人工岩样的砂粒配比研究及应用

人工岩样是油气口开采研究中必不可少的用品,长期以来,人们根据经验制作大量的岩样供研究者选出物性参数适应要求的样品进行实验研究,文中以理想球形模型建立了颗粒直径配比人工岩样的渗透率和孔隙度的关系,为制作人工岩样进行砂粒选配提供了理论依据。     

用核磁共振和常规测井资料识别稠油——巴西深海储层研究实例

一般将烃中高沥青烯浓度为20％～60％，在储层条件下粘度高于10000cp的原油定义为稠油。稠油层通常位于常规油层底部，将含油层与水层隔开．且在垂向上形成渗透性屏障，难以甚至无法开采。所以识别稠油有助于正确确定储层数量、有效地预测采收率。将核磁共振测井与常规测井资料结合，采用经验公式，能正确识别稠油的级别、估算粘度。本文提出了这方面的现场实例，并通过水层和油层地层压力测试数据证实了结论。在具有明显油水界面的储层中，压力测试结果表明已开采的油藏存在显著的压力损耗，而在水层则压力没有损耗。在研究的现场实例中，稠油层厚达数十米，估算的粘度值为20000cp，与常规原油的核磁响应(总孔隙度和T2分布)有很大差异。这是因为与中／轻质原油相比．稠油具有低含氢指数和高粘度的缘故。同样因含氢指数的差异，核磁总孔隙度值和密度测井值在稠油层差异很大，而在水层和油层有很好的一致性。在低含氢指数的稠油层中．中子孔隙度也略受影响，另外与常规油层相比，由于高粘度油层可动性差．电阻率测井响应也不同。由于泥浆滤液侵入较浅，在稠油层段不能形成泥饼，储层具有非压实特性，导致在稠油层段井径扩径，而在油层和水层则不然。     

最小流动孔隙喉道半径法确定物性下限在油砂山油田的应用

针对油砂山油田，应用毛管压力资料对储层类型进行分类，做孔喉半径与孔隙度和渗透率相关关系图，得到孔喉半径与孔隙度和渗透率相关关系，通过毛管压力资料求出最小流动孔喉半径，从而求得孔隙度和渗透率的下限值。     

叠前弹性波阻抗反演在JZ25-1 油田变质岩储层预测中的应用

JZ25-1油田发育古潜山变质岩油气藏,裂缝储层是研究区最主要的储集空间,孔隙度是裂缝储层优劣的重要评价标准,有效地预测孔隙度及裂缝发育带是勘探开发该类油气藏的关键。结合前人研究成果,综合分析测井、地震资料,利用叠前弹性波阻抗反演对JZ25-1油田变质岩储层进行预测。通过建立横波波阻抗与裂缝储层孔隙度的关系,确定研究区裂缝储层的识别标准,进而分析其分布特征。研究结果表明,研究区古潜山地层发育风化壳、裂缝破碎带、相对致密带以及上、下2套储层,其中上储层发育于风化壳顶部,下储层发育于裂缝破碎带,下储层的裂缝相对较为发育,为研究区主力裂缝储层。研究区裂缝储层分布特征在平面上表现为沿主要断裂呈北东向块状展布,且主要分布于潜山构造高部位;剖面上表现为储层连续性相对较差,具有不明显的近层状特征。裂缝储层发育带主要集中于研究区中部和南部,南部孔隙度大于6.5%的局部构造高部位以及断裂发育带附近应为下部有利油气勘探区。     

周期注水技术在温西六区块中的研究与应用

针对温西六区块在井网加密滚动调整后出现的主力层单一、并严重水淹、产量大幅度下降等问题，必须寻求一种新的方法来解决上述出现的开采矛盾。在借鉴国内外砂岩油田周期注水经验基础上，有效利用油藏数值模拟技术，从实际出发，对温西六区块实施周期注水的可行性进行了研究，优化了注水周期参数，论证了周期注水时机，提出了周期注水具体实施方案，并经现场检验取得了一定效果。     

苏里格气田致密气下限重新认识

以苏里格气田空气渗透率低于0.3×10-3μm2致密气层为研究目标,该类致密气层按照现有下限标准解释会漏失部分有效层。根据最新发布的《致密砂岩气地质评价方法》行业标准,利用毛细管压力、岩心分析、气-水相渗及测井资料研究了苏里格气田致密气下限。采用孔喉半径下限法确定了其孔隙度下限为3%,空气渗透率下限为0.04×10-3μm2;采用密闭取心刻度法与气-水相渗法确定了含气饱和度下限为26%。该下限的确定为苏里格气田致密气提供了测井解释标准,为致密气的勘探开发提供了技术支撑。     

致密砂岩储层孔隙度渗透率随净上覆压力变化规律研究

为指导致密油藏的勘探与开发,以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密砂岩储层为例,基于应力敏感实验,开展了地层孔隙度、渗透率随净上覆压力变化规律研究。实验结果表明,随着净上覆压力不断增加,地层孔隙度和渗透率都有不同程度减小,但减小幅度不同。一元二次方程能较好地描述孔隙度、渗透率随净上覆压力的变化关系,由此建立的孔隙度、渗透率计算模型能有效弥补室内实验的有限性和局限性,为油田的勘探开发提供依据。     

安棚深层系储层孔隙度计算方法研究

在低孔低渗储层中，声波时差测井对孔隙度响应较差，利用声波测井资料直接计算储层孔隙度误差较大，很难满足精度要求。在对中子孔隙度和密度孔隙度进行环境校正的基础上，根据双矿物体积模型(砂岩、碳酸盐岩)，列出三孔隙度测井响应方程，求出这三组超定方程组的解，从而得到安棚深层系三孔隙度解释模型。用岩心分析孔隙度对该方法进行检验精度较高，能较好解决安棚深层系低孔低渗储层孔隙度计算的问题。     

井底存在液体时气井的工作状态

气井和凝析气井到了生产后期，水和凝析气往往一起从地层进入井身。地层能量足够大时。气体在井简内能维持较高的运动速度，并且天然气可将液体从气举管中带出来、随着给层压力下降，气体的运动速度逐渐减小，液体在井简内下沉并集聚在井底。当井底存在液塞时。对生产井的工作产生不利的影响。这是不仅由于增加了气体沿气举管运动的液流阻力。而且在井下额外产生对地层的反压力并减小压差。后一种情况将导致油井一地层全部系统工个状态发生变化，并使气井工作状态产生波动。在乌克兰的河尔秋赫夫气田，凝析气井的生产特点，就是这种情况的典型例子。     

东营凹陷北带沙四段上亚段近岸水下扇砂砾岩储集物性对比

在东营凹陷北带近岸水下扇砂砾岩有效储层物性下限计算的基础上,以孔隙度差值和渗透率差值为评价参数,分析了盐家—永北地区、胜坨地区、利津地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异。结果表明:胜坨地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩储集物性最好,盐家—永北地区次之,利津地区最差;盐家—永北地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道含砾砂岩储集物性最好,胜坨地区次之,利津地区最差。通过对古地貌、沉积特征、地层压力和成岩作用等有效储层控制因素对比分析发现,沉积古地貌和物源特征控制了东营凹陷北带沙四段上亚段不同地区近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异性。