子洲气田山2~3段低孔低渗砂岩储层物性下限确定方法研究

长庆油田子洲气田山2~3段砂岩储层具有典型的低孔—低渗特征。文章论述了其储层物性孔隙结构,分析了岩心孔隙度、渗透率与含油饱和度和相渗透率的关系,采用3种方法确定并相互验证了该储层的物性下限值:孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.1×10~(-3)μm~2。该值得到了试油试采资料的证实,为储量计算提供了依据,对该储层的开发生产具有指导作用。     

子洲气田山2段致密砂岩储层物性下限确定

根据子洲气田山西组山2段为特低-超低孔、特低-超低渗致密砂岩储层的特点,综合运用实测物性数据、毛细管压力资料、实测水膜厚度及单井试气结果等资料,采用测试法、经验统计法、压汞参数法对储层下限进行综合研究,确定了储层孔隙度和渗透率下限,确定了储层的最小流动孔喉半径,山2储层的孔隙度下限为3.5%,渗透率下限为0.1×10-3μm2,最小流动孔喉半径为0.15μm,从而为山西组山2储层的进一步合理开发提供了可靠的下限数据。     

特低渗砂岩储层物性下限确定方法——以永进油田西山窑组储集层为例

准噶尔盆地永进油田西山窑组储集层孔隙度的分布范围在4%～6%之间,渗透率分布范围在0.01×10^-3～0.30×10^-3μm²之间,属典型的特低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用经验统计法、含油产状法、物性试油法、核磁共振法、最小流动孔喉半径法、驱替压力法等6种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为6%、渗透率为0.08×10^-3μm²,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。     

基于启动压力梯度的亲水低渗透储层物性下限确定方法——以蜀南河包场地区须家河组气藏为例

储层物性下限研究是客观合理认识气藏的基础,常规的研究方法在亲水低孔低渗透储层物性下限的研究中具有较大的局限性。为准确界定该类储层的物性下限,以气体低速渗流机理为指导,以气体低速渗流实验为基础,研究了气体在亲水低孔低渗透储层中的渗流规律,并建立了应用启动压力梯度确定该类储层物性下限的方法,即利用气体低速渗流实验查清研究区储层气体的渗流规律,建立孔隙度、渗透率与启动压力梯度的关系,界定启动压力梯度的临界点,进而确定储层的物性下限。应用该方法对蜀南河包场地区须家河组气藏亲水低孔低渗透储层物性下限进行研究,确定了河包场地区渗透率下限为0.05×10-3μm2,须二段、须四段、须六段有效储层孔隙度下限分别为8.61%,4.67%,5.21%。     

川东北超致密砂岩气田储层物性下限确定方法

储层物性下限一般为孔隙度下限,它直接关系到油田勘探、开发抉择。用生产法统计试气层段112个样品孔隙度都在2.5%以上,裂缝发育能进一步降低储层物性下限,同时也说明压裂等储层改造措施能有效地改造储层、提高产量。经验统计法以孔隙分布频率累计概率为20%所对应的孔隙度为储层物性下限值。最小流动半径法则利用毛管压力曲线反映储层微观孔隙结构,分析岩石微观孔喉结构,确定油气的最小流动孔喉半径;用统计分析方法建立孔喉半径与常规物性分析孔隙度和渗透率的关系,进一步求出储层的物性下限。以3种储层物性下限确定方法计算川东北致密砂岩储层的孔隙度下限为2.5%。     

元坝气田长兴组气藏有效储层物性下限标准研究

针对元坝气田长兴组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、非均质性强的特点,通过测试法、实验分析法、经验统计法等多种方法,对长兴组储层的有效孔隙度下限进行了综合研究,确定了元坝气田长兴组气藏有效孔隙度下限为2.0%,完成了元坝气田长兴组气藏第一期探明储量计算.     

