高精度碳氧比能谱测井测定剩余油的影响因素评价

基于正交试验法对高精度碳氧比能谱测井测定剩余油的影响因素进行评价,得到各因素对剩余油解释结果的影响程度。在高精度碳氧比能谱测井测定剩余油分析的三个因素中,碳氧比的影响最大,其次是硅钙比,孔隙度影响最小。     

碳化硅制取条件的热力学分析

根据已有的热力学数据,在碳-氧系JgP-1/T平衡图的基础上,绘制了硅-氧,硅-碳-氧系平衡图。并以此为依据分析了由二氧化硅和石墨碳制取碳化硅的热力学条件。经与实际工艺相比较,获得了较为一致的结果。     

岩芯扫描技术与成像测井资料交互解释研究

为提高成像测井解释精度以及该类资料的应用水平,需进一步利用岩芯扫描图像来刻度成像测井资料,采用了VC 6.0语言进行岩芯扫描与成像测井交互解释软件的设计,成功地将各类地质信息、岩芯数据、岩芯照片与成像测井资料进行了交互解释.通过大量资料处理和现场运用表明,利用岩芯图像对成像测井资料进行标定和佐证不仅使岩芯数据库资料的应用更加充分,也使成像测井解释更加科学、快捷.这不但增强了测井解释的可信度,也大大提高了工作效率,同时更凸显了岩芯扫描技术与成像测井资料的交互解释将在油田勘探开发中发挥着越来越重要的作用.     

海上稠油油藏RPM测井解释模拟方法研究

随着海上S油田剩余油的深入开发,RPM测井正广泛应用于油藏动态监测之中。而国内RPM碳氧比饱和度测井的解释方法依赖于大量典型地层和井眼条件组合的庞大数据库,如何简单、直接地对RPM碳氧比测井资料进行解释成为了急需解决的问题。因此考虑井眼尺寸、井眼流体、套管尺寸、水泥环厚度、孔隙度、地层流体等影响因素建立地层真实模型,采用MCNP蒙特卡罗软件进行模拟,结果与理论一致。然后利用建立的蒙特卡罗解释图版对现场两口实际生产井RPM测井资料进行处理,计算含水饱和度相对误差分别为2.37%、8.29%,井眼持水率相对误差分别为3.12%、8.16%,取得了较好的应用效果。     

涪陵焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气页岩岩相划分——以JY11-4井为例

针对目前焦石坝地区海相页岩气勘探开发需要,以JY11-4井岩心资料为基础,通过电子显微镜观察、矿物组分及有机碳含量分析,研究区五峰组-龙马溪组页岩矿物组分以石英和粘土矿物成分为主,含有长石、方解石、白云石、黄铁矿等,有机碳含量0.55%~5.89%,具有自上而下逐渐增加趋势,结合U、TH测井解释结果,剖析五峰组-龙马溪组页岩岩相特征,划分为低有机质贫硅页岩相、中等有机质贫硅页岩相、低有机质富硅页岩相、中等有机质富硅页岩相和富有机质富硅页岩相等5种岩相,其中富有机质富硅页岩相为页岩气勘探开发最有利页岩相,对南方海相页岩气的勘探开发具有重要指导作用。     

环境因素对随钻测井测量结果的影响

随钻测井是一种比较新的测井技术，分析和讨论环境因素对随钻测井测量结果的影响有利于ＭＷＤ的进一步推广和使用，影响随钻测井测量结果的环境因素有井眼大小，钻井速度，侵入深度和地层钻开时间等，随钻测井和电缆测井中的自然伽玛，中子孔隙度及电阻率测井曲线实例对比分析表明，在多数情况下随钻测井比电缆测井能提供更精确的数据和信息，从而提高最终解释结果的符合率。     

硅片的抗弯强度及其与高温抗形变能力的关系

通过实验系统地研究了硅中氧、氮、碳含量和状态以及硅片表面损伤对室温下硅片抗弯强度的影响规律，讨论了室温抗弯强度与高温抗形变能力之间的内在联系，提出了室温抗弯强度大小可以反映硅片高温抗形变能力的观点。     

人工神经网络在测井资料参数估算中的应用

利用人工神经网络(BP网络)的原理对测井资料进行了解释，建立了测井解释的BP神经网络模型，对BP网络进行了改进，提高了收敛速度，并防止陷入局部极小．利用多种测井数据及岩芯描述资料作为网络模型的学习样本，通过网络的学习、训练，建立了测井解释的神经网络模型．以渗透率的计算为例，应用此模型定量计算了川西某气田多口井的渗透率值，其解释结果及精度均令人满意，取得了良好的实际应用效果。     

