低阻油层原始含油饱和度的计算方法及研究意义

低阻油层原始含油饱和度在识别油水层时起着关键性作用，以往计算时都是利用电性资料获取，用阿尔奇公式求取的结果误判了许多油层，基于此考虑，本文提出了在利用岩心分析资料的基础上，结合毛管压力曲线回归分析计算含油饱和度的方法，该方法把毛管压力、岩心孔隙度、含油高度等参数联系了起来，通过统计分析建立了VHg-Ф回归方程，应用该方法能比较真实地计算出低阻油层的原始含油饱和度，现场应用表明这种方法是可信的。     

分流动单元平均毛管压力曲线归一化方法及应用

当油藏储层结构复杂、非均质性较强时,通过常规平均毛管压力得到的毛管压力曲线不能很好地反映油藏非均质性,因此引入流动单元聚类分析方法,对油田取心井目的层段岩样进行聚类分析,划分流动单元;将有毛管压力数据的每个岩样进行归类,运用J函数处理方法,得到不同流动单元平均化J函数及平均毛管压力曲线。实例分析结果表明:分流动单元平均化毛管压力曲线能更好地反映油藏的非均质性,可用于计算油藏含水饱和度等参数,其结果精度较高。     

利用测井解释渗透率获取拟毛管压力曲线的方法及其应用

通过集成应用不同学者研究成果,得到了一种依据取心井岩心压汞分析数据并利用测井解释渗透率重构拟毛管压力曲线的方法,并将该方法应用于渤海NB油田,重构的拟毛管压力曲线与实测毛管压力曲线相关性较好.渤海CF油田储层岩性复杂,利用常规方法计算的地层含烃饱和度误差较大,于是利用重构的拟毛管压力曲线计算地层含烃饱和度,所得结果较为准确.利用拟毛管压力曲线计算地层含烃饱和度的方法原理与J函数法相同,但其充分考虑了砂体内非均质性及不同深度处距离油水界面远近的影响,并且不受地层电阻率的影响,因此计算结果更为准确.     

A井区J_1b_(4+5)油藏水淹层定量解释方法研究

针对A井区J1b4+5储层岩性复杂,非均质性强的特点,采用了分岩性解释的方法。利用多元回归模型解释含水饱和度,避免了求取地层水电阻率的问题;通过归一化的方法,拟合出油水相对渗透率的计算公式,进而求取储层的产水率;根据毛管压力曲线,采用J函数和沃尔公式法来计算储层原始含油饱和度,并在此基础上构建水淹敏感参数-饱和度下降指数。采用三个特征参数的组合来定量评价水淹级别,应用于研究区新井解释中,取得了较好的应用效果。     

东海地区低渗-致密储层含水饱和度定量评价方法

东海地区低渗-致密储层的岩性及孔隙结构复杂、物性非均质性强,储层含水饱和度的准确计算一直是该类储层测井评价中的难点。提出了2种储层含水饱和度计算方法。一是基于岩心三维纳米CT扫描实验的变m值计算方法,根据数字岩心样品连通孔隙度与胶结指数m理论值,回归拟合出随孔隙度变化的变m值计算公式,建立数字岩心变m值西门度模型求取储层含水饱和度;二是利用核磁测井资料或RC_(50)与渗透率的相关关系式得到RC_(50)的值,进而通过地层因素F与RC_(50)的负相关关系及地层因素F与储层含水饱和度的关系式求取储层含水饱和度。以东海地区X凹陷Y区低渗-致密砂岩储层实际井为例,分析了本文提出的2种模型和定m值西门度模型的计算结果,结果表明本文提出的2种模型的计算结果与密闭取心饱和度更加匹配,说明本文模型更加适用于东海地区低渗-致密储层。     

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2.含水饱和度计算含水饱和度的确定是一个十分复杂的问题,对用岩心测定饱和度的影响因素有岩心渗透率、取心流体、钻速、储层流体粘度、相渗透率、孔隙发育、天然气压缩性、地层压力、泥浆化学成份、岩心处理方法和保存条件等18种因素。美国实验室资料表明:水基泥浆取心,含气饱和度可由原始的70％变到49％,因而水基泥浆取心饱和度与测井可比性差是自然的,其误差可达±25％～±50％。所以,测井计算含水饱和度应主要与密闭取心或毛管压力计算的岩心含水饱和度相对比。用测井计算含水饱和度国内外建立的模型有十几种。针对四川碳酸盐岩地层的岩类、     

