成因气、早期热成因气、高成熟生湿气、过成熟生干气和生烃枯竭;煤系气发生散失时间为早二叠世末期,中二叠世至晚二叠世煤系气大量富集,煤系气气体成因类型为热成因气.研究成果对揭示区内构造演化、煤系气成藏富集过程及勘查开发具有重要现实意义.
针对国内一些老油田已处于开发中后期,受单井控制储量、底水、原油粘度等因素影响,常规井出现初期产量低、递减快、采收率低等问题,开展了水平井地质导向的适用性研究,其核心技术是运用"蛙泳法"计算地层动态倾角,以确保水平段"甜点"长度能够达到设计预期,进而提高储层钻遇率及底水稠油油藏动用程度.在优质储量区部署2口水平井,初期产量均在30 t/d以上,含水率低于10%,投产效果好,很大程度上提高了采收率,取得了良好的经济效益.
随着渤海辽东湾海域J油田逐步进入高-特高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,调整挖潜的难度也越来越大,为进一步厘清剩余油的控制因素及分布特征,以J油田主体区东侧东营组东二下亚段为例,在小层划分与对比的基础上,依据三角洲相储层构型理论对单成因砂体垂向及平面的接触关系进行了详细解剖,并分析了构型单元对油水运动的控制作用.结果表明,层间不同单砂体相带干扰、层内单砂体隔夹层和韵律性以及平面单砂体接触关系是控制剩余油分布的主要因素,各小层内部及单砂体间由于存在渗流屏障导致在砂体边部易形成剩余油富集.据此结合生产动态分析及数模剩余油分布研究结果,设计两口调整井方案,钻后初期合计日产油140 t,截至目前累产油超5.0×104 t,取得了较好的开发效果,为高含水开发后期老油田剩余油挖潜提供了有益参考.
相对于"干带",开发老区中的"水区"储层物性较好,产液量较高,发现油层投产能够收到较好效益.为了在"水区"中发现油层,在介绍采油区内部查漏补缺、采油区周缘水区扩边、"空白层段""空白带""空白圈闭"寻找油层以发现"水区"油气地质储量的基础上,探讨了在采油区内部通过平面分析、纵向对比、完善解释图板、校正构造、细分小层等途径寻找"水区"油层,在采油区周缘"水区"通过分析成藏主控因素、油水界面实现油层扩边,在"空白层段""空白带""空白圈闭"通过运用成藏规律分析、微构造分析、圈闭类比分析、加深钻进等发现油层的开发老区"水区"找油的可行技术方法.经试油验证,以上一些解释评价方法应用效果较好,可为在开发老区的"水区"寻找油气地质储量提供线索.
珠江口盆地陆丰凹陷古近系恩平组及文昌组为典型低孔低渗油藏,受地层水矿化度快速变化的影响,部分水层电阻率高,与油层的对比度低,利用测井手段识别流体性质难度较大,给陆丰凹陷高效勘探开发带来了极大的挑战.通过分析高电阻率水层的录井响应特征,深入挖掘FLAIR流体录井数据以及地化录井参数,建立了基于FLAIR流体录井以及地化录井技术的油水层解释方法和解释标准.应用该方法对陆丰凹陷古近系高电阻率水层的解释符合率达到90%以上,可以有效解决陆丰凹陷高电阻率水层识别的难题,为勘探开发快速决策提供理论依据,从而达到提质增效的目的.
卡钻是钻井工程中常见也是危害严重的井下事故,当卡钻无法解除时只能通过倒扣方式将卡点以上钻具起出,如何做到快速有效的倒扣,是国内外钻井工程至今未能完全解决的技术难题,目前没有专用的倒扣装置,一般采用原钻具直接倒扣和爆炸松扣来完成,但爆炸松扣单次费用昂贵,同时还存在安全风险.采用基于TRIZ创新理论的机械系统替代原理、SIT功能合并及嵌套技术,研制出石油钻探自锁式钻具倒扣装置,与外径较大的钻具联结,当卡钻发生后,将倒扣堵球从井口钻具内投入,利用泵压推动堵球并带动花键套向下移动,解锁反扣装置,通过地面反转钻具,实现快速倒扣作业,缩短了卡钻处理周期,消除了爆炸松扣所带来的安全隐患,节约了生产的直接成本,为优快钻井提供技术保障,具有较好的推广应用前景.
为了解决惠州凹陷X构造潜山岩性复杂、流体类型多样、含油气丰度评价标准不一等问题,基于已钻潜山井的岩石薄片鉴定及元素录井资料,对研究区潜山储层复杂岩性的镜下微观成分、结构及构造特征进行梳理,优选特征元素Si、Fe、Mg含量建立复杂岩性识别图板,形成了适用于研究区潜山复杂岩性的快速识别方法;基于FLAIR流体录井资料,优选出表征轻质油和凝析气烃组分差异的参数C1相对含量和Q'值对轻质油层和凝析气层进行区分,结合校正值单位岩石甲烷气体体积与C1异常倍数建立解释图板识别油气层和干层.经后续的分析化验及取样、测试等资料验证,该方法在潜山复杂岩性识别中准确率可达93.8%,流体解释评价符合率为89.5%,在随钻过程中可以为复杂岩性的判断与流体评价提供理论依据,对下步地质作业方案制定及勘探作业降本增效起到指导作用,具有较强的推广应用价值.
