常规测井资料在非均质性储层中的应用——以新场气田蓬莱镇组气层解释为例

新场气田蓬莱镇组气藏为近致密砂岩气藏，其储层具有极强的非均质性，有许多不同于常规天然气储层测井响应特征。针对这类储层如何识别气层并划分气层有效厚度是目前面对的主要问题。用已有的测井资料、岩芯资料分别进行标准化和岩芯归位，分析岩芯孔隙度与各种测井响应的关系及岩芯孔隙度与渗透率的关系，通过回归分析建立孔隙度及渗透率测井解释模型。根据蓬莱镇已有的测井资料，结合测试成果资料，建立了工业气层与非工业气层的电性特征图版；采用孔隙度重叠、差值等方法建立了工业气层与非工业气层的识别与解释图版；应用以上模版能较好地识别工业气层与非工业气层，进而求取有效厚度，通过与其他方法确定的有效厚度对比吻合程度较高，因此该方法可以用于直接划分气层有效厚度。     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长2储层物性主控因素分析

通过对蟠龙油田长2砂岩的岩石学特征、孔隙类型、成岩作用及储层物性研究,其储层物性主要受沉积微相、成岩作用、裂缝发育程度与规模控制。辫状河河道砂坝中细—细砂岩具有较高的孔隙度和渗透率,天然堤粉细砂岩和细砂岩的孔隙度和渗透率较低;压实作用是导致砂岩孔隙丧失的主要原因;碳结作用进一步破坏孔隙度,碳酸盐是砂岩孔隙度丧失的主要胶结物;溶解作用是物性得到改善的重要途径;裂缝对砂岩渗透率的提高起了重要贡献。     

涩北气田第四系生物气藏低阻气层特征及成因研究

由于低电阻率油气层的电阻率低于或接近邻近水层的电阻率,降低了利用电阻率识别油气层和水层的分辨率,给测井解释带来较大的难度。青海柴达木盆地第四系涩北气田的储层岩性主要是含泥粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。为了利用测井等资料评价第四系低阻气层,文章在分析和研究测井曲线、岩心分析资料的基础上,提取水层、气层测井曲线以及储层物性特征,剖析了低阻气层最主要原因是储层亲水且较高束缚水饱和度和高地层水矿化度的综合反映。     

利用常规测井资料识别致密砂岩气层

致密砂岩气层表现出明显的低孔隙度、特低渗透率及复杂的孔隙结构特征,给测井储层评价带来了巨大的挑战。选定鄂尔多斯盆地某区的致密砂岩气层为研究对象,根据储层的"四性"关系分析,以常规测井资料为基础,辅以自然伽马能谱测井资料进行研究。首先,利用自然伽马能谱测井准确求取储层的泥质含量;然后,根据密度测井计算储层孔隙度,并结合孔隙度和泥质含量预测储层的渗透率;最后,基于Archie公式,计算含气饱和度,建立研究区气层识别图版,以此为基础识别致密砂岩气层。     

大牛地气田储层物性特征分析

大牛地气田主要目的层段储层的五性特征之间存在着一定内在的联系,其中岩性特征起着重要作用;油藏类型为碎屑砂岩油藏,总体表现为孔隙度低、渗透率低;由于沉积微相存在的差异,不同层位、气层组的储层具有不同的储层特征。     

复杂岩性砂岩储层岩性分类渗透率计算方法

RE地区沉积环境多样,砂岩储层存在多种岩性,常规渗透率评价模型难以满足渗透率计算精度要求。主要目的层岩性包含石英砂岩、凝灰质砂岩和泥质砂岩三种岩性,不同岩性岩石所含胶结物和胶结方式差异大,致使物性差异明显。文中首先通过测井曲线识别储层的三种主要岩性,再分别建立了不同岩性储层渗透率计算模型,渗透率计算结果符合精度要求。     

鄂尔多斯盆地延长气田上古生界气藏储层特征研究

通过对鄂尔多斯盆地延长气田上古生界本溪组、山西组和下石盒子组储层砂岩沉积体系、岩性特征、物性特征的分析,认识到研究区气藏储层主要为障壁岛、辫状河三角洲前缘沉积体系,岩性主要为中粒-粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩,储集空间以次生溶孔和晶间孔为主;物性较差,属特低孔特低渗储层。     

清水洼陷及周边地区砂岩储层特征及影响因素

通过对清水洼陷及周边地区沙三段、沙一二段和东营组砂岩储层岩性、物性、沉积环境及地质特征的研究,对砂岩储层的物性特征及其影响因素进行了系统的分析,认为长石砂岩和岩屑质长石砂岩是主要砂岩类型,砂岩胶结物主要为泥质和碳酸盐,储层物性主要受岩石组成、沉积相带以及成岩作用的影响。     

