双孔隙介质砂岩储层测井响应特征及其油气意义

双孔隙介质砂岩储层孔隙结构复杂,其地层因素和孔隙度关系、电阻增大率和含水饱和度实验关系不符合典型的阿尔奇公式特征.测井响应特征中气、油、水层差异小.双孔隙介质储层具有发育的微孔隙网络和较大孔隙网络,微孔隙网络和大孔隙网络中具有2种性质的"双种水"特征,即束缚水、自由水和渗入水的混合液.相关分析认为,控制双孔隙介质储层特征的主要因素为沉积微相、成岩作用、地层水系统和流体动力特征,双孔隙介质砂岩储层具有良好的含油气性.     

致密油储层孔隙结构核磁共振测井评价方法

对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层孔隙流体分布、微观润湿性和流体弛豫性质的分析认为,致密油储层的小孔隙主要含水且亲水,大孔隙主要含油且亲油。依据核磁共振测井T2谱评价孔径分布的公式、亲水孔隙表面弛豫率和亲油孔隙表面弛豫率的大小,将水弛豫信号和油弛豫信号分别转换为含油孔径和含水孔径分布,二者相加得到岩石总的孔径分布。通过对核磁共振测井资料的处理及其与岩心分析资料的对比分析,验证了本方法的有效性和可靠性。     

基于核磁共振自由弛豫特征的含油性评价方法——以玛湖凹陷下乌尔禾组砾岩储层为例

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、强非均质性的特点,常规电法测井和核磁共振差谱法均难以反映储层的含油性特征。为了解决这一问题,开展了轻质原油核磁自由弛豫测量与下乌尔禾组储层岩心含不同流体的核磁共振对比实验,实验显示:(1)轻质原油核磁共振自由弛豫T2谱横向弛豫时间起始于100.00 ms;(2)饱和水岩心核磁共振T2谱基本收敛于100.00 ms;(3)饱和油岩心核磁共振T2谱在100.00 ms后出现了与原油核磁共振T2谱相似的自由弛豫特征。这说明下乌尔禾组岩心以水润湿为主,饱和油岩心核磁T2谱大于100.00 ms的信号由轻质油的自由弛豫引起。将100.00 ms作为核磁共振测井含油信号的标志,构建敏感参数,建立了基于核磁自由弛豫特征的流体性质识别图版。在考虑渗透率对含油性影响的情况下,建立了含油饱和度计算模型。利用该方法对研究区22口探井31个层位进行了含油性测井评价,结果显示测井解释符合率达93.5%,应用效果良好。该方法为核磁共振测井在含油性测井评价中的应用提供了新的思路。     

红河油田延长组长9储层含油饱和度值域探讨

红河油田长9储层在近年的注水开发过程中显示出较为突出的低孔、特低渗–低渗储层特点,注水效果差、采出程度较低,因此有必要进行原始含油饱和度、油气微观富集规律的再认识。通过压汞、相渗及核磁共振、密闭取心等资料的分析,对长9储层的含油性及含油饱和度展开值域探讨。综合研究表明,红河油田储层含油性受控于物性,油气未饱和充注,考虑核磁测井解释可动水饱和度及生产产水情况,将长9有效储层原始含油饱和度值域确定为25%~45%。     

柳东地区储层饱和度测井评价方法

柳东地区低矿化度地层水储层的含油性评价是测井解释的一大难题。根据该区的地质特点以及电性特征,以毛管压力理论为基础,结合孔隙结构和饱和度的关系,提出了最大不动水饱和度概念以及用于识别油水层的新的判别参数,并建立了2个实用解释图版。根据解释图版得到的含油性评价结果与试油资料相符,证实了该方法在评价柳东地区低矿化度地层水储层的有效性。     

