子洲气田气水层测井识别方法

作为岩性气藏的子洲气田山2气藏,其气水分布受构造、储层砂体变化的控制,在测井识别储层流体中要综合考虑各类因素。应用电阻率一孔隙度交会图法、视孔隙度法和地层水孔隙度法对子洲气田山2段气层、水层、干层进行识别,认为上述方法共同应用可有效识别储层流体。电阻率一孔隙度交会图法、地层水孔隙度法可以有效区分气层与水层：视孔隙度法可以将干层与气层、水层区分开。结果表明,上述3种方法共同应用于本区进行气水层测井识别,其符合率达95％,具有较高的准确率。     

苏5和桃7区块马家沟组泥晶、泥粉晶白云岩储层流体类型判别

苏里格气田苏5和桃7区块马家沟组存在大量高孔隙度和中孔隙度干层的井,从试油层段的电阻率特征看,高电阻率水层和气水层井很多,揭示出马家沟组储层流体类型判别中既涉及到储层有效性评价难的问题,又涉及到流体类型判别难的问题。通过核磁共振实验、压汞和岩石薄片研究认为导致部分井高孔隙度低产不产的原因是储层溶蚀孔洞及裂缝不发育且储层孔喉径小、束缚水饱和度高。提出先依据中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值的大小将气层与非气层区分开,利用孔隙度—饱和度交会法区分非气层中的有效储层和无效储层,针对有效储层采用气测录井资料识别气水层和水层的整体方案,有效解决了马家沟组储层类型判别难题。     

子洲气田山2致密砂岩气藏单井流体识别方法及应用

子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂,在开发过程中,部分区块见大量水体产出,作为典型的岩性气藏,其气水分布受构造、砂体、储层物性和天然气成藏等因素影响,为此,综合考虑各种因素,开展单井流体识别方法及有效性研究。根据自然伽马—电阻率等常规交会图法,自然伽马可以明显区分干层与气层、水层,电阻率可以有效区分出气层与水层。应用常规交会图法、电阻率—孔隙度交会图法、P1/2累积频率法与多元判别方法对子洲气田山2段气层、水层、干层进行识别,认为上述方法共同应用可有效识别储层流体,其中,自然伽马—电阻率交会图和多元判别方法识别效果较好,其所建立的模型可用于研究区和邻区的流体识别。通过实际应用证明,上述方法共同应用于研究区进行气层、水层、干层的识别是有效的,对比试气结果可知,其回判的正确率达到95.8%,证实该方法准确性较高,对子洲气田气水层解释具有很好的效果,可以广泛应用于类似的邻近气藏。     

苏里格气田盒8段气水分布及其控制因素

苏里格气田石盒子组盒8段是气田的主力产层,其地层水矿化度一般在20g/L～50g/L,水型为CaCl2型。通过66口井的试气资料及地层水化验数据的分析,盒8段气层或水层除了呈相互独立的分布外,同一层段的砂体中还具有气层/水层、气水互层和气水同层三种分布类型。在平面上,气水分布关系复杂,地层水主要分布在苏里格庙西北的苏9井—鄂6井一带和乌审旗东北的盟4井—统18—统6井一带。通过苏里格地区盒8段构造、岩性以及储集物性等综合分析,认为盒8段气水分布主要受沉积微相、储层物性以及气体充注强度的控制。     

大牛地气田马五5亚段碳酸盐岩气水层识别方法

大牛地气田碳酸盐岩缝洞型储层的非均质性、泥浆的侵入、矿化度的高低、井径扩径等因素,造成对碳酸盐岩流体性质的识别成为世界性难题,对此,根据现有资料统计和分析,采用7种气、水层识别方法,确定了马五5亚段储层、气层、气水同层、水层的识别标准。     

