徐家围子地区火山岩储层测井分类方法研究

徐家围子地区火山岩储层孔隙类型多,孔隙结构复杂,储层非均质性严重,应用常规参数无法准确划分有效储层.对大量的压汞、核磁共振测井资料进行分析研究,应用能反映储层孔隙结构的毛细管压力曲线、平均孔隙半径、平均孔喉半径比对储层进行分类.在岩性、流体识别及储层参数解释的基础上,综合应用压汞、核磁共振测井、常规测井及测试资料,采用毛细管压力曲线形态定性分类与综合参数、平均孔喉半径等参数定量分类相结合的方法建立了徐家围子地区火山岩储层测井分类标准.将该方法应用到研究区40多口井中,分类结果与试气结论符合较好,为该区天然气勘探、开发评价提供了技术支撑.     

基于分形特征的碳酸盐岩储层孔隙结构定量评价

伊拉克W油田Mishrif组巨厚孔隙型生屑灰岩为强非均质性储层,孔隙结构评价难度较大。结合薄片、孔渗试验和压汞毛管压力曲线资料,使用分形理论研究储层孔隙结构,建立了以分形维数定量评价孔隙型生屑灰岩储层孔隙结构的方法和标准。该储层孔隙结构分形特征可分为2类,第1类储层孔隙结构整体具有显著的"单段型"分形特征;第2类储层孔隙结构整体分形特征不显著,但其较大孔喉系统和较小孔喉系统各自具有显著的分形特征,即"多段型"分形特征。分形维数能够反映孔隙型灰岩孔隙结构的复杂程度和非均质性,分形维数越大,孔隙结构越复杂;压汞毛管压力和含水饱和度分段越多,孔隙结构非均质性越强。利用孔隙结构分形维数的分区性对储层进行分类,同一类样品压汞毛管压力曲线的相似性验证了分形维数分类结果的合理性。Ⅰ类与Ⅱ类储层多对应"多段型"分形特征,Ⅲ类与Ⅳ类储层多对应"单段型"分形特征。该研究成果对相同类型碳酸盐岩储层孔隙结构定量评价具有指导意义。     

中东地区巨厚强非均质碳酸盐岩储层分类与预测——以伊拉克W油田中白垩统Mishrif组为例

巨厚碳酸盐岩储层是中东波斯湾盆地发育较普遍的一类储层，受控于复杂原生沉积-次生成岩改造作用，储层岩石类型与孔隙结构复杂、非均质性极强，严重制约着巨厚油藏注水开发采收率的提高。以伊拉克W油田中白垩统Mishrif组巨厚碳酸盐岩为例，通过岩心、测井、地震和物性、压汞等资料，以"储层成因（沉积+成岩）为分类基础、储层质量（物性+微观孔隙结构）为分类依据、地球物理方法（测井+地震）为识别预测手段"，开展复杂强非均质碳酸盐岩储层分类与预测研究。研究表明：沉积相带及其变迁控制了Mishrif组复杂岩石结构类型及叠置关系，原始沉积组构叠加差异性成岩改造控制了其6种孔隙类型的发育及分布，发育14种岩石成因类型，每种类型具有相似的沉积结构和孔隙类型，且经历了统一的沉积-成岩演化史。岩石成因类型与储层质量相关性好，根据储层质量划分为5种储层类型，其中发育粒间孔、混合孔的生屑砾屑灰岩和发育粒间孔的生屑砂屑灰岩，属于高孔高渗连通孔粗喉型最优质储层。构建测井声波纵波波阻抗（RHOB/DT）和深感应电阻率与自然伽马测井数值之比（RILD/GR）交会图，其对单井储层类型识别效果较好。以单井测井识别结果为硬数据，以地震波阻抗为井间约束，预测各类储层空间展布，其中I类最优质储层在mB2上段呈大范围片状连续分布，mB1段呈条带状分布，mA段呈小范围片状分布，分别符合mB2上段台地边缘生屑滩、mB1段台内潮汐水道和mA段台内浅滩沉积环境。通过盲井抽稀检验，预测结果符合率超过80%，从而为剩余油挖潜奠定了基础。     

孔隙型碳酸盐岩油藏储层微观孔隙结构定量表征及驱油效果评价

孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强且孔隙类型多样,水驱采出程度差异较大,其主控因素尚不明确。基于孔喉频度分布曲线定性分类了储层微观孔隙结构,通过数字岩心技术建立了微观孔隙结构定量表征的方法,明确了中东某地区孔隙型碳酸盐岩孔喉特征,并开展水驱油室内物理实验,阐明了不同类型岩心采出程度差异及其主控因素。结果表明：(1)研究区储层微观孔隙结构可分为偏粗单峰型、偏细单峰型Ⅰ、偏细单峰型Ⅱ、偏粗双峰型及多峰型,储集性能与岩心均质性无显著关系,非单峰型的单相渗流能力优于单峰型,且单峰型随岩心均质性增强,单相渗流能力变差。(2)非单峰型的平均配位数和平均孔喉比均高于单峰型,且单峰型随着岩心均质性的增强,平均配位数和平均孔喉比降低。所有类型随喉道半径增加,孔喉比上限呈下降趋势;随孔隙半径增加,配位数上限呈指数型上升。(3)宏观上,岩心均质性为驱油效率主控因素;微观上,非单峰型在大孔喉处的高连通性以及小孔喉处的大孔喉比是导致其驱油效率显著低于单峰型的根本原因,且孔喉尺寸是单峰型驱油效率的重要影响因素。     

