应用全模拟实测相渗透率资料确定储层水饱和度上限值

为了确定储层水饱和度上限值，首次采用高温高压条件下岩心分析测试技术，在全模拟条件下分别测定了四川盆地不同地区，不同油藏和气藏岩心的油相和气相相渗透率，结合有关油气田岩心的油、水相对渗透率曲线得到Js⁴油藏、川西和川东T₃x²气藏储层产工业油、气的水饱和度上限值分别为50%、59%和56%。这些数值已有效应用于生产及油气藏的储量计算中。     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征,目前使用的储层物性下限值可能偏高。为此,采用经验统计法、孔隙度-渗透率交会法、最小流动孔喉半径法、测井参数法等多种方法对该区物性下限开展了进一步研究,并通过单层试气成果和产能模拟法验证了新确定的下限值。结果表明：盒8段砂岩孔隙度下限值为5.0%,渗透率下限值为0.10 mD,含气饱和度下限值为55%;山1段孔隙度下限值为4.0%, 渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为55%;山2段砂岩孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为45%。重新认识和确定储层物性下限值,对该区油气勘探后备储量的精确计算具有重要意义。     

塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究

塔里木盆地迪北气藏侏罗系阿合组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层,非均质性强,油气分布复杂。针对研究区有效储层物性下限不清的问题,基于储层物性、录井、试油与压汞资料,结合核磁共振和低温吸附实验测试结果,综合运用最小流动孔喉半径法、排驱压力法、束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法等 6 种方法,对迪北气藏阿合组有效储层物性下限进行了研究。 结果表明,迪北气藏阿合组有效储层孔隙度下限为 2.6%,渗透率下限为 0.08 mD;砂砾岩夹泥岩段（J₁a¹）→上砂砾岩段（J₁a²）→下砂砾岩段（J₁a³）储层物性逐渐变差,相应的储层物性下限也逐渐变低;J₁a¹,J₁a² 和 J₁a³ 有效储层孔隙度下限分别为 3.1%,2.65%和 2.3%,渗透率下限分别为 0.14 mD,0.09 mD 和 0.065 mD。 有效储层物性下限的研究对迪北气藏的储层评价、储量计算和开发方案设计等均具有一定的指导意义。     

确定储集层孔隙度和渗透率下限的几种方法

确定储集层孔隙度及渗透率下限值,是识别油气层、计算储量必需的参数,介绍了经验统计法、储集层喉道下限法、相渗曲线法和试气法等4 种常用储集层孔渗下限的计算方法,对鄂尔多斯盆地某气田B 井区石盒子组盒8 段孔隙度和渗透率的下限值进行了确定,其储集层孔隙度下限值确定为6.25%,渗透率下限值确定为0.1×10^-3 μm²。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查

苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^-3μm²,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm³,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。     

子洲气田山2~3段低孔低渗砂岩储层物性下限确定方法研究

长庆油田子洲气田山2~3段砂岩储层具有典型的低孔—低渗特征。文章论述了其储层物性孔隙结构,分析了岩心孔隙度、渗透率与含油饱和度和相渗透率的关系,采用3种方法确定并相互验证了该储层的物性下限值:孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.1×10~(-3)μm~2。该值得到了试油试采资料的证实,为储量计算提供了依据,对该储层的开发生产具有指导作用。     

鄂尔多斯盆地延长东区上古生界储层“四性”关系研究

储层"四性"关系研究是有效储层定量评价、气藏特征及储量计算的基础。通过对鄂尔多斯盆地延长东区薄片鉴定资料、压汞资料、岩心物性分析资料、试气资料和测井资料等的收集、统计、分析,对研究区储层"四性"关系和有效储层特征进行研究,认为储层的岩性、物性、电性和含气性之间具有良好的相关性,岩性和物性反映了气藏的富集程度,电性则是岩性、物性、含气性的综合反映。经验统计法和密闭取心含水饱和法是确定储层物性下限最基本的两种方法,据此判断出上古生界盒8段、山1段、山2段和本溪组孔隙度下限依次为5%、4%、3%和3%,渗透率下限均为0.06m D,利用深感应电阻率与孔隙度、饱和度交会图确定电性下限,其中电阻率下限依次为50Ω·m、45Ω·m、45Ω·m和23Ω·m,声波时差下限依次为217μs/m、195μs/m、191μs/m和190μs/m,为储量计算提供了依据,对储层的综合评价和该区开发部署具有指导作用。     

