古16井区火山岩储层测井评价

通过成像测井资料并结合地质资料和常规测井资料分析,对16井区火山岩裂缝性储层有效性和渗透性进行了评价研究。结果表明:火山岩储层空隙类型主要为裂缝和基质溶孔,储层模式主要为裂缝直接连通裂缝型、裂缝间接连通的孔隙—裂缝型,储层类型有低孔—裂缝型和孔隙—裂缝型2种;储层孔隙度较小,基质岩块孔隙度为2%~22%;裂缝为0.01%~0.08%,为低孔、低渗性储集层;储层主要分布在火山岩的中上部不整合面250 m以内。     

渤海中部中生界火山岩储层研究及靶区预测

渤海海域渤中凹陷围区中生界火山岩潜山成藏条件优越,但勘探程度较低,储层研究制约了勘探步伐。针对 火山岩储层发育主控因素及有利勘探区带预测等问题,本次研究综合地球物理、石油地质等方面的资料,从岩性岩相 及储集空间类型入手进行分析,认为相同条件下酸性溢流相熔岩储层较为发育,而基性溢流相熔岩及爆发相凝灰岩储 层发育与否与后期改造作用的强度密切相关,岩性岩相与构造运动共同控制渤中凹陷围区中生界火山岩储层发育。 根据分析结论,结合工区中生界火山岩岩性岩相与勘探程度,建议加强单井特征岩性岩相与区域构造运动强度分析, 优选中生界火山岩潜山勘探靶区。     

火山岩储层裂缝预测方法研究

针对火山岩岩性复杂、纵横向变化快、气水层识别难和储层预测难等特点,仅依靠常规地震剖面是不够的,尚需在常规地震资料基础上作以突出火山岩为目标的某些特殊处理工作。     

川西南地区下寒武统龙王庙组储层特征

综合钻井、测井及地震资料分析,进一步明确川西南地区下寒武统龙王庙期发育两期局限台地鲕粒、砂屑浅滩,平面上以资阳—磨溪地区为浅滩发育的中心,向四周减薄,纵向上由中心区稳定的早、晚两期浅滩迁移演变为边缘的晚期滩。储层岩性为溶孔微晶-细晶白云岩、滩相砂屑白云岩、鲕粒白云岩,储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔为主,资阳—磨溪地区为中低孔渗—高孔渗,测井表现为低伽马、低电阻、低密度、较高的声波时差,为孔隙型储层;白云石化是形成储层的基本条件,溶蚀作用对优质储层发育起决定性作用。资阳—磨溪地区储层厚度为30~50m,孔隙度为4%~6%,发育最好;向南西、南方向储层厚度变为10~30m,孔隙度为3%~4%,因此,资阳-磨溪地区是龙王庙组油气勘探的最有利区。     

MH1井区二叠系下乌尔禾组沉积微相及有利储层预测

MH1井区主体位于玛湖凹陷南斜坡区,作为南斜坡区重点开发区域,MH1井区目前仍存在沉积相认识不精确、储层分类不明确等问题。通过岩心观察、结合测录井资料,进行沉积微相精细描述及有利储层分布预测研究。结果表明：MH1井区二叠系下乌尔禾组为一套由西北向东南发育的扇三角洲相,可识别出9个沉积微相类型,根据扇三角洲前缘的岩性分布,将前缘划分为内外前缘。根据试油资料,发现主要有利储层集中在内前缘部分。根据孔隙度、渗透率,将MH1井区下乌尔禾组储层分为3类。其中Ⅰ类储层孔隙度渗透率均为最好,为有利储层,Ⅱ类储层次之,Ⅲ类储层孔隙度、渗透率均为最差,作为非储层类型。研究结果为MH1井区下乌尔禾组后续的评价、开发提供新的地质依据,为其他扇三角洲发育区的油气勘探评价提供借鉴。     

