Petrophysics 2023年第6期论文摘要翻译
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本期摘要【译者：范佳乐，校稿：郭江峰，单位：中国石油大学（北京）】
一种通用的井筒测井数据格式
Tom Bradley; Simon Austin; David Holbrough; Warren Fernandes; Xuandong Wang; Gleb Dyatlov; Arnt Veenstra
本文提出了一种高性能标准化数据格式，该格式非常适合于井筒测井最终记录数据的管理。因此，它是不同应用之间数据交换的良好标准。该格式适用于复杂的三维数据，包括深方位电阻率（DAR）和超深方位电阻率（UDAR）仪器采集的数据、声波井眼反射图像、垂直地震剖面（VSP）、井眼成像数据、多臂井径测井数据和研究多径向深度的阵列数据。它也适用于随钻测井（LWD）和电缆传输测井仪器。但该格式不适用于存储井眼中每个深度包含一个值的常规测井数据。
提出的格式提供了由井筒测井仪器采集或解释结果中每个数据点的空间细节信息。每个数据点的位置是通过参考探测器的测量点来定义的，从而可以用井眼轨迹和它的坐标参考系统（CRS）表示。空间中的每个数据点可以有无限个参数。例如：水平和垂直电阻率、基于不确定性的最大值、基于不确定性的最小值以及指示与探测深度相关的数据位置的标志。
提出的新格式用途广泛。它适合作为The Open Group旗下OSDU™标准来存储和交换测井仪器测量的所有数据，并且可以扩展到所有井数据（例如，岩心和岩屑等）。
所提出的格式需要一个详细的解释，以便计算机科学家能够实现它在地下储层建模中的应用。为了将其作为标准，OSDU也依赖这个详细的解释。
突破：在钻杆上获得的井完整性测量
Andy Hawthorn; Tonje Winther; Laurent Delabroy; Roger Steinsiek; Ian Leslie; Lynda Memiche; Abe Vereide
石油工业正在面临提高操作效率和安全性的挑战。过去30年里，这一点在随钻测量发展和改进中表现得很明显。然而，到目前为止，他们还没有应用于井的完整性测量，比如套管完整性和水泥评价都是通过部署电缆实现信号采集的。本文将展示可以与现有井作业并行操作的新型钻杆测量仪器的相关结果。比较传统电缆测量仪器和钻杆测量仪器在北海两口井的测量结果表明这些测量结果和解释可以通过钻杆测量获取。事实上，这使得操作效率大大提高，也可以在难以使用或在某些情况下不能使用传统电缆技术进行测井的井况和环境中获取这一重要数据。选择两口采集难度不同的井作为例子，表现在井眼轨迹和泥浆类型不同。这两口井都采用了新的钻杆测量技术和传统的电缆测量技术，进而可以直接比较他们的技术和仪器，为接受新的钻杆测量技术做好铺垫。新的钻杆仪器在井内使用时，可以随时移动钻杆。在旋转钻杆时，安装在钻铤圆周上的超声波换能器的径向分布可以对套管和水泥进行全方位解释。分析采集的数据可以解释套管厚度和评估套管后面环形空间中的材料。此外，该仪器可以实时提供套管接箍位置的信息，并具有调整井下设备（如造斜器、射孔枪和定向切割器）方向的能力。
两口井的例子最终表明，该仪器可以与现有操作同时运行，以最大限度地缩短操作时间，并消除了对专用、独立电缆作业的需求。此外，水泥评价解释与电缆测量技术的结果一致。我们将研究新仪器可用于哪些测量和应用，以及在哪些方面可能有进一步的改进空间。
实验室较高频条件下二维核磁共振在非常规页岩表征中的应用
Z. Harry Xie, Omar Reffell
