DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 3. 设计模式在系统实现中的应用 录井图绘制系统LogMaker采用模板驱动方式，模板是表格、曲线、文本、图例、符号等图元按照一定方式排列、组合、叠加构成的。当需要绘制特定格式录井图时，只需将相应模板与数据结合。在系统的具体功能实现中，将MVC、Observer、Abstract Factory和Composite设计模式应用于开发中，从而提高系统在扩展和维护方面的能力。 3.1. MVC设计模式 MVC设计模式是图形用户界面软件经常使用的一种结构(图2)。通过模型(Model)、视图(View)和控制器(Controller)相互分离，使系统结构变得更清晰、更容易扩展和使用。在该系统中，View提供用户交互界面，负责图元的绘制和存放绘制相关的数据，如颜色、线性、图元属性等；Model处理数据的读取和保存；Controller负责处理用户的请求，完成图元的创建和属性编辑。 图2. MVC关系图 在曲线绘制功能实现中，log_curve_column_view类的m_curveProp变量包含了曲线绘制方式、线型等曲线属性，该变量通过GetCurveProp()方法取得。log_curve_column_model类中GetCurveInfo()和SetCurveInfo()方法主要用来获取和保存曲线表名、曲线名等数据信息。log_curve_column_controller类主要负责表格、直线等图元的创建，静态文本、动态文本的编辑以及字体、边框、表格拆分等属性的设置(图3)。 图3. 曲线绘制功能MVC类图 3.2. Observer设计模式 在MVC框架中，每个图元都作为一个独立的对象存在，模型(Model)作为图元的数据载体与视图(View)分离。通过Observer设计模式(图4)，在视图、控制器和模型之间建立一种订阅/通知协议，一旦模型的数据发生变化，模型将通知有关视图进行更新。 图4. Observer设计模式类图 在该系统中，数据发生变化后，模型通过ToNotify()方法通知观察者iView更新，iView在收到指令后，对应图元视图的Update方法被调用。 void DesignPattern::Observer::Subject:: ToNotify( void ) { …… Package::MVC::IView* view = dynamic_cast (*it); (*view)->Update(this); } 3.3. Abstract Factory设计模式 录井图绘制系统LogMaker在视图和模型创建时都运用了Abstract Factory设计模式，现以视图工厂为例进行说明。系统中的所有视图类的大部分方法是一致的，主要有Render (CView* pView， CDC* pDC)、Update (DesignPattern::Observer::Subject* subj)、GetColumnWidth()、SetColumnWidth()等，对于不同类型的视图，这些方法的实现内容却是不一样的。为了实现具体视图类和方法的分离，首先将这些方法抽象为接口，如图5所示。 图5. 视图接口 所有的具体视图类都继承该接口，实现接口中所定义的方法，而系统根据需要对具体的工厂进行实例化，并引用工厂对象创建具体视图对象，如图6所示。 图6. 视图Abstract Factory模式类图 除视图工厂外，数据库模块也应用了Abstract Factory设计模式。如果增加新的数据存储类型mysql，只要添加mysql数据库读写类和mysql工厂类，其他代码不动就可以支持新的数据库，有效地提高了系统的可维护性和扩展性。 3.4. Composite设计模式 录井图是一种基础图形，包括2种图元：基本图元(曲线、标尺、符号、文字、单元格等)和组合图元。其中组合图元也是由基本图元组合而成。在系统图道绘制中，使用了Composite设计模式，首先定义基本图元的容器类Component，然后再定义Composite类和Leaf类。如果是Leaf子类接收到指令，则直接处理；如果是Composite子类，它将请求发送给它的子类，即图元。系统中的曲线道、符号道、标尺道、岩屑剖面道等都采用Composite设计模式实现。Composite模式递归定义复合图元类，创建“整体与部分”的树形结构。 如图7所示，well_column_view类继承于Composite类，对应于图道组合，图道组合下面包括曲线道、符号道、标尺道等。log_curve_column_view类也继承于Composite类，对应于曲线道，用来存储log_curve_child_column_view类的实例。log_curve_child_column_view类就是对应的Leaf类的子类，代表曲线道上的每条曲线。 图7. 曲线道Composite类图
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user: 4. 录井图输出 该系统生成的录井图(如图8)包括图头、图体和图尾。图头以表格形式显示某口井的基本信息、图片、图例和符号。图体则由井深、曲线、油气显示、岩性剖面、岩性百分比剖面、岩性描述等图道组成。图尾可显示制图信息。 图8. Masterlog图 除了绘图功能外，系统还具有放大、缩小、打印、定时刷新图件等功能，每次刷新后，新数据便显示在录井图上。此外，鼠标悬停在某个图道时，系统自动弹出提示框，显示鼠标所在位置的井深等信息。
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user: 5. 结语 简要介绍了设计模式，详细阐述了基于设计模式的录井图绘制系统logMaker的设计与实现。多种设计模式的运用，使系统具有灵活易用、易扩展、易维护的特点，弥补了国内录井图绘制软件在国外应用上的不足，满足了用户多样性的需求，为录井公司拓展海外市场提供了有力技术支撑。
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user: 摘 要 湖南永顺区块内龙家寨向斜志留系龙马溪组页岩为深水陆棚沉积环境，具有页岩气成藏和保存条件，在永页3井的钻探过程中，运用生油岩综合评价仪分析岩心样品的试验方法，获得了总有机碳质量分数和热解峰温等地化参数。分析表明，有效页岩有机质类型为I型，且已进入到成熟演化阶段，生气强度约为9 × 10 8 m 3 /km 2 ，利用成因体积法计算该向斜页岩气总地质储量为288 × 10 8 m 3 ，资源丰度类比法计算总地质储量为87 × 10 8 m 3 。 关键词 :永顺区块，龙家寨向斜，龙马溪组，页岩气，储量 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 前言 页岩气是以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩中的天然气。它主要是通过热成熟作用或连续生物作用以及两者相互作用聚集在烃源岩中，表现为“原地成藏”模式，即典型的烃源岩层内就近聚集 [ 1 ] 。自2012年3月3日，国家发展和改革委员会、财政部、国土资源部、国家能源局正式发布《页岩气发展规划》以来，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，建成了国家级涪陵页岩气示范区，湖南永顺区块与涪陵区块类似，在志留纪沉积了较厚的龙马溪组页岩。然而，目前对永顺区块龙马溪组页岩气的资源量评价、形成、保存条件以及“甜点”预测等基础地质研究相对较少 [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] 。利用永页3井的钻井、录井和页岩地球化学分析测试等资料，对永顺区块龙家寨向斜龙马溪组的烃源岩地球化学特征进行分析，并与永页1井、焦页1井对比，为永顺区块页岩气资源量的评价提供理论依据。