低渗透气田砂岩储层应力敏感试井模型研究

长庆苏里格气田具有低渗、低产及应力敏感等特点,应用不考虑应力敏感渗流模型分析不稳定压力动态会产生很大偏差。为了分析应力敏感性对井底压力不稳态特征的影响,应用渗透率模量的概念,建立了存在应力敏感的气藏不稳定试井模型,该模型具有很强的非线性,通过线性化变换对该非线性方程组进行了求解。分析结果表明：开始时,拟压力及其导数特征为一直线,随着无因次渗透率模量的增加,拟压力及其导数曲线往上翘,无因次渗透率模量越大,上翘越明显,而且上翘特征是有效储层不连续的反映,也可能是气井应力敏感的反映。所建立的不稳定渗流试井模型可以应用于低渗透应力敏感气藏试井资料分析中,这对我国低渗透砂岩应力敏感气藏不稳定试井分析具有一定的指导意义。     

苏里格气田东区多层系气藏储层物性下限及控制因素

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1、山2段的致密砂岩储层具有典型的低孔—低渗及多层系含气的特征.对具有不同产能砂岩的岩性、物性、孔隙结构和孔隙微观特征等方面进行分析,通过气层和干层孔隙微观特征对比,在系统研究储层微观特征的基础上,用生产资料法研究了渗透率与产能之间的关系,并用产能模拟法进行验证,最终确定出有效储层的孔隙度和渗透率下限值.气层和干层的孔隙结构类型、毛细管压力曲线特征及成岩特征等因素导致储层的含气性不同.     

高邮凹陷北斜坡阜宁组储层物性下限标准研究

高邮凹陷北斜坡阜宁组油藏储集层孔隙度主要分布范围在11%~24%之间(图1),渗透率主要分布范围在(5~500)×10-3μm2(图2),属中低孔、中低渗储层。结合储集层的特征和资料情况,通过综合研究分析,采用了4种方法确定了该区带的储集层物性下限,综合4种方法,确定高邮北斜坡阜宁组E1f2 1储集层的物性下限,孔隙度为10·7%;渗透率为1·1×10-3μm2,从而划清了储集层与干层。该标准的建立对开发生产、试油试采具有指导性作用。     

莫西庄油田三工河组二段砂岩储集层物性下限

莫西庄油田三工河组二段储集层总体呈现低孔低渗、非均质性强的特点,基于岩心常规分析、压汞、试油等资料,对比常用的有效储集层物性下限确定方法在研究区的应用效果,确定了三工河组二段储集层物性下限,并对影响储集层物性下限的主要因素进行了分析。研究结果表明,莫西庄油田三工河组二段储集层岩性主要为三角洲前缘沉积的细—中砂岩,储集空间类型以原生粒间孔为主,储集层物性下限求取方法中启动压力梯度法、分布函数曲线法和含油产状法在研究区更具适用性,综合确定孔隙度下限为10.1%,渗透率下限为1.15 mD;沉积相和成岩作用是影响研究区储集层物性下限的主控因素,水下分流河道微相强溶蚀弱压实弱胶结型储集层的物性下限最低,此外,原油性质、埋藏深度等是影响储集层物性下限的次要因素。     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。     

子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。     

阻流带对子洲气田低渗透砂岩气藏开发的影响

低渗透砂岩气藏的储层物性差、非均质性强,阻流带发育,从而造成气井的控制储量低,因而在分析气田整体开发指标时需要对阻流带进行评价。为此,以鄂尔多斯盆地子洲气田为例,综合地质分析、试井解释和数值模拟等方法对低渗透砂岩气藏中的阻流带进行了研究。通过地质资料分析揭示了阻流带主要存在的两种模式,即河道的底部滞留沉积和河道边部沉积引起的致密夹层。结合试井解释和气井的生产动态历史拟合,可得知该地区的阻流带间距大小不等,差别较大,间距一般在200~2 000 m。区块整体开发的数值模拟结果表明,子洲气田的单井控制面积约为1.3 km^２。结论认为,阻流带的间距、形状对气田的储量动用程度和采收率影响不大,当阻流带隔离开的流动单元的面积为1.2 km²、井网为1 200×1 200 m时,气田的储量动用程度可达60%,采收率在47%左右。阻流带的研究为评价气井的产能和气田的整体开发指标提供了必要的参数。     

