龙虎泡油田葡萄花油层复杂油水层识别方法

龙虎泡油田葡萄花油层广泛存在低阻油层和高阻水层,复杂油水层识别是其一大难题。从泥质、钙质、物性、地层水矿化度、钻井液电阻率、导电矿物等方面分析了油水层识别的影响因素,结果表明储层物性、泥质和钙质是其主要影响因素。针对储层物性的影响,采用聚类分析和岩心刻度测井技术建立储层物性分类方法;针对泥质、钙质含量的影响,基于并联导电理论建立了电阻率校正模型。研制油水层识别方法的过程中,首先基于储层分类建立油水层识别图版,图版精度由77.5%提高到84.6%以上;然后对图版中的电阻率进行校正,图版精度进一步提高到88.5%以上。因此储层物性分类和基于并联导电理论的电阻率校正模型是提高复杂油水层识别精度的有效方法。     

基于储层分类的复杂油水层识别方法

G油田P油层属于中孔、低渗透储层,油水关系复杂,油水层识别难度大。从宏观和微观上分析复杂油水层影响因素,确定地质特征、泥质、钙质和孔隙结构,是导致油水关系复杂的主要因素。针对宏观因素的影响,采用平面分区的方法消除影响;针对微观因素的影响,采用储层分类的方法,在电阻率校正的基础上,建立油水层识别图版,提高测井解释符合率。该方法经应用取得较好的效果。     

南海西部油田复杂储层测井综合解释技术

论述了南海西部油田复杂储层的特点及测井评价遇到的问题,针对浅层泥质粉细砂岩泥质含量计算的难题,有针对性地提出了由NDS(中子-密度间隔)曲线、核磁共振测井及电成像测井计算泥质含量共3种非常规方法;针对复杂成岩环境下,岩石组分的不确定性及由此带来的测井孔隙度计算参数的敏感性,提出了由电成像或元素谱测井确定岩石组分、基于岩...     

高伽马值储层成因分析及识别方法

在T区碎屑岩地层中发现大量高伽马值储层,其自然伽马测井曲线特征与非储层之间差异小,易被解释为非储层。本文对高伽马值储层进行岩石组分分析,并与非储层岩石微观特征进行对比,认为该区高伽马值储层的成因因素主要是火山碎屑物质的增加、黏土类型的变化和黏土颗粒吸附具有放射性的有机质。在此基础上,本文提出利用Pe-GR交会法和体积模型法识别研究区高伽马值储层,前者利用了Pe不受放射性影响的优势,后者则通过建立超定方程组求解各等效组分的含量,有效解决了该区高伽马值有效储层识别难题。     

深层特低渗透率砂砾岩储层油水层识别方法研究

深层特低渗透率砂砾岩储层埋藏深、储层岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质性严重、油水层岩石电性关系特征不明显,造成油水层判别困难.以岩心分析资料为基础,综合应用成像测井、核磁共振测井、常规测井、岩心分析等资料,采用测井相分析技术,提取反映油水层特征的综合特征参数.利用数理统计等数学方法,建立深层特低渗透率砂砾岩储层油气水层多参数判别模式及油水层识别方法.应用所开发的软件,对研究区14口井的测井资料进行处理.处理结果表明,该方法有效提高了储层参数解释精度和油水层判别准确度,为深层特低渗透率砂砾岩储层的勘探开发提供了更为详细可靠的地质依据.     

葡西油田油水层识别

葡西油田葡萄花油层以油水同层为主,油水分布复杂,储层类型多样,给测井解释油、水层带来较大难度。测井响应机理研究表明：储层高含泥、高束缚水饱和度和薄层、薄互层是形成低电阻率油层的主要原因;而储层致密、舍钙、舍残余油是形成高电阻率水层的主要因素;此外,油藏被破坏造成油水呈非均质分布,致使储层产油、产水交替出现。通过储层“四性”（指岩性、物性、含油性、电性）关系研究,应用细分层交会图版法、曲线形态对应性分析方法采综合识别油、水层。经试油、生产动态资料检验,综合解释符合率在85．0％以上。     

