成像测井资料范文（精选9篇）

成像测井资料 第1篇

20世纪末期,我国逐渐引进成像测井技术,并经多年发展,该技术不仅在沉积相分析、地层评价以及储层预测等方向起到重要作用[1],并且已成为各油田勘探开发的重要手段之一,同时成为了测井地质的核心内容。现在,经常将测井、钻井、岩心等多种地质资料相结合,研究地下地层的岩性、沉积构造、砂体的空间展布、古流水方向和物源方向等沉积特征[2,3]。成像测井在国内各油田运用最广泛的方向是裂缝识别和裂缝参数的研究,其次是对地层应力的分析和井旁构造的研究[4,5],而对沉积和储层方面的相关研究较少,如岩性、沉积层理、构造和沉积微相等。所以在露头缺乏和钻井取心较少的地区,利用成像测井资料信息量大,数据直观、连续以及垂向上分辨率较高的特点,可在成像测井资料中直观地获取地层岩性、沉积构造、砂体成因、古流水和物源方向等多种沉积相标志[6,7],为进一步识别沉积微相提供重要依据。因此,研究基于成像测井资料的沉积相解释方法意义重大。

1 沉积相识别方法

以长庆地区某一口井为例,利用电成像测井图像对钻遇地层的沉积微相进行详细的分析和识别。研究区储层纵向沉积多期河道,横向变化快,其埋深在3 500 m以上,地层为氧化—弱氧化环境下的河流相沉积,为曲流河沉积相。研究主要以识别3 424~3 475 m段沉积微相为例,并分别基于常规测井资料和成像测井资料2种方法识别沉积相。

1.1 基于常规测井资料

在常规沉积微相的识别中,一般需要借助钻井资料和测井资料[8]。特别是岩心资料,为识别大相、亚相提供了重要信息。但岩心资料往往都是有限的,故必须结合测井资料来识别沉积微相[9,10,11]。一般利用其曲线的幅度、形态、接触关系、光滑程度、组合特征等信息来识别不同沉积环境的测井响应,从而进行沉积相的分析(图1)。利用测井曲线识别沉积相可从以下方面分析。

(1)曲线幅度。测井曲线的幅度可很好地表示地下沉积物的粒度、泥质含量及分选性情况等,一般可分为高幅、中幅、低幅。其中泥岩含量较高的沉积物,颗粒较细,其曲线为低幅,而砂岩一般颗粒较粗,其幅度为中—高幅。通过曲线幅度分析,可得到物源充裕情况、水动力强弱以及沉积分选等特征。

(2)曲线形态。测井曲线的形态可表示岩性、物性、泥质含量等情况,通常分为钟形、漏斗形、箱形、指形、复合形等。通过曲线形态分析,可得到沉积过程中水动力能量、物源供给和沉积旋回类型等信息。

(3)接触关系。测井曲线的接触关系可表示沉积过程中水动力的强弱和物源供给情况,通常分为突变型和渐变型。其中顶部突变说明沉积过程中物源供给中断,底部突变则说明与下伏岩层之间为剥蚀接触关系;而顶部渐变说明沉积过程中物源供给逐渐减少到中断,底部渐变则说明沉积过程中物源供给逐渐增加。

(4)曲线光滑程度。测井曲线的光滑程度可间接表明沉积过程中水动力条件的稳定性,通常分为光滑形、微齿形和齿化形等。如曲线为光滑形,表示沉积过程中水动力条件稳定且物源丰富;如曲线为齿化形,表示沉积过程中水动力条件为间歇性变化,韵律性沉积;如曲线为微齿型则介于两者之间。

(5)沉积相识别。不同沉积相会有不同的测井相特征,在曲流河中可分为泛滥平原、天然堤、决口扇、河漫滩、边滩、河漫湖泊和河漫沼泽等微相。根据常规沉积微相识别方法,其测井相应特征如下。①泛滥平原:粒度较小,岩性为泥岩,且厚度较大,也伴有粉砂沉积。其伽马曲线值较大,曲线幅度为高幅度,测井曲线为齿化箱形。②天然堤:其岩性主要为粉砂岩和泥岩薄互层,并发育交错层理和水平层理;且泥岩中常可见生物扰动构造。测井曲线为微齿形,曲线幅度为中低幅度。③决口扇:决口扇岩性颗粒较天然堤粗,反粒序,主要为细砂岩和粉砂岩。其测井曲线形态为微齿化漏斗形,齿中线为外收敛。④河漫滩:河漫滩岩性主要为粉砂岩,也伴有黏土岩的沉积,具有正粒序特征。声波时差与自然电位曲线为低值,曲线形态为齿化平直形,自然伽马和电阻率曲线为高值,曲线形态为齿化平直形。⑤边滩:粒度变化大,岩性由砾岩、砂岩和粉砂岩等组成,具有正粒序特征。测井曲线形态为齿化钟形。利用测井曲线的特征和规律,并结合沉积微相的沉积特征和测井响应特征,对研究区的沉积微相进行识别。

1.2 基于成像测井资料

1.2.1 岩心标定

利用成像测井资料识别岩性的常用方法是根据图像的颜色或色标值大小,并参考岩心资料和测井曲线进行定性的识别[12,13,14]。

对于研究区所给岩心资料进行处理,利用上述方法进行岩心标定,根据不同岩性在成像测井图上表现为不同的颜色,可得研究区3 424~3 475 m段岩性剖面图(图2),在成像测井图上,一般亮色代表电阻率较高地层;暗色则表示电阻率较低地层。而砂岩电阻率往往比泥岩电阻率要高,所以,砂岩在成像测井图像上表现为亮色;泥页岩电阻率较低,在成像测井图上则表现为暗色。该段地层上部岩性主要为深灰色泥岩、粉砂质泥岩以及灰色泥质粉砂岩、细砂岩、中砂岩和粗砂岩。其中,粉砂岩、细砂岩、中砂岩和粗砂岩呈不等厚互层,地层下部岩性主要为亮色砂岩,其中夹有厚度不等的中砂岩和细砂岩及泥岩夹层。