低孔低渗碎屑岩储层流体性质测井识别技术——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地上三叠统须家河组二段是安岳气田的主要产气层段。由于该储层非均质性强、孔隙结构复杂,属于低孔、低渗-特低渗、高含束缚水饱和度储层,加之受到构造、岩性的影响,气水分异程度差,气层、气水同层,水层的测井响应特征差异不明显,致使储层流体性质识别难度大,试气成功率较低。针对这一现状,利用测井、试气等资料,结合须家河组储层特点,系统地分析了储层气水测井响应特征;采用饱和度重叠法、电阻率-孔隙度交会法、侧向-感应电阻率比值法、纵横波速度比法,从不同角度反映储层物性和气、水、干层之间的差异,综合判别安岳气田须二段的储层性质。通过对2011-2012年的新井跟踪对比分析,最终优选出以饱和度重叠法、电阻率-孔隙度交会法为主的流体性质判别技术,在对该区４６层的储层流体性质识别中,测井解释符合率由６０％提高到了83%,试气成功率也明显提高。该套技术适用性强,具可操作性,对川中地区其他区块也具有很好的指导作用。     

火山岩气藏气水层测井识别图版的建立及应用

吉林长岭1号气田营城组气藏发育酸性、中酸性火山岩。由于储层岩性复杂、埋藏深、储集空间类型多样、非均质性强等因素,导致气水识别难度很大。以研究区内火山岩储集层为研究对象,在分析试气资料的基础上,充分利用MDT压力测试、MDT流体分析、核磁MRF点测等各种不同资料信息的优势进行气水识别,并根据各种方法的识别结果,选择对气敏感的密度和阵列侧向电阻率建立了气水层测井识别图版,对研究区5口探井、评价井及开发控制井进行了处理解释,划分了研究区内气水界面。经试气、气测录井和MDT测试资料验证表明,长深1区块营城组火山岩气藏为底水构造气藏,具有相对统一的气水界面,属于同一个气水系统。天然气分布受构造和储层物性的双重控制,构造高部位、物性好的层段其含气井段长,气柱高度大。图7表1参18     

新场须二段储层分类评价与气水识别技术

新场须二段储层类型复杂,属于特低孔特低渗储层,按储集空间可划分为孔隙型、裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型储层。本文分别从孔隙度和裂缝发育程度两个方面开展研究,确定了不同品质储层的测井值域或储层物性参数范围。针对两类储层,以实际测试的成果为依据,分别制作不同储集类型的气水差异识别图版,借助图版较为直观的确定了不同储集类型的气水测井响应区间,综合核磁共振谱分布特征,形成了新场须二段不同储集类型储层的气水识别技术。     

苏里格气田致密砂岩气层识别难点及方法评述

在储层低孔渗、低压、岩性及物性非均质性等因素影响下,苏里格气田盒8段和山1段高、低电阻率气层、气水层并存,且气水在纵向剖面和横向上分布不均,给测井气水层识别带来很大困难,通过分析苏里格气田气层识别难点,总结了近年气层识别的方法,评价了这些方法的优劣,并提出了一些新的气水层识别方法,将进一步提高苏里格气田气层识别准确率,对于苏里格气田勘探开发有着重要的意义。     

杭锦旗地区十里加汗区带山1段致密砂岩气水分布影响因素及分布特征研究

杭锦旗地区十里加汗区带山1气藏产水普遍,对气水分布影响因素及分布特征认识不清,制约了气田勘探开发进程。利用钻井、测井、录井、分析化验、生产测试等资料进行综合研究,明确了气水影响因素及分布特征。研究表明:1山1段气水层按类型主要分为气层、"上气下水"型、"气水同层"型、水层,产出的地层水主要来自"上气下水"型和"气水同层"型,总结了各种气水层的测井特征;2分析了气水分异现象的原因:在物性较好的井区,临界气柱高度小,气水分异彻底,形成"上气下水"型;在物性较差的井区,临界气柱高度大,气水无法分异,形成"气水同层"型;3生烃强度控制了气水层的宏观分布,储层和物性进一步控制了气水层的展布范围和分布状态,正向微构造和鼻隆对气藏的富集起到了一定控制作用;4山1段气藏类型有岩性、构造+岩性复合、构造三类,前两类为研究区的主要气藏类型,是下一步的重点勘探对象。     

