Petrophysics 2021年第1期论文摘要翻译
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教程:从泥浆录井最大化价值-确定净采收率的综合方法
Tutorial: Maximizing Value From Mudlogs–Integrated Approach to Determine Net Pay
在当前的商业环境下，作业者在努力保持钻井作业安全性的同时也越来越多地努力降低测井的费用。由于分析信息的价值以及相对较低的成本，在石油行业低迷时期，泥浆录井记录已取得了巨大的成功。有关钻井过程中井眼的岩性和流体含量的信息对于钻井优化和定性岩石物理评估很重要。在传统测井分析难以实现的低渗透油藏中，本教程进一步量化了泥页岩的净产层和储量。将描述基于特征化的气体测量系统来估计泥浆中的气体并获得每体积岩石所获得的气体总体积的方法。讨论了基于泥浆气体系统的机械操作参数（泥浆流入瓦斯抽出器的机械操作参数），从瓦斯抽出器中抽出的气体样品的吸气率，再循环气体以及估计的瓦斯抽出效率来进行的校正。应用这些校正可以得到归一化的整体气体积和气油比(GOR)， GOR通过电缆测井和PVT样品的岩石物理评价进行校正。最后，使用散装烃体积与渗透率之间的相关性来估算体积。所提供的案例研究表明，校准的测井记录可用于定量评估在高角度/水平井中输送电缆测井数据可能具有挑战性的碳氢化合物的总体积。根据泥浆测井解释计算出的产层标志可以用来指导完井决策。另外，从泥浆测井得到的GOR估算值可用于深水开发井中的流体分类和优化流体采样程序。呈现的结果清楚地表明，录井记录可以提供连续，实时和定量的岩石物理评估。【译者：朱林奇（中国科学院深海科学与工程研究所）】
基于DFA测量的横向流体梯度分析和地质时间段内储层流体混合过程的模拟
Analysis of Lateral Fluid Gradients From DFA Measurements and Simulation of Reservoir Fluid Mixing Processes Over Geologic Time
井下流体分析（DFA）是储层流体地球动力学（RFG）的支柱之一。 DFA测量可提供垂直和横向流体梯度数据。这些梯度，尤其是从精确的光密度（OD）测量得出的沥青质梯度，在热力学分析中是评估平衡水平和确定RFG过程的关键。最近，使用DFA和来自挪威北海一个油田的实验室数据进行了RFG研究。流体OD梯度显示大部分储层中沥青质处于平衡状态，横向变化为20%。这揭示了连接性，表明了与三年的生产数据相冲突。偏离沥青质平衡曲线的两个离群值表示孤立的部分，每个在东，西两侧。它们的沥青质分数相差六倍。这种差异表明，不同的充注流体进入储层，平衡的沥青质是充注后混合过程的结果。同时，储层中存在不同的气-油接触（GOC），表明存在侧向溶解气梯度。地球化学分析显示，在所有流体样品中，包括从两个独立的断面中提取的样品，其具有相同程度的轻度生物降解。这意味着生物降解的石油泄漏到整个油藏，很少或根本没有油藏内的生物降解。此外，在充注后的不同时间，沥青质的横向梯度得以保留。最初，它的沥青质含量仅为六分之一，而如今则为20％。这个独特的数据集提供了宝贵的约束条件，以模拟当今的储层流体充注后混合过程，旨在调查影响连通储层地质时间中侧向成分梯度演变的因素。在充满横向密度梯度的含油储层中，在地质时间内进行了数值模拟，模拟了在上述油田中测得的油气比（GOR）和沥青质的横向组成梯度。仿真表明，这种横向梯度会产生横向压差，并导致形成对流单元的逆流流体。在具有实际纵横比的储层中，这种流体流动并不迅速，并且在中等地质时期可以部分保留横向梯度。另外，模拟中还考虑了扩散。用两个产生细微的横向GOR和密度梯度的GOC初始化了储层模型。储层模型由两个产生轻微横向GOR和密度梯度的GOC初始化。模拟的混合过程将气体从高GOR区输送到低GOR区，减小了GOC差异。但溶液气体的输运通量较小。因此，我们得出结论，GOR和沥青质横向梯度可以在中等地质时期持续存在，这与现场观察相一致。【译者：朱林奇（中国科学院深海科学与工程研究所）】
Marcellus页岩弱层理面确凿证据和对应的井壁失稳缓解措施
Conclusive Proof of Weak Bedding Planes in the Marcellus Shale and Proposed Mitigation Strategies