岩心标定后利用岩心照片对该井岩性进行验证,如第3 444.35 m处取心岩性为泥岩,对应成像测井图上暗色段,与成像测井岩性解释一致(图2(a));第3 446.01 m处取心岩性为细砂岩,对应成像测井图上灰色段,与成像测井岩性解释的细砂岩岩性一致(图2(b));第3 458.11 m处取心岩性为细砂岩,对应成像测井图上灰色段,与成像测井岩性解释的细砂岩岩性一致(图2(c))。

1.2.2 层理识别

该研究通过对研究区电成像测井图进行的综合分析,在成像测井图上识别出多种沉积层理构造,如:水平层理、交错层理、块状层理、递变层理等层理(图3)。①水平层理:水平层理在成像测井图像上常表现为亮色和暗色的低幅度正弦状或近水平状的薄互层(图3(a))。②交错层理:在成像测井图上表现为一系列与层面相交的正弦曲线(图3(b))。③块状层理:在成像测井图上表现为一块亮色或暗色的地层,层内物质均一、组分和构造上无明显差异,层内不显细层构造(图3(c))。④递变层理:在研究区识别为正递变层理,在成像测井图上粒序由下到上颗粒由粗到细,故图像上总体表现为亮色到暗色的颜色递变,且其层理中部无颜色突变(图3(d))。

1.2.3 成像测井特征的沉积相识别

利用成像测井资料分析沉积相时需要和常规测井曲线相结合,其中通过常规测井曲线可得储层的岩性、物性、沉积韵律等特征信息,而通过成像测井资料可得到储层的沉积构造、粒序、层理等信息,将二者有机结合可以比较精细地解释沉积微相[15]。如在研究区内根据成像测井资料和常规测井资料可将该地区分为曲流河道、泛滥平原、河漫滩沉积、天然堤等微相(图4)。

①曲流河道。为砂体发育的地带,其岩性主要为砂岩,自然电位曲线值表现为负异常,曲线形态呈钟形,表明其水动力条件逐渐减弱,且岩性表现为下粗上细的正粒序沉积;自然伽马曲线值逐渐变小,曲线形态表现为钟形,曲线顶底界面接触关系为突变型,泥质含量较低,且可见水平层理。由于砂体发育,岩性为砂岩,在成像测井图上表现为亮色,为高电导低电阻特征。②泛滥平原。岩性主要为泥岩和粉砂质泥岩,常伴有泥质粉砂岩。常发育水平层理、波状层理和生物搅动构造。在测井曲线上常表现为泥质含量高值,电阻率低值。其深浅侧向电阻率曲线无明显幅度差,曲线值整体为低值。自然电位曲线形态平直。自然伽马曲线为箱形,中间也可发育代表过渡岩性的指形小尖峰。③河漫滩沉积。岩性以粉砂岩为主,测井曲线上表现为自然电位曲线形态平直,自然伽马常表现为中低幅度齿化箱形,深浅侧向电阻率值无明显幅度差,且电阻率值较低。在成像测井图上表现为浅亮色,并可见水平层理。④天然堤。主要由细砂岩、粉砂岩以及泥岩组成,其岩石颗粒较边滩沉积的细,但与河漫沉积相比要粗,垂向上岩性主要为薄的砂泥岩薄互层,常发育槽状交错层理和小型波状交错层理。在测井曲线上表现为自然电位曲线形态平直,自然伽马曲线为中低幅度的指形或锯齿形。其深浅侧向电阻率无幅度差,且电阻值较低。在成像测井图上表现为浅亮色,层段中偶见暗色细层。对比单井常规测井资料与成像测井资料对沉积相的解释结果,二者基本一致,但基于成像测井资料的单井沉积相解释比常规测井识别沉积相更具有优势,前者所得结果更清晰、准确、直观,个别常规测井资料不能识别的微相也能准确识别。

2 沉积相分析验证

根据该地区的测井数据用交会图法对划分的沉积微相进行分析。将相同沉积微相测井值与不同沉积微相进行交会分析可知,该井段不同微相的自然伽马测井(GR)值区别最大,可将不同沉积微相特征区分开,其次是中子测井(CNL)值,而不同微相的声波时差测井(AC)值,密度测井(DEN),电阻率测井(LLD)值变化相差较小,故对该井段的自然伽马测井值和中子测井值与其他测井值进行交会图(图5)。由图可知,声波测井、密度测井、电阻率测井值均无明显特征变化,而该段地层中子测井、自然伽马测井值在不同的微相变化范围不同(表1)。其中曲流河道微相为砂岩发育地带,其岩性主要为砂岩,砂岩孔隙度相对泥岩较低,故其CNL值与GR值较低;河漫滩沉积微相以粉砂岩为主,且颗粒较曲流河道微相小,其CNL值与GR值较低,但较曲流河道稍高;天然堤沉积微相岩性主要由细砂岩、粉砂岩、泥岩组成,其CNL值与GR值为中等,较河漫滩稍高;而泛滥平原微相则以泥岩,粉砂质泥岩为主,常夹有泥质粉砂岩,其泥质含量高,故GR值较高,一般大于130 API,且泥质主要成分是黏土矿物,含有结晶水和束缚水,有很大的含氢指数,所以该微相地层有较大中子孔隙度,故其CNL值较高,分布范围为22~40 pu。

由交会图法分析验证可知,成像测井资料结合岩心资料对沉积相进行识别后,根据该地区的常规测井数据用交会图法对沉积相进行分析验证,利用相同沉积微相的不同常规测井数据进行交会处理得到不同交会图。在图上,相同沉积微相的相同常规测井值表现出相同的特征分布,表明该处成像测井资料结合岩心资料可准确识别沉积微相;且相同的沉积微相表现出一定的测井相应特征。

3 结论

(1)利用成像测井资料对沉积相进行识别,是用岩心资料对成像测井图像进行标定,利用不同岩性表现出不同的成像测井图像来进行岩性分析,可直观了解岩石层理构造、颗粒大小及层序变化情况。并根据成像测井图像中不同的层理形态来识别沉积层理及沉积构造,从而精细地划分地层沉积微相。

井周声波成像测井仪原理与应用 第2篇

井周声波成像测井仪原理与应用

在测井过程中,油井的套管受压力、温度、化学作用及地应力等因素的影响而产生破损、腐蚀、变形,这就给油田生产带来了巨大的损失.因此,直观、全面的`超声成像测井技术对油气勘探与开发起着十分重要的作用.本文简要介绍了井周声波成像测井原理、测井仪概况及其应用.

