鄂尔多斯盆地S区长6储层测井解释模型的建立及应用

鄂尔多斯盆地是我国典型的低渗透含油气盆地,受沉积、成岩以及构造作用的影响,具有孔隙结构复杂、非均质性严重和油、气、水分布规律不明显等特征,这导致了测井响应的复杂性,给测井参数的解释带来困难。以鄂尔多斯盆地S区长6储层为例,在大量文献调研基础上,基于搜集到的测井资料、岩心资料和地质资料等,首先开展了储层岩性特征、物性特征、电性特征和含油性特征的关系研究,得出储集层的岩性越好(泥质含量越低),则物性越好;其次对岩心数据进行了深度归位、插值滤波处理,在此基础上建立了相应的泥质含量、孔隙度、渗透率和含油饱和度等储层参数解释模型,并对所建模型进行精度检验;最后应用该模型对S区测井资料开展二次解释。研究表明,经过岩心深度归位及插值滤波处理后的岩心资料与测井资料相关性分析可靠,选用声波时差与岩心孔隙度回归建立的孔隙度模型、运用多元逐步回归法建立的渗透率模型精度较高。     

吴起油田西部长4+5致密砂岩储层敏感性特征

阐明储层敏感性对合理的油气田开发和保护具有重要意义.以鄂尔多斯盆地吴起油田西部长4+5为例,综合岩心铸体薄片、物性分析、扫描电镜、压汞等分析了储层特征.根据储层损伤敏感性实验数据分析表明:吴起油田西部长4+5储层岩性以细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,填隙物主要为黏土矿物、铁方解石及硅质,其中黏土矿物以绿泥石为主,其次为...     

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部长6段储层特征及主控因素分析

伊陕斜坡南部长6段储层特征及主控因素不明确是目前制约该地区油气勘探的关键因素。本文通过综合运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射及物性测试等多种资料,系统开展了鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长6段储层特征及主控因素研究。结果表明：长6段以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主,主要发育残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔及晶间孔等孔隙类型;储层物性差,属于特低孔、特低渗储层,长63、长64物性强于长62、长61。储层发育受沉积相类型、构造裂缝、成岩作用控制,其中溶蚀作用改善储层物性,压实作用、胶结作用破坏储层。最终结合沉积相特征、岩石学特征、物性特征及孔隙结构特征等因素建立了研究区储层评价标准,Ⅰ类、Ⅱ类储层为优势储层。该研究成果为伊陕斜坡南部长6段下一步勘探指明了方向。     

万花-劳山区长6储层孔隙结构及物性下限研究

万花-劳山区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东北部,包括下寺湾和南泥湾2个采油厂,长6油层组是该区重要含油层位之一,2个采油厂结合区域储层方面的研究,特别是储层物性下限研究较少。依据岩心、铸体薄片及扫描电镜观察,研究区长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以孔隙式胶结为主。孔隙类型以粒间溶孔为主,包括少量的剩余粒间孔、粒内孔及微裂缝,孔喉组合为中孔细—微细喉型。孔隙度主要分布区间为7.0%~16.0%,渗透率主要分布区间为0.15×10~(-3)~2.0×10~(-3)μm~2,属于低孔-超低渗储层。利用经验统计法、含油产状法及最小流动孔喉半径法等3种方法,确定了研究区储层物性下限孔隙度为8%、渗透率为0.2×10~(-3)μm~2,检验结果正确率为93.7%,为储量计算、开发生产及后期滚动试油开采提供了依据。     

化子坪西区储层“四性”关系及物性下限研究

化子坪西区主要含油层位为三叠系延长组长2、长6油层组,属于低渗透致密油藏,储层"四性"关系复杂,自然产能极低,只有经过压裂改造后才可获得经济产能。目前该区整体产能低下,开发效果较差,需要进行加密、补孔、层系调整等措施,因此利用岩心分析、孔渗物性、试油试采等资料并结合测井资料对该区"四性"关系和物性下限进行研究,为综合治理方案选井选层提供地质基础支撑。研究表明:长2油层组地层岩性主要为褐灰色油浸细砂岩、浅褐灰色油斑细砂岩,为低孔低渗储层,孔隙度下限大约为8.2%,渗透率下限为0.55×10~(-3)μm~2,工业产能油层孔隙度在8.2%以上,渗透率在0.55×10~(-3)μm~2以上,地层电阻率在11.8Ω·m以上;长6油层组地层岩性为砂泥岩互层,主要以差油层为主,为特低孔、特低~超低渗透储层,孔隙度下限大约为6.5%,渗透率下限为0.17×10~(-3)μm~2,工业产能油层孔隙度在6.7%以上,渗透率在0.3×10~(-3)μm~2以上,地层电阻率在15.9Ω·m以上。     