随着渤海油田中深层勘探难度的增加以及非常规油气层的发现,钻井现场识别流体类型与含油气性也越来越困难,油气勘探作业已对随钻过程中油气水层解释方法的研究提出了新的要求.FLAIR实时地层流体分析录井能实时检测钻井液中C1-C8烃类组分以及CO2和H2S等非烃类组分含量,其在烃类组分检测范围和检测质量方面所具有的优势,可为提升复杂油气层的判别准确率发挥重要作用.为了充分挖掘FLAIR实时地层流体分析录井在油气水层解释的数据优势,重构了表征"储层含油气量和储层流体中液态烷烃量"的两个关键参数,用于建立新的解释评价图板.在渤海海域X油田的应用中,油水层解释符合率达到90%,对于准确、快速识别地层流体,发现油气显示效果显著,增强了FLAIR实时地层流体分析录井在井场的使用价值,具有良好的推广应用前景.
在同一岩性地层中,由于钻速、转盘转速、钻压、钻井液密度和岩石密度等录井参数存在不确定性,导致基于录井参数的随钻地层压力预测存在一定的不确定性.针对该问题,分析了钻速、转盘转速、钻压、钻井液密度和岩石密度等录井参数的不确定性特征,进而采用改进的Rosenbluthe方法推导得出dc指数、上覆地层垂向应力及随钻地层压力的不确定性分析表达式,同时提出了基于录井参数的随钻地层压力不确定性分析方法,最后得到了地层压力的概率分布.以某区块HT 101井为例,分别应用不确定性分析方法和蒙特卡罗方法对地层压力的概率分布进行预测,结果表明,不确定性分析方法与蒙特卡罗方法的压力预测一致性达95%以上,其压力预测精度能够满足工程需要.
渤海湾盆地歧口凹陷滨海地区新生代断裂发育,构造特征复杂.为了探究该地区断裂特征及其与油气成藏间内在联系,基于测井、录井及全区三维地震资料对断裂的几何学、运动学规律进行系统分析,并在此基础上揭示了断裂特征对油气成藏的控制作用.研究结果表明,滨海地区新生代经历了初始裂陷期、强烈裂陷期和拗陷沉降期三期构造运动,发育了NE向、EW向两组走向的断裂系,决定了研究区东西分带的构造特征.沙三段至沙二段时期,主要形成NE向断裂;沙一段至东营组时期,受右旋走滑应力场叠加控制,EW向断裂开始发育;馆陶组至明化镇组时期,裂陷作用持续减弱,盆地进入拗陷期.滨海地区的断裂活动对油气成藏具有重要的控制作用,断裂的强烈伸展控制了烃源岩及优势储层的分布,伸展构造变形与走滑构造变形的叠加改造,形成了不同的圈闭类型,加之断裂对油气的垂向疏导作用,在该区域构成了油气富集成藏的优越条件.
太原组灰岩储层作为近几年鄂尔多斯盆地上古生界勘探目标新层系,录井已有明显含气性显示,虽然具备天然气成藏条件,但基于碎屑岩的常规方法气测录井解释结论与试气成果符合率较低.通过筛选气测全烃基值、全烃相对峰面积、储层有效厚度、气测异常显示厚度、全烃基值抬升值5项参数构建气测评价因子,并结合现场试气数据建立气测评价因子解释图板,绘制气测评价因子等值线图定量评价储层含气性,形成了针对灰岩储层地质特征的录井解释新方法.利用该方法评价单井产能与试气结果吻合度较高,对鄂尔多斯盆地太原组灰岩勘探潜力评价和有利目标区优选提供了较为可靠的录井依据.
孔隙度和渗透率是描述储层物性特征的重要参数.常规的孔隙度和渗透率计算方法基于线性拟合,模型较单一且准确度不足.因此,基于文献调研和鄂尔多斯盆地H油田延9储层概况,总结了一些常用的孔隙度和渗透率计算方法,进而提出一种梯度提升决策树预测储层物性的方法,该方法将得到的物性参数和多条相关测井曲线作为梯度提升决策树的多元输入信息,通过训练得到预测孔隙度和渗透率的模型.H油田的21口井中6口井有实验数据,利用其中4口井与用常规的统计回归法和孔渗拟合法得出的15口井的物性数据进行训练,另外2口井作为测试集,结果表明梯度提升决策树储层预测方法的孔隙度、渗透率结果与岩心分析结果相关性均为0.9,常规方法计算结果的相关性也较高,分别为0.88、0.87.为提高模型解释精度,将常规方法计算的物性和训练集的物性及其测井曲线作为梯度提升决策树的多元输入信息进行训练,优化后梯度提升树结果与岩心分析结果相关性达到0.93.