由于非常规储层孔隙度低、渗透率极低、岩性和流体组分复杂、围观孔隙结构和流体类型复杂，传统的地质结构和岩石物理评价方法面临挑战。在过去几十年里，由于核磁共振技术可以提供有关定量评价岩石物理参数、流体性质和产能的关键储层信息，它在非常规页岩表征中发挥了重要作用。较高频率（例如23MHz）的实验室核磁共振技术，尤其是二维T1-T2谱技术，对于致密岩石样品的非侵入表征至关重要，包括识别干酪根、沥青、重烃或轻烃，以及束缚水或毛细管水。用低频核磁共振建立的传统T2截止值方法不再适用，需要新的技术来分别反映水和烃的推断。碎样分析方法可以很好地评价非常规储层的总孔隙度和含水饱和度，但由于受到蒸发和溶剂的影响，导致评价结果与实际结果不一致。在过去十年里，在石油和天然气行业中，我们见证了高频核磁共振技术的重大发展，它将具有广泛应用的岩石物理、石油工程和地球化学的前沿技术结合起来。综述这些技术进展并得出结论有利于非常规岩心分析项目。本文将总结实验室核磁共振在非常规页岩表征应用中的关键技术进展，包括监测页岩样品中的液体平衡、蒸发和渗析过程，确定页岩中碳氢化合物的活化能，监测页岩样品在液体驱替实验中的变化，以及对干酪根的直接测量。
非常规储层核磁共振T1-T2测井中信噪比的影响及启示
Olabode Ijasan
在不同的测井和处理条件下，通过一个非常规油田多口井采集的数据，我们研究了信噪比对核磁共振T1-T2谱的影响。利用连续移动测量和静态测量得到的核磁共振孔隙度平均误差和标准差来分析信噪比对准确性和精度的影响。
在验证实验中，我们介绍了一种新型半解析拖尾峰（SASP）技术，该技术补偿了由于低信噪比引起的对于不同流体T1-T2弛豫响应过度正则化拖尾效应。通过多口井的现场测量验证了SASP对不同流体类型的除拖尾体积的准确性。利用高质量静态测量原位标定低信噪比移动NMR测量之后，SASP技术明显提高了流体体积预测。
研究表明，在可接受的折中范围内，通过结合具体的采集参数和处理策略来提高信噪比对于非常规储层核磁共振高精度表征是必不可少。
二维核磁共振测量评估复杂矿物和孔隙结构地层流体组分和孔隙体积的新方法
Artur Posenato Garcia, Robert Mallan, Boqin Sun
在复杂岩性、孔隙结构或润湿性地层中，流体组分识别及其饱和度计算面临挑战。通常，流体饱和度评价依赖于电阻率测量。此项技术需要模型标定，耗时和昂贵的同时，仅能区分导电流体和非导电流体。二维核磁共振谱的解释为流体组分识别和流体体积计算提供了可行的替代方案。然而，二维核磁共振传统解释技术依赖于T1-T2或D-T2谱中的截止值。当流体组分弛豫分布重叠时，截止值很难准确应用。为了解决这些问题，我们引入了一种新的工作流程来识别流体组分和估算其体积。
我们发展了一个利用二维高斯分布的叠加来拟合2D核磁共振谱的工作流程。该算法自动确定高斯分布的最佳数量及其相应的特性（即振幅、方差和均值）。接下来，对包含整个测井区间获得的高斯分布参数的数据空间实施聚类技术。每个高斯分布被分配到不同孔隙/流体组分相对应的类别中。然后，我们计算每个深度点对应于每类的高斯分布下的体积。与每类相关的体积直接转化为与每个深度点不同流体组分（例如，重/轻烃、束缚/自由水）相对应的孔隙体积。
本文的重要贡献是，相比于传统流体表征的岩石物理解释技术，引入的工作流程不需要标定工作、自定义截止值或专有数据集。此外，用高斯分布的叠加来拟合2D核磁共振数据提高了具有重叠核磁共振响应的流体组分孔隙体积计算的准确性。使用高斯分布参数作为输入的聚类能够在不使用自定义二维截止值的情况下对不同的流体组分进行深度追踪。最终，聚类的多维特性提供了识别二维T1-T2响应相同的不同流体组分的能力。
在两个具有复杂矿物和孔隙结构的富有机质页岩地层中，利用新方法提高了岩石物理参数评价精度，成功验证了新方法的可靠性和稳定性。
为了支持决策制定GAN对随钻实时成像测井分辨率提升的应用
Willian Andrighetto Trevizan; Candida Menezes de Jesus