哈得逊油田石炭系东河砂岩段油层下限标准研究

哈得逊油田位于满加尔凹陷哈得逊构造带上,主要开发石炭系东河砂岩段油层。储层的岩石类型为岩屑石英砂岩,孔隙度为13.7%,渗透率为172.7×10-3μm2。油层有效厚度和含油饱和度是容积法地质储量计算的主要参数,而划分油层有效厚度大小的基础是油层的下限标准。油层下限标准也是油层识别和容积法储量计算的前提,可以用能够渗流流体的最小孔隙度与渗透率来度量;油水层识别可以用含油饱和度来度量。采用含油产状法、频率分布法、最小流动孔喉半径法、试油法、阿尔奇公式等方法,对哈得逊油田东河砂岩段油层下限标准进行研究。结果表明,哈得逊油田东河砂岩段油层的岩性和含油性下限为油迹细砂岩,孔隙度下限为8.0%,渗透率下限为5×10-3μm2,含油饱和度下限为42%。研究结果为储量计算提供了依据,对油田的开发生产具有指导作用。     

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层主控因素分析及评价

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层因受沉积、成岩作用影响总体表现为岩性致密、物性低、喉道连通性差的特点。因此,本文基于铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验分析结果,并结合测井数据重点研究了长8储层特征及主控因素,对长8储层进行综合评价。结果表明:沉积微相控制着储层砂体厚度、连通性、物性及含油性的变化,以水下分流河道砂体厚度最大,连通性最好,物性最高。机械压实、胶结及溶蚀作用主要控制着长8储层的微观孔喉结构。其中,机械压实及绿泥石、铁方解石胶结减少了储层原生孔隙,对储层起到破坏作用;长石溶蚀整体上增加了储层次生孔隙,对储层起到建设作用。经分析认为,长8优质储层主要分布于胶结物含量较少、溶蚀孔强烈发育且厚度大、连通性好的水下分流河道主体部位。在此基础上,按照储油能力由强到弱将研究区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类。本次对合水地区长8储层主控因素分析及评价对该地区及周边地区致密砂岩储层研究工作有着重要的意义。     

致密砂岩储层物性参数建模方法探讨

数理统计方法和地质理论结合已逐渐成为研究复杂储层的方向。由于致密砂岩储层的复杂性,其孔隙度、渗透率与测井资料不只是简单的线性关系,常用的线性回归方法难以满足致密砂岩储层物性研究的精度要求。选取致密砂岩储层研究区内3口取心井511个岩心分析样品,首先运用贝叶斯判别法将储层砂岩分为三类:石英砂岩、岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,然后采用多元逐步回归、主成分分析和支持向量机方法对不同类型砂岩分别进行建模,对比各方法得出的复相关系数,发现支持向量机回归得到的复相关系数明显高于其他两种方法 ,且支持向量机回归方法得到的预测值与原始值的平均绝对误差也是最小的。支持向量机模型效果检验结果表明,孔隙度绝对误差小于1.5%,渗透率绝对误差小于0.25×10~(-3)μm~2,说明该模型预测效果较好,适用于研究区致密砂岩储层物性参数建模。     

齐家—古龙地区高台子油层储层微观孔隙结构特征

松辽盆地齐家—古龙地区青山口组高台子油层以致密油为主,为大庆油田重要的接替资源,但高台子油层储层微观孔隙结构特征及其纳米级微孔喉对致密油的控制研究欠缺。采用岩石普通薄片、铸体薄片、物性、压汞、核磁共振及CT图像和扫描电镜等多种测试分析方法 ,对齐家—古龙地区高台子油层储层岩石学特征、物性特征、微观孔隙类型及孔隙结构特征开展研究。结果表明:高台子油层储层以细砂岩和粉砂岩为主,砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,其成分成熟度较低,结构成熟度为低—中等;高台子油层整体为低渗—超低渗储层,储层非均质性较强,孔隙类型包括原生孔、次生孔和裂缝孔,其孔隙结构复杂,主要为细喉—微细喉孔隙结构特征,微细喉所占比例高达76%;致密储层孔隙结构等级较低,以Ⅲ级孔隙结构为主,储层中可动流体受纳米级孔喉控制,其主要分布在大于100nm的孔喉内,储层微观孔隙结构特征是控制储层渗透性的根本原因。     