砂岩储层地震属性参数对孔隙流体的敏感性评价

对于不同特性的砂岩储层,从地震数据所提取的多种属性参数对孔隙流体变化的响应是有一定差异的。利用统计学原理给出了流体指示因子的计算方法,用于定量评价地震属性参数对孔隙流体变化的响应差异。利用胜利油田沙河街组三段砂岩储层在模拟储层条件下的实验结果,采用属性交会图技术验证了流体指示因子的正确性。对于疏松砂岩及中-高孔隙度固结砂岩,利用纵、横波阻抗差等常规地震属性可较好地判别孔隙含气及饱和水、饱和油状态;而对于致密含气砂岩,纵、横波速度比及泊松比对流体变化相对较为敏感。对于疏松砂岩,由双敏感属性参数所构成的交会图可区分饱和油与饱和水状态,但利用常规属性交会图难以区分固结砂岩孔隙饱和水与饱和油。在准确给出干燥岩石纵、横波速度比的基础上,组合属性参数I_p²-c.I_s²相对于常规属性对孔隙流体变化更为敏感,构成的属性交会图对饱和水与饱和油砂岩样品的实验结果具有明显的区分能力。     

基于NMR的砂砾岩储层岩电参数计算方法

由于砂砾岩储层岩性复杂、物性差、孔隙结构复杂,导致储层含油饱和度定量计算难度大.从研究区砂砾岩储层物性、岩电、粒度、核磁共振等岩心测试数据入手,系统分析了砂砾岩储层岩石物理性质参数对岩电参数的影响,提出基于孔隙结构的砂砾岩储层岩电参数方法以确定玛湖地区三叠系百口泉组复杂砂砾岩储层饱和度模型.提取岩心测试的核磁共振T2谱特征参数,根据这些特征参数与岩电参数m、n的关系,建立基于孔隙结构的m和n的计算模型,把求取的岩电参数模型应用到饱和度计算中.该方法利用核磁共振测井资料实现了连续深度上的岩电参数m和n的精确计算,进而求得含油饱和度,并在现场实际应用中取得了显著效果.     

川中须家河组储层测井评价基础、方法和技术研究

以包-界地区大量岩心分析和岩心实验数据为基础,研究了须家河组储层的岩石物理基本性质和特征,包括岩性、物性、电阻率、核磁共振、(常规和恒速)压汞毛管压力、电镜及薄片等。包-界须家河组储层属于典型的低孔隙度、特低渗透率(天然气)储层。由于微观孔隙类型及孔隙结构的差别,导致T3X2段储层孔隙性相对较高、而T3X4、T3X6段储层渗透性相对较好。测井渗透率和饱和度模型的建立,要考虑储层的分段性。由于T3X2段储层含高CEC含量的I/S混层矿物,在T3X2段储层用淡水泥浆钻井、完井及压裂等更容易造成储层伤害,可以考虑适当增加钻井液流体矿化度以减少储层的水敏性伤害。由于储层地层水矿化度高而储层温度较低,须家河组储层粘土附加导电性质可以不予考虑。     

注水开发对孤岛油田储层微观结构的影响

该文在岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性及压汞等资料分析的基础上,对孤岛油田不同开发时期储层的岩性、物性、孔隙结构和含油性等进行了全面分析研究.研究表明,长期注水开发提高了储层的物性,改善了孔隙结构,降低了泥质含量和束缚水饱和度,一定程度地改善了储层微观结构.      

克拉玛依油田冲积扇岩石相特征及储层质量分析

研究冲积扇储层内部结构,为开发后期井网调整和剩余油挖潜提供更准确的地质依据,以克拉玛依油田六中区为例,通过对密闭取心井岩心及野外露头的观察,将研究区岩石相划分为砾岩相、砂岩相及泥岩相三大类若干亚类,对不同岩石相沉积特征及成因机制进行了分析。在此基础上,依据实验室化验分析数据及铸体薄片等资料,结合不同岩石相物性及孔隙微观特征,将冲积扇岩石相按储层质量归为三大类,其中,粗砂—细砾岩相以剩余粒间孔为主,物性好,孔喉分选较好,含油性好,为研究区一类储层;中砾岩和中砂岩物性相对较差,孔隙喉道相对较小,含油性较差,为研究区二类储层;细粒沉积物性最差,孔隙喉道窄,含油性差,为非储层。依据不同类储层地质渗流差异,结合实际开发状况,发现不同类储层剩余油分布形式是不同的。一类储层物性好,注入水推进速度快,容易形成水窜,剩余油相对较少,一般分布在储层的上部;二类储层物性较差,水淹程度低,剩余油相对富集。该方法不仅对研究区储层深入研究具有一定指导意义,而且对于类似油田储层研究具有借鉴作用。     

