Petrophysics 2023年第1期论文摘要翻译

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本期摘要【译者：周焱鑫、金日初，校稿：赵培强】

利用油气系统建模和储层流体地球动力学解译神秘的储层性质

Rob Pierpont¹, Kristoffer Birkeland¹, Alexandra Cely², Tao Yang², Li Chen³, Vladislav Achourov³, Soraya S. Betancourt³, Jesus A. Canas³, Julia C. Forsythe³, Andrew E.Pomerantz³, Jing Yang³, Harish Datir³, and Oliver C. Mullins^3*

通过跨学科的大量数据采集，对海上油田的两个相邻储层进行了评估;得出了一些令人惊讶的观察结果。近邻储层生物降解程度不同，但相关标准地球化学标志相互矛盾。出乎意料的是，生物降解程度越高的原油沥青质含量越低，并且该油藏在岩心和上部结构中有一些较重的末端沉积，而不是在油水接触面(OWC)处，特别是在生物降解的情况下。蜡在非生物降解油中似乎是一个问题。这些令人困惑的观察结果，加上不明确的连通性，给油田开发规划带来了不确定性。结合石油系统和储层流体地球动力学的考虑，将观测结果分解为一个单一且一致的地质情景，即储层岩石和流体在地质时期的共同演化。用生物降解填充陷阱的溢出序列会有所帮助解释生物降解和蜡含量的差异。随后，最近的凝析油堆积在一个断块中，并混合在第二个断块的目标油藏中，这解释了C7和C16指标之间生物降解指标的冲突。凝析油与黑油上部结构接触处沥青质的不稳定性和沉积，以及凝析油充注过程中这种接触的运动，解释了岩心重端沉积。此外，这一过程说明了相应油中的沥青质稀释和耗尽。井下流体分析(DFA)沥青质梯度和地震成像地球化学标志的变化澄清了这些储层可能的连通性。地质情景为所有类型的储层数据提供了一个比较基准，并很容易将项目纳入生产问题。随着对相应油藏和开发策略的深入了解，该油田最初明显的难题已经得到解决。

不同类型碳酸盐岩中的渗透率建模

Moustafa R. Dernaika¹, Shehadeh Masalmeh^2, Bashar Mansour¹, Osama Al Jallad³, and Safouh Koronfol

在碳酸盐岩储层中，由于多种地质变量共同影响储层流体流动，渗透率预测往往很困难。多次尝试使用理论和经验方程来从孔隙度中估计渗透率，研究表明，由于固有的非均质性和复杂的孔隙系统，碳酸盐岩渗透率模型令人怀疑的。

对中东七个不同碳酸盐岩储层（主要是白垩纪储层）的1000多个岩心塞进行了研究。通过对取心层段进行仔细筛选，得到具有代表不同性质的岩心柱塞样。实验采集的数据集包括实验室测量的氦气孔隙度、气体渗透率、薄片显微照片和高压汞注入。在薄片显微照片中进行分析了岩石结构，并根据其组分含量分类为粒状、泥状和混合状。特别需要注意成岩作用（主要是压实作用、胶结作用和溶解作用）。

将结构信息绘制在孔隙度-渗透率交汇图中，发现了三簇明显不同的孔隙度-渗透率关系。每一种结构的岩石都存在独特的孔隙度-渗透率趋势，这个趋势由成岩相控制。通过对岩心样品进行详细的结构分析和毛细压力，确定了具有各种趋势的岩石类型。通过在不同岩石类型中评估三种不同的渗透率方程(Kozeny、Winland和Lucia)，可以研究它们在复杂碳酸盐岩储层中的有效性。研究表明，Kozeny和Lucia模型都符合样品的地质性质，并显示出相似的孔隙度-渗透率关系趋势，而Winland模型给出了不同的实验数据斜率。因此，在每个结构中使用不同的RRT模型参数，提高了渗透率的预测效果。

本文提出了一种建立复杂碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率相关性的系统方法。在不同的地质岩石类型中建议模型参数(即FZI, RFN和r35)来估计渗透率。基于本文提出的工作流程，预测渗透率与实测值相比提高到小于2倍。此外，对7个不同储层的数据采用了相同的工作流程，相同的岩石分类方案适用于所有储层。此类工作在文献中并不多见，将有助于提高非均质碳酸盐岩储层渗透率的预测，解决了碳酸盐岩建模中不确定性的一个问题。

