建南气田南高点飞三段气藏储层描述及应用

建南气田南高点飞三段气藏储层具有低孔隙度、低渗透率的特性,通过开展储层综合地质研究,分析储层裂缝分布规律,建立储层三维地质模型,描述孔隙度、含气饱和度和有效厚度的空间分布特征,指出了储层分布有利区域;制定了南高点飞三段气藏开发方案。     

考虑岩石变形的火山岩气藏数值模拟研究

随着油气勘探技术的提高,在我国东部松辽盆地深层发现了具有广阔前景的火山岩气藏,具有岩石类型多,岩性复杂,岩性岩相变化快,储层微裂缝较发育,物性差,非均质性强,应力敏感性强的特点.针对火山岩气藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类气藏开采过程中岩石的变形特征及其对渗透率和气井产能的影响.建立了考虑岩石裂缝变形的双重介质气藏数值模拟模型,并利用该模型进行了岩石裂缝变形对开发效果影响的模拟研究,为火山岩气藏的有效开发提供了一定的科学依据.     

流纹岩类火山岩储层物性特征研究

火山岩油气藏储层岩石类型特殊、孔隙结构复杂,在开发过程中其储层物性将会对采出程度产生一定的影响,利用火山岩气田升深2-1井的流纹岩岩心、测井资料,通过对流纹岩岩石物性参数随净上覆岩层压力变化的实验研究,对实验结果进行处理分析,得出了一些有益的结论:该流纹岩岩石孔隙度随净上覆岩层压力呈多项式(三项式)函数变化关系、渗透率与净上覆岩层压力之间的关系满足幂指数关系、储层岩石的压缩系数与净上覆岩层压力之间的关系满足指数关系、岩石密度和孔隙度之间具有很好的线性关系.从而更进一步认识了该流纹岩储层的物性特征,为该特殊岩石气藏的合理开发提供了有利的基础资料.     

四川广安须家河组气藏的深盆气特征探析

广安气田处于开发初期,气井产水多,产能低.针对该气田储层低孔隙度、低渗透率及高含水饱和度的特点,从深盆气藏的地质特征出发,采用地质类比法和气藏数值模拟法,探寻该地区须家河组气藏的深盆气可能性.研究结果表明,须家河组须四气藏初步具有深盆气的特征,应处于深盆气的气水过渡带,而须六气藏不具有深盆气的特征,属常规气藏.     

苏里格气田西区储层特征及影响因素分析

苏里格气田西区储层经历了长期的压实、胶结等破坏性的成岩作用,储层致密,预测和开发难度大.利用钻井、测井、测试等资料,通过储层岩石学特征、孔隙结构和物性等方面研究苏里格西区储层的特征,剖析储层的影响因素.结果表明,苏里格西区储层岩石类型主要是岩屑石英砂岩,孔隙类型以次生岩屑溶孔为主,孔隙度平均为7.2％,渗透率平均为0....     

胜利探区新近系气藏特征及开发策略

对胜利探区新近系气藏进行综合分析,地质特征：气层在平面上呈条带状,剖面上呈透镜状,主要发育有岩性气藏、断块气藏和断块一岩性气藏。气藏储层埋藏浅、压实程度低,以高孔高渗为特征,气、水关系复杂,一个含气砂体就是一个气藏单元。开采特征：气井生产过程中产量压力递减快、出砂严重。开发策略：实现合理开采应采取整体部署、分批实施的开发对策,生产前进行先期防砂,根据不破坏储层结构、避免井底积液、合理利用地层能量等选择合理的工作制度,提高气藏资源利用率。     

非稳态气驱水法火山岩相对渗透率曲线实验

火山岩储层属于特低渗透率气藏,但是由于具有较多的天然气孔,裂缝发育,因此可进行工业化开发。气水相对渗透率曲线在气藏开发的动态分析和数值模拟中是一项重要的参考资料。以吉林某火山岩气藏岩心为例,使用非稳态气驱水法,测定并绘制了火山岩岩心的气水相对渗透率曲线。结果表明,束缚水饱和度、残余气饱和度及等渗点处含水饱和度均较高,等渗点处相对渗透率较低,端点处水相相对渗透率较低;围压及驱替压差对结果有重要影响;火山岩储层非均质性严重。     