准噶尔盆地腹部深层碎屑岩储层次生孔隙特征及影响因素分析

以准噶尔盆地腹部二叠系、三叠系储层为例,首先指出"三低一高"的储层岩石学特点易使储层遭受压实,但差中有优,特别在4000m以下孔隙度表现出明显变好的趋势。其次,分析了储层孔隙影响因素,并认为有机酸溶蚀和油侵作用是储层改善的主要影响因素。镜下观察储层溶蚀现象比较普遍,通过酸溶反应实验模拟确定了溶蚀矿物,并证实了溶蚀作用对储层孔隙改善有较大潜力;探讨了储层含油性对储层孔隙的影响,分析表明同等条件下含油砂岩的孔隙度明显好于不含油砂岩。大量数据分析证实了油侵作用能够有效抑制自生矿物的生长而使含量降低,从而使深部储层有利孔隙得以保持。     

显微荧光确定砂岩含气性与物性下限探讨——以蜀南地区须家河组为例

利用储层显微荧光技术,根据荧光在孔喉中的分布特征和荧光强度,储层显微荧光能够清晰地反映储层孔隙结构中的孔隙和喉道以及连通情况,由此反映储层的质量和含气性。以四川盆地蜀南地区上三叠统须家河组砂岩储层为例,分别阐述了孔隙型储层和裂缝–孔隙型储层的荧光特征及含气性,结合实测物性数据确定两类储层孔隙下限。结果表明,孔喉中的显微荧光分布与强度可分为三类荧光级别,储层显微荧光法可较直观、可靠反映储层含油气性,利用该方法确定的物性下限与孔隙度–渗透率交会法、最小孔喉半径法和试油法等一致,表明在资料不全的情况下应用显微荧光确定储层含气性与物性下限的方法行之有效。     

MH凹陷W组砂砾岩储层原始含油饱和度测井评价

MH凹陷W组储层以砂砾岩为主,储层岩石孔隙结构变化较大,非均质性强,导致水层具有较高电阻率响应等问题,仅依据常规测井资料难以准确评价储层含油饱和度.文中基于核磁测井资料,采用三孔隙法对储层岩石进行孔隙结构划分,在此基础上,依据阿尔奇公式提出含油饱和度参数,并结合储层岩心含油饱和度实验,分别建立了各类孔隙结构储层含油饱和度参数与储层原始含油饱和度的拟合关系,以此实现全井段评价.应用结果表明,该方法能够较好地评价研究区储层岩石孔隙结构,并提升储层原始含油饱和度评价效果.     

济阳坳陷太古界变质岩储层裂缝识别与定量解释

总结太古界变质岩裂缝性储层特征,针对该类变质岩油藏岩性多样、储层介质类型复杂、有效储集层识别难和储量参数确定难的特点,形成基于电阻率差比法和三孔隙度比值法的裂缝识别综合概率法,建立利用常规测井资料划分缝洞孔隙储层发育程度的标准;采用电成像裂缝识别技术和孔隙度频谱分析技术,结合偶极子声波测井资料分析地层各向异性的方法判断裂缝特征、定量计算裂缝及缝洞孔隙度参数;采用压汞资料建立基质孔隙含油饱和度的确定方法;采用经验法确定缝洞孔隙的含油饱和度.研究成果在胜利油区桩海地区、东营凹陷王庄地区太古界变质岩油藏储量评估中完成多井测井评价,取得了较好的效果.     

