简介：1前言在油气勘探与开发的各个阶段，地层流体压力和破裂压力梯度的精确评估与预测构成设计过程的最重要的一部分；这些内容包括区域盆地分析和盆地高压带分类、前景认证、分析和提高油气产量的钻井周期。本文在这方面有很多创意，即与钻井安全有联系（用套管和泥浆比重图表提供帮助）——

简介：钻井诱导裂缝在那些过平衡的钻井中经常会被遇到。这些裂缝典型特征是接近垂直，且具有和那些延伸平行于最大地层应力方向的天然裂缝或水力诱导裂缝相同的方向。填充有油基泥浆和地层流体混合液的裂缝的出现会影响井眼附近的电阻率分布。这种电阻率变化将影响现在感应测井仪器的多种组分以及多种探测深度，它们不同程度地依赖于裂缝的走向、长度以及地层电阻率。裂缝也在井眼附近对声学特性产生各向异性，使用交叉偶极声波仪器可有效地探测这种各向异性。借助于先进的反演和建模技术对测得感应数据的分析可允许对裂缝走向、长度的恢复，同样也可得到原状地层的水平和垂直电阻率。对测得的交叉偶极数据的分析可确定裂缝强度和方向，它们可和多分量感应3DEX结果一起来减少解释不确定性并更好地描述裂缝参数。在本文中，讨论了一个源于印度海上的一个应用实例，在那里一个12.25″的直井被过平衡钻探，钻井泥浆采用的是13．2ppg的合成油基泥浆。大量随钻测井和电缆测井数据被采集到，包括：随钻电磁传播电阻率、电缆阵列感应HDIL、多分量感应3DEX以及交叉偶极声波测井XMACElite资料。一些层位上钻井诱导裂缝的存在可基于随钻电阻率和阵列感应电阻率数据的大差异、深浅阵列感应电阻率曲线的分离及多分量测量3DEXHxx和Hyy的不同响应来立即明显地确定。我们设计了一个增强的数据处理程序以便从被压裂层段的地层里得到精确的地层信息。3DEX里多频聚焦Hxx和Hyy分量的差异及方位测量特性的综合解释可靠地提供了裂缝的方位。基于对Hxx和Hyy数据的最小值、最大值和零交叉点的综合分析，成功地实现了裂缝方位的确定。一种交叉偶极声波方位各向异性分析方法也提供了裂缝方向，其结果和由3DEX确定的方位吻

简介：目前已经出现了一些新工具，利用这些工具开发了一种基于区带的强大而系统的勘探方法，可用于评价非常规油气资源。这种方法与油气系统模拟相结合，可以在非常规油气资源区带勘探的早期高效快速识别“甜点”。油气系统模拟可以用于预测页岩地层中油气类型及数量、吸附气含量以及对页岩储层水力压裂增产处理等非常重要的地质力学性质。上述参数图又可以转化为油气生成、滞留和孔隙体积等要素的成功几率图，这些图件可以与诸如进入区块的可能性和揭露目的层所需的钻探深度等非地质因素相结合。这些基于区带的图件都用概率单位表示，因而通过简单的相乘即能获取区带的总体成功几率图，从而圈定甜点的位置。相似的方法也可用于煤层气资源评价。在本文中，我们以北美页岩油和页岩气区带为例，对这种方法进行了详细的说明。这些例子中既有资料丰富的阿拉斯加北坡的页岩区带，又有资料比较少的美国东北部和南部地区的页岩区带，而亚太地区许多含油气盆地更类似于后者。我们以实例说明，基于有限资料的油气系统模拟预测结果，与钻探和生产结果具有很好的一致性。有了基于油气系统的地质资源量评价结果，再加上区带总体风险评估结果，油气公司就可以在非常规资源区带勘探的初期根据存在经济可采油气资源的概率就区块收购做出决策。

简介：本文要介绍致密砂岩气井压裂后动态评价的一种综合方法。这种方法所侧重的是如何评估水力压裂气井的增产效果。它不是依靠单一的评价技术，而是将短期压力恢复测试与利用递减类型曲线的长期生产数据分析结合在一起。文中用20多口致密砂岩气井的实例论证了这种方法的适用性和应用效果。本文的研究成果也证实了对致密砂岩气井进行短期压力恢复测试的作用和价值。

