莱州湾凹陷明化镇组下段河道储层的地震地貌分析

为刻画莱州湾凹陷明化镇组下段的河道储层,从高精度三维地震数据体上提取11种能够突出河道特征的几何类地震属性;然后利用主分量三原色融合技术,将11种属性体沿层切片上的河道特征融合成一张高清晰的水平切片图像;再用地貌学方法对四期沿层切片中的75处蛇曲段的河道形态进行几何学参数测量,并分析了河道宽度、弯曲度、蛇曲高度、蛇曲宽度、蛇曲波长共五种几何学参数间的相互影响和数学关系。最终得到以下认识:①11种几何类地震属性数据沿层切片的前三主分量三原色融合,较单一的地震振幅数据沿层切片,能够更清晰地反映河道储层的地貌形态,从而测量出更精确的几何学参数值;②在莱州湾凹陷明化镇组下段,地层越老河道越发育,河道宽度集中在100～300m,蛇曲流域中单曲段多于多曲段,弯曲度集中在1.1～1.5,表明河道的侧向侵蚀作用不强;③上述五种几何学参数的定量测定表明,与现代河流一样,河流—浅水三角洲沉积体系中河道形态的几何学参数间同样服从幂函数或线性函数规律。这些研究结果为渤海湾盆地河道储层精确预测与地质建模提供了依据。     

有效储层物性下限值的确定方法

有效储层是指饱含油气并且具有油气储产能力的储层。有效储层的物性下限位主要包括储层孔隙度、渗透率和含油饱和度下限值。通常认为,当有效孔隙度、渗透率、原始含油、气饱和度达到一定界限时,储层才具开采价值,此界限即为储层的物性下限。通过对有效储层物性下限值影响因素的分析,认为有效储层物性下限值的确定,应使用多种方法从多个方面反映各因素的影响,避免因研究方法单一而在对下限标准取值时可能产生的较大偏差。另外,不同地质条件下的物性下限标准有差别,甚至差别较大,应根据各油田地质特征研究相应的物性下限标准。     

松辽盆地升平—宋站地区储层物性的地震描述方法

油气储层是石油勘探开发的直接目的层。孔隙度和渗透率是反映储层性能优劣和评价油气田的重要参数。长期以来是通过钻井取心、测井等方法得到的,其不足是只代表井点附近局部储层物性。事实上,钻井毕竟是很少的,尤其在早期勘探阶段。而地震资料却能够由点到面预测储层物性。本文以“威里(Wyllic)公式”为基础,首先在井点处建立声波速度与孔隙度、孔隙度与渗透率的统计关系。然后,将这种关系由井点延拓到SEISLOG剖面上,从而可以获得孔隙度与渗透率的平面分布。本区的预测结果表明,这种方法能够为早期的储层评价、地质储量预测以及早期的油气田开发方案的设计提供重要的参数。     

辽河盆地西部凹陷西斜坡储层测井解释模型研究

在取心、试油、分析化验资料的基础上,利用测井资料,建立欢曙油田储层参数解释模型,来进行储层定量区域性的规律研究。通过实际资料验证,所建的孔隙度、饱和度解释模型达到了精度要求,渗透率、泥质含量解释模型与实际分析值相差较大。而测井解释模型对可利用资料少的区块,寻找具有产能的新层系,增加新的石油地质储量具有明显的现实意义。     

注水开发对储层物性及粒度分布的影响

通过注水开发前后所钻井的分析化验资料及物性资料的对比分析,在注水开发过程中水岩作用的实验模拟基础上,结合开发生产实际情况、从储层物性、储层砂岩沉积物粒度分布特征两个方面探讨了注水前后储层孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石密度及沉积物粒度的变化情况。认为在注水开发的过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围也有所改变,造成了储层平均渗透率的升高,储层物性发生     

基于MATLAB的BP神经网络在储层物性预测中的应用

在阐述BP神经网络模型结构的基础上.根据取心井段储层物性与测井信息的关系,选取相应的测井曲线,运用MATLAB神经网络工具箱中特定的函数对建立的神经网络模型进行训练,使得储层物性(孔隙度、渗透率)和测井响应之间具有较强的非线性映射关系,在一定的条件下运用该模型可对研究区未知样本的物性参数进行预测.实例研究表明,预测准确性较高,显示出BP神经网络对储层预测的潜在优势和实用价值.     