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user: 2. 区域概况 湖南永顺页岩气区块位于中扬子地块湘鄂西冲断褶皱带“桑植–石门复向斜带”的西南部，整体以发育具复杂结构的挤压逆冲构造为特征。受印支–燕山期区域挤压应力作用的控制，全区以发育北北东向展布的褶皱构造为主，由东南向北西方向依次分布有贺虎–摇湾背斜、青安坪向斜、沙坝–也庄背斜、龙家寨向斜、盐井–首车背斜、马蹄寨向斜6个次级构造单元带。永页3井位于永顺区块西部龙家寨向斜，该向斜呈北东向展布，呈近对称结构，向斜核部平缓，翼部较陡。地表出露地层产状西翼为12~15˚，东翼为9~12˚，西翼产状略陡于东翼。向斜在工区内长轴方向约33 km，短轴方向约20 km。地层分布相对较稳定，断裂发育较少，以发育逆冲断层为主。 永顺页岩气区块地层发育较全，除加里东晚期区内因地层抬升剥失，造成缺失上志留统和下泥盆统外，其他地层均有发育，其中下志留统龙马溪组大多与下伏上奥陶统呈平行不整合接触。晚奥陶世–早志留世，扬子地区海域多为半封闭滞流海沉积环境。龙马溪组下段发育黑色碳质泥页岩，局部含有硅质和黄铁矿，自上而下笔石化石逐渐增多；上段以灰色、黄绿色泥页岩、粉砂质页岩、粉砂岩为主，夹薄层砂岩或团块状泥质灰岩。其中，下段厚层状的黑色碳质页岩是区内的主要目的层段。
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user: 3. 试验方法 在地质历史时期，烃源岩经过长时间的演化生烃，而在实验室条件下无法重演该演化过程，因此实验室一般需通过提高温度来加快有机质演化，用来补偿有机质自然演化所需要的时间。生油岩综合评价仪正是利用时–温互补的原理模拟有机质的演化过程，通过记录不同温度下烃源岩的生烃量来评价烃源岩。具体实验方法如下：首先将采集的岩样进行粉碎后称取100 mg作为分析样品，将样品先在380℃下恒温预热，直至没有烃类产生为止，样品中的干酪根在该温度下瞬间不会热解生烃，利用热蒸发测定岩石中的游离烃量；接下来把经过恒温加热的样品利用仪器升温至600℃，以测定该样品的剩余热解烃量，直接测取的参数有S 0 (原始生烃量)，S 1 (可溶烃量)，S 2 (热解烃潜量)，S 3 (热解产生的CO 2 量)，t max (热解峰温)。
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user: 4. 有机地球化学特征 4.1. 有机质丰度 据前人研究，控制页岩气成藏的关键内在因素之一是页岩的有机化学性质，单位体积内页岩气生成的物质基础主要由页岩有机质丰度、有机质类型和热演化程度等决定。总有机碳质量分数(w (TOC))是衡量岩石有机质丰度的一个重要指标，通常认为w (TOC)越高，生烃能力和吸附甲烷气的能力也越强。聂海宽等曾发现黑色页岩中，在w (TOC)为5%和10%时的吸附气量分别是w (TOC)为2%时的2.6倍和5.5倍。而湘西北下志留统龙马溪组w (TOC)变化大，永页3井49个页岩样品中w (TOC)最高达到2.9%，最小仅为0.19%，平均为1.24%，较高的离散性表现出一定程度的非均质性。同时，w (TOC)自上而下逐渐增加，从井深2524.00~2532.00 m，w (TOC)开始明显抬升，最小0.19%，最大0.85%，平均0.43%；自2532.00 m开始到龙马溪组底界 (2548.50 m)，w (TOC)成跳跃式增长，最大高达2.9%，平均1.63%，整体一致性变化趋势较为明显。由此可见，永页3井富含有机质页岩分布于龙马溪下部。通过与永页1井对比(图1)，发现该井整体w (TOC)略有抬高，但和焦页1井对比，整体依然偏低。 参照有机质丰度评价标准，永页3井龙马溪组下部页岩可判定为好的烃源岩类型。前人研究认为，页岩中残余w (TOC)达到1%即可以作为中国南方海相地区页岩气的有效层段，以该结论统计可得永页3井有效页岩厚度为16.50 m。 4.2. 有机质类型 南方志留系龙马溪组页岩的镜质体反射率(R o )分布在 2.3%~3.5%，表明其处于高–过成熟阶段，演 图1. 焦页1井–永页3井–永页1井w (TOC)对比 化程度高。由于在热演化过程中，干酪根不断降解脱氢、脱氧，导致碳元素相对富集，使得干酪根的成熟度级别“降低”。不同类型干酪根的生烃潜力差别较大，产物性质也不同。对于页岩气而言，干酪根类型还关系其成藏机理及勘探思路的确定。因此，在页岩气勘探开发及油气资源评价中，正确判别干酪根的类型有着重要的意义。 早古生代，全球范围内高等植物缺乏，沉积有机质主要来源于水生浮游植物、低等浮游动物。湘西北地区下志留统龙马溪组富含笔石，沉积颗粒细，为强还原环境。参考有机质类型评价标准及计算结果表明，永页3井井深2524~2532 m，D (干酪根烃降解率)为35%，表现为II 1 型腐殖腐泥干酪根的特征；2532.00~2548.5 m，D为80%，表现为为I型腐泥干酪特征。 4.3. 有机质成熟度 有机质成熟度是以干酪根的R o 作为直观表征参数。针对区内龙马溪组页岩R o 数据缺乏的情况，可用t max 来判断烃源岩成熟度，t max 随成熟度的增高而增大。永页3井龙马溪组49个烃源岩样品的t max 为433.00℃~554.10℃ (平均500.36℃)。总体而言，研究区龙马溪组页岩有机质已经进入过成熟演化阶段，且以生成干气为主。
