概率神经网络技术在地震岩性反演中应用

针对研究区目的储层单层厚度小和储层岩性横向变化较大情况,为了解决利用地震资料进行常规储层预测反演较困难问题,采用概率神经网络方法,讨论了网络模型的构造和预测识别等步骤。根据该区储层的测井响应特征、地震属性特征与地质岩性特征的相关性,利用概率神经网络方法对地层特征进行预测识别,研究结果表明:在实际资料处理中取得了好的应用效果。研究成果对油田勘探开发具有一定的指导意义。     

川东南嘉陵江组储层地质特征及储层预测研究

针对川东南地区嘉陵江组储层横向变化大、非均质性强、勘探难度较大的特点,以嘉陵江组一段为例,在地层对比、储层微观孔隙结构、储层物性特征研究的基础上,开展波阻抗反演工作,并结合储层的地质特征和地球物理响应特〖JP〗征确定波阻抗反演结果解释方案,进行储层解释,预测有利储层的平面展布特征。依据储层地质特征研究成果,优选相关地震属性,采用多元回归的方法建立地震属性与储层孔隙度的关系,预测储层孔隙度平面展布。最后综合地质、储层预测、孔隙度预测的结果提出有利勘探目标区。结果表明,该套方法比较适合对研究区的地质解释,效果良好。     

川西南部地区栖霞组储层地震相特征

川西南部地区栖霞组具有较好的勘探开发潜力,栖霞组储层分为白云岩储层与灰岩储层,白云岩储层主要发育于栖霞组二段,灰岩储层主要发育于栖霞组一段。为解决该区储层地震识别存在多解性的难题,结合测井资料、高分辨率地震资料开展了地震相识别以及不同储层发育类型的地震响应特征模式研究。结果表明,该区可划分出5种储层发育类型,对应5类地震相:Ⅰ类地震相与栖霞组二段中上部发育储层相对应;Ⅱ类地震相与栖霞组二段中下部发育储层相对应;Ⅲ类地震相与栖霞组一段中上部发育储层相对应;Ⅳ类地震相与栖霞组一段中下部发育储层相对应;Ⅴ类地震相与栖霞组储层不发育相对应。研究结果取得了良好的应用效果。     

蜀南地区DTC区块中二叠统茅口组高产气井地震响应及裂缝预测研究

针对蜀南地区DTC区块中二叠统茅口组储层孔渗条件差、非均质性强的特点,开展了茅口组主力产层段茅三段高产井地震反射特征及裂缝定量预测研究。结合邻区勘探成果,通过对研究区多口高产井的储层精细标定,总结出高产井储层段的地震波形特征为低频强振幅的波谷响应,横向上波谷呈现较强的扭曲错动现象,包括波谷反射不连续,并伴有波形分叉、合并或呈楔形、复波等,为茅口组顶部古风化壳物性横向非均质性强、低速缝洞系统的特征响应。以此为基础,利用基于叠前方位各向异性(AVAZ)技术对茅三段裂缝发育特征进行了预测和刻画,经与钻井、前期叠后裂缝预测结果反复比对,最终认为利用AVAZ技术进行裂缝预测,结果更加可靠,更加适用于蜀南地区海相碳酸盐岩的裂缝预测。 关键词 蜀南地区 茅口组 地震响应 叠前方位各向异性 裂缝预测[基金项目：国家十三五重大专项（编号：2016ZX05052001,2016ZX05047-002-05）、中国石油集团公司重大专项编号：2016E-0604）、中国石油科技创新基金研究项目（2016D-5007-0107）联合资助 第一作者简介：吴仕虎（1981— ）,博士研究生。研究方向：石油地质与地球物理综合研究。E-mail：shihuwu@petrochina.com.cn     

滴西地区火山岩岩性、岩相分布特征研究

滴西地区是准噶尔盆地石炭系火山岩十分发育的地区。多个井区的石炭系气藏已探明。通过区域地质条件的分析,基于地震资料、钻井、测井资料,在单井、联井相分析的基础上,应用波形聚类、分频属性、相位属性分析等手段,对火山岩岩性、岩相分析研究。预测有利火山岩储层发育区,指导下步勘探部署方向。     

卫星-升平地区北部登娄库组三维地质建模研究

卫星-升平地区北部登娄库组是勘探开发深层天然气重点区域,而储层评价问题是制约深层天然气勘探开发的主要问题之一。针对松辽盆地北部卫星-升平地区深层登娄库组井资料少,研究程度低的特点,精确预测储层比较困难。因此,需要进行精细的油藏描述,建立精细的三维地质模型。本文综合地震、测井和地质的研究成果建立地层格架,结合相控建模,利用序贯指示随机模拟建模方法进行油气藏的属性建模,所建地质模型反映了地下地质体三维空间分布特征,为拓展油田登娄库组勘探开发和挖掘潜力,寻找有利储层发育带和天然气分布区规律提供有力依据。     

