利用声波全波列测井资料识别致密砂岩储层裂缝

在致密砂岩储层中裂缝的发育对产能影响至关重要,怎样进行储层裂缝识别是产能预测的重要部分。运用声波测井资料,研究声波时差、衰减系数、快慢横波能量差值、斯通利波渗透率和各向异性对致密砂岩储层裂缝的响应特征,并进行裂缝识别。利用该方法处理了大北克深地区的26口井,并与电成像裂缝发育成果图进行对比,符合度较高,说明声法测井识别致密砂岩储层裂缝效果较好。     

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。     

A地区低孔低渗储层物性下限确定方法研究

A地区砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征。分析了该地区储层岩性、物性特征,并统计了A地区岩心孔隙度、渗透率的分布情况,确定了低孔、低渗储层的物性分布范围。采用孔渗关系法、经验统计法、最大曲率半径法、最小流动孔喉半径法等4种方法确定了A地区的物性下限;综合分析不同方法的结果并结合实际情况,确定孔隙度下限为7.31%,渗透率下限为0.29mD,并利用试油资料验证了该储层物性下限的合理性。综合多种方法确定的物性下限能较好地应用于低孔、低渗地区测井资料解释处理中,为油气藏的储量计算提供可靠依据。     

分数维在识别深层致密砂岩裂缝中的应用

塔里木油田克深地区砂岩储层岩性复杂,属于特低孔、低渗油气藏,测井对裂缝识别评价有重要意义。采用分形理论,针对常规测井资料进行处理,得出可靠嵌入空间法进行裂缝识别。该方法在大北克深地区20余口井的实际应用结果表明,与成像资料符合度较高,证明分数维方法识别裂缝切实可行,可在油田致密砂岩储层中推广应用。     

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。     

疏松砂岩储层物性参数核磁共振试验研究

为了获取疏松砂岩全面、准确的物性参数,利用核磁共振分析技术,分别对疏松砂岩的岩心和岩屑进行核磁共振实验,分析研究了二者的T2弛豫时间谱及核磁渗透率模型。结果表明,疏松砂岩岩屑与岩心的T2弛豫时间谱符合得很好,T2谱分布特征参数的平均绝对偏差均小于4．1;渗透率数学模型系数C的平均值相对偏差很低,仅为0．92％。由此认为,可以利用岩屑来代替岩心进行疏松砂岩物性参数的分析,建立了疏松砂岩储层物性参数分析的新方法,弥补了不成形疏松砂岩无法进行常规渗透率测试的不足。     

东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的主控因素及有效性分析

柴达木盆地阿尔金山前东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的矿物组分复杂、纵横向变化快、裂缝及溶蚀发育程度不均一、物性参数评价难度大,导致其主控因素及有效性不明确。为此,利用地层元素测井、电成像测井及常规测井资料,通过两种岩性识别方法——M-N-GR三变量岩性识别法与铝-硅-钙三元素岩性识别法建立了适用于研究区基岩潜山风化壳裂缝性储层的岩性识别标准。通过岩心分析与电成像人工拾取刻度重构了双侧向电阻率测井裂缝孔隙度模型,利用声波时差测井结合元素测井建立了变声波骨架值及分岩性声波骨架值的基质孔隙度模型。分析了裂缝发育及物性与断层距离、地层变形程度、岩性、风化淋滤作用的关系,总结了影响东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的主控因素。在精确识别岩性及求取物性参数的基础上,结合PoroTex技术、核磁谱型分析、裂缝与地应力走向分析等方法,综合评价了裂缝性储层的有效性。研究成果为东坪地区基岩潜山风化壳储层气藏的动态开发提供了测井技术支持。     

江汉盆地潜江凹陷盐间泥质白云岩油藏储层物性特征探讨

对广泛分布于江汉盆地潜江凹陷的盐间泥质白云岩油藏储层的岩性和物性特征进行分析研究,发现盐间储层主要以白云石、泥质和钙芒硝3大类矿物为主,矿物成分复杂,储层物性根据各矿物含量不同而有所差异,储集空间丰富,孔隙结构特征差异大,储层受岩石类型影响,为中孔低渗-特低渗储集层。     

基于数字岩心的裂缝性碳酸盐岩储层电性数值模拟

岩石导电性特征是储层流体性质评价的重要依据,岩电实验是研究岩石导电性的重要手段。但是,由于碳酸盐岩非均质性较强,难以获得具有不同角度和宽度裂缝的代表性岩心。为此,基于X-CT扫描的碳酸盐岩三维图像,利用分形布朗运动算法加入各种不同宽度和角度的裂缝,构建了含有裂缝的碳酸盐岩三维数字岩心模型,并利用数学形态法模拟了油水分布。在此基础上,利用有限元法开展了导电性模拟,研究了裂缝宽度对地层因素的影响、裂缝宽度对电阻率增大系数的影响及裂缝角度对储层导电性的影响。结果表明,随着总孔隙度的增加,平行于裂缝方向(X方向、Y方向)的胶结指数降低、饱和度指数增加,而垂直于裂缝方向(Z方向)的胶结指数升高、饱和度指数减小;裂缝角度对储层导电性影响较大,导致储层各向异性较强：X方向的地层因素随着裂缝角度的增加而增大;Y方向的地层因素变化幅度较小;Z方向的地层因素随着裂缝角度的增加而减小。研究结果为裂缝性碳酸盐岩储层的勘探提供了重要的参考依据。     