临南洼陷沙三下亚段低渗透油藏储层特征研究以夏943块为例

临南洼陷沙三下亚段油藏埋藏深度深,岩性细,原油性质好,但开发难度大,录井为油浸的储层在压裂试油后不能获得工业油流。因此,对其储层特征进行研究有助于进一步开发。通过对取心井段的物性资料的分析,结合FMI成像测井资料对比分析,对沙河街组沙三下亚段储层砂岩的岩石学特征、物性特征、沉积相、成岩作用做了较为详细的研究。研究表明;临南洼陷沙三下亚段三角洲前缘亚相坝砂储层总体上为一套砂岩体,岩性以粉砂岩为主,成分成熟度及结构成熟度均较高,孔隙度较好,但渗透率低,属于低孔特低渗透的油藏。影响沙三下亚段储层物性的因素很多,其中压实作用是导致原生孔隙减小的主要因素,胶结作用是导致渗透率极低的主要原因。     

杭锦旗上古生界致密储层物性特征分析

本文通过对鄂尔多斯盆地杭锦旗地区锦6~锦11六口井的746块岩芯进行分析表明,杭锦旗地区下石盒子组储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩和长石石英砂岩,山西组主要为岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩,太原组主要为岩屑砂岩和石英砂岩,储层岩石成熟度中等;经历压实作用、胶代作用、溶蚀作用和构造作用等。储层物性差,总体具有低孔低渗特征,剖面上,山西组的储层物性最好,盒一段物性较好,盒二、三段以及太原组的物性较差;平面上,锦11井区的孔隙度最好,平均为10.51%,锦10井区的渗透率最高,平均为6.47×1-0 3μm2,综合孔隙度和渗透率,锦9井区的储层物性最好,锦7井区的储层物性最差。影响储层物性的因素有很多,其中成岩作用对储层发育起着决定性的作用。     

鄂尔多斯盆地南部本溪组气藏储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析化验手段,对鄂尔多斯盆地南部本溪组储层特征进行综合研究。结果表明,障壁岛-泻湖沉积是研究区本溪期主要的沉积相类型之一,本溪组气藏储层为潮道砂体和障壁砂坝砂体,含气砂体不受局部构造控制,为岩性气藏。该区本溪组储层岩性主要为中-粗粒石英砂岩,少量细砂岩和砾岩。根据分析结果本溪组储层孔隙度平均为2.9%,渗透率平均为0.8141×10^-3μm2,表明储层属于特低孔-特低渗储层。储集空间主要以原生粒间孔隙和粒间孔为主,其次为长石溶孔,喉道类型主要以微喉道为主。     

延长油田石油地质特征

延长油田勘探开发目的层为三叠系延长组长6油层组,储层已进入晚成岩作用阶段,具有矿物成熟度低、结构成熟度高、成岩作用强烈的特点。储层为低孔隙度、特-超低渗透率致密砂岩,浊沸石微溶型储层是本区的主要储层类型,粒间孔-溶孔型孔隙组合为主要孔隙空间类型,次生孔隙有效地改善了储层物性,是重要的储集空间。三角洲前缘水下分流河道砂体是本油田的主要储集层段。石油地质特征表现为沉积微相控制储层岩性,岩性和成岩作用控制物性,物性控制含油性,缺乏局部构造,为典型的岩性油藏。     

致密砂岩储层物性下限求取的一种新方法-产能模拟实验法

本文通过产能模拟实验验证了致密砂岩气藏有效储层物性下限,并应用压力敏感性试验建立覆压条件下孔渗相关函数,求出苏里格气田东区致密砂岩在地层条件下的有效储层物性下限,指出在地表条件下鄂尔多斯盆地致密砂岩砂岩气藏有效储层孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.1×10-3μm2,为目前的致密砂岩气藏开发工艺指明了方向。     

北塘地区沙三段沉积与储层特征研究

北塘地区位于黄骅坳陷北部,靠近燕山褶皱带和沧县隆起两大物源供给区。该区沙三段是主力含油目的层,主要发育北部辫状河三角洲与西部扇三角洲两大沉积体系,其次是浅滨湖相沉积。通过对储层岩石、物性和孔隙结构等方面进行研究表明,储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,颗粒呈次尖-次圆状,多为点-线接触,成分成熟度较高。孔隙类型主要为次生孔,平均孔隙度为18.56%;平均渗透率为25.73mD,属中孔低渗储层。沙三3时期白云岩储层岩性为深灰色白云岩与灰色泥岩,平均孔隙度为7.36%,平均渗透率为2.0mD,泥质含量21%,属特低孔特低渗储层。通过研究该区沉积体系结合储层特征,明确了沙三段碎屑岩和白云岩储层储集类型及砂体平面展布规律。     

