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四川盆地中部公山庙沙一段油藏为构造岩性复合油藏 ,单井测试日产原油在数吨至百吨之间。储层具典型的低孔渗特征 ,产层段孔隙度一般在 3%～ 6 % ,平均 3.9% ;渗透率在 1.0× 10 -4μm2 ～ 1.0× 10 -3 μm2 ,平均2 .6 4× 10 -4μm2 。文章在静态、动态分析的基础上 ,应用核磁共振、水膜实验、渗流能力模拟及岩心产能模拟等机理实验研究表明尽管储层基质物性为低孔低渗 ,但其仍具备储渗能力 ,储渗类型为裂缝—孔隙型。并在此基础上结合地层能量以及原油性质综合研究认为低孔渗储层基质产油有以下主要原因 :①孔隙结构好的储层为油流提供了较好的储渗体系 :②充足的地层能量为原油渗流提供了动力基础 ;③以小分子为主的低粘度、低密度优质油有助于原油的渗流。较好的解释了该油藏低孔渗储层产油的机理 ,对以低孔渗储层为主的四川盆地砂岩油气藏勘探具有重要指导意义。同时对国内此类低孔渗油气藏勘探也具借鉴意义     

东海西湖凹陷低孔低渗储层电缆取样方法创新与应用

东海盆地西湖凹陷低孔低渗储层含气性评价一直是困扰该区勘探突破的难点。针对传统电缆取样对于低孔低渗储层存在波及到的地层范围小,泵抽效果差,容易造成失封,难以形成巨大压差使地层流体突破毛细管压力束缚从而无法泵抽到真正的地层流体等问题,提出了一种新的适用于低孔低渗储层的电缆取样方法。该方法采用了泵抽+气垫法联合作业模式,先是用泵抽尽可能地清理钻井液滤液,然后用气垫法开瓶取样,充分利用气垫法造成的高压差实现地层流体的有效流动,从而获取到地层流体样品。该项技术在西湖凹陷低孔低渗储层的应用取得了显著的效果,实现了对低孔低渗气层取样的突破,对稠油储层和低渗油层取样也有很好的借鉴作用。     

预测水驱砂岩油藏含水上升规律的新方法

Y1水驱特征曲线是一种广义水驱特征曲线;其斜率b可以反映不同的含水上升规律,我国油田根据地层原油粘度μo可分为低粘(μo<3mPa·s)、中粘(3mPa·s<μo<30mPa·s)和高粘(μo>30mPa·s)三级。根据34个低粘砂岩油田、35个中粘砂岩油田和19个高粘砂岩油田的数据,用Y1水驱特征曲线计算它们的b值,并与空气渗透率建立联系,发现可将油田分为低渗(K<100×10-3μm2)、中渗(100×10-3μm2600×10-3μm2)三级。分别对低粘、中粘和高粘油田以及所有油田的b值和它们的K、μo值,用二元回归法得出了计算b值的回归公式。该公式可用于新油藏的开发评价与设计,预测含水率与可采储量采出程度关系。实例表明该公式的预测结果有一定的准确性。     

低速泵抽系统研制与应用

低速泵抽是解决稠油、出砂、低孔低渗等复杂储层测压取样的关键技术,国外油田服务公司凭借该项技术长期垄断着该类储层的测压取样市场。结合中海油田服务有限公司研制的钻井中途油气层测试仪(EFDT)的特点,提出了2种降低泵速方式,即调节泵抽缸活塞比和控制泵抽缸流量;进一步研制了相应的低速泵抽设备,即小排量精密泵抽模块和宽频调速液压动力模块,并进行了室内测试、实验井测试及现场作业应用。本文研制的低速泵抽系统能大幅度降低与精准控制EFDT仪器泵抽速度,实现了对稠油、出砂、低孔渗等复杂储层的地层测试,极大地拓展了EFDT的应用范围,填补了国内空白。     

特低渗透扶杨油层技术动用下限研究

大庆外围油田扶杨油层为低孔特低渗透储层,开发难度大、经济效益差是制约扶杨油层储量动用程度的瓶颈。在认真分析特低渗透储层出油能力和产油状况的基础上,针对特低渗透储层存在启动压力梯度以及具有非线性渗流的特点,提出了应用试上限定下限的试油趋近法、可动孔喉半径法及拟启动压力法综合确定特低渗透扶杨油层技术动用下限的新技术新方法,应用上述三种方法并结合矿场资料进行综合确定地层原油粘度在4mPa·s条件下,特低渗透扶杨油层的技术动用下限渗透率为0.5×10~(-3)μm~2。     

