深层低孔低渗复杂砂砾岩储层岩性及渗透性表征规律研究——以J油田为例

J油田深层低孔低渗复杂砂砾岩储层岩性变化大、孔隙结构复杂、储层非均质性强,传统的孔隙度-渗透率模型无法准确计算渗透率。利用物性分析试验数据和测井资料,对J油田深层低孔低渗复杂砂砾岩储层岩性及渗透性表征规律进行了研究,主要开展了岩性识别、孔隙结构评价和储层分类等工作,并在此基础上,建立了不同岩性的渗透率计算模型。计算结果与钻井取心资料符合度较高,有效提高了研究区深层低孔低渗复杂砂砾岩储层的测井解释精度。     

合水油田庄9区长82油层测井参数解释模型及储层评价下限标准

致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0％,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45％.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴.     

伊拉克Halfaya油田Nahr Umr B复杂岩性储层含油性测井评价方法及优选

Nahr Umr B是伊拉克Halfaya油田的重要储集层,地层测试数据的缺乏给储层的含油性评价和测井解释带来了极大的挑战。基于岩心观察和岩石物理试验,结合常规测井、核磁共振测井以及有限的试油资料进行研究区复杂岩性储层含油性评价:首先确定储层的孔隙度下限为12%,建立电阻率-孔隙度交会图识别油、水层;然后通过试验确定的胶结指数、饱和度指数以及地层水电阻率等关键参数,计算含油饱和度,建立含油饱和度-孔隙度交会图识别油、水层;再利用电阻率-孔隙度曲线相关性分析法识别油、水层;最后,对比分析上述3种图版的适用性,提出了Nahr Umr B复杂岩性储层含油性评价的优选方案。通过实际测井资料的处理和解释,验证了该优选方案的可靠性,为研究区的含油性测井评价以及提高解释符合率提供了借鉴。     

低渗储层微观特征对压裂产能的影响分析

通过A气田已压裂井储层岩石学特征、孔渗物性特征、孔隙及喉道类型、孔隙结构类型等储层特征及压汞和气水相渗等资料,研究了储层特征对压裂效果的影响,明确了渗透率决定压后产能、含水饱和度决定压后产水的规律。低渗储层渗透率主要受粒度、填隙物、微观孔隙结构和成岩作用等方面的影响。分析结果表明,当储层的含水饱和度接近相渗分析的束缚水饱和度时,压后产大水的可能性不大;含气饱和度接近相渗分析的残余气饱和度时,压后以产水为主。为提高A气田低渗气藏压裂效果,压裂选层时应重视渗透率、含水饱和度的求取。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

合水油田长8_1油层低渗透储层特征对油藏的控制作用

依据分析化验资料,运用数理统计、回归拟合等手段,对鄂尔多斯盆地合水油田长8_1储层的岩石学、物性、微观孔隙结构和非均质性特征进行了深入研究,并以主力含油层长8■小层为例,从宏观、微观角度分析了低渗透油藏的影响因素。研究表明,宏观上,沉积环境是控制油藏特征的基础,物源控制沉积相和砂体展布,制约油藏发育厚度与稳定性,储层非均质性控制油藏富集规律;微观上,碳酸盐胶结作用是加速储层致密化的主要原因,对孔隙结构产生了普遍的破坏作用,限制了油气的聚集与分布,储层孔隙结构与油藏渗流特征紧密联系,控制了油气的充注和丰度。     

利用沃尔公式确定原始含油饱和度的方法

评价储层的重要指标之一就是储层的原始含油饱和度。以平均毛管压力曲线为基础,探讨了采用沃尔公式法确定储油层油的最小流动孔喉半径,从而确定油的最大含油饱和度的方法,并结合中国某油藏的实际压汞资料数据,详细介绍该方法的实施过程。实例分析表明,该方法能够有效地计算该地区的原始含油饱和度。     

