川西马井气田蓬莱镇组致密砂岩储层可动水饱和度计算方法

马井气田主力产气层段为侏罗系蓬莱镇组地层,该地层主要是具有复杂岩性、复杂孔隙结构、低孔隙度低渗透率等特点的致密砂岩储层,储层岩电参数之间表现出明显的非阿尔奇现象,使得常规阿尔奇模型难以准确计算储层含水饱和度;现有的建立在常规砂岩储层中的束缚水饱和度模型在复杂孔隙结构致密砂岩储层中应用效果较差,利用阿尔奇含水饱和度与常规束缚水饱和度的差值难以准确确定储层可动水饱和度.在储层基本特征分析的基础上,结合岩电实验数据研究认为双孔隙导电体积模型能较好表征储层的导电规律;在双孔隙导电体积模型的基础上,推导建立了可动水饱和度计算模型.基于岩电实验、核磁共振束缚水饱和度测试结果以及常规测井数据,分析了模型中的各个参数,提出确定束缚水饱和度的新方法,进而确定了模型中微孔孔隙度这一关键参数.现场实例应用表明,可动水饱和度计算结果与储层产水特征相符,利用计算的可动水饱和度判别储层中流体的可动性运用效果较好.     

核磁共振测井T2截止值的确定方法

在缺乏岩心核磁共振实验资料的情况下,确定合适的核磁共振测井T2截止值(即T2cutoff)对于准确评价地层非常重要。NHA井砂岩储层核磁共振束缚水饱和度对T2cutoff的敏感度分析表明,T2cutoff取值对低孔低渗层束缚水饱和度的计算影响较大,当T2cutoff从21.3ms变化至52.9ms,低孔低渗层束缚水饱和度的变化量高达22.7%。可通过对比其他高含油(气)饱和度地层常规资料含水饱和度与核磁共振束缚水饱和度差值来确定低孔低渗层合理的T2cutoff取值。通过拟合得到的NHA井储层核磁共振束缚水饱和度与储层物性指数及T2cutoff的经验关系式,可用于分析该地区储层核磁共振束缚水饱和度对T2cutoff的敏感性,以及估算某T2cutoff下的束缚水饱和度值。     

结合NMR和毛管压力资料计算储层渗透率的方法

基于核磁共振(NMR)测井驰豫时间分布和毛管压力曲线均反应储层孔隙结构的事实,提出了将NMR测井和毛管压力资料相结合计算储层渗透率的新方法。通过对大量压汞和核磁共振测井实验岩心样品的分析,建立了Swanson参数与岩石渗透率的关系模型。为解决压汞数据受岩心样品数量限制的问题,提出了利用核磁共振横向弛豫时间几何平均值求取Swanson参数,可以连续地计算储层的渗透率。对某油田A井低孔隙度、低渗透率储层实际资料的处理表明,用新方法计算得到的渗透率与岩心分析的空气渗透率吻合较好,验证了该方法的准确性和广泛适用性。     

基于动态资料的低孔低渗砂岩储层渗透率测井评价方法——以陆丰凹陷古近系为例

复杂孔隙结构导致陆丰凹陷古近系低孔低渗砂岩储层的孔隙度级别相同，但渗透率相差1~2个数量级，常规孔渗模型计算渗透率的精度低，难以满足当前对古近系储层有效性识别和产能预测的需求。通过综合运用岩心物性分析、压汞和核磁共振T₂谱，将储层划分为4类流动单元，利用电缆地层测试流度结合孔隙度识别流动单元类型，实现储层绝对渗透率的准确评价。在此基础上，基于岩心相渗实验建立岩心尺度上的绝对渗透率和最大油相渗透率的转换模型，然后利用纯油层取样渗透率和钻杆测试（DST）试井解释渗透率建立岩心尺度到DST试井尺度的渗透率转换模型，最终实现DST测试油相渗透率的计算。运用电缆地层测试流度结合流动单元法对陆丰凹陷5口井古近系地层绝对渗透率进行评价的结果显示，预测渗透率的相对误差平均值为48.3%，精度明显高于Herron模型。采用测井计算的DST尺度油相渗透率对3口井的产能进行预测，结果与实际测试产能吻合较好。     

低渗透砂岩中的低对比度油气层类型及成因分析

通过对四川盆地包-界地区须家河组和鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段低渗透砂岩油气层测井响应特征的深入分析,结合试油、分析测试和岩心薄片鉴定资料,提出了广义的低对比度油气层的概念。在低渗透砂岩储层中,低对比度油气层包括4种类型:油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层;有自然产能的油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层;压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层;高产油气层和低产油气层的孔隙度和电阻率差异小的低对比度油气层。通过对低对比度油气层岩心NMR和薄片鉴定结果的深入分析表明,导致低渗透砂岩储层中产生上述4种低对比度油气层的主要原因在于其复杂的孔隙结构引起的高束缚水饱和度和成岩相差异。     

