扶余油田中区泉四段储层有效厚度下限研究

扶余油田中区泉四段主要为三角洲相沉积,储层岩性以粉砂岩和细砂岩为主.通过研究区取心井四性关系研究,采用岩心分析、录井及试油资料刻度测井的方法,建立了研究区的泥质体积分数、孔隙度、渗透率和原始含油饱和度测井解释模型.通过取心井岩心分析数据与模型解释数据对比,验证了解释模型的正确性,为进行测井资料二次数字处理,实现储层参数...     

靖边油田韩家沟区长6储层四性关系研究

储层四性关系是用来进行油水层解释和评价储层的重要依据。本文在基本沉积特征认识的基础上,利用岩心分析、录井、试油等资料,研究储层四性特征。结果表明:靖边油田韩家沟区长6油层组主要为水下分流河道沉积的细砂岩,砂岩内长石含量平均为49.4%,以岩屑长石砂岩为主;储层平均孔隙度为10.2%,平均渗透率为1.10 mD,属于低孔特低渗至低孔超低渗储层;录井中岩心以油迹、油斑含油级别为主。结合岩心测试资料建立了储层参数测井解释模型,并最终确定有效储层电阻率下限为18.5Ω·m,声波时差下限为213μs/m。研究区储层的四性关系分析,对科学有效的油气藏开发提供了技术决策依据。     

黄骅坳陷滩海地区低渗透储层分类方法研究——以埕海油田二区沙河街组二段为例

黄骅坳陷滩海地区井点稀疏,井网不规则,以常规测井资料为主,急需基于常规测井资料的低渗透储层分类评价方法.以黄骅坳陷埕海油田沙二段低渗透储层为例,综合岩心、测井及试油资料,建立了基于统计分析的测井储层分类方法与误差逆传播神经网络判别方法相结合的低渗透储层测井分类评价方法.首先利用取心段岩心和测井资料,建立低渗透储层岩性测井识别标准;在此基础上,结合试油资料,建立储层分类的岩性-物性标准;针对非取心段低渗透储层岩性、物性复杂和常规测井识别难的问题,建立了用于储层分类的误差逆传播神经网络;利用取心段储层分类结果对神经网络进行训练,进而实现沙二段低渗透储层的分类评价,解决了非取心段低渗透储层分类评价难题.对寻找相对优质储层、实现油藏高效开发具有重要意义.     

渤海湾盆地埕岛油田馆上段沉积相研究

渤海湾盆地埕岛油田是我国极浅海地区第一个投入开发的大油田。综合应用沉积岩石学、地质学等多学科理论,从岩心描述入手,结合区域地质背景、岩心分析和测井等资料,全面分析了埕岛油田馆上段的岩石学特征、沉积构造特征、测井曲线特征和古生物特征等,确定了该区馆上段砂岩为河流相沉积,并运用多种河相判别参数对埕岛油田馆上段储层进行判别,进一步确定了该储层的亚相类型为曲流河,在此基础上总结了4种沉积微相特征和主力小层古水流方向,并对不同沉积微相的开发特征和开发效果进行了评价。     

用计算机实现判别沉积微相方法

在计算机上采用“专家经验参数逻辑判别法”研究地下沉积微相,主要利用综合录井和四种测井曲线数据,测井解释与相邻参数井匹配补充地质信息,用曲线形态参数辅助,建立地方性相模型,再综合判别各单元的沉积微相。文章介绍了该方法的原理、数据制备、参数提取与计算和建模、判别等。通过对某盆地侏罗系的实际判别结果表明：综合录井资料判别结果是正确的,用匹配的测井解释与曲线参数综合判别结果更具合理性     