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。     

复杂小断块砂岩储层测井评价技术

针对复杂小断块砂岩油藏取心资料较少、测井评价困难的问题,提出了建立有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版。该方法以苏北盆地区域资料为基础,统计有效孔隙度、含油饱和度与岩心骨架成份、粒度、渗透率、油藏埋深等之间的关系,利用上述关系建立了有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版,并在未参与上述研究的苏北盆地A油田进行验证,取得了良好的应用效果。该方法对小断块油田勘探具有较大的指导意义。     

长庆彭滩-杨井地区长22主力层储层物性及孔隙结构特征研究

长22油层组属于研究程度相对较低的层位,主要通过对储层物性及孔隙结构特征的研究来全面分析该区的主力层,了解该地区的总体特征,从而得出研究区主力层主要表现为高孔低渗的特点,砂岩储层喉道以细喉和微细喉型为主,为寻找油气储备做好基础。     

单砂体内部物性参数解释模型的建立方法研究

单砂体形态及分布特征预测是精细油藏描述的主要内容,而砂体内部参数模型的建立是单砂体非均质性研究的最终目的。采用经验公式建立了泥质含量解释模型以及存在声波时差曲线情况下的孔隙度解释模型;通过从其他测井曲线出发,对已求取出孔隙度的井进行孔隙度与测井曲线相关性分析,选取相关性较大的参数进行回归,从而建立缺少声波时差曲线情况下的孔隙度解释模型;结合岩心资料、油田探井资料、通过线性回归建立了渗透率解释模型;建立了单砂体内部泥质含量、渗透率和孔隙度的物性参数解释模型。并与检查井原始参数值进行了物性参数解释模型的检验分析,得出物性参数解释模型的解释结果较为可靠、合理,误差均不超过15％。     

基于低渗透储层品质评价的产能预测方法

X区块是南堡油田典型的深层低渗透储层,具有孔隙结构复杂、非均质性强的特点,从而造成储层品质以及产能定量预测评价难以确定。利用物性和压汞试验数据,提取出能表征储层孔隙结构进而有效反映储层渗透性的储层品质指数和压汞系数,再结合常规测井资料以及试油生产数据建立储层品质评价方法,总结出研究区的储层品质评价标准。在储层品质评价的基础上,结合开发需求,对低渗透储层提出建立综合评价指数与米产液指数关系的产能预测方法,预测结果与生产测试结果较为相符,取得了良好的效果。     

锦州25—1南油田储层裂缝测井识别及有效性评价

锦州25—1南油田是目前渤海湾盆地已探明的最大潜山裂缝性油藏,其储层裂缝的识别和分析是储层有效性评价的难点和重点。以岩心裂缝观测为基础,利用成像测井和常规测井相互结合对储层裂缝进行识别,并对储层裂缝的发育特征进行了分析。依据裂缝产状、密度、孔隙度、渗透率等参数,将锦州25—1南油田储层有效性划分为好（Ⅰ）、中（Ⅱ）和差（Ⅲ）3个级别,其中Ⅰ、Ⅱ类储层占主导地位,Ⅲ类次之,总体上表现为物性好的裂缝储层。     

基于方向滤波的成像测井裂缝检测方法研究

根据成像测井图像中裂缝具有方向性的特点,研究了一种基于方向滤波的成像测井裂缝检测方法。该算法以方向滤波为基础,根据裂缝局部方向选择相应方向滤波器进行滤波,使裂缝图像在裂缝方向上得到增强,突出了裂缝的有效信息。通过基于方向滤波与基于区域分割融合方法对提取的裂缝进行后处理,得到最终的裂缝轨迹。实际应用表明,该方法较好地检测了实测成像测井中裂缝。     

利用克里格方法计算不同流体单元储层渗透率

针对裂缝性地层渗透率解释模型不适用的情况,通过对克里格方法原理及计算方法的分析,建立了采用克里格多维网格方法计算渗透率的评价方法,并根据实际测井和物性分析资料构建了适用于研究区的样本库,对实际资料进行处理解释及与物性分析资料进行比对分析,证实该方法对于提高裂缝性地层渗透率解释精度效果较好。     

致密储层地层参数对体积压裂缝网的影响研究

针对致密储层的关键地层参数如何影响水平井体积压裂缝网效果这一问题,应用岩石力学参数计算方法和储层压裂裂缝启裂和延伸基本原理,建立了岩石脆性系数、水平应力差异系数、天然裂缝密度3个地层参数对缝网影响的模拟模型,计算和评价了页岩储层的缝网效果,分析了3个地层参数不同情况下对缝网的有效压裂体积、增产储层体积、增产储层体积百分比等参数的影响变化规律,算例分析认识到:岩石脆性系数越大或者水平应力差异系数越小,分支缝密度会越大,缝网区域半长相反越小,早期生产优于后期;天然裂缝密度越大,近井缝网沟通越密集,缝网区域外仍可参与渗流,由此可弱化缝网半长。模型的建立和参数影响分析可以为现场提供参考依据。     

致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。