基于具有Swin变压器的双编-解码器结构的测井图像裂缝提取

Wenjun Wang^1,2 and Luoyu Zhou^1,2*

成像测井是根据井内地球物理场的观测信息对井壁或井周物体的物性参数进行成像的一种方法。成像测井资料可以确定地层倾角和构造特征，观察裂缝的几何形状和发育程度。现有的目标分割网络方法的性能依赖于大量的数据。然而，测井图像获取成本高，如何从小样本测井图像中有效提取裂缝是一个急需解决的问题。因此，我们使用Swin Transformer开发了一种双编码器-解码器结构，该结构使用具有移位窗口的分层视觉转换器的自注意机制来对远程上下文信息进行建模。它可以克服大多数卷积神经网络库的局限性，即在卷积运算中不能建立长期依赖关系和全局上下文连接的方法。

此外，移位窗口机制大大提高了模型的计算效率，分层结构允许在不同尺度下灵活建模。同时，在相邻结构层之间建立跳跃连接，在通道维度上将高层特征图与低层特征图进行拼接，可以获得更高分辨率的裂缝细节信息，从而提高分割精度。实验结果表明，在较小的测井图像训练集下，该方法优于主流分割网络。提出的方法在测井图像裂缝提取中具有一定的实用性。

科威特首次Hexa-Combo随钻测井：实例研究

Khaled Saleh², Abdulaziz Al-Khudari², Mejbel Saad Al-Azmi², Fahad Barrak Al-Otaibi², Chinmaya Patnaik², Girija Kumar Joshi², Anar Abdulkarim^3*, Ahmet Aki³, Nadir Fahri³, Aniket Sanyal², and Shahrin Sainuddin²

为了进行全面的岩石物理解释和完井设计，Marrat储层侏罗纪地层的生产井段传统上需要多次电缆测井和井眼调整，定向井采用6-in井眼。

随着计划井斜的增加，以最大限度地提高储层暴露和波及效率，由于井下钻具组合(BHA)丢失的风险增加，电缆的部署面临着巨大的挑战。随着时间的推移，随钻测井(LWD)工具已成为资产团队的首选工具，这些工具可以在钻井BHA中运行，也可以在钻至总深度(TD)后的专用刮水器跳闸期间运行。在该应用中使用随钻测井工具还可以减少油井交付时间和成本。

钻6英寸井需要一个全面的测井解决方案，以研究井的储层剖面。将由伽马射线、电阻率、中子孔隙度、方位密度、方位声波和核磁共振（NMR）工具组成的复杂随钻测井管柱部署在机动旋转可控系统（MRSS）底部钻具组合上。此外，还包括一个高分辨率声学成像和卡尺原型工具，该工具设计用于水基泥浆（WBM）和油基泥浆（OBM）。所获得的测井数据用于增强地层评价。根据图像数据进行的裂缝和井眼突破解释在成功的完井设计中发挥了关键作用。

科威特首次成功的进行“hexa-combo”随钻测井，以及成为该国首个在该孔径的OBM中运行的随钻测井超声成像工具，OBM为13.3 ppg，最大井下温度为275°F。

基于数字岩心模拟的深层页岩气藏泊松比影响因素分析

Yuejiao Liu¹, Haitao Wang^1*, Fuqiang Lai^1*, Ruyue Wang², Haijie Zhang³, Xiaoshu Zhang¹, and Fahui Ou¹

深层页岩气藏常规岩石物理实验具有取心困难、成本高、代表性样品不足等特点，难以通过岩石物理实验全面研究关键因素泊松比。本研究以重庆西部大足地区五峰组龙马溪组页岩气藏为研究对象，构建了一个多尺度、多分量的三维数字岩心，定量模拟了储层气体饱和度、矿物组成、分层和裂缝变化对泊松比的影响。岩心实验测量的泊松比、多尺度和多分量数字核心模拟的泊松比和用时间差计算的泊松比之间的绝对误差对纵波和横波进行分析。分析结果表明，泊松比对地层倾角和裂缝倾角敏感。当分层倾角或裂缝倾角接近45°时，泊松比达到最小值。泊松比对方解石的含量比对石英、白云石和黄铁矿的含量更敏感。含气饱和度对泊松比的影响最小。岩心实验测量的泊松比与多尺度和多分量数字岩心模拟的泊松比之间的平均误差为4.920%。岩心实验测得的泊松比与用纵波和横波时差计算的泊松比之间的平均误差为10.968%。

在地质导向工作流程中通过多条测井曲线的联合反演提高遥感钻孔电磁仪器的可探测性

Nazanin Jahani¹, Sergey Alyaev¹, Joaquín Ambía², Kristian Fossum¹, Erich Suter¹, and Carlos Torres-Verdin²

在挪威大陆架上钻井的成本异常高，油气藏储层通常位于空间复杂的岩层中。具有实时地质导向来优化井位对于有效开采此类储层并降低勘探和开发成本至关重要。地质导向通常通过在钻井时基于测井解释的重复地层评估来辅助。因此，可靠、计算高效和稳健的工作流程是成功布井所必需的，这些工作流程可以实时解释测井日志并捕捉不确定性。

