孔隙度分布趋势曲线确定歧北深层气孔隙度下限方法研究

在深层岩心资料有限和测井资料标准化的前提下,基于同一沉积体系内相同沉积微相储层孔隙结构基本相同和不同沉积微相储层孔隙结构相近的规律,通过对歧口凹陷深层气层孔隙度分布趋势和内部结构的研究,找到了一种既方便又简单的孔隙度下限值求取方法,应用孔隙度分布趋势曲线和孔隙度累计贡献曲线可以较准确地确定深层气储层孔隙度下限值。介绍了该方法的理论基础、参数求取、准确性及效果检验。应用该方法获得了较好的评价效果。     

镇原油田镇221区长8_1储层相控建模的应用

鄂尔多斯盆地延长组长8是镇原油田的一个重要勘探层位。由于所获得的钻井资料不多,不同微相的储层物性差别大等特点,为了提高随机建模的精度,降低模拟实现过程中的不确定性,提出了运用地质统计学方法,结合测井、岩心资料,在沉积微相控制下的(相控)储层建模方法。首先,运用序贯指示模拟法实现能够表征储层非均质性的沉积微相模型;在沉积微相模型建立好后,进行相控物性参数建模,分小层分微相统计各物性参数的分布特征;然后利用序贯高斯模拟法分别进行模拟,建立研究区的孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型等。结果证明此方法建立的模型效果较好,客观反映了地质实际情况,为镇原油田下一步滚动勘探开发提供了地质依据。     

DF气田储层孔隙度横向预测

对DF气田储层孔隙度与地震属性之间的关系进行了分析 ,并对目前利用地震资料预测储层孔隙度方法进行了对比 ,在此基础上 ,选取多项地震属性与已钻井资料进行多维线性回归和随机地质统计相结合的方法 ,对DF气田储层孔隙度进行了横向预测。抽井检验结果表明 ,预测孔隙度与井点孔隙度吻合较好。     

相控储层建模在胜南油田的应用

针对胜南油田钻井资料少,不同微相物性差别大等特点,为了提高随机建模的精度,降低模拟实现中的不确定性,提出了沉积微相控制下的(相控)储层建模方法.首先,利用序贯指示模拟方法建立能够表征储层较大规模非均质性的沉积微相模型;在沉积微相模型建立之后,采取相控物性参数建模方法,分小层分微相统计各种物性参数分布特征;然后利用序贯高斯模拟方法分别进行模拟,建立了研究区的孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型.结果证明按此方法建立的模型效果较好,客观反映了地质实际,为胜南油田下一步滚动勘探开发提供了地质依据.     

应用多指标综合评价方法研究中高渗储层物性差异时变特征

中高渗储层在长期注水开发过程中,储层物性特征发生了显著变化,准确、精细描述这种变化是建立特高含水期油藏地质模型的关键。应用动静态资料,采用多指标综合评价方法,通过计算不同沉积微相、层内不同部位的孔隙度、渗透率变化系数,求取特高含水期储层孔隙度、渗透率。利用该方法计算的结果与密闭取心井分析结果一致。     

相控下的天然气概率储量计算研究

对沉积微相空间分布的控制条件下天然气概率储量的计算方法进行了研究。对14口井的资料应用储层随机建模方法，研究了陕北某气田的一个天然气储层。首先确定沉积微相如潮间含膏云坪、潮间潮缘泻、潮下泥云坪、潮下泥灰坪湖、潮上膏云坪等的空间分布，并以此控制，求取了孔隙度、渗透率、含气饱和度等物性参数的空间分布，进而计算储量。利用50个随机种子，计算了有沉积微相控制的概率储量和没有沉积微相控制的概率储量，并进行了对比分析。有沉积微相控制的概率储量明显地大于没有沉积微相控制的概率储量相应的天然气储量，说明了考虑沉积微相的控制作用的必要性。     

