岩电实验饱和度模型在探明储量中的应用

合油饱和度是评价砂岩油气层最主要的参数。确定合油饱和度的方法较多，确定储层原始合油饱和度的方法主要有直接法和间接法，直接法是指应用密闭取心或油基泥浆取心井获得的资料，通过实验室分析直接获得原始合油饱和度的方法；间接法是指应用测井曲线、毛管压力曲线、类比等资料间接获得原始含油饱和度。阿尔奇公式是测井定量解释饱和度的理论基础。在实验室条件下，通过作模拟地层条件下的岩电实验，取得地层的真电阻率，对深侧向视电阻率进行厚度校正，建立正确的饱和度解释模型，使岩电实验所建立的饱和度模型在探明储量中得到了广泛的应用。     

岩石电阻率频散及其对阿尔奇参数影响实验研究

岩石电阻率不仅具有频散特性，而且会因频散作用而造成阿尔奇公式中各种参数的变化，本文系统地介绍了岩石电阻率频散的影响因素及饱和度指数，胶结指数与频率之间的关系，认为实验室进行阿尔奇公式参数测量应采取多频测量。     

低渗透油藏岩电实验方法改进及应用效果

低渗透岩心岩电实验周期长、受饱和度分布影响大.通过改变原有仪器的测量方式,实现了模拟地层条件下快速确定阿尔奇参数.实验采用2个电极供电,4个测量电极测量岩心电阻,注-停-注的驱替方式,同时测量4个相邻电极间的电阻,以此评价驱替过程中沿岩心轴向上的饱和度分布均匀程度和末端效应.没有考虑毛管力平衡,提高了实验速度.在大庆油田东部低渗透油层测井解释评价中,使用此方法得到的阿尔奇参数取得了比使用通用参数好的效果.     

复杂孔隙结构储层变岩电参数饱和度模型研究

对于复杂孔隙结构储层,传统的阿尔奇公式计算出的含油饱和度偏低,导致解释过程中漏失油层。阿尔奇公式中岩性系数a、胶结指数m和饱和度指数n受诸多因素影响,在使用时不应为一定值,而应随储层性质的变化而变化。利用××油田复杂孔隙结构储层14口井130块岩心岩电实验资料进行统计分析发现,岩性系数a与胶结指数m存在明显的幂函数关系。在单因素分析的基础上采用多元回归分析法建立饱和度指数的计算模型,修正了阿尔奇公式,建立了变岩电参数饱和度修正模型。实际资料处理表明,变岩电参数饱和度修正模型计算的解释误差比传统的阿尔奇公式提高10%以上,满足了储量计算误差要求,有效克服了传统的阿尔奇模型在复杂孔隙结构储层解释中的不适用性。     

岩电影响因素实验及数据处理方法

对影响岩石电阻率的主要因素进行了实验室岩心测量和Archie公式处理.结果表明,岩心饱和程度不足会使胶结指数m值变大,孔隙度指数n值变小,为此必须检验岩心饱和程度并予以校正;泥质影响使测量数据分散,使m、n值均偏小,经阳离子交换量Qv校正可改善与Archie公式的相关性;高饱和水矿化度使m、n值都增大,虽使泥质影响变小,但Qv校正仍属必要;高温高压使m值增大,n值减小;油驱后的n值比气驱后大.给出了饱和程度校正和Qv校正的方法.     

岩电实验饱和度模型在探明储量中的应用

阿尔奇公式是测井定量解释饱和度的理论基础。在实验室条件下，通过作模拟地层条件下的岩电试验，取得地层的真电阻率，对深侧向视电阻率进行厚度较正，建立正确的饱和度解释模型。使岩电实验所建立的饱和度模型在探明储量中得到广泛的应用。     

岩电参数在不同温度、压力及矿化度时的实验关系研究

阿尔奇公式中的m、n参数不但与地层岩性和孔隙结构有关,而且还与地层水矿化度、围压和温度的变化有关.从岩石物理实验研究入手,以TZ2井等多口井的低孔隙度低渗透率岩心作为岩电实验研究对象,研究了m值随不同地层水矿化度、围压和温度的变化规律及n值随不同地层水矿化度的变化规律.实验和理论证明了这种关系的存在.这将有助于用阿尔奇公式准确地评价低孔隙度低渗透率地层的含油气饱和度和冲洗带残余油气饱和度.     