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洛带气田蓬莱镇组气藏含流体测井响应较复杂，首先表现在储层气性测井响应纵向变化大，随着埋深的增大，声波时差降低，密度增大，中子孔隙度减小，变化幅度非常大；其次，储层普遍低阻，测试发现较多的低阻储层产气，不出水，而高阻储层产水现象却时有出现。这些特点导致含气性识别与气水差异分辨难度较大。文章在充分利用测试成果的基础上，以测试的储层类别作为标准样本，通过与测井曲线间关系的研究，寻找出能表征不同含气级别的测井信息，以此建立起储层含气（水）识别模式。对于含气性识别，充分考虑了埋深对含气响应的影响，将不同埋深储层的孔隙度曲线值校正到同一深度，然后以测试结果为依据，确定不同含气级别的测井值域。对于气水差异识别，把对水反映较敏感的电阻率与中子孔隙度曲线进行一定校正和含水信息的放大处理，建立气水识别指标，然后用测试结果对指标进行气水差异的标定。综合含气性识别与气水差异分辨结果对储层含流体性质及丰度进行判别，识别出气层、水层、含水气层、含气层等储层类型。利用测试结果对模型的判别结果进行了检验，符合率较高，达90％以上，判别效果好。     

一种数学方法在气层产能分类中的应用

通过鄂尔多斯盆地靖边气田中二叠统石盒子组盒_8段储层的试井结果,挑选出若干个气层、气水层、水层以及干层作多元判别分析,运用多元逐步判别建立能在研究区范围内通用的气层、水层和干层的判别方程来对全区的井进行气水层划分,在判别结果的基础上对盒_8四个小层进行含气区块的划分。针对本次测井识别划分的类型多,类型之间又分不同的层次,而怯同一个测井变量对划分不同类型产层所起的作用又不尽相同,各个测井变量之间也具有很强的模糊性的特点,我们提出应用多级多元判别的方法,对判别出来的气层用多级多元判别方程来判别它的产层特征,总共把产层分为3类,非工业层、基本工业气层和高产工业气层。在产层判别出来的结果基础上划分出有利产层区。     

柴达木盆地狮子沟油田N1油藏低阻油层形成机理

低电阻率油层与邻近水层或泥岩层的电阻率值极为接近，给油、水层识别造成困难，因此，低电阻率油层的评价是当前测井解释方面普遍关注的难题。狮子沟N1油藏在开发过程中发现部分低阻油层，这些油层电阻率指数小于3，电阻率只有2.2 Ω·m（中40井Ⅱ-37），而水层最高的电阻率是4.9 Ω·m（中11井Ⅱ-11），平均电阻率为2.74 Ω·m；由于油、水层电阻率十分接近，这类油层很难识别。通过目前的试采资料，分析了引起该油田低阻的可能原因，主要有：①储层岩性细；②泥质含量高，储层岩石阳离子交换量大；③油藏幅度低，油水密度差小，含油饱和度低；④地层水矿化度高；⑤受断层的影响，储层孔隙结构复杂。按常规的解释标准和解释图版对低阻层进行解释，无法区分油层和水层。建议对该油藏进行深入研究和试油，开展高压物性实验，建立起新的解释模型，使该油藏能够得到高效开发。     

松辽盆地营城组三段火山岩储层的岩石物理特性

本文利用松辽盆地SS2-1井区11口井的测井解释成果以及岩心测试和录井资料,对营城组三段火山岩储层的岩石物理特性进行了较为详细的研究。结果表明:利用地震反射特性的差异性可以识别火山岩岩体,但是要区分不同的火山岩岩性具有很大的困难和不确定性;火山岩储层的纵波阻抗和密度与孔隙度具有良好的统计回归关系,利用地震数据预测孔隙度是切实可行的,但是预测渗透率比较困难;气层、水层、干层的弹性特性具有明显差异,合理利用地震资料区分气层、水层与干层是可行的,但是准确估算含气饱和度十分困难。     

苏里格气田西南部致密砂岩气藏资源评价方法及评价参数的影响因素

对储层特征及其对资源评价影响的认识,是致密砂岩气藏资源评价、生产和高效开发的基础之一。通过测井分析、薄片观察、生烃条件和生产数据分析,研究苏里格气田西南部石盒子组8段和山西组1段储层特征、砂体展布、砂体厚度、砂体叠置模式,明确储层特征和适用的评价方法,探讨储层特征对资源评价参数的影响。研究表明：苏里格气田储层具有典型的低孔低渗、强非均质性特征,适用容积法进行资源评价;储层厚度和面积受控于砂体展布和叠置模式,一般砂体厚度大,展布面积广的分流河道和复合砂体的资源量较大,产气量较高;储层孔渗受控于碎屑组分和微观孔隙类型,并受后期成岩作用强烈改造,压实作用和胶结作用破坏孔隙,溶蚀作用有力地改善了孔隙;生烃强度在根本上控制了产水区和产气区的分布,而致密气富集的甜点区主要分布于有利储层的相对高孔渗部位。在致密砂岩气资源评价中,沉积作用控制了砂体展布和叠置模式,塑造了不同类型的复合砂体,决定了储层面积、厚度,进而控制了油气赋存规模和产能。成岩作用改变储层储集和渗滤性能,主要以微观形式来对整个油气开采区的油气储量带来影响。     