我们提出了一种用于地质导向的地层评估工作流程，该工作流程实现了基于集成方法的迭代版本，即集成随机最大似然(LM-EnRML)的近似Levenberg-Marquardt形式。该工作流程联合估计岩石物理和地质模型参数及其不确定性。本文论证了层间含水饱和度、孔隙度、层间边界位置的联合估计，以及层间电阻率和密度的联合推断。参数估计为最大限度地减少同时在不同尺度上的几种测井(即浅层感应核密度和浅层至超深电磁(EM)测井)的模拟和观测测量之间的统计不拟合。

在一个综合算例上进行的数值实验证明，与经典的蒙特卡罗方法相比，基于迭代集合的方法可以在很短的时间内估计多个岩石物理参数，并降低它们的不确定性。超深电磁测量为地质导向提供了最可靠的信息，并且可以在建议的工作流程中进行解释。然而，我们也观察到，当深感电磁测井与浅感核密度测井相结合时，参数的不确定性明显降低。重要的是，不仅在浅层工具附近，而且还扩展到超深EM功能之前的估计质量。我们具体量化了浅层数据如何显著降低钻头前边界位置的不确定性，这对于地质导向决策和储层测绘至关重要。

基于数据挖掘技术的复杂碳酸盐岩储层渗透率计算

Xiongyan Li¹

由于岩性和孔隙类型的复杂性，复杂碳酸盐岩储层的渗透率计算一直是一个难题。为了准确计算复杂碳酸盐岩储层的渗透率，介绍了一种数据挖掘技术。建立了数据挖掘的技术流程，并将其分为七个步骤：数据仓库、数据预处理、储层类型分类、敏感参数选择、分类模型的建立、分类模型评估和分类模型的应用。数据驱动方法可以找到传统储层评价方法无法识别的有效知识，这些知识仍然包含在油气数据中。由于数据驱动方法在获取有效知识的同时可能会获取大量无效知识，因此需要引入领域知识来参与数据挖掘过程。领域知识驱动的方法可以从石油和天然气数据中提取最有价值和最有效的信息。数据驱动和领域知识驱动相结合的方法可以避免细分复杂碳酸盐岩储层的岩性和孔隙类型。因此，基于数据驱动和领域知识驱动的方法相结合，可以准确计算复杂碳酸盐岩储层的渗透率。与以往方法的渗透率计算结果相比，数据挖掘技术的渗透率计算精度提高了18.39%。数据驱动与领域知识驱动相结合，可以解决传统储层评价方法无法克服的难题。此外，它们还可以为储层评价提供新的理论和技术。渗透率计算结果证明了该方法的可行性和正确性。

高凝点油热采注水温度优化算法

Peng Yu^1* and Shengqiang Zhang²

随着常规驱水技术的进步，冷损伤可能在一定程度上影响高凝油井附近。因此，优化高凝油热采参数对油田具有重要意义。本研究建立了井筒流体温度分布的综合模型，并引入f（tD）函数参与地层热阻的计算。沿井筒的温度分布为在不同条件下进行了计算和仿真。结果表明:地表注水温度60.8℃，可以保证所需水温达到目标层，考虑750 m保温管的设计，60.4℃的注水温度可以满足高效开发的需要。最终建立的热采参数优化体系可为同类型油藏的热采设计提供理论参考。

自动测井模式对齐和深度匹配技术:经验回顾和建议

Chinedu Pascal Ezenkwu¹, John Guntoro¹, Andrew Starkey¹, Vahid Vaziri¹, and Maurillio Addario²

测井已经成为油井历史中不同阶段(钻井、完井、生产、弃井)决策的重要组成部分。然而，传统的依赖人工的测井解释方法是业内最常见的做法，这种方法耗时、主观，而且无法识别测井曲线中的细节。以前的研究已经推荐了自动化方法作为解决这些挑战的可选方法。尽管到目前为止取得了进展，但从现有文献中尚不清楚的是，这些自动化方法在多大程度上可以在现实生活场景中免除人类干预。本文介绍了在实际时移测井中不同深度匹配技术的经验回顾，主要关注伽马射线以及这些技术的结果与伽马射线的匹配程度来自人类专家的结果。具体而言，研究了动态时间规整(DTW)、约束时间规整(CDTW)和相关优化规整(COW)的性能。实验还考虑了滤波和归一化对每种技术性能的影响。关于每种技术的结果与参考数据和专家产生的结果的相关性，本研究确定并讨论了其主要挑战，并为未来的研究方向提供了建议。尽管COW技术有其局限性，但正如本文所讨论的，我们的实验表明，在测井模式对准任务中，它比DTW及其变体显示出更大的潜力。这项研究所涉及的工作意义重大，因为识别和讨论这些技术的局限性对于该领域面向解决方案的未来研究至关重要。