凝灰质储层复杂油水层测井识别方法

Y油田南屯组一段油层岩性较多,且普遍含凝灰,油水分布比较复杂,全区无统一的油水界面,常见到低阻油层、高阻水层等特殊类型储层,油层和油水同层难以区别。在岩电实验的基础上,确定了影响研究区储层流体识别的主控因素,根据主控因素及油水层测井响应特征分析,采用分类制定油水层识别图版、核磁测井资料处理解释、及多井评价等技术综合解释油水层,形成了针对Y油田南一段油层的复杂流体识别方法,为该区油藏评价、开发方案的编制与实施提供了技术支持。     

四川飞仙关鲕滩储层高电阻率成因分析

川东北飞仙关鲕滩储层普遍存在高电阻率现象,给储层识别和流体性质判别带来了很大的困难.从模型模拟和实测资料2个方面研究了岩性、饱和度、孔隙结构和侵入特性对川东北飞仙关鲕滩高电阻率储层的影响.结果表明:当其它因素不变时,泥质含量对电阻率影响程度的范围是0～10%,飞仙关鲕滩储层极低的泥质含量是飞仙关鲕滩储层高电阻率出现深浅双侧向大幅度正差异的前提条件;其储层孔隙结构复杂和高含气饱和度是形成高电阻率储层深浅双侧向正差异的一个重要原因;另一方面,鲕滩储层发育的溶蚀孔洞由于大小、充填情况及连通情况千差万别,导致深浅双侧向曲线相关性差,增加了两者幅度值的差异.综合分析各种因素,才能准确评价川东北飞仙关鲕滩高电阻率储层.     

乌尔禾油田油水层识别方法研究

针对乌尔禾油田地层水复杂多变、油水关系复杂、油水层识别难度较大等实际情况，采用电阻率一孔隙度法确定了油层的含油饱和度、电阻率和孔隙度下限值，并通过多参数R1-R2交会图法对该地区的油水层进行了识别。研究结果表明，这两种方法能够对该地区的测井精细解释提供合理的油层计算标准，并能准确地划分油水层，从而能为该地区的油藏精细描述以及储量计算提供准确的基础参数。     

低孔低渗储层油水层模糊识别方法

低孔低渗储层的流体性质识别问题一直是测井解释的难点,模糊模式识别无疑是一种较为有效的方法,在分析国内研究现状的基础上,提出了模型建立和判别标准。选用7个赋予不同权值的储层参数,依据模糊识别的隶属函数和最大隶属原则,建立起低孔低渗地区的油层和水层标准模型。并应用此模型,对该区域的部分井段进行了重新解释,符合率较原解释结论相比有所提高,取得了很好的效果。     

PETROLEUM ENRICHING CONDITIONS FOR PUTAOHUA OIL RESERVOIRS IN GU88 DEVELOPMENT BLOCK OF GULONG OILFIELD

古龙油田是松辽盆地最典型的向斜油藏,利用岩心、录井和测井等基础资料,从宏观和微观2方面研究了古龙北向斜葡萄花油层的油气富集规律.研究结果表明,断裂、沉积微相和地层压力因素为其宏观控制因素,而沉积韵律、砂体连通性和储层物性等微观因素对油水层的分布也起到一定的控制作用.结合储层厚度、物性、试油产量等资料,将全区分为3类有利区块并优选,合理安排动用次序,为古龙北油田向斜区葡萄花油层下一步的勘探与开发提供了依据.     

华庆油田长6油藏油水层识别方法

华庆油田长6油藏砂体分布范围广、油层厚度大。由于储层物性差、油水关系复杂,造成测井油水层解释符合率低,部分油井出现高阻产水,影响油田高效开发。通过沉积、成岩以及成藏等研究,认为储层孔隙结构、胶结程度、流体成分等微观特征差异是形成高阻水层的主要因素。在此基础上,以传统交会图版法为手段,提出了综合沉积、成岩、成藏因素的微元网格分析法,并将研究区划分为11个区域,量化了全区油水层物性下限。微元网格交会图版油水层识别方法现场应用效果良好,经试油、生产动态资料验证,综合解释符合率在86.9%以上,解释精度能满足油田开发需要。     

葡萄花油田南部扶余油层储层影响因素

葡萄花油田南部沉积环境复杂,储层物性极差,储量评价参数的优选及开发难度大.通过岩心资料分析葡萄花油田南部扶余油层沉积环境、成岩作用等揭示了储层受沉积环境、黏土矿物、成岩作用及其演化程度的影响,认为研究区沉积水体能量低,储层以粉砂岩为主,主河道砂体是相对优质的储层;强烈的压实作用使岩石变得致密,是扶余油层低孔、特低渗的重要原因;伊利石含量高,其特殊的片状形态容易堵塞孔隙和吼道,降低储层的渗透性.因此,搞清扶余油层特低渗透储层影响因素对于寻找可动用储量具有指导意义.     