在目前优先考虑操作的灵活性和最优性的项目管理场景中，与传统的电缆测井相比，随钻测井已经获得了市场。理论上，在钻井过程中获得高质量的岩石物理特性可以提高完井决策的制定及充分利用运营费用。然而，至于井眼成像测井，由于其传输能力的限制，实时有价值的数据只包含约50%的全方位信息（对于电阻率成像而言），不足以识别能够影响生产层和注入层间的连通情况以及胶结质量的关键地质结构，如裂缝、溶洞和地质力学塌陷带。具有完整信息的仪器存储数据可能需要在钻井结束后几天才能由服务公司交付，这将在某种程度上影响快速做出完井决策。
本文我们考察了基于实时数据输入的生成对抗神经网络（GANs）模型重构完整存储数据。与传统的GAN方案一样，训练生成器来接收实时输入并创建“类似存储”的图像，同时训练鉴别器来区分真实图像和伪图像。为了规范训练的收敛性，我们使用了著名的CycleGAN结构，同时训练另一组生成器-鉴别器对进行反向过程，重新创建实时数据。
利用训练过程和数据集的变化来生成不同的CycleGAN模型。使用Buzios油田盐下储层的测井曲线进行训练，在训练过程中评价了测井间隔对算法的性能影响。到目前为止，所取得的结果非常可观，因为在确定间隔时，该模型能够捕捉到裂缝和溶洞的存在。
这种方法规避了远传输的限制，即当人工智能（AI）算法学习油田或储层的主要特征时，将丢失的信息间接添加到实时数据中。因此，油田之前的数据可持续用于优化未来的作业，有效地将可用数据库纳入岩石物理学家的工作流程，以便实时识别地质和地质力学结构，从而支持完井作业决策的制定。
用于碳氧分析和三相饱和度监测的新型脉冲中子能谱仪的开发和基本性能比较
Ian McGlynn; Toyli Anniyev; Feyzi Inanc; David Chace; Alexandr Kotov; Emmanuel Soans; Ardi Batubara
目前已经开发了一种新的小型多探测器脉冲中子电缆测井仪用于裸眼井或套管井地层评价饱和度分析和时延监测。该仪器具有较高能量的中子源输出和较高的谱分辨率伽马射线探测器，可以降低不确定性并提高测井速度。新型的可编辑数字电子设备提供了一系列针对特定地层评估目标进行优化的采集模式。
中子由高输出脉冲中子发生器产生，该发生器径向向外传播，穿过井眼、完井材料进入地层。能量通过散射而损失，中子被周围的物质吸收。离散能量的散射和吸收相互作用发出伽马射线，它可以通过三个光谱伽马闪烁探测器中的一个进行测量。通过非弹性散射和中子俘获作用产生的入射伽马射线的能量分布受到材料元素组成的影响。
不受盐度影响的油水饱和度评估从中子诱导的伽马射线非弹性谱的反褶积到构成元素组分开始。然后将物质的碳氧比（C/O）与参考模型进行比较来确定油水的相对饱和度和孔隙填充体积。在脉冲中子捕获（NPC）采集模式中，根据中子捕获截面（sigma）测量值确定盐度相关的油水饱和度评估，将其与使用质量平衡方法获得的地层孔隙流体进行比较。含气饱和度由气敏非弹性（RIN13）和捕获（RATO13）比率确定。将气体比值与参考模型进行比较，以评估流体的相对饱和度，通常区分气水或气油。含气饱和度不限于碳氢化合物组分，也可用于H2、He、CO2、N2和其他非含烃组分的饱和度分析。
还发展了一种结合PNC和C/O同步测量的新型Omni采集模式。这种采集模式在降低多次测井方面提供方便，不需要分开PNC和C/O采集。同步的Omni模式（PNC+C/O）包含了PNC中子俘获sigma、气敏中子捕获和非弹性测量以及C/O非弹性测量，该模式采集专门针对三相饱和分析应用进行了优化，包括碳的捕获、利用以及储存（CCUS）和蒸汽驱时延监测。
通过一个井场示例展示了频谱C/O饱和度分析新技术与传统窗口C/O分析的比较，以及下一代仪器性能与传统仪器性能的比较。还展示了C/O和RIN13测量的多相流体饱和度以及与时延饱和监测的传统解释结果的兼容性。
Breidablikk油田储层油粘度的整体评价——包括泥浆气测井方法