在Marcellus页岩地区曾发生井壁失稳，特别是在该区块越来越普遍的复杂水平分支井中尤为棘手。通常情况下，在钻进这些超长水平段分支井时，井壁失稳很少发生; 问题更可能出现在钻至目的深度之后的起钻阶段。起钻后最常见的井壁不稳定现象是井眼缩径、封隔和卡钻，并常常伴有大量的崩落。这些问题往往随着时间的推移而恶化，表明破坏机理有一定的时间依赖性。为了制定有效的井壁稳定防治策略，必须正确认识井壁破坏机理。前人的研究(Riley et al., 2012; Addis et al., 2016; Kowan and Ong, 2016) 认为，层理面可能在Marcellus页岩的一些钻井问题中发挥了作用。本文的案例利用Marcellus页岩中利用随钻测井(LWD)成像工具捕获了超过1000英尺的各向异性破坏的图像，获得了沿水平井段弱层理面破坏的决定性证据。该图像不仅提供了Marcellus页岩中软弱层理面的存在和破坏的证据，而且还用于验证了该地区现有的地质力学模型。该模型基于一个假设，即页岩的弱层理面是导致多分支井起钻困难的原因，验证这个模型使作业者对利用此模型开发相应的缓解策略更有信心。本案例研究首先概述了地质力学模型，包括钻井历史、应力/孔隙压力模型和岩石性质。接下来，展示了成像测井显示各向异性层理面破坏的一些亮点，并将图像与地质力学模型进行了比较。该案例提出了可用于降低软弱面带来的风险缓解策略，并利用此策略将该地区或类似复杂地区的Marcellus页岩分支井钻井不稳定性风险降至最低。【译者：聂昕（长江大学），孙金（中国科学院深海科学与工程研究所）】
油基泥浆裂缝充填物的介电成像识别
Identifying Fracture-Filling Material in Oil-Based Mud with Dielectric Borehole Imaging
天然裂缝在常规和非常规油气藏的许多油气区块中都占有重要地位。在勘探和开发方案中，特定的裂缝性质（如方向和密度）非常重要。但是，更关键的是它们的内部结构：裂缝是开启给流体流动还是充满矿物质？井眼微电阻率成像工具被广泛用于确定这些裂缝特征。在使用水基泥浆钻井的井中，开启裂缝填充有导电钻孔流体，从而能够区分开启、饱含水裂缝与阻性、矿物填充裂缝和围岩。然而，今天许多油井是用油基泥浆钻井的。在这种情况下，矿物填充裂缝和油基泥浆填充裂缝具有同样高的电阻率，仅使用电阻率图像无法直接区分。最新一代的油基泥浆微电阻率成像仪在兆赫兹频率范围内运行，通过非导电泥浆柱以电容方式辐射电流，并提供逼真的井眼图像。电导率和介电常数分量构成了测量信号，从中反演了按钮间距、地层电阻率和介电常数。我们的实例显示了高电阻率、高角度裂缝的电阻率图像及其方向和密度。隔离图像确定泥浆柱是否穿透裂缝平面，与周围的岩石相比，显示出明显较高的隔离距离。如果隔离在裂缝平面中显得很高，则分类为对流体开启的裂缝。然而，这些裂缝是否真的完全扩张和打开，或者它们是否充满了不同的物质？它们是否部分被方解石矿化-部分张开，充满了泥浆？为了进一步确定裂缝填充和流体流动敏感性，新的工作流程采用了相对介电常数的物质依赖性。相对介电常数根据电阻率和频率在电阻率图像上逐个像素估算。估算公式是基于几百个不同流体饱和度和盐度的岩芯塞的实验室测量结果。生成的井眼图像可以区分研究范围内的物质，其中低值对应于裸露裂缝平面中的以泥浆为主的油，中值对应于成岩矿物，而高值则与泥岩和其他富含粘土的岩石有关。填充有低介电常数和中介电常数的斑块的断裂面被分类为部分开启。【译者：朱林奇（中国科学院深海科学与工程研究所）】
面向二氧化碳和其它活性组分的新型地层测试器取样流程
Innovative Formation Tester Sampling Procedures for Carbon Dioxide and Other Reactive Components
优化任何裸眼取样流程必须回答三个问题，在哪取样，何时取样，以及如何取样。为解决资源评估和生产项目提出的关键问题，必须从正确的位置获取样本。样本必须在适当的时间获得，以尽量减少污染并有效地利用钻井时间。取样方式必须为实验室提供最具代表性的地下储层流体。
二氧化碳是油气藏中常见的一种腐蚀性的酸性气体成分。生产含二氧化碳的油藏流体需要特殊且相对昂贵的完井和生产设备。在运输石油之前，必须将石油中的二氧化碳清除干净。二氧化碳可能会导致无机和有机成分比例方面的流动安全问题，因此需要采取昂贵的减量措施。准确判定CO2清除费用需要准确估计储层流体中的二氧化碳浓度。