油,水同层产水率计算方法

利用相对渗透率曲线，以实测油，水同层产水率为正演基础 ，对永乐油藏葡萄花油层的油，水同层尝试性地应用了油，水层判别技术－可动水分析，并对油茂北边的４口井１１个油，水同层进行了产水率计算，结果与试油成果符合较好。     

古龙南地区葡萄花油层高分辨率层序地层学研究

古龙南地区葡萄花油层为松辽盆地大庆长垣以西岩性类油藏富集区,但受多物源体系和地层厚度变化快等因素影响,地层单元划分界限不统一,储层砂体展布规律不清楚。以高分辨率层序地层学理论为基础,利用岩心和测井曲线等资料,以不同级次湖泛面为等时界面,将葡萄花油层划分为1个长期、2个中期、13个短期基准面旋回,同时绘制了时间单元的沉积微相图。研究表明:葡萄花油层发育西部和北部两个物源影响下的河控浅水三角洲前缘亚相,微相类型主要为低水位期的连续型水下分流河道、高水位期的断续型水下分流河道和连片一坨状席状砂;葡萄花油层平面上受双物源和湖岸线距离影响,具有"东西分块、南北分带"特征,垂向上受高频基准面升降影响,发育早期快速水退、中期振荡式升降、晚期缓慢水进、末期快速水进的沉积演化序列。     

古龙南凹陷葡萄花油层储层微观孔隙结构特征与油水分布关系

通过铸体薄片、常规压汞、相渗实验等方法进行古龙南凹陷葡萄花油层储层微观特征研究,以揭示其与油水分布关系。储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,岩石粒度较细,以粉砂、细砂为主,其成分成熟度较低,结构成熟度中等,填隙物以黏土矿物和碳酸盐岩为主。凹陷中心主要以粉砂岩为主,岩石粒度、石英含量、长石含量均低于周边地区,黏土矿物含量高于周边地区。黏土矿物以绿泥石、伊利石为主,蒙脱石、高岭石、伊蒙混层含量较少,凹陷中心绿泥石、伊利石含量高于周边地区。孔隙度为特低孔—低孔,渗透率为超低渗—低渗,由凹陷中心向高部位区孔渗均增加。孔喉半径0.01~0.45μm,排驱压力为0.35~12.8 MPa,饱和度中值压力1~35 MPa,由凹陷中心向高部位区孔吼半径增加,排驱压力、中值压力减小。凹陷中心为滞留区,斜坡区为油水同层区,构造高部位区为重力分异区,呈环形分布。储层微观孔隙特征变化是油水空间分布的根本原因。     

裂缝性油藏水驱油机理与注水开发方法

本根据裂缝性油藏油水运动的基本规律以及两江地区裂缝性油藏的注水开发实践，对裂缝性油藏最佳注水方式的合理选择进行了论证，指出了五点或直线排状井网是开发这类油藏的最佳选择，并用油田实际开发资料进行了验证。     

高渗透稀油理想边水驱油藏动态分析方法

春光油田排2块属于埋藏浅、高孔、高渗、稀油、边水非常活跃的砂岩油藏,其开发最核心的问题是如何用好边水.为此,应用矿场生产资料、系统试井资料、同类型油藏类比、油藏工程方法、数值模拟方法、渗流力学理论研究了开采对策,得到了IPR方程、合理的生产压差及通过油嘴公式评估单井产量,推导出了边水推进速度方程,编制了专门软件,实现时时计算边水推进速度,并不断优选合理的工作制度.排2井区2005年开发以来产量稳步上升,保持自喷开采,边水水线缓慢、均匀推进,含水率仅为2%,采油速度、采收率同创国内新水平.     

肇39区块复杂油水层解释方法

太东地区肇39区块葡萄花油层的低阻油层、高阻水层比较发育,没有统一的油水界面,油水分布极其复杂,使得测井解释符合率较低.通过分析近年来投产井与取心井的资料,认为该区块低阻油层的主要成因是由断层控制下岩性与孔隙结构共同作用的结果,而高阻水层是油气二次运移过程中原油氧化的结果.通过分析肇39区块投产初期含水的平面分布规律及...