雅克拉气田亚格列木组储层参数测井解释与储层评价

塔里木盆地雅克拉气田白垩系亚格列木组属中低孔中低渗强非均质砂岩储层,近年来,气田增储上产遇到困难,需对该组进行再次评价。该文综合地质、测井,钻井,岩心分析资料,在岩心归位,测井数据标准化,归一化后,挑选建模的学习样本,利用BP神经网络建立孔隙度和渗透率预测模型,并用误差统计法和叠合图比较法对储层参数预测效果进行评价,孔隙度平均绝对误差为0.90%,渗透率平均相对误差为22.61%,误差统计表明预测达到较高的精度;并根据现有资料,在确定储层综合评价模型,评价参数及其权重,单项评价参数的评价分数的计算方法后,对研究区各储层段进行分类,并总结了各类储层的电性响应特征和储层特征,确定有利储层的位置为构造高点和辫状河道和心滩发育区,建议Ⅱ、Ⅲ类储层进行措施调整,以改善储层物性,提高油气产量。     

双变量散点图的曲线拟合方法及其应用

提出了一种基于退火技术来获取优化的拟合模型曲线的方法,基于该方法编制出双变量散点图曲线拟合程序的FITBIVAR。该程序的输入参数通过参数文件来设置,并遵照GeoEAS格式,根据实际应用特点,它提供变量的对数变换和结果反变换,FITBIVAR程序建立孔隙度,声波时差数据对和孔隙度,渗透率数据对的关系模型。结果表明,基于线性模型预测的孔隙度与岩心孔隙度之间的绝对误差为0．904％,相对误差为5．8％,基于FITBIVAR模型预测的孔隙度与岩心孔隙度之间的绝对误差为0．842％,相对误差为5．28％,基于FITBIVAR模型解释的渗透率与岩心参透率的相关性明显好于线性模型解释的相关性。     

基于物性预测相对渗透率的改进神经网络方法

油水两相相对渗透率曲线对油藏含水上升规律和产量变化规律有重要影响,是油藏开发的基础数据。为更准确预测相对渗透率曲线端点值、建立储层物性和相对渗透率曲线端点值之间的关系、提高油藏数值模拟精度,以149条相对渗透率曲线的渗透率和孔隙度为输入变量,以相对渗透率曲线端点值(束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率)为输出变量,建立了一种基于储层物性预测相对渗透率曲线端点值的BP神经网络预测模型。经未参与建模的14条相对渗透率曲线数据检验,新模型预测绝对误差在0. 03以内,相对误差小于9%,满足相对渗透率曲线计算要求;利用该模型预测的BZ油藏不同物性级别下的相对渗透率曲线能够反映BZ油藏的渗流特征。该研究成果对相对渗透率预测及提高数值模拟精度具有一定借鉴意义。     

无孔隙度测井条件下储层孔隙度求取方法探讨

针对缺乏孔隙度测井系列的井区, 利用标准测井资料, 通过“岩心刻度法”可建立起测井孔隙度解释模型, 常见的有采用自然电位减小系数和视电阻率建立的2 种孔隙度模型。通过利用泥质含量参数建立的孔隙度模型与这2 种模型的对比研究, 发现泥质含量孔隙度模型计算出的孔隙度与岩心分析孔隙度吻合程度更高, 其平均绝对误差为0.162, 平均相对误差为5.934%。因此认为: 在研究区, 利用泥质含量孔隙度测井解释模型计算储层孔隙度相对更精确, 从而实现利用标准测井资料分析评价储层及定量计算储层参数的目的, 为研究区在缺乏孔隙度测井资料条件下定量求取储层参数提供了一种可行的方法。     

利用地震层速度和声波时差预测盖层封闭能力

盖层封闭的最常见形式是毛管封闭和压力封闭。这两种形式的封闭能力与岩层的孔隙度、渗透率、砂泥岩含量比以及流体压力有密切关系。有鉴于此,可利用地震层速度和声波时差资料进行盖层封闭能力的预测。首先,运用拟合的经验公式计算岩层的孔隙度、剩余流体压力等物性参数;最后求取地层压力;然后进行盖层封闭能力的纵横向预测和评价。经与实测结果比较,盖层孔隙度的预测值绝对误差为-1.32%～1.39%,相对误差为3.07%～15.4%;突破压力的预测值绝对误差为-0.23～0.63MPa,相对误差为1.81%～12.27%,均属允许范围。盖层封闭能力的纵横向预测结果都表明,由欠压实带形成的地层压力异常系统对油气的分布及运、聚、保起到了明显的控制作用。     