模糊综合评价法在致密储层物性预测中的应用

致密储层非均质性强,物性参数级差较大,用传统的方法建立孔隙度、渗透率模型解释精度低,难以满足精细解释的要求。在论述模糊综合评价技术基本原理的基础上,根据取心井段储层物性与测井信息的关系,选取相应的测井曲线,利用模糊综合评价法建立AC、DEN、GR、Rt等4条测井曲线与孔隙度和渗透率之间的非线性映射关系,在一定条件下运用该模型可对研究区未知样本的物性参数进行预测。该测井解释处理软件挂接在Lead或Forward测井处理软件平台上,有利于测井的快速定量解释与成图。模糊综合评价法计算的储层参数值变化范围大,建立的模型可同时预测不同储层类型的储层物性参数,且预测结果比常规数理统计法的精度高。     

注入水矿化度对储层M、N值影响规律研究

依据实验资料,研究不同注入水矿化度和岩石岩性、物性对孔隙度指数M、饱和度指数N的影响,建立了动态变化的M、N值与溶液电阻率(R_(wz))之间的解释模型。在此实验研究的基础上对阿尔奇方程进行修正,提高了油田不同注水开发期剩余油饱和度的解释精度,为油田开发测井解释提供了新的理论依据。     

长期注水对井周储层物性影响试验

注水井经过长期高压注水,其周围储层物性会发生不同程度的变化。利用套前、套后的自然伽马测井曲线,评价地层泥质含量的变化情况;在套管井中进行双源距补偿中子测井和交叉偶极阵列声波测井确定地层目前的孔隙度,与裸眼井的孔隙度对比,定量评价地层孔隙度的变化情况;进行压力降落测试确定地层的有效渗透率,与以前的试井分析结果对比,评价有效渗透率的变化情况;进行脉冲中子全谱测井确定储层目前含水饱和度,分别与原始和完井时的含水饱和度对比,评价含水饱和度的变化情况。通过3口井现场试验得出:在非射孔层位以及射孔非主力生产层位,注水井长期高压注水对储层物性影响较小;在射孔的主力生产层位,注水井长期高压注水对储层物性的影响较大,当孔隙度变化量大于4%,含水饱和度高于90%,关井初期地层压力降落幅度大、速度快,有效渗透率明显变大时,主力吸水层位已形成注水优势通道,需要采取封堵措施。研究成果为油田水淹层解释、下步综合治理、实现精细注水提供了依据。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段致密砂岩中黏土矿物对储层物性的影响

黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布,是该区致密砂岩储层中主要的填隙物,对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术,分析储层岩石学特征认为,长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层,其平均孔隙度为7.78%~9.13%,平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为,高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物,对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好,而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算,长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%,高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%,其损失率为10.74%~11.38%;绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石,导致孔隙度降低4.12%~4.70%,其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用,而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低,但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙,导致孔隙度和渗透率均有所降低,其孔隙度降低1.33%~2.08%,损失率为3.17%~4.94%。因此,在姬塬地区长6段致密储层中,黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。     

河流相储层不连续界限地震响应特征研究

储层不连续界限是指由于沉积作用、成岩改造及构造运动等因素,在储层中形成的岩性尖灭、砂体叠置、物性变化及小断层等对流体流动产生影响的各类界限统称,它是影响油田开发效果的重要因素之一.基于河道砂体的叠置程度,建立了考虑“厚度、高程、叠置范围”的河流相储层结构“三参数”概念模型及6类储层结构类型敏感属性图版;在此基础上,分析...     

边际油田河流相储集层表征关键技术

为了确定边际油田储集层的分布和特征、有效开发海上边际油田,以渤海湾盆地Q33-1油田新近系明化镇组下段河流相储集层为例,综合地震、地质、测井等资料,研究边际油田河流相储集层表征关键技术。通过河流相砂体井震标定、三维地震精细解释和边界精细刻画,雕刻河流相储集层砂体外部形态,描述其内部非均质性;根据高分辨率三维地震资料,利用井点外推宽度法、变差函数分析法建立河流相储集层地质知识库;结合类比密井网油田储集层分布特征,提出了侧向相变对比模式、叠置砂体对比模式、河道下切对比模式等3种河流相储集层井间对比模式。综合以上3种储集层表征技术,确定了Q33-1油田储集层分布的最可能模式,并以此模式为依据设计油田开发方案,取得了较好的经济效益。     

页岩的储层特征以及等温吸附特征

页岩的储层特征以及吸附特征是评价页岩气是否具有开采价值的一个重要标准,为此,以某页岩气藏为例,测量其岩心的孔隙度与渗透率,并进行X射线衍射全岩分析和黏土矿物测定,以分析其储层特征。结果表明：该页岩的孔隙度主要分布在0.01%~5%,渗透率主要分布在0.000 01~10 mD,孔隙直径主要分布在4~6 nm;页岩的孔隙度与渗透率没有明显的相关关系,黏土矿物主要为绿泥石、伊利石、蒙皂石以及伊蒙混层。挑选了6块岩心进行等温吸附试验,以确定TOC以及R_o对页岩吸附能力的影响,结果表明：①页岩的气体吸附遵循Langmuir等温吸附曲线,其总解析气量与页岩的TOC成正相关,但与孔隙度没有明显的关系;②不同成熟度、不同TOC页岩的吸附特征研究表明,页岩的吸附能力与页岩的TOC和R_o密切相关,随着页岩TOC以及R_o的提高,页岩的吸附能力增加;当页岩的TOC相近时,页岩的R_o越高,吸附能力越强;当页岩的R_o相近时,页岩的TOC越高,页岩的吸附能力越强。     