作 者：范斐 庞巨丰 徐佳 董兰屏 王迎辉 作者单位：西安石油大学电子工程学院,陕西,西安,710065刊 名：计量与测试技术英文刊名：METROLOGY & MEASUREMENT TECHNIQUE年，卷(期)：200936(8)分类号：关键词：井周声波成像 测井 地质构造 井眼分析

成像测井资料 第3篇

关键词：成像测井技术,成像测井资料,构造裂缝,裂缝预测,评价,应用

近年来, 随着工业的发展及人们对资源需求量的日益增加, 石油和天然气资源越来越成为了人们所关注的重点。我国一直致力于开发油气资源, 而随着油气藏开发规模的不断扩大, 人们开始将目光放到裂缝性油气藏上面。裂缝性油气藏不同于常规油气藏, 它的勘探开发具有更大的难度, 首先必须要对油气储层裂缝进行有效的预测及评价。大部分油气储层裂缝都是构造裂缝, 而成像测井技术是一种比较先进的构造裂缝预测及评价方法。以下笔者就来简单谈谈成像测井资料在构造裂缝预测及评价中的应用。

1 成像测井技术预测裂缝的原理

成像测井技术又可以分为微电阻率成像测井技术和声波成像测井技术, 两种技术的差异在于成像方式。目前比较常用的是微电阻率成像测井技术, 该技术所应用的测井仪器是微电阻率成象测井仪, 其具有八个极板, 每个极板上又有24个微电极。在实际测井时, 极板首先会被推靠到井壁的岩石上, 然后再在地面仪器车的控制下向地层发射电流。由于根据不同井壁岩石及井壁条件的不同, 电流强度也会发生变化, 所以各个极板的电流强度及相应的电压便综合反映出了井壁周围的微电阻率变化, 继而就可以得到伪井壁图象。伪井壁图象其实就是一个电阻率图象, 图中每个采样点都以渐变的色板或者灰度值刻度进行了标记, 从而形成了一个个单独的色元, 根据色彩的细微变化可以了解到井壁的层理、岩性、物性及结构等信息。利用成像测井技术对裂缝进行预测的依据是裂缝发育处与周围岩石之间的电阻率差异。地下的有效裂缝在钻井时会被钻井液侵入, 而除泥岩外的其他岩类的电阻率都远远大于钻井液, 所以就可以看到裂缝发育处呈电阻率相对较低的黑色标记。因此, 钻井液与井壁岩石的液电阻率差异越大, 则越容易识别裂缝。

2 有效裂缝及其方位与倾角的确定

裂缝的有效性指的是其是否开启和被充填, 这点直接关系着裂缝能否成为有效的油气通道。利用传统的测井技术很难确定裂缝的有效性, 而成像测井技术则可以很好地解决这一问题。有效裂缝被钻井液侵入后, 由于其电阻率比周围岩石低, 因此可以在电阻率图象上清晰反映出来, 以便于对有效裂缝进行准确识别。大多数裂缝的主要充填都是高阻矿物, 这使得一些平直的充填缝呈亮白的正弦曲线, 根据这点也可以用来识别有效裂缝。不过, 由于很多岩石都是高阻类岩石, 所以可被识别出来的充填缝比较有限。当确定好井点的有效裂缝方位与倾角后, 再结合构造进行解析, 即可得出裂缝的成因, 并可对未钻井区域的方位与倾角进行预测。

3 裂缝成因机制及形成时期的分析

若想有效预测油气储层裂缝, 必须先要确定油气储层裂缝的成因机制及形成时期, 尤其是在数值模拟裂缝预测之时, 更要先做好这项工作。成像测井资料可以为人们提供系统和丰富的裂缝空间方位信息, 从而为裂缝成因机制及形成时期的分析提供科学的依据与良好的条件。总体来说, 利用成像测井资料来分析裂缝成因机制及形成时期的思路是:在研究构造演化及各演化阶段构造变形特点的基础上, 对成像测井解释的裂缝进行配套分析, 将其与各期次构造变形之间建立联系, 再结合岩心裂缝资料及已有裂缝成因模式来最终确定油气储层裂缝的成因机制及形成时期。

4 裂缝纵向分布规律的确定

预测及评价油气储层裂缝的一项重要内容是确定裂缝发育的控制因素、影响因素以及分布规律。由于利用成像测井技术所测得的成像测井资料是连续性和系统性的, 因此其成为了纵向确定裂缝的控制因素、影响因素以及分布规律的最有效资料。控制油气储层裂缝发育的主要外因是构造作用, 而主要内因则是岩性, 因此当构造作用条件相似时, 岩性就成为了控制裂缝发育的最主要因素。利用成像测井技术, 一方面能够有效识别裂缝, 另一方面能够有效识别岩性, 从而根据成像测井资料来建立裂缝的发育与岩性之间的关系及纵向分布规律。在这一过程中, 需要注意成像测井资料的测量井段应当在同一构造层中、岩层应当是协调变形的以及不能有断层出现。因为若测量井段不在同一构造层中, 则会出现上下构造层间构造变形历史不同的现象, 从而无法简单对比;若岩层不是协调变形的, 则需要先区分开不协调变形的部分再分别研究;若有断层出现, 则需要充分考虑断层对裂缝带来的影响。

5 结语

综上所述, 成像测井技术是一项有效的构造裂缝预测及评价技术, 若想充分利用成像测井资料进行裂缝预测及评价, 就必须要先明确其基本原理, 然后确定有效裂缝及其方位与倾角, 分析裂缝成因机制及形成时期, 以及确定裂缝的纵向分布规律, 从而为该技术的应用创造良好的基础。

参考文献

[1]童亨茂.成像测井资料在构造裂缝预测和评价中的应用[J].天然气工业, 2010, 09:58-61+166.

测井资料识别火成岩岩性方法研究 第4篇

测井资料识别火成岩岩性方法研究

随着油气勘探的进展和火成岩储层的.不断发现,火成岩储层已经成为油气勘探的新领域.火成岩岩性识别是火成岩油藏描述的基础,是火成岩储层评价的关键,因此火成岩岩性的识别成为了研究的重点,而利用测井资料进行火成岩岩性识别可以很好的区分各种岩性,有很好的经济效益和生产效益.

