川西马井构造下白垩统含气性识别与评价

川西马进地区下白垩统含气性识别在测井解释上 ,主要在于储层含气水差异分辨较困难 ,气和水在测井曲线上的响应比较接近 ,过去解释的部分气层经测试却产水 ,常规的测井解释方法很难将二者区分开。以钻井录井显示和测试结果为依据 ,利用交会图分析技术 ,成功地对储层含气、水性质进行了识别 ;利用模糊聚类分析技术对含气性差异与含水性差异进行了判别。在此基础上 ,对含气性进行评价。     

川西马井构造下白垩统含气性识别与评价

川西马进地区下白垩统含气性识别在测井解释上,主要在于储层含气水差异分辨较困难,气和水在测井曲线上的响应比较接近,过去解释的部分气层经测试却产水,常规的测井解释方法很将二者分开,以钻井录井显示和测试结果为依据,利用交会图分析技术,成功地对储层含气,水性质进行了识别,利用模糊聚类分析技术对含气性差异与念水性差异进行了判别,在此基础上,对含气性进行评价。     

川东北地区碳酸盐岩储层分类与油气识别方法研究

对川东北地区飞仙关组开展了聚类分析研究、储层综合分类研究、气水识别研究,在此基础上进行储层含气性评价.根据飞仙关组测井数据分布特征,将储层聚类分为3类,建立了类中心模型,开展了聚类分析;利用聚类分析结果,结合储层参数特征、储层岩性特征以及测井曲线特征,对储层进行了综合分类研究,将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类;以测试结果为依据,选择典型的含气储层和含水储层为样本,建立了气水差异识别图版,对储层含气水性质进行分辨.综合利用储层分类结果、气水识别结果对储层含气性进行评价.     

一种分岩相的酸性火山岩储层流体识别方法

酸性火山岩中矿物类型多样,孔隙结构复杂,常规的中子-密度测井曲线交会不能反映储层的含气性,电阻率的高低总体反映流体性质的变化,但是气水同层识别精度低。本文在天然气的测井响应特征分析基础上,应用三孔隙度组合、横纵波时差比值、核磁共振及综合参数识别火山岩储层的含气性;通过分析不同岩相储层的电性特征,表明不同岩相的电阻率存在较大差异;在此基础上,采用先分岩相、再识别储层含气性、最后两者结合的方法,建立研究区流体性质识别标准。应用表明,该方法经徐深气田49口开69个层试气验证,识别准确率达89.1%,提高了近12个百分点。     

基于岩相的酸性火山岩储层流体识别方法

松辽盆地徐深气田火山岩岩相不仅类型多样,而且还控制着岩性的成因和孔隙结构类型,使得应用中子—密度测井曲线交会和电阻率的高低来识别储层流体性质的效果变差。为此,探讨了该区火山岩流体识别的问题:对不同岩相储层的岩性和孔隙结构特征进行分析后,将成因和测井响应特征相近的岩相归类为爆发相和溢流相;然后根据储层含天然气时在测井响应上的特征,在四性关系研究和岩相识别的前提下,先用三孔隙度、核磁共振及横纵波时差等曲线特征识别储层的含气性,把水层(包括高阻水层)和含气储层分开;进而分岩相建立了火山岩储层流体识别标准,据此识别出气水同层(包括高阻同层)和气层。运用该识别方法对徐深气田的21口新井39个层位进行流体识别和试气验证,结果表明:识别准确率达89.1%,提高了近12%。结论认为,分岩相建立流体识别标准的方法不仅适用于徐深气田酸性火山岩储层的流体性质识别,而且对于其他岩相复杂火山岩或沉积岩储层流体识别也具有借鉴意义。     

胜利油区疏松砂岩低电阻率气层测井评价技术

针对胜利油区疏松砂岩低电阻率气层、低气/水电阻率对比度气层测井评价工作中存在的难点,分析其形成的主要原因,优化确定适用于低电阻率气层含水饱和度计算的黏土阳离子交换饱和度模型;利用中子、密度、声波三孔隙度测井在气层响应的差异性,计算储层的三孔隙度差值和比值,提取三孔隙度测井所蕴含的储层含气信息,用于指示含气储层。提出利用含水饱和度、三孔隙度差值和比值等3个参数对储层含气信息进行组合放大、构建气层判别指标的技术思路,以达到提高低电阻率气层识别灵敏度的目的。阐述气层判别指标的计算方法,结合区块试气数据统计气层、气水同层的气层判别指标下限值,形成储层含气性分级解释的判别规则,实现储层含气性计算机数据处理的自动分级判别并提高低电阻率气层的评价能力。该技术在胜利油区2个区块19口井的实际应用,效果良好。     