黔东南麻江-凯里地区志留系油砂矿储层特征

贵州东南部麻江-凯里地区油砂资源丰富,构造上处于上扬子地台黔南坳陷东部,东邻雪峰山推覆体,北西与黔中隆起及武陵坳陷相接。通过野外露头和浅井岩心观察,运用铸体薄片鉴定、物性分析及含油率测试等手段,对该地区志留系翁项群油砂储层特征及含油性特征进行了研究。结果表明:研究区油砂主要发育在翁项群二段和三段中,含油砂岩成分成熟度和结构成熟度中等一好,岩性均以中—细粒(含)钙质、硅质岩屑石英砂岩和石英砂岩为主;凯里地区含油砂岩胶结物含量在8%~23%之间,以亮晶方解石为主,局部连晶,硅质胶结物含量在1%~10%之间,以石英次生加大边产出,而麻江地区含油砂岩胶结物含量仅为1%~7%,以硅质胶结物为主;研究区砂岩发育有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及裂缝等孔隙类型,以原生粒间孔为主,孔隙度介于0.3%~7.0%之间,渗透率介于0.006×10~(-3)~6.21×10~3μm~2之间,为低孔低渗储层,恢复含油率平均值为3.73%。结合以上测试手段和实验分析结果,判断凯里地区油砂含油性较麻江地区稍好。     

利用侵入因子与视自然电位差交会识别低孔低渗储层流体性质

以齐家北油田古708区块为例,针对该区块低孔低渗储层物性差、非均质性强,测井响应受岩性等因素影响．无法准确识别储层流体性质的实际情况,提出了利用侵入因子与视自然电位差交会图识别地层流体的方法。统计结果显示,对于物性较好的储层,侵入因子大于0．18即可将水层识别出来,对于物性较差的储层,侵入因子为O．45．视自然电位差（ASP）为22,可以将差油层和干层区分开发。利用该方法对控制井古64—79井F19号小层和探井古704井F17号小层进行解释,其结论与试油资料相一致。为了验证该方法的适用性,通过对古708区块37个有试油资料的层段进行测试,显示有33个层段符合,符合率达到89．2％,该方法对低孔低渗复杂储层流体识别有一定的指导意义。由于低孔、低渗储层的特殊性,其相应的测井流体识别方法也应随油田开发程度的深入而不断改进和提高。     

高邮凹陷东部阜宁组薄储层测井评价方法及其应用效果

阜宁组沉积时期,苏北盆地高邮凹陷经历过两次大规模湖侵,并发育一套北东-南西向的大型三角洲沉积体系,高邮凹陷东部位于该三角洲翼部。该区阜宁组发育有大量的厚度小于2m的薄砂层。由于这类薄砂层厚度小、泥质含量高,以及早期的测井系列纵向分辨率低等原因,使得其在测井响应上常表现为微电极正差异小、自然电位曲线异常幅度小、电阻率低等特征,早期大多被解释为干层或未解释。对岩心的"四性"关系研究表明,这些薄砂层的岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩,大部分薄砂层都有油迹、油斑级别的油气显示。物性分析资料证实,部分薄砂层的储层物性在所在区块的储量计算界限值以上,可以成为好的油气储集层。通过对深感应电阻率的球形响应进行小层分割、反演计算,对老的测井资料进行提高纵向分辨率处理后,有效解决了早期测井资料因为层薄而造成的数值失真,使相当部分原来的未解释层以及原来解释为干层、油水同层的薄砂层提升了解释级别,起到了挖潜增储效果。     