川东北宣汉-达县地区储层预测技术

川东北宣汉-达县地区以构造圈闭为主要勘探对象,钻探成功率低,为此开展了以储层预测技术为主导的构造-岩性复合圈闭勘探.通过山区地震数据高分辨率采集、处理、储层沉积相研究、储层测井响应特征、储层物性特征及储层层位标定、地震相研究、储层地震预测方法研究,确立了研究区内的三大储层类型及各类储层的研究方法,提出了川东北复杂储层预测以野外地震资料高分辨率采集为基础、多种特殊处理手段相结合,并以沉积相研究为指导的综合性研究思路,为川东北宣汉-达县地区储层预测方法研究提供了指导性意见,为该地区复杂储层勘探的深入与突破打了坚实的基础.     

西湖凹陷古近系始新统平湖组低渗-致密背景下优质储层特征及分布预测

通过岩石薄片、扫描电镜、粉末粒度、物性等实验测试资料,结合测井及地震数据,开展砂岩储层微观薄片-岩心-测井-地震尺度的研究,以解决西湖凹陷宝云亭区平湖组深层低渗-致密背景下储层有效性识别及预测难的问题。结果表明,宝云亭区平湖组下段优质储层刚性颗粒含量较高,泥质杂基含量低,砂岩较“洁净”;储集空间原生孔隙保存好,次生溶孔占比60%,受沉积物源控制形成的洁粗砂岩及后期溶蚀改造是平湖组埋深4.6 km依然发育优质储层的关键。在划分平湖组成岩相类型基础上,利用BP神经网络拟合技术建立取心段不同成岩相与测井参数的关系,结合地震敏感属性对成岩相进行预测,强物源供给能力形成的水下分流河道微相,叠合中强压实强溶蚀相是优质储层发育区,该地质认识及预测方法对平湖组深层勘探具有一定的指导意义。     

砂泥岩地层概率神经网络岩性反演技术应用研究

概率神经网络是一种基于概率密度函数理论的神经网络,能够广泛地应用于模式识别等领域.针对地震岩性反演预测问题,提出了一种具体的概率神经网络方法,包括网络模型的构造和预测识别步骤等.研究区主要目的层为沙溪庙组沙一段湖滩砂及河道砂体,储层单层厚度小,岩性横向变化较大,利用地震资料进行常规储层预测较困难.为此,根据该区储层的测井响应特征、地震属性特征与地质岩性特征的相关性,利用概率神经网络方法对地震属性数据做变换,从而对地层特征进行预测识别.     

滨里海盆地F区块盐下深层碳酸盐岩相控储层预测

滨里海盆地F区块石炭系杜内阶C1t储层埋藏深,受盐岩遮挡影响地震资料质量差,地震资料分辨能力和成像品质低,储层预测精度低,地震属性分析存在多解性,常规储层及含油气预测难度大,制约着勘探的进展。应用相控储层预测技术,通过地震相、测井相、岩相等综合分析,确定了研究区发育3种沉积相(开阔台地相、台地边缘相和台盆相),与地震属性分析建立联系并对其约束,挑选出与研究目标关系最密切、反映最敏感的振幅属性进行储层预测,预测出2个储层发育区。钻探实践表明,相控基础上的储层预测结果与实钻吻合率100%,实现了对复杂地质体的准确预测和描述。     

四川盆地中部嘉二段储层特征及成因

通过钻井、录井、测井及岩心等大量资料的综合分析,系统识别出鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层是四川盆地中部地区下三叠统嘉陵江组嘉第二段主要的碳酸盐岩储层。鲕粒灰岩储层以孤立的粒内溶孔和铸模孔为主要储集空间,孔隙间喉道欠发育,以微喉为主,中孔微喉的配置关系导致储层多表现为中孔低渗、渗透率偏低的特征;砂屑云岩储层以残余粒间孔和粒间溶孔为主要储集空间,孔隙间喉道发育,以缩颈喉道为主,较好的孔喉配置关系使储层多表现为中孔中渗、储渗能力较好的特征;粉晶云岩储层以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间,孔隙间喉道以片状喉道为主,孔喉配置关系较好,储层多表现为中孔中渗的特征。储层成因分析结果表明,沉积微相是储层形成的沉积基础,分别形成于鲕滩微相、砂屑滩微相和云坪微相中的鲕粒灰岩、砂屑云岩和粉晶云岩为储层的形成提供了早期物质基础;台地内次一级微地貌高地为储层形成提供了有益的微地貌条件;同生期大气淡水淋溶、原生粒间孔保存和白云岩化作用分别是鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层形成的关键。     

