文西油田文209断块储层非均质性研究

针对储层非均质性严重的文西油田文209断块，论述了如何利用取心井物性分析资料建立孔渗解释模型，并在岩性-电性关系基础上按岩性粗细建立了该区可用于不同层位、不同岩性的储层非均质性定量研究的孔渗定量分布模型，最后利用该模型对该区的储层非均质性进行了定量研究，为建立精细地质模型和编制调整方案打下基础。     

深层高孔渗碳酸盐岩储层岩相识别模式与应用——以普光气田为例

普光气田储层岩性岩相复杂、埋藏深,非均质性强,利用地震资料进行高孔渗储层预测难度大。据该区10口井的测井资料统计,该区存在两类9种储层,其中鲕粒亚相、砂屑砾屑亚相、生物礁亚相为有利的高孔渗储层类型。本文以高精度储层反演成果为主线,结合岩性岩相、区域沉积背景分析,依据不同相带在反演剖面上的外部形态、内部结构以及与围岩的关系,建立了普光气田主体高孔渗储层相带预测模式,预测了普光气田有利的高孔渗储层分布,为该区进一步勘探提供了依据。     

塔东古城地区碳酸盐岩储层测井评价

塔东古城地区下古生界碳酸盐岩储层是近期的重点勘探目标。针对该区碳酸盐岩储层复杂的岩性、孔隙组分和特低孔、渗等特点,基于岩心分析、测井和测试资料研究形成了求取岩石组分、孔隙分布非均质性特征参数的方法,建立了储层分类、流体识别标准,并在新钻探井应用中见到了明显效果。     

试油试采资料在高台子油层评价中的应用

利用大情字井地区不稳定试井资料的解释成果,结合该区地质研究、试油、试采动态资料,对大情字井地区高台子油层进行了客观评价,认为该区储层一般为中孔－低渗透储层,但储层岩性变化明显,非均质性强;主要形成两边岩性封闭的河道状油世故,位于河道中砂体沉积较厚部位的孔渗条件好,为油藏有利部位,单井产能较高;压裂改造措施比较适合本地区,因此压裂成为该区获工业油流的重要手段之一。     

变质岩裂缝性潜山油藏储层建模方法研究

根据潜山油藏岩性分布复杂、非均质性强的特点,提出了变质岩潜山油藏相控建模方法,即依据"优势岩性"理论,利用录井资料中的岩性分析数据,建立变质岩相分布模型;以变质岩相为约束条件进行储层建模,实现了相控条件下基质的孔渗模拟。针对该类油藏裂缝发育、存在裂缝渗透率各向异性的特点,将各向异性建模方法引入潜山裂缝性油藏建模中,建立裂缝渗透率各向异性的定量表征模型。该方法考虑了裂缝和基质渗流特征,建立了双重介质模型,更便于与油藏数值模拟结合应用。     

非均质组合模型水驱油试验研究

针对某一类型孔渗特征的岩心单独进行驱油试验研究,是为了定量该类型岩心的孔渗特征和油水的渗流能力。当油藏层内或层间非均质较强时,室内试验采用不同渗透率岩样并联来反映非均质对水驱油的影响试验,结果更接近油藏中的实际渗流情形。为此通过组合模型的水驱油试验,评价了储层非均质性对水驱油最终采收率的影响。     

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例,在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上,建立了油水相对渗透率曲线表征模型,并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型,探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性,通过交替条件期望法进行多元回归,以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型,以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型,4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1;以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础,利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型,利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型,2个形态表征模型的绝对误差小于1.7,模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中,生产动态主要受油相相渗的影响,利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理,在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响;在注水开发模拟中,储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响,模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。     

塔中地区柯坪塔格组储层致密化成因

针对塔中地区柯坪塔格组储层致密、非均质性强的问题,利用储层微观观察和测试分析手段,研究了储层成岩作用特征及对储集空间的影响,结合孔隙定量化计算建立储层成岩-成孔演化模型。研究认为该区储层存在二次致密化作用,其中中成岩B阶段晚期的碳酸盐岩胶结作用是储层剩余原生孔和次生孔损失的重要原因。发生在中成岩B期酸性和碱性叠加溶蚀作用促进了次生孔隙形成,是该区有效储层形成的重要原因。此研究为该区柯坪塔格组储层致密化及非均质成因提供依据。     