作 者：郑琦怡 周毅 Zheng Qiyi Zhou Yi  作者单位：西南石油大学,四川,成都,610500 刊 名：国外测井技术 英文刊名：WORLD WELL LOGGING TECHNOLOGY 年，卷(期)：2009 “”(2) 分类号：P631 关键词：火成岩   岩性识别   测井资料  

成像测井资料 第5篇

地应力既有大小, 又有方向, 既有垂向地应力, 又有水平地应力。对于水平地应力方向, 常用最大水平主应力方向与最小水平主应力方向两个概念来进行描述。

在钻井过程中, 通过对地应力大小的分析研究, 可以指导钻井合理施工, 保持井壁稳定。在油气勘探过程中, 通过对应力方向的研究, 既可以分析油气运移与聚集的规律, 还可以研究裂缝的发育规律。在油气开发过程中, 分析地应力方向可以指导油田注水开发, 提高注水效果。

使用双井径、地层倾角、声成像、快横波等测井资料均可以对水平地应力方向进行分析研究, 但是电成像测井资料不但可以提供大量井壁地层的电阻率信息, 还可以提供确定井眼几何形状的井径信息, 于是基于电成像测井图像来分析研究地层水平应力方向成为非常有效的方法, 具体包括钻井诱导缝法、井壁崩落法与椭圆拟合法。

1 钻井诱导缝法

诱导缝是在钻井过程中形成的一组规律性较强的裂缝, 其张开度与纵向延伸都比较大, 在电成像图像上显示为两组呈180度或接近180度对称分布的雁列状缝, 裂缝面较为平直, 裂缝宽窄变化较均匀, 无任何溶蚀扩大现象。

钻井诱导缝的走向就是最大水平主应力的方向。

图1是某井实测的电成像图像, 图像按照北东南西北的方位顺序展开, 在2230至2235米深度段, 井壁发育一组钻井诱导缝。在图像的南北方位各出现一组雁状特征, 该特征所在的方位与地层最大水平主应力的方向一致。

图中第三道是利用电成像测井资料的六条半径对井眼形状分析的统计矢量图, 蓝色扇形指示方位表示椭圆井眼的短轴方向, 而短轴方向代表着地层的最大水平主应力方向, 这与利用钻井诱导缝分析的结果相吻合。

2 井壁崩落法

由于地应力具有较强的方向性, 所以应力一般集中于井壁特定的方位。在钻井过程中, 当应力大小超过井壁岩石的破裂强度时, 岩石会发生破裂导致井孔崩落现象发生。因此井孔崩落与地应力的大小和方向存在内在的必然联系。由弹性力学理论可知:水平最小主应力方向表现出最大的应力集中, 在这个方位也就最容易发生井壁崩落现象。所以井壁崩落的方位就是地层最小水平主应力的方向。

从电成像测井图像可以清楚地识别出井眼崩落井段的方位, 而且很容易与其它井壁跨塌相鉴别。井壁崩落会导致井眼在该方向上的直径变大, 并且使该方向上的井壁变得不规则, 这样会导致电成像测井仪器的极板无法与井壁良好的接触, 极板电扣也就无法良好的采集到井壁地层的电阻率信息, 在最终的图像上会产生两条方位相隔180度或接近180度, 呈对称分布的暗色或黑色垂直条带, 在条带内看不清楚地层的地质特征。

图2是某井电成像测井图像, 可以清楚地看到地层的井壁崩落现象, 井壁崩落的方位为近南北向, 由此可以判断出地层的最小水平主应力方向为近南北向, 地层的最大水平主应力方向为近东西向。图中第三道同样是利用六条半径曲线生成的最小井径方位统计成果图, 最小井径的方位为近东西向, 由此可以分析出地层的最大水平主应力方向是近东西向, 与利用电成像井壁崩落分析得出的结论完全一致。

3 椭圆拟合法

椭圆拟合法可以精确确定地层的水平应力方向。在确定水平地应力方向时, 首先需要使用六条半径曲线来拟合一个最佳逼近的椭圆井眼轨迹, 求得该椭圆轨迹的长短轴分别作为两条垂直双井径, 并求得椭圆轨迹的长轴方位。

六臂电成像测井资料有六个按顺时针排列彼此相隔60度的极板, 分别为极板1、极板2、极板3, 极板4、极板5、极板6。所以原始测井资料中有六条半径曲线RAD1, RAD2, RAD3, RAD4, RAD5, RAD6和三条直径曲线C14, C25, C36以及一条I号极板方位曲线P1AZ。

对C14, C25, C36三条井径曲线的数值进行比较, 取最大值的曲线所在方位作为椭圆的长轴方位。具体情况如下:

当C14最大时, 长轴方位为P1AZ;

当C25最大时, 长轴方位为P1AZ+60°;

当C36最大时, 长轴方位为P1AZ+120°;

当得到椭圆方程的长轴方位后, 以该长轴方位的指向作为直角坐标系的X轴方向, 椭圆中心 (即仪器中心) 为原点建立如图3的坐标系, 设椭圆长轴长度等于a, 椭圆短轴长度等于b, 极板分布也如图3所示。图中虚线为实际井眼轨迹, 实线为拟合的椭圆轨迹。

为了便于计算, 假设C14为最大井径, 则六个极板与井壁的基础点坐标可以分别表示为:

与六个极板与井壁接触点坐标对应的椭圆方程的六个坐标点坐标分别为:

取:K1=cos0°, K2=cos300°, K3=cos240°, K4=cos180°, K5=cos120°, K6=cos60°;T1=sin 0°, T2=sin 300°, T3=sin240°, T4=sin180°, T5=sin120°, T6=sin60°。

则六个极板与井壁的基础点坐标可以化为:

椭圆方程的六个坐标点可以化为:

进一步可以计算出六个接触点与椭圆方程坐标点的平方和为:

当拟合的椭圆方程为实际井眼的最优逼近轨迹时, a和b的偏导数均应为零, 也就是:

通过可以求出:

通过可以求出:

代入三角函数值得到:

K12=1.00, K22=0.25, K32=0.25, K42=1.00, K52=0.25, K62=0.25;T12=0.00, T22=0.75, T32=0.75, T42=0.00, T52=0.75, T62=0.75。

所以当C14最大时:

同样道理可以得出, 当C25最大时:

当C36最大时:

在模拟出椭圆井眼的长短轴以后, 短轴所在方位就是最大水平主应力的方向, 长轴所在方位就是最小水平主应力方向。

4 小结

介绍了利用电成像测井资料来判断地层水平应力方向的三种方法。使用钻井诱导缝法与井壁崩落法, 可以从电成像测井图像来快速准确地判断出地层最大与最小水平主应力方向。借助椭圆拟合算法, 可以计算出最精确的水平应力方向。

摘要：在石油勘探开发中, 地应力的分析与研究发挥着越来越重要的作用。地应力不但与裂缝延伸方向有着密切的联系, 而且是指导油田注水开发的重要参数。电成像测井资料包含了丰富的地层地应力信息, 利用电成像测井资料可以方便准确地确定出水平地应力的方向。本文介绍了利用电成像测井资料来判断水平地应力方向的三种方法。

关键词：电成像,地应力,诱导缝,井壁崩落,椭圆拟合

参考文献

[1]赵永强.成像测井综合分析地应力方向的方法[J].石油钻探技术, 2008.

[2]闫萍.利用测井资料计算地应力及其山前构造带的应用研究[D].中国优秀硕士学位论文库, 2007.

成像测井资料 第6篇

随着油气勘探程度的不断深入,隐蔽油气藏勘探受到越来越多的重视,寻找新的储层已成为当前各油田所面临的重要研究课题。徐家围子断陷火山岩和砂砾岩气藏已提交天然气探明储量2 000多亿立方米[1],确定深层天然气储量是下一步的勘探重点,而深层砂砾岩段是该区最重要的目的储层。砂砾岩油气藏具有近物源、多水系和快速多变的沉积特征,其储层岩性复杂,常规测井响应曲线规律性差,导致岩性的准确识别成为该类油气藏调整开发的重点和难点。

由于电成像测井(FMI)测量精度高、图像清晰、井眼覆盖率大,可以广泛的应用在地质解释及油气评价等,被地质学家称为“地下地层显微镜”[2,3],在岩性识别、裂缝识别和沉积构造等多个领域,FMI成像测井技术都发挥着重要的作用[410]。针对砂砾岩体岩性识别问题,本文在岩心观察、薄片鉴定等地质信息的基础上,对研究区内徐深13和徐深606两口井的地层剖面微电阻率扫描图像进行了精细解释,建立了该区深层砂砾岩地层各种岩性在FMI图像上的识别模式。

1 FMI岩性识别方法原理

FMI图像具有分辨率高、连续性好、井眼覆盖率高和方位性强等优点。与常规测井技术相比,利用FMI成像测井信息进行岩性识别具有明显优势。从FMI图像上的形态和颜色可以很直观地反映地层岩石的结构和构造等地质特征,并且还可以直接看出岩石颗粒的大小、形状、分选、磨圆和层理、气孔、流纹等特征,结合岩心等资料的标定,可以有效的识别岩性[11]。

针对徐家围子断陷深层砂砾岩体,参考岩心观察、薄片鉴定和常规测井资料等地质信息,建立FMI成像测井信息的岩性识别模式,将各种岩性典型岩石的FMI图像作为模板,为研究区其它井目的层段的岩性识别提供依据。岩性识别工艺流程如图1。

2 典型岩性FMI像图像特征

根据岩心、薄片等资料,将研究区块不同岩石岩性的FMI图像作为模板,得到典型岩石岩性的电阻率图版。

2.1 砂质砾岩

如图2所示。FMI静态图像上表现为亮白色或亮黄色块状结构与斑杂结构混杂;动态图像的典型特征是高电阻的砾石呈亮白色不规则团块状分布在浅颜色的背景中;动态图像上可见块状层理、交错层理或偶见粒序层理,砾石略具分选,磨圆相对较差;动态图上可见以亮色显示的颗粒,呈不规则状。

2.2 砂砾岩

如图3所示。FMI静态图像上以红棕色-棕黄色显示,层厚粒细;动态图像上以亮白色-浅黄色显示,以亮白色显示的细砾颗粒较为明显、颗粒大小均匀,分选和磨圆性相对较好,以砂填充,可见交错层理、块状层理或平行层理,亦可见裂缝及层状纹理结构,层间夹泥质砂以细条状分布。

2.3 含砾粗砂岩

如图4所示。FMI静态图像上以浅黄色-黄色显示,可见亮色不规则斑点分布在黄色背景中,随着岩性变细颜色变深;动态图像上亦可见亮色斑点状特征,点状颗粒之间发育杂质支撑或颗粒支撑的接触关系,可见漂浮砾、冲刷面、交错层理、递变层理等构造,岩石的分选和磨圆一般较差,呈现上粗下细反粒序,发育反向递变层理。

2.4 细砂岩

如图5所示。FMI静态图像上多呈浅色点状或条带状特征,亮度介于亮度较高的致密岩性和颜色较暗的泥岩中间,有时因含较多灰质成分,亮度增强;动态图像上可见微细点状成层的条带状特征,呈现棕黄色斑点状结构,常见块状或斜层理、平行层理、交错层理及冲刷面等沉积构造。

2.5 含砾泥岩

如图6所示。FMI静态图像上一般整体显示棕色或暗红色条纹状;动态图像上以黄色与暗黑色相间的混杂特征显示,一般可见平行层理或水平层理,亦可见以亮斑状零散分布的细砾。

2.6 泥岩

如图7所示。FMI静态图上一般整体显示为暗色模式,指示岩石电阻率值较低;动态图像上以棕黄色或棕黑色条带显示,泥岩成层性好,具有较好的水平层理,层较厚且厚度比较稳定,层面互相平行成层性较好。

3 实际应用

以上述各种岩性典型岩石的FMI图像信息作为模板,对徐家围子断陷深层砂砾岩体几口井目的层段的岩性进行识别,将识别结果与岩心观察、薄片鉴定等资料进行对比,符合率高达82.4%。某井FMI法岩性识别结果与岩心观察、薄片鉴定对比情况,见表1。