曲流河环境沉积微相和测井相特征分析

在钻井过程中,取心及岩屑录井资料都十分有限,以往通过岩心观察或者综合分析岩屑录井资料来进行岩性和沉积环境研究的方法受到很大限制,而利用各种测井资料所提供的丰富信息来进行沉积相研究已成为发展趋势。通过研究曲流河沉积相中各沉积微相的特征及在测井曲线上的响应特征,提取各不同沉积微相的测井相特征参数,建立曲流河沉积环境的各沉积微相的测井相模式及特征参数样本,利用BP神经网络技术反馈学习,获得一套适合研究区曲流河沉积微相的判别系数,并对其他实际测井资料进行沉积微相自动识别,所得结果与地质专家解释结果吻合率在84%以上,效果显著。由此表明在油气勘探进程中采用该方法进行沉积微相自动识别是切实可行的,可大大提高储层解释的速度和精度。     

致密工碎屑岩储层构造裂缝微构造曲率预测方法

在江苏油田庄2断块碎屑岩油气储层构造裂缝分类研究基础上,利用储层构造裂缝主要分布在断层附近和地层曲率较大区域的规律,提出了利用微构造曲率分布特征对储层构造裂缝分布进行预测研究的新方法.具体方法为:将研究层位顶面局部近似为一个球面,可通过计算此面内球体的半径,进而利用公式求取该局部微构造顶面的平均曲率,从而利用曲率大小对裂缝的发育程度进行预测.各类沉积微相在沉积过程中沉积物顶面也存在一定的曲率,因而传统的利用储层顶面曲率来预测裂缝的方法存在一定的误差,为此提出利用各类沉积微相沉积期相对水平的层面进行微构造研究的新思路,并以庄2断块水下分流河道微相为例,对研究区水下分流河道的微裂缝发育进行了预测.     

����dz���������΢����������������ϵ���о�

渤海浅层油气田以上第三系明化镇组下段河流相地层为主，沉积环境横向变化剧烈，储层横向预测难度大，文章针对这一问题进行了研究。对两个有代表性的渤海浅层油气田的40多口钻井的测井和地震资料进行了综合研究，建立了研究区河流相的沉积体系，划分了沉积微相的类型，确立了主要沉积微相的地质相、测井相及地震相特征和识别标志；在精细划分沉积相的基础上，研究了主要河流沉积微相类型与地层速度密度和波阻抗的关系。研究发现，本区沉积微相对某些地球物理参数有明显控制作用，统计拟合的主要沉积微相和速度密度及波阻抗随深度的变化曲线符合二次曲线的变化规律，文章给出了相应的数学表达式；本区85%的油气储层为边滩砂体，在明化镇组下段的不同深度上边滩的波阻抗和密度与其他微相有明显差别，故利用这一规律对地震反演的波阻抗或密度资料做进一步处理，可将边滩砂体单一提取出来，进而实现在沉积规律控制下横向外推预测含油气储层和单个砂体。     

东营凹陷民丰北带古近系砂砾岩体孔隙度量化表征

综合运用钻井岩心、录井等相关资料,结合镜下薄片观察,总结了东营凹陷民丰北带沙河街组储集层的沉积特征,根据高孔隙度发育的主要控制因素建立了民丰北带不同岩性、不同油-水层砂砾岩体的现今孔隙度量化表征图版,即不同分选和不同胶结物含量的孔隙度量化表征曲线。另外,通过对近岸水下扇各沉积亚相、微相的分选性、含油性及胶结物含量统计,按照现今孔隙度量化表征图版的应用条件,将近岸水下扇砂体分成5类,各类储层依据不同的特征对应着不同的孔隙度量化表征曲线。利用该方法预测的结果表明:扇根、扇缘及扇中辫状水道间砂体基本为无效储层,而扇中辫状水道砂体也并非全为有效储层,靠近泥岩层0.35 m以内的部位为致密胶结带,这一区域为无效储层,若砂体上、下均为泥岩层,则砂体厚度必须大于0.7 m才有可能成为有效储层,否则为无效储层。     

储层孔隙度预测与有效天然气储层确定——以渤海湾盆地鸳鸯沟地区为例

储层孔隙度主要受沉积相和成岩作用的影响和控制。通过对不同沉积微相成岩强度指数与储层孔隙度之间关系的分析，建立了储层孔隙度预测模型。据此预测出渤海湾盆地鸳鸯沟地区古近系沙三下亚段储层孔隙度主要介于5.0％～30.0％之间，孔隙度大于5.8%的有效天然气储层分布于鸳鸯沟地区的斜坡带。储层孔隙度预测误差小于2.5％，其填隙物含量为1.0％～48.0％，平均为16.1%。因此该模型可用于填隙物含量较高的碎屑岩储层孔隙度预测。     