单井岩电资料在含水饱和度模型研究中的应用

阿尔奇公式中岩电参数的准确性决定了储集层含水饱和度模型的精度。岩电参数一般通过常压条件下的岩电实验分析求取.而理论上覆压条件下岩电实验得到的参数更准确。为了分析两种实验条件对饱和度模型的影响.研究了大港地区风化店油田单井岩心两种实验条件的岩电数据.结果表明压力对岩性系数b、饱和度指数n值影响较大,对岩性系数a、胶结指数m值影响不明显。结合多井试油结果分析得出,两种实验条件所确定的饱和度模型误差均在储量规范合理范围内.且均能准确进行储集层流体识别,进一步验证了该区经验含水饱和度模型的准确性。研究认为在油田开发中.采用常压岩电实验足以满足油田开发中油气层识别的需要;在油藏量化规模研究中.更宜采用覆压岩电实验.以确保饱和度值的高精度。     

泥质砂岩剖面m、n值的一种计算方法

阿尔奇公式中孔隙度指数m、饱和度指数n值的确定是计算含油气饱和度的关键参数，而m、n值在地层条件下处于不断变化之中，测井资料处理解释过程中，用相对固定的m、n值计算地质参数是不科学的，无法解决低阻油气层含油饱和度定量计算的问题。从沉积相分析入手，结合岩电实验分析资料，得出了影响储层电阻率的主要因素为岩石骨架的矿物成分，确定了一种利用自然伽马能谱资料计算储层m、n值的方法，在应用中见到较好效果。     

沾车凹陷岩电特征的分析和研究

在沾车凹陷复杂的岩性条件下,按油田不同层位进行岩电资料统计分析,并建立其饱和度解释模型是合适的.沾车凹陷孔隙度与地层因素、含水饱和度与电阻增大率的相关性均良好,这种良好的相关性将会使该地区的饱和度解释模型更具有代表性,因此划分出的油水层系更加精确,其胶结指数与岩样的其它岩性参数基本上相关良好,说明它在一定程度上反映了岩样的孔隙结构特性;其饱和度指数与岩样的其它岩性参数基本上不相关,说明它主要反映了饱和度大小及其分布特征的影响,其它影响因素处于次要地位.胶结指数与均质系数基本上是相关的,因此,胶结指数m可以作为描述岩石孔隙结构均质程度的一个新的特征参数.     

浅析Archie参数m和n值的实验室测量误差

提出对<测井技术>2003年第4期发表的"岩电实验过程中误差产生的原因及校正方法研究"一文的不同观点.Archie参数孔隙度指数(m)和饱和度指数(n)值的实验结果直接影响到含水饱和度的计算结果.分析结果表明,m和n值的测量误差主要来源于实验条件和统计模型;m值测量误差对计算的含水饱和度影响比n值测量误差的影响大.在实验室进行岩心实验时,应特别注意实验条件和统计模型2个因素,以尽量减小实验误差.     

徐深气田火山岩储层测井解释饱和度方法研究

徐深气田兴城地区深层火山岩储层岩性复杂、储层流体多变、属于特低孔隙度、特低渗透性储层。火山岩储层岩性对电阻率的影响超过储层流体对电阻率的影响,其岩电实验参数特征与砂岩储层存在着较大的差异,根据传统的阿尔奇公式难以准确求取储层的原始含气饱和度。下面以徐深气田兴城地区酸性火山岩岩电实验为例,探讨如何对传统阿尔奇公式加以改进,建立徐深气田兴城地区火山岩储层饱和度解释模型。经过多口井的实际应用,取得了较好的应用效果。     