准噶尔盆地庄1井区J_1s_2段优质储层发育控制因素

准噶尔盆地庄1井区多口钻井测试结果表明,侏罗系三工河组二段具有良好的油气勘探前景,查明储层发育特征对油气勘探具有重要的意义.运用铸体薄片、物性测试、孔隙图像分析、压汞和扫描电镜等多种测试方法研究了砂岩的组构特征和储集性,查明了优质储层发育的控制因素.研究发现:砂岩类型以成分成熟度低的长石岩屑砂岩为主,含有一定量的岩屑长石砂岩和岩屑砂岩,优质储层主要由粗中粒砂岩构成;优质储层的孔隙类型以溶扩粒间孔为主,含有一定数量的残余粒间孔和粒内溶孔;对储层发育有重要影响的成岩作用有压实作用、方解石胶结作用和溶蚀作用,成岩作用直接控制着砂岩储集特征的演化,但砂岩组构特征是优质储层发育的决定因素.     

红车断裂带石炭系火山岩岩性岩相特征分析及储层识别

结合录井岩屑、测井曲线和薄片资料,分析不同岩性测井响应特征,利用多参数分布交会法建立组合岩性识别图版,明确优势岩性特征。基于岩心刻度测井思路和火山岩储层特征,对研究区石炭系储层岩性、岩相进行精细划分,识别火山岩相特征。结合研究区储盖条件及地震反射结构和构型,分析火山机构特征及油气藏分布规律。运用地震多属性分析和沿层切片技术,并通过对地震平-剖面成果与井上有利储层的对比验证,进而确定优势储层的空间展布。结果表明：密度-电阻率/自然伽马交会图能够较好地区分玄武岩、安山岩和火山角砾岩,电阻率-自然伽马/密度交会图能够较好地区分火山角砾岩、安山岩和凝灰岩;火山喷发的凝灰岩和间断期的火山沉积岩形成良好的盖层,溢流相的安山岩/玄武岩和爆发相的火山角砾岩形成良好的储集层;综合运用地震纹理和瞬时相位余弦属性及沿层切片技术能够较好地刻画有利储层分布范围;研究区火山岩油气藏是受岩性和火山机构共同控制的非均质岩性油气藏。     

地震属性油气储层预测技术及其应用

按沿层方式对苏北盆地溱潼凹陷泰州组砂岩储层提取了20余种属性,经过优化并在最佳时窗段内通过井-震精细标定后可识别出三角洲前缘亚相沉积,指示出三角洲朵叶向凹陷深湖区的进积分布状况.对松辽盆地长岭断陷内营城组火山岩储层,按层间平均等分顶底时窗厚度作为约束界面的方式提取了30余种属性,从波阻抗及地震相的识别入手仔细区分火山岩储层地震属性平面展布特征,在已获工业油流的钻井指示下确定地震属性异常变化区域,从而有针对性圈定火山岩体储层的平面分布范围.     

车排子地区石炭系火山岩储层发育特征及控制因素

车排子地区石炭系是油气富集的主要层系,火山岩储层的有效性是制约油气成藏的主要因素。根据岩石发育特征将车排子地区石炭系火山岩划分为火山熔岩类、火山碎屑熔岩类、火山碎屑岩类、沉火山碎屑岩类、火山碎屑沉积岩类。根据岩性发育及空间展布特征,将车排子地区石炭系火山岩划分为4个相:分别为爆发相、溢流相、火山通道相和火山-沉积相。火山岩储集空间主要包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝3种类型。岩心物性分析化验数据表明储层总体表现为低孔、低渗。受后期成岩和构造作用的影响,车排子地区石炭系火山岩发育风化壳储层结构,根据储层改造程度,划分为土壤带、水解带、淋蚀带、崩解带和母岩带。其中淋蚀带物性最好,其次为崩解带,土壤带和水解带物性较差,一般只能作为盖层。钻井、地震、分析化验等资料研究表明,风化壳储层的形成受控于岩相、断裂和古地貌。其中岩相是风化壳储层形成的基础,断裂促进风化壳储层的发育,古地貌制约风化壳储层展布。     