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user: 5. 页岩气资源潜力评价 5.1. 有效页岩的生气强度 生气强度包括有效页岩厚度、页岩的岩石密度、w (TOC)和有机质的产烃率几个主要参数，是衡量页岩气气藏品质的重要指标之一。根据测井数据和岩屑样品分析化验资料，页岩的岩石密度平均为2.60 t/m 3 。研究表明，腐泥型干酪根气态烃产率平均为575.00 m 3 /t，该井页岩有效厚度为16.5 m，残余有机碳质量分数平均为1.63%。 有机碳产气率计算页岩气生气强度公式为： Ω q = H × ρ r × w c × E × K 式中： H 为页岩的有效厚度，m； ρ r 为页岩的密度(测井)，t/m 3 ； w c 为页岩残余有机碳质量分数，%； E 为原始有机质气态烃产率，m 3 /t； Ω q 为页岩的生气强度，10 8 m 3 /km 2 ； K 为修正系数，无量纲， K = 1000 / ( 1000 − E ) 。 根据上述公式可计算出永页1井、焦页1井、永页3井的有效页岩生气强度，结果如表1所示。从表1中可以看出，永页3井龙马溪组有效页岩生气强度与永页1井基本相当，为(9~10) × 10 8 m 3 /km 2 ，在涪陵焦石一带，龙马溪组有效页岩的生气强度较高，可达60 × 10 8 m 3 /km 2 以上。 Table 1 The contrast of shale-gas generation intensity in Well Yongye 3-Well Yongye 1-Well Jiaoye 井名 H/m ρ r /(t·m −3 ) w c /% E/(m 3 ·t −1 ) Ω q /(10 8 m 3 ·km −2 ) 永页3井 16.50 2.60 1.63 575.00 9.46 永页1井 18.80 2.60 1.55 575.00 10.25 焦页1井 65.00 2.60 2.92 575.00 66.76 表1. 永页3井–永页1井–焦页1井有效页岩生气强度对比 5.2. 资源量估算 永顺区块龙马溪组页岩气勘探程度较低，目前位置仅钻3口井，且仅有2口井进行了w (TOC)分析，故笔者采用静态法中的成因体积法与体积丰度类比法来估算研究区龙马溪组有效页岩的天然气资源量。 5.2.1. 体积成因法 体积成因法是目前国内使用最普遍的方法，计算公式为： Q z = 0.0 1 × Ω q × S × ( 1 00 − K p ) 式中： Q z 为页岩气资源量，10 8 m 3 ； K p 为页岩的排烃系数，%； S 为有效页岩分布面积，km 2 。 K p 是成因体积法估算页岩气资源量的关键参数。国内外学者关于页岩研究结果的统计表明，高–过成熟页岩的排烃系数一般在50%以上。研究区龙马溪组下部有效页岩的单层厚度较小，参考涪陵龙马溪组下部K p 为90%，区内取80%。永顺区块龙家寨向斜龙马溪组一类有利区面积为152 km 2 (来自华电集团清洁能源公司数据)，计算得研究区页岩气资源量为288 × 10 8 m 3 。 5.2.2. 资源丰度类比法 针对勘探开发程度较低地区，一种简单快速的评价方法是资源丰度类比法，其简要过程是：首先确定评价区页岩展布面积、有效页岩厚度、评价区页岩吸附气含量等关键参数；需要考虑到吸附气和游离气的含量，但为了简便，不用仔细计算游离气的含量，以岩心解析后产生的气量加上损失气量作为计算参数 [ 6 ] [ 7 ] 。永页1井解析气量为0.59 m 3 /t，永页2井解析气量为1.69 m 3 /t，永页3井解析气量为1.34 m 3 /t。据王世谦等对中国四川盆地南部五峰组–龙马溪组及北美地区多套页岩气的含气量进行统计分析，指出页岩含气量与页岩埋藏深度、储层压力相关，即埋藏较深、储层压力为异常高压时，页岩含气量较高。由于永页1井龙马溪组页岩仅530.00 m埋深，虽然具有生烃能力，可保存条件差，而永页3井龙马溪组有效页岩埋深达2532.00 m，具有代表性。类比法的计算公式为： 式中：J Y3 为永页3井的解析气量，m 3 /t。 通过上述公式计算得研究区页岩气资源量87 × 10 8 m 3 。
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user: 6. 结论 1) 永顺区块龙家寨向斜龙马溪组下部页岩可判定为好的烃源岩，有机质类型表现为I型腐泥干酪根特征，有利于页岩气的生成。 2) 研究区龙马溪组下部页岩t max 平均为500.36℃，有机质进入过成熟演化阶段，以生成干气为主。 3) 研究区龙马溪组下部有效页岩生气强度为9 × 10 8 m 3 /km 2 ，与涪陵区块相比偏低，页岩气总地质储量约为(87~288) × 10 8 m 3 ，具有商业开采价值。
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user: 摘 要 老井复查是在充分利用现有各项资料的基础上，结合现代测井解释评价技术，对受当时技术条件限制而误判的储层进行重新认识，找出判断含油气的关键因素。老区H88小断块油田，油源充足，岩性、电性特征成为小断块判断是否含油的关键性因素，而储层物性影响相对缩小。在实际应用中取得了较好的开发效果和经济效益，达到了滚动增储和挖潜增效的双重目的。 关键词 :老井复查，小断块油田，潜力层，测井解释，交会图，评价标准，挖潜增效 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 随着勘探开发技术的不断进步，老区资源探明程度也逐渐提高，老井复查工作和地位不断上升 [ 1 ] 。江苏油田具有“小、碎、频、散”的特点，是典型的复杂小断块油田 [ 2 ] ，由于地质构造复杂、油质类型多样等各种因素，给油气解释带来了一定困难，测井解释符合率也受到严重影响，但也为今日油田的老井挖潜留下了一定的空间。老井复查投资少、见效快，已经成为许多老油田挖潜增效的重要手段 [ 3 ] 。笔者以试油资料为基础，结合动态、测井和井壁取心等资料将H88小断块所有试油层位进行重新分析评价，找出了含油气的关键因素，结合精细油藏描述技术，把那些“因‘误判’而未被发现或未有动用”的“剩余油”找出来，进行重新评价认识，以此来达到滚动增储和挖潜增效的目的 [ 4 ] 。 H88小断块地理位置位于江苏省邗江县境内，构造位置位于高邮凹陷西南部江都–吴堡–博镇断裂带西段，H油田西部，与油田的主体被一条北东走向、北西倾向的小断层相隔，向西南方向存在一小低凹带，H88小断块油层基本处于该马鞍形构造的鞍部 [ 5 ] 。含油层系为戴南组戴一段，已探明含油面积为2.92 km 2 ，地质储量231 × 10 4 t，是受断层和岩性控制的层状砂岩油藏 [ 6 ] 。在对H88小断块49口井动态及试油资料的反馈下发现：有11口井15层试油为油层，测井资料解释为干层、水层和油层偏干，测井评价解释符合率为61.2%。因此，对受当时技术条件限制，被误判为“水层、干层”的储层以及原来认为没有经济价值的差油层、干层也可能是有经济价值的储层，解释标准需要重新评价认识。