简介：怀俄明西南的大绿河盆地（GGRB）的低渗透率储集层并不是一种连续型的天然气藏的一部分或一种以盆地为中心天然气系统的一部分，它的产能依赖于谜宫式的有利部位的开发。相反，这个盆地的气田出现在常规圈闭中的低渗透率、劣质的储集岩中。我们研究过所有大绿河盆地中的重要气田并且断定它们都出现在常规构造、地层或复合圈闭中。我们通过研究GGRB的几个大气田来说明此情况，并认为从GGRB得到的观测结果为其它盆地中的低渗透率、充气砂岩提供见解。我们提供证据证实该盆地既不是区域性天然气饱和，也不接近束缚水的饱和度，产水既常见又广泛。低渗透率储集层有一些独特的岩性特征，未能全面了解这些特征已经导致了对地下流体分布的错误认识。为了对气田分布的控制因素以及对各单井及油藏动态控制因素做出全面的评价，有必要了解随变化的水饱和度和上覆岩层应力而变化的天然气多相、对气体的有效渗透率的理解。如那些在GGRB已被发现的低渗透率天然气系统，正如一些人主张的那样就油气系统而言不必要做特别的方法变化。我们断定对与那些在GGRB发现的相似的低渗透率天然气系统，应该用一种与常规油气系统相似的和一致的方法来评价。到目前为止，GGRB的资源评价一直假设为一种广泛的、持续型的资源分布。由于未能认识低渗透率储集层的一些基本要素，而导致了对在这些环境中与勘探开发投资决策相关的风险的低估并且很可能过高估计可动用的资源水平。

简介：采用基于地质分析的评价方法，美国地质调查局（USGS）评价认为，得克萨斯州二叠盆地地质区米德兰盆地沃尔夫坎普（Wolfcamp）页岩中的石油技术可采资源量均值为20048桶，天然气技术可采资源量均值为16万亿立方英尺。

简介：页岩气储层岩石物理评价方法包含一些基于矿物分析的工作流程，亦即利用传统核测井、电学与声波测量与先进地球化学测井技术相结合的一些手段。由于这种方法以综合描述矿物学、有机质含量、孔隙体积、流体分布等为目的，它似乎提供了一种最具综合性的非常规气藏岩石物性分析方法。然而，这一方法需要大量输入数据组以及一些关键的模型参数，而人们对这些参数的了解可能并不很好，比如，矿物元素重量百分比端点数据（mineralelementalweightfractionendpoints）。我们预计，由于采用的模型和参数不同，或者由于不能与岩心数据交互验证，经营者与服务公司之间的地化模拟结果会存在差异。而地化模拟的作用须从整个油田范围应用的角度考量，因为人们并不经常收集这类数据。我们讨论在海因斯韦尔气田（得克萨斯州）气井中应用三种解释技术获得的结果，它们与采用粉碎岩样（GRI）方法获取的岩心分析结果作了标定。首先，采用包括标准测井系列和地球化学测井在内的多矿物法的分析结果表明，由两个机构提供的独立岩石物理评价结果与在室内分析得到的岩石物性评价结果彼此不相符。其次，在只有这类测井资料可用的情况下，建议采用电阻率资料并结合两种孔隙度测井资料建立岩石物性模型。这种模型很容易拓展应用到许多有相同测井系列的井中，并可用于水平井。再其次，如果有足够多井的岩心数据，我们可以采用一种聚类分析方法，它能提供适合大区域研究的高质量的资料。我们把每种方法的结果与可用的岩心测量结果进行了对比，并就进一步应用提出了建议。文中还研究了实验室NMR（核磁共振）测量值对描述页岩气藏特征的支撑作用。在“接收时岩心所处状态下”对老岩心进行了实验室NMR测量。岩心的NMR孔隙�

简介：本文介绍了勘探新区默勒和沃灵盆地7个成藏层带风险分析的方法及结果。这些成藏层带代表了不同的深海沉积体系，而且从陆坡上部到盆地底部的整个剖面上均有分布。和典型的新区一样，这两个盆地的钻井资料也很少，其成藏层带模型都是根据地震资料建立的，导致风险评价的定性程度很高，但据此可在这两个盆地中划分低、中、高风险水平的3种成藏层带类型。风险评价的目的有两个，第一是搞清楚各成藏层带内勘探前景较好的储层的厚度分布、结构及净毛比，第二是评价沉积模型的不确定性和现有数据的质量。我们说明了在成藏层带排序过程中，如何评价风险分析对确定有效成藏层带的作用，以及如何通过排序来系统筛选未来的勘探机会。这一研究流程的基础是地质模型的风险分析，因为这种分析是对储层分布、结构以及封盖层等方面的综合地质解释。总之，要对地质模型进行恰当的定性风险评价，其先决条件是认识储层的变化性和沉积特征的范围。成藏层带的风险性由区域风险因素构成，而这些区域风险因素是由区域沉积模型决定的。因资料品质差或资料缺乏而产生的不确定性同样也很重要。把成藏层带风险与因资料缺乏而造成的不确定性区分开，有助于提高决策质量，例如可以在获取勘探区块、购买资料或两者同时进行之间做出选择。