变形介质的变形机理及物性特征研究

变形介质气藏在开发过程中，孔隙压力随流体的流出而下降，使储层内外压差增大，孔隙受到压缩而体积缩小，孔隙度和渗透率随之降低，极大地影响到此类气藏的开采。主要阐述了多孔介质发生变形的类型，并从多孔介质的微观物理特性(包括物质组成，单元体类型及它们之间的接触关系、排列方式和胶结方式)来分析对其发生变形的影响。还通过实验，分析了变形介质的孔隙体积、孔隙度和渗透率随压力而发生的变化规律。实验表明，随着净围压的升高，孔隙体积缩小，孔隙度和渗透率降低。与孔隙度相比较，渗透率受压力变化的影响更明显。因而，在变形介质气藏的开采过程中，保持气藏内部的原始压力对稳产、高产及延长气藏的开采时间有重要意义。     

四川盆地侏罗系致密储层孔隙结构特征

运用常规岩芯分析法、核磁共振T2弛豫谱法和气水高速离心法,研究四川盆地致密油藏储层孔隙结构特征,得到一系列岩芯饱和水状态及束缚水状态下岩芯T2谱,分析致密油藏储层孔隙结构类型、孔隙度及可动流体饱和度等特征,确定了致密砂岩的渗透率系数C和T2截止值.研究结果表明,T2谱能定性反映岩芯的孔隙类型,致密石灰岩为孔隙型储层和孔隙-裂缝型储层;致密砂岩为孔隙型储层,且以小孔隙为主,中大孔隙为辅,仅少量岩芯发育有微裂缝,改善了储层渗透性;致密砂岩与石灰岩气测孔隙度均值分别为4.88%和1.93%,核磁孔隙度一般小于气测孔隙度与水测孔隙度;流体可动性随渗透率、喉道半径和致密岩芯类型等不同而异;致密砂岩和石灰岩的T2截止值、渗透率系数均小于常用值.     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力.对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明:低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31 ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关.3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小.     

古16井区火山岩储层测井评价

通过成像测井资料并结合地质资料和常规测井资料分析，对16井区火山岩裂缝性储层有效性和渗透性进行了评价研究。结果表明：火山岩储层空隙类型主要为裂缝和基质溶孔，储层模式主要为裂缝直接连通裂缝型、裂缝间接连通的孔隙—裂缝型，储层类型有低孔—裂缝型和孔隙—裂缝型2种；储层孔隙度较小，基质岩块孔隙度为2％—22％；裂缝为0．01％～0．08％，为低孔、低渗性储集层；储层主要分布在火山岩的中上部不整合面250m以内。     

火山岩储层层内非均质性定量评价——以松辽盆地徐东地区营城组一段为例

针对目前火山岩储层非均质性研究薄弱的现状,以松辽盆地徐东地区白垩系营城组一段火山岩储层为例,通过对56块岩心分析、275块物性分析和32口井精细测井解释资料进行统计分析和数学运算,定量研究火山岩储层层内非均质性特征及层内非均质性的成因和影响因素,探讨了层内非均质性对储层开发的影响.提出了将岩心分析和测井解释成果统计计算相结合研究火山岩储层层内非均质性的方法.结果表明:研究区目的层层内非均质性总体强烈,4个小层YC1I1,YC1I2,YC1II1和YC1II2中,小层YC1I1的非均质性最弱,为主力层,其在垂向上渗透率基本达到横向上的1/2到1倍多.总体上,储层渗透率在横向上的变化要远大于垂向上.储层层内非均质性的影响因素包括构造作用、火山喷发特征、火山岩性、火山岩相及成岩作用等多种,以构造作用和成岩作用为主.以渗透率变异系数为指标,油层发育区以该项系数小于0.5最多,0.5至0.7之间次之.储层层内非均质性强烈的区域主要分布于研究区西北部和东南部,在开发方案的设计过程中应该充分考虑.     

