江汉盆地盐间非砂岩储层特征及测井评价

江汉盆地盐间非砂岩储层是一类特殊储层。该类储层的特点是岩性复杂、储集空间多样、非均质性极强，储层评价困难。从岩心分析、地质录井、测井等基础资料入手，分析了该类储集层的储层特征，结合成像、核磁共振等测井新技术的应用，运用多种分析方法建立了该类储层的解释模型，并利用斯伦贝谢软件包“P包”等多种解释软件实现了盐间非砂岩储层参数的测井定量解释，形成了江汉盐湖盆地盐间非砂岩储层的测井评价方法；通过多口井的实际应用，效果显著。     

核磁共振测井模式识别技术及其在盐间非砂岩中的应用

核磁共振测井资料在研究储层的孔径分布特征、计算与岩性无关的储层有效孔隙度等参数方面有独到之处。核磁共振T2谱模式识别技术是根据T2谱分布特征，结合盐间 非砂岩储层的地质特点，建立了两类五种测井解释模式，使核磁成像测井资料的地质解释更加直观，地质意义更加明确。同时，根据岩心实验等数据，确定了盐间非砂岩储层参数计算方法，制定了利用核磁共振测井资料划分盐间非砂岩储层的方法和标准，有利于今后的进一步应用与研究。     

核磁共振测井在江汉特殊储层解释评价中的应用

核磁共振测井是基于测量信号直接反映储层孔隙分布和孔隙流体性质的测量方法。利用核磁测井技术展开了对江汉地区盐间非砂岩储层、低孔低渗砂岩储层的测井评价,并建立了各类特殊储层的核磁测井响应特征和棱磁评价标准。对于盐间非砂岩储层,核磁测井T_2谱能较准确地判别出储层的孔隙结构、可动流体和渗透性特征,进而结合电成像资料区分储集类型,划分有效储层。在低孔、低渗砂岩储层中,利用核磁T_2谱、差谱、移谱信号特征建立了低渗透水层、低渗透差油层核磁响应模式。     

测井新技术评价方法在江汉复杂储层中的应用

浅析了常规测井方法评价复杂油气藏储层存在的局限性和测井新技术评价方法的地质优势,介绍了江汉复杂油气藏储层的地质特征,展示了测井新技术地质应用效果:准确判断盐间白云岩复杂储层的有效性和含油性,指导水平井钻探;快速直观揭示非目的层存在裂缝型储层,发现新的含油层系;准确对碳酸盐岩储层进行有效性评价,扩大含气面积;指示砂岩储层裂缝发育,预测高效储层.     

江汉盆地盐间非砂岩储层测井响应特征与识别

江汉盆地盐间非砂岩岩性、储集空间均十分复杂,纵横向变化大,具有特殊的沉积和成岩模式,这给测井解释与评价带来了极大的困难。近年来在岩心分析资料基础上,常规测井与成像测井技术相结合,逐步形成了一套以成像测井技术为主的储层识别与评价方法,其中常规测井解释主要依靠双侧向电阻率的低值幅差、声波时差的增大、密度的减小、中子孔隙度的增大、井径的增大等特征进行储层识别,成像测井方面如核磁测井T2谱模式识别储集层孔隙结构特征和流体性质、声电成像测井的条纹显示进行储层裂缝和可动流体的识别等。     

核磁共振测井在江汉特殊储层解释评价中的应用

利用核磁共振测井技术开展对江汉地区盐间非砂岩储层、低孔低渗砂岩储层的测井评价,建立了各类特殊储层的核磁测井响应特征和核磁评价标准。对于盐间非砂岩储层,核磁测井T2谱能较准确地判别出储层的孔隙结构、可动流体和渗透性特征,进而结合电成像资料区分储集类型与划分有效储层。在低孔、低渗砂岩储层中,利用核磁T2谱、差谱、移谱信号特征建立了低渗透水层、低渗透差油层核磁响应模式。     

江汉盐间非砂岩储层驱油机理试验研究

根据江汉油田盐间非砂岩储层特点，结合目前采油工艺实际，选择了三种驱替盐间非砂岩储层原油的试验方法，第一种是静态吸水排油法，第二种是盐水驱和淡水驱替法，第三种是氮气驱替法。总结了江汉非砂岩储层驱油特征及机理，提出了开发江汉盐间非砂岩储层的合理方式。     

复杂储层裂缝评价技术

裂缝在常规和成像测井中有不同的测井响应特征，正确识别天然裂缝、人工诱导裂缝与地质现象是裂缝评价的关键。成像测井裂缝评价识别技术是在总结各类岩性、孔隙分布、构造、裂缝等多种地质特征和其它钻井工程等信息的基础上，在成像测井信息与地质等特征之间，建立起一种形象化的解释模式，使成像测井解释更加简洁、直观、实用。成像测井对评价盐间非砂岩、碳酸盐岩巾的裂缝性储层比其它方法更加有效．     

