致密气藏的气层解释下限研究 ——以苏里格气田X区块为例

气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X区块进入开发中后期,部分区域存在不同程度的出水现象,需要通过测井解释确定气水分布情况,而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层岩性、物性、电性及含气性的相互关系,确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上,依据生产曲线典型特征确定储层流体类型,通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质,进而提出了该区块的气层解释下限标准。     

七个泉油田储层特征与四性关系研究

利用岩芯、测井、化验等资料,对柴达木盆地七个泉油田储层的岩性、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,建立孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制储层物性的关键因素,储层岩性以砂岩和细砂岩为主,储层物性从下到上具有变好的趋势,含油性取决于物性的好坏。通过对储层岩芯、测井、分析化验与储层物性、电性参数交会,研究制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油田开发提供参考。     

印尼Y油田储层测井综合评价

针对印尼Y油田,以取心资料和测井资料为依托,开展测井综合评价研究。通过四性关系判定,分别建立了孔隙度、渗透率及含油饱和度解释模型,并确定该油田有效储层的油层解释下限标准。给出有效储层的油层解释参数标准为:含油性为油浸以上,孔隙度下限为28%,渗透率下限为35 mD,电阻率下限为100Ω·m。     

大牛地气田盒1段致密砂岩气层识别

大牛地气田盒1段气层属于致密砂岩气层。因其低孔低渗以及气层测井响应不明显,增大了气层识别、评价的难度。根据储层岩性、物性、含气性等特点依托测井资料,建立测井解释参数模型;用曲线重叠法,孔隙度差比值法和无阻流量与多测井参数的交会图得出的有效气层下限值相结合,定性与定量对盒1段有效气层进行识别。该方法提高了对盒1段致密砂岩储层气、水、干层识别的准确率和有效性,为进一步评价致密砂岩气层提供依据。     

准噶尔盆地柴窝堡区块储层油气识别与应用

在研究了以岩心、录井及实验室分析资料的基础上,采用了岩心刻度测井分析技术,建立了岩性判别标准和储层物性及含油气性测井解释模型,结合测试成果资料,制定了油气层判别标准,并对柴窝堡地区储层物性及含油气性进行了评价。     

北16井区砂泥岩地层测井精细解释模型研究

北16井区共有3段目的层,沉积环境各不相同,不同层段的储层孔渗性具有一定的差异.针对该区地层的特点,分别研究了砾岩、砂岩、含砾砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性两两之间的关系,为测井精细解释模型的确定奠定了基础.以取芯井岩芯分析为依据,采用岩芯分析资料刻度测井资料的思路,建立了泥质含量计算模型;分层段建立了孔隙度解释模型;分岩性建立了渗透率模型.根据储层特点建立了含水饱和度计算模型;建立的解释模型具有较高的精度.该方法对提高北16井区油藏储层测井精细解释的准确性具有实际意义.     

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层解释与应用

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层与浅层的长4+5和长6油层有很大的不同,不能沿用老的解释标准。从分析长7-长9油组油藏特征及含油特点入手,研究测井解释模型,建立了孔隙度解释、渗透率解释、含油饱和度等测井解释模型;采用最小孔喉半径法、岩心含油产状法及试油试采法等研究手段,对油层有效厚度物性下限进行研究,确定了油层有效厚度物性下限标准及测井解释标准,以此为基础,进行了老井复查工作,重新解释油层293.6m/81层。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏地质特征

利用岩芯、测井、测试及生产动态资料,对延长组的岩性、矿物成分、物性、含油性及油水关系进行分析,研究其孔隙结构特征、可动流体饱和度与物性参数,总结电性与岩性、物性、含油性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型.研究结果表明,延长组储层砂岩颗粒小,胶结物含量多,孔隙喉道小,微观上孔隙类型多样,结构复杂是造成其低孔低渗的主要原因.通过对储层"四性"关系研究,提出了声电综合指数的新概念,制定了长2,长3,长4 5,长6,长8油层组的"四性"下限参考标准,用以准确地划分油、水层及干层,为正确认识油藏提供了科学依据.     