基于储层分类的低孔渗储层流体识别方法

大庆长垣CC地区扶余油层为砂泥岩低孔、低渗储层,储层非均质性强、孔隙结构复杂导致油层和水层测井响应特征复杂,流体识别难度大。经大量研究分析可知,孔隙结构相似的储层具有相近的测井响应特征,因此有必要对低孔低渗储层按岩石物理性质进行分类,使每类储层孔隙结构基本一致,以提高油水层测井解释符合率。基于岩电试验和测井等资料建立了岩心和测井资料储层分类标准;在储层分类基础上,应用“逐步判别”方法建立了Ⅰ类储层的流体识别图版;对Ⅱ类储层在考虑层厚影响的基础上,分薄层、厚层建立了Ⅱ类储层流体识别图版。该方法经实际应用取得了较好的效果。     

鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9、延10油层组成藏控制因素研究

通过对J县西南部地区延安组延9、延10油层组油气成藏条件分析认为,区内具长7油层组为优质的供烃源岩;延9、延10油层组砂体整体上呈南北向展布,为中孔低-中渗储层;延8、延7油层组泥岩为盖层的生储盖组合。J县西南部地区延安组油气富集的主控因素为前侏罗纪古地貌,其控制了油藏顶面构造、储层沉积相及砂体展布、油气运移方向和富集区。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

低渗-超低渗砂岩油藏可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层为例

采用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层进行可动流体研究,针对低渗一超低渗透油藏特点,阐述了核磁共振可动流体的测试原理、可动流体赋存特征,研究了物性和微观孔隙结构对可动流体的影响。研究表明,可动流体分布范围不一,具有明显的非均质特征,与渗透率的相关性强于孔隙度,孔隙尤其是次生孔隙发育、喉道大小和孔喉连通性是影响可动流体的重要因素。     

定边地区长82储层微观非均质性试验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔一剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。     

镇北油田镇287井区长81油层储层特征及评价

针对镇287井区部分油井含水上升、产能递减较快以及单井产能不稳定的问题,从地质方面着手,应用测井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞分析等资料,对长81油层储层的岩石学、物性、孔喉及其非均质性等特征进行分析。结果表明,研究区长81油层储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩;属低孔、特低渗储层;发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉组合类型属于小孔隙、微细喉道类型;储层控制因素主要为成岩作用和沉积环境。通过计算得出,长81油层储层渗透率变异系数为0.68,表明其非均质性较强。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为3类,即Ⅰ类为优质储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为一般储层。     

EZRA地区复杂岩性储层油水识别方法

EZRA地区储层沉积环境较复杂,储层胶结物种类及含量差异明显,主要有硅质胶结、泥质胶结和凝灰质胶结3种。受胶结类型影响,导致研究区储层孔隙度差异大,孔隙结构复杂,油水层划分困难。首先借助薄片资料分析了不同胶结物类型储层的微观孔隙结构特征;再利用三孔隙测井资料建立了岩性划分方法;最后在岩性分类基础上,通过电阻率归一化方法,建立了适用于研究区的油水层划分方法。     

玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层微观孔隙结构精细表征

为了研究玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层微观孔隙结构,利用扫描电镜、核磁共振、高压压汞及低温氮气吸附4种手段对页岩样品开展实验分析,获取了不同实验方式下的微观孔隙结构特征和定量评价参数,分析了各实验方法在孔隙特征定性和定量评价上的利弊。在此基础上,利用二次拟合方法构建了孔隙结构的全孔径曲线,实现了微观孔隙结构全孔径联合精细表征。结果显示,风城组页岩油储层整体孔隙度低、孔隙类型复杂多样;样品的全孔径分布曲线呈多峰分布特征,孔径分布跨度大,60%的孔体积主要在孔径10～30nm的孔隙中,说明页岩样品的孔隙主要以小孔及微孔为主;在孔径小于30nm的区间内,孔隙大小与总有机碳(TOC)含量及黏土含量关系密切。上述研究结果为研究区页岩油储层微观孔隙结构评价提供了更为精确的方案。     