低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题

低孔低渗 (孔隙度一般小于 1 2 % ,渗透率大多在 1× 1 0 - 3μm2左右 )性质的碎屑岩作为储层的油气藏是我国中西部地区稳定克拉通盆地或者叠合盆地中最主要的油气藏类型。但是 ,通过近几年的勘探实践发现 ,在低孔低渗含油气区中 ,仍有具优质储集层的高产油气藏存在。从优质储层的构造、沉积和成岩等几个方面讨论了这些优质储层的形成条件、阐述了描述和识别优势储层的原则和方法基础。认为储层的原始物质组成和结构是影响其物性特征的最关键因素、先天母质条件是优质储层之本源 ,并认为从构造和沉积环境条件入手阐明优质储层的成因至关重要     

红河油田长9特低渗油藏局部高孔渗优质储层特征

通过分析红河油田延长组长9段储层的岩石薄片、孔喉测试、油水相渗、启动压力梯度测试等岩心实验以及录井、测井等资料,研究了高孔渗储层特征。结果表明,高孔渗储层岩屑含量略高,云母及黏土含量低,压汞分析的孔喉结构明显优于低孔渗段,相渗曲线等渗点相对渗透率值明显高于低孔渗储层,相同含水饱和度条件下油相渗透率均较高,产水率则低10%以上;微观喉道半径大于1.2μm,启动压力梯度小于0.06 MPa/m。高孔渗储层主要成因是成岩中后期发生了较大规模的溶蚀作用,改善了长9段局部储集空间和渗流通道;高孔渗储层分布在长912储层的中下部,含油性明显要好于低孔渗段。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段储层评价

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,为低孔低渗气田,通过对该区多口探井、评价井的岩石学和古岩溶学及电性、物性特征进行分析、研究,发现其二叠统下石盒子组为河流相沉积,其中盒3段储层以辫状河道沉积为主,储层岩石粒度粗,泥质含量低,物性相对较好,盒3储层孔隙度8%～12%,平均10.27%,渗透率(1.0～5.0)×10~(-3)μm~2,平均1.36×10~(-3)μm~2,孔隙半径14.29～53.16μm,平均32.59μm,排驱压力为0.3～1.5MPa,平均0.75MPa。参照大牛地气田上古生界低孔渗砂岩储层分类标准,盒3段储层以Ⅰ类储层为主,其分布广泛,产气性也较好,是气田经济开发最有利的层位。     

渤中19-6构造复杂储层流体评价及产能预测

渤中19-6构造的孔店组砂砾岩系及太古界变质岩系,由于储层岩性复杂、储层物性差异大,储层流体识别及油气藏类型判别困难,早期产能预测难度大。本文充分挖掘录井、测井参数在复杂储层流体评价及产能预测方面的优势:①应用皮克斯勒图版、异常倍数、Bar图分析法、Flair流体指数法、含烃丰度指数法及岩石力学参数泊松比及体积压缩系数交会图版、测压流体回归分析等技术结合进行地层流体性质识别;②利用井流物组分相态分析法、四组合参数法等方法进行油气藏流体类型判别;③针对低孔渗砂砾岩储层,依据静态的测井、录井、岩心分析等资料构建地层模型,根据动态的电缆地层测试及核磁共振资料获取油藏参数,据此建立了渤中19-6构造复杂储层数值模拟产能预测方法。实践表明,该组合方法能有效识别复杂储层内流体相变化特征,识别储层流体性质;能有效判别油气藏流体类型;在低孔渗砂砾岩储层,能较准确地进行产能预测,最终测试结论证实本方法的可靠性。     

吐哈盆地特低孔渗性砂岩储层测井评价方法

针对吐哈盆地低孔特低孔渗性砂岩储层的特点，以H地区为例，在分析储层特征的基础上，对目前测井评价技术存在的难点进行分析，进而对该类储层测井流体识别和评价方法进行研究，通过实际应用，达到了油气水层识别的目的，取得了良好的地质应用效果。     

