十里加汗地区下石盒子组一段致密砂岩气层识别研究

十里加汗地区下石盒子组一段(P1sh1)是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于储层物性差、非均质性强等因素,使得该区存在气层识别难度大的问题。为了准确识别气层,提出了几种适合研究区的气层识别方法:双孔隙度重叠法、视水层中子孔隙度测井值法、核磁共振法以及偶极声波测井法。通过试气结果分析,证明了气层识别方法的有效性,较好地解决了十里加汗地区下致密砂岩储层气层识别难度大的问题,具有良好的推广应用价值,也为油田的进一步开发提供了一定的技术支持。     

鄂尔多斯盆地王家河地区长61储层四性关系研究

通过收集鄂尔多斯盆地王家河地区的测井、录井、岩心、分析化验和试油生产等资料,进行综合分析,对王家河地区长61储层四性（岩性、物性、含油性、电性）特征及其相关关系进行研究,并结合测井曲线与岩心分析数据识别出砂岩层、泥岩层以及泥质、粉砂质夹层,利用交会图技术得出常规油、水和干层的测井解释标准,对测井数据重新解释,划分出有效层段,为储层的有效勘探和开发提供依据.     

库车坳陷克深地区岩性粒级测井分类及应用效果

在低孔、低渗致密性砂砾岩储层研究中,岩性粒级的识别与划分一直是储层孔渗性及流体识别研究中的关键。充分运用岩心分析粒度中值资料及常规测井响应参数,研究了库车坳陷克深地区巴什基奇克组的岩性粒径分布特点;借助粒度参数与自然伽马相关关系,建立了适合粒度中值的相关计算方法;并通过不同粒径粒度中值,结合不同岩性段的常规测井响应特征值,探讨研究了粒度中值与孔隙度、电阻率、中子等测井响应参数的相关性,建立了适合研究区目的层碎屑岩储层识别与评价的岩性粒级分类方案,并取得了良好的应用效果。     

塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征及其控制因素

结合岩心、薄片、测井以及孔渗试验数据,分析了塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征,探讨了储层物性的控制因素。研究表明,底砂岩段储层岩石成分成熟度较低,孔隙类型以原生粒间孔、次生溶孔为主;依据储层物性及孔隙结构特征可将其划分为3类,其中Ⅰ类储层物性最好,Ⅲ类储层物性最差。底砂岩段4个砂组储层物性差别较大,3砂组物性最好,以发育Ⅰ类储层为主,1砂组储层物性最差,以发育Ⅲ类储层为主。储层物性主要受沉积微相和成岩作用的共同控制,水下分流河道和河口坝砂岩储层物性明显优于滩坝砂岩;压实作用对储层破坏较小,硬石膏胶结是储层致密的关键因素,溶蚀作用对储层物性的控制与原生孔隙发育程度相关。     

基于支持向量机的致密储层岩相识别——以徐家围子断陷下白垩统沙河子组为例

岩相识别是徐家围子断陷下白垩统沙河子组(K1s)致密砂砾岩气勘探亟需解决的关键问题。依据岩心、薄片、成像测井资料,将K1s岩相分为砂砾岩相、中-粗砂岩相、粉-细砂岩相和泥岩相;以常规测井曲线及其组合参数作为岩相识别的技术资料,利用最小二乘支持向量机建立岩相判别模型,采用网格搜索,经多次验证优选模型参数。应用结果表明,最小二乘支持向量机识别岩相结果明显好于常规统计方法,模型识别岩相与岩心分析结果基本一致,其中砂砾岩相符合率均高于83.2%,中-粗砂岩相符合率均高于84.0%,粉-细砂岩相符合率均高于87.6%,泥岩相符合率均高于93.2%。致密储层的非线性测井响应是支持向量机成功应用的重要基础,该方法对其他地区也具有借鉴意义。     

页岩气储层测井评价技术研究——以S1井为例

系统而准确的页岩气储层参数评价对页岩气勘探开发具有重要的指导意义,利用测井资料的连续性建立有效的页岩气储层参数测井评价体系显得尤为重要。探索了页岩气储层的测井曲线定性识别标准,建立了适合该地区的页岩气储层参数定量解释模型,并通过岩心分析资料对部分解释模型加以校正,完成了S1井的页岩气储层识别、总有机碳质量分数、储层物性、含气量以及地质和测井岩石脆性的评价,并借用岩心分析资料加以验证。实际结果表明,该页岩气测井评价体系能够有效的对页岩气储层参数进行评价,可以为该地区后期的页岩气勘探开发提供测井技术支持。     