基于核磁共振动态截止值理论的致密砂砾岩储层渗透率评价方法

准噶尔盆地南缘深层清水河组致密砂砾岩储层为该区的重要勘探领域,渗透率是评价致密砂砾岩储层的关键参数。为提高此类储层渗透率计算精度,基于核磁共振实验,分析致密砂砾岩岩心饱和水及离心核磁共振横向弛豫时间(T₂)谱,明确致密砂砾岩孔隙中流体的赋存形态及渗流规律,提出常规核磁共振渗透率计算方法的不足,并且提出核磁共振动态截止值的概念。基于核磁共振动态截止值,将储层孔隙空间划分为3类：自由流体孔、毛细管半束缚孔、完全束缚孔;分析了渗透率与不同孔隙类型之间的相关关系：致密砂砾岩储层渗透率与自由流体孔孔隙度、核磁总孔隙度、毛细管半束缚孔的T₂几何平均值呈正相关关系,与完全束缚孔流体饱和度呈负相关关系。构建基于不同孔隙类型渗透率模型,计算渗透率与岩心实验渗透率之间的相对误差小于9.0%。该方法提高了致密砂砾岩储层渗透率的计算精度,且在准噶尔盆地南缘深层清水河组致密砂砾岩储层评价中具有广泛的应用前景。     

坳陷湖盆斜坡带曲流河砂体分布与隐蔽油藏预测——以陕北宁条梁-乔沟湾地区延安组延91油组为例

认识鄂尔多斯盆地陕北斜坡延安组砂体展布与隐蔽油藏分布是加快该区油气勘探与开发步伐面临的重要问题之一。以陕北斜坡宁条梁-乔沟湾地区延安组延91油组为例,利用岩芯、露头、测井、录井和分析化验资料,研究了斜坡带曲流河沉积微相展布与砂体分布规律,应用地质综合评价法,预测与评价了有利目标。结果表明,该区延91油组主要有曲流河河道、河漫滩和决口扇等3种沉积微相,发育多条主河道,呈北东-南西方向展布;砂体厚度4～20m,呈条带状分布,与沉积微相平面展布基本一致,在纵向上连续性好,而在横向上连续性相对较差,河道砂体孔隙较发育,渗透率较高;Ⅰ类目标2个,预测含油面积为22.91km2,地质储量为903×104t;Ⅱ类目标5个,预测含油面积为57.47km2,地质储量为2654×104t;Ⅲ类目标7个,预测含油面积为103.28km2,地质储量为3545×104t。砂体这种分布模式对预测隐蔽油藏分布有重要指导意义,下一步勘探重点应在曲流河河道砂体带上寻找隐蔽油藏。     

A 地区石盒子组8段储层岩样核磁共振测试分析

通过对A地区二叠系石盒子组8段（Psh8）储层80块岩样核磁共振扫描分析，形成一套该地区实验室岩样核磁共振测试分析方法。从岩样核磁横向弛豫时间（τ2）的分布出发，分析 Psh8储层的孔隙结构特征，计算了τ2的截止值（τ2，cutof ），获得了束缚水饱和度分布情况；依据常规气体渗透率测量数据，建立了2种核磁渗透率模型。     

华池油田华152区低渗透砂体层内非均质性

依据岩心、钻井、测井、分析化验等资料的综合分析,鄂尔多斯盆地华池油田华152区上三叠统延长组长3油层组发育三角洲相沉积,微相类型主要有水下分流河道、水下天然堤、河口坝、远砂坝、席状砂等5种,其孔隙度为1.2%~23.1%,渗透率为0.01~72.2mD,属于中、低孔-低渗储层。根据单砂体内在垂向上的岩性、孔隙度、渗透率等参数以及测井响应特征,识别出正韵律、反韵律、复合韵律等3种基本的层内非均质类型。     

吴起地区长8油层组油藏主控因素分析及开发目标优选

吴起地区长8油层组油藏资源潜力大,是下步增储上产的主力层系。对吴起地区长8油层组沉积微相、砂体展布及物性特征等进行详细的评价分析,在该基础上,开展油藏主控因素研究。结果表明,区内长8油层组油藏源储配置良好,水下分流河道为油气富集的有利相带,油气富集程度主要受砂厚、渗透率、孔隙度等参数的控制。同时参考已有的试油数据,建立了以砂厚、孔隙度、渗透率等为参数的有利区分类评价标准,将长8油层组油藏有利区块分为3类,其中Ⅰ类3个、Ⅱ类6个、Ⅲ类3个。