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user: 2. 复查评价方法 2.1. 测井曲线归一化处理 首先对H88小断块进行测井曲线归一化处理，解决各测井曲线受到井眼条件差异、不同测井系列、仪器刻度、测量时间以及人为因素等限制出现的系统误差 [ 7 ] 。一个老区块，经历了漫长的勘探开发阶段，难以保证所有测井数据都采用相同测井系列、仪器类型、刻度标准以及测井仪器操作员采用相同的操作方式进行测量 [ 8 ] 。另外，在测井过程中，测量时间以及操作人员的个人技能水平等因素也会带来测井曲线的误差。为了获得更加精确、真实的地层信息，就需要进行测井资料的归一化，即将研究工区各井的同类测井数据统一到同一个刻度范围内，增强与邻井资料的可对比性，减少非地层因素的影响，保证油气解释结果的合理性与可靠性。测井曲线归一化的实质是利用同一地区的同一层系的标准层，该层的沉积具有稳定、分布广泛的特点，相同的沉积环境，相似的地质地球物理参数分布特征，因而具有一致的测井曲线响应特征。测井曲线归一化的方法很多，通过对比分析，选择出比较适合研究工区的优化方法。 高邮凹陷H88小断块多是测井系列不一、品质不等、格式不同的老井，因此首先要对测井曲线进行整理建库。同时，对相关测井曲线进行归一化处理。在此，笔者采用了直方图平移法，选用的标准层是戴南组一段“四高导”上的稳定泥岩。 如图1所示，H88小断块戴一段自然伽马曲线分布范围、峰值区间等明显不一，增加了邻井资料对比难度，降低了测井解释准确率。图2为声波时差曲线采取直方图平移法归一化结果，平移后声波时差曲线分布在220~328 μs/m之间，峰值在265~285 μs/m之间，提高了邻井资料的可对比性，保证了解释结果的合理性及可靠性。 图1. 高邮凹陷H88小断块戴一段自然伽马归一化前 图2. 高邮凹陷H88小断块戴一段声波时差归一化后 2.2. 测井解释图版建立 随着测井解释技术的提高，以前认为没有经济价值的差油层、干层也可能获得有经济价值的工业油流，如今解释标准也应相应适当调整以适应挖潜增效的需要 [ 9 ] 。笔者在测井曲线归一化的基础上，以试油资料、电测解释为线索，对H88区块进行详细普查，找出录井和测井解释与试油结果相矛盾的层，进行综合评价分析，并解决因联合试采(多个油层共同试油)试油结论影响对真正储层判断的问题。最后重新建立适合H88区块的解释图版，确定测井解释标准。在新的测井解释标准下，特别注意录井与测井解释矛盾层，结合邻井的试油(试采、投产)层的录井、测井资料，分析油水层录井、测井资料特征，对潜力井进行纵向对比分析，依据其特征寻找可疑的油气层段，从中筛选出有潜力的井层。 一个地区划分油水层的测井解释标准，是在经过试油、取心、试采等基础上确定的，它反映了该地区储层电性的一般趋势，声波时差–电阻率关系图版以及自然伽马–电阻率关系图版是一种直观判断油水层的方法。 系统收集H88小断块戴南组一段已经试油层段的油水动态情况。从动、静态资料有机结合入手，以试油资料为基础，结合动态、测井和井壁取心等资料，将H88断块所有试油层位进行重新分析评价，分析剔除个别特殊影响的层位，并解决受联合试油结论影响对真正储层的判断，剔除产能极低的干层，找出含油的真正储层，最终划分出油水层，在测井曲线归一化的基础上，做出自然伽马–电阻率交会图(图3)，声波时差–电阻率交会图(图4)。由图3中看出，不同流体性质相对界限明显；图中油层、水层及干层分界线清晰。从图4中可以看出，声波时差在油层、水层及干层分布凌乱，没有相对明显界面。由此总结出在H88小断块油田开发后期阶段，油源充足的情况下，交会图反映出声波时差横向跨度内，均出现有利油层，小断块内受储层物性影响相对缩小；而岩性–电性特征分界线明显，是H88小断块判断是否含油的关键性因素。由此，建立出适合H88小断块的测井解释评价标准，为潜力层分析评价提供依据。 在H88小断块勘探初期由于资料所限，录井、测井解释只能依据一般解释理论和相关资料反映的油水特征，依照H珏油田大区块解释图版进行解释，符合率仅达到61.2%。随着资料的积累，在这次测井曲线归一化的基础上，利用各种录井、测井、试油、开发资料建立新的解释图版，使解释符合率提高到87.0%，起到了较好的复查效果。 图3. H88小断块戴一段自然伽马–电阻率交会图 图4. H88小断块戴一段声波时差–电阻率交会图 2.3. 精细油藏对比 一般情况下，油层往往纵向呈带状分布，横向呈片状分布，一个含油气水系统表现为油高、水低的特征，相邻井层段应具有相似的地质条件、钻井条件。因此通过精细油藏对比，发现油气水分布的矛盾之处，尤其是砂体变化较大的储集层、油水关系纵横向矛盾层，这是老井复查取得突破的有效途径 [ 10 ] 。 对该区具体的地质特点进行分析，在精细油藏对比剖面(图5)的基础上，再对老井资料进行详细复查解释评价，重新认识测井资料，对每个储层的岩性、电性特征进行分析研究，确定其物性、含油性等。最终结合地质资料等对H88小断块非试油层位储层进行重新反馈。 图5. H88小断块戴一段精细油藏对比图 2.4. 潜力层分析 根据邻井油气显示、生产开发动态情况，运用新修订的H88小断块测井解释标准，并进行精细油藏对比，共重新认识60口井，修改解释结果，进一步落实潜力层，对15口井22个层进行了结论提升：原解释为水层的更改为油层3层；原解释为干层的更改为油层9层；原解释为干层的更改为油层(偏干)3层；原解释为干层的更改为油水同层7层。 2.5. 预测油气有利聚集区带 试油、试采、采油等动态资料能够清晰地反映各井区的流体性质，因此及时系统地将动态资料与现有认识加以对比分析，迅速认识储层内不同流体的电性特征、油藏的油气水界面，再结合相关录井、测井、圈闭资料加以对比分析，能够达到扩大含油面积的效果。H88小断块戴南组为受断层和岩性控制的层状砂岩油藏，根据重新反馈的井的构造位置及其分布规律以及精细油藏对比剖面，发现断层以北至绿色线中间是油气聚集区带(图6)。 图6. H88小断块油气有利聚集区带图
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user: 3. 效果分析 1) 在新修订的测井解释标准下，对H88-43井进行了潜力层试采，获得成功。H88-43井11、12号层(图7)，自然伽马–电阻率点落在图8中的油层区间内；双孔模型总孔隙度 > 导电孔隙度，解释为油层；流体指示因子指示为含油水层；最终复合结论为油层。后该井试油折算日产原油2.3 m 3 。 图7. H88-43井11、12层成果图 图8. H165、H167井戴一段自然伽马–电阻率交会图 2) 通过应用新修订的测井解释标准不仅发现了H88区块的老井潜力层，更是在新钻的2口(H165井、H167井)上有所发现，获得巨大成功。a) H165井戴一段11、12号层(图9)，自然伽马–电阻率点落在交会图版中的油层区间内(如图8)，参考其标准解释为油层，后该井试油折算日产原油12 m 3 ，为高产油层。b) H167井戴一段9、10号层(如图10)，自然伽马–电阻率点落在交会图版中的油层区间内(如图8)，参考其标准解释为油层，试油自溢投产后获高产油流，日产油达10 t以上。 图9. H165井11、12层成果图 图10. H167井9、10层成果图
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user: 4. 结论与认识 1) 测井曲线归一化处理能够提高邻井资料的可对比性，保证解释结果的合理性及可靠性。 2) H88断块油藏内油源充足，含油性固定，物性的影响相对缩小，交会图反映出声波时差横向跨度内均出现有利油层；岩性、电性特征成为本断块内判断是否含油的关键因素。已有的试油成果积累建立的解释标准可靠程度高，能够准确识别出主力层。 3) 成功拓展了H油田的滚动开发空间，进一步扩大了H油田含油场面，为下一步油气勘探开发提供了有力的保障。 4) 随着勘探开发技术的不断进步，老区资源探明程度不断提高，老井潜力层再分析研究的工作和地位日益上升，是开发后期的油田挖潜及增加可采储量、继续保持高产稳产的一种可行的选择，应继续加强这方面的工作。