迪北地区致密砂岩气藏测井评价新技术

迪北地区侏罗系阿合组属于致密裂缝性砂岩储层,沉积相类型以辫状三角洲平原为主,岩性复杂,粒度变化大,岩石骨架受多种矿物影响。利用元素俘获测井(ECS),结合常规测井资料分析岩性对储层有效性的影响,为评价储层孔隙度提供准确的骨架参数。同时,裂缝是改善该区储层渗透性的重要因素,裂缝的发育程度决定了储层的渗流能力,引入EARTH IMAGER新型油基钻井液成像测井仪,并利用岩心标定成像,有效解决了裂缝的识别问题。     

基于储层流体替换的低渗透油藏水淹级别评价技术

油田老区二次开发中,由于岩心试验分析资料的匮乏,常用的一些基于岩心试验数据建立的定量评价水淹层水淹级别的测井方法已不适应。通过WY油田测井响应特征的对比分析,结合实际生产测试数据,依据含水率的划分界限,优选水淹前、后岩性和物性无明显变化的自然伽马和声波时差测井曲线,采用模糊综合评价法建立储层孔隙中所含原始流体的电阻率与自然伽马和声波时差的函数关系。基于流体替换思路,实测电阻率与反演储层孔隙中所含原始流体的电阻率的差异是由储层流体性质变化引起的,以两者之差即电阻率变化值和含水率为依据制定定量识别水淹级别的划分标准。经120口实际井资料的处理,解释符合率达到83％,具有较好的应用效果,能够及时服务油田和满足实际生产的需要。     

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。     

苏里格气田致密气层地震波吸收衰减分析及应用

苏里格气田致密砂岩储层孔隙空间细小,微观孔隙类型多样,结构复杂,储层非均质性强,造成地震吸收衰减影响因素复杂、波场响应复杂。对地震波吸收系数、衰减系数、地层品质因子Q的概念做了区别;并对提取吸收衰减属性的常见方法做了简要分析。结合苏里格气田上石盒子组8段致密砂岩储层吸收衰减属性预测的研究实例,对其预测储层存在的风险做了阐述。研究表明,按照致密砂岩储层的岩性、物性、孔隙流体性质等因素对吸收衰减的影响级别,利用控制变量逐级别分析,预测储层准确性更高。     

Q29-2油田复杂储层测井岩性识别技术

针对Q29-2油田复杂储层岩性识别和矿物组分的定量计算等测井评价难题,结合岩心及测井资料,提出元素俘获测井(ECS测井)和M-N交会图结合建立关键井岩性剖面技术,在该基础上通过聚类分析方法建立的常规测井响应与岩相的对应关系实现了岩性的定性识别。在岩性定性识别约束下的多矿物测井解释模型,实现了利用常规测井曲线进行复杂岩性段矿物成分的定量计算,解释结果与岩心分析结果符合度高。岩性定性及定量识别技术为储量参数确定及地质研究奠定了基础。     

辽河盆地锦-136块于楼组沉积相特征

为了解辽河盆地锦-136块沙-中亚段于楼油层Ⅰ、Ⅱ油层组沉积相特征,通过该区岩心录井资料分析其沉积环境,结合统计的完钻井资料分析该区储层岩相和电性特点,在此基础上对于楼油层Ⅰ油层组1、3砂岩组含油气单元编制沉积微相平面图。研究结果表明,于楼油层Ⅱ油层组和于楼油层Ⅰ油层组都是浅一半深水环境的扇三角洲前缘亚相沉积,包括水下分支流河道微相、水卞分支流河道间微相、河口坝、席状砂微相Ⅰ储层岩性主要以砂砾岩为主。     

准噶尔盆地莫北油田莫116井区三工河组储层特征研究

根据莫116井区取心井资料、铸体薄片和扫描电镜等观察,结合综合录井资料及地震资料分析研究,对莫116井区三工河组岩石学特征、储层物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行了研究。研究发现,莫116井区三工河组岩性主要为长石质岩屑砂岩,孔隙度类型主要以剩余粒间孔和原生粒间孔为主;J_1s_(2/2)较J_1s_(1/2)物性好,孔隙度和渗透率相关性较好;J_1s_(1/2)为小孔细喉道的较差储层,J1s为中孔中细喉道的中等储层。     

