坪北油田长7-长9油组特低渗透油层解释与应用

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层与浅层的长4+5和长6油层有很大的不同,不能沿用老的解释标准。从分析长7-长9油组油藏特征及含油特点入手,研究测井解释模型,建立了孔隙度解释、渗透率解释、含油饱和度等测井解释模型;采用最小孔喉半径法、岩心含油产状法及试油试采法等研究手段,对油层有效厚度物性下限进行研究,确定了油层有效厚度物性下限标准及测井解释标准,以此为基础,进行了老井复查工作,重新解释油层293.6m/81层。     

王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位,优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限,能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的"四性"关系进行了研究,认为长6储层发育高自然伽马砂岩,其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型,提高了储层参数计算精度;并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准:孔隙度为10.4%,电性下限声波时差为218μs/m,电阻率为10Ω·m,为王窑南区进一步开发提供了科学依据。     

D-F油田有效储层的确定方法

针对厄瓜多尔D-F油田,以测井资料为基础,建立孔隙度、含水饱和度、泥质含量模型,研究该油田有效储层的确定方法和划分标准。给出了判断有效储层需同时满足的具体参数标准:孔隙度下限为20%;含油饱和度下限为55%;电阻率下限为6.8Ω·m;自然伽马下限为100API。     

七个泉油田储层特征与四性关系研究

利用岩芯、测井、化验等资料,对柴达木盆地七个泉油田储层的岩性、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,建立孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制储层物性的关键因素,储层岩性以砂岩和细砂岩为主,储层物性从下到上具有变好的趋势,含油性取决于物性的好坏。通过对储层岩芯、测井、分析化验与储层物性、电性参数交会,研究制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油田开发提供参考。     

鄂尔多斯盆地定边油田长4+5致密油藏有效储层参数下限评价

有效储层的精确识别是强非均质性致密砂岩高效开发的核心和难点,综合利用钻、录井、实验及测井资料对有效储层下限进行确定才能得到理想的结果.本文结合大量岩性、含油性、物性、测井、 压汞测试及解释结果,构建了有效孔隙度解释方法,并确定了致密储层含油的岩性、油气显示、物性及有效厚度的下限标准.长4+5储层的主要岩石类型为岩屑长石...     

低阻油层岩石特性及流体识别方法研究

岩心分析是识别低阻油层的有效方法。在实践中,可用岩心刻度测井技术建立低阻储层测井解释模型,定量测定储层孔隙度、饱和度、渗透率等地质参数,并把岩心物理实验、地质综合录井、试油资料与多井测井资料结合起来,把定性测井解释与定量测井解释结合起来,以便加深对低阻储层的地质认识,提高测井解释精度。     

克拉玛依油田三4区克上组沉积及储层特征分析

三4区克上组平均井深334m,区域取心4口井,取心进尺194．14m,含油心长64．87m,含油级别油斑级为主,显示了较好的评价潜力。该区下伏克下组、石炭系油藏均已开发,运用丰富的过层井资料精细刻画克上组构造形态以及储层展布特征,三4区克上组为一套辫状河一曲流河一辫状河沉积体系;三4区克上组为一中孔、高渗储层,该区综合测井19口,标准测井544口,应用该区的标准测井资料分别建立了孔隙度、渗透率解释模型,其与岩心分析孔隙度、渗透率误差较小,从而可以定量进行区域孔隙度、渗透率解释,并为同类油藏借鉴。     

王场油田水淹层测井识别与定量评价方法

王场油田不同储层水淹特征不一致。采用电阻率下降法、交会图版法、可动流体分析法定性识别水淹层,王场油田油层水淹后,以自然伽马曲线数值变低、声波时差增大、电阻率测井值降低、含油饱和度下降为主要特征。通过计算孔隙度、渗透率、剩余油饱和度等参数实现水淹层的定量解释与评价,对王场油田新钻7口井中的14层进行试油跟踪,经投产验证,解释符合率87.5%。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏测井描述