Alexandra Cely; Ingvar Skaa; Tao Yang
Breidablikk是挪威大陆架上的新兴油田，刚刚开始在两个结构中进行23口井的预生产钻井。我们从每个构造的探井中获得了两个储层流体样本，其粘度相对较高，分别为4和8 cP。通过对Breidablikk油田的动态油藏模拟表明，每个方向上粘度的稍微改变都可能导致20%至30%的采油差异。因此，随着钻井活动的进行，用油田中的粘度分布来更新我们的储层模型是非常重要的。目前，我们的模型假设每个结构的储层油粘度是一致的。
本文主要目的是使用多种方法来确定最有效的方法来定性绘制整个油田油粘度图，区分低粘度区域和高粘度区域，对储层油粘度进行全面评估。
因为之前在Cutler等（2022）的工作中已经证明了在钻井时或一定时限内可以估计流体性质，因此，本次由粘度评估用到的数据包括标准泥浆气数据、高级泥浆气数据和岩屑油提取物分析数据。
使用压力/体积/温度（PVT）测量作为基准，对这些方法进行比较。到目前为止，这种方法被认为是获得储层流体性质的最可靠方法，因此，这些测量值可作为研究中参考粘度值。
我们对Breidablikk油田分析结果表明，基于高级泥浆气数据的方法可以进行高粘度和低粘度油品质的分类，使用乙烷/正戊烷比率作为与Breidablikk油藏油粘度相关的最优参数。这两个粘度区域的阈值是从Breidablikk-Grane地区的储层流体数据库中确定的，根据高级泥浆气数据估计的油粘度区域与PVT测量结果非常一致。
使用基于甲烷-丙烷组成的标准泥浆气方法进行的粘度估计表明，该技术无法准确区分Breidablikk油田的低粘度区和高粘度区油井。因此，不建议使用。
进一步分析表明，油基泥浆的使用和高速钻井会显著影响Breidablikk岩屑的品质。因此，传统的地球化学分析方法在岩屑提取物中的应用面临挑战。不建议使用该方法对给定油井的粘度区域进行定性识别。
通过对所有可用技术进行基准测试，我们可以选择一种实时、可靠且经济高效的方法来定性估计Breidablikk储层油粘度。所选择的方法是针对特定油田的，并不适用于其他稠油油田。
总之，在油田开发的早期阶段提供准确的储层油粘度图，对进一步优化钻井目标起着至关重要的作用，并最终提高石油采收率（Halvorsen et al., 2016; Maraj et al., 2021）.
利用地层测试评价泥浆滤液侵入深度及含水饱和度：在深侵致密气砂岩中的应用
Mohamed Bennis; Tarek S.Mohamed; Carlos Torres Verdín; German Merletti; Camilo Gelvez
地层压力/流体测量受到泥浆滤液侵入的影响，可能需要较长的泵送时间才能获得泥浆滤液污染最小的碳氢化合物样本。然而，与其他测井仪器不同，地层测试仪器没有固定的探测深度，这限制了他们泵出泥浆滤液获取原始地层流体（未侵入区）的能力。我们使用自研的岩石物理和流体流动模拟器对泥浆滤液侵入、测井和地层测试器测量进行数值模拟，以估计侵入的径向距离和相应的含水饱和度径向剖面。通过构建多层岩石物理模型来初始化数值模拟。通过常规岩石物理解释获得泥质、孔隙度、含水饱和度、束缚水饱和度和残余油气饱和度的初始值。从实验室测量中获得的流体流动相关的岩石物理性质（渗透率、毛细管压力和相对渗透率）、泥浆性质、岩石矿物成分和原位流体性质。对泥浆滤液侵入过程以及相应的电阻率和核测井进行了数值模拟，以迭代匹配可用测井曲线，并逐层估算地层含水饱和度。接下来利用多相地层测试模拟器模拟了使用双管封隔器地层测试器的实际流体取样操作。最终，通过最小化数值模拟与地层测试器测量的油气穿透时间之间的差异来估计束缚水饱和度。