低阻油层原始含油饱和度的计算方法及研究意义

低阻油层原始含油饱和度在识别油水层时起着关键性作用,以往计算时都是利用电性资料获取,用 阿尔奇公式求取的结果误判了许多油层,基于此考虑,本文提出了在利用岩心分析资料的基础上,结合毛 管压力曲线回归分析计算含油饱和度的方法,该方法把毛管压力、岩心孔隙度、含油高度等参数联系了起 来,通过统计分析建立了VHg-Φ回归方程,应用该方法能比较真实地计算出低阻油层的原始含油饱和 度,现场应用表明这种方法是可信的。     

三次样条插值在排驱压力计算中的应用

对于川东北部罗 家寨气田飞仙关组鲕滩储集层的非均质性致密岩样及次生作用强烈的碳酸盐岩样品,用压汞法作的毛管压力曲线,多数没有明显的平坦直线段,很难精确作出切线,求取排驱压力。为此,提出了一种利用三次样条插值函数计算排驱压力的新方法。该方法应用三次样条插值拟合毛管压力与其对应的汞饱和度,使求取排驱压力的问题转化为求取毛管压力曲线初始拐点的问题。该方法不但程序设计简单、使用方便、原理符合定义,而且适合于各种形态的毛管压力曲线。     

用分形几何法预测毛管压力曲线

利用分形几何学的原理和方法,实现了利用常规岩心分析资料如孔隙度和渗透率等反演毛管压力曲线(建立孔喉体积分布预测模型),通过实际资料验证,该方法预测结果精度较高。而毛管压力曲线中包含了大量储集层信息,有一系列的地质应用,包括:计算储集层的相对渗透率;计算任意区间渗透率的贡献值;分析评价储集层的非均质性;确定流动孔喉半径下限值;划分储集层与非储集层并对储集层进行定量评价;对油层流动空间的有效性定量评价;计算储集层原始含油饱和度等,为非取心井段的孔隙结构研究及储集层研究与评价开辟了新途径。     

储层原始含油饱和度评价新方法研究

毛管压力曲线是用来评价储层孔隙结构和储层原始含油饱和度的最有效的方法。通过对毛管压力曲线形态特征的深入分析,提出了一种利用砂岩渗透率逐点构造毛管压力曲线的新方法,该方法适合于各种不同类型岩石的毛管压力曲线的构造。利用构造的毛管压力曲线实现对油藏原始含油饱和度的连续评价,与测井解释的含油饱和度相比,计算结果的绝对误差为1.46%,相对误差2.5%。     

利用毛细管压力计算低渗储层可动水饱和度

平湖油气田P11层是一高压低渗储层,试油及常规测井都不能很好地确定该层的产油产水比例,对该油藏的产出流体及生产预测带来了困难。为解决这一问题,提出利用储层流体浮力与毛细管压力平衡的原理求解储层初始含水饱和度。在求解过程中,利用J函数及储层孔、渗资料对毛细管压力参数进行了处理。通过与毛细管压力计算的束缚水饱和度比较,得到储层可动水饱和度,进而定性判断储层是否产水。利用相渗曲线及储层初始含水饱和度,可以计算储层的初始含水率。根据P11层毛细管压力实际资料,利用该方法计算出了储层可动水饱和度及含水率,与实际生产含水率相符,表明计算方法正确。此方法有助于提高低渗储层开发动态指标预测的精度。     

碳酸盐岩储层孔隙结构评价方法——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

对土库曼斯坦阿姆河右岸气田两种构造类型的碳酸盐岩储层孔隙结构进行了对比评价。结果表明,大背斜构造储层主要表现为孔洞型储层,披覆构造储层主要表现为孔隙型、裂缝-孔隙型储层。对于大背斜构造储层,孔喉中值半径越大,孔喉分布越偏向较大孔喉,呈现“好上加好”的特点。针对碳酸盐岩天然气储层及其开发特点,从动、静态角度以及物性综合指数与毛细管中值压力等试验结果的相关性角度进行分析,提出了评价碳酸盐岩储层的新物性综合指数 Z_s。结合毛细管中值压力和新物性综合指数 Z_s,将碳酸盐岩储层分为4个级别,并在实例分析中验证了 Z_s的合理性和可操作性。应用储层毛细管压力曲线,还原气藏条件下各级别储层的气柱高度,并结合常规测井、成像测井以及地层测试资料研究了储层纵向和区域上的气水分布特征。储层普遍存在气水过渡带,相比于大背斜构造储层,披覆构造储层气水过渡带要更厚一些。裂缝在该区域发育程度和有效性存在明显差异,裂缝及微裂缝对于研究区碳酸盐岩储层求产,尤其是披覆构造储层求产作用关键。     

