核磁共振测井（CMR）的应用

核磁共振测井具有常规测井无法比拟的优越性。它可以直观，准确地提供储集层的孔隙度，渗透率，区分可动流体和束缚流体，反映储集层的孔隙结构，通过对某CMR核磁孔隙度，渗透率与岩心孔，渗资料的对比分析。建立了两者之间的对应关系，力求精细描述准确的储集层参数；以压汞实验为基础，研究了毛管压力资料与CMR核磁孔径分布曲线的关系，为应用T2谱反演毛管压力曲线奠定了基础；通过求解地层的束缚流体饱和度，结合电阻率测井。采用阿尔奇饱和度解释模型。进行了油（气）层的识别和含油（气）饱和度的计算。从而拓宽了核磁共振测井资料的应用范围，为油（气）层的评价提供了一种新的方法。     

松辽盆地南部长岭断陷火山岩气藏储量评价与计算

利用高精度三维地震资料对松辽盆地南部长岭断陷火山岩分布及其火山喷发期次进行描述,并落实火山岩顶面构造特征和火山岩气藏圈闭类型;利用元素俘获测井和微电阻率扫描成像测井技术对该火山岩岩性进行标定、识别,并定性、定量评价火山岩储层裂缝发育程度;利用MDT、核磁点测、交叉偶极声波成像等资料对流体性质进行识别,描述了流体分布规律,确定气藏的气水界面;利用核磁、密度测井联合求取有效孔隙度;利用核磁T2谱转换毛管压力求取含气饱和度等,在此基础上计算长岭l号气田火山岩气藏探明储量。     

核磁共振测井(CMR)的应用(为祝贺新疆油田分公司年产原油一千万吨而作)

核磁共振测井具有常规测井无法比拟的优越性,它可以直观、准确地提供储集层的孔隙度、渗透率,区分可动流体和束缚流体,反映储集层的孔隙结构.通过对某区CMR核磁孔隙度、渗透率与岩心孔、渗资料的对比分析,建立了两者之间的对应关系,力求精细描述准确的储集层参数;以压汞实验为基础,研究了毛管压力资料与CMR核磁孔径分布曲线的关系,为应用T2谱反演毛管压力曲线奠定了基础;通过求解地层的束缚流体饱和度,结合电阻率测井,采用阿尔奇饱和度解释模型,进行了油(气)层的识别和含油(气)饱和度的计算,从而拓宽了核磁共振测井资料的应用范围,为油(气)层的评价提供了一种新的方法.     

核磁共振T2谱法估算毛压力曲线

用油藏实测NMR T2谱换算毛管压力曲线，首先需正确确定T2截止值，将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱，然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正，校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得Sw=1条件下的T2谱，然后用k=Pc/T2^-1公式将T2谱直接转换成毛管压力曲线。该方法的关键是烃对可动流体T2谱的影响的校正和换算系数k的确定。经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明，碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠，与岩心压汞毛管压力曲线吻合，其精度相当于标准测井解释，应用本文新方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油（气）深度范围的饱和度－高度关系，确定油藏自由水面位置。     

岩心核磁T2谱与毛管压力曲线转换的研究

毛管压力曲线是评价岩石孔隙结构的重要途径,核磁T2谱分析岩石孔隙结构可以将毛管压力曲线作为接合点。由于岩石孔隙形状的假设模型不同,核磁T2转换毛管压力曲线法可分为两类,一是线性转换方法,包括直接转换法、平均饱和度误差最小值法、volokitn经验公式法以及相似对比法;另一类是幂级数法。线性转换方法与幂级数法的本质区别在于是否假设孔隙为球形或管柱状。综合叙述了这两类方法的理论原理,并对比阐述了各方法的优缺点。     