根据砂砾岩体各种岩性的FMI成像模式可知,砂质砾岩、砂砾岩和含砾粗砂岩之间都为致密块状,一般缺少明显的构造特征,因此从FMI图像上不易进行区分;由于含砾程度的不同,含砾泥岩在图像识别上,也会发生将含砾泥岩误判为泥岩的情况,但总体上识别效果较好。

4 结论

砂砾岩油气藏具有近物源、多水系和快速多变的沉积特征,其储层岩性复杂,常规测井响应曲线规律性差。电成像测井(FMI)具有分辨率高、连续性好、井眼覆盖率高和方位性强等优点,用其进行岩性识别较常规测井具有明显优势。

针对徐家围子断陷深层砂砾岩体,参考岩心观察、薄片鉴定和常规测井资料等地质信息,分析总结FMI成像测井信息所反应的岩性特征,建立各种岩性典型岩石的FMI图像识别模板,为研究区其它井目的层段的岩性识别提供依据。将研究区几口井目的层段的岩性识别结果与岩心观察、薄片鉴定等资料进行对比,符合率高达82.4%。

利用FMI成像测井信息进行岩性识别的不足之处是其具有多解性,针对具体的地区在建立模板时需深入细致,尽量排除多解性。利用FMI成像测井信息进行岩性识别,可作为砂砾岩油气藏储层岩性识别的重要辅助手段,对深层天然气隐蔽油气藏勘探具有重要的指导作用和实用价值。

参考文献

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[10]赵澄林.沉积学原理.北京:石油工业出版社,2001:56—72

刍议成像测井技术研究现状与应用 第7篇

成像测井技术是一种三维的技术应用。在美国起源并且逐渐发展成为当今最为流行的测井技术。这种测井技术通过一些列的井下活动, 通过适当的测量手段。运用相关技术沿着井壁进行全方位的扫描, 最终取得三百六十度的井下全方位的图像, 然后将图像的二维信息经过一系列处理成为三维信息。更加直观和形象的表现出整个井下的数据图像。

相比较而言, 传统的测井技术, 一般测试情况只能观察井眼周围单一图像。只适合于简单的均质地层。而在实际上, 地层并不是单一均质的。大部分井壁都是非单一均质的, 都有曲线和过渡。利用成像测井技术, 它能够获取井下地层的信息和相关井眼周围二维信息, 能够发现更加隐蔽、更加复杂的图像信息, 能够有效的解决相应的井层信息。

1 目前常用的井下测井技术

1.1 电成像测井技术

在构成上, 一般电成像测井技术上包括地层电阻率扫描成像测井技术、阵列传感成像测井技术和方位传感测井技术等三个方面。

地层电阻率扫描技术是电成像测井技术中重要的一种技术, 当地层电阻率扫描技术开始工作时, 主要是运用多个电极板安装小电极, 利用小电极和井壁相互接触的瞬间, 来实现信息的记录。电极和岩石的触碰就会影响电极板上的电流传输, 电流的变化会影响电阻率的变化, 形成井壁成像。

阵列感应成像测井仪是在上个世纪四十年代美国科学家提出来的, 是在近些年提出的几何因子理论的基础上形成的。阵列感应成像测试仪器, 采用适当间距和线圈进行聚焦。使得电流能够在限定的范围内发生作用, 实现整个技术系统的正确测试。

方位成像测井技术是一种新型的测井技术。其具有12个电极, 每个电极向外张开角度为三十度, 12个电极覆盖了井周围的三百六十度方位范围内的地层, 这样就能够很容易的检测出十二个方向的定向电阻率。并通过电阻率信息得到井下成像。

1.2 超声波成像测井技术

超声波成像测井技术仪器是利用超声波的传导活动实现整体的扫描, 并对超声波信号进行回波信号测试。经过测量得到的相关数据信息和图像信息进行一系列的处理, 从而展示整个三百六十度的立体成像。

成像能够很准确的进行岩石剖析研究和相关地质情况探究, 并通过这些信息来进行评价工程。概括起来超声波成像测井技术的作用如下:

(1) 360度的高层次全方位立体探究式测量和相应的几何形状推算, 可以很准确的实现引力方向测试。

(2) 探测崩裂和相关井眼坍塌评价实施。

(3) 实现地下水层和岩石层的厚度测试。

(4) 进行地下岩石层的对比试验和相关比较实验。

(5) 检查地下管道腐蚀和地下水层受污染的程度。

2 现阶段的成像测井技术应用情况

成像测井技术一般来讲比传统的测井仪器更能够发现解决更多的地质问题。在岩性识别、裂缝分析和应力分析等方面具有明显的优势, 在油田的勘探和开发过程中发挥着巨大的作用。

2.1 对岩石性质的识别方面

在研究岩石性质的过程中, 相关工作人员一般习惯采用钻井的方法手段。但这种传统的手段一方面成本投入过大, 另一方面还容易破坏地表结构, 破坏岩石的固有结构。也就使得采集出来的岩石样本不能很好的服务于工业需求。但是利用成像测井技术就不同了, 能够通过极小的代价获取井下情况还有岩石构成情况, 在成像过程中很容易分辨出泥浆和砂砾等不同的岩性。

2.2 在裂缝系统分析方面

在岩石的形成过程中, 由于不同方式和角度上、横向纵向不同的压力, 岩石很容易形成裂缝。岩石的裂缝出现在岩石的外部或者内部, 经常会发生在地层脆弱的地层之中。经常会影响地层发育。新型的地理成像测井系统能够很有效的分析岩石的岩性, 通过一定的公式计算和实际考量, 计算出更加准确和清晰的岩石特性, 使相关利用方式变得更加准确, 更加具体。

2.3 在地应力感知分析方面

对于现代岩石发展里程来讲, 研究了解现代岩石结构的性能和地应力情况, 对于岩石的大规模利用是非常重要的, 在岩石利用过程中, 无论是开采还是运用建筑, 都需要对岩石性质进行更加深层的了解。比如在开采过程中, 如果不能很好地研究岩石性质, 就极有可能出现井眼坍塌的现象, 如果张力超过一定的强度, 就会在地层中产生一定的裂缝。