测定储层饱和度指数的增水法

增水法是利用岩样自身的毛细管压力，让岩样自然吸水，分三个阶段由低含水饱和度向高含水饱和度过渡，从而获取储层岩样不同的饱和度指数。利用增水法测定了陕北油气田的低孔低渗砂岩储层饱和度指数，其结果可靠。     

On the Analysis of Well Test Data Influenced by Capillary Pressure

The focus of this study is on the analysis of capillary pressure effects on well test data. Ignoring the capillary pressure is one of the assumptions that have been applied in all multiphase well test analysis approaches. In this work we investigate the influences of capillary pressure on the analysis of pressure transient data in a solution gas drive reservoir and in a reservoir containing oil and water. Reservoir simulations were performed to generate pressure and saturation data for each case and the pressure responses and the fluids saturation distribution for drawdown and build-up tests for two cases with and without capillary pressure are compared. According to the results of this study, it has been concluded that the influences of capillary pressure on fluids saturation behavior in build-up test due to importance of capillary force than viscose force in this period is more noticeable. Though the effects of capillary pressure lead to differences in the fluids saturation behavior but the authors have not observed dissimilarity in the pressure responses affected by capillary pressure for draw down and build-up test in the both reservoirs under study.     

利用毛管压力预测碳酸盐岩油藏油水界面

油水界面深度的准确确定对油藏原始储量计算、早期开发方案制定具有重大意义.非均质性较强的碳酸盐岩油藏确定油水界面尤其困难,毛管压力资料能提供很多信息,可用来研究油水界面.利用Interactive Petrophysics软件,结合中东某复合型碳酸盐岩油田第1口早期开发井(X井)的8条压汞毛管压力资料,运用多种非线性方程方法,回归拟合流体饱和度与毛管压力的函数关系,对比组合出最佳函数;再结合常规测井解释结果,拟合最佳自由水面的深度;利用自由水面与油水界面的关系,确定油水界面的深度.根据邻近探井测试的油水资料,预测X井的油水界面深度为3 043.9m.预测X井附近X1井的油水界面深度为3 008.7m,与岩心照片显示相吻合,证实了此方法的有效性和实用性,可作为确定油水界面方法的有益补充.     

基于常规测井的储层孔隙结构评价新方法

目前,复杂储层孔隙结构评价主要是依靠岩心实验分析和测井新技术,而基于常规测井资料的复杂储层孔隙结构评价仍是难点。以压汞毛管压力曲线实验数据为基础,实际分析了不同压力下进汞饱和度与储层物性参数之间的关系,进汞饱和度与储层孔隙度、渗透率之间存在较好的关系,并且不同孔隙类型储层之间关系差异明显。在此认识的基础之上,采用流动带指数法将区域储层划分为4类,分别建立了不同类型储层的伪毛管压力曲线预测模型,根据毛管压力曲线衍生得到了注汞效率以及平均毛管半径可以较好地连续评价复杂储层孔隙结构特征,为复杂储层开发方案的制定与实施奠定了坚实基础。     

低渗气藏可动水识别方法研究

识别储层中是否含有可动水主要采用对比束缚水饱和度与原始含水饱和度的方法,获取束缚水饱和度的实验方法较多,但不同方法的实验结果有所不同。从对比A区块不同束缚水饱和度的实验结果得出,相渗曲线法、离心毛管力曲线法的实验结果相近,并采用这些实验结果回归出了该区块的渗透率与束缚水饱和度关系式。由于储层存在压敏问题,需要对渗透率低于1×10~(-3)μm~2的储层进行覆压校正。应用回归出的束缚水饱和度计算式,结合覆压校正渗透率,准确地判断出该区块12口生产井的可动水情况。     

确定储层含油饱和度的测井—毛管资料综合法

针对低阻油层测井资料解释的含油饱和度往往偏低，造成油水层难以识别的问题，提出了确定含油饱和度的测井－毛管资料综合法。该方法以岩心样品的孔隙度分析和压汞实验资料为依据，通过实验室毛管压力与油藏条件下毛管压力、毛管压力与含油高度的关系转换，统计得出了相对含油体积与孔隙度、含油高度的关系，利用该关系可估算储层的含油饱和度。通过油基泥浆及密闭取心资料验证表明，利用该方法所估算的含油饱和度是可信的。     

中国东海气区初始产水评价图版的建立

为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m~3/10~4m~3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100 m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。