海安凹陷曲塘次凹阜三段储层特征及四性关系研究

海安凹陷曲塘次凹断裂发育,阜三段砂岩储层岩相变化快,加之长期注水开发的干扰,给新钻井油水层测井解释造成困难。通过对研究区钻测井、分析化验及试油资料分析,对研究区阜三段的储层特征及四性关系进行研究,结果表明:研究区阜三段主要发育中孔中低渗储层,岩性以粉砂岩和泥质粉砂岩为主,储层岩性、物性的差异控制了油藏的富集程度,在岩性相同的情况下,含油性取决于物性的好坏。在此基础上建立油水层解释图版,得出该区油水层电性识别标准,对提高该区测井解释符合率具有一定的意义。     

特低渗砂岩储层物性下限确定方法

鄂尔多斯盆地西峰油田合水地区庄31井区储层岩性主要为长石质岩屑砂岩和长石岩屑质石英砂岩.孔隙类型为粒间孔和长石溶孔,孔径一般10～40 μm.产层平均孔隙度9.5％.平均渗透率0.25 mD,属典型的低渗透特征.通过美国岩心公司经验统计法、含油产状法、测试法确定了研究区有效储层物性下限,孔隙度为7％,渗透率为0.06 mD,为有效厚度划分及储量计算提供了依据.     

鄂尔多斯盆地东部某区上古生界储层物性分析及其影响因素

储层物性纵向上差异较大,且纵向上孔隙度和渗透率间的正相关性较为明显,渗透率在纵向上的规律并不明显。测井解释孔隙度的误差较小,可用于储层孔、渗的平面分布图。山西组具有相对较大的渗透率差异,河道砂体展布和含气层段分布与高值区段也有较好的相关性,强烈表明了储层的非均质性。本溪组各井中储层孔隙度最大值为6.4%,最小为0.5%,平均值2.9%。本区控制储集砂体展布及储集砂体孔隙度和渗透率变化的沉积微相主要是三角洲前缘水下分流河道,其砂体比较发育。研究发现:孔隙度、渗透率的变化是与石英含量变化呈正相关的,同时,随着岩屑含量的增加,孔隙度和渗透率降低。本区孔、渗、饱的高值区即为石英砂岩的发育区。     

彬长地区长8油层组储层特征及分类评价

通过对薄片、物性、压汞等资料的分析统计,对彬长地区长8油层组的储层特征进行了研究。结果表明:长8储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,少量为岩屑长石砂岩,储层平均孔隙度为7.3%,平均渗透率为0.32×10-3μm2;孔隙类型以粒间溶孔为主,孔隙结构以小孔-微细喉组合为主。结合储层岩性、物性、孔隙结构特征及其相互关系,将研究区长8储层划分为四种类型,综合评价为好储层、较好储层、一般储层和非储层。     

三塘湖盆地湖218区块西山窑组储层评价

针对三塘湖盆地湖218区块西山窑组储层进行了研究,根据本区块地质、测井、钻井、分析化验等资料及前人研究成果,通过对该区储层岩性特征、电性、物性以及含油气性特征分析,特别对该区储层的孔隙类型进行了研究,研究认为,湖218区块的西山窑组储层,岩性以砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩和少量粉砂岩为主,其中中细砂岩最多。西山窑组储层物性普遍较差,总体评价为低孔特低渗储层。孔隙度主要分布在6~16%,岩心分析渗透率平均值为3.23×10-3μm2。储层储集空间类型有原生粒间孔隙、溶蚀孔(粒间溶孔、粒内溶孔)、裂缝等,其中以粒间孔为主。根据以上研究成果,对西山窑组储层进行了综合评价,将该区储层划分为I1、I2、II和III共四类储层,以I2和II类储集层为主。在此基础上预测了西山窑组储层有利的发育地区,评价结果与生产吻合较好,适合地区实际,对该区块西山窑组油藏的储层评价及产能建设等具有一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地南泥湾西部探区长8储层分类评价

随着对鄂尔多斯盆地油气勘探的推进,研究区域开始逐渐由盆地中心向边缘推进。通过对鄂尔多斯盆地南泥湾西部探区长8油藏储层的岩石学特征、成岩演化特征、物性特征成岩作用等方面对研究区储层开展综合分析,通过薄片鉴定、铸体、扫描电镜、压汞等分析测试手段资料,进一步认识了长8储层发育特征。研究表明：长8储层砂岩类型基本为细粒长石砂岩,储层砂岩填隙物以水云母、方解石及泥质胶结物为主,砂岩孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔为辅;长8储层物性由河道主体-河道侧翼-间湾依次变差,隔夹层发育,非均质性较强,砂岩孔隙度集中分布于5%～10%,平均孔隙度为7.98%,渗透率集中分布于0～0.6m D,平均渗透率为0.36m D;长8储层在经历早期压实-胶结-溶蚀及后期压实作用;烃类充注时期主要为白垩纪中晚期;长8储层主要以水下分流河道侧翼和河道侧翼-间湾两类为优势沉积相,主要发育Ⅲb和Ⅳa两类储层。