确定有效储层物性下限的两种新方法及应用——以东营凹陷古近系深部碎屑岩储层为例

试油法和束缚水饱和度法是确定有效储层物性下限的两种新方法.试油法是将有效储层和非有效储层对应的孔隙度、渗透率绘制在同一坐标系内,两者分界处所对应的孔隙度值、渗透率值为有效储层物性下限值.束缚水饱和度法是建立束缚水饱和度与孔隙度之间函数关系,取束缚水饱和度为80%时所对应的孔隙度值作为有效储层的孔隙度下限值.两种方法在东营凹陷古近系深层应用效果较好,求取的3000～3200m有效储层孔隙度下限为9%、渗透率下限为0.8×10-3μm2,与分布函数法、测试法计算结果基本一致,说明试油法和束缚水饱和度法具有推广使用的价值.     

低孔、低渗致密砂岩储层物性下限值的确定——以川中P地区须二段气藏为例

储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二段气藏致密砂岩储层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征,前期勘探中由于没有精确确定有效储层的物性下限,导致试气段多次出现干层,给勘探开发工作带来较大影响。为此,综合利用岩心物性、压汞、试气等多种资料,采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法,分别获得其孔隙度、渗透率的下限值。在此基础上,采用算术平均法对该区储层的物性下限进行了综合确定,确定出该区须二段有效储层孔隙度的下限值为5.85%,渗透率的下限值为0.037mD。由于通过多种方法相互验证,避免了单一方法在物性下限取值时可能产生的较大偏差,确定出的储层物性下限值较为准确,并得到了新近试气资料的证实。该成果对气藏储量的精确计算和后续开发生产都具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气成藏物性界限的确定

为了研究鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩储层天然气充注成藏的物性界限,分析微观孔喉内天然气的受力状态,综合考虑了束缚水膜、浮力、毛细管阻力、异常超压和水动力等参数对天然气充注成藏所起的作用。将束缚水膜厚度作为天然气可充注进入致密储层的最小孔喉半径,核磁共振测试获得了岩心束缚水饱和度并据此计算了束缚水膜的厚度,综合分析得出孔喉半径下限为10 nm。利用浮力和毛细管阻力的平衡状态计算得出的临界孔喉半径作为最大孔喉半径,通过先确定主要含气层段在不同地质时期的气柱高度,据此计算得到的临界孔喉半径作为孔喉半径上限。通过常规压汞测试结果建立了孔喉中值半径与物性参数的拟合趋势,再将孔喉半径上、下限带入拟合趋势中推算得出相应的物性界限参数。物性界限推算结果为：下石盒子组八段成藏物性孔、渗参数下限分别为4% 和0.1 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为13% 和1.8 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为14% 和2.0 mD;山西组二段三亚段成藏孔、渗参数下限分别为2% 和0.01 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为8% 和1.0 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为9% 和1.4 mD;太原组成藏孔、渗参数下限分别为3.5% 和0.02 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为11% 和1.1 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为12% 和2.0 mD。     

巴喀致密砂岩气藏水锁/水相圈闭伤害评价

针对致密砂岩气藏储层特征,分析了水锁/水相圈闭伤害的机理与影响因素,利用巴喀致密砂岩气藏天然岩心,研究了储层渗透率、孔隙度、甲醇浓度、毛细管自吸地层水深度等因素对地层含水饱和度和伤害程度的影响。实验结果表明,随着储层中含水饱和度上升,气相渗透率明显下降,并在含水饱和度为0%～40%范围内下降幅度加剧;当含储层水饱和度超过60%的临界值时,会造成极强的水锁/水相圈闭伤害。这一结果对在气藏改造措施中合理控制含水饱和度具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