砂砾岩储层非均质性及其对剩余油分布的影响——以克拉玛依油田二中西区八道湾组为例

冲积扇扇中砂砾岩油藏开发后期储层强非均质性引起的注采不平衡、层间干扰矛盾及层内差异等问题极为凸显。以克拉玛依油田二中西区八道湾组冲积扇扇中砂砾岩油藏为例,开展了储层非均质性精细表征研究。运用野外露头观察、岩心描述、测井相分析等,以单砂体刻画及其内部构型技术为支撑,细化了砂砾岩油藏不同类型沉积微相-岩相。结合不同类型单砂体宏观与微观非均质特征,总结出扇中砂砾岩油藏剩余油富集的3种类型:Ⅰ型辫状水道粗砂岩相储层,微观孔隙结构属中孔-中细喉型;Ⅱ型辫状水道细砂岩相储层,微观孔隙结构为细孔-细喉型;Ⅲ型辫状水道砂砾岩相储层,微观孔隙结构为中细孔-中喉型。其中Ⅰ型与Ⅱ型储层剩余油基本分布在储层中上部物性较差、非均质性相对较强的部位,而Ⅲ型砂砾岩相储层由于受岩性与物性差异影响,局部易形成高渗部位,剩余油多呈条带状分布在层内非均质变强、物性变差的部位。针对该类型油藏,以"认识储层非均质性,并解决储层非均质性"为切入点来分析剩余油分布,为砂砾岩油藏高含水期剩余油预测提供了较好的借鉴作用。     

深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响

文东沙三段中亚段油藏是我国典型的深层高压低渗透油藏，储层以砂层薄、粒度细、非均质性显著为特征。油田开发中后期地层压力下降明显，储层物性及注水效果差。为此，开展了细致的微观非均质研究，指出主力产层呈大孔较粗喉及中孔、中细喉型孔隙结构；大多数储层为中小孔、细喉型孔隙结构，表面积大，储层非均质性强。另外，还首次进行了净覆压对储层性质的影响和真实砂岩微观水驱油模型研究，建立了净覆压与储层物性的定量关系模型，阐述了高压低渗透油藏驱油规律；指出储集岩孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素，增加注入压力与注入水推进速度对降低剩余油饱和度作用不大。     

非均质储层孔喉结构的测井评价方法

赵江青，匡立春，刘应．非均质储层孔喉结构的测井评价方法．测井技术，１９９８，２２（增刊）：６０～６３地层内任何形状的孔道都可以抽象地用孔隙大小、喉道粗细、弯曲程度来描述。在不同岩性的储层中，孔隙结构不同，各要素所起作用也不同。通过物理模型推导得出反映储层孔隙结构的参数——储层结构因子Ｇ，它既反映了储层的渗透性，又反映了储层的非均质性。可以用常规测井资料，通过分层解释方法得到目的层段的“储层结构因子Ｇ”和非均质指标。用该方法对几口井作了试处理，在划分渗透层、指示层内非均质性等方面见到了较好的效果。     

子北油田赵家台地区长61和长4+52储层非均质性研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、岩心分析及测井解释等,对子北油田赵家台地区延长组长61和长4+52储层非均质性进行了研究.研究结果表明,赵家台地区长61和长4+52储层宏观层内、层间、平面及微观非均质性均较强,其变化规律主要受控于沉积相带和成岩作用.层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层物性变化,平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关,孔喉结构的复杂性直接影响储层微观非均质性,中孔细喉型、小孔细喉型为有效孔喉类型,微孔微细喉型为差孔喉类型.     

基于孔隙结构的酸性火山岩含气饱和度计算方法

与砂岩储层相比,研究区酸性火山岩储层具有孔喉半径比大及孔隙结构更加复杂的特征,导致该类储层饱和度指数较大.岩电实验资料研究表明,孔隙结构复杂使Rt与Sw的物理关系变得复杂,且固定的岩电参数难以反映孔隙结构的变化.通过研究岩电实验数据以及孔隙结构对岩电参数的影响,引入非均质平衡常数C,提出对于孔喉半径比大的储层电阻增大率函数的新形式,指出饱和度指数n在储层含水饱和度Sw较小时对计算结果影响较大,非均质常数C在储层Sw较大时对计算结果影响较大.酸性火山岩储层胶结指数m较大时与储层品质指数相关性最好;n＞3时与孔喉半径比相关性最好;m和n的变化反映孔隙结构的变化.采用变模型参数的方法反映储层孔隙结构变化,建立基于孔隙结构的饱和度解释模型,确定参数的计算模型.该模型较好地解决了孔隙结构对饱和度计算的影响,揭示了孔隙结构对电阻率与含水饱和度之间物理关系的影响.在研究区35口井中进行应用,效果较好.     

西湖凹陷X气藏花港组H3段储层特征及影响因素

文中通过岩心观察、镜下薄片、扫描电镜、压汞等资料,深入研究了西湖凹陷X气藏花港组H3段储层岩石组分、物性特征和孔隙结构。结果表明:储层岩性主要为长石岩屑砂岩,储集空间主要为残余原生孔和溶蚀粒间孔,属中—低孔渗、非均质性较强储层;孔隙结构具有细小孔隙、细喉道、细歪度、孔喉分选差及连通性差等特征;储层孔喉类型包括粗孔喉、中孔喉、中—细孔喉型以及细孔喉等4种类型;沉积、成岩及构造作用影响储层发育,沉积作用是影响储层孔隙结构的基础,成岩作用类型及其演化是决定储层孔隙结构特征的关键,构造作用是改善储层的途径。研究成果对研究区储层分类评价及下步天然气勘探开发具有重要的指导意义。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。