直接返排钻井完井液储层保护机理分析

水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式,海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的,对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价,并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA,3种功能材料均能够被0.3% HTA隐形酸螯合剂溶液液化,液化后无任何残留,使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水,MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成,且和淀粉可以达到互相“镶嵌”的作用,使泥饼更加致密。通过实验评价,该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右,具有最佳防止污染和返排的能力,且渗透率恢复值最高,可抗15%左右钻屑污染,渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、1个气田已应用12口井,井底最高温度为60~130℃,密度最高为1.20 g/cm3,3口井属于低孔渗油藏,9口井属于中、高孔渗油藏,钻井过程顺利。该技术简化了完井方式,节省了作业时间与费用,并具有较好的储层保护效果。      

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川西白马庙地区侏罗系蓬莱镇组储层的岩性主要为细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,其电阻率普遍较低,储层段一般在4－10Ω.m之间,且深,浅双侧向无明显差异,蓬莱镇组孔隙性砂岩储层的电阻率与泥岩的电阻率特征差异并不明显,给储层识别,流体性质判别等带来困难,在分析储层的测吉响应特征的基础上,充分利用现代测井技术（FMI,DSI,IPL等）,建立了以三孔隙度重叠法,阵列中子法的储层识别技术,以孔隙度交会法,纵横波速度比法和斯伦贝谢地层流体类型识别技术（FTI）为主的储层流体性质判断分析技术以及利用斯通利波,核磁共振的渗透性评价方法,研究后认为,该区蓬莱镇组储层孔隙度交会法,纵横波速度比,核也隙度测井资料是判别该区流体性质的主要手段,渗透率的高低既受孔隙度的控制,也与长石含量成正比。     

松辽盆地白垩系营城组火山机构储层定量分析

根据火山岩形态和内部结构,将松辽盆地白垩系营城组火山机构划分为火山口—近火山口相带、近源相带和远源相带。基于304个钻井岩样的孔隙度、渗透率和压汞法毛细管压力曲线资料,对火山机构3个相带的储层特征分析结果表明,火山口—近火山口相带的储层具有大孔隙、宽长裂缝、孔喉半径大、孔喉分选好的特征,实测孔隙度为2%～25%,平均为7.74%,实测渗透率为(0.01～100)×10^-3μm²,平均为1.99×10^-3μm²,属于中孔高渗储层,局部为高孔高渗储层。近源相带的储层具有中等孔隙、窄小裂缝、孔喉半径较大、孔喉分选较好的特征,实测孔隙度为1%～15%,平均为7.47%,实测渗透率为(0.01～20)×10^-3μm²,平均为0.95×10^-3μm²,属于中孔中渗储层,局部为中孔高渗储层。远源相带的储层具有中小孔隙、宽长裂缝、孔喉半径小、孔喉分选差的特征,实测孔隙度为1%～10%,平均为6.95%,实测渗透率为(0.02～1)×10^-3μm²,平均为0.13×10^-3μm²,属于中低孔低渗储层。目前火山岩勘探的有利目标为火山口—近火山口相带。     

M区块测井评价技术研究

为了精细评价南海西部海域高温高压气层,现场测井解释在储层参数研究和流体性质识别面临挑战。从岩心粒度分析成果入手,通过分析岩性、渗透性和电阻率三者之间的关联,将储层分为高阻高渗、低阻低渗和低阻特低渗三种类型。利用岩电实验、压汞实验和水分析化验结果建立了三种类型储层的测井评价参数,为定量精确求取含气饱和度提供了依据。测井流体性质识别技术包括图版识别法、电阻率反演和核磁产能评估。解释图版快速识别是现场测井解释的前提和有效手段。泥浆侵入严重时采用电阻率反演技术可以消除侵入对电阻率的影响。核磁产能预测高阻高渗储层高产,低阻低渗储层核磁产能预测为Ⅳ-Ⅴ类储层,与地层测试结果相符。储层参数研究成果是做好M区块测井解释的基础和保证,结合多种流体性质识别方法,在南海西部M气田评价了13口探井,其中4口井获高产。该套高温高压评价方法具有良好的应用前景。     

岩样核磁共振分析方法及其在油田勘探中的应用

岩样核磁共振分析是利用氢原子核在外加磁场的作用下形成核磁共振现象的这一特性,重复测量同一样品在不同处理阶段的核磁共振信号以及该样品的横向弛豫时间(T₂)截止值,从而求取储层的孔隙度、渗透率、可动流体饱和度等地质参数的一项新的录井技术。其测量结果仅与样品的孔隙结构、孔隙流体性质及其赋存状态有关,与岩石骨架的矿物成分无关,据此可以很好地判断油田勘探工作中面临的低孔、低渗、低阻、特殊岩性储层的孔隙结构和流体性质。该项技术的应用,实现了储层物性分析从室内到钻井现场的迁移,分析对象从岩心拓展到岩屑,具有用量少、速度快、成本低、获取参数多、准确性高等优点。将其分析结果与其它测、录井资料相结合,可以更及时有效地对储集层进行评价。      