简介：采用总油气系统评价单元的概念和基于网格的连续型（非常规）资源评价方法，评价了得克萨斯州中北部沃思堡盆地密西西比系巴尼特页岩中具有增储潜力的待发现天然气资源量。在本德穹隆-沃思堡盆地，巴尼特-古生界总油气系统的定义包含了作为古生界碳酸盐岩和碎屑岩油气藏主要烃源岩的富含有机质巴尼特页岩的分布区。近些年，巴尼特页岩成藏层带的勘探、技术服务及钻井活动迅猛发展，到2005年底，已完成了大约3500口直井和1000口水平井，其中85％以上的井都是在1999年以后完成的。利用在向水平井完成过渡前直井完井高峰期巴尼特气藏的历史生产数据和地质资料，美国地质调查所对巴尼特页岩气进行了评价。开展评价工作前完成了下列工作：（1）测绘关键的地质与地球化学参数，确定具有增储潜力的评价单元的面积；（2）确定供油气面积（网格大小）的分布和估算每个网格的最终开采量；（3）估算未来的成功率。把连续型巴尼特页岩气藏划分为两个单元并分别进行了评价，得出有增储潜力的待发现天然气资源总量为26．2万亿立方英尺。大纽瓦克东裂缝遮挡连续型巴尼特页岩气评价单元代表着核心产气区域，这里厚层、富含有机质的硅质巴尼特页岩处在生气窗内（Ro≥1．19／6），上覆与下伏均为非渗透的灰岩地层（分别是宾夕法尼亚系马布尔福尔斯灰岩地层和奥陶系韦厄拉灰岩地层），这两套地层在完井期间会限制诱发裂缝的发展，从而最大限度提高天然气开采量。扩展的连续型巴尼特页岩气评价单元的勘探程度比较低，这里巴尼特页岩：（1）位于热生气窗内；（2）层厚大于100英尺（30米）；（3）至少缺少一个非渗透的灰岩遮挡层。大纽瓦克东评价单元内，具有增储潜力的待发现天然气资源量平均值为14．6万亿�

简介：现今油藏复杂性的不断增加要求准确了解地层元素组分和矿物含量,特别是非常规油气藏,定量测量矿物和有机碳含量对资源评价至关重要。岩性扫描成像测井仪器结合非弹性和俘获伽马能谱测量的优点,大幅提高地层元素测量的精度,并能独立地定量确定总有机碳含量（TOC）,使得TOC测井成为现实,

简介：本文介绍了怎样用地层水的^87Sr/^86Sr值评价油气储层的分隔性。岩心样品的锶同位素残余盐分析（SrRSA），提供了一种测量油气层和含水层的地层水^87Sr/^86rSr值方法。平滑的SrRSA剖面表示油气充注是渐进和连续的，而且不存在封闭的隔层。如果SrRSA剖面具有梯状变化，则表明在井眼上倾方向存在封闭隔层。通过相邻井的真垂向深度（TVD）SrRSA剖面的对比，就可以推测储层的横向连通性。如果这些标绘于真垂向深度的SrRSA剖面相互叠合，则说明这些井具有共同的油气充注史，而且处于同一流动单元中。邻井SrRSA剖面如果未出现叠合，一般都说明储层存在分隔状态。油气充注后的构造倾斜和充注时的水动力作用，都会使数据解释复杂化。岩心水的钻井泥浆污染，是SrRSA方法最严重的技术局限。

简介：采用基于地质的评价方法，美国地质调查局（USGS）于2007年评价了二叠盆地地质区待发现油气资源量。评价得出研究区待发现天然气资源量均值为41万亿立方英尺，待发现石油资源量均值为13亿桶。

简介：美国地质调查局（USGS）于2012年发布了对得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部二叠盆地重大油田的剩余技术可采常规石油资源量的评价结果。通过采用提高采收率技术可以增加的潜在石油资源总量均值为27亿桶。

简介：以鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组砂岩微观组合模型水驱油实验为例，研究了三角洲前缘亚相不同沉积相带砂岩储层的水驱油特征及驱油效率。实验表明：不同微相组合的模型在同一实验条件下表现出不同的水驱油特征及水驱油效率，其水驱油效率的高低主要与储层的沉积微相类别及是否发育微裂缝有关；同时，储层的孔隙度、渗透率、驱替过程中的驱替压力及驱替倍数也对驱油效率有重要影响。