常规测井资料定量解释碳酸盐岩微相——以伊拉克北Rumaila油田Mishrif组为例

基于常规测井资料分析的沉积微相精细识别方法在碎屑岩中有着很好的识别能力和预测能力。但是,碳酸盐岩强烈的成岩作用和成岩后改造,使得在碎屑岩体系中行之有效的主要基于自然伽马曲线（GR）、自然电位曲线（SP）和深、浅电阻率曲线（RD、RS）的交会图和模糊聚类沉积微相测井识别方法在碳酸盐岩沉积微相划分中遇到挑战。波斯湾地区伊拉克 Rumaila油田主力储层白垩系Mishrif组为典型的沉积孔隙型碳酸盐岩储层。在北Rumaila油田选取Mishrif组岩心、测井和录井等地质资料较为完备的8口代表性钻井作为标准井,对其进行沉积相、亚相和微相的精细刻画,进而提取标准井中自然伽马（GR）、中子（CNL）和密度（DEN）3条常规测井曲线与沉积微相相匹配的关键参数（曲线均值和GR曲线的离差平方和）,建立测井相-沉积微相的定量转换关系。在此基础上,采用Bayes逐步判别法建立了基于常规测井的北Rumaila油田Mishrif组碳酸盐岩沉积微相的测井判别模型,并利用该模型实现了对未建模井沉积微相的准确标定。与交会图法和模糊聚类法相比,Bayes逐步判别法能够整合更多的测井参数,进而提供更好的适应于沉积型碳酸盐岩的沉积微相测井定量识别方法。     

储层非均质性研究及在扇三角洲油田中的应用

综合岩心录井测井等资料开展了杜229区块兴隆台油层的沉积微相及非均质性研究。结合油组内部渗透率变异系数、级差等参数和隔夹层研究,对不同层次的储层非均质性进行了较为详细的研究。研究表明:兴隆台油层储层层间非均质性严重,属不均匀型。兴隆台油层隔夹层可细分为灰绿色、灰色泥岩和灰绿色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩,平面上,隔层分布受沉积相带控制呈条带状分布,南厚北薄;纵向上,隔层分布不均一。沉积微相是储层非均质性的主控因素,分流河道和心滩为油田的优势储层相。     

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。     

近岸水下扇岩石相及储层特征分析————以盐家油田盐 227 区为例

研究近岸水下扇的储层内部质量特征及结构特征,对剩余油挖潜及开发方案调整具有重要意义。以盐家油田盐227 区为例,依据岩心资料,对其岩石相沉积特征及成因机制进行了分析,认为研究区主要发育6 种类型的岩心岩石相。鉴于岩心、测井、录井、地震等资料在研究尺度及分辨率上的差异,在进行岩石相储层质量及分布特征研究之前,考虑岩石相测井定量划分的必要性和可行性,将6 种岩心岩石相划分为泥岩相、含砾砂岩相、砾状砂岩相和砾岩相4 个亚类,并确定其测井定量划分标准,进而依据实验室分析化验数据,总结了各岩石相亚类的储层质量特征。砾状砂岩相储层以剩余粒间孔为主,物性及含油性好,为Ⅰ类储层;含砾砂岩相储层以剩余粒间孔或粒内溶孔为主,物性及含油性一般,为Ⅱ类储层;砾岩相储层以剩余粒间孔为主,物性相对较差,含油性较差,为Ⅲ 类储层;泥岩相物性最差,几乎不含油,为非储层。在此基础上,应用地震反演成果开展了岩石相空间展布研究,认为研究区沙四段下部主要发育砾岩相,其为主水道及侧缘沉积的产物;中部主要发育连续的砂岩相（包括含砾砂岩相及砾状砂岩相）,为频繁改道的辫状水道及水道间沉积物的复合体;上部发育稳定泥岩,为湖相泥岩沉积,垂向上整体为正旋回。砾岩相呈带状由北东至南西展布,而砂岩相则呈片状展布。     

准噶尔盆地中部Ⅰ区块三工河组储层沉积成岩综合相及其测井识别

综合运用岩心观察、薄片鉴定、物性分析、测井分析及录井分析等技术手段对准噶尔盆地中部Ⅰ区块三工河组低渗透储层的沉积特征和成岩作用特征进行研究,划分出7种岩相类型和7种成岩相类型。将岩相类型与成岩相类型进行合理组合,共在研究区划分出12种沉积成岩综合相类型。在此基础上,利用自然电位、自然伽马、声波时差、密度、补偿中子及深感应电阻率测井曲线的组合特征,采用Fisher典型判别建立各沉积成岩综合相的定量判别函数、建立了测井参数交会图版、标定了单井沉积成岩综合相,并对识别结果进行了检验。将薄片鉴定与测井识别结果相结合,对单井沉积成岩综合相类型进行精细划分,对研究区储层沉积成岩综合相类型的分布规律进行预测。     