利用核磁共振（NMR）测井资料评价储层孔隙结构方法的对比研究

 文中介绍了四种利用核磁共振测井T2弛豫时间分布定量评价储层孔隙结构的方法,结合胜利油田A井实际资料的处理,对各种方法的适用性进行了对比分析。结果表明,三孔隙度组分百分比法、相似对比法和平均饱和度误差最小值法没有考虑储层孔隙含烃对T2谱形态特征的影响。三孔隙度组分百分比法适用于孔隙结构较好或较差的储层和水层中评价储层孔隙结构,而对于孔隙结构中等的储层则失去其作用;相似对比法和平均饱和度误差最小值法只能用于水层中构造核磁毛管压力曲线以评价储层孔隙结构;而基于Swanson参数的核磁毛管压力曲线构造方法采用实际测量的核磁共振测井资料,适用于各种不同类型的储集层中评价储层孔隙结构。通过与岩心资料对比,其结果的可靠性得到验证,具有一定的推广应用价值。     

核磁毛管压力曲线构造方法综述

核磁共振（NMR）测井数据的一般解释方法是将NMR信号分为快速衰减部分和慢衰减部分,与此相对应将储层流体分为束缚流体和可动流体,划分的主要依据是弛豫时间疋截止值。为了能在井下连续获取毛管压力曲线,可以将NMR孔分布直接转换成毛管压力曲线,但孔隙中烃的存在对T2谱的形态影响较大。文章就目前国内外NMR毛管压力曲线构造方法以及含烃情况下核磁T2谱形态校正方法作了详细阐述。     

基于核磁共振实验的火山岩气藏原始含气饱和度分析

为分析X气田低渗透火山岩气藏的含气饱和度,采用核磁共振实验,对5口井50块岩心进行了含气饱和度测试。结果表明,离心实验标定离心力为2.760 MPa时,对应的有效渗流喉道半径下限为0.053μm时,求取的可动流体饱和度与实验结果和生产数据吻合均较好;当离心力大于2.760 MPa,随离心力的继续增加,岩心的束缚水饱和度变化很小;离心力小于2.760 MPa时,可动流体饱和度近似为储集层的原始含气饱和度,该离心力下实验标定的T2(可动流体弛豫时间)值即为目标储集层的T2截止值,可用来直接判断气藏储集层的原始含气饱和度和原始含水饱和度。利用核磁共振T2谱法能够较准确地评价火山岩气藏原始含气饱和度,为相似岩性气藏的含气饱和度测井解释提供了岩石物理理论基础和技术支撑。     

一种根据NMR岩心和测井数据获取原始退汞毛管压力曲线的实用方法

本文研究的目的是根据NMR横向弛豫时间T2分布来准确地构造原始退汞毛管压力(Pc)曲线，以满足多方面的实际应用。最初研究的应用仅限于用NMR测井资料来预测原始油藏饱和度。然而，快速经济、并对岩样无损害地估算岩样的毛管压力曲线被证明是一个与之同等重要的应用。本文提出的与NMR分布有关的原始退汞毛管压力曲线的方法可以看作为一个新进展．它能够快速准确地把岩心毛管压力数据和测井解释结合起来。也就是，一旦对部分岩样建立了T2-PC转化关系，在整个储层段用NMR仪器直接测井就可容易地荻取毛管压力信息。与其它方法相比．该法的优点在于：由于NMR的T2分布与孔隙结构有直接关系，因而能够获得毛管压力信息。其它转化方法的一个严重不足在于：仅在饱含水的岩石中才能应用NMR测量值。油气的存在严重影响着T2分布的形状，并使得所预测的毛管压力曲线是不可靠的。在本文中我们提出了一种能够明显地克服这一不足的新方法。可以将这一新技术应用到任意含水饱和度的砂岩中的NMR T2分布中。     

一个低电阻率油气藏的测井评价

根据J油田大量岩芯分析资料，应用油藏流体分布理论和毛管压力计算方法，研究该油田低电阻率油气层的形成原因认为：地层水矿化度高（多数＞20万ppm）；微细孔隙发育，束缚水含量高；粘土矿物含量高且分布在碎屑颗粒表面等是形成低电阻率油气层的主要原因。一般常规测井评价时，对这种低电阻率油气层容易误释而丢弃。依据油气藏流体分布原理，应用毛管压力方法计算原始含油饱和度，可准确地识别出这种低电阻率油气层，并可预测其产能。     