川东北地区通南巴构造带裂缝储层的形成与天然气充注

 裂缝型气藏是川东北地区重要的勘探目标之一,但对裂缝储层的发育特征和气藏的充注历史研究相对薄弱。本文利用岩心和成像测井分析裂缝特征,并结合流体包裹体测试技术确定通南巴构造带裂缝型气藏天然气充注时间。研究结果表明：① 裂缝型储层主要分布在飞三段（T1f3）的鲕粒灰岩和嘉二段（T1j2）的砂屑灰岩中,以高角度缝和垂直缝为主;② 裂缝走向与邻近断裂走向一致,受中燕山运动以来大巴山构造北东—南西向推覆挤压作用,大致形成于晚侏罗世;③ 流体包裹体测温揭示天然气充注时间为晚侏罗世（160～148Ma）;④ 裂缝发育时间与烃源岩生气高峰相匹配是控制通南巴构造带天然气充注时间的关键因素。     

征沙村地区三工河组低渗透砂岩储层孔隙结构研究

低渗透砂岩储层孔隙结构复杂,制约了该类型油藏的高效勘探开发,一直是地质学者研究的关键问题。以准噶尔盆地征沙村地区侏罗系三工河组低渗透砂岩储层为研究对象,利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等微观测试方法,结合常规压汞、恒速压汞及核磁共振等岩石物理分析手段,系统地对孔隙结构进行了综合研究。结果表明:该区低渗透砂岩储层的岩石类型以长石岩屑砂岩为主,储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔;喉道半径的差别是造成渗透率级差的主要控制因素;核磁共振横向弛豫时间T_2的分布与孔隙半径有较好的对应性,可以有效评价可动流体孔隙特征。研究对本地区的勘探开发具有积极作用,可以应用到其他相似低渗透砂岩油气藏评价中。     

水力喷射压裂技术在浅层水平缝压裂中的应用研究

七里村油田长6储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏.目前常规压裂工艺只能压开1～2层水平缝,因层状储层垂向连通性差或不连通,目前储层动用程度低,影响了产量和采收率.储层多水平缝压裂是解决这一问题的有效手段.在针对性研究水力喷射压裂水平缝压裂起裂机理的基础上,结合现场工程实际,研究了影响浅层丛式井水力喷射压裂施工的主要因素,提出了适应浅层水平缝压裂的工艺措施.现场先导试验表明:水力喷砂射孔压裂联作技术能准确定位水平裂缝启缝位置,解决当前常用的"蜡球暂堵"小间距"多水平缝压裂技术"启缝不确定的问题,现场应用效果明显.     

鄂尔多斯东部上古生界储层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地上古生界主要有太2 、山2 、山1 、盒8 、盒7 五个气层组。对盆地东部佳县—子洲地区的研究表明:该区储层属于低孔低渗、具有较强非均质性的孔隙型、裂缝—孔隙型碎屑岩储层。储层储集空间类型以孔隙为主,孔隙主要为粒间孔、粒间残余孔、粒内溶孔和高岭石晶间孔。较为发育的微裂缝对储层的储集性影响不大,主要改善储层的渗滤性。影响储层储渗性的主要因素包括沉积作用、成岩作用及构造作用。粗粒度和高成熟度的储层具有相对好的物性;压实作用、硅质胶结和高岭石胶结充填作用是导致储层致密的主要因素,埋藏溶蚀作用使储层得到改善;构造破裂产生的微裂缝亦对储层起到一定的改善。     

绥中36-1地区油气富集特征及成藏主控因素分析

SZ36-1地区已发现的油气藏平面上主要分布在辽西低凸起上,纵向上主要分布于东二下亚段。油气藏以构造油气藏为主,主要烃源岩层系为古近系沙河街组一段和三段,主要储层类型为三角洲砂体,东二下段上部区域性展布的泥岩构成盖层。油气藏以油为主,油藏多为常压下形成,油气成藏期较晚。采用油藏解剖和油气分布与成藏条件之间空间匹配关系研究的方法,对该区油气成藏的主控因素和模式进行了研究。研究表明:该区油气成藏的主控因素是断裂、储盖组合以及输导体系。油气藏横向分布主要受储层控制,而纵向分布主要受断裂控制。受断裂和凸起的影响,该区主要为凸起披覆背斜型成藏模式。     

川西新场气田上三叠统须家河组二段致密砂岩优质储层控制因素

依据岩石薄片分析,利用成岩作用定量分析及成岩演化等技术,对新场地区上三叠统须家河组须二段砂岩储层进行详细研究.结果表明:虽然须二段储层普遍具有低孔低渗的特征,但亦存在孔隙发育的优质储层段;优质储层主要发育在具有较高的成分成熟度和结构成熟度,粒度较粗,岩屑含量相对较低的砂岩中,在成岩过程中优质砂岩储层抗压实能力强;早期绿泥石与自生石英共同起到了抗压实的作用,保存较多的原生孔隙,提供了有利的渗流通道,有利于后期溶解作用形成大量次生孔隙.     