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user: 摘 要 针对层状边水稠油油藏储层质量差异大和水淹规律认识不清两大难点，在J块火驱先导性试验区完钻取心井一口，通过储层四性、沉积特征、核磁共振及气测解释等方面的研究，建立储层质量分类标准，完成储层质量评价，并且通过水淹动用判别及水淹规律分析，建立水淹强度分类标准，完成水淹层评价。该次研究明确了J块火驱先导性试验区的水淹规律，得出了不同主力层段水淹特点不同，仅个别高渗层水淹，中强水淹层段比例仍较低的重要认识，指导了该块火驱试验井组的层段组合优选与个性化参数设计。 关键词 :综合录井，取心资料，测井解释，水淹程度，火驱开发 Copyright © 2017 by author， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 J块油藏为层状边水稠油油藏，该块于I油层组具有一套独立的油水系统，油水界面在−1020~−1060 m之间。该油藏吞吐后期已经大面积水侵且发育边水，蒸汽驱、SAGD (蒸汽辅助重力泄油)等利用汽化加热原油的接替方式难以适应该类油藏，亟待进行开发方式转换。J块是辽河油田首次在边水稠油油藏开展火驱试验的区块。水淹前后储层的岩性、物性、电性、含油性都发生了很大的变化，岩石的孔隙度、渗透率、非均质性以及油水饱和度也变得更加复杂，并且蒸汽驱油极不均匀，导致在高水淹阶段仍含有较多的剩余油，具有较高的可采价值。该次研究依据取心井资料，充分应用常规地质测录井技术，建立了一套定性的油层水淹程度综合测录井技术判别方法。量化动用状况，细化部署潜力，验证边水稠油油藏火驱开发的可行性，为边水稠油油藏转换方式规模开发提供了技术借鉴。
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user: 2. 概况 J块构造上位于D断块的东南部，研究目的层为于楼油层，为扇三角洲前缘亚相沉积，高孔、高渗储层，中厚互层状边水稠油油藏。具有“油层发育集中、储层物性好”的特点。该块经历了常规干抽和吞吐试采、大规模蒸汽吞吐开发及转换方式试验的开发过程，至今已开发了30年。东部吞吐区域目前平均采油速度仅为0.47%，水淹较严重区域回采水率达到205%，继续吞吐开发潜力小，亟待方式转换。因此，在J块东部水淹区中部于I组进行火驱先导性试验(图1)。为落实油藏动用与水淹规律，从而指导火驱部署，在试验区开展取心分析工作。取心井J-12井位于试验区转驱井组的中部，结合火驱部署，分上下两段进行取心。该井完钻井深1062 m，取心进尺67.75 m，心长46.78 m，收获率69.0% (图2)。该次研究应用取心井测录井资料进行层状边水稠油油藏水淹层的识别。针对不同研究需求，差异化取样，个性化定制孔隙度、渗透率、含油饱和度、核磁共振等化验分析项目。精细岩心描述，以化验分析数据为基础，多手段并用定性识别受效区域，建立受效区定性识别标准。 图1. J块油层平面分布图 图2. J-12井实钻剖面图
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user: 3. 基本地质特征 针对储层质量差异大这一难点，结合取心井实际钻遇情况对该区基本地质特征进行综合研究。 3.1. 储层四性及沉积特征 试验区储层主要分为含粉砂不等粒砂岩、中–细砂岩以及砂砾岩。层间储层岩性整体下粗上细，纵向存在差异。层内厚层内部正韵律为主，发育低物性夹层，为砂质泥岩。由于该块是属于扇三角洲前缘亚相沉积，整体储层物性较好，测井二测解释结合岩心分析 [ 1 ] ，测得平均孔隙度33.4%，平均渗透率1544.3 mD，均为高孔，中、高渗储层，下部于I 5-6 小层物性相对好于上部于I 1-4 小层。由于受吞吐动用和边水共同影响，取心井J-12井油层电阻率相比J-121井明显降低，降幅近50%。J-121井为1986年完钻的生产井，与J-12井属于同一井组，两井相距25 m。由于J块于1986年进入全面蒸汽吞吐开发阶段，所以J-121井的相关数据可以代表该区块吞吐前的情况，与现阶段取心井J-12井的相关数据有可对比性。从取心井J-12井岩心观察来看具有较好油气显示，含油级别范围为油迹到富含油，含油性大部分显示为油浸及富含油。 该块发育扇三角洲前缘亚相和前扇三角洲亚相，其中扇三角洲前缘亚相细分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和前缘薄层砂4种沉积微相。水下分流河道呈正韵律，斜层理为主，电阻率曲线“箱”形、“钟”形。水下分流河道间以河道漫溢沉积为主，砂、泥、砾混杂薄层，电阻率曲线薄“指”形。河口坝岩性以中–细、细砂岩为主，反韵律和复合韵律，电阻率曲线“漏斗”形。前缘薄层砂为砂泥互层状组合，分选较好，电阻率曲线低幅“齿”形。 3.2. 核磁共振 根据核磁共振τ 2 弛豫谱形态可定性判断储层性质。τ 2 弛豫谱横坐标表示弛豫时间(ms)，纵坐标表示相应的τ 2 幅度值。大孔隙对应的弛豫时间较长，小孔隙对应的弛豫时间较短。因此，τ 2 谱形态靠左，即τ 2 弛豫时间短，微孔隙发育，大部分流体为不可动状态，为差储层特征；τ 2 谱形态靠右，即τ 2 弛豫时间长，中大孔隙发育，大部分流体为可动状态，为好储层特征；中等储层特征介于两者之间。 3.3. 气测解释 气测解释油层的一般特征：全烃曲线升高幅度大，锥形满，峰形饱满，变化速度快，具有“快起快降”特点。组分出峰齐全，重烃含量高 [ 2 ] 。但由于辽河油区稠油的气测组分较特殊，个别地区的稠油，其气测组分只有甲烷。大部分地区的稠油气测组分与湿气一致。这样，用常规气测解释方法解释不了稠油。根据全烃对比系数及全烃值与荧光级别的关系判断稠油。稠油层特点为气测组分中的甲烷相对含量大，其他组分相对含量小；荧光显示级别较高，一般为油斑、油浸级别，系列对比一般大于10级。从取心井J-12井的岩屑录井草图得知，岩性为灰褐色油浸中–细砂岩，系列对比12级，气测曲线上全烃含量占53.08%，C 1 含量占42.29%，综合判断该井显示为稠油层特征。 3.4. 储层质量评价 宏观微观相结合，在该区基本地质特征研究的基础上，进行储层质量评价，确定火驱物性可及下限。将先导性试验区储层分为3类。 I类储层：岩性为砂砾岩、不等粒砂岩，含油性为油浸、富含油。镜下观察为颗粒支撑，点式接触，接触式胶结。电阻率 > 40 Ω∙m，渗透率 > 1000 mD，沉积微相类型为水下分流河道、河口坝，砂体厚度 > 4 m。孔隙类型以原生粒间孔为主，结构类型为大孔–特细喉型、较均匀型，τ 2 谱形态靠右。 II类储层：镜下观察为颗粒支撑，点线接触，接触式胶结。岩性为中–细砂岩，含油性为油斑，电阻率30~40 Ω∙m，渗透率500~1000 mD，沉积微相类型为河道边缘，砂体厚度2~4 m。孔隙类型以原生粒间孔为主，结构类型为大孔–特细喉型、不均匀型，τ 2 谱形态居中。 III类储层：镜下观察为线–点接触，接触–孔隙式胶结。岩性为含粉砂不等粒砂岩，含油性为油迹，电阻率 < 30 Ω∙m，渗透率 < 500 mD，沉积微相类型为河道间、前缘薄层砂，砂体厚度 < 2 m。孔隙类型以原生粒间孔为主，结构类型为中孔–特细喉型、不均匀型，τ 2 谱形态靠左。 在上述研究基础上，对火驱井组进行了储层质量评价，分上下2套层系。J-12井于I 1-4 小层以Ⅱ类储层为主，占比接近50%。于I 5-6 小层由于储层岩性较粗，并且吞吐时间较短，剩余油饱和度往往较高，以I类储层为主，占比达到了60%。