低孔低渗砂岩储层物性下限确定方法研究——以子洲气田山西组山23段气藏为例

子洲气田山西组山23段储层孔隙度主要分布在0．10％-10．50％之间,平均4．77％,渗透率主要分布在（0．01～87．8）×10^-3μm^2,平均为1．52×10^-3μm^2,属典型的低孔一低渗型储层。以子洲气田山西组山23段低孔一低渗型砂岩储层为例,针对砂岩储层物性孔隙结构特征,结合岩心分析的孔隙度、渗透率与含油岩心饱和度相渗透率的关系等方面进行深入研究,采用最小喉道半径法,以及孔隙度、含水饱和度和相渗曲线组合法等方法确定了该储层的物性下限值。     

核磁共振及微、纳米CT技术在致密储层研究中的应用——以鄂尔多斯盆地长7段为例

鄂尔多斯盆地长7段以致密储层为主,广泛发育微、纳米级孔喉系统,孔喉连通复杂。致密砂岩储层研究的基础是精确表征这类孔喉的特征,致密砂岩储层属于非常规的范畴,采用传统的研究方法无法实现微、纳米级孔喉的精确表征。借助核磁共振技术、CT技术,具体分析了Z230井、X233井、N44井的致密岩心样品,实现了对致密储层的精确表征。核磁共振技术实验得出,可动流体饱和度是评价低渗透致密储层的一个重要参数,可动流体饱和度与孔隙度、渗透率具有相关性;T2谱图分析得出了岩样的孔隙分布特征;微、纳米CT实验得到了孔喉三维立体图,并对岩样进行扫描切片成像,直观显示了孔喉的形态特征。实验分析认为,核磁共振技术与微、纳米CT技术可以实现对致密储层的精确表征与评价,是致密储层勘探开发的一个重要的技术手段。     

核磁共振技术在储层评价中的应用研究——以青海柴达木盆地为例

核磁共振技术已从石油测井拓展到实验室内岩心分析，岩心或岩屑在实验室内利用核磁共振技术可以测量孔隙度、渗透率、可动流体、油水饱和度等一系列反映储层性质的参数。本文利用石油勘探开发研究院廊坊分院渗流所研制的便携式核磁共振分析仪，对柴达木盆地各类岩心进行核磁共振分析，以此样品分析为例，讨论如何利用核磁共振分析技术有效评价储层。通过分析。一般砂岩样品，核磁共振测定的孔隙度和渗透率与常规岩心分析结果具有较好的一致性。核磁共振分析获得的可动流体百分数可以评价储层，尤其对于较疏松样品，核磁共振可以发挥其优势，其评价结果与测井解释具有较好的一致性。利用核磁共振技术可以较为快速地测量储层岩石的油水饱和度，其结果与常规分析存在较好的符合性。     

核磁共振测井资料在磨溪气田碳酸盐岩储层有效性评价中的应用

磨溪气田嘉二段嘉二1和嘉二2亚段的常规测井和常规物性分析资料均解释为具有较好储集性的储层,但与试油结果不符.岩心核磁共振实验分析表明,这2个亚段储层的孔隙结构存在较大的差异,嘉二1亚段储层的孔径小、有效孔隙度低、束缚水饱和度很高.嘉二2亚段的孔隙半径要明显大于嘉二1亚段,有效孔隙度较高,束缚水饱和度低.核磁共振分析结果与试油结果具有较好的一致性,证明可以利用岩心核磁共振资料评价磨溪嘉二段储层的有效性.     

彬长区块长7油层组致密砂岩储层参数计算方法研究

鄂尔多斯盆地彬长区块长7油层组发育特低孔超低渗储层,泥质含量高,储层孔隙结构复杂,束缚水饱和度较高。通过岩心刻度测井资料,建立了多参数拟合法孔隙度计算模型,并对不同的成因砂体建立了不同的渗透率解释模型。在阿尔奇公式计算含水饱和度的基础上,建立了束缚水饱和度计算模型。     

西峰油田合水区块长8岩性油藏流动单元划分

针对西峰油田合水区块长8岩性油藏具有典型的低孔特低渗透与强非均质性的现状,纵向上,以岩心观察与分析和测井资料为基础,应用高分辨率层序地层学原理,对研究区长8储层进行精细的等时地层单元划分;平面上,经综合分析选取了有效厚度、孔除度、渗透率、含油饱和度、流动带指数等5个权重参数.对这些参数应用SPSS统计分析软件进行聚类分...     