低渗储层泥浆侵入特征与时移电阻率测井评价

东海盆地低渗油气资源丰富,但低渗储层又极其敏感,做好东海低渗储层保护是实现低渗油气资源良好开发的先决条件,为此东海盆地先后使用了两种钻井液体系,分别是反渗透水基泥浆和白油油基泥浆。为了明确两种泥浆体系对低渗储层的侵入特征,开展了（0.1～1）×10?3 μm2、（1～5）×10?3 μm2、（5～10）×10?3 μm2三种类型低渗岩心侵入实验,实验结果表明,水基泥浆和油基泥浆均对岩心存在侵入现象,随着泥浆对岩心的侵入,引起不同程度电阻率的“低侵”和“高侵”特征,利用不同泥浆的侵入特性结合时移电阻率测井可以有效分析泥浆的侵入深度、流体性质以及可动水情况,为低渗储层井筒保护、油气层选段射孔提供有效的技术支持。     

缝洞型碳酸盐岩储层测井识别——以塔中东部良里塔格组良二段为例

塔中东部地区良里塔格组良二段碳酸盐岩储层缝洞发育,储层类型多样且非均质性较强。在岩心和成像测井上可以比较清楚地识别出各种储层类型,但对于缺乏岩心和成像测井资料的井段难以有效识别,影响了储层预测与评价。为了解决此问题,结合岩心、薄片和成像测井资料划分了4种储层类型和2种非储层类型,储层类型包括裂缝型、孔洞型、裂缝孔洞型和洞穴型,非储层类型包括泥质充填型和致密型;依据这些类型标定常规测井信息,通过因子分析对优选出的6个测井参数提取了3个主因子,并分别解释为孔洞因子、裂缝因子和含泥因子;最后计算出因子得分,根据因子得分交会图可以有效地识别出各种储层和非储层类型。利用此方法对XX井进行储层识别,识别结果与岩心、成像测井资料吻合度高,为缝洞型碳酸盐岩储层测井识别提供了新的技术方法。     

鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏中微电极曲线的应用

本文针对微电极曲线在延长组低渗透油藏中正负差异共存的普遍现象,从微电极测量原理入手,结合其它测井曲线特征和孔隙结构差异,对微电极曲线的负差异现象进行解释,导致负差异的主要原因是储层的渗透性差、泥浆侵入非常弱以及没有形成泥饼等现象造成的。同时结合大量岩心化验分析资料和试油资料,将微电极正负差异现象应用于延长组低渗透油藏的渗透率确定、油水层的识别和划分有效储层、确定射孔井段的研究,取得良好的效果,明显地提高了测井解释精度。     

柴达木盆地游园沟油田中浅层油藏四性关系研究

游园沟油田中浅层N1油藏基本为一三角洲前缘亚相沉积体系,储层岩性主要以细砂岩和粉砂岩为主,含砾细砂岩和泥质粉砂岩次之;储层岩相、岩性、物性的差异控制了油藏的富集程度,在岩性、岩相相同的情况下,含油性主要取决于物性的好坏。通过对测井、测试、岩心分析化验资料及水分析资料等的整理及储层四性关系的研究,建立了测井资料处理解释模型,确定了N1油藏有效厚度划分标准及油气水解释标准,提高了油气水解释的符合率,对相邻构造的油气水解释也有重要指导意义。     

高邮凹陷成岩相约束下的低渗透储层物性参数测井解释模型

在低渗透储层中如何根据现有精度的测井资料更加准确地确定储层物性参数,非常重要也十分困难。为进一步提高低渗透储层物性参数的测井解释精度,以高邮凹陷南断阶阜宁组阜一段低渗透储层为例,分析储层物性控制因素,确定了研究区储层物性主要受成岩相控制,根据铸体薄片、扫描电镜等资料厘定成岩相,分析不同类型成岩相的测井曲线特征,建立定量识别标准,在此基础上,利用岩心和测井曲线建立了不同成岩相的物性参数解释模型,并用取心井进行了误差分析。结果表明,储层物性参数解释精度显著提高,这种针对低渗透储层特点,建立成岩相约束下的测井物性参数解释模型的方法是有效的。     