测试的砂岩储层具有低孔隙度（最高0.14）、低至中等渗透率（最高40 md）和高残余气饱和度（介于0.4和0.5之间）的特点。泥浆滤液深侵是由于长期过平衡暴露在高盐度水基泥浆中（侵入17天，过平衡压力为1800 psi），以及致密砂岩低泥浆滤液储存能力造成的。因此，未侵入地层的位置远远超出电阻率仪器的探测深度，深电阻率低于未侵入地层电阻率。通过对泥浆滤液侵入、测井和地层测试的数值模拟，我们估算了井周含水饱和度的径向和垂向分布。同样，我们量化了油气突破时间，这与6.5小时的井场测量结果相符。估算的侵入半径约为2.5 m，在未侵入区域估计含水饱和度与深电阻率测井估算的含水饱和度相差约为0.13，因此改进了对原位天然气的评价。
地下储气库的盐岩时间尺度蠕变
Talha H.Khan; Michael T. Myers; Lori Hathon; Gabriel C. Unomah
盐岩是一种表现出随时间变形（蠕变）的弹粘塑性材料。盐蠕变行为的实验测量有助于预测地下储气库的长期地质力学行为。以往的蠕变实验主要集中在疏松砂岩的轴向应变上，即，不描述径向应变的蠕变行为的情况下，零横向应变条件下的时间尺度蠕变效应。此外，还没有在盐岩中研究径向应变和轴向应变的时间尺度蠕变。对Spindletop盐样进行了三轴测试和多级三轴测试(MST)，并采用不同的保温时间和应力机制执行对比试验，得到了随时间变化的应变响应(蠕变测试)。从裂纹闭合或一致性、塑性开始到早期晶体表面失效结束，MST显示了在基于不可恢复与可恢复应变比的映射屈服面下的演变变形机制。与疏松砂岩不同，盐岩同时显示出时间和应变幅度尺度。轴向和径向应变数据显示，在低和高偏应力水平下蠕变行为有一个过渡时期。在离屈服面较远的低偏应力下，岩盐仅表现出轴向蠕变响应（一维响应或零横向应变），这表明岩盐存在负膨胀变形或单轴压实。相反，在接近屈服面（二维响应或无约束边界条件）的高偏应力下，盐岩在轴向和径向上显示出相同的应变幅度尺度因子，这表明盐存在正膨胀变形。
显微结构图像显示，在高偏应力下，累积蠕变损伤与位错晶-间滑移的平行面、微裂纹和压实引起的膨胀应变有关。尺度周期被解释为单个区域占主导地位。低偏差和高偏差蠕变应力试验的应变幅度尺度为蠕变响应的本构模型提供了输入，以了解与时间无关的岩盐中应力-应变曲线机械损伤程度，以确保在循环流体注入和消耗过程中实现盐穴的结构完整性。
储层条件下预溶天然气对不同矿化度盐水CO2溶解度的影响
Jie Wang; Christine Ehlig-Economides
盐水中CO2的溶解是三种主要的CO2捕获机制之一，另外两种是构造/地层捕获和矿化。在典型的油藏压力和温度下，CO2可以溶解在淡水/盐水中。它的溶解度取决于压力、温度和盐度。
CO2溶解度研究通常认为盐水或淡水没有任何溶解气。实际情况是，在所有压力和温度条件下，地层水中都可能含有大量的溶解气。例如，油藏中的地层水气水比（GWR）大约为1 scf/stb，深层盐水层的则为5至6 scf/stb。因此，量化盐水矿化度对“活”盐水中CO2溶解度的影响至关重要。正如“活”油是指含有溶解气的油藏一样，我们将“活”盐水定义为含有溶解气体的盐水。相反，“死”盐水是指没有溶解气体的盐水。
在典型的储层条件下进行了两组实验。第一组实验评估了CO2在“活”地层水中的溶解度。第二组实验评估了“活”盐水矿化度的变化如何影响CO2的溶解度。这些实验涉及1）盐水的合成，2）天然气混合物的合成，3）活地层水与天然气混合物复合，并转移到高压和高温压力-体积-温度（PVT）可视化装置中，4）向PVT装置中添加CO2，以及5）PVT装置内的气泡点压力的测定。
结果表明，在储层条件下，在活地层水中CO2溶解度明显小于在“死”地层水中CO2溶解度。此外，盐水矿化度随着活盐水盐度的增加而进一步降低CO2溶解度，从而影响CO2在活地层水中的溶解度。随着活盐水矿化度的增加，当活盐水达到一定溶解度时，能溶解的二氧化碳非常少。了解CO2在活盐水中的溶解对于未来CCUS的评估和执行至关重要。