人工神经网络自组织分类解释模型研究

应用人工神经网络技术,实现数据的自组织分类;针对不同的类,建立了相应的解释模型。实际计算时,采用统计模式识别方法选择解释模型。以渗透率为例,比较了经验公式、人工神经网络方法和人工神经网络自组织分类方法的计算结果,表明由经验模型到神经网络单一混合模型再到神经网络组织分类模型,其平均相关系数逐步提高,平均绝对误差、平均相对误差依次降低。证明自组织分类方法具有更大的优越性。     

复杂储层连通孔隙度评价与渗透率定量计算方法

复杂储层中普遍存在孔隙度相近而渗透率差异较大的现象。为了揭示其原因,采用铸体薄片、核磁共振、CT扫描成像等实验评价孔隙的连通性。连通孔隙度是渗透率的一个主要贡献参数。因此,从岩石孔隙空间的导电机理出发,以导电孔隙度为桥梁,建立连通孔隙度的计算模型,并分析十二种不同类型岩石中连通孔隙度与总孔隙度的函数关系;基于连通孔隙度的计算模型,建立普适性的核磁共振T₂模型;以石灰岩储层为例,在相近孔隙度条件下,从不同类型岩石渗透率之间的差异出发,推导、建立孔隙度指数模型,得到孔隙度指数的分布范围。基于普适性的核磁共振T₂模型,可将石灰岩储层渗透率预测的平均绝对误差从20.41mD降至0.83mD。该方法具有一定的理论价值和实际意义。     

基于测井和统计分析的油水相对渗透率新模型

目前胜利油田普遍进入高含水开发后期,注入水的不断冲刷造成储层参数发生变化,油藏非均质性日益严重,油藏平均相对渗透率已经不能完全反映油水渗流规律。针对该问题,利用胜利整装油田油水相对渗透率实验数据样本,基于测井渗透率解释经验模型和统计分析方法,建立了油水相对渗透率端点特征参数与油藏渗透率和孔隙度之间的定量预测新模型。新模型预测结果与实际值相比,平均绝对误差小,结果可靠,能够满足工程应用。实例应用表明,新模型能够实现在油藏数值模拟中,为每个网格赋予油水相对渗透率值,预测的剩余油分布规律与常规数值模拟有一定差别,新模型预测剩余油饱和度范围值更小,局部剩余油频数高,反映了新模型能够对油藏局部剩余油富集进行刻画和描述。研究成果对深入认识油田开发后期剩余油分布规律具有重要意义。     

如何用智能系统改进储层描述—实例研究：哥伦比亚TOLDADO油田

本文提出了一项新的储层模拟技术,以改进储描述。该技术综合了多变量统计分析、神经网络和模糊逻辑理论,以得到更好的岩石物理模型。方法的第一步是预处理数据,针对这一步,我们用具95％置信度椭圆的Q－Q曲线进行质量控制。然后用主分量、因子分析和模糊逻辑理论根据岩心和测井资料识别占优势的及最佳的独立变量数目。再用神经网络来模拟目标变量。并用剩余曲线、平均绝对误差和相关系数来检验模型的有效性。最后,用水力井间连通性指数（HICI）来表征和估算储层连通性。为了计算HICI,我们综合了神经网络岩石物理模型、地质统计理论、生产动态和油藏工程。研究中,我们应用所提出的技术来模拟哥伦比亚Toldado油田高度非均质的白垩系Caballos组的渗透率。首先,评价D.K.Davies所建立的该油田的渗透率模型。该方法是基于岩石类型的识别（具特殊孔隙几何形态的岩层段）。我们认为这是一种提高渗透率预测的好方法。但是,Davies得到的是每种岩石类型的传统模型（岩心渗透率与岩心孔隙度的对数关系）。来自岩心分析的渗透率值只代表一立方英寸的岩石,而不能反映储层中的渗透率分布。也有许多作者发现渗透率不只是孔隙度的函数。据测井数据推导的渗透率代表了采样井段数立方英尺岩石的平均值。我们发现,Davies所建立的Toldado油田渗透率模型中平均绝结误差为78％,且剩余曲线具连续相关性。这就意味着这种情况下的渗透率不仅仅是孔隙度的函数。在综合Davies法和智能系统的情况下,显著提高了据岩心和测井数据所作的渗透率预测。应用主分量和因子分析理论,我们发现,预测Toldado油田渗透率的主要自变量是孔隙度、地层的有效光电吸收截面指数（PEF）和伽马射线测井值。智能系统的渗透率预测似乎是最佳模型。平均绝对误差＜8％。神经网络模型剩余曲线不具连续相关性,均值近于0。我们通过应用水力连通层理论来检验神经网络渗透率模型。用孔隙率、渗透率、厚度和累积产量来估算HICI。我们发现该理论只有用可靠的渗透率模型才能取得好的效果,而且可用于确定加密井、伤害层及压裂层或孤立水层。这些模型有助于我们改进历史拟合并提出提高日产油量500桶的建议。     

