B地区延长组裂缝发育评价及裂缝与储层压裂效果关系分析

研究区储层具有低孔隙度、低渗透率的特征,微裂缝对储层的自然产能贡献并不突出,压裂改造是提高储层产能必须采用的手段.利用声电成像测井资料,结合常规测井资料,分析了B地区裂缝走向变化规律、裂缝发育程度与岩性关系、裂缝类型变化规律及裂缝发育程度变化规律,得出B地区延长组如果在储层中有裂缝,这些裂缝纵向上不延伸到围岩时,经过压裂改造,天然裂缝的张开度会明显变大,延伸距离变大,天然裂缝对储层产能具有积极作用;如果在储层中无裂缝,但上下围岩中有裂缝,这时裂缝对储层的压裂改造效果有明显的消极作用;当储层及围岩中裂缝均不发育时,储层产能主要受岩性、物性控制.研究成果能够为对研究区储层压裂设计提供重要的依据.     

基于逐步判别与支持向量机方法的沉积微相定量识别

利用测井资料快速准确地确定沉积微相是油田勘探开发中急需研究解决的问题。沉积微相特征在测井曲线上有所反映，将常规测井资料及其解释成果中的地质资料同岩心资料相结合，通过逐步判别法提取反映沉积微相变化的特征，利用支持向量机（SVM）建立沉积微相的判别模型，根据该模型对未取心井段的沉积微相进行自动识别。实际资料处理表明该方法在小样本情况下，性能优于贝叶斯判别方法。     

用测井方法研究SG地区主要储层段沉积相

SG地区上古生界天然气储量丰富，但地质特征复杂，对其主要储层段的砂体展布规律及储气砂体的叠置关系认识不够，增加了开发的难度。根据测井资料的响应特征所反映的众多地质信息，提取识别沉积相的标志，通过分析储层段砂体内部的层理构造特征、沉积能量变化、沉积韵律、物源供给状况等，得出了不同沉积亚相、沉积微相的测井显示特征，并重点分析了SG地区主要储层段(上古生界石盒子组及山西组)的沉积亚相、沉积微相特征；分析了主力气层的砂体展布规律。     

XF油田长6-8地层测井定量评价参数的选取及模型的建立

经过对鄂尔多斯盆地XF油田延长组长6-8地质特征的多方面研究,确定在该地区利用声波和电阻率组合法判断生油岩,并进而计算其有机碳含量;使用自然伽马曲线评价泥质含量,密度曲线评价孔隙度;选定了渗透率变异系数作为评价储层非均质性最佳参数,当储层渗透率的变异系数值小于等于0.3时,岩性比较均匀;当渗透率的变异系数值大于0.6时,储层非均质性强;优选出储层渗透率变异系数、储层厚度、生油岩有机碳含量TOC、盖层平均泥质含量作为储层定量评价模型的主要参数.此模型评价效果良好,在XF油田长81储层模型预测值与试油产量的误差绝对值在2.7 t/d之内.     

增强型微电阻率成像测井资料的应用

简要介绍了增强型微电阻率成像仪(XRMI)的测量原理和结构。以长庆油田测得的资料为例,叙述了该仪器测井资料在裂缝识别、岩石结构和测井相分析、不整合面识别、地层应力方向分析、沉积相分析、古水流方向分析等方面的应用情况。认为XRMI对地层的地质特征有良好显示,有益于油田勘探与开发。     

低渗透率储层裂缝发育程度与储层产能关系研究

天然裂缝对储层压裂效果及储层的产液量有着明显的控制作用。利用声电成像测井资料,结合常规测井资料,对裂缝发育位置、裂缝类型等裂缝特征进行了分析,对储层裂缝类型与储层改造方式及效果进行了研究。认为针对不同储层裂缝类型应采取不同的压裂方式才能达到最好的产能效果。     

安塞油田侯,杏区裂缝与地应力研究及其注水开发效果分析

安塞油田侯布、杏河两个区块是安塞油田的两个主力含油区块，目前，已全面进入了注水开发阶段。随着采出程度的增加，油井见水及含水上升是该油田动态变化的必然趋势。由于裂缝渗流对油田含水上升影响较大，导致油层的采出程度降低，注水后地层压力上升快，油井不见效或见效后短期见水。本文拟阐述该区三叠系延长统裂缝性质、类型、走向及裂缝分布规律、裂缝成因及其与地应力关系，并着重分析油层内裂缝特征对油层本身及产出能力的影     

陇东地区长8储层沉积微相测井定量识别

立足于测并资料,充分利用测并资料的地质信息丰富、成本低、信息可靠和纵向连续性等特点,以测井原理、沉积学、油气储层地质学、测井地质学为理论基础,研究了陇东地区长81储层地质特征,得出了测井资料识别储层沉积微相的方法,建立了沉积微相定量评价的主要参数及定量识别模型。     

测井资料的地质分析

通过储层测井响应特征提取地质信息，判断沉积环境和储层的空间几何形态，分析影响油气运移的因素，为油气田的勘探，开发部署提供有力的依据，该工作中利用研究区内14口井的测井精细解释成果，从沉积地层，沉积环境，古水流方向，砂体加厚方向，地层应力方向，裂裂发育程度等方面入手，进行了全面的地质分析，得出了研究区内的沉积相组合，河床特征，古水流能量，裂缝发育规律及地层应力方向，分析了沉积环境，储层展布，储层物性及储层产能之间的密切关系，并进行了油气富集评价。