低孔隙度低渗透率泥质砂岩储层中胶结指数m和饱和度指数n的计算和应用

低孔隙度低渗透率储层的孔隙结构复杂,连通性较差,孔隙中流体分布不均匀,Archie公式中系数m、n的确定存在较大误差.由传统统计分析方法求取的m和n参数会随孔隙度和含水饱和度的不同变化,使测井电阻率计算的含油气饱和度精度降低.从数学物理边界条件和低孔隙度低渗透率储层的地质特征出发,分析了低孔隙度低渗透率储层中胶结指数m和饱和度指数n的变化特征.从储层岩石的地质作用和岩石物理变化过程探讨低孔隙度低渗透率储层中地层胶结指数m随孔隙度变化的一般规律,并用渗滤门限理论(PPTT)解释这一变化过程,建立了地层胶结指数m和饱和度指数n的准确计算方法.应用新参数对应的饱和度关系对QL油田不同水淹程度的2口井进行了处理解释,获得了良好的效果.     

低孔低渗储层中岩电参数的修正

阿尔奇公式中的岩电参数并不是固定的、孤立的。通过28块亲水性砂岩的岩电实验结果得出,低孔隙样品的岩电参数明显不同于中高孔隙样品,地层因素与孔隙度在双对数坐标下并不满足经典的阿尔奇线性关系,呈二次函数关系,胶结指数为孔隙度的函数,不为固定值;另外饱和度指数都受地层水矿化度的影响较大,并且随地层水矿化度的增大而增大。根据研究地区的岩电实验结果,分别确定了低孔隙度和中高孔隙度下岩电参数的取值,修正并优化了常用的阿尔奇公式。通过修正后的模型在研究地区油层段计算的含水饱和度与束缚水饱和度的比较中,绝对误差降低到3．40％,表明经修正后的岩电参数计算的含水饱和度更加精准,可用于实际的测井定量评价。     

库车地区致密砂砾岩胶结指数m和饱和度指数n的主要影响因素及其量化研究

塔里木盆地库车地区中、新生界中大量发育致密碎屑岩储层,储层以低孔低渗为特征。为精细储层定量评价需要,以大量实验数据为基础,分析了胶结指数m和饱和度指数n的主要影响因素,包括孔隙度、平均粒径、钙质或膏质胶结物含量以及裂缝等地质因素。通过地质统计方法,确定m值和n值与主要影响因素之间的定量关系,实现了利用测井资料连续计算m、n值,进而计算含油气饱和度。实践表明,采用这种方法大大提高了阿尔奇饱和度方程的适应性和饱和度评价精度。     

Reservoir characterization utilizing core and wire line logging data for Kareem sandstone,Ashrafi oil Field,Gulf of Suez,Egypt

This study aims to integrate core and wire line logging data for evaluation of Kareem sandstone (Middle Miocene) in Ashrafi Field, Gulf of Suez, Egypt. The study has been carried out on seven wells ASHRAFI_A_01_ST, ASHRAFI_A_02_ST, ASHRAFI_H_IX_ST2, ASHRAFI_I_1X_ST, ASHRAFI_K_1X, ASHRAFI_SW_04, ASHRAFI_SW_06, by using wire line logging data and core data. The interpretation of these data has been done by using Interactive Petrophysics software.The Net pay thickness ranges between 17?ft to about 110?ft, porosity varies from 13% to 26%, permeability from 125?mD to about 960?mD, water saturation from 19% to about 50% and shale content from about 18% to about 56%. The interpretation of the Kareem sandstone (core data for ASHRAFI_SW_04 well) indicates that the average core porosity value is about 17% and the average core permeability is about 800?mD, which indicate a suitable reservoir. The porosity increases with the increasing of the permeability and the relationship between them has good correlation coefficient of 0.81 for wire line logging data set and 0.85 for core data set. These relations can be used to determine permeability from porosity for sandstone of Kareem Formation.The new development area for Ashrafi Field can be determined where there are two zones: one in the Middle and the other in South west. Stratigraphic correlation chart shows that, the Kareem Formation thickness varies laterally in Ashrafi field so, the new well location could be determined perfectly. The integration between well logging data and core data are very important tools to evaluate the degree of heterogeneity in the Kareem sandstone and storage capacity properties as well as the zone of interest of productivity and perforation.