切12-S1井储层认识

切12-S1井的储层类型分为以砂、砾岩为主的孔隙型储层和以板岩岩性的裂缝型储层,通过与邻井的对比分析,其孔隙性储层的岩电关系与邻井一致,在储层四性特征上保持着区域上的共性,其含油性的高低受油藏构造部位的控制;另外应用常规电性资料结合成像资料的对比分析,认为本井的变质岩的裂缝较发育,裂缝储层也具一定的渗透性和含油性。     

物性与孔喉结构对致密砂岩储层含油性的影响——以鄂尔多斯盆地华池—合水地区长7段为例

华池—合水地区已钻井中广泛存在同段砂体含油性好、含油性差或不含油互层的现象。以显微荧光确定的含油性为基础,并结合物性和压汞参数,研究储层物性与孔喉结构对含油性的影响。结果表明:物性对储层含油性的控制作用明显,物性好的储层含油性好,物性差的储层含油性差或不含油;储层含油饱和度随孔隙度的增大呈线性增加,随渗透率增大呈指数增大;含油性较好的样品孔喉较粗,排替压力较小;反之,孔喉的大小决定原油能否进入,且明显影响含油饱和度大小,孔喉分选控制原油富集程度。     

一种评价页岩油含油性的测井方法

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部,是中国陆相页岩油的典型代表区域。凹陷内芦草沟组发育上、下2套页岩油“甜点”段,储层岩性和孔隙结构复杂、物性较差,利用测井方法进行储层含油性评价难度较大。为准确评价储层含油性,有效识别流体性质,综合利用密闭取心饱和度分析结果和总有机碳含量与油的碳含量之间的约束关系,改进了利用核磁共振测井计算含油饱和度的T_{\mathrm{2}}截止值确定方法,在此基础上计算含油饱和度及储层可采性指数,并深入分析了含油饱和度、储层可采性指数的关系及含油性评价效果。实际应用结果表明,该方法对于准确评价混积岩型页岩油的含油性具有重要实用价值。     

鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密油储层微观特征与含油性

综合应用铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等分析测试资料，研究了鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密砂岩微观特征及含油性。长6砂岩储层岩石类型为细粒长石砂岩，胶结物成分主要为方解石、绿泥石和浊沸石；铸体薄片下，孔隙类型主要以残余粒间孔和各种溶蚀孔隙为主，平均孔隙直径主要分布在20~50 μm；储层物性差，局部发育微裂缝，孔隙结构非常复杂。综合高压压汞和恒速压汞，孔喉半径跨度从纳米级至微米级，但主要存在2个主峰，以孔喉半径小于2 μm的孔隙为主。长6砂岩含油性较差，总体以油斑级别为主，石油主要分布在残余粒间孔和溶蚀孔隙中。达到工业油流井的含油砂岩，其储层孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3 μm2，孔喉半径下限为0.1 μm。      

泥质型低渗砂岩储层岩电性质研究及饱和度模型的建立

鄂尔多斯盆地延长组长4 5、长6储层属于典型的低孔隙度低渗透率储层,受岩性、孔隙结构及粘土类型等非含油性因素影响,F-φ、I-Sw均不服从Archie公式线,导致原有的饱和度模型已难以适用.为提高含油性评价精度,研究通过常规气驱法和半渗透隔板法获取了储层岩电参数.根据实验测量结果,进一步探索了泥质型低渗储层岩电参数变化规律,建立了分类岩电参数饱和度解释模型,应用效果良好.     

川西坳陷新场地区须家河组四段储层特征及评价

上三叠统须家河组四段是川西坳陷新场地区重要的含油气层段,根据岩心分析、岩石薄片、压汞、油气测试和分析化验等资料,对新场地区须四段砂岩储层特征进行了详细的研究,结果表明:该套储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,成分成熟度较低-中等,结构成熟度中等;储层物性差,属低孔低渗-特低孔特低渗极度致密储层,储层非均质性强;储层孔隙结构差,以微孔喉为主。利用储层物性和孔隙结构参数,将须四上亚段、下亚段砂岩分别评价为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层为相对优质储层,是增储上产的首选储层。