渤海Q油田馆陶组新发现的低阻油层电阻率2～3 Ω·m,与水层电阻率相近,该油田开发时测井仅为随钻电阻率和自然伽马两条常规测井曲线,且井型为水平井,根据常规测井曲线随钻快速解释油水层难度大,相比而言,区域气测录井资料齐全,能够反映储层的含油气丰度,利于快速判别油水边界.基于油田已钻低阻油层老井气测录井资料复查分析,在水平段钻进时,运用气测录井烃比值筛选法,筛选出C1/C2及(C4+C5)/C3两个随钻烃比值评价参数并建立解释标准.经过井场实际应用表明,该录井解释方法的解释结论与实际生产情况吻合,判断符合率高,有效节省了水平段进尺,节约了钻井作业成本,具有较高的应用价值.
引进定量颗粒荧光分析技术对准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系古油藏和残余油藏进行定量荧光QGF和QGF-E分析,该技术在浅部储层研究中的应用结果表明,准噶尔盆地哈山地区侏罗系-白垩系的颗粒荧光指数和QGF-E值呈现由西向东逐渐降低的趋势,且二者强度呈正相关,越临近油源的取样井,荧光现象越明显,含油丰度越好.研究层位疏导性能强,浅层的反冲断裂和断展褶皱导致油气轻烃组分的散失,垂向上油气具有从深部向浅部运移的趋势,且浅部现今油藏烃类组分更重,含油丰度更高;侧向上整体流体势呈现由西向东逐渐降低的趋势,逆冲断层自西向东由陡变缓,烃类流体荧光强度、密度及粘度也随之呈现逐渐减小趋势.通过该应用研究可知,定量颗粒荧光分析技术是检验含油层段的有效手段,对于揭示研究区域油气运移路径,研究油气成藏特征具有重要意义.
为不断推动录井产业智能化升级,改变传统的录井运作模式,结合录井现状和勘探开发的实际需求,重点介绍了智慧录井平台的岩屑自动捞取系统、岩屑数字化与智能化识别系统、机械臂自动分析系统和随钻智能解释评价系统.在长庆油田MY 1H井等多口井通过实施智慧录井新模式,重塑了录井产业流程和决策机制,降低了人为因素影响,提高了录井效率,降低了人员成本,有效提升了录井过程自动化、智能化和数字化水平,也为解决传统录井技术瓶颈问题提供了新思路、新方案.
辽河坳陷曙古潜山勘探至今已40余年,但自20世纪90年代以来,一直没有实现潜山勘探新突破,为此基于前人研究资料并结合潜山岩性的重新认识,对内幕地层时代进行重新厘定.通过内幕地层精细对比、构造特征梳理及试油试采等资料,对潜山油气成藏规律进行重新评价,并以此为基础部署实施探井,在潜山风化壳及内幕勘探中取得了重大发现,在明确潜山地层时代的同时,也为潜山分层系勘探提供了科学依据.
确定页岩油"甜点"储层发育区是储层改造和水平井钻探成功的关键,而"甜点"储层的发育需要优势岩性来提供物质条件,将泥页岩地层中具有一定油气含量和生烃能力且脆性矿物含量高、易于开发的岩性定义为"优势岩性".基于XRD矿物分析,将饶阳凹陷沙一下亚段页岩层段划分为长英质、云灰质、混合质、黏土质页岩4类基础岩性,根据泥页岩层段岩心或壁心样品的气测数据、XRD矿物成分检测、岩石热解分析等录井手段的分析测试结果,获取表征优势岩性的全烃值、C1值、脆性指数以及岩石热解分析TOC、S1+S2、S1/TOC等参数,在岩石分类的基础上,将其分别划分为优势岩性、次优势岩性、非优势岩性,从而为储层压裂改造提供选层的重要参数,并在生产实践中得到了验证,为页岩油高效开发提供了技术支撑.
北部湾盆地涠西南凹陷凝析气、挥发油及常规油藏发育,流体性质复杂.由于部分井段未进行流体取样,不能准确确定储层流体性质及气油比,严重影响了油田的挖潜增产.基于油田实际生产资料,探讨分析了不同流体类型的测录井响应特征,以生产测试气油比与轻烃组分雷达图面积的关系作为约束,结合天然气测井响应方程和最优化理论计算得出地层条件下天然气、可动油的含量及气油比,实现了准确识别储层流体性质的目的.通过与实际生产测试、取样分析、生产结果进行对比,验证了该方法定量评价流体性质的准确性,为油田后续开发方案的制定与实施提供了指导.