四川盆地页岩气藏和连续型-非连续型气藏基本特征

四川盆地是一个多旋回叠合盆地,发育了两套海相优质烃源岩(下寒武统牛蹄塘组页岩,下志留统龙马溪组页岩),其有机质成熟度高(R_o=1.5%～6%),绝大多数地区普遍不利于页岩气藏的形成;另发育两套海陆过渡相(上二叠统龙潭组和上三叠统须家河组)优质烃源岩,其成熟度相对较低(R_o=0.7%～3%),在川西南-川南地区具有较有利的页岩气勘探前景.四川盆地页岩烃源岩排烃效率高, 为大规模油气藏提供了烃源;多存在晚期快速隆升调整过程, 为吸附气的解吸创造了条件.页岩气藏经历了早期地质条件优越、生物气高效成藏,中期深埋地腹、原油裂解气快速成藏,晚期快速隆升、脱溶气和解吸气调整成藏等过程.四川叠合盆地油气藏具有多样性特征, 发育了从非连续型到连续型完整序列的油气藏类型.典型的非连续型气藏主要是指构造圈闭(以及部分构造-岩性圈闭)气藏,其圈闭相对独立,非连续分布, 储集空间类型以孔隙型为主.震旦系威远气田、川东石炭系气田群及川东北下三叠统飞仙关组气藏群等具有相对典型的非连续型气藏特征.非连续型-连续型过渡气藏介于连续型气藏与非连续型气藏之间,呈分散状或连续状分布, 圈闭类型多以复合圈闭为主,可发育有裂缝圈闭(川东南二叠系阳新统气藏)及岩性圈闭(上三叠统须家河组气藏).储集空间以裂缝型或次生溶孔为主,非均质性强,普遍存在异常高压.四川盆地连续型气藏应以页岩气藏为主, 但现今未有成功勘探开发页岩气藏的实例.四川叠合盆地具有多旋回构造-沉积演化、优质烃源岩分布的区域性、储层的非均质性和天然气的活动性,及油气成藏经历了生物气、吸附气、裂解气、脱溶气和解吸气演替等多样性特征.因此,四川盆地的油气勘探和研究应形成常规与非常规、连续型与非连续型、原生与次生油气藏的立体勘探和研究局面, 尤其应加强非连续型-连续型过渡油气藏特征、形成机理和分布规律的研究.     

基于复杂岩性识别的低渗储层综合分类评价

Q油田沙一段-沙二段广泛发育陆源碎屑与湖相碳酸盐岩的混合沉积,陆源碎屑与碳酸盐岩不同程度、不同形式的混合构成了多种岩性组合,总体上属于低孔低渗储层。针对该油田岩性复杂、低孔低渗等特点,利用岩芯、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及ECS测井等资料建立了一套基于复杂岩性识别的低渗储层综合评价方法。该方法选用岩性、有效厚度、渗透率、孔隙度、排驱压力、中值半径、分选系数共7种评价参数,其中排驱压力、中值半径和分选系数是属于微观孔喉结构参数,通过压汞资料得到,在地质条件约束下采用层次分析法求取各个参数的权重值并求得储层综合评价参数。基于该评价方法将该区储层划分为3类,其中I类储层以生屑云岩、鲕粒砂岩等岩性为主,溶蚀孔发育,孔隙连通性好,测试产能高,为低渗储层中的“甜点”。     

南堡2、3号构造带保护储层的钻井液体系

现有钻井液对南堡2、3号构造第三系储层损害主要为液相损害并且其封堵效果不佳,为了降低损害程度提高封堵效果,对研究区块的储层岩性、物性、敏感性和潜在损害因素等进行分析。利用FDY—Ⅱ型储层综合损害实验评价系统和钻井液高温高压封堵评价等方法进行钻井液优化设计。结果表明,优选后的钻井液体系表面张力由30. 61 m N·m-1降至27. 51 m N·m-1,防水锁能力提高;高温高压滤失量由22. 7 m L降至14. 2 m L,滤失量低且封堵效果明显;岩心渗透率恢复值由70%以下提高到85%以上。研究成果为南堡2、3号构造带致密油气藏勘探开发提供保护储层的钻井液体系备选方案。