基于岩石物理相分析的复杂储层测井综合评价——以福山油田永安地区流沙港组一段储层为例

以岩心、薄片、压汞、测井等测试资料为依据,在福山油田永安地区流沙港组一段沉积微相、成岩相、构造相特征研究的基础上,总结了研究区储层的4种岩石物理相类型:有利沉积相带粒间不稳定组分溶蚀成岩相,有利沉积相带粒内不稳定组分溶蚀成岩相,不利沉积相带不稳定组分溶蚀成岩相,不利沉积相带自生矿物充填致密成岩相。研究发现,各类岩石物理相具有不同的孔、渗关系和不同的岩电参数特征,因此在岩石物理相识别基础上分类建立了物性模型和饱和度模型,大大提高了解释精度,很好地解决了永安地区储层横向变化快导致的测井解释符合率低的问题。     

大牛地气田产出污水回注标准的制定

大牛地气田产出水采用集中处理方法进行处理,处理后的污水回注地层。为提高污水回注效率、不伤害回注层、保护环境,从分析混合污水水质出发,对回注层岩心渗透率等性质进行试验分析,结合现行气田水回注标准、目标气田的储层特性等,研究建立了大牛地气田回注水油量、悬浮物含量等回注指标标准,以确保污水高效安全回注。     

利用中子伽马测井资料确定孔隙度方法研究

孔隙度是储集层评价的重要参数,在研究的部分老井中,只有自然电位、电极系电阻率及中子伽马测井,没有估算孔隙度的测井曲线,给储集层评价及油水识别带来了不便。为了解决该问题,利用中子伽马测井曲线,结合岩心分析资料,分别利用中子伽马的条件单位方法和归一化方法建立了孔隙度的模型,并对实际测井资料进行处理。结果表明,估算的孔隙度合理可靠,与岩心孔隙度对比,误差很小,可在没有孔隙度测井系列的井中推广使用。     

大庆油田A区判别测井解释模型适用性的新方法

针对利用"岩心刻度测井"技术判别储层孔隙度、渗透率的测井解释模型适用性存在局限性,以大庆油田A区实际生产目的层段为目标,综合岩心水驱试验及取心井实测规律,重新判别了测井解释模型的适用性。结果表明,开发井测井解释模型适用条件为:1储层孔隙度随水淹程度的增强低幅度增大,孔隙度平均值增大率在1%以内;渗透率随水淹程度的增强明显增大,渗透率平均值增大超过15%。2根据行业标准,储层孔隙度计算结果与理论值绝对偏差在1.5%以内;渗透率计算结果与理论值相对偏差在100%以内。若储层孔隙度、渗透率测井解释模型满足上述条件,该模型就适用,反之就不适用。该判别方法弥补了岩心刻度判别的局限性,为进一步开展孔隙度、渗透率解释模型校正提供了依据,得出更为准确的储层物性参数,对油气田开发具有重要意义。     

基于叠前同时反演的致密砂岩储层预测方法——以宋站-汪家屯地区为例

现有勘探成果表明,徐家围子断陷深层下白垩统沙河子组(K_1sh)不仅是烃源岩层,且其中的致密砂岩也可作为储层,是松辽盆地天然气勘探的又一个新领域。K_1sh致密砂岩储层具有物性差,非均质性强,砂泥薄互层、多层叠置的特点,常规叠后地震反演方法预测难度大。在精细构造解释的基础上,通过分析宋站-汪家屯地区K_1sh岩性、储层的岩石物理特征,基于叠前同时反演方法预测了扇三角洲、辫状河三角洲、湖相沉积的泥岩和砂岩的分布以及储层的分布,建立了一套K1sh致密砂岩储层预测的技术流程,并在新井钻探中取得了较好的应用效果。     

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。     

准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组致密砂砾岩储层特征及主控因素分析

利用岩心、测井、铸体薄片和扫描电镜等资料,对沙湾凹陷三叠系百口泉组(Tb)的储层特征及其主控因素进行研究。认为研究区储集岩类主要为砂砾岩、砂质砾岩,其次为细砂岩;岩石的成分成熟度、结构成熟度均较低;储层总体属于中低孔-低渗储层;Tb成岩作用较强,处于早成岩阶段B期-晚成岩阶段A期,储集空间以残余粒间孔隙与次生溶蚀孔隙为主;影响Tb储层的关键因素为沉积作用,而成岩作用则是控制储层的主要因素。通过对该储层物性特征和主控因素的分析,可为致密砂砾岩优质储层的评价与开发提供借鉴。