川中公山庙油田凉高山砂岩储层主控因素分析

通过取芯井岩心观察、普通薄片和铸体薄片鉴定、X衍射分析、场发射环境电镜扫描及地球化学实际测量分析等,对川中公山庙油田凉高山致密砂岩储层特征进行综合研究。凉高山致密砂岩储层岩石类型主要为灰色粉砂岩,沉积相主要为滨浅湖相滩坝。砂岩储层致密化的主要原因是受到强烈持久的成岩作用所致,其中机械压实作用是砂岩孔隙降低的主要原因,胶结作用导致储层物性显著降低。由构造作用和成岩作用形成的裂缝、微裂缝在一定程度上改善了储层的物性,提高了油气渗流能力。研究区砂岩储层属于灰质胶结超低孔低渗极致密储层,储层的分布主要受沉积相、成岩作用与裂缝发育程度的控制。     

大牛地气田储层裂缝测井评价及其对产能的影响

为了评价大牛地气田低孔低渗低压致密储层裂缝发育情况,认识裂缝对天然气产能的控制作用,本文利用地层倾角、全波列、偶极声波、声电成像等测井资料来识别储层上的裂缝发育情况,总结裂缝发育储层的测井响应特征,最后,通过统计裂缝发育情况对产能的影响发现：有裂缝发育较好的储层往往天然气产量较高。初步确定裂缝是储层高产的主要原因,为指导大牛地气田勘探方向和储层评价方法提供了重要帮助。     

鄂尔多斯盆地西缘麻黄山地区延8储层特征

通过对延8储层铸体薄片、扫描电镜、孔渗测定、压汞资料等分析,延8储层具有以下特征:研究区北边富长石、南边富石英,具有不同的物源;砂岩粒度以中粒为主,细粒和粗粒次之;主要的储集空间为粒间孔和粒内溶孔;由于大量的长石、岩屑被溶,孔隙度、渗透率不呈正态分布,均偏大,溶蚀作用形成的大量微孔造成高束缚水饱和度,产纯油或含水率极低;砂体厚度、岩石相和成岩作用共同控制着储集层的物性。结果表明,位于河道中部弱胶结的中砂岩具有良好的储集性能。     

储层特性及地质建模方法的应用

储层的物性及变化规律在很大程度上控制着地下油气的分布、储量、产量及产能,直接影响油气勘探与开发。阐述了储层岩孔隙性、渗透性的基本物理特性;总结了储层地质建模的常用方法及其优点和局限性,分析得出,建模流程中"两步建模法"经两次条件约束能够很好地进行模型参数控制;认为随机建模较确定性建模能更好地反映储层复杂的地质实际,提高预测评估的精准度。     

四川某气田蓬莱镇组储层特征及影响因素

该气田处于四川盆地川西坳陷上，储层岩性主要为褐灰色、灰色、灰绿色细粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩；粘土矿物主要为绿泥石／蒙脱石混层和伊利石；储层具中-低孔隙度、渗透率的特点，属常规一近致密储层；气藏储层岩石的孔隙类型主要有粒间孔、粒间(内)溶孔及少量晶间微孔，其中对储层储集性贡献最大的为粒间溶孔与粒间孔．影响蓬莱镇组气藏储层孔隙结构及储集性的因素有岩相、岩性条件及成岩作用．     

低渗透油藏储层特征描述及三维地质建模研究

近年来，我国石油新增储量中低渗透油藏储量占比达70%，其中鄂尔多斯盆地占一半以上，开发潜力可观。因此，低渗透油藏的高效开发是当务之急。为了在开发前充分了解低渗透层位的储层特征，以岩心观察、岩石薄片为基础，对鄂尔多斯盆地吴起低渗透油田延长组长4+522储层的岩石学特征、储层沉积微相及砂体展布、储层物性特征、非均质性等进行了详细研究。在此基础上，利用测井数据建立了研究区的储层三维地质模型。结果表明，吴起油田长4+522油层组岩石类型主要为细粒长石砂岩，主要发育水下分流河道沉积微相，砂体厚度较大，分布面积较广且连续性较好，属低孔特低渗的非均质性储层；在综合地质研究基础上建立的长4+522层的构造模型、相模型、孔隙度、渗透率模型准确可靠，前期的研究结果在建模过程中起到了很好的约束作用，所建立的储层三维静态模型为油藏数值模拟及下一步开发部署提供了良好的基础，研究思路也可以为后续低渗透油藏开发的前期研究提供借鉴。