川东石炭系流体性质的测井响应特征与判别方法

针对碳酸盐岩储层含流体性质相同而测井特征不同，从而造成对储层含流体性质的误判问题，开展了专题研究。研究中对实钻井的测井、试油和岩心分析资料进行对比分析，最终认识到储层孔隙类型的差别是影响储层含流体性质的测井特征响应不同的主要原因，误判层主要发生在以晶间孔为主的储层。在此基础上，建立了判断储层孔隙类型并结合孔隙度-电阻率交会图判断储层含流体性质的方法。所提出的方法，可以有效解决测井误判油气水层的问题，从而提高测井解释储层含流体性质的符合率。     

杭锦旗锦58井区盒1储层混合水压裂研究与实践

杭锦旗锦58井区属致密低孔气藏,需压裂才能建立有效产能。该井区盒1储层岩石脆性指数高,储层砂体跨度大,层内发育多套气层,气层之间发育有薄泥岩隔夹层;对比国外非常规油气藏开发经验,分析了锦58井区盒1储层混合水压裂的适应性,认为杭锦旗锦58井区具备开展混合水压裂试验的地质条件。结合锦58井区盒1储层特点,优化了混合水压裂施工工艺参数,对压裂液进行了优选,现场试验增产效果较好。     

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平落坝须二气藏属断层—构造圈闭类型边水气藏。气藏原始地层压力 42 1 56MPa ,地层温度1 0 0 1 6℃ ;储层埋深 341 9 0 0～ 3845 0 0m ;岩性为细—中粒长石石英砂岩及岩屑砂岩和长石砂岩 ;储层基质物性 ,岩心分析平均孔隙度为 3 42 % ,平均渗透率为 0 1 61 8× 1 0 - 3μm2 ,非均质系数为 44 1 4～ 494 53;裂缝发育 ,试井解释结果 ,渗透率是岩心渗透率的 54 56～ 2 0 72 77倍 ,属孔隙—裂缝型储层。须二气藏自 1 990年开采以来 ,经多项综合研究和开采证实 ,须二气藏为统一的水动力系统 ,且边水不活跃 ,气井原始地层压力具有先期压降特征 ,且连通性很好。天然气中甲烷 96 0 %～ 97 0 % ,相对密度为 0 570～ 0 575,气质好 ,不含硫化氢 ,天然气储量为数百亿立方米 ,采用多种方法计算结果 ,天然气储量数值相对误差仅 0 2 9%。根据现有的 1 1口生产气井 ,经多次试井测试及生产证实 ,天然气产能较高。须二气藏天然气储量及储量丰度是四川盆地目前天然气储量大、储量丰度高的天然气藏之一。     

川东北铁山坡构造飞仙关组气藏特征

铁山坡构造位于四川省宣汉县、万源市境内，区域构造位置属四川盆地川东北中隆高陡构造区双石庙构造群的西北部，为黄金口构造带北段的一个主体构造。该构造为南北两个反向逆断层夹持的断隆，存在3个局部高点。综合地震、地质、钻井、测井、岩心、测试及岩屑、气水的物化资料，研究了该构造下三叠统飞仙关组气藏的构造、储层、成藏特征。结果认为，该构造飞仙关组储层属台地边缘鲕滩相，经同生白云化、成岩溶蚀作用和造山运动，使得储层内孔、洞、缝比较发育；以粉晶灰岩及亮晶鲕粒云岩、石灰岩为主的储层物性较好，但非均质性也较强；气藏气水界面、含气面积准确，属裂缝-孔隙型储集空间、含气丰度高的大型气藏。越靠近该构造南翼，则储层孔隙越发育、有效储层厚度越大。