苏北溱潼凹陷台兴油田储层非均质性研究

台兴油田主要产层的非均质性较为严重,极大地影响了油田的开发效果。为了搞清注采层之间的对应性和连通关系,有必要对该区储层非均质性进行定量研究。该文通过变异函数的求取,分析台兴油田储层参数在空间结构的变化规律,建立各储层参数三维定量模型,通过模型的展示对各储层非均质性有一个空间上的了解,有助于油田的合理开发。      

基于孔隙分形特征的低渗透储层孔隙结构评价

储层孔隙结构对低渗透储层的渗流能力和油气产能有重要影响,是低渗透储层研究的热点。 目前,急需一种在储层宏观尺度上反映强非均质性储层孔隙结构优劣的储层孔隙结构定量评价方法。 以塔南凹陷白垩系低渗透储层为例,在薄片观察、孔渗测试和毛管压力测试的基础上,将分形算法应用于储层孔隙结构评价,建立了利用压汞测试求取孔隙分形维数,进而定量评价储层孔隙结构的方法。 研究认为,该区发育粗态型、偏粗态型、偏细态型和细态型 4 种类型孔隙结构。 利用毛管压力对数与润湿相饱和度对数的线性关系可求取孔隙分形维数,且分形维数越小,孔隙结构越好。 结合薄片和试油资料建立了该区孔隙结构分类的分形维数标准,同时发现该区储层非均质性强,部分样品整体分形特征不明显,储层中的大孔隙和小孔隙均具有良好的分形特征,但是具有不同的孔隙结构特点,表现为毛管压力与润湿相饱和度关系的分段性。     

The Classifying and Modeling of Reservoir Rock Types in the Development Planning Stage of an Undeveloped Oilfield

The H oilfield is currently in the development planning stage. There were two problems that were to be resolved during the study. First, there is no clear relationship between porosity and permeability; if using single relationship to calculate permeability, then strong heterogeneity of the reservoir will be concealed, and the development plan will be affected. Second, how is it possible to classify reservoir rock type on wells and in 3D models? Through analysis of core and laboratory data, rock types are divided into four categories, and each type gets a good porosity-permeability relationship, the formula of each type has been calculated the permeability. For the purpose of reservoir classification on wells and in 3D model, the cutoffs of electrical logs and petrophysical properties were analyzed. Vshale and DEN were used to divide reservoir on wells, and FZI and pore throat radius were used to divide reservoir in 3D model. In the end reservoir is in quantitative characterization.     

碳酸盐岩气藏储量参数测井评价方法

碳酸盐岩油气藏所蕴藏的油气储量和产量均超过油气总产量的一半,因此对其开展储量参数评价研究具有较强的现实意义.由于碳酸盐岩储层具有岩性复杂、储集空间类型多样、次生孔隙变化明显和非均质性强等特征,导致在储量计算中难以评价孔隙度和渗透率.以某海上碳酸盐岩气田为例,基于常规测井资料,从岩性识别、储层孔渗参数计算和裂缝识别等方面对双重介质储层进行了测井综合研究.结果表明：常规测井资料能有效识别碳酸盐岩储层的岩性和裂缝,能定量计算双重介质储层原生（基质）孔隙、溶蚀收缩（次生）孔隙、裂缝的孔隙度和渗透率,并且能建立裂缝定量判别标准.该项研究可在缺少钻井取心和成像测井等资料的情况下为双重介质储层研究提供借鉴.     

Identification of the best correlations of permeability anisotropy for Mishrif reservoir in West Qurna/1 oil Field,Southern Iraq