构造裂缝对低孔低渗储层的影响作用研究——以东濮凹陷沙三段为例

裂缝在低孔低渗储层中所起的作用举足轻重。以东濮凹陷沙三段为例,综合利用野外测量、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、古地磁定向等方法,对研究区裂缝的类型、发育特征、表征参数等进行了分析,并研究了裂缝与储层含油性、产能及物性的关系。结果表明：东濮凹陷沙三段裂缝按规模可分为宏观裂缝和微观裂缝,宏观裂缝规模较大,微观裂缝发育密集;裂缝孔隙度可作为裂缝发育程度的综合定量评价参数,宏观裂缝平均孔隙度为0.048%,微观裂缝平均孔隙度为0.54%;裂缝既可以作为油气储集空间,又可作为油气运移通道,同时,还可以沿裂缝产生次生孔隙带,从而改善储层物性,提高储层含油概率及产能;宏观裂缝主要改善储层渗透率,起渗流作用,微观裂缝可增大储层储集空间,连通储层孔隙,宏观裂缝和微裂缝形成的一个连通立体的网络控制着油气的运移和富集。     

低孔低渗储层油水层识别技术

随着石油勘探难度的加大,低孔、低渗油藏逐步成为石油勘探开发主要领域之一,它也是我国老油田增加石油地质储量及提高原油产量的主要领域。近年来,在苏北盆地高邮凹陷发现了多个低孔、低渗油藏,由于低孔、低渗储层孔隙度低、渗透率小的特点,受多种因素影响,多数油层电性不明显,油水层识别难度较大,常常存在遗漏现象。针对苏北盆地高邮凹陷低孔、低渗储层领域实际特点,结合试油测试、实验分析、生产动态资料,研究出评价低孔低渗储层的技术方法,在实际勘探开发生产运用中,尤其在油水层识别上,准确率较高,效果明显。     

低孔低渗砂岩储层特征及岩石物理实验分析

随着石油勘探和开发程度的延伸,低孔渗油田储量所占的比例越来越大。低孔低渗储层压实程度高,成岩作用复杂,地质解释模型和测井解释模型拟合复杂。低孔低渗储层孔隙的形成和演化受成岩作用的控制,主要成岩作用有机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用。压实作用、胶结作用不利于孔隙的演化,而溶蚀作用有利于次生孔隙的形成。从岩石物理实验的角度开展研究,分析了低孔低渗岩石地层因素与孔隙度、电阻增大率与含油饱和度的关系以及核磁共振横向驰豫(T_2谱)特性等。对低孔低渗砂岩与常规砂岩物性进行了对比分析。指出了低孔渗储层岩石物理特征的特殊性,为准确测井解释油气层提供了依据。     

径向基函数神经网络法致密砂岩储层相对渗透率预测与含水率计算

致密砂岩储层具有物性差、孔隙结构复杂、非均质性强等特点,导致利用传统方法难以精确预测或计算其相对渗透率和含水率。为此,文中提出基于径向基函数（RBF）的神经网络预测相对渗透率方法：在介绍RBF神经网络原理的基础上,选择高斯函数和最近邻聚类算法构建网络模型;以含水饱和度、核磁束缚水饱和度、孔隙度、渗透率等四参数为输入,油、水相对渗透率为输出,根据误差分析确定最佳相对渗透率预测网络模型及参数;最后采用分流量方程计算得到储层含水率。将该方法应用于鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8储层,预测的油、水相对渗透率与相渗实验结果一致,计算的含水率与测试结果吻合。     

长庆油田Z油区长3储层非均质性的研究

长庆油田Z油区的储层类型主要为陆相碎屑岩储层,其特点是地质情况较为复杂,储层非均质性严重制约着油田的开发效果。本文以长3为例,通过对长庆油田Z区域的数据及资料分析来研究长3储层岩性特征、孔隙结构、渗透率特征,并分析储层非均质性对注水开发的影响。研究发现,Z油区长3属于低孔低渗储层,其渗透率的变异系数(Vk)0.754、突进系数(Tk)3.298、级差(Jk)53、均质系数(Kp)0.302,储层非均质性强,从而导致该区开发效果较差。研究分析表明,该区呈现的强非均质性,主要是受了沉积环境和成岩作用的影响。     

低渗透砂岩储集层分类及渗透率测井评价——以石南21井区头屯河组油藏为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组低渗透砂岩储集层非均质性强,剖面上物性差异大。基于物性、压汞、铸体薄片等资料,从储集层微观孔喉结构出发,运用聚类分析方法,优选多项参数将储集层分为4类。石南21井区头屯河组以Ⅱ类和Ⅲ类储集层为主,储集层物性受泥质含量影响大,泥质含量增加,孔隙结构变差,渗透率降低。由于采用常规模型解释含泥质砂岩储集层渗透率误差较大,按泥质含量结合储集层分类,对4类储集层分别建立了渗透率解释模型。实际应用表明,所建模型解释结果与岩心分析数据吻合度较高,比常规测井参数模型解释精度提高了7.8个百分点,效果较好,可推广运用到其他含泥质的低渗透砂岩储集层。     

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现"驼峰"等异常现象.除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的...