西湖凹陷储层保护施工门限探讨

西湖凹陷探井表皮系数在0～80之间,随着储层物性条件变好,表皮系数先增大后减小,表现出低孔渗污染小、中-高孔渗污染大、特高孔渗污染解除效果好的特点。污染对气井产能有一定的影响,但产能主要与储层本身物性相关。对于物性极差的储层,仅通过储层保护,产能仍无法有效释放,造成了经济损失。针对上述问题,结合试油资料,采用测试法,明确储层动用的门限值,为储层保护的实施提供理论参考。计算表明,渗透率下限为1.19×10?3 μm2,孔隙度下限为9.81%,含水饱和度上限为46.2%,验证符合率为86.36%。当储层物性在门限值范围内,表明储层在自然条件下具有产能,可进行必要的储层保护措施;当储层物性不在门限值范围内,需考虑必要的改造措施以获得产能。     

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4%~12%,渗透率一般小于0.3m D,属于典型的致密砂岩储层。而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限。在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度—渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究。经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7%、渗透率0.0276m D。     

泥质分布形式对储层产能影响及计算方法初探

随着油气田勘探开发的深入,对于储层产能的正确评价,已显得日趋重要。储层有效孔隙度、渗透率和束缚水饱和度是确定储层产能的重要内容。通过对Y油田分析发现,泥质分布形式在相当大的程度上又决定了储层的有效孔隙度、渗透率和束缚水饱和度,而渗透率和束缚水饱和度又可以通过与有效孔隙度拟合得到其计算模型。因此,算准有效孔隙度变成问题的关键。通过建立以泥质分布形式为基础的地层体积模型,并建立相应的线性方程组,可以有效地计算出三种形式分布的泥质含量和有效孔隙度,从而为勘探开发领域中更准确地计算渗透率和束缚水饱和度以及进行储层产能评价奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区储层含气物性下限分析

以鄂尔多斯盆地苏里格气田东区的勘探开发资料为基础,根据储层含油气物性下限的定义与特点,运用统计方法与成藏机理方法对东区储层含气物性下限进行了研究。结果表明,2种方法得出的储层含气物性下限值基本接近,盒8段储层含气的孔隙度下限为2.223%,渗透率下限为0.005 7×10-3 μm2;山1段储层含气的孔隙度下限为1.605%,渗透率下限为0.004 4×10-3 μm2,含气物性下限与充注动力负相关,盒8段含气物性下限大于山1段。通过实测资料寻找含气物性下限附近的储层,对连续取样进行含气饱和度测定,分析表明,物性在含气物性下限附近的储层含气饱和度极低,物性高于含气物性下限的储层含气饱和度显著升高。理论分析结果与取心实测结果基本一致。      

苏里格气田西南部致密砂岩气藏资源评价方法及评价参数的影响因素

对储层特征及其对资源评价影响的认识,是致密砂岩气藏资源评价、生产和高效开发的基础之一。通过测井分析、薄片观察、生烃条件和生产数据分析,研究苏里格气田西南部石盒子组8段和山西组1段储层特征、砂体展布、砂体厚度、砂体叠置模式,明确储层特征和适用的评价方法,探讨储层特征对资源评价参数的影响。研究表明：苏里格气田储层具有典型的低孔低渗、强非均质性特征,适用容积法进行资源评价;储层厚度和面积受控于砂体展布和叠置模式,一般砂体厚度大,展布面积广的分流河道和复合砂体的资源量较大,产气量较高;储层孔渗受控于碎屑组分和微观孔隙类型,并受后期成岩作用强烈改造,压实作用和胶结作用破坏孔隙,溶蚀作用有力地改善了孔隙;生烃强度在根本上控制了产水区和产气区的分布,而致密气富集的甜点区主要分布于有利储层的相对高孔渗部位。在致密砂岩气资源评价中,沉积作用控制了砂体展布和叠置模式,塑造了不同类型的复合砂体,决定了储层面积、厚度,进而控制了油气赋存规模和产能。成岩作用改变储层储集和渗滤性能,主要以微观形式来对整个油气开采区的油气储量带来影响。