克拉玛依油田八区克上组储层发育,油气资源丰富,为克拉玛依油田八区的主力油藏。在该油藏研究中,充分利用已有的测井资料,首先研究了测井资料的标准化方法和以测井曲线为基础的岩心归位方法,进而采用神经网络技术将测井信息转化为地质信息,通过该区117口井资料的综合解释和评价处理,为储层研究提供了基本地质参数和油气评价结论,并采用克里金估计模型绘制了砂体分布,油层有效厚度,孔隙度,渗透率及含油饱和度的平面空间分布图,全面分析了储层在空间的分布规律,为区块油藏综合治理和开发提供了可靠依据。     

低阻油气层测井解释方法研究及应用

针对低阻油层测井资料解释的含油饱和度往往偏低,造成油水层难以识别的问题,提出了用测井毛管资料综合法,该方法是以岩芯样品的实测孔隙度(ψ)分析和压汞实验室毛管压力与油藏条件下毛管压力、毛管压力与含油高度(H)的关系转换,统计得出了相对含油体积与孔隙度、含油高度的关系,利用该关系可估算储层的含油饱和度,与工作站解释相结合,应用于大安北葡萄花油层,与试油对比,吻合率很好。     

江汉油田油区储层非均质性研究

通过对江汉油田油区储层非均质性的分类、成因及层内非均质性特征等的分析,结合测井数据、经密闭取芯化验等资料,认为江汉油田油区储层总体属于大孔隙细喉道储层;油藏储层属中孔低渗储层类型,储层物性较好,孔隙度中等,渗透率较低,属于较好的储层;含油面积16.48km2,平均有效厚度9.2m。石油地质储量1 068万吨,该储量为一级探明开发储量;油藏类型为岩性、岩性-构造油藏,油层分布受岩性、物性及低幅度构造控制。     

特低渗储层参数的测井解释方法研究

针对特低渗透储层的岩心分析困难 ,尤其是饱和度的获得十分困难、测井解释难度大等问题 ,提出了一套系统的行之有效的解决方法。具体做法是 :(1)利用常规岩心分析方法获得孔隙度、渗透率资料 ;(2 )利用核磁共振成像技术来获得岩心含油饱和度资料 ;(3)利用改进了的人工神经网络建立高精度的孔隙度、渗透率和饱和度的测井解释模型。将这套方法用于大庆油田F4 8区块扶余油层的储层参数解释 ,处理效果较为理想     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏地质特征

利用岩芯、测井、测试及生产动态资料,对延长组的岩性、矿物成分、物性、含油性及油水关系进行分析,研究其孔隙结构特征、可动流体饱和度与物性参数,总结电性与岩性、物性、含油性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型.研究结果表明,延长组储层砂岩颗粒小,胶结物含量多,孔隙喉道小,微观上孔隙类型多样,结构复杂是造成其低孔低渗的主要原因.通过对储层"四性"关系研究,提出了声电综合指数的新概念,制定了长2,长3,长4 5,长6,长8油层组的"四性"下限参考标准,用以准确地划分油、水层及干层,为正确认识油藏提供了科学依据.     

延长油田某区本溪组储层物性测井解释模型的建立

随着钻井取心和岩心分析技术的不断提高,利用岩心刻度测井建立测井解释模型将更好的提高测井解释精度以及储层精细描述程度.在分析测井数据标准化、岩心归位等技术难题的基础上,建立了延长油田某区本溪组储层物性测井解释模型：选用岩心分析孔隙度（ψ）与声波曲线（AC）来建立孔隙度测井解释模型;通过岩心分析的孔隙度与岩心测量的渗透率建立渗透率数学模型;选用阿尔奇公式建立储集层的含水饱和度解释模型.取得了较好的效果.     