三水竹山岗油气田低孔隙气层快速识别

低孔隙储层中孔隙流体对测井资料响应贡献较小，油气层识别是常规测井资料解释的难点，而区分油层和气层则更为困难。从分析天然气与油、水的不同物理性质出发，提炼致密储层中测井资料对合气信息的反映，再结合实际总结了该类储层中气层的含气信息特征。在参考同类低孔隙储层中含气性识别文献的基础上，摸索出利用补偿声波、补偿中子孔隙度差值识别气层的新方法，该方法具备操作性强、快捷、直观、成本低的特点，经现场应用，其识别符合率提高到100％。     

酸性火山岩储层孔喉结构分析及流体性质判别

酸性火山岩储层电阻率普遍较高,应用常规的中子—密度测井曲线交会和电阻率已不能判断储层流体性质。在天然气测井响应特征分析基础上,应用三孔隙度组合、横纵波时差比值、核磁共振及综合参数识别流体性质。应用结果表明这些方法只能识别含气储层,对于气水同层的识别效果并不好。电阻率对储层流体性质变化反映灵敏,但对于酸性火山岩储层并不如此。从储层微观孔隙结构入手,对火山岩储层电阻率影响因素进行研究,孔隙结构复杂是酸性火山岩电阻率普遍较高的原因之一,提出基于孔隙结构的流体性质逐步判别法。应用该方法对徐深气田49口井流体性质进行判断,经69个层试气验证,识别准确率达89.1%,提高了近15%。     

阿姆河右岸区块石灰岩储层识别及流体性质判断

土库曼斯坦阿姆河右岸地区勘探新区块的储层识别和流体性质判断,特别是对其气水界面的准确定论,一直是测井解释评价工作的一大难题。为此,根据前期区块的研究成果和5口井的试油测试资料,对储层评价进行了初步的归纳总结。在储层识别方面,对比分析了储层及非储层测井响应的差异特征,在储层流体性质识别方面,利用现有的测井测试资料,开展了流体性质判别方法的适应性探索。结果表明:区内石灰岩储层具有相对高的孔隙度、渗透率,溶孔或微细裂缝较发育;B区可选择ⅩⅤa2相对致密石灰岩层、A区选择ⅩⅤhp相对致密石灰岩层作为标准层;三孔隙度重叠法、纵横波速度比值法对判别气水界面具有较好的适应性。     

苏里格气田西区盒8段储层“四性”关系研究—以苏54区块为例

上古生界下石盒子组8段(简称"盒8段")为苏里格气田西区("苏西")主力储层之一,孔隙结构与测井响应关系复杂,有效储层识别困难,气层非均质性强,气水关系复杂。以苏54区块为例,根据岩心资料分析、铸体薄片鉴定、毛细管压力测试、电镜扫描、测井综合解释等资料,通过研究盒8段储层"四性"(岩性、物性、电性及含气性)特征及相互关系:(1)明确了储层物性的控制因素,(2)建立了储层渗透率、孔隙度、含气饱和度解释图版,(3)定性的识别有效储层及划分储层有效厚度。     

利用测井视孔隙度差异识别二氧化碳和烃类气

当孔隙型砂岩储层含气时，使用测井曲线计算的视孔隙度与地层的真孔隙度、含气饱和度以及所含气的组份有关。若地层的真孔隙度和含气饱和度已知，根据中子测井视孔隙度、密度测井视孔隙度之间的差值的高低可区分气体的组份是二氧化碳气还是烃类气。给出视孔隙度差值的计算方法，并使用该方法计算出了在一定含气饱和度、不同的孔隙度的条件下，地层中分别存在二氧化碳和烃类气的理论值。在气井的解释过程中，将实际测量的视孔隙度差值与理论值相对比，看测量值接近那种类型气体的理论值，地层中就含有那种气体。当一口井的不同层位同时存在二氧化碳气和烃类气时，使用该方法来确定气体的类型，效果较好。     

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压力是煤层气赋存的主控因素之一，压力的预测为含气性剖面的建立提供了途径，为煤层气成藏动力学的研究奠定了基础。本文根据吸附态、游离态气体和水的状态方程，结合埋藏史、热史分析，从理论上探讨了地质历史时期不同演化阶段煤储层压力的计算方法。以德国的鲁尔煤田石炭系煤储层为例，采用正演和反演两种方法计算了抬升前后储层压力随孔隙度和孔隙中气水比例的变化情况。指出煤储层孔隙度与孔隙中气水的比例决定着抬升或埋藏后储层的压力状态（异常低压、正常压力和异常高压）。     