砂岩透镜体“相—势”控藏实验模拟

沉积相和流体势是油气成藏的2个重要因素。通过二维物理模拟实验,分析了不同物性的砂岩透镜体成藏过程中的流体势,探讨了相和势对砂岩透镜体成藏的控制作用，结果表明，油总是从高势区向低势区运移,并在低势区聚集成藏，流体势决定了砂岩透镜体成藏的可能性；砂岩透镜体自身物性的好坏对其成藏过程具有重要的影响，所形成油藏的含油饱和度随着孔隙度、渗透率的增大而增大;相和势共同控制着透镜体成藏及成藏效果,处于低势区的物性好的砂岩透镜体不易成藏,处于高势区的物性差的砂岩透镜体也不易成藏;低势区透镜体与外围流体势差越大,砂体物性越好,透镜体充满度越大。     

砂岩透镜体油运移过程模拟及成藏主控因素分析

砂岩透镜体油藏是岩性油气藏中增储上产的重要类型, 但目前对其成藏机理的认识还存在很大分歧。通过二维实验模拟表明:砂岩透镜体自身的物性好坏对其成藏具有重要的影响, 所形成油藏的含油饱和度随着孔隙度、渗透率的增大而增大; 油总从高势区向低势区运移聚集成藏, 势的大小决定了砂岩透镜体成藏的可能性。“相”和“势”相互耦合, 共同控制砂岩透镜体的成藏, 油气成藏动力( 势) 充足时成藏所需要的储层渗透性能下限就相应降低; 相应地, 储集岩渗透性能好, 要求的成藏动力条件( 势) 就可以适当降低。得出了实验条件下透镜体成藏时的“相”和“势”之间的定量模型, 为预测圈闭成藏可能性提供了一个思路。     

东营凹陷胜坨地区岩性油气藏物理模拟

砂岩透镜体及构造-岩性油气藏是东营凹陷胜坨地区深层增储上产的重要岩性油气藏类型,通过物理模拟实验对其成藏特征进行研究表明:充足且有效的油气源条件、充注方式、砂岩透镜体自身物性变化及沟通源岩与砂体的断层与砂体的相对构造位置是决定岩性油气成藏的重要条件,其中是否有沟通有效烃源岩的通道是岩性油气藏成藏的关键,砂体物性变化及断层与砂体相对位置是影响油藏含油饱和度的主控因素。研究认为砂岩透镜体中心及构造-岩性油气藏断层上盘砂体为该区下一步的勘探目标。     

安岳-威东地区须家河组低渗、低阻油气层形成机理

安岳～威东地区须家河组低渗储层中普遍发育低阻油气层,其成因类型多样、识别难度大。针对这一问题,利用岩心分析化验资料,结合低阻油气层测井响应特征,综合分析认为,造成该地区低渗低阻油气层的主要因素为:①高不动水饱和度;②高地层水矿化度;③低幅度构造背景引起气水分异差;④复杂的孔隙结构造成油气运移对地层水驱替不彻底,残留大量地层水。此外,局部富集导电矿物和钻井液侵入进一步降低了油气层的电阻率。弄清了低渗背景下发育的低阻油气层形成机理,探索出低阻变化规律及其与储层物性之间的关系,为准确识别和评价低阻油气层提供有利的依据,这也为下一步勘探开发奠定可靠的地质基础。     

储层微观动态模型研究

长期注水开发油田的开发流体长期对储集层进行浸泡、驱动,使得整个储集层的众多微观孔隙与喉道相互连通的极其微小的空间范围内动态改变,岩石骨架、孔喉网络、粘土矿物等方面都发生动态变化。这些变化影响了地下剩余油的分布。该文针对胜坨油田沙二段8砂组三角洲储层,从岩石骨架、孔喉网络、粘土矿物3方面分析并建立了储层微观动态模型,研究了微观变化与剩余油的关系。研究认为这些变化是动态的、持续发生的,使得剩余油的分布更加复杂。      