利用流动单元指数进行储层分类评价

南海深水某气田是由一系列线状的水道复合砂体组成,储层非均质性强,岩心孔隙度、渗透率关系比较分散,若给定岩石的任一孔隙度后,渗透率变化范围很大,孔隙度相近的不同地层,渗透率可以相差1～2个数量级,用传统的岩心样品孔隙度和渗透率建立关系式来估算储层渗透率很难得到理想的结果。采用取心井岩心,实验室分析孔隙度、渗透率、毛管压力等资料,采用聚类分析法和Winland孔喉半径(r35)分类法,将储层分为四级流动单元,将流动单元指数分类法推广到无取心井和储层段,计算出的储层渗透率与岩心分析比较接近,取得较满意的结果。同时,通过流动单元分类,搭建起储层岩性、物性与孔隙喉道半径之间的关系,为储层评价提供了一种途径,也在一定程度上提高了储层参数的解释精度。利用流动单元对储层进行分类评价,为地质建模提供了可靠的基础资料。     

基于分形理论预测砂岩储层岩性

根据分形几何学基本理论,探讨岩石孔隙及测井曲线分形维数的确定方法。求取岩石孔隙分形维数有3种方法:分子吸附法、扫描电镜法、压汞法。分子吸附法和扫描电镜法求取岩石孔隙分形维数,所需实验设备昂贵,且过程复杂。利用岩心压汞毛管压力资料,通过线性拟合lgs与lgpc的关系,可计算出岩石孔隙分形维数D。测井曲线反映了地层岩石物理性质。从测井曲线外形上看,对应同一地层的不同测井曲线之间,以及同一条测井曲线的不同部分,分别具有相似的特性。测井响应的这种相似性,可以利用分形理论进行定量描述。目前普遍采用关联维数计算法和测井曲线分形校正法,计算测井曲线的分形维数。实际应用中,根据某油田2口取心井近50块岩样的统计分析,利用岩心压汞资料得到lgs-lgpc散点图,由于分形现象只存在于无标度区范围内,因此一般选取双对数坐标系上线性范围最宽的一段为无标度区,然后再对该段内所有的点进行拟合,并做相关系数检验,从而得到砂砾岩、不等粒砂岩、细砂岩、粉砂岩4种岩性的lgs-lgpc散点图(无标度区)。计算结果表明,应用测井曲线关联维数法预测砂岩储层岩性,其精确度达到92%以上。     

万花-劳山区长8油层组储层特征及有利区预测

延长组是鄂尔多斯盆地重要储油层系,而长8油层组为下组合最重要的含油层位,长8储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以泥质胶结为主。储层孔隙度平均值为8.6%,渗透率平均值为0.27mD,属于特低孔-超低渗储层。研究区不同沉积微相物性特征具有较大差异,高孔高渗主要集中在水下分流和河口坝优势微相。孔隙类型以粒间溶孔为主,这种孔隙对孔隙度的贡献较大,是研究区最主要的储集空间;粒内溶孔也是研究区孔隙类型之一,这种孔隙对提高储层孔隙度有限。微裂缝在研究区较常见,主要是由压实作用形成的,它们的存在改善了储层物性。依据层次分析方法 ,选取构造部位、微相部位、烃源岩厚度、砂体厚度、孔隙度和渗透率作为评价有利区指标,确定各评价指标的权重,采用模糊综合评判方法对研究区有利区进行了预测,其中长81预测Ⅰ类有利区2个,Ⅱ类有利区3个;长82预测Ⅰ类有利区3个,Ⅱ类有利区3个。     

马岭油田S区延10储层特征及水驱规律研究

马岭油田S区块已进入注水开发的中高含水期,研究其水驱规律对后续改善注水开发效果具有实际意义。以S区延1012-1层段为研究对象,以区域构造背景及构造特征为基础,从岩心资料、测井数据着手,重点分析沉积微相与砂体平面展布特征,总结储层物性,分析储层非均质性特征。结合油田生产资料,从非均质性方面重点分析延10储层平面、纵向水驱规律。结果表明：受储层渗透率非均质的影响,纵向上的水驱呈现复合韵律的特点,高渗透率部位水洗程度高,剩余油含油饱和度较低;较低渗透率部位水洗程度较低,含油饱和度相对较高。油层在纵向上的产液量、产水量、含水率同样呈复合韵律特点。平面上的水驱呈现出沿砂体延伸方向推进较快,主流线方向上的油井见效快。位于负向构造部位的油井较早见水,进入水量多,油层水洗较为充分;位于正向构造部位的油井注入水进入较晚,进入水量较少,水洗程度相对较低。注入水优先沿高渗透带方向推进,该方向水推较快,吸水较多。     