坪北油田长4+5-长6储层测井二次解释研究及应用

坪北油田因老区差油层和干层,含油水层和水层的测井曲线响应不明显,压裂措施效果差异较大。根据坪北油田长4+5-长6储层特征,对测井资料进行标准化处理,同时结合试油、生产情况建立测井二次解释图版,开展室内核磁共振与岩电实验,修正阿尔奇公式参数,提高了利用阿尔奇公式解释地层含油饱和度的精度,为进一步提高注采对应率,挖掘剩余油提供参考。     

坪北油田低阻油藏开发技术研究

坪北油田工区北部长6_2低阻储层发育,但在电性上表现为低阻特征,认为储层含油性差,导致储层动用程度差。为提高储量动用程度,根据现有油藏地质、特殊测井和取芯室内实验等资料,对低阻油层进行系统研究和再认识,明确了粘土矿物是造成坪北油田长6_2储层电性上表现为低阻的主要原因,确定了混合泥质模型是最适用于研究区低阻油层的测井解释模型,对工区内低阻油层进行重新解释,确定了效益开发有利区,配套完善了厚层分段补孔压裂工艺技术。     

氯能谱测井方法在卫城油田的应用研究

卫城油田储层孔隙度平均为14%,渗透率一般为(11～22)×10-3 μm2,泥质含量高,地层破碎,钻井时泥浆侵入深,地层水矿化度高,使得该油田的裸眼测井解释结论往往不可靠.针对存在的问题,该油田应用了氯能谱测井方法.应用效果表明,该方法能克服泥质含量高的低阻油层以及由于地层破碎泥浆侵入很深,超过了仪器的探测深度,使得裸眼测井解释结论不可靠的弊端,能识别低阻油层、识别干层和差油层、确定地层的孔隙度、剩余油饱和度、判断水淹层、水淹级别等,为油田的开发后期调整挖潜提供准确的依据.该方法预测精度高,是高矿化度油田开发后期较好的一种监测手段,在高矿化度地区值得推广应用.     

应用MDT压降流度趋势平移法辅助测井解释标定

由于海上油田勘探开发成本高,取心资料往往较少,而测井解释孔隙度和渗透率如果没有岩心资料标定,会导致储层认识和储量评价不够精确。对珠江口盆地30口不同类型油田取心井的MDT压降流度进行分析发现,MDT压降流度趋势与渗透率趋势有非常好的一致性,因此在不考虑量纲的情况下,可以将MDT压降流度趋势左右平移达到标定的渗透率,对每个油田关键井分析得到压降流度刻度范围后,将该刻度范围应用到本油田其他井和相同类型的油田。用MDT压降流度趋势平移法对无岩心段或岩心分析不合格的层段测井解释渗透率进行标定,可进一步提高测井解释精度和储量评价精度,弥补缺乏岩心资料的不足,最大限度地降本增效。     

双侧向幅度差异评价裂缝参数在油田中应用

西部油田奥陶系为一套基质孔隙度和渗透率低,且裂缝发育的裂缝性碳酸盐岩储层。碳酸盐岩裂缝性储层空间类型多、变化大,裂缝评价难度大。钻探取心和成像测井资料观察是了解储层天然裂缝是否发育最可靠、最直接的方法,但成本昂贵。在利用常规测井方法识别裂缝时,双侧向测井具有较强的聚焦能力,对于探测高阻层裂缝特别有效。本文在前人对双侧向测井响应的数值模拟及反演方法研究基础上,建立了一套裂缝性储层参数解释模型来估算西部油田奥陶系裂缝参数,并将其结果与岩心、成像测井及试油资料对比检验,得到了充分的验证,说明该套估算裂缝参数的方法在该油田奥陶系的可行性和有效性。     

砂岩油层原始含油饱和度的综合研究

油层原始含油饱和度是油层识别和储量计算中的重要参数。本文提出了用干法毛管压力，渗透率贡献值、渗吸试验、最小喉道半径，油柱高度、相渗透率曲线、，测井资料解释等综合研究方法。并运用这些方法对某地区的油层原始含油饱和度进行了计算。