低孔低渗储层参数解释模型的建立

低孔低渗油藏的识别关系测井评价,这仍然是国内石油勘探开发面临的难题之一。研究对象位于辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中南部,油田虽然不大,但是十分复杂。构造幅度小,储层岩性细,孔隙、孔喉小,泥质含量高等原因造成油层电阻率低,致使储层流体识别困难。由于储层低含油饱和度、孔隙结构复杂、非均质性严重,掩盖或模糊了电阻率对流体信息的敏感性,降低了电阻率测井识别流体性质的能力,同时由于地层水矿化度平面及纵向变化大,使油、气、水、干层识别难度加大。通过对低孔低渗储层岩矿特征、孔隙结构、物性、电性特征进行系统研究,明确低孔低渗储层形成机理。综合孔隙结构研究、岩石物理研究,建立低孔低渗储层参数测井解释模型,提供较准确的孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等参数,提高测井解释符合率。     

平落坝气田须二段储层分布特征

平落坝气田须二段是川西主要产气层,通过对该区多口井的岩性、物性特征进行分析研究,认为该段储层岩石类型复杂,储集空间类型多样,为典型的低孔低渗特征。根据气田须二段多口井测井资料对储层平均孔隙度、储层厚度及储层储能系数进行描述与评价,并预测研究区储层平面展布规律。储层的分布主要受近河口砂坝砂体岩相和裂缝发育程度的影响。     

岩性扫描测井在焦石坝地区页岩气储层评价中的应用

页岩气储层岩性识别和有机碳含量的有效计算是页岩气储层评价的关键,通常利用伽马能谱和ECS元素俘获测井可以较粗略地识别岩石的矿物成分、含量及计算有机碳含量。介绍了斯伦贝谢公司岩性扫描测井仪器,通过岩性扫描测井和ECS元素俘获测井在探区的应用对比,分析了岩性扫描测井与元素俘获测井的区别和优势,认为岩性扫描测井不仅能准确的精细识别岩石的矿物成分和含量,还可以直接测量地层岩石的有机碳含量TOC,为页岩气储层评价提供了新的测井手段和技术。     

页岩气储层测井解释评价技术方法分析

掌握页岩气储层测井评价要点对评价页岩气很有必要。通过梳理页岩气储层特征、测井响应特征和评价要点,分析研究了页岩储层参数测井计算方法。结果表明,页岩气储层测井响应特征主要表现为"四高三低一扩"的特征;页岩气储层评价要点主要包括矿物组分含量计算、地化参数计算、物性参数计算、含气量计算及岩石力学参数计算等。不同研究区页岩储层特征不同,在开展页岩气测井评价时,需要以实际岩心数据为基础,选择及建立合理的储层参数测井解释模型来开展页岩气储层测井综合评价。     

低孔低渗储层测井评价技术研究

油气田中的低孔低渗储层测井评价难度相对较大,主要以该类型储层的测井评价技术为研究对象,在对某油气田低孔低渗储层基本特征进行简要分析的基础上,重点介绍了储层的四性关系,发现电性与岩性、含油性与岩性、物性与含油性之间都存在重要的关系,是开展测井评价工作的基础。构建了泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数定量计算模型。制定了油层、油水同层、水层以及干层之间的解释标准,并以2口典型井为例进行了定量测井综合评价,效果良好。     

塔南凹陷南二段低渗透砂岩有利储层预测研究

塔南凹陷南二段由于构造特征复杂,储集层岩性种类多、物性差,有利储层预测难度大。根据岩性资料和试油结论对有利储层岩性分布情况和物性参数进行分析,在此基础上,对有利储层进行测井响应特征分析,利用多参数拟合曲线重构的思路对敏感曲线进行融合重构,以重构后曲线为约束进行地震反演有利储层预测。结果表明,南二段有利储层为高阻砾岩背景下的含油粉砂岩,单一的测井曲线无法将有利储层识别出来,选取对地层岩性及含油性有较好响应的自然电位曲线与深侧向电阻率曲线进行曲线融合重构,采用重构后拟合曲线约束地震反演进行有利储层预测,通过与井上砂岩数据进行误差统计,认为有利储层预测精度较高,该方法对油田后续井位部署有重要指导作用。     