由于以往在地层测试器取样和二氧化碳方面未监测，新的地层测试器二氧化碳分析技术可对其进行详细的检测，具体地说，二氧化碳可以以可逆的方式与钻井液滤液的腐蚀性组分结合，或者以不可逆的方式被腐蚀性组分消耗。对可逆反应的监测已得到验证，但也存在一个问题，即对于可能消耗二氧化碳的不同化学反应，裸眼取样样品可能会大大低估储层流体中的二氧化碳含量。适用于现有地层测试基础设施的新的取样流程通过确定储层流体中准确的二氧化碳含量来改进取样问题。新的取样流程对二氧化碳监测技术进行了验证，但并不严格依赖于此。此外，本文提出的取样流程适用于所有活性石油组分（如硫化氢）的监测。【译者：姜艳娇（东北石油大学）】
利用NMR，电阻率和压力数据进行地层评估：以西非近海碳酸盐岩油田为例
Formation Evaluation With NMR, Resistivity, and Pressure Data: A Case Study of a Carbonate Oil Field Offshore West Africa1
在本文中，我们研究了西非近海高产油田中的流体解释技术。选择了一个无源测井程序，该程序由随钻测井（LWD）核磁共振（NMR），电阻率和地层测试仪组成，以在6.5英寸的井眼中记录储层剖面。这项研究的目的是通过这些有限的指标来回答与资产评估和开发有关的问题。可用的核心数据是孔隙度，渗透率，水盐度，Archie m和n以及Dean-Stark Sw。岩心与核磁共振测井的对比表明，核磁共振总离散度不可改变空间烃的影响。我们使用一种称为因子分析的统计方法从T2分布中反卷积出独立的流体模态，并选择T2终止值。以此截止值计算的NMR束缚水饱和度（Swirr）与Dean-Stark Sw一致。利用Archie方程和实验室实测参数计算了连续Sw，并在过渡带上方的Dean-Stark Sw上进行了验证。Timur-Coates模型被用于对渗透率进行评估。是通过压力梯度确定自由水位（FWL）。发现少量饱和度解释剖面主要受岩石结构非均质性的控制。优质和劣质岩石的存在并已被测井的FWL变得越来越困难。基于无源测井解释得到的FWL与压力梯度法得到的初始FWL是一致的。第二个应用是射孔设计。选择孔隙度高，流动水量小的区域进行射孔，并与FWL保持安全距离。因此，所有生产井的含水率均为零。【译者：朱林奇（中国科学院深海科学与工程研究所）】
深挖潜在信息：一种基于双超声高分辨率的随钻声波慢度和成像测井技术
Revealing Hidden Information: High-Resolution Logging-While-Drilling Slowness Measurements and Imaging Using Advanced Dual Ultrasonic Technology
本文研制了一种基于高频发射接收和脉冲回波技术的新型随钻声波测井仪器，该仪器可以进行传统声波测井无法实现的高分辨率慢度和反射成像的采集。在复杂层状介质中，通常使用声波仪器来测量地层的弹性特性。根据测量间距，声波仪器可以获取接收器阵列测量长度为2英尺或更长尺寸下的声波慢度。类似的仪器设计使得处理结果具有相似的垂直分辨率，然而，这会掩盖了在更小尺度上的任意一分层介质的真实慢度。如果该层介质的弹性波特性与周围岩石显著不同，就可以在井筒稳定性和水力压裂中发挥重要作用，但基于现有常规声波测量的地质力学模型可能未考虑该种情况。
传统的声波仪器在0.1- 20kHz的频率范围内工作，可以提供大约1英尺或更深探测深度的地层慢度信息，这对于研究远场慢度是可行的，但在构造应力导致方位慢度显著变化的近井区域的评估非常具有挑战性。这种应力引起的慢度变化非常重要，因为它也是井眼地质力学的关键驱动力。此外，在薄互层中，由于分层的原因慢度会有明显的方位变化，而传统声波仪器由于工作频率的原因往往无法解决这个问题。最后，在水平井中，由于常规声波工具的探测深度通常会同时测量到多个分层的慢度，这对于数据解释可能会造成较大的挑战。