简介：含气性参数是页岩气储层评价的重要指标，但是在2014年国土资源部颁布实施《页岩气资源与储量计算的评价技术规范》后的四川盆地涪陵地区龙马溪组一段—五峰组页岩气勘探中，发现计算含气性参数时存在3个突出问题：①对于中低电阻率（10～50Ω·m）的优质页岩气层，利用电测井信息求取含气饱和度会出现严重偏小的状况；②用等温吸附实验直接计算地层吸附气量会出现较大正偏差；③如何有效区分总含气量中的游离气和吸附气。因此，进行针对性分析研究，在对高阻和中低电阻率页岩气层、极低阻页岩层电性测井响应特征分析的基础上，全面解析各类页岩气储层测井电阻率的影响因素，改进形成了适应该区的含气性测井评价方法技术。结果表明：①利用中子、密度孔隙度及其差值等非电法测井信息计算游离气饱和度，避免了传统计算方法导致的偏差，尤其对于中低电阻率页岩气层，具有更加显著的应用效果；②基于岩心实验刻度求取吸附气及游离气含量的计算方法，避开了电信息等非相关性因素的直接影响。

简介：在经历过剥露作用的含油气盆地，烃源岩、储层和盖层的最大埋深一般都具有不确定性。澳大利亚东南部重要的产气区奥特韦盆地（Otway）就是如此，该盆地曾经历过多期次的剥露作用。在分析下白垩统河流相页岩声波时差资料的基础上，我们估算了110口陆上和海上油气井中地层的剥露幅度（exhumationmagnitudes）。结果表明，在奥特韦盆地东部陆上部分，后阿尔布期（post—Albian）的净剥露量很大（〉1500m），而在该盆地的其它地方，净剥露量一般很小（〈200m）。这些结果与根据热史资料得出的估算值一致。与中白垩世和新近纪挤压构造有关的净剥露量分布表明，剥露作用主要受控于板块边界作用力驱动下的短波长盆地反转（short—wavelengthbasininversion）。白垩纪早期，在奥特韦盆地东部陆上部分和盆地北部边缘一带，较大的埋深与高地热梯度耦合，使下白垩统烃源岩大都进入过成熟状态，来自最初充注的任何剩余烃类可能都被捕集在高度压实的储层和／或（与裂缝有关的）次生孔隙中。然而，在埋藏较深时期，这些储层中的蒙脱石粘土矿物转变为伊利石，使储层脆化，发生天然水力破裂作用，为低渗透率油气区带的发育创造了条件。当前接近最大埋深的烃源岩，其温度适合于天然气的生成，控制这些地区油气勘探潜力的关键因素是断裂圈闲的密封性以及油气充注和圈闲发育的时空配置。

简介：对美国墨西哥湾海岸平原东部阿拉巴马,jql西南部小锡达河油田（LittleCedarCreek）微生物碳酸盐岩及相关储层开展了综合研究，这次研究为认识微生物储层的沉积特征、岩石物理性质和产能趋势的空间分布提供了极好的机会。本研究项目描述了微生物岩的沉积、岩石物理和油气产能特征，建立了三维储层地质模型，并评价了这类储层的油气潜力。下部储层由与微生物建造相关的凝块叠层石粘结灰岩构成，这些建造走向南西一北东，面积83km2在油田的西部、中部和北部，微生物建造成簇发育，而且厚度达到了13m。分隔这些建造簇的是建造间发育的微生物岩，其厚度2-3m，上覆有受微生物活动影响的不具储集能力的厚层灰泥岩（1imemudstone）和粒泥灰岩（wackestone）。微生物储层的孔隙类型包括沉积成因的原始堆积孔隙（constructedvoid）（骨架内[intraframe]）和成岩成因的溶蚀扩大洞穴孔隙（void）和孔洞孔隙（vuggypore）。这种孔隙系统使储集岩具有高渗透率和连通性，其渗透率可以高达7953md，孔隙度高达20％。微生物粘结灰岩极有可能构成油气流动单元。然而，这些建造被建造间发育的渗透率很低甚至不具渗透性的厚岩层分隔，而后者可能是流体流动的隔夹层。这个油田生产的1720万桶石油大都产自微生物岩相。小锡达河油田的研究成果可以为从微生物碳酸盐岩储层开采石油的其他类似油田开发方案的优化提供借鉴。