七个泉油田储层特征与四性关系研究

利用岩芯、测井、化验等资料,对柴达木盆地七个泉油田储层的岩性、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,建立孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制储层物性的关键因素,储层岩性以砂岩和细砂岩为主,储层物性从下到上具有变好的趋势,含油性取决于物性的好坏。通过对储层岩芯、测井、分析化验与储层物性、电性参数交会,研究制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油田开发提供参考。     

胜坨油田沙河街组二段复杂断块油藏水淹层测井解释研究

以胜坨油田发育的典型复杂断块油藏为例,利用密闭取芯井资料建立判别关系和测井解释模型,进行沙河街组二段1-3砂组复杂断块油藏水淹层测井解释。首先介绍了该水淹层测井响应特征,接着应用多项式趋势面分析方法对测井数据进行标准化处理,并选择测井资料齐全、质量可靠、有钻井取芯和录井、试油资料的井为关键井,结合试油试采、岩芯分析资料建立测井解释模型。结果表明:胜坨油田沙河街组二段1-3砂组复杂断块油藏已经进入高含水阶段,水淹层发生明显的自然电位曲线基线偏移、地层电阻率降低、自然伽马降低、声波时差增大等现象;选择沙二段顶部的高阻白云岩段(厚度为8～12m)作为标准层进行标准化处理;声波时差三次趋势面分析效果较好,拟合度达到22.6%,平均校正量为14μs/m;T4j17、T2-121井取芯井段较长且收获率较高,分析化验资料较丰富,测井资料齐全且质量较好,能够反映沙二段1-3砂组复杂断块油藏储层特征,被选为关键井;建立泥质体积分数、粒度中值、孔隙度、渗透率、含水饱和度等解释模型。最后,通过对水淹层的测井资料进行逐井处理、计算机逐点或按层输出主要储层参数等3个方面检验解释模型,定量评价了测井解释模型的应用效果。结果表明:测井解释结果与岩芯物性和生产数据吻合较好,获得了较为可靠的地区储层地质分析结果,可为注水开发调整提供有效的参考。     

再生铁化学成分变化的研究

通过渣与铁的反应，分析了钢屑再生铁增硅的原因，并计算了最大硅量．采用同样方法研究了碳和锰的含量，从而为控制再生铁的化学成分奠定了理论基础．     

火山岩储层裂缝的测井识别方法研究

以大庆徐深气田火山岩储层为例,阐述了岩芯裂缝的总体发育特征,论述了裂缝在常规测井和电成像测井上的响应特征,利用曲线元的原理和算法建立了裂缝的定量判别标准.最后将常规测井的判别结果与岩芯裂缝、成像测井进行了对比.实践证明,常规测井和电成像测井在裂缝识别方面可以互为验证和补充,综合多种方法方能有效地判别火山岩储层裂缝,对于其他类型储层的裂缝研究具有一定的借鉴意义.     

商741火成岩油藏开发前期储层描述技术

商741火成岩油藏是特殊类型油藏。以钻井、录井、岩芯、化验分析、地震、测井、试油试采、井间干扰实验资料为基础，运用沉积学、构造地质学、地质力学理论，通过应用测试技术、岩芯分析技术、FMI、CMR测井技术和测井约束反演技术，对该火成岩油藏进行了开发前期油藏描述。从而揭示了商741火山喷发岩和侵入岩复杂的地质、油藏特征及极强的储层空间非均质性分布，实现了火成岩油藏的开发。本文从地震、测井、地质、油藏工程等方面对火山喷发岩和侵入岩开发前期油藏描述所采用的技术方法进行重点介绍。     

ΔLogR法估算页岩气储层有机碳含量探讨

页岩气测井评价的一项重要内容就是确定储层中的有机碳含量。为了能够较简便、准确地估算页岩气储层中有机碳含量,基于常规测井资料,通过ΔLogR法估算页岩储层有机碳含量实验,提出了求取有机碳含量的"RDT-TOC"直接关联法、"RTOC-DTTOC"法和适应中扬子地区海相页岩低阻储层的岩性密度法模型,并通过实例进行了验证分析。     

碳氧比能谱测井在八面河油田的应用

八面河油田进行碳氧比能谱测井,能较好的识别水淹层,确定水淹层的含油饱和度,尤其对于中、高孔隙度和渗透率地区的水淹层识别应用效果良好,是油田确定水淹层位,进行堵水补孔作业的一种行之有效的测井方法,对老井的堵水、补孔作业以及寻找潜力油层等方面也能发挥重要作用。     

