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。     

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％。     

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。     

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。     

基于岩心物性资料和成像资料的储层裂缝评价方法

塔里木盆地库车坳陷克深地区超深层储层埋藏深,地层条件复杂,网状缝-垂向缝发育,为裂缝-溶蚀孔型储层。在裂缝型储层中,裂缝不仅是油气的储存空间,更是油气的渗流通道,因此裂缝识别对储层评价至关重要。从裂缝形成机理出发,结合高压岩心试验,研究了一套针对克深地区致密砂岩储层裂缝识别的方法,即利用岩心试验方法得到视裂缝孔隙度和视裂缝渗透率,并与常规孔隙度和渗透率进行拟合,得到视裂缝孔隙度和视裂缝渗透率的计算公式。计算结果与成像测井资料识别结果符合率为75%,说明该方法在评价致密砂岩裂缝型储层中具有一定的适用性。     

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。     

渤海稠油油田高含水期储层物性变化规律研究

渤海海域拥有丰富的稠油资源,长期注开发使稠油储层物性发生了较大变化。通过室内试验、油藏数值模拟及测井参数解释方法对渤海Z稠油油田储层的孔隙度和渗透率2种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究表明,经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出2种相反的变化趋势：低渗透储层孔隙度、渗透率减少;高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多。储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。     

川东北元坝区块裂缝对渗流场的影响分析

针对元坝地区含裂缝储层,在充分考虑含裂缝储层裂缝孔隙度、渗透率以及真实天然气物性的基础上,分别建立含45°倾斜裂缝、水平裂缝和垂直裂缝有限元模型,利用Comsol Multiphysics软件对含裂缝储层模型渗流场进行计算,得到含裂缝储层中近井壁的渗流场分布规律。从中进一步研究不同裂缝对基岩渗流速度的影响程度。研究得出:含裂缝储层渗流场中,在裂缝穿过的地层中,等压面上的压力弱有变化,表现为光滑等压面有折断趋势,相同的压力在裂缝更靠近井底。裂缝对基岩内渗流场分布影响并不大,但裂缝内的渗流速度相对于基岩内渗流速度有数量级上的变化,会显著的增加单井产量。因此在低渗地层尽量利用贯穿裂缝或人工造缝提高地层导流能力。     

基于储层分类的渗透率测井计算方法

海拉尔盆地贝301区块南屯组储层岩石类型多样化,以砂岩、砂砾岩为主,且砂砾岩储层非均质性强、渗透率变化大,通过常规的数理统计解释模型计算的渗透率精度低。在划分岩性的基础上,利用岩石物理微观孔隙结构对内部差异相对较大的砂砾岩储层进一步分类,分别建立渗透率模型。该方法经检查井实际资料处理验证,计算渗透率平均相对误差从分类前的180.6%降低到分类后的48.2%,精度明显提高,效果较好。     

气田地层结盐机理研究及结盐半径预测

阐述了文23气田地质特点及结盐现状,通过室内试验与现场资料对该气田地层水水质及盐垢化学成分进行了分析。结果表明,地层结盐严重影响文23气田气井产能,压力降低以及地层水矿化度过高是导致地层结盐的根本原因,同时结盐也受到储层物性的影响;渗透率越低,越易结盐,孔喉直径与盐晶体大小相近时对地层伤害越大。并应用E.zuluaga与L.W.Lake建立的半解析模型,对文23气田地层结盐半径进行了预测。研究发现,随产气量增加以及生产时间延长,地层结盐半径增加,最大结盐半径为30m。     

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。     

电缆式地层测压资料在西湖凹陷油气田中的应用

随着西湖凹陷油气田勘探开发的不断深入,以"三低"(低电阻率/低对比度、低孔隙度和低渗透率)油气藏为主要特征的复杂油气藏所占比例逐渐增大,电缆式地层测压资料在"三低"油气藏评价中发挥着越来越重要的作用.在收集整理西湖凹陷油气田大量地层测压资料应用实例的基础上,总结了形成研究区超压的影响因素及超压点判断的方法;归纳了研究区电缆式地层测压资料的分类,测压点主要分为5大类:有效点、超压点、干点、致密点、坐封失败点;研究了电缆式地层测压资料的3类具体应用:计算地层流体密度及气油比,根据压力剖面确定流体界面,评价地层渗透率;并提出了新的油气藏气油比评价方法及流度与渗透率的转化关系.电缆式地层测压资料在储层流体性质识别及确定流体界面方面取得了较好的应用效果,对电缆式地层测压资料在西湖凹陷的后续应用具有重要的借鉴意义.     