基于测录井资料的致密油藏流体识别方法研究

苏北盆地中部致密砂岩储层属于典型的非常规致密油气藏。相比常规油藏类型特征,致密砂岩油藏储层物性差、孔隙结构复杂、常规测井曲线识别流体特征不明显。为了解决流体识别难题,本文基于测录井资料对致密油藏的流体识别方法进行综合研究。研究结果表明：录井资料能够提供反映地层真实流体特征的气测、地化及定量荧光等信息,是致密砂岩储层流体识别评价的直接手段;引入对流体敏感的录井参数,优选能反映储层含油性的录井参数,如总烃含量、烃类灌满系数、全烃相对幅度、油性指数及含油浓度等,结合测井资料对流体性质识别,能更为准确地提高解释符合率;通过对苏北盆地QX3井进行实际处理解释,结合测试结论来证明基于测井资料下的能量系数图版法和地化录井识别方法对致密储层流体识别是有效可行的。     

王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位,优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限,能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的"四性"关系进行了研究,认为长6储层发育高自然伽马砂岩,其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型,提高了储层参数计算精度;并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准:孔隙度为10.4%,电性下限声波时差为218μs/m,电阻率为10Ω·m,为王窑南区进一步开发提供了科学依据。     

乐安油田草4块Es4稠油油藏测井解释模型研究

研究区目的层段沙四段(Es4)位处盆地边缘,地层埋藏浅(1 000 m左右),储层疏松,油稠,岩石结构复杂,非均质性强、层间差异明显,测井资料解释难度较大.以取芯井分析化验、试油、试采和生产动态资料为基础,分剐研究含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩、泥质粉砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性之间的关系,分层段建立储层孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型.应用解释模型对研究区51口井进行了二次解释,结果表明,该解释模型具有较高的精度,为地质建模和剩余油挖潜研究提供了可靠的储层参数.     

基于决策树对致密储层流体识别的方法研究——以盐池地区长8储层为例

致密砂岩储层由于受到储层岩性和孔隙结构等多种因素影响，利用传统复杂的流体识别方法对油水层识别困难、识别效率低。基于传统的图版法、重叠法和测井法等识别方法综合测井响应特征，能够充分利用基础地质数据、测井资料以及油水关系识别流体性质。但是，致密砂岩储层性质不稳定且储层非均质性强，加之孔隙结构和油水关系复杂，导致识别效率低、人为主观性强，限制了识别效果。以盐池地区长8致密储层为研究对象，提出了基于决策树对致密储层流体识别的方法。该方法通过研究区测井响应特征以及储层流体特征，结合电阻率、声波时差、中子和密度等测井数据计算出研究区孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数作为决策树的特征值，最后根据决策树原理计算出基尼指数，依据基尼指数越小准确度越高的原则建立决策树模型，对储层流体性质进行预测。结果表明，决策树预测结果准确率达到90%,与试油结果基本一致，验证了该方法对致密储层预测具有效性和可靠性。     

古城稠油常采区水淹层测井解释方法研究

古城稠油油田油层水淹后的岩性、物性及流体性质均发生了变化,确定水淹后储层的各种岩性物性参数、预测水淹储层的流体性质是测井解释的难点。针对此情况,研究该区岩心分析资料、常规测井资料的变化规律,建立了研究区水淹储层的参数计算模型及水淹层判别标准。     

榆林气田山2段低渗砂岩储层测井综合评价

榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔.岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素.同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,"四性"之间的对应关系也发生变化.在精细研究储层"四性"关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价.指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据.     