气藏储集层物性参数下限确定方法研究

气藏有效储层物性参数下限的确定是储集层评价和储量评估的基础。目前求取方法很多，包括测试法、统计分析法及经验公式法等，但每种方法都有自身适用的局限性，往往只是从某一个方面来反映储层的特征。因此，在实际应用时，应通过对储层物性下限影响因素的分析，利用多种方法，互相补充和验证，使得最终确定的物性下限能够综合反映储层的实际特征。另外，当同一地区地质条件差别很大时，可以根据对不同层位地质特征的研究制定相应的物性下限标准。     

苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征,目前使用的储层物性下限值可能偏高。为此,采用经验统计法、孔隙度-渗透率交会法、最小流动孔喉半径法、测井参数法等多种方法对该区物性下限开展了进一步研究,并通过单层试气成果和产能模拟法验证了新确定的下限值。结果表明：盒8段砂岩孔隙度下限值为5.0%,渗透率下限值为0.10 mD,含气饱和度下限值为55%;山1段孔隙度下限值为4.0%, 渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为55%;山2段砂岩孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为45%。重新认识和确定储层物性下限值,对该区油气勘探后备储量的精确计算具有重要意义。     

低孔低渗储层测井精细解释方法研究

突出低孔低渗储集层测井精细解释这一主题，针对大庆油田，提出打破按区块、分层段建立和选取解释模型的传统解释框架，按储集层岩性、物性特征划分不同类型，建立相应的解释模型系列，由测井响应特性自动选取解释模型进行计算机处理解释，减少人为干预，充分发挥计算机效能，体现测井解释精细化的思路。研究表明，这种方法和思路，通过储集层类型的细分，可以把复杂储集层的非均质、非线形问题转化为均质、线形问题来解决，实现测井     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

低孔低渗致密砂岩气藏束缚水饱和度模型建立及应用——以苏里格气田某区块山西组致密砂岩储层为例

研究区的储层具有低孔隙度、低渗透率、低压力、低丰度和高含水饱和度等特点。束缚水饱和度与地层的孔隙结构、岩石性质及形成条件有关,所以对不同类型的储层,影响其束缚水饱和度的因素不同,求取方法也不同。针对研究区的实际情况,利用核磁共振资料、测井资料分别建立了3种计算束缚水饱和度模型:①孔隙度建立模型,该模型对低孔、低渗及孔隙结构复杂的储层适用性很差;②用多元线性回归求束缚水饱和度,该方法取得了较好的效果;③用孔隙结构指数建模,该模型与核磁分析吻合程度最高,效果最好。因此根据研究区储层特点,选择利用孔隙结构指数建立束缚水饱和度模型,大大提高模型准确度,为后期测井解释提供了可靠依据。     

致密储层物性下限研究——以川西新场大邑为例

致密储层物性下限因储层致密、裂缝发育、试油气资料少而较难研究确定.通过对新场、大邑须二段致密储层及其裂缝发育特征的研究,分析了致密储层主要有孔隙型与裂缝-孔隙型两种不同类型的储层.以试气法研究确定新场须二段致密储层下限为基础,在对全直径产能模拟法进行理论分析基础上,通过新场、大邑地区样品实验分析,利用全直径产能模拟法对孔隙型储层与裂缝-孔隙型储层分别进行了储层物性下限研究与确定,明确了两种类型的储层物性下限是不同的.分析认为全直径产能模拟法可以研究确定致密储层物性下限,而且在缺乏试油气资料时极大地代替研究储层物性下限,为储层评价与钻采开发提供有价值的研究成果与技术支撑.