川西深层裂缝——孔隙型储层储量参数计算

川西深层储层基质物性差,但其裂缝较发育,属低孔低渗、致密超致密碎屑岩的裂缝—孔隙型储层。通过分析储层特征,分双孔介质模型,开展测井资料的选择及岩芯资料的评价,总孔隙度选用声波—中子交会计算,裂缝孔隙度用电成像谱分析计算。并利用各种岩芯分析数据对测井计算的储层参数进行刻度和验证。     

金湖凹陷龙岗地区戴南组测井解释模型

金湖凹陷龙岗地区戴南组储层研究较少,测井解释程度低且符合率偏低等,首先综合测井、录井、岩芯分析等资料,分析了龙岗地区戴南组低孔低渗储层的岩性、物性、电性及含油气性等特征及四性之间的相互关系;并在四性研究的基础上,建立了该地区的泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度测井解释模型。对于金湖凹陷龙岗地区戴南组储层的测井解释及储层综合评价具有一定的意义。     

QB油田Q12区高伽马储层测井识别评价

QB油田Q12区为复杂砂岩储层,具有较高的放射性,造成储层测井识别与评价困难,极易漏失储层和造成优质储层误判。针对存在的高伽马储层识别评价难题,以生产动态资料为依据,测井资料、岩芯资料和岩石物理实验相结合,研究了储层高自然伽马成因,认为高伽马储层泥质含量低,高钾长石含量加之高放射性岩屑成份是形成的主控因素。通过岩芯观察,结合岩石物理实测矿物组分,研究了高伽马值储层岩石物理测井响应特征,在此基础上开展了储层有效性的主要测井评价指标研究,并对该类储集层进行综合分析评价,应用中得到了生产验证。     

柴窝堡凹陷红雁池及芦草沟组储层特征及控制因素

综合利用岩石薄片、扫描电镜和物性分析资料,对柴窝堡凹陷上二叠统红雁池组和芦草沟组储层特征和控制因素开展系统研究。研究结果表明该地区发育的扇三角洲储层主要为中粗粒岩屑砂岩和砂砾岩,成分成熟度和结构成熟度较低,以次生孔隙为主要储集空间,属于低孔、低渗或特低孔、特低渗储层。储层发育主要受到岩性、沉积微相和成岩作用控制,有利储集相带主要为滨浅湖滩坝和河口坝砂体,溶蚀作用和裂缝发育对改善储层物性具有积极意义。     

石油低渗透储层安全损害评价方法

目前评价石油低渗透储层安全损害状况时,缺少对流体渗流的分析,导致评价适用度较低。为此,提出石油低渗透储层安全损害评价方法。构建流体渗流模型,利用流体偏差因子以及流体黏度得出储层空隙间流体压力;预判储层是否存在损害,若存在则通过计算储层的真实表皮系数总和,即储层附加阻力总和,得出储层低渗透流体对底层的损害深度;利用表皮系数和渗透率间的关系进行描述,实现石油低渗透储层安全损害评价。实验结果表明,所提方法能够较全面地对石油低渗透储层进行安全损害评价。     

南堡凹陷下古生界表生岩溶和埋藏岩溶储层识别标志

南堡凹陷碳酸盐岩潜山是重要的深层油田勘探领域,具有埋藏深、时代老、构造运动复杂、多期岩溶作用的特点。通过研究南堡凹陷下古生界岩溶储层的岩心、钻井、测井、地震响应特征和地球化学特征,分析表生岩溶储层和埋藏岩溶储层的识别标志,确立识别方案。结果表明,表生岩溶储层主要分布在寒武系—奥陶系潜山顶部的马家沟组石灰岩中,表生岩溶影响范围可达不整合面之下170 m,储层段有漏失无放空无明显的空洞;具有岩心发育角砾、淡水方解石;测井响应高自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低电阻率、低岩石密度;地震反射呈不连续或杂乱反射的特征。埋藏岩溶储层主要分布在寒武系毛庄组的内幕白云岩中,储层段缝合线发生扩溶,并伴生粗大方解石充填其中;见成藏期流体淬灭方解石;测井响应具有低伽马、高密度、高电阻率特征。受岩性和断裂控制,埋藏岩溶多沿断裂、缝洞发育。以钻井、测井响应特征为首要识别标志,岩心和地震反射特征为次要识别标志,地球化学特征为辅助识别标志,实现岩溶储层精准识别预测。     