应用截断高斯随机模拟法研究沉积微相

沉积微相在一定程度上控制着储集层参数场。确定沉积微相的边界和分布是准确预测储集层参数的基础。以往这一工作依赖人为的推断，模糊性和不确定性较大。引入地质统计学中的截断高斯随机模拟方法，对沉积微相的平面分布特征进行随机模拟。选用等概率模型，在非均质性极其严重的Ｈ油田沙三中段９砂组５小层４种沉积微相的分布研究中应用该方法，结果表明，该方法能克服因资料不全而引起的模型的不确定性，优于传统手工方法，应用效果良好。图４表１参２（邹冬平摘     

四川盆地安岳地区须二段储层特征及有利区地震预测

地质研究成果表明,上三叠统须家河组蕴藏着巨大的天然气资源,是四川盆地重要的勘探开发层系。从测试情况看,须二上亚段为安岳地区天然气主产层段之一,其储集砂岩体分布主要受沉积微相控制,非均质性强,单层砂岩体厚度薄,准确地预测高孔隙度砂岩储层有利区带至关重要。为此,以高分辨率三维地震资料为基础,结合高分辨率层序地层学,进行了单井层序的划分;通过井—震资料结合标定层序界面及储层位置并建立了等时地层格架;在等时格架内利用优选出的能反映高孔砂岩的敏感地震属性——AVO梯度G属性及地震波形特征,分析了该区须二上亚段沉积微相的平面展布情况,进而精细刻画出了水下分流河道,结合该区储层裂缝发育情况,最终实现了对高孔隙度砂岩储层的有利区分布预测。实钻结果表明,其预测成果为安岳地区须家河组气藏的进一步勘探开发和降低开发风险提供了重要的基础资料。     

致密砂岩多因子储层精细分级评价方法——以东海盆地西湖凹陷渐新统花港组上段H3砂组为例

东海盆地西湖凹陷西次凹渐新统花港组上段H3砂组为低孔低渗—低孔特低渗致密砂岩储层,优质储层分布成为制约开发产能的关键问题。基于岩心、测井及物性测试等资料,对该区进行了沉积微相刻画和储层物性分析,结合构造、沉积微相发育特征,对储层展开精细分级评价和优质储层预测。研究表明,H3砂组储层分布主要受构造特征、沉积微相、砂体厚度和孔渗条件四个因素影响。在综合分析各因素与含气饱和度关系的基础上,建立了受产能约束的四因子储层精细分级评价标准,把H3砂组储层划分为“甜点”储层（Ⅰ类）、中等储层（Ⅱ类）和无效储层（Ⅲ类）三种类型。优质储层预测研究区H3-3小层为可能的高产能潜力带,H3-1、H3-2和H3-4小层次之。      

车西洼陷沙四上亚段特低渗储层物性主控因素分析

车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层以含泥细砂岩为主,孔隙度多集中在10%～20%,渗透率多小于10×10-3μm2,结合铸体薄片、压汞、地化测试分析等综合评价为中-低孔特低渗较差储层.研究表明,该区储层物性主要受沉积、成岩和异常高压3种因素控制:1)沉积微相主控储层砂体空问展布形态及孔陈度分布特征;2)成岩作用主控储层砂体孔...     

井震数据联合驱动下砂体叠置模式构建技术及应用——以WX油田东北部姚家组葡萄花油层为例

葡萄花油层是松辽盆地WX油田重要的含油层系之一,该油层砂体层数多、厚度小(1～2 m);局部井间距较大,井间沉积相变快,砂体展布特征复杂,精细地刻画油层段各小层沉积微相特征难度大,目前砂体叠置模式尚未建立。为此,以测井、录井和三维地震数据为基础,采用优化的随机森林算法和数据挖掘技术建立沉积微相概率预测模型;再通过机器学习和模糊判别方法分别识别WX油田东北部姚家组葡萄花油层各小层的沉积微相类型;最终建立四种砂体叠置模式,即平面连接式、平面分隔式、垂向接触式和垂向分离式。通过钻井验证,该技术具较高的储层预测精度,对于河道沉积微相,样本井的准确率平均值可达88.8%,各小层(除PI1₁和PI3外)检验井预测准确率均可达80.0%以上。精细刻画的沉积微相和建立的砂体叠置模式可为后期储层综合评价、开发方案优化、调整和井位合理部署等提供依据。     