常规测井方法在川西南地区储层裂缝识别中的应用

在低渗透储层油气藏中,裂缝作为一类重要的油气储集空间和运移通道有重要的研究价值。在总结前人裂缝识别预测研究的基础上,利用多种常规测井方法对川西南地区某工区的A井进行探测,通过交会图法确定裂缝骨架参数进而利用测井资料对裂缝孔隙度、次生孔隙度参数进行计算,最后结合成像测井资料对该区的裂缝发育程度进行综合预测。结果表明,在该井的3 423~3 438 m处裂缝发育程度较好,与地质资料相吻合,并为今后川西南地区的油气勘探开发提供参考依据。     

准噶尔盆地北三台地区清水河组低渗透储层成因机制

碎屑岩低渗透储层成因机制包括低渗透储层物性主控因素和储层致密史-油藏成藏史匹配关系两个方面。综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、扫描电镜观察、压汞与岩石物性测试等多种技术方法,对准噶尔盆地北三台地区下白垩统清水河组低渗透储层进行了研究。储层低渗透特征具有沉积作用主控、压实作用主导、溶蚀作用改善、胶结作用强化的特点。针对砂质砾岩-细砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,以“储层成岩作用演化序列-储层孔隙结构”为约束进行地质历史时期储层物性的恢复,确定不同区带、不同岩性储层的低渗透形成时间,结合油藏成藏史及原油分布特征,分析清水河组低渗透储层成因机制。清水河组存在3类不同成因类型的储层,Ⅰ类为中渗成藏 现今中渗储层、Ⅱ类为中渗成藏-现今（特）低渗储层、Ⅲ类为（特/超）低渗成藏 现今（特/超）低渗储层;其中Ⅱ类细分出2个亚类,Ⅲ类细分出4个亚类。针对不同成因类型的（低渗透）储层,结合成藏时期储层渗透率特征、储层含油级别、原油特征及试油试采成果等,进行了钻前勘探潜力分析及有效开发增产措施的优选。     

三角洲前缘亚相沉积精细描述———以东营凹陷梁11 断块沙二段7—8 砂层组为例

综合利用岩心、测井曲线形态、砂体的几何形态以及孔隙度与渗透性等资料,对东营凹陷梁11断块沙二段7—8砂层组沉积微相进行了精细描述。研究结果表明,7—8砂层组属于以水下分流河道及河口坝为主的三角洲前缘沉积,可划分出水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、分流间湾、河口坝、远砂坝、废弃河道和三角洲泥共8种沉积微相。其中,河口坝及远砂坝均可进一步细分出坝核、坝缘2个次级微相;分流间湾可进一步划分为间湾滩地和间湾洼地2个次级微相。沙二段7砂层组各单砂层中以水下分流河道、水下天然堤、分流间湾等微相为主,局部分布水下决口扇及废弃河道;8砂层组各单砂层中以河口坝为主,其次是远砂坝。     

高含水期粉砂岩储层水淹层解释方法研究

针对高含水期粉砂岩储层水淹层测井解释存在的问题，通过密闭取心分析资料与测井资料的结合，建立了有关参数解释模型。研究了用产水率来解释水淹层的方法，提出了相渗实验束缚水饱和度的标定方法。探讨了残余油饱和度的大小对高含水期水淹层解释的影响。     

川东北海相天然气储集层录井综合评价技术

川东北海相天然气藏储集层是重要的勘探开发目标,由于钻井地质条件复杂,为确保录井的准确识别与评价,引入X射线荧光元素录井、核磁共振录井等新技术,结合综合录井参数开展岩性、物性以及可钻性评价形成录井综合评价技术。通过建立川东北海相天然气储集层X射线荧光元素录井岩性识别响应特征、核磁共振录井和校正的可钻性指数(B)的划分标准,利用与产能密切相关的地质指标(岩性、物性、含气性),建立综合评价系数和综合评价标准,有效解决了川东北海相超深井岩性识别与归位、油气评价等录井难题,为超深水平井长穿有效海相储集层提供了技术保障。实践证明,录井综合评价技术的推广应用,有力地支持了该地区天然气藏的勘探开发工作,较好地解决了该地区录井面临的技术难题,为复杂钻井地质条件下的录井工作提供了新的思路和方法。