BP神经网络预测碳酸盐岩地层孔隙度

常规测井解释孔隙度的方法是运用线性响应方程求解,或用统计方法建立测井曲线与孔隙度之间的统计关系模型求解,但这些方法在面对越来越复杂的地质条件和非均质性的研究对象(如碳酸盐岩地层)时,所得出的结果与地层的实际数值存在着较大误差。利用对碳酸盐岩地层孔隙度敏感的测井值建立样本,利用BP神经网络预测碳酸盐岩地层孔隙度,预测孔隙度与岩心孔隙度有良好的符合关系,孔隙度逐点对应的绝对误差普遍小于1·0孔隙度单位。     

致密砂岩储层物性及非均质性特征

中国西南地区四川盆地上三叠统须家河组碎屑岩地层为典型的非常规致密砂岩储集层,迄今已探明天然气储量已达万亿立方米,其中四川盆地中部广安地区须家河组六段（须六段）具有较大的勘探开发潜力。以须六段气藏段致密砂岩为研究对象,通过镜下薄片、物性和压汞等测试,结合分形理论研究,系统分析了其孔隙结构、物性特征和储层非均质性。结果表明：须六段砂岩储集层可明显划为3类。Ⅰ类储层（平均孔隙度12.27 %,平均渗透系数6.037 6 × 10^-3 μm²）以大孔或中孔为主,分形维数范围为2.42～2.59;Ⅱ类储层（平均孔隙度9.26 %,平均渗透系数1.152 3 × 10^-3 μm²）以中孔为主,小孔为次,大孔发育差,分形维数范围为2.47～2.56;Ⅲ类储层（平均孔隙度5.20 %,平均渗透系数0.351 7 × 10^-3 μm²）以小孔或中孔为主,大孔发育差或不发育,分形维数范围为2.45～2.81。孔隙类型的差异分布导致各类储层非均质性变化明显,主要表现为Ⅲ类储层非均质性强于Ⅰ类储层。相关性分析表明物性条件耦合于储层非均质性,且存在关键临界值,分形维数范围在2.45～2.60时,孔隙度与分形维数为正相关关系,渗透系数与分形维数的关系无明显规律;而分形维数大于2.60时,孔隙度与分形维数为负相关关系,渗透系数与分形维数为斜率接近0的线性关系。基于致密砂岩储层物性条件与分形特征的定量研究,探讨非常规天然气优质储层的评价标准,对指导中国非常规储层的勘探与开发研究具有重要理论与现实意义。     

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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     

沥青充填对储集层储集性能的影响——以准噶尔盆地三台—北三台为例

在三台—北三台地区三叠系和侏罗系储集层中发现大量高密度的稠油和沥青,它们充填于储集层的孔隙中,占据了大孔隙,降低了孔隙连通率,使后期生成的原油难以进入孔隙,难以形成规模较大和产量较高的油藏。有机溶剂抽提前后的物性对比实验表明,沥青对储集层物性有很大影响,9 个样品的孔隙度测定值最大增加21.5%,平均增加约13.4%,7 个样品的渗透率测定值最大增加121.50×10^-3μm²,平均增加约31.99×10^-3μm². 指出今后寻找高产油层,除考虑构造因素外,还应结合沉积相和储集层的研究成果,尽量避开含沥青较多的储集层。     