微量元素与人体健康及微量元素科学的发展

微量元素是指在人体中含量低于0.1%的元素(如:铜、铁、锌、钴、锰、铬、硒、碘、镍、氟、钼、钒、锡、硅等),它们共占人体总量的0.05%左右.与微量元素相对而言的宏量元素则是含量大干0．1％的元素（如：氧为65％，碳为18％，氢为10％，氮为3％，钠和氯均为1．5％等等）。     

氧活化测井技术在八面河油田的应用

为进一步发挥利用氧活化测井技术在八面河油田挖潜优势,在介绍氧活化测井原理、用途的基础上,通过八面河油田实例分析了氧活化测井应用效果。实践证明:氧活化测井在油田环保、抗干扰方面相对同位素测井具有很大优势,同时还具备了完成管柱找漏等优点,完善了同位素测井不具备的功能,应用方法及经验可供同行借鉴与参考。     

煅烧对微硅粉性能的影响

采用同步热分析法、X射线衍射、扫描电镜、比表面积和白度等测试手段对煅烧前后的微硅粉样品进行了分析.实验结果表明:在600℃、4 h煅烧时微硅粉的除碳效果最佳,煅烧后样品中碳的质量分数由1.96%下降到0.65%;样品主要成分二氧化硅晶体结构并未变化,仍旧为非晶态,煅烧后仍出现了碳化硅的特征峰,表明煅烧去除的主要为游离碳;微观形貌分析表明,煅烧后样品微观颗粒粒径在长大,片状物质的含量却明显减少,但是组成颗粒的一次粒子长大并不明显;比表面积测试表明煅烧前后比表面积变化不大,但白度由31.04提高到70.14.     

储层毛管压力曲线构造方法及其应用

为了连续获取储层毛管压力曲线评价储层孔隙结构,针对储层毛管压力资料非常有限这一问题,以169块不同类型的岩芯压汞资料分析为基础,提出了利用常规孔隙度、渗透率等参数构造毛管压力曲线的新方法,并建立了毛管压力曲线的构造模型.通过与实际岩芯压汞毛管压力曲线的对比,验证了构造模型的准确性,并提出优选综合物性指数模型来连续构造毛管压力曲线.将该毛管压力曲线应用于实际储层评价中以求取平均毛管半径、最大毛管半径和储层含水饱和度等地层参数以及评价储层的孔隙结构,与岩芯分析结果以及油田现场利用测井模型解释获取结果对比表明,新模型计算的结果是真实可靠的.     

海陆交互相沉积泥页岩发育特征研究——以鄂尔多斯盆地临兴地区太原组为例

为进一步分析与探讨海陆交互相页岩的资源潜力,选取鄂尔多斯盆地东北部临兴地区太原组地层为研究对象,根据大量的岩芯、测井及地化资料,结合层序地层与沉积相的理论知识,对海陆交互相泥页岩的沉积环境和发育特征进行研究.通过野外露头、岩心观察和测井等资料,总结临兴地区太原组的沉积环境,并结合有机碳、镜质体反射率和岩石矿物含量的实验数据进行泥岩发育特征的分析,认为太原组地层主体发育障壁型海岸相沉积,泥页岩发育特征良好,且不同沉积环境下的泥岩有机碳含量存在差异性.研究结果表明:临兴地区太原组整体经历一个完整的长期旋回,并据此可划分为太1段(p_1t~1)和太2段(p_1t~2);太1段(p_1t~1)主体发育潮坪相沉积体系,太2段(p_1t~2)主体发育障壁岛—潟湖—潮坪的障壁型海岸沉积体系;泥页岩发育特征良好表现为太原组地层虽泥页岩发育的整体厚度变化较大,但累计厚度大于30 m的区域较为可观;太原组TOC均值为3.69%,太2段(p_1t~2)的有机质含量略高于太1段(p_1t~1);热演化程度较高,镜质体反射率(R_0)均值1.39%;干酪根类型为Ⅲ型,以产气为主;岩石矿物组分中脆性矿物百分比较高,脆性指数普遍大于50%,可压性良好;根据不同的沉积环境将泥页岩划分为4种类型,其中沼泽相碳质泥岩的有机碳含量最高.综合评价认为,该地区太原组整体展示较好的页岩气勘探开发潜力,且不完全氧化的沉积环境更有利于有机质的发育.