At present, reservoir whether isotropy or anisotropy is taking more attention, particularly the difference in (porosity, permeability, and capillary pressure) associated with pore space. These differences are due to the original sediments and thus diagenetic changes. It has been found that common models are insufficient to predict reservoir performance and field management program design. Recovery factor (RF) is the main factor affecting the optimization process for any reservoir that is very sensitive to reservoir heterogeneity and hence an accurate vertical and horizontal permeability (K_v and K_h) distribution is required. A case study is represented in this paper aimed at vertical permeability estimation from horizontal permeability and porosity for Mishrif reservoir in west Qurna/1 oil field southern Iraq. This study has been accomplished by testing five models, harmonic averaging, Kozeny-Carman equation, Zahaf and Tiab, Iheanacho et al., and Fazelalav to determine vertical permeability and comparing the results with core data values. It is found that the models were used showed an accuracy variation between the units of Mishrif reservoir based on Mishrif full diameter cores from 20 wells. Four new correlations are obtained for mA, CRII, mB1, and mB2 units for Mishrif Reservoir in West Qurna/1 oil field. The correlation shows that the permeability is depending on porosity in the mA unit due to the homogeneity and the Mb1 unit has a higher anisotropy than the other units.     

岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性

岩溶缝洞储集层具有强烈的非均质性,充分认识此类储集层非均质性的发育情况对于油藏的有效开发至关重要。通过对岩溶缝洞储集层所特有的纵、横向非均质结构特征分析,对影响和控制岩溶缝洞储集层非均质性的主导因素进行了研究,并对其特有的孔渗结构特征和孔渗关系进行了探讨。对可能适合表征此类储集层非均质性的若干技术进行了评价。     

低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征及对物性影响——以下寺湾油田柳洛峪区块长2油藏为例

为有效量化评价下寺湾油田柳洛峪区块长2砂岩储层微观孔隙结构特征及物性,在储层常规测试研究的基础上,应用恒速压汞测试技术对储层含油砂岩样品微观孔喉结构特征进行量化分析,并探讨储层微观孔隙结构特征对物性的影响。研究表明:低渗-超低渗透储层喉道整体细小;孔隙度接近的样品其孔隙半径分布范围类似,但孔隙与喉道半径比差异明显;喉道结构特征控制着储层微观非均质性强度。储层物性与微观孔喉结构参数变化相吻合,喉道结构分布特征对储层渗透率影响显著,增加大喉道所占比例与孔隙连通性有利于提高储层物性与开发效果。     

一种基于胶结因子谱的砂砾岩胶结程度的判定方法

准噶尔盆地致密砂砾岩储层具有岩性复杂、低孔隙度、低渗透率、非均质性极强、孔隙结构复杂的特点。如何综合评价此类储层已成为迫切需要解决的任务,特别是反映储层孔渗胶结程度的判别尤其重要。该文利用阿尔奇公式中岩石的胶结指数,同时结合微电阻率扫描成像测井导出胶结因子谱,进行定性储层胶结程度评价,在此基础上,从谱图上提取出期望值和方差进行定量的储层评价,划分出胶结弱、胶结中等、胶结强三类储层,大幅提高有效储层识别率至88.1%,对客观评价储层及寻找有利区具有重要的现实意义。     

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。     

靖安油田盘古梁长6油藏流动单元的定量划分

以靖安油田盘古梁长6油藏为例,在沉积微相、储层综合定量分析评价基础上,选取储层厚度、孔隙度、渗透率、泥质含量、流动带指数、储层厚度与孔隙度乘积6个参数进行流动单元的划分。应用高分辨率层序地层学将长6油藏精细划分为15个小层,将所有砂体划分为E,G,M和P 4类流动单元。结果表明,盘古梁长6₁底部和盘古梁长6₂顶部是研究区盘古梁长6油层组的主力油层,各类流动单元与储层岩性、物性、沉积微相和产能具有很好的对应关系。此次流动单元划分的参数取值,综合评价函数与评价指标,能够真实客观地反映低渗、低孔、储层物性差、非均质性强等地质特征,符合该类储层流动单元评价划分的精度要求。     

中东地区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价技术

中东地区某油田属于裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏,与中国常规的碳酸盐岩储层相比,该类储层具有高孔隙度、低基质渗透率、低电阻率、储层孔隙结构复杂、孔隙类型多、非均质性强及测井响应复杂等特点,使得该类储层在裂缝识别、储层参数计算和流体性质判别等方面遇到了许多问题和困难。针对该油田高孔隙度低渗透率裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏测井评价中存在的问题、难点,以及中国碳酸盐岩储层测井评价中存在的一些不足,通过岩心分析、薄片资料、岩石物理实验和现场应用等资料相结合进行深入的研究,开展裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层定性、定量评价方法和理论的研究,建立一套较为完善的高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法。