东濮凹陷二叠系有效储层主控因素及物性下限

东濮凹陷二叠系储层具有明显的低孔低渗特征,地质条件的复杂性制约了储层研究,有效储层主控因素与物性下限有待进一步确定。通过分析沉积相、成岩作用等因素对储层物性的影响,明确了有效储层发育的主控因素。沉积相直接控制了储层原始物性,河道亚相、分流河道微相及水下分流河道微相中的砂体物性较好,单层厚度大,利于储层发育,分流间湾中的砂体物性较差。成岩作用中,压实作用、胶结作用是造成储层致密化的主要作用;两次大规模溶蚀作用形成了大量溶蚀孔隙,是改善储层物性的关键因素。利用储层孔隙度、渗透率等物性资料及试油、压汞等资料,采用试油法、经验统计法及压汞参数法确定了二叠系有效储层孔隙度下限为4.8%,渗透率下限为0.04 mD。     

自然伽马能谱测井在杭锦旗地区的应用

杭锦旗地区二叠系下石盒子组具有岩性复杂、储层物性差及气水识别难的问题,为了解决这些难题,将现有9口井的自然伽马能谱测井曲线应用于储层划分和物性判断、岩性识别以及储层含气性判别中得到了很好的效果,并归纳总结出了自然伽马能谱测井识别气水层的判别标准。自然伽马能谱测井在该地区的成功应用为正确评价杭锦旗地区致密砂岩储层提供了可靠的信息。     

江汉油田油区储层非均质性研究

通过对江汉油田油区储层非均质性的分类、成因及层内非均质性特征等的分析,结合测井数据、经密闭取芯化验等资料,认为江汉油田油区储层总体属于大孔隙细喉道储层;油藏储层属中孔低渗储层类型,储层物性较好,孔隙度中等,渗透率较低,属于较好的储层;含油面积16.48km2,平均有效厚度9.2m。石油地质储量1 068万吨,该储量为一级探明开发储量;油藏类型为岩性、岩性-构造油藏,油层分布受岩性、物性及低幅度构造控制。     

砂砾岩有效储层物性下限及其控制因素研究 ————以埕南断裂带沙三下亚段为例

结合研究区物性资料、测井解释结果及油田试油资料,综合运用分布函数曲线法和石油法,求出埕南断裂带沙河街组沙三下亚段有效储层物性下限和深度的数值,通过软件拟合出两者之间的物理关系,在此基础上探讨了埋深、岩性、沉积相以及成岩作用对研究区有效储层发育的控制作用。结果表明,研究区有效储层物性受埋深、沉积作用以及成岩作用等因素共同控制,有效储层物性下限随埋深增加而降低,优势岩相为细砾岩和砾状砂岩,由于埋深较深压实减孔作用明显,后期溶蚀为主要的增孔机制,其中沉积相为主要控制因素,研究区有效储层主要分布在近岸水下扇、湖底扇及扇三角洲沉积中,扇三角洲沉积为最有利的沉积相。     

盐间泥质白云岩储层成像测井评价方法及应用

为了深化江汉盆地盐间泥质白云岩油藏储层认识,通过引入电成像测井、核磁共振测井等成像测井技术,丰富了盐间泥质白云岩的识别与评价,特别是在孔隙结构研究、含油性评价、储层物性评价、裂缝识别、地应力分析等方面解释精度都大大提高了。通过应用实例,证明成像测井在盐间泥质白云岩储层评价中发挥了非常有效的作用,提高了测井解释精度。     

伊通盆地西北缘深层储层动态评价

在目前常规储层评价以静态评价为主,并未考虑储层演化和成藏条件且不能很好地解释储层的含油气性的情况下,提出利用"储层临界物性"的概念动态评价储层。采用孔隙度剖面回推法、孔隙度演化数学模型和砂岩烃类充注临界物性实验3种方法确定储层临界孔隙度。研究结果表明:伊通盆地西北缘岔路河断陷双二段储层临界孔隙度为11%,砂岩烃类充注临界物性实验也证实伊通盆地西北缘双二段储层石油充注确实存在一个物性下限。储层临界孔隙度可以作为无效储层和有效储层的划分标准,低于储层临界孔隙度的储层为无效储层,有效储层油气充注受物性和充注动力耦合控制。砂岩临界成藏解释图版反映了储层物性与临界注入压力耦合控藏,可定量解释伊通盆地西北缘双二段储层的含油气性。