江汉油田盐间非砂岩油藏应力敏感特征

江汉油田盐间非砂岩油藏岩性复杂,应力异常,后期开发中存在问题较多,增产工艺措施见效率低。经历了40多年的开发,仍然很难对该类油藏进行合理有效地开发。从应力敏感方面对该类油藏进行了分析,并与砂岩储层进行了对比,发现盐间非砂岩储层具有较强的应力敏感特征,这种敏感特征也是影响后期开发效果的一个重要因素。这类油藏应注重早期注水,控制生产压差,开发过程中尽量维持地层原始压力系统,在一定程度上可以缓解单井产量下降快、油井措施后有效期短等问题。     

利用核磁共振信息评价致密砂岩气层

文章针对致密砂岩中,该类气层具有储层的成岩作用强,物性差,孔隙结构异常复杂、非均质性极强等特点,为解决该类气层的岩性识别、地质参数计算、流体判识以及孔隙结构分析是测井评价面临的难题.分析了核磁共振测井在致密砂岩地层评价具有特殊的规律,以岩样核磁共振实验分析为基础,阐述了核磁共振测井资料解决致密砂岩岩性划分、流体识别、地质参数计算以及孔隙结构分析等问题及解决方法.实践表明,核磁共振测井方法在致密砂岩天然气评价中具有较好的应用效果.     

复杂砂岩储集体地震地质综合解释技术

砂岩岩性油藏是一种重要的隐蔽油气藏,勘探的主要问题是储层识别和描述问题。砂岩储集体的识别和描述则需要地质、地震和测井的紧密结合。针对济阳坳陷陡坡带复杂砂岩储集体的地震地质特点及勘探中存在的主要难点,在地质研究的基础上,采用测井约束反演、三维可视化、多属性体联合解释等技术,对储集体进行了综合解释。加强了技术适用性研究,形成了适应砂砾岩扇体的综合解释配套技术。该套技术在盐家、罗家等地区的应用收到了很好的效果。     

川西须家河组二段超致密储层有效性测井综合评价

四川盆地西部上三叠统须家河组二段低孔低渗储层非均质性极强,传统的储层有效性测井评价技术方法的适用性受到制约,寻找一套切实有效的测井解释评价技术对解决该区面临的储层综合评价、天然气增储上产等问题有着重要的意义。为此,采用了常规与特殊测井资料相结合,以宏观与微观地质特征研究成果为切入点,寻找测井信息能描述二者具有统一关系的解释模式,建立了一套储层参数确定、流体性质判别、裂缝识别等表征储层储集特征的定性分析与定量计算的评价方法,并在此基础上结合钻井、录井信息,对单井储层进行综合解释,从而达到准确识别储层有效的目的。采用该方法,对川西新场地区须二段储层进行了单井测井精细解释评价,符合率大大提高,地质效果明显。验证了该方法的适用性和有效性。     

川西致密碎屑岩测井评价技术综合研究

川西地区天然气储层主要集中在浅中层及深层的致密碎屑岩储层中一对于浅中层近常规一致密储层,主要利用常规测井信息开展评价,建立了多参数判别、视地层水电阻率含气性识别、基于中子挖掘效应含气性识别等储层评价技术;对于深层须家河组致密一超致密储层,依据成像、核磁、偶极声波测井资料,建立了裂缝识别与有效性评价、核磁测井储层评价、纵横波速度比等储层评价技术,评价的关键在于裂缝识别与有效性评价,流体识别最有效的手段是基于核磁测井含气性综合识别。通过方法技术适应性分析,认为特殊测井在浅中层测井储层评价中必要性不强,但在深层却必不可少。指出了日前的技术缺陷及下步研究方向,对浅中层应加强不同地区与层位的针对性研究,深层应加强核磁测井评价技术研究。     

核磁共振和MDT测井在塔河油田碎屑岩储层评价中的应用

应用常规测井资料进行塔河油田碎屑岩储层评价时存在多解性,因此,利用核磁共振和模块式地层动态测试器(MDT)测井技术实现储层的快速准确评价。从低阻油气层识别、低孔渗储层评价和新领域新层位疑难层的探索3个方面详细阐述了核磁共振和MDT测井技术在塔河油田碎屑岩储层评价中的应用。实际应用结果表明,核磁共振和MDT测井技术在塔河油田碎屑岩储层评价中的应用效果较好,提高了测井解释精度。     

王场地区盐间非砂岩储层预测方法

利用对盐间非砂岩储层的物性统计分析、薄互层的模型正演、地震资料的波阻抗反演和构造曲率分析等方法对王场地区的裂缝一孔隙储层的物理特性、裂缝发育特点和分布规律、以及预测中的地震地质资料使用条件等方面进行研究．总结了适合该区的盐间非砂岩储层的预测方法：用模型正演分析地震、地质资料对储层预测方法的有效性,编制目的层段波阻抗异常图预测裂缝-孔隙储层发育有利区．通过构造曲率法进一步圈定有效区。该方法为整个潜江凹陷的盐间非砂岩储层的研究和预测提供了好的借鉴。     