普光气田基于多井资料的储层裂缝综合地质分析

普光气田长兴-飞仙关组储集层为碳酸盐岩孔隙型储层,并具有较强的非均质性,储层中发育一定数量的天然裂缝,使储层的孔隙度和渗透率分布更为复杂。本研究主要以成像测井EMI为基础,对裸眼井EMI测井数据进行解编处理,做裂缝识别和裂缝参数定量计算,然后结合常规测井、录井、岩心等资料进行定量评价,并分析裂缝与地层、岩性、储层之间的关系。对17口生产井裂缝发育特征的对比和综合分析显示,普光气田长兴-飞仙关组储层裂缝发育强度不高,各井的裂缝密度以及同一口井的不同井段裂缝密度差异很大,具有很强的非均质性;裂缝在飞仙关组三段发育强度相对较高,飞一段和飞二段次之,飞四段很低,长兴组由于钻穿深度较浅,统计数据不能真实反映该组裂缝的发育情况;裂缝密度、孔隙度、张开度,以及裂缝空间的延展性均很小,属微裂缝级别,且几乎不相互切割,处于孤立状态,无法在三维空间上形成有效的裂缝网络。因此,裂缝对储层孔隙度和渗透率贡献很小,决定储层物性的关键因素是各种原生孔隙和次生孔隙;裂缝的发育与地层年代和地层岩性没有必然关系,地层裂缝发育程度主要由地层所处的构造部位、受到的构造应力大小所决定。     

薄层生物礁滩灰岩储层一体化表征研究——以珠江口盆地A油田为例

以珠江口盆地A油田生物礁滩储层为研究对象,针对开发初期钻井资料少而储层厚度薄、横向变化快、孔隙度-渗透率关系多样的情况,提出了一种基于地震、测井、岩心资料的一体化储层表征技术.通过对储层沉积特征、岩性、物性进行精细描述,明确了生物礁滩储层类型;以地质模式为指导,采用相控地质统计学反演精细预测了薄层甜点储层的井间展布,为...     

砂岩储层中自生高岭石的研究进展

自生高岭石作为沉积岩中最为常见的自生黏土矿物之一,受到了人们的广泛关注。由于自生高岭石可能对储层物性造成较大的影响,在石油地质学、储层沉积学等领域对其进行研究具有重要意义。在前人研究的基础上结合笔者自己的研究,对自生高岭石的形成环境、形成机制、赋存状态及其对储层物性的影响等问题进行归纳总结,主要有以下几点认识:自生高岭石的形成与酸性流体和大气淡水有着直接的关系,同时酸性流体的产生可能受到多种因素如煤系地层、油气充注的影响;长石类矿物的溶蚀作用是自生高岭石形成的主要物质来源,在该过程中Al3+含量并非处于平衡状态;自生高岭石可能形成于埋藏成岩作用多个阶段,但主要在早成岩作用阶段形成;自生高岭石和储层物性之间的关系受其赋存状态、分布特征以及储层砂岩的成熟度等因素的制约。研究还表明,在某些地区,如鄂尔多斯盆地上古生界盒8段,自生高岭石的形成对储层物性是有利的。     

腰滩油田阜一段隔夹层分布研究

储层中隔夹层引起的渗流差异,是影响水驱开发效果的重要因素.隔夹层研究是储层非均质性研究的重要内容.腰滩油田阜一段储集岩以细砂岩为主,孔隙度为9.27％～14.94％,平均为11.4％;渗透率为(0.46～16.09)× 10-3μm2,平均为3.38× 10-3μm2,属低孔、低-特低渗储层.针对阜一段储层特征,以岩心物性为基础,测井资料为依据,将腰滩油田隔夹层分为两类,即:泥岩夹层和泥质砂岩夹层.在建立隔夹层测井识别标准基础上,对单井隔夹层进行系统识别,并做多井对比,从而得出隔夹层空间分布特征.阜一段储层内隔夹层以泥岩夹层为主,该类夹层主要发育于储层下部;泥质砂岩夹层较少,主要发育于储层上部.隔夹层的井间差异较大,储层非均质性较强.井间对比显示,阜一段储层内隔夹层分布较广的主要有3层,其中3号夹层全区均发育,1号与2号夹层局部发育.