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。     

塔里木盆地库车坳陷克深构造带克深8区块裂缝性低孔砂岩储层地质模型

塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带克深地区是天然气勘探开发的重要阵地,储层埋深为6 000~8 000m,储层基质孔隙度均值为5.5%,基质渗透率均值为0.089×10^-3μm²,裂缝渗透率为（0.5～30）×10^-3μm²,地层储层总渗透率为（1～50）×10^-3μm²,储层性质总体为特低孔、特低渗—低渗。为揭示深层相对优质储层发育规律,以克深8区块深层白垩系巴什基奇克组为例,基于大量实验分析、露头储层模型及测井FMI成像资料,通过基质建模与裂缝建模相融合的方法,建立了裂缝—孔隙型双重介质储层地质模型。研究表明：克深8区块储层构造裂缝开度主要为25~150μm,其中构造核部裂缝开度一般为50~250μm,翼部裂缝开度<100μm;基质粒间孔半径主要为5~160μm,孔隙连通率平均为48%;孔隙喉道半径主要为0.01~1μm,其中产气层有效喉道半径>0.05μm,占比91%。储层基质孔隙度相对高值段主要分布于白垩系巴什基奇克组中部和上部,相对高渗透段主要集中于构造背斜高部位、东西向翼部、南北边界断裂带及内部次级断裂带。该地质模型及技术方法为克深8区块天然气高效勘探开发及克深气田60亿m产能建设提供重要依据。     

青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组页岩储层测井评价

通过结合电阻率、声波时差、补偿中子、自然伽马测井等常规测井评价方法,用大量岩心样品作为校正依据,使用测井曲线重叠法、测井参数图版交会法、多元线性回归法等建立了青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组储层岩性、物性、有机碳含量等关键参数的定性识别方法和定量解释模型,并结合实测有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（R_O）和补偿中子（CNL）之间的相关性建立储层含气量解释模型。通过测井模型拟合计算结果显示：青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组页岩储层孔隙度分布在0.5%~2.6%之间,渗透率分布在（0.002~2.3）×10^-3 μm²之间;有机碳含量分布在0.2%~7%之间,镜质体反射率分布在2.3%~3.12%之间,平均含气量为3.7 m³/t。储层整体表现为特低孔特低渗的物性特征,具有良好的生烃潜力和含气性及较高的资源潜力。     

大港油田塘10井区沙河街组方沸石白云岩储层特征

大港油田塘10井区沙河街组湖相方沸石白云岩储层是一类矿物组成独特且裂缝广泛发育的低孔致密非常规储层。基于研究区塘12C井的岩心、岩石薄片、X射线衍射矿物分析、扫描电镜、物性分析、高压压汞分析及氮气低温吸附分析等基础资料,笔者试图从岩石矿物、储集空间、物性及孔喉特征等方面对该类储层的基本特征进行归纳并探讨储层受控因素。研究表明:储层岩石主要由铁白云石、方沸石、石英、长石及伊利石几类矿物组成,纹层极为发育,可划分出"富方沸石纹层+富铁白云石纹层"富粉砂纹层+富铁白云石纹层"富方沸石纹层+藻纹层+富铁白云石纹层"及"富泥纹层+富铁白云石纹层"等几类组合。岩石宏观储集空间包括溶孔及裂缝两大类,微观储集空间中则见方沸石充填溶蚀孔、晶间孔、晶内孔及微裂缝几类。白云岩平均孔隙度12.73%,渗透率平均为0.009 3 mD。泥质白云岩孔隙度平均10.39%,渗透率平均0.143 7 mD。孔隙度与渗透率之间无明显联系。储层孔隙结构具有孔喉半径细小、孔喉结构复杂的特征,其中,白云岩孔容平均为20.45 mm³/g,微孔-介孔率平均为38.32%,表面积/体积比平均为0.83×10⁷m^-1,排驱压力平均为4.68 MPa,中位孔径平均为0.047 μm,曲折度平均83.681,最大孔径平均0.279 μm。泥质白云岩孔容平均为23.46 mm³/g,微孔-介孔率平均为55.7%,表面积/体积比平均为0.932 5×10⁷m^-1。进一步研究发现,测试岩样所赋存的黑色有机质颗粒层结构能带来2% ~6% 的孔隙度增量,因而认为该结构为促使孔隙度增高的一大因素;氮气低温吸附及高压压汞联用资料表明两类岩性中的储集空间以微孔-介孔级(<50 nm)孔隙为主,此外,目的层碳酸盐矿物含量增加会引起孔隙度降低,黏土矿物及石英长石碎屑含量亦主要与大孔(>50 nm)具良好相关性。结合镜下观察到的孔隙类型,研究认为微孔-介孔级别孔隙主要由方沸石一类矿物提供,即:方沸石中所赋存的晶内孔是储层的主要储集空间。因此,目的层段储层孔隙性主要受控于沉积+成岩因素。微裂缝的发育对储层渗透性有一定的改善,但改善效果有限,孔隙及喉道极细的半径及复杂的空间配置关系对储层渗透率起到主要控制作用,亦即成岩+构造因素影响储层渗透性。     

鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层产能测井预测

在油气田勘探与开发中,低渗透储层产能测井预测是一个关键也是一个难点。依据测井、测试和岩心实验资料,首先针对自然生产与压裂生产的不同生产措施,确定物性下限,孔隙度10%、渗透率1×10^-3μm²为自然生产储层物性下限,孔隙度6%、渗透率0.1×10^-3μm²为储层产能物性下限;然后根据生产情况,将产能分为自然生产、压后产气大于10 000m³/d、压后产气3 000～10 000m³/d和压后无产4个等级,总结常规测井响应特征,采用自然伽马与密度—中子视石灰岩孔隙度差值结合储层孔隙度、渗透率建立产能分级预测模型;其次由渗流力学和毛管理论可知,压后每米无阻产气量与可动流体孔隙度呈现指数关系,利用核磁共振测井确定储层有效流动孔隙度,建立压后每米无阻产气量测井定量预测模型;最后将产能测井预测模型应用于鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层的产能预测,预测结果与测试结果符合很好,压后定量预测结果与测试结果相对误差均在10%以内。     

川中地区中三叠统雷口坡组三段源储特征及配置关系

通过岩心观察和薄片鉴定等资料,结合岩石物性、X射线衍射、总有机碳（TOC）含量及岩石热解和干酪根碳同位素等分析结果,对川中地区中三叠统雷口坡组三段（雷三段）的烃源岩和储层特征以及二者的配置关系进行了研究。研究结果表明：①川中地区雷三段2亚段发育一套以页岩和泥质灰岩为主的烃源岩,厚度为20～100 m,页岩平均TOC值为1.08%,最高可达4.01%,泥质灰岩平均TOC值为0.40%,有机质类型以Ⅱ₁型为主,Ⅰ型次之,处于高成熟—过成熟早期阶段,生烃潜力较好。②研究区雷三段3亚段发育一套以粉晶白云岩和砂屑白云岩为主的储层,储集空间主要为晶间（溶）孔和粒间溶孔,平均孔隙度为4.05%,平均渗透率为1.1 mD,具有低孔中渗的特征。③雷三段2亚段烃源岩与3亚段储层形成了良好的源储配置关系,可形成“下生上储”、“自生自储”型油气藏,裂缝系统既为油气运移通道,也是重要的储集空间,上覆雷四段膏盐岩和须家河组一段泥岩均为有效盖层。     

柴达木盆地西部地区古近系湖相碳酸盐岩储层特征

柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组上段(E₃²)至上油砂山组(N₂²)广泛发育湖相碳酸盐岩。为研究其分布及储层发育特征,开展岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜及X射线衍射分析等工作。结果表明：(1)研究区湖相碳酸盐岩具有岩石类型多、相变快、陆源碎屑发育、普遍白云石化等特点;主要岩石类型有块状碳酸盐岩、纹层状碳酸盐岩、藻灰岩、颗粒碳酸盐岩,其分布与沉积微相及古环境密切相关。(2)研究区块状碳酸盐岩储集空间以晶间孔为主,局部发育裂缝,纹层状碳酸盐岩顺层微裂缝发育,藻灰岩储集空间以藻格架孔为主,非均质性强,颗粒碳酸盐岩受胶结作用影响显著。(3)块状碳酸盐岩平均孔隙度为10.6%,平均基质渗透率为0.03 mD,排驱压力为10.0 MPa,平均孔喉半径为0.038μm;纹层状碳酸盐岩平均孔隙度为7.4%,平均渗透率为0.76 mD,排驱压力为11.5 MPa,平均孔喉半径为0.071μm;藻灰岩平均孔隙度为10.1%,平均渗透率为9.09 mD,排驱压力为3.2 MPa,平均孔喉半径为0.117μm;颗粒碳酸盐岩...