低渗油藏水平井水泥浆体系及施工技术

水平井技术作为提高采收率、降低开发成本的一条有效途径已经在国内外得到广泛应用。水平井开发低渗透油藏能数倍的扩大油藏的泄油体积,减小生产压差,增加原油产量,但低渗油藏水平井固井一直是固井领域的难题。本文重点分析了胜利低渗油藏水平井固井技术现状、难点及攻关思路, 优选了零自由水、低失水、流变性好、直角稠化、微膨胀、防窜性能强的水泥浆体系,选用了与水泥浆体系、钻井液相容性好的冲洗前置液,采用了相应的固井技术措施,从而提高了胜利低渗油藏水平井的固井质量。     

新安边地区长7主力油藏辨识

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,盆地新安边地区长7油藏受沉积环境控制,砂体横向变化快,纵向隔夹层发育,主力贡献层识别难度大。综合地质研究认为,长7段页岩油具有砂泥储层大面积分布、储层致密但流体可动性较好、含油饱和度高、油质轻、气油比较高、埋藏较浅、资源量大等特点。针对新安边地区长7致密油储层,通过综合应用数理统计法和岩心观察、常规测井、核磁测井识别法,建立了主力贡献层纵向识别标准,以目前勘探成果为依据,多参数综合评价确定有利区、次有利区和不利区的阈值范围。评价结果具有很好的一致性,解决了储层单因素评价过程中出现的评价结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对致密油储层进行合理评价。应用该结果指导水平井轨迹设计优化,取得了较好的应用效果。     

基于电成像测井的碳酸盐岩储层分类系统设计与实现

四川盆地普光地区碳酸盐岩储层发育裂缝和溶蚀孔洞,由于常规测井响应特征不明显,需要结合使用电成像测井资料来进行解释。针对碳酸盐岩在勘探开发中地层划分和类型识别的需要,采用Visual C++作为开发平台,并结合Oracle数据库和FTP文件系统,设计开发一套基于电成像测井的碳酸盐岩储层分类软件系统。该系统实现了对碳酸盐岩地层的自动分层和类型识别、成果显示及交互解释、Oracle数据库及FTP文件系统管理和多机使用等功能,并且具有良好的用户界面,操作方便,易于使用,对划分地层和确定地层类型处理效果良好,提高了资料处理解释效率。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

延长油田测井现状与发展前景

石油测井作为油田的听诊器，可以获得全面的矿藏信息，是测井评价、岩层地质分析和油气开发的重要资料。测井资料是建设油田数据库的重要组成部分，是油田勘探开发必不可少的宝贵资源，对于油藏研究和开发方案的确定等工作起着至关重要的作用。从实际出发，分析阐述了延长油田测井技术的现状与发展前景。研究为延长油田油藏研究及持续高效开发提供了科学依据。     

可控冲击波增透技术在吉宁低孔低渗松软煤层的应用

吉宁煤矿是典型的低透气性煤矿,可控冲击波技术是目前低透气性煤层增透的理想措施之一。适合于该矿的可控冲击波作业点间距、单点作业次数和孔口保留深度等参数尚未解决。针对上述问题,在吉宁煤矿低透气性煤层采帮区和非采帮区开展了可控冲击波增透技术的合理作业参数设计。考虑安全和作业效果因素设计了0～30m和0～40m两种孔口保留深度,考虑冲击波叠加和单孔作业效率影响设计了6m和9m两种作业点间距,考虑煤层物性差距设计了6次、8次和9次三种单点作业次数。试验结果:非采帮区3~#增透孔采取冲击点间距9m、单点冲击6次参数施工后钻孔平均抽采纯量最高,非采帮区增透钻孔平均日抽采量提高5倍,采帮区增透钻孔平均日抽采量提高5.9倍;孔口保留深度对增透效果的影响无规律可循;距离增透钻孔60m处的1-2~#观测孔抽采量明显高于本组增透孔。结果表明:吉宁煤矿可控冲击波作业参数以9m冲击点间距、6次单点冲击次数最佳;孔口保留深度对增透效果影响无规律可循,根据现场施工经验维持在0～40m较为合适;可控冲击波对吉宁煤矿煤层最大增透影响距离达60m左右。