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。     

低渗透裂缝型砂岩油藏开发调整技术研究

靖安油田大路沟二区为裂缝性低渗透油藏,裂缝性水窜现象比较严重。目前该区面临着油井含水上升明显、单井产能低等问题,急需进行开发方式调整。利用GOCARD建模软件建立地质模型,采用ECLIPSE数值模拟软件进行加密方案优选调整。综合分析后认为,地层压力上升及裂缝高渗带发育是含水上升的主要原因;储层物性差、水驱储量动用程度低导致单井产能低;中部合理的加密方式为缩小排距的加密方式。     

在蚂蚁属性体约束下的裂缝建模方法研究

针对现今裂缝建模方法存在的问题,探讨结合成像测井、常规测井和地震资料建立精细裂缝模型的思路和方法。首先,在构造平滑处理、方差体计算的基础上,利用蚂蚁追踪技术追踪获得能精确反映裂缝发育规律的蚂蚁属性体;其次,通过解释成像测井和常规测井资料,获得裂缝倾向、倾角、方位等参数信息,以这些信息为基础结合蚂蚁属性体,构建裂缝密度模型;最后采用随机建模的方法,构建M地区离散裂缝网络模型,对该模型做粗化处理,得到裂缝属性模型。该模型清晰地反映了储层裂缝的三维空间分布特征及裂缝属性特征。     

基于地层组分分析的模型组合

在实际地层中组成地层的骨架成分可能有多种,单一的解释模型可能不能反映地层的真实岩性,不能精确评价储层。地层组分分析根据物理模型和测井响应特征建立方程组,求取地层剖面和测井响应理论值。以地层组分分析得到的岩性剖面为模型,通过对理论测井曲线与实际测井曲线的误差进行归一化计算得到模型权系数,同时根据地区经验确立模型误差法和人工权系数法的组合方式。该方法在实际资料处理中取得了理想效果,达到了精细评价地层的目的。     

基于电成像测井的视地层水电阻率谱方法在低对比度储层评价中的应用

从含不同流体的储层地层水矿化度及地层水电阻率特征入手,基于电成像测井能够反映储层电性及含油性特征,结合阿尔奇公式推导出视地层水电阻率谱计算方法,定性描述含不同流体的储层视地层水电阻率谱分布特征,并进行特征变量的量化及优选,通过地层水电阻率谱形态及特征参数交会图分析,较为直观地对研究区进行储层有效性及流体判别。该方法在F油田进行了多口井的应用,取得了良好效果,拓展了成像测井的处理方法及解释评价思路。     

粗粒非均质油藏流动单元划分及测井物性模型——以达尔其油田腾下段储层为例

达尔其油田腾下段储层属于陡地形、近物源背景下快速堆积的粗粒碎屑沉积,具有岩性复杂、非均质性强等特点,用常规方法建立的测井物性模型误差较大,难以满足储层精细评价的要求。储层流动单元法将内部相对均质的储层分为一类,在此约束下分类建立的物性模型可提高测井模型的解释精度。利用储层镜下薄片、物性、压汞、测井等资料,在分析储层特征的基础上,划分储层流动单元并建立测井物性模型。基于实测岩心物性资料,采用地层流动带指数法和模糊聚类的方法进行储层流动单元划分,将腾下段储层划分为4类,各类储层具有相似的孔隙结构和渗流特征,腾下段主要发育Ⅲ、Ⅳ类储层,以席状砂、远砂坝微相及滨浅湖亚相为主。依据流动单元分类结果建立了储层的测井物性模型,通过单井验证符合度高,模型具有一定的区域适用性,可信度较高。形成基于流动单元分类的复杂粗粒砂岩储层物性解释技术,能有效指导该类储层物性预测。     

高自然伽马致密砂岩储层参数解释模型——以鄂尔多斯盆地大牛地气田D区为例

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田D区上古生界高自然伽马致密砂岩储层,在测井资料处理的基础上,利用岩心化验分析资料刻度测井资料,分析了不同岩相的测井响应特征,分层位建立了测井解释标准。分别建立了下二叠统太原组一段、二段(P_1t_1、P_1t_2),山西组一段、二段(P_1s_1、P_1s_2)、下石盒子组一段、二段、三段(P_1h_1、P_1h_2、P_1h_3)共7个层位的泥质体积分数、孔隙度、渗透率解释模型。基于岩电试验分析,并结合地层水矿化度分析资料,建立了该区流体性质识别标准及7个层位的含水饱和度解释模型。依据大牛地气田D区测井资料、地质认识、测试资料、岩心分析资料,建立了一套适合该区目的层高自然伽马致密砂岩储层的参数计算及流体性质判识方法,并对该区太原组、山西组、下石盒子组储层进行测井精细解释,解释结果得到了岩心分析、试气结果的验证。     

分组裂缝预测技术在碳酸盐岩储层中的应用

天然裂缝对碳酸盐岩油气藏的产能起着重要作用。中亚B区侏罗系碳酸盐岩气藏储层段物性较差,非均质性强,裂缝发育状况成为影响气井产能的关键因素。在裂缝分组的基础上,以分组裂缝特征为约束,采用相干分析和蚂蚁追踪等技术进行分组裂缝预测,预测结果与岩心资料及单井成像测井结果基本相似。经过研究分析认为,影响气井产能的主要因素是NW向的高/低角度缝的裂缝密度,为寻找潜在高产区域和生产调整提供了依据。