3 成像测井技术的应用发展前景

石油成像测井技术建立在新的方法和新的技术水平之上, 与此同时, 计算机和科学仪器的快速发展也为成像系统的未来发展创造了更加广泛的应用前景。在未来的日子里, 测井仪器将向着综合化、网络化的方向发展, 不仅能够满足多种功能作业的需求, 还能实现测井数据的共享和控制。

4 结语

综上所述, 成像测井技术不仅在一定程度上拓宽了应用范围, 也在测试方法上和测试质量上解决了传统测试的精确性和普适性。在西部地区和沙漠地区, 油气资源极其复杂, 成像技术更具有发挥的场所, 对于十分隐蔽和复杂的地层特点, 成像测井技术具有十分可观的应用前景。然而随着相关遥感技术的进一步快速发展, 与之相关并且与之相通的成像技术也不断被研制出来。

参考文献

[1]袁子龙, 陈曦, 张洪江, 电成像测井资料在砂砾岩油气藏岩性识别中的应用[J]科学技术与工程, 2012 (04) :11-18

成像测井资料 第8篇

1裂缝参数类型

裂缝参数主要包括:类型、长度、开度、条数、线/面密度、面缝率 (原始和有效) 、充填程度 (充填率) 、产状等。本次对X地区目的层裂缝进行描述, 其主要类型为构造缝, 溶蚀缝少量。裂缝长度指通过岩心、测井资料所看到的视长度, 宽度指缝面垂直距离, 线密度指裂缝条数和统计裂缝长度之比。面缝率指裂缝表面积与统计岩心表面积的比值, 有效面缝率指的是未被充填裂缝的表面积与岩心表面积之比。充填程度 (充填率) 指的是裂缝充填部分表面积与统计的之比, 也就是原始面缝率和有效面缝率之差。

2统计方法

岩心资料统计裂缝时, 相关裂缝参数可直接看到, 裂缝开度可借用放大镜进行读取, 目前常使用网格法对面缝率进行统计。具体操作方法为将具有刻度的透明纸覆盖在岩心的表面, 然后对裂缝纵、横向具体长度进行读取, 如图1, 一般情况下按照每间隔1cm读取一个数值, 然后在用其和值与总裂缝长度相比, 从而定量得到裂缝面缝率。

很显然, 岩心观察裂缝具有一定的局限性, 它可以清楚的看到裂缝的发育情况, 但其代表性不强, 实际操作中往往需要借用测井资料 (常规或成像) 进行读取, 而成像测井资料最形象。成像测井主要测量地层的微电阻率, 并将测量的微电阻率进行校正和处理, 得到直观的裂缝图像。成像测井图的宽度的实际长度代表井壁周长, 在成像测井图上可识别岩性、层理、构造、沉积、裂缝、孔洞等地质信息。因此, 基于成像测井图采用网格法对未取芯井段裂缝进行统计, 是可靠的方法。当然成像测井资料本身受诸多因素的控制, 因此需要对所得到的裂缝参数利用岩心刻度, 从而得到更准确的裂缝参数。相应做法为在取心的深度范围内, 将成像测井与岩心的定量统计结果进行对比, 可以得出参数的一个经验差值∆X, 然后用这一数值校正该井未取芯段的裂缝参数。

式中:∆X为单井某参数的经验差值;Xq为取芯深度内岩芯上的参数统计值;XFq为取芯深度内成像测井上的参数统计值;XW为未取芯段的参数统计值。

具体的识别过程中, 往往需要使用成像测井的动态图像。裂缝参数如倾角、倾向、视长度等参数, 成像测井上可以准确识别, 不需要校正, 而裂缝条数、张开度、面缝率则需要岩芯统计结果的校正。此方法对单井目的层的全部深度范围内的裂缝参数统计, 有较好的效果。另外, 由于在成像测井图像上对有效缝的识别, 仍难以达到较好的准确度, 因此, 不对成像测井资料的有效面缝率进行统计, 只统计原始面缝率。

3应用实例

采用上述方法, 对X地区各单井的岩芯、成像测井的裂缝特征参数进行了定量统计, 并建立了数据库。研究认为, X地区裂缝类型以构造裂缝为主, 局部可见溶蚀缝。裂缝倾角主要为高角度缝或垂直缝, 可见网状缝。裂缝充填物类型多样, 有石膏、硬石膏、方解石、沥青、泥质、硅质等。裂缝视长度多大于50mm, 裂缝张开度大小分布在0.1mm~5mm之间, 集中在1mm~3mm范围内, 占64.18%;各单井裂缝密度分布在1条/m~1.5条/m之间;各单井岩芯上裂缝面缝率差异较大, 分布在0.5%~5%, 但是多数集中在0.5%~3%范围内。

依据统计结果, 对裂缝参数进行平面成图。裂缝密度位于局部构造高点, 密度大;而构造高点的翼部的裂缝张开度相对较大。平面上裂缝参数受构造高低及断裂控制明显, 由断背斜核部向翼部逐渐减小。

摘要：在石油地质条件均有利的条件下, 裂缝发育程度决定了单井产能高低。本文运用刻度放大镜、网格法等手段对岩心、成像测井上的天然裂缝进行准确的定量描述, 应用表明该方法可靠。

关键词：岩心,裂缝,成像测井,定量描述

参考文献

[1]马洪敏, 刘兴礼, 刘瑞林.成像测井裂缝拾取在直井与相应侧钻井中的应用[J].石油天然气学报, 2011, 33 (11) :85-88.