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user: 4. 水淹评价 针对水淹情况不同，剩余油分布规律认识不清这一难点，通过电性变化特征结合剩余油饱和度分析结果，进行水淹层评价，落实火驱开发潜力。 4.1. 水淹动用判别 已有区块研究表明：层状边水稠油油藏油层水淹受吞吐动用和边水侵入综合作用。从电阻率曲线变化分析，蒸汽吞吐具有明显超覆动用特征，上部电阻率明显降低，下部剩余油富集(图3)；而受边水侵入影响，则主要动用厚层下部。 图3. 蒸汽吞吐前后电阻率变化对比图 4.2. 水淹规律分析 下面对取心井J-12井典型目的层的岩心测录井资料进行水淹规律分析。通过与同井组J-121井相关数据进行对比，分析该区块吞吐前后的变化情况。 于 I 1 2 层：厚度薄、物性好，吞吐动用好，层内超覆动用不均。于 I 1 2 小层岩性以棕黄色油斑–油浸含砾砂岩为主，微染手。荧光溶液黄白色，系列对比级别12级，滴水缓渗。电阻率下降50%，剩余油饱和度为35.53%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为0.8 [ 3 ] ，综合分析认为该层为中水淹层(图4)。 图4. 于 I 1 2 小层饱和度柱状图 于 I 2 3 层：取心层动用差，吞吐前后饱和度变化不明显。于 I 2 3 小层岩性以黑褐色油浸粗砂岩为主，染手。荧光溶液深黄色，系列对比级别14级，滴水不渗，水珠呈半球状。剩余油饱和度为51.86%，前后饱和度变化不明显，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为1.7，综合分析认为该层为弱水淹层(图5)。 图5. 于 I 2 3 小层饱和度柱状图 于 I 3 6 层：厚层受非均质性影响，吞吐和水侵共同作用，层内差异大。于 I 3 6 小层层内不同部位水淹程度不同，上部受到一定吞吐动用的影响，岩心发白，含油显示级别为油斑，不染手。荧光溶液乳白色，系列对比级别10级，滴水渗。电阻率下降57%，剩余油饱和度为33.4%，水淹程度较强。下部高物性部位，岩心发白，含油显示级别为油斑，不染手。荧光溶液浅乳白色，系列对比级别8级，滴水渗。电阻率下降62%，剩余油饱和度较低31.8%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为0.46，水淹程度较强。中部岩心为棕褐色，含油显示级别为油浸，微染手。荧光溶液黄白–灰黄色，系列对比级别12~14级，滴水缓渗。电阻率下降20%~50%，剩余油饱和度为46.4%~66.6%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为1.2，水淹程度相对较弱。综合分析认为该层为中强水淹层，整体含油性较好，为火驱的主力层段(图6)。 图6. 于 I 3 6 小层饱和度柱状图 4.3. 水淹强度分类标准 通过对不同单层水淹规律的分析，建立了先导试验区水淹强度分类标准，明确火驱开发潜力。 弱水淹：岩心以棕褐色、褐黑色为主，未变色，染手。含油显示级别为油浸～富含油，荧光溶液深黄色，系列对比级别13~14级，滴水不渗，水珠呈半球状。电阻减小率10%~25%，剩余油饱和度 > 50%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为2.3~1.5。 中水淹：岩心以棕黄色、黄褐色为主，微染手。含油显示级别为油浸~油斑。荧光溶液黄白–灰黄色，系列对比级别11~13级，滴水5 min后渗入不明显，水珠呈半球状。电阻减小率25%~55%，剩余油饱和度35%~50%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为1.5~0.6。 强水淹：岩心发白，颜色变浅，不染手。含油显示级别为油斑～油迹。荧光溶液乳白–黄白色，系列对比级别9~11级，滴水渗或水珠呈扁平状。电阻减小率 > 55%，剩余油饱和度 < 35%，τ 2 弛豫谱上含油饱和度/可动水饱和度比值为0.6~0.4。 4.4. 水淹评价结果 通过识别标准，结合各井实际见水时间统计，以取心井为基础，对纵向各单层进行了水淹级别的判定。岩心分析与压力测试均验证了油藏工程方法对饱和度及水淹规律认识的可靠。J-12井上部于I 1-4 小层岩心平均含油饱和度46.7%，压力1~2.5 MPa，整体表现出由吞吐动用造成的高周期弱水淹特征。下部于I 5-6 小层岩心平均含油饱和度58.14%，压力6 MPa左右，由于靠近边水，见水时间较早，厚层下部为中强水淹段。证实该区纵向上存在两种水淹特征，而强水淹区是由个别高渗层水窜通道暴性水淹造成，弱水淹和未水淹层含油饱和度较高，最高可达60%~70%，仍有较大火驱潜力开发(图7)。 图7. J块纵向水淹典型剖面图
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user: 5. 结论 目前J块火驱先导试验区4个井组均已成功点火，且投产效果明显。产液量及产油量相比火驱之前有显著增加，有力地证实了该块火驱开发的可行性。结合全文，得出以下几点认识： 1) 该研究表明，以测录井资料为基础突出电性变化与化验分析资料的横向比对，是水淹层判别与定性评价的有效技术手段。 2) 通过研究分析，明确J块火驱先导试验区的水淹规律，得出不同主力层段水淹特点不同，仅个别高渗层水淹、中强水淹层段比例仍较低的重要认识。 3) 以该研究成果为依据，指导了该块2种不同水淹类型(高周期弱水淹和低周期强水淹)火驱试验井组的层段组合优选与个性化参数设计。 4) 该试验的成功，将进一步解放整个辽河地区边水稠油储量。为其他相似区块火驱开发积累了宝贵经验，可进行推广应用。