玛18井区三叠系百口泉组沉积相精细研究及有利储层预测

玛18井区三叠系百口泉组发育一套近源粗粒碎屑沉积,目前关于该区的沉积相类型仍存在争议,生产矛盾突出。通过岩心观察,结合扫描电镜、岩石薄片、录井、测井及试油等资料对艾湖油田三叠系百口泉组(T1b)沉积相进行研究。研究表明,百口泉组(T1b)发育一套扇三角洲沉积,而非冲积扇沉积,也并非只发育扇三角洲水下沉积部分,可识别出扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前三角洲3个亚相以及泥石流、扇面河道等9个微相。其中,牵引流成因的扇面河道和水下分流河道微相含油性较好,为有利储层;而泥石流、碎屑流等重力流成因的储层,含油性较差。本次研究将为该区后续的评价、开发提供新的思路和方法,也为邻区甚至国内其他扇三角洲发育区的油气勘探开发提供借鉴。     

致密火山岩气藏压裂水平井产能预测方法

水平井多段分级压裂是目前开发致密气藏最有效的方式之一,通过对水平井非稳态产能模型的研究可以有效预测压裂水平井的产能特征及确定各因素对产能的影响。将致密火山岩储层多级压裂水平井的渗流划分为3 个阶段,考虑不同区域不同渗流阶段的渗流特征和机理,建立了基质–裂缝、裂缝–近井筒和裂缝–井筒的耦合流动方程。以椭圆形渗流理论和多井干扰下的叠加原理为基础,通过保角变换、当量井径原理,建立了多级裂缝相互干扰下的压裂水平井非稳态产能预测模型,运用于实际并进行了各参数的敏感性分析。实例计算表明,致密火山岩气藏压裂水平井生产初期产量高,产气量随着时间逐渐降低。初期产量高、递减较快,后期产量低、递减较慢、产量趋于平缓。通过对启动压力梯度、敏感系数、滑脱因子等因素进行敏感性分析可知,各个影响因素均存在一个最佳取值范围。     

火山岩气井动态储量预测模型研究

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。由于火山岩气藏在横向上物性差异很大,它的动态储量的计算应当考虑火山岩气藏双重介质储渗模式和存在启动压力梯度的特点。通过流动分析,将火山岩动态储量的增加分为未达到拟稳态流阶段和拟稳态流阶段,建立了火山岩气藏井控储量预测数学模型。以徐深1-1井为例,通过模型计算结果与试井解释结果的对比,验证了模型的正确性;并参照试井解释结果,进一步给出了井控储量随时间的变化模式,从而更加有利于确定动态储量,为火山岩气藏的开发提供了依据。     

西泉地区电阻率参数反演及火山岩储层预测*

新疆准噶尔盆地东部西泉地区石炭系火山岩岩性特征分布复杂,受火山岩影响地震资料品质较差,采用常规地震储层预测方法识别火山岩储层效果不明显。通过分析研究区火山岩储层测井与地震响应特征,应用电阻率曲线构建拟声波曲线从而改善了波阻抗反演在火山岩储层识别中的效果。在对火山岩储层统计分析基础上,利用深浅电阻率差值和电阻率幅度差识别火山岩储集层,结合高分辨率波阻抗反演与电阻率参数反演信息的融合,预测了石炭系火山岩有利储层分布区。实际资料应用表明,电阻率差值参数反演能够较好地反映出火山岩储层平面变化特征。     

大庆徐家围子断陷火山岩储集性控制因素分析

为预测大庆徐家围子断陷营城组火山岩储层有利相带的分布,对火山岩储集性的控制因素进行了分析。岩芯和薄片观察表明,原生孔隙是火山岩储集空间形成的基础,次生孔隙是储集空间的重要组成部分。通过对火山岩孔隙类型的统计,结合对岩芯物性的对比分析,发现控制火山岩储集性的主要因素有火山岩岩相、构造裂缝和酸性流体的溶蚀作用等。不整合面下方火山机构地貌突出且火山岩溶蚀强烈的部位应该成为今后重点勘探的区域。     