泌阳凹陷深层系油气层损伤因素及保护与改造技术

泌阳凹陷深层系主要指核桃园组三段下亚段V砂组至大仓房组,属于低孔低渗储层,油气层损伤因素较为复杂,其中以粘土物质分散运移及外力作用影响最大,在钻井、完井及射孔试油过程对油气层造成较大损害,使应该发现的油气层没被及时发现,同时低孔低渗油气层产能较低,必须通过有效的改造措施才能使单井产能提高。通过研究,形成了适合低孔低渗油气层保护的优质钻井液配方、合适的屏蔽暂堵及先进的聚合醇油保技术、优质射孔液及负压射孔油保技术等。改造方面,优选出耐温能力强、配伍性好、低摩阻、携砂能力强的压裂液,并推广应用先进的大型压裂工艺技术,在赵凹-安棚等地区起到十分显著的效果。     

松辽盆地两江地区油成藏模式及其控制因素

松辽盆地的两江地区（嫩江,松花江沿岸地区）横跨黑龙江和吉林两省,构造上位于古龙凹陷,长岭凹陷,三肇凹陷,朝阳沟阶地和扶余隆起筱二级构铁交换部位,两江地区是松辽盆地油气勘探的重点地区之一,油气勘探的层位移位,即有下部的扶余,杨大城子油层和中部的萨尔图,葡萄花油层,又有上部的黑帝庙油层,其中以扶,扬油层为主,目前已发现了升平,榆树林,朝阳沟,大安,新北,新庙,新民,肇州,头台－茂兴,扶余等一批油田,油源对比资料表明,该区原油主要来自青山口组和嫩江组一段成熟烃源岩,少部分来自嫩二段,嫩三段低熟烃源岩,盖层主要是青山口组和嫩一段的大套泥岩,圈闭的类型较大,主要为岩性圈闭,还发育有断层－岩性圈闭和混岩裂缝圈闭,原油主要是通过砂体,断或二者构成的空间网络向圈闭中运移,该区油气运聚成藏条件复杂,因此,研究该区油的成藏模式和分析油的运聚成藏分布的控制因素,对于指导该区敢勘探具有重要意义。     

凝析气藏压力恢复试井分析的新认识

低于露点压力的凝析气藏的压力恢复曲线特征不同于高于露点压力的凝析气藏，文中根据三区域径向复合模型，将低于露点压力的凝析气藏压力恢复曲线的上翘解释为地层流体凝析饱和度的变化，内区为低凝析饱和度区，外区为原始流体凝析饱和度区，中间过渡带为高凝析饱和度区，而非传统的储层物性变化或部分渗透断层的影响，并结合矿场实例，说明其适用性。     

出砂储层物性参数动态模型

常规储层物性参数动态模型没有考虑岩土骨架的变形以及储层中砂粒产生、运移、沉积和堵塞作用对物性参数的影响，因而不适于研究出砂储层流体渗流状况。文章从毛管束渗流公式和整个岩块的达西渗流公式入手，根据等效渗流阻力原理，得出了渗透率和孔隙度与比面间关系式；在此基础上，根据储层流固耦合的基本思想，将渗流力学与岩土力学相结合，考虑体积应变、骨架砂剥离、可动砂在孔隙表面和喉道运移、沉降、堵塞对物性参数的影响，从基本定义出发，导出了出砂储层数值模拟所需的孔隙度、渗透率和孔隙压缩系数等物性参数动态模型；最后用该模型进行了实例分析，证明在出砂储层开采过程中岩土骨架变形和储层中骨架砂的剥离、可动砂在孔隙表面和喉道的运移、沉降、堵塞等，对物性参数有很大的影响，并最终影响储层的开采动态。     

渤海湾盆地胜坨油田二区储层微观渗流场演化研究

该文以长期注水开发的胜坨油田二区沙二段储层为例,应用岩心分析及实验室渗流物理模拟的数据,从岩石的润湿性、孔隙结构和相对渗透率等3方面的变化,研究长期注水开发储层的微观渗流场演化规律。研究认为,随注水开发程度加深,储层岩石润湿性、亲水性逐步增强;储层孔隙结构的演化趋势是孔隙均匀程度变好、喉道均质程度增高和孔喉连通性及控制流体流动能力变好;束缚水饱和度呈上升趋势,残余油中水相相对渗透率呈下降趋势,但变化不大。储层渗流场的演化控制和影响着储层中剩余油的数量及空间分布。