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user: 摘 要 渤海湾盆地锦州南油田发育太古界潜山油藏，潜山顶部裂缝发育，准确高效地识别潜山界面是实现油藏开发目的、降低工程作业风险和成本的关键因素。常规潜山界面识别方法是根据工程参数异常变化进行地质循环，落实井底岩性，以确定是否进潜山，但工程参数存在多解性，往往要多次循环才能准确识别潜山界面，导致作业周期长、风险大和成本高等问题。在前人研究的基础上，通过对锦州南油田太古界潜山整体研究分析，总结出了4类进潜山模型，并从构造、岩性、工程参数、测井4个方面分析了其特征，先钻前分析作业井位的构造特征，初步判断进潜山模型类型，再根据该进潜山模型下的工程参数特征进行地质循环，最终以典型岩性确定是否进潜山。基于4类进潜山模型识别潜山界面的思路在锦州南区块得到成功应用，卡山成功率达100%，循环次数由平均5次降低到2次，具有较好的推广应用前景。 关键词 :进潜山模型，潜山界面，锦州南油田，录井，测井 Copyright © 2017 by author， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 锦州南太古界潜山油气田位于渤海辽东湾海域辽西低凸起中北段(图1)，岩性以混合花岗岩为主，是目前全国发现的储量大、产量高的混合花岗岩潜山复合轻质油藏 [ 1 ] 。受控于前中新生代的古地貌及构造应力作用下，潜山顶部裂缝极为发育 [ 2 ] ，且潜山界面上、下存在2套压力系统，进潜山后易发生井漏、地层坍塌等井下事故。因此，准确高效地识别潜山界面是实现油藏开发目的、降低工程作业风险和成本的关键因素。随着录井技术的发展，在利用工程参数和岩性肉眼观察等传统识别潜山界面方法的基础上 [ 3 ] ，井场薄片鉴定技术、碳酸盐岩含量测定技术、元素录井技术等在快速识别潜山界面具有较好的效果 [ 4 ] 。但在锦州南区块开发时，录井手段主要是传统方法，即在工程参数出现异常时进行地质过肉眼和镜下观察落实井下岩性，确定是否进潜山。但工程参数受井轨迹、钻井液性能、钻具组合等因素的影响具有多解性，在实际工作中往往要进行多次地质循环才能准确识别潜山界面，卡层时效低，在增加成本的同时，也增加了作业风险。根据锦州南油田总结出的4类进潜山模型，并根据其特征来识别潜山界面，提高了作业效率，降低了作业风险，具有良好的应用效果。 图1. 锦州南油气田区域位置 [ 5 ]
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user: 2. 进潜山模型 潜山上覆岩性受潜山构造形态、物源方向及沉积环境等多种地质因素的影响，进潜山岩性组合特征具有明显的差异性 [ 6 ] 。距离潜山界面越近，录测响应特征对潜山界面识别帮助越大，潜山界面识别效率就越高。锦州南油田地震识别精度为10~15 m，笔者所建立的4类进潜山模型是在立足地震认识的基础上，选取潜山上覆20 m之内的岩性组合为分析对象，归纳提炼出来了以上覆岩性组合为依据的4类进潜山模型，即I类、II类、III类、IV类(图2)。 图2. 锦州南油田太古界4类进潜山模型
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user: 3. 构造特征 构造特征控制着潜山上覆地层沉积，是决定潜山上覆岩性组合特征的关键因素，同时构造控制着潜山顶部岩性风化程度、保存、可容空间大小 [ 7 ] 等。构造特征主要反映在构造形态起伏上，即潜山界面的倾角，根据对锦州南油田潜山界面综合分析，总结出进潜山模型对应的构造类型、倾角大小特征等(表1)。 Table 1 The tectonic characteristics of 4 types of buried hill models in Archean Erathem of Jinzhou South Oilfiel 类型 构造类型 倾角大小/(˚) I类 缓坡型 12~15 II类 断块坳陷型 8~10 III类 陡坡型/陡坡断块型 20~36 IV类 陡坡型 >30 表1. 锦州南油田太古界进潜山模型构造特征 构造特征主要是预测潜山上覆岩性组合类型，无法预测进潜山界面的深度，当地层倾角不在上述范围内时，单纯地通过构造特征难以准确预测其所属进潜山模型，在现场作业时，需要参考其他录测手段准确识别潜山界面。
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user: 4. 录井特征 4.1. 工程参数响应特征 工程参数录井是综合录井的一部分，其参数的变化可间接地指示岩性的变化，也是现场监测地层岩性变化的第一手资料 [ 8 ] 。笔者选取了4个直接参数(钻时、扭矩、钻压、转速)和衍生参数Dc指数来进行分析(图3)。 图3. 4类进潜山模型参数变化量 从图3中可以看出，锦州南油田进潜山界面前后，钻压、转速和Dc指数响应特征均不明显，在实际工作中可以忽略，而钻时和扭矩变化明显，是判断地质循环的主要参数。钻时变化幅度小、扭矩变化量大时，可能是I类和II类，而无论从钻时变化幅度还是扭矩变化幅度上看，II类都比I类变化大；钻时变化幅度大、扭矩变化中等时为III类；钻时变化幅度大、扭矩变化小时为IV类。无论是哪种进潜山模型，通过钻时和扭矩变化相结合，可以准确识别潜山界面，同时将钻时和扭矩的变化幅度与进潜山模型相结合，可以剔除工程参数假异常，从而提高潜山界面识别效率。虽然工程参数特征响应相对明显，但它是间接的录井手段，判定是否进潜山还需要根据岩屑实物来最终确定。 4.2. 岩性特征 岩屑是反映地下岩性最直接、最真实的资料，也是判定是否进潜山的根本。笔者从岩石类型、颜色、分选和荧光面积 [ 9 ] 方面总结出了4种进潜山模型特征，根据不同的岩性特征可准确识别潜山界面(表2、图4)。 图4. 潜山上覆岩性镜下照片 Table 2 The characteristics of buried hill and overlying lithology in Archean Erathem of Jinzhou South oilfiel 类型 岩性类型 颜色 分选 荧光面积/% I类 砂泥岩互层 灰色/浅灰色 差 5~20 II类 砂岩 浅灰色 好 10~30 III类 泥岩 褐灰色/红褐色 无 无 IV类 风化物 灰白色 差 5 潜山 花岗岩 杂色 差 5~10 表2. 锦州南油田太古界潜山及上覆岩性特征 从荧光面积上很难区分I类、II类、IV类，但是从岩性类型、颜色、分选上可以较好地区分其进潜山类型。岩性从砂泥岩互层变成花岗岩、颜色从灰色或浅灰色变成杂色为I类；岩性从砂岩变成花岗岩、颜色从浅灰色变成杂色，分选由好变成差为Ⅱ类；岩石类型从泥岩变成花岗岩，颜色从褐灰色或者红褐色变成杂色，荧光从无到有，可判断为Ⅲ类。岩性从灰白色风化物变成杂色花岗岩为IV类。