为了应对这些挑战，需要一种全新的设计方法。新型发射-接收技术在主频250kHz的宽频率范围内运行，而且包含2英寸接收间距的接收器阵列。双超声技术的使用，可以测量到高分辨率不同方位下的慢度、反射成像和井径成像。该新型随钻仪器在垂直井和水平井中都进行了测量，并与电缆声波和成像仪器进行了对比，获取到的英寸级的慢度与成像结果显示的地层岩性和构造有明显相关的特征。传统仪器由于相对较低的垂直分辨率，这些特征在所测数据中是完全不存在的。该仪器的慢度成像更精确地反映了地层弹性波的性质，并显示了倾角和岩性变化，这与脉冲回波成像的数据是互补的。本文还讨论了测量的物理特性，以及测量近井眼慢度、弹性波特性和应力变化的能力。此外，利用电缆偶极子横波各向异性处理方法，对比讨论了应力诱发、近井特征对慢度成像和脉冲回波成像的影响。【译者：许松（中国石油大学（华东））】
利用多井电磁三维反演数据绘制复杂侵入体
Mapping Complex Injectite Bodies With Multiwell Electromagnetic 3D Inversion Data
随钻超深电阻率资料的电磁反演处理已从一维发展到三维。这些发展有助于增强成像结果的地质复杂度，并提供附加的储层信息。随钻超深电磁系统的大探测深度也意味着远边界可能无法被随钻系列中的其他探测器检测到，因此很难验证结果。由于反演结果只是地下电阻率分布模型，而不是直接观测到的真实地层，所以反演结果的高置信度是很重要的。在数据非常吻合度情况下，直接比较随钻超深电磁的观测分量数据和多频反演得到的模型分量数据是可信的。然而，由于测量的灵敏度随距离的增加而降低，导致结果可能出现非唯一性，从而生成不现实的地质模型。因此需要对模型做独立验证来提高置信度。
本文详细展示了一个砂体分布较复杂的注水油藏中三口井的结果。一维反演结果显示了砂体的垂向分布，但有时会因为横向电阻率的变化而失真。数据的三维反演则允许横向电阻率的变化，通过与方位电阻率图像的直接比较可以证实这些结果。此外，所有的侧钻均源自同一主孔，最初在含有主要注砂体的地层中保持小井间距。其中两口井的三维反演结果重叠，反映了形状相似的构造，表明三维反演的模型有可信度。对于复杂地质体，如在本文所采用的侵入地层中，储层的分布会导致模型出现显著的横向变化，而一维反演无法捕捉到这种变化。通过三维反演来明确这些构造的形状及其潜在的连通性，可以大大提高我们对储层的了解，这对完井设计至关重要。【译者：方思南（长江大学）】
用于确定渗透率和相关不确定性的双重神经网络结构
Dual Neural Network Architecture for Determining Permeability and Associated Uncertainty
渗透率的计算是评价和优化油气产量的储层模型中的一个关键参数，对储层描述具有重要意义。渗透率通常是通过电缆测井测量的近井地层属性来预测的。这些模型包括斯伦贝谢-Doll研究（SDR）渗透率和使用核磁共振（NMR）测量的Timur-Coates渗透率模型(使用核磁共振(NMR)测量)、K-lambda(使用矿物学)以及其他变量，均取得了一定的成功。除了渗透率之外，不确定性的确定，包括认识（模型）和经验（数据），对于解释储层模型预测中的变化也很重要。在本文中，我们展示了一个新的双深度神经网络框架，包括贝叶斯神经网络（BNN）和人工神经网络（ANN），用于确定准确的渗透率值以及相关的不确定性。
深度学习技术已被证明对回归问题是有效的，但量化预测的不确定性，并将其分为认知和任意分数仍然被认为是具有挑战性的。对于岩石物理解释结果来说，这一点尤为重要，因为这些算法需要有能力将来自新地质地层的数据标记为模型没有经过训练的“非分布”数据，并赋予它们更高的不确定性。此外，模型输出需要对特征空间中由于工程和地质原因而产生的异方差任意噪声敏感。减少这些不确定性是设计智能测井工具和应用程序(如自动测井解释)的关键。
在本文中，我们使用NMR和矿物学数据训练BNN，以确定相关的认知不确定性和渗透率，这是通过使用变分推断确定网络的后部重量分布而获得的。这为我们提供了区分分布内预测和分布外预测的能力，从而确定了受过训练的模型在新地质构造中的适用性。 BNN预测中的错误被馈送到第二个ANN中，第二个ANN被训练为将预测的不确定性与第一个BNN的错误相关。两个网络都是同时进行训练，因此一起进行优化以估计渗透率和相关的不确定性。机器学习的渗透率模型是在岩心数据库上进行训练的，并且证明了在Ivar Aasen油田的井预测中，与传统的SDR和Timur-Coates渗透率模型相比结果有相当大的改善。我们还通过用附近井的中位数替换测井值并研究均方误差的增加，来证明不同测井测量的信息价值（VOI）。【译者：朱林奇（中国科学院深海科学与工程研究所）】