塔里木盆地东北部中上奥陶统致密砂岩储集性能与成因

塔里木盆地东北部中上奥陶统发育了一套巨厚的砂岩、粉砂岩与泥(页)岩互层的浊积岩,其勘探前景日益引起人们的关注.通过对库鲁克塔格露头系统采样,详细研究了中上奥陶统却尔却克组砂岩的储集性和成因.却尔却克组砂岩主要为细粒长石砂岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩;长石颗粒、方解石胶结物的溶蚀孔隙是主要的孔隙空间,孔隙结构以微小孔-微细喉道组合类型为主;平均孔隙度1.72%,平均渗透率4.584×10-3μm2,属于特低孔低渗的储层.近物源快速沉积作用导致的低成分成熟度和中等-差结构成熟度,是却尔却克组致密砂岩形成的内在原因;较高的塑性颗粒含量和超补偿沉积导致的强烈压实作用和晚期较强的胶结作用是储层物性差的重要因素;较弱的溶蚀作用及破裂作用未能明显地改善储层的物性条件,也是形成本组低孔低渗的砂岩储层的重要原因.      

核磁共振测井在低孔低渗储层渗透率计算中的应用

针对南海东部HZ地区低孔低渗储层普遍存在的孔渗之间相关性差、用常规方法计算渗透率精度低的问题,分析了研究区低孔低渗储层孔隙结构,研究了储层综合物性参数与岩石孔隙结构参数之间的关系,利用核磁共振测井弛豫时间分布对岩石孔隙结构的表征能力、由研究区储层岩心的核磁实验测量数据、建立了适合本地区计算低孔低渗储层渗透率的关系式,并用实例对该方法的可靠性进行了验证。     

环池油田侏罗系延8油层组储层特征

环池油田构造上处于鄂尔多斯盆地西缘冲断带中段,储层为侏罗系延安组河道砂岩,岩石类型以岩屑石英砂岩为主,孔隙类型主要为原生孔隙和次生孔隙,孔隙度12％～16％,平均为12．6％,渗透率(0．5～50．0)×10-3μm2,平均11．19×10-3μm2。孔隙半径5．00-34．91μm,平均32．30μm;平均喉道半径为1．19μm。按性质将储层划分为四种类型,Ⅰ、Ⅱ类为较好储层,是油田主要产层,Ⅲ类为差储层,Ⅳ类为非渗透层;综合评价为低孔低渗中孔隙细喉型储层。     

基于动态资料的低孔低渗砂岩储层渗透率测井评价方法——以陆丰凹陷古近系为例

复杂孔隙结构导致陆丰凹陷古近系低孔低渗砂岩储层的孔隙度级别相同，但渗透率相差1~2个数量级，常规孔渗模型计算渗透率的精度低，难以满足当前对古近系储层有效性识别和产能预测的需求。通过综合运用岩心物性分析、压汞和核磁共振T₂谱，将储层划分为4类流动单元，利用电缆地层测试流度结合孔隙度识别流动单元类型，实现储层绝对渗透率的准确评价。在此基础上，基于岩心相渗实验建立岩心尺度上的绝对渗透率和最大油相渗透率的转换模型，然后利用纯油层取样渗透率和钻杆测试（DST）试井解释渗透率建立岩心尺度到DST试井尺度的渗透率转换模型，最终实现DST测试油相渗透率的计算。运用电缆地层测试流度结合流动单元法对陆丰凹陷5口井古近系地层绝对渗透率进行评价的结果显示，预测渗透率的相对误差平均值为48.3%，精度明显高于Herron模型。采用测井计算的DST尺度油相渗透率对3口井的产能进行预测，结果与实际测试产能吻合较好。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界储层特征

鄂尔多斯盆地东部上古生界储集岩大部分是石英砂岩,少数为长石砂岩。孔隙度在4.4%～17.8%。渗透率在(0.1～1.5)×10~(-3)μm~2,以低孔、低渗、较强的非均值性为特点。部尔多斯地区上古生界经历了海相-海陆交互-陆相长期而复杂的历史,鄂尔多斯盆地为一大型内陆湖盆。稳定的大地构造条件和沉积环境有利于大面积砂体的形成。