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低孔隙白云岩气藏以孔隙度低，渗透率低，含水饱和度高和岩石矿物成分复杂为特征，这些因素导致测井响应的模糊性以及问题的多解性。文章提出一种新的测井解释模型，其特点是：地层分为固全与流体两在部分，骨架与泥质分开，有效孔隙分为含气，含水孔隙度；只用孔隙度测井与自然伽马进只许成优化解释的响应方程组，电阻率测井不参加优化；地层按泥浆径向不同侵入深度分带进行优化计算。根据这一模型，选择可变误差多面体法作数学处理     

用K函数法识别低阻气层

本文根据松辽盆地南部浅层天然气低阻储层的测井响应特征，选用声波、中子、密度、自然电位和自然伽玛等测井信息来建立判别气层的特征参数－Ｋ函数。依据Ｋ函数判别方法研制的软件，处理了一些井的低阻含气组段，取得了明显的地质效果。     

基于Xu-White模型的致密砂岩储层含气性评价

鄂尔多斯盆地东部致密砂岩储层属于典型的岩性气藏,储层物性差、储集空间有限、孔隙结构复杂,常规测井资料易受岩石骨架影响,孔隙流体对其响应特征的贡献小,测井曲线难以有效突出反映孔隙流体的信息,导致气层识别难度大。为了解决这一难题,基于Xu-White模型,利用阵列声波测井资料,结合Biot-Gassmann方程和流体替换模型,获取纵横波速度比差值、体积模量差值等含气敏感参数和含气指示因子,提出了一种识别致密砂岩气层的新方法。结果表明：阵列声波测井能够提供反映地层骨架和流体特征的声学信息,是致密砂岩储层含气性评价的有效手段;体积模量差值和含气指示因子识别准确度较高,含气性评价效果较好,而纵横波速度比差值评价效果较差。通过实际资料处理和试气资料成果验证,该方法评价鄂尔多斯盆地东部致密砂岩储层的含气性具有较高的有效性,同时可为其他地区同类致密砂岩储层含气性评价提供技术支持。     

焉耆盆地凝析气层测井解释方法

根据焉耆盆地凝析气层的储层条件、油气特征、试油等资料,运用常规测井资料结合固井后补尝中子延迟测井资料,提出了双中子孔隙度差值法,固井后补偿中子延迟测井识别法和双压缩波模量差值法三种凝析气层识别方法。应用效果明显,解释成果经实际资料检验,符合率达80％以上。对类似油气层的评价,该方法具有推广价值。     

Petrophysical evaluation of low-resistivity sandstone reservoirs with nuclear magnetic resonance log

The combination of conventional logs, such as density, neutron and resistivity logs, is proven to be very effective in the evaluation of normal reservoirs. For low-resistivity reservoirs, however, an accurate determination of the petrophysical parameters with the conventional log reservoirs is very difficult. This paper presents two cases of low-resistivity reservoirs and low-contrast resistivity reservoirs, where conventional logs fail to determine the petrophysical properties of reservoirs, mainly, low-resistivity and low-contrast resistivity reservoirs. The problems of these reservoirs are that conventional logging interpretation shows high water saturation zones, but water-free hydrocarbon would be produced. In the case of low-resistivity contrast reservoirs, it is very hard to determine water hydrocarbon contact with resistivity logs. Nuclear magnetic resonance (NMR) has only been available as a supplementary tool to provide additional information on the producibility of the reservoir. The main limitations of NMR have been the cost and time of acquiring data.This paper shows that in the case of low-resistivity reservoirs, NMR is a very cost-effective tool and is of help in accurately determining the reservoir rock petrophysical properties. In the analysis of NMR data, several aspects of NMR technique have been used: (1) T1/T2 ratio for fluid identification, (2) the difference between NMR-derived porosity and total porosity to determine the types of clay minerals, (3) NMR relaxation properties to identify fluids composition and rock properties. This paper presents four examples of low-resistivity reservoirs. Analysis of the NMR data of low-resistivity reservoirs has helped identify the producibility of these zones, determine lithology-independent porosity and distinguish between bound and free water. For the case of low-contrast resistivity reservoir, where there was little resistivity contrast between water-bearing formation and oil-bearing formation, NMR has been able to identify the fluid composition of the two formations, as well as the height of the oil column. This was based mainly on the high contrast of NMR relaxation parameters.     

气藏流体判识方法──以长庆气田为例

长庆气田靖边区马五1储集层中地层水的分布与一般油气藏完全不同,既非边水,也非底水,也不同于缝洞系统中的气、水分布特征。区域“相对富水区”的形成主要受区域构造和储集层非均质性的影响。根据马五1储集层的测井、分层测试及试气资料,利用常规测井判识方法和多项式自组织网络方法,分别建立了出水层判识标准和气层、含气层＋干层、气水同层＋水层的判别式及判别条件。其判识效果良好,工业性气层判别符合率达97％．