大庆徐家围子断陷火山岩储集性控制因素分析

为预测大庆徐家围子断陷营城组火山岩储层有利相带的分布,对火山岩储集性的控制因素进行了分析。岩芯和薄片观察表明,原生孔隙是火山岩储集空间形成的基础,次生孔隙是储集空间的重要组成部分。通过对火山岩孔隙类型的统计,结合对岩芯物性的对比分析,发现控制火山岩储集性的主要因素有火山岩岩相、构造裂缝和酸性流体的溶蚀作用等。不整合面下方火山机构地貌突出且火山岩溶蚀强烈的部位应该成为今后重点勘探的区域。     

试井解释在火山岩气藏数值模拟中的应用

徐深气田火山岩气藏储层内部存在岩性岩相变化快且非常复杂,裂缝相对发育等地质特征,在进行数值模拟
过程中需要将模型进行网格加密等细化研究。针对数值模拟历史拟合具有多解性,不同的网格加密、属性参数组合有
可能达到相同的拟合效果的问题,开展了在细化模型的同时最大限度减少不确定性的研究,研究中结合徐深气田火山
岩储层储渗结构特征,识别出了3 种类型的试井模型,提出利用试井模型对数值模拟模型进行修正的新方法。该方法
使得数值模拟模型更加精细化,开发指标预测的精度大大提高,对于徐深气田火山岩气藏进一步精细挖潜,单井合理
配产,以及方案优选具有十分重要的意义。     

徐深气田升平区块火山岩气藏合理开发井距的确定

气田合理开发井距一方面使单井能控制足够的储量,低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量;另一方面确保单井生产能波及到该井所控制的面积,使气井具有一定的生产供气能力和稳产期,以保证气井生产取得最好的经济效益。通过对升平气藏地质特征的认识,利用国内外类似气藏开发井距经验、经济极限井距、试井分析井距、压裂投产井距等对比分析,确定了升平区块火山岩气藏的合理井距取值。     

改进的PSO-LSSVM火山岩气藏压裂水平井产能预测模型

 在火山岩气藏压裂水平井产能预测模型中,影响因素多、实际样本少、各项参数获取不完整,因而利用常规方法预测的误差较大。为了充分地利用现有数据资料,从而快速有效地确定火山岩气藏压裂水平井产能,本文采用灰色关联方法确定了影响火山岩气藏压裂水平井产能的因素,利用粒子群算法对最小二乘支持向量机参数进行了优化,同时考虑到不同参数的敏感性,引入因素权重,形成了改进的PSO-LSSVM火山岩气藏压裂水平井产能预测模型。模型既充分利用了最小二乘支持向量机的小样本学习能力强和计算简单的特点,又发挥了粒子群算法计算速度快和具有较强的全局搜索能力的优点,还兼顾了各因素之间相互作用的影响。使用改进的PSO-LSSVM模型与传统的PSO-LSSVM模型和BP-LM模型进行计算对比的结果表明,改进的PSO-LSSVM模型所需的计算迭代次数更少,计算精度更高,进行模型预测的结果也更精确。     

四川盆地二叠系火山岩地震响应特征及分布规律

2018年底,川西南永探1井在二叠系钻遇火山岩储层,日产22. 5×104m3/d工业气流,使四川盆地火山岩成为目前重要的勘探接替领域。但由于钻井较少,研究程度低,火山岩厚度及岩相分布规律不清。充分利用地震信息,精细标定井下火山岩岩相与井旁地震响应特征,结合地震响应特征及层拉平剖面,建立了川西地区火山岩岩相地震识别模式。川西南地区有三种岩相,分别为火山岩喷溢相、火山岩溢流相和火山岩沉积相。通过对二、三维地震资料精细对比解释火山岩顶底界面,预测出川西地区火山岩岩相和厚度分布。综合顶部构造背景、火山岩相分布特征、钻井井下油气显示情况等因素,确定出川西南成都-简阳-三台地区火山岩油气勘探的有利区带,对于四川盆地火山岩油气勘探,提供了重要的支撑。