高邮凹陷低孔低渗油气藏测井储层参数计算

在高邮凹陷低孔低渗油气藏进行储层参数的准确计算存在较大困难。为此,通过流动单元指数对孔隙结构进行表征,在此基础上建立了渗透率计算模型;系统分析了该区岩电参数变化规律,根据储层的孔隙空间特征,建立了岩电参数的确定方法和饱和度计算模型。通过试油对比分析表明：所建模型计算精度较高,能够满足该区储层精细评价的需要。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

构造毛管压力曲线法在A油田储层评价中的应用

苏北盆地A油田的中低孔渗储层,由于受不同成岩作用的影响,孔隙结构复杂,且储层段存在不同流体时的电性关系复杂,基于电法测井的解释图版难于识别储层含油性,测井储层参数的计算精度也偏低。在现有研究成果的基础上,引入综合物性指数C分类选取毛管压力曲线的进汞压力初始点,分类构造相应每一个进汞饱和度下的进汞压力与孔隙度和渗透率之间的对应函数关系,再逐点构造新的毛管压力曲线。通过与实测毛管压力曲线对比可知,该方法所构造的毛管压力曲线可较好地适用于中低孔渗储层。采用该方法计算的含水饱和度与核磁共振计算的束缚水饱和度综合,建立了储层流体的识别图版,在苏北盆地A油田的中低孔渗砂泥岩储层评价中取得了较好效果。     

低孔低渗储层中岩电参数的修正

阿尔奇公式中的岩电参数并不是固定的、孤立的。通过28块亲水性砂岩的岩电实验结果得出,低孔隙样品的岩电参数明显不同于中高孔隙样品,地层因素与孔隙度在双对数坐标下并不满足经典的阿尔奇线性关系,呈二次函数关系,胶结指数为孔隙度的函数,不为固定值;另外饱和度指数都受地层水矿化度的影响较大,并且随地层水矿化度的增大而增大。根据研究地区的岩电实验结果,分别确定了低孔隙度和中高孔隙度下岩电参数的取值,修正并优化了常用的阿尔奇公式。通过修正后的模型在研究地区油层段计算的含水饱和度与束缚水饱和度的比较中,绝对误差降低到3．40％,表明经修正后的岩电参数计算的含水饱和度更加精准,可用于实际的测井定量评价。     

驾掌寺地区辉绿岩储层特征

通过对辽河盆地驾掌寺地区辉绿岩储层特征分析研究认为,本区辉绿岩作为一种特定的火山岩岩性体,具有离油源近、储盖组合好、构造形成期与油气运移期配置好等优势,有利于油气成藏.提出了辉绿岩勘探应以复式油气成藏理论为指导,应用三维地震资料精细解释及配套的地震新技术,追踪辉绿岩的空间分布.同时,提供了重新认识辉绿岩油气层、兼探砂岩油气层的思路.研究成果应用后,取得了较好的效果.     

试油资料在渤南洼陷深部碎屑岩有效储层评价中的应用

利用试油资料和物性资料,求得渤南洼陷3 500~3 700m深度碎屑岩有效储层渗透率下限值为0.6×10^-3μm²、孔隙度下限值为7.45%,与用分布函数曲线法确定的物性下限值基本一致,经试油资料检验正确率为95.2%。综合考虑产液量、孔隙度差值、渗透率差值等参数,结合沉积相、岩性、地层压力等资料,将渤南洼陷埋深大于3 500m的深部碎屑岩储层划分为4类。其中:Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为有效储层;Ⅳ类为非有效储层。Ⅰ类储层主要为扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和湖底扇中扇辫状水道中细砂岩和含砾砂岩,地层压力以超压为主,常规试油产液量大于5t/d;Ⅱ类储层主要为扇三角洲平原分流河道和近岸水下扇中扇辫状水道含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量为1~5t/d,实施酸化、压裂措施后产液量大于5t/d;Ⅲ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和扇三角洲平原分流河道砾岩或含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量小于1t/d,实施酸化、压裂措施后产液量为1~5t/d;Ⅳ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和洪积扇中扇辫状水道砾岩或含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量小于1t/d,实施酸化、压裂措施后产液量仍小于1t/d。