井间参数预测的相控神经网络模型

本文提出了一种基于微相研究的神经网络井间参数内插预测新方法。该方法结合油藏微相研究成果，采用井位和微相信息作为神经网络的输入参数，对储层参数进行空间预测。本文以孤岛油田渤21断块油藏为例，利用空间分散井位点的渗透率资料和地区沉积微相信息进行井间渗透率内插预测。结果表明，该方法不仅可以方便地将一些先验的地区知识和专家经验用于井间参数预测之中，而且大大提高了井间参数的预测精度，为油藏建模提供了可靠的基础。     

STYLOLITIC POROSITY IN CARBONATES: A CRITICAL FACTOR FOR DEEP HYDROCARBON PRODUCTION

Petrographic and petrophysical studies were completed on cores from Atokan (Pennsylvanian) carbonate gas reservoirs at depths in excess of 4,000 m in the Chapman Deep field, Delaware Basin, Texas. Porosity concentration is in pure carbonate microfacies of Donezella algal mound, upper inner slope, oolitic shoal and lagoon of a platform depositional model, which are characterized by sutured, medium- to high-amplitude stylolites. The porosity is predominantly stylolitic, enlarged and surrounded by halos of oomoldic, biomoldic, cement-moldic and vuggy types. Non-sutured, low-amplitude stylolites, confined to argillaceous carbonate microfacies, have no influence on porosity development .
The distribution of sutured stylolitization, being microfacies-controlled, allows the use of a depositional model as a prediction tool for locating reservoir microfacies. Under deep-burial conditions, sutured stylolite systems are of critical importance. They permit circulation of undersaturated fluids, become themselves reservoirs together with associated types of secondary porosity, and therefore allow deep commercial gas production.     

大牛地气田盒3段致密储层评价与预测

大牛地气田上古生界气藏具有低压、低孔、低渗、致密的特点，产能普遍较低，储层主要为河流相沉积，非均质性强，气田开发难度很大。为了寻找气田的高产层位和分布区域，为气田的开发部署提供可靠的依据，针对气田主力气层盒3段进行了储层评价和预测的研究。结合盒3段储层的特点，开展了三维储层预测工作，形成了以振幅为主的属性提取分析、以岩性曲线重构为主的岩性反演、以电阻率反演为主的含气性预测等３项行之有效的方法和技术。研究认为，盒3段为辫状河流相沉积，主要储层微相为心滩沉积和河道充填沉积，其中心滩微相是本区的高产部位，河道充填微相产气部位主要分布在下部。通过储层综合评价，把盒3段储层分为了４类，其中一类储层为高产，二类为中高产，三类为低产，四类为非储层。并根据储层预测结果部署了130口开发井，取得了良好的勘探效果。     

大牛地气田盒一段低孔渗砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部大牛地气田下二叠统下石盒子组盒一段辫状河道砂岩储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,成分成熟度中等偏低,结构成熟度中等偏高,储层非均质性较强,砂岩孔隙度和渗透率主要分布区间分别在4%~14%和0.05×10^-3~2×10^-3 μm²,属低孔低渗至致密砂岩储层。研究区砂岩储层成岩阶段达到晚成岩阶段A₂亚期至晚成岩阶段B期,机械压实以及石英加大和方解石胶结是降低孔隙度的主要成岩作用,砂岩孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,影响储层物性的主要因素有沉积作用和成岩作用。根据沉积微相、储层宏观和微观特征等多种参数,运用灰色关联分析法开展了储层综合评价,将盒一段砂岩储层划分为3类,其中Ⅰ类为相对高孔高渗天然气储层,Ⅱ类为相对中等孔渗储层,并预测了3类储层的分布区带,建立了盒一段砂岩储层评价标准体系。