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user: 5. 测井特征 测井是利用岩层的电化学、声学、放射性等地球物理特性来反映岩层的地质特性，不同的岩性特征、物性特征、含油气特征在测井曲线的响应特征也不同，通过对比分析4类进潜山模型的测井曲线形成了各模型下的典型测井特征(图5)，有利于快速确定进潜山类型。 图5. 4类进潜山模型测井响应特征 I类进潜山模型各测井曲线进潜山前呈现“互层式”变化；II类进潜山前电阻率曲线呈现“箱形”特征，中子孔隙度曲线整体呈现“台阶式变化”；III类进潜山模型，各测井曲线呈现“跳跃式”变化；IV类进潜山模型，各测井曲线呈现“台阶式”变化。 从物性特征上看，I类和II类进潜山模型具有良好的孔隙度、渗透性，是油气储集的有利空间，流体性质以差油层、油层为主；IV类进潜山本体风化后，裂缝相对发育，较潜山孔隙度发育，也是油气储集的有利空间(表3)。通过测井各曲线的不同相应特征可准确地对4类进潜山模型进行有效识别，同时根据各进潜山模型物性特征的分析，可对油气是否具有开采价值提供依据。 Table 3 The physical property of buried hill and overlying lithology in Archean Erathem of Jinzhou South Oilfiel 类型 孔隙度/% 渗透性/mD 含烃饱和度/% 测井解释 I类 13.9~21.8 205~1410 50~70 油层/差油层 II类 18.2~24.4 1800~3133 66~78 油层 III类 / / / / IV类 8.2~12.3 / / 油层 花岗岩 4.1~9.2 / / 油层 表3. 锦州南油田太古界潜山及上覆岩性物性特征 通过对4类进潜山模型的构造特征、参数特征、岩性特征、电性特征、物性特征分析及认识，形成了各模型下的典型识别特征(表4)，对潜山界面的高效、准确卡取提供了依据。 Table 4 The typical recognition features of 4 types of buried hill model 类型 构造倾角/(˚) 典型参数 典型岩性 测井特征 I 12~15 扭矩 火成岩块 互层式变化 II 8~10 扭矩 灰质砂岩 电阻率呈箱形 III 20~36 钻时、扭矩 泥岩 跳跃式增大 IV >30 钻时 高岭土 台阶式增大 表4. 4类进潜山模型典型识别特征
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user: 6. 应用效果 通过对4类进潜山模型的研究，在明确各模型下的构造、参数、岩性、测井响应特征后，钻前再研究所钻目标井的构造位置来确定进潜山模型，作业过程中重点关注参数变化进行有目的的地质循环，落实井底返出岩性，钻后及时与测井曲线对比验证，完善进潜山模型。根据上述思路在锦州南油田6口井的潜山界面识别中应用，与4口常规潜山界面识别进行对比(表5)，应用效果明显，地质循环次数由5次降至2次，进潜山深度控制在3 m以内，识别潜山界面成功率100%。 Table 5 The comparison of interfacial identification of 10 wells in Jinzhou South oilfiel 井名 进潜山模型 循环次数 循环时间/min 进潜山深度/m 常规方法 模型方法 JZ25-X1 III 4 168 3 JZ25-X2 I 6 228 2 JZ25-X3 II 7 287 1 JZ25-X4 IV 3 96 2 JZ25-X5 II 2 102 1 JZ25-X6 III 2 96 2 JZ25-X7 I 2 68 2 JZ25-X8 III 2 86 2 JZ25-X9 III 3 123 3 JZ25-X10 I 1 38 2 表5. 锦州南油田10口井潜山界面识别对比
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user: 7. 结语 潜山油气藏产能高、风险高，现场识别潜山界面是安全高效勘探开发潜山油气藏的关键。4类进潜山模型是基于勘探开发已获取了大量实钻资料的基础上，利用计算机优势挖掘大数据，为识别潜山界面提出了新的思路，并通过总结构造、录井、测井特征，在锦州南油田成功应用，潜山界面识别率100%，地质循环次数由5次降低到2次，取得了较好的效果。锦州南油田太古宇潜山界面的高效识别不仅实现了油藏开发目的，同时降低了工程作业风险及成本，具有较强的推广价值。
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user: 基于岩心录井的砂砾岩储层优势渗流通道 识别与预测
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user: 摘 要 滴20井区八道湾组油藏属于典型的砂砾岩油藏，储层非均质性强，优势渗流通道发育。开发初期，油藏水淹、水窜现象突出，油井含水上升快，注入水突进现象严重。以形成机理为导向，定性描述了优势渗流通道四大类型；依据动、静态资料，利用测井等数据建立了地质识别标准；利用动态监测等数据，结合RDOS(油藏精细动态分析优化系统)模拟结果，对比地质识别结果，完成了对优势渗流通道的定量描述，并利用井间示踪剂资料验证了其合理性。建立了适合研究区的水流优势通道的识别标准，掌握了目前井网的水流优势通道分布特征，为无井区的水流优势通道识别提供了科学依据。 关键词 :优势渗流通道，砂砾岩油藏，八道湾组，滴20井区 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 高渗通道指油藏在开发过程中某一部位形成的渗透率比相邻层高许多倍(通常5~20倍以上)的渗流通道。水驱前缘突破后，含水率迅速上升，形成优势渗流通道 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] 。由于许多水流优势通道的确定方法都需要进行现场测试，整体存在成本高，难以对区域每口井进行测试 [ 4 ] 。目前，水流优势通道识别成熟的技术比较少，判别方法还没有统一的标准，总体还处于起步阶段。笔者主要以形成机理为导向，利用油藏工程方法结合数值模拟进行优势通道综合识别，定性描述了优势渗流通道4大类型。结合动、静态资料，可以半定量化或定量化认识水流优势通道的发育，为今后同类油藏合理开发提供指导。
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user: 2. 研究区概况 滴20井区八道湾组油藏位于准噶尔盆地东部，为断层–地层油藏。油藏中部深度1414 m，压力11.70 MPa，饱和压力10.36 MPa，温度54.1℃，压力系数0.827，原油密度0.887 t/m 3 ，50℃黏度平均42.4 mPa∙s。天然驱动类型主要为弹性水压驱动。探明含油面积7.2 km 2 ，有效厚度6.5 m，探明地质储量438.06 × 10 4 t，技术可采储量为109.52 × 10 4 t。储层岩性主要为灰色细、中砂岩及砂砾岩(图1)。油层平均孔隙度19.95%，平均渗透率20.94 mD，储集空间主要为原生粒间孔。 2011年采用280 m × 280 m反七点井网滚动开发，截至2013年12月，综合含水率39.9%，采出程度3.86%。取心化验数据及产吸剖面显示储层非均质性强，复压解释渗透率明显高于岩心解释渗透率，压降曲线快速落零，说明储层存在水流优势通道，表现为部分油井含水快速上升 [ 5 ] ，在采取分注、优化注水后取得一定效果，但控制含水率上升速度仍存在较大难度。 针对上述问题，需在目前已经取得的定性认识的基础上，开展水流优势通道分布规律研究，落实优势通道平剖面分布位置、相对强弱程度，并进一步找出形成通道的影响因素，得到对区块优势通道一个较系统性的认识，为后期调整注采关系、提高措施针对性提供有效指导。 图1. 取心井综合柱状图