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关于24臂井径成像测井技术的探讨 第9篇

24臂井径成像测井技术是一种现代化

成像技术, 运用了高科技的发明, 用计算机的图像处理技术使数据或图像可以在屏幕上显现。24臂井径成像测井技术提高了工作度量的准确度, 可以根据我们开采石油的需要, 不断地去完善已成的图像技术, 最大限度保持无误。它能够利用图像信息对油层的结构特征, 分布情况等进行反应, 减少人员在工作过程中的难度和失误。

(2) 24臂井径成像仪器的工作原理

(1) 24臂井径成像仪器共有24个机械探测臂, 每一个臂上都和一个位移传感器相连接, 它很平均的分布在其一周。当它开始工作时, 对要求进行测量, 每一个独立的臂就会通过一定的机械系统传递给位移传感器, 在经过层层传递, 整理信号, 转变电压等等, 传输给地面传输系统, 再有它转换。

成像处理器会根据仪器的自身特点是, 使成像算法对内壁的形状大体一致, 通过机器就可以得到最接近真实情况的数据, 和测量比起来可以更好的反映它的变化。

(2) 24臂井径成像仪器在工作时有机械和电器两部分组成。包括单片机电路, 信号传输, 电路, 电源, 井温, 斜度等。

(3) 需要注意的是揽头电压电路测量的是揽头的供电电压值, 只能为地面提供参照而已, 不可毫无顾忌的照用。电压选择电路时, 要按照它规定的幅度不可高或低, 会扰乱正常的工作。

(4) 井径电路是由位移传感器, 信号放大电路, 机械探测臂, 滤波电路等部分组成的, 在开始工作时要协调好彼此的关系, 确保不会有一方出现安全问题, 否则会影响进度。

二、24臂井径成像测井技术的图像分析

(1) 对几种现象的分析

(1) 正常套管的现象分析

在图像里可以看出套款是不是正常的, 如果是正常的, 那它的曲线复读的变化不会很大, 几乎趋于平稳, 各条曲线与曲线之间是看似平行的, 不会出现短线, 交叉等现象, 而且曲线是比较光滑的, 在处理后不会看到深深浅浅的颜色, 会发现它的颜色很平均。

(2) 缩径与扩径的现象分析

如果底层的压力不正常发生变化, 或套管的质量不合格都会对他造成极大的影响, 会出现上相互所说的缩径或扩径的现象。具体来分, 缩颈是因为地层压力异常, 使得管内经明显缩小的现象。扩径是由于套管的质量比较差, 出现了像地面突出的现象。

(3) 断裂现象的分析

当地质发生变化时, 它的密度过大或其他一些原因都会使地质应力发生变化, 从而引起断裂现象。断裂现象反映到图上就是在环形的曲线里不连续的线, 可能随时会发生改变, 经过处理, 会出现蓝色区域, 就是断裂部分, 可根据实际反映的情况进行修复。

(4) 错段的现象分析

错段现象反应在图上比较明显, 在图上会出现大幅度的跳跃现象, 是一种连续弯曲的状况。而且颜色是近于淡蓝色的。

(5) 腐蚀现象的分析

如果套管发生严重的腐蚀现象就会在图像上看到特别乱的现象, 一般管内比较粗糙, 而且在壁上会留有大量的残物。图像经过处理后, 颜色是明显的不均匀, 比较好区分。

(6) 裂缝的现象分析

用样的可以用仪器测出裂缝的存在。如果图上的曲线部分是向同一个方向跳跃的, 那么只能说明石油裂缝存在了。当图像经过处理后, 可以清楚的看到, 跳跃的部分会变色, 是蓝色的圆点。

三、24臂井径成像测井技术施工条件

(1) 在开始测试之前必须要通井, 去除内壁的污染物, 防止有铁屑或稠油等物质, 刮管处理是很有必要的。准确的检查仪器, 保证没有问题是工作进行的前提。可以避免因仪器问题而耽误进程。

(2) 接下来就是要请专业人员要认真的分析数据, 从这些数据出寻找有力的信息, 为了清楚明白, 我们一般都选择其中的一部分曲线出图。这样既可很快的达到目的, 有提高了效率。

(3) 当我们得到曲线图时, 就可以根据测量的曲线进行检测, 也可以根据实际的曲线进行调整, 最好达到最佳状态。

(4) 准备工作需要细心耐心。一切准备好后, 我们就步入最关键的时刻。开始测量我们想要的数据。在突出我们可以看到它的椭变率, 椭圆短轴, 椭圆长轴和剖面图等。在就可以根据自己的需要进行了。

(5) 运用软件对24臂井径成像进行处理分析, 其中集合了众多人的聪明智慧, 他将测井技术很好的和现代科技结合在了一块, 更加方便迅速的使我们了解井下的的情况。

四、24臂井径成像测井技术的优点

(1) 24臂井径成像测井技术包括了编辑, 对数据进行合并, 接受检验, 等多项任务, 所以说功能比较齐全强大。

(2) 对待准备的数据, 它主要有解编, 导出的功能, 并且可以转化原始的测井数据, 使他转化为可用的格式。

(3) 具有深度矫正的功能, 在测井的过程中, 如果发现了各种仪器所导致的失误, 或者是操作不当所带来的麻烦, 就会引起张力的不同。在实际的操作过程中, 会记录下偏差, 直接运用曲线进行数据处理, 可能会得出错误的结果。因此必须对其进行校正。

(4) 计算机算出的准确度高, 避免了测量的不准确或计算错误的问题, 直接提高了工作效率, 使其得到了更好的发挥。

结语

虽然时代在不断地进步, 科学为石油的发展提供了很多方便, 但是这依旧是一项非常枯燥的工作, 今天石油在我们的生活中已不可缺少。通过深入的了解发现, 目前我国的石油开采量很大, 随之而来也出现了一些问题, 为了解决难题, 很多人都在付出。技术人员在其中有着功不可没的作用。我们期待技术的不断创新, 可以帮助技术人员解脱枯燥的编程等束缚, 可以更加轻松地投入到开创性的工作中来, 也希望在不断的发展中, 克服种种困难, 最终石油事业会迎来一个全新的大跨越。

摘要：多臂井径成像测井技术在石油开发过程中的应用很广泛。随着我国石油事业的蒸蒸日上, 开发力度也在不断增大。然而自从很多油田投入开发以来, 长期使用, 套管局部发生了明显的变化, 例如压力异常, 很容易产生弯曲现象、变形, 或错断, 这些不良现象严重影响了油田水井的正常工作, 大大降低了效率。为了改善这种不良的状况, 特将多臂井径成像测井技术用于生产中。本论文就以24臂井径成像仪器为例, 介绍了关于利用它测井技术的原理、图像分析及它所需要的施工条件和优点。

关键词：多臂井径成像测井技术,原理,作用

参考文献

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