元坝地区须二段低电阻率气层成因与测井评价方法

针对元坝地区须二段储层气层判识难度大、传统测井评价方法解释符合率较低的问题,开展了低电阻率气层成因分析及测井评价方法研究。在深入分析须二下亚段沉积微相、储层特征和测录井、测试及试验分析资料的基础上,认为储层矿物组分、孔隙结构、岩石粒径和胶结类型等是影响气层电阻率高低的主要因素,石英含量与测井电阻率呈正相关关系;建立了储层内岩性细分及识别有效储层的测井模式,综合岩性、电阻率和含水饱和度等参数,形成了不同岩性气层的评价标准和低电阻率气层的测井评价方法。该评价方法在元坝地区多口探井陆相致密砂岩气层评价中进行了应用,提升了致密砂岩气层的测井评价成功率,使元坝地区陆相致密砂岩气藏勘探取得了突破性进展。研究与应用表明,利用建立的低电阻率气层测井评价方法可以解决低电阻率气层的漏层和错判的问题,提高解释的成功率。      

复杂多矿物组分的页岩气储层横波时差预测方法

测井资料是获取页岩气储层物性参数、矿物组分、总有机碳含量、含气量等关键评价参数的基础资料,在测井资料的工程应用方面,一般通过实际测井的地层纵、横波时差来计算岩石的杨氏模量、泊松比、破碎压力等力学参数,部分页岩气新井和大量老井中无横波时差资料,致使无法计算页岩气地层的岩石力学和脆性指数。为此,把已有的针对简单矿物组分的砂泥岩地层横波时差预测方法拓展应用到复杂多矿物页岩气储层,在准确处理出页岩气储层复杂矿物组分的基础上,基于孔隙介质岩石物理模型和Biot—Gassmann方程,应用VRH模型求得地层的等效弹性模量,再以纵波时差作为约束参数来反演预测页岩气储层的横波时差。应用效果表明:该方法预测结果与实测结果对比误差较小。同时还探讨了区域纵横波时差回归统计法、简化的基于纵波时差来预测横波时差等多种方法预测结果的差异和影响因素,最终优选出的适合页岩气储层的横波预测方法,满足了生产现场解释评价的需要。     

青西油田测井解释模式的建立

青西油田为玉门油田的一个重要勘探开发区块。岩性复杂，泥质含量高，储集空间以裂缝为主，应用常规测井资料不能正确识别岩性和划分储层，从而不能正确确定储层参数，测井解释常出现失误，以往的测井解释方法也不适用。随着电成像和阵列声波等新技术在青西油田的广泛使用，近年来在青西油田建立了以电成像资料为主常规测井资料为辅识别各种裂缝的方法，这包括通过处理出的阵列声波能量衰减资料判别裂缝有效性和裂缝发育程度的储层识别方法；采用神经网络技术处理储集层各种参数；针对青西油田两种主要的储集层岩性，选用不同的交会图版，结合泥浆电阻率、井温测井曲线和其他常规测井资料对油气、水层的响应特点，综合地质录井资料和区域油水界面判别储层流体性质的测井解释模式。这些技术的广泛使用，使青西油田测井解释符合率显著提高，并在其他地质工程应用和测井适应性研究等方面见到了成效。     

陆丰凹陷文昌组储层流体性质识别方法研究

鉴于南海东部陆丰地区深部储层电性与含油性关系复杂,特别是频繁出现的低对比度储层,这类储层因油、水层常规测井响应特征接近,导致流体性质判别困难,常用的判别方法及各类解释交会图版已难以达到准确识别流体性质的目的。为了解决该难点,该文通过结合测井及地质资料,发掘影响储层测井响应的敏感信息,并以此为基础提出了两种更适合本区的流体性质识别图版,经实践取得了较好的应用效果,为现场快速处理解释提供了更为方便准确的流体性质评价技术。     

准噶尔盆地气层录井解释评价方法

准噶尔盆地天然气藏油气成因复杂,储层类型多样,天然气录井解释存在诸多难点。根据该区碎屑岩、火成岩的油气成藏控制因素、储层特征,以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气、定量荧光等录井资料为基础,建立了相应的天然气层录井采集、评价系列,并采用了与之相适应的录井解释评价技术;利用地层的含油气性、物性、孔隙压力参数,优选和开发了组分正规化图版、含油气性-物性双因素关系图版、气测形态法等解释图版。应用上述录井解释评价方法,于2007-2010年对准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层进行了综合解释评价,其符合率达到88%,取得了较好的应用效果。