灰色层次分析法在储层流动单元划分中的应用——以丘陵油田三间房组储层为例

定量与定性相结合的方法是储层流动单元研究的发展趋势。采用灰色层次分析法（GAHP）,选取孔隙度、渗透率、含油饱和度、饱和度中值压力、退汞效率和泥质含量等6个参数,对丘陵油田进行了流动单元的划分。研究表明,本区储层可以划分为E、G、M、P 4类流动单元：E类流动单元主要分布在水下分流河道中心部位,渗流能力最强,开发程度较高,但是易发生水淹;G类流动单元主要分布在水下分流河道,渗流能力较强,水淹程度较低,还存有一定的剩余油,是丘陵油田目前主要的生产动用层系;M类流动单元主要分布在水下分流河道和河道的边部,物性较差,目前动用程度较低,剩余油富集;P类流动单元主要分布在水下分流间湾部位,岩性致密,注入水很难波及到,目前几乎不具备开发价值。     

升平油田升132井区储层流动单元研究

升平油田具有典型的陆相多油层储层特征,其开发目的层为葡萄花油层的葡一组,地层平均厚度约50 m,分为11个含油小层.储油层具有砂体薄、连通性差、开发效果较差等特点,可能存在有剩余油.为进一步确定剩余油的分布规律,提高原油采收率,开展了储层流动单元的研究工作.岩性、测井等资料的综合分析确定,本区主要发育有三角洲前缘亚相的水下分流河道、主体席状砂、非主体席状砂和河道间4种沉积微相.在此基础上应用聚类分析方法建立了本区的储层流动单元划分标准,并在本区划分出A、B、C、D、E 5类储层流动单元,其中A类是最好的储层流动单元,B类是次好的储层流动单元,E类是无效储层.沉积微相和流动单元空间分布的对比说明,前者好于后者,且有利于发现剩余油.     

不同流动单元储层特征及其对注水开发效果的影响——以丘陵油田三间房组储层为例

针对丘陵油田三间房组油藏的特点,选取能反映储层物性、沉积特征及流体性质的主要参数(如孔隙度、渗透率、砂体厚度和含油饱和度)对流动单元进行了划分。以研究区7口取心井分析化验资料为基础,分析了不同流动单元的储层特征,同时结合油田生产动态资料对流动单元划分的合理性进行了验证。研究结果表明:①研究区流动单元可以分为E、G、M、P 4类,不同流动单元所处相带位置不同,物性和含油性依次变差;②不同流动单元的岩性、黏土含量、填隙物的相对含量、孔隙类型及连通情况等储层特征不同;③不同流动单元的生产动态特征存在明显差异,M类流动单元目前动用程度较低,剩余油富集。因此,要加强M类流动单元的改造措施,从而改善油田整体的注水开发效果。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组储层流动单元研究

在高分辨率层序分析的基础上,利用孔隙度、含油饱和度、流动系数3个参数,将流动单元划分为E、G、P 3类,采用序贯高斯模拟方法建立了流动单元的三维模型;分析了流动单元的垂向叠置样式与侧向分割特征,探讨了流动单元的成因类型与主控因素。认为:1G类流动单元为骨架流动单元,其平面分布受沉积微相控制,E、G类流动单元沿水下分流河道中心分布,P类流动单元分布在水下分流河道的边缘;2隔层为水下分流间湾微相泥岩,界面类型为沉积界面;岩性夹层为砂体内部发育泥质条带或泥砾,物性夹层是由成岩作用形成的非渗透岩层;3中期旋回中上部的SSC1~SSC2短期旋回主要发育单一型流动单元,流动单元在侧向上直接与非渗流层(隔层)接触,流动单元与隔挡层之间存在明显的界面;4中期旋回中下部的SSC3~SSC5短期旋回主要发育复合型流动单元,流动单元之间在侧向上没有明显的分隔界面,只是侧向相邻流动单元的渗流条件不同。     

鄂尔多斯盆地镇泾油田镇泾5井区长821小层复合砂体的构成特征及优质储层分布

采用沉积过程分析、构成分析的研究思路,以镇烃油田镇泾5井区岩心、测井和分析化验资料为依据,通过对单井岩心旋转扫描照片的过程沉积学和沉积构成分析,区分了不同岩石相和4、5级界面,划分出水下分流河道(SDC单元)和河口砂坝(MB单元)2类构成单元.并结合测井曲线分析,建立了4、5级界面和构成单元的测井响应模式.在此基础上,通过顺沉积走向的4条构成单元剖面分析,总结了该复合砂体内部构成单元的构成模式及变化规律.以分析化验资料为依据,总结了复合砂体的储层岩性、物性及孔喉结构特征,划分了储层类型,建立了优质储层的基本识别标准.进一步,总结了优质储层在水下分流河道和河口砂坝单元内部的分布模式.     

黄骅坳陷王官屯油田官104断块古近系孔店组辫状河储层流动单元

以黄骅坳陷王官屯油田官104断块为例，探讨辫状河储层流动单元的研究方法。储层流动单元研究包括两个层次，其一为渗流屏障和连通体分析，其二为渗流差异分析。研究区主要微相类型有心滩、辫状河道与河道间。渗流屏障主要为泥岩屏障和成岩胶结屏障。通过渗流差异分析将官104断块枣Ⅲ、枣Ⅱ油组辫状河储层划分为四类流动单元。其中，Ⅰ类流动单元以中高孔、中高渗为主要特征，主要分布于心滩与辫状河道主体部位；Ⅱ类流动单元属中孔、中低渗储层，主要分布于辫状河道；Ⅲ类流动单元以中低孔、低渗透率为主要特征，分布于河道侧缘及河漫滩溢微相；Ⅳ类储层流动单元主要为渗透性极差的非储集层。通过综合分析，建立了工区储层流动单元的分布模型。这一研究对于优化油田开发调整方案具有重要的指导意义。     

秦家屯油田松南142 区块储层流动单元研究

秦家屯油田松南142 区块经多年开采已经进入高含水阶段,为分析注采关系、预测剩余油分布和提高原油采收率,在本区开展了储层流动单元研究。结合岩心、录井、测井资料,确定本区主要发育扇三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂4 种沉积微相,农Ⅷ ～农V 整体表现为一套扇三角洲前缘的进积式沉积。运用多参数模糊聚类分析将本区储层划分为由好至差的A、B、 C、D、E5 类储层流动单元,并依此确定了研究区储层流动单元类型的回判标准。在储层流动单元展布特征研究的基础上,对区内油、水井之间的注采关系进行了分析,并对剩余油分布的有利区带进行了预测。利用研究区生产动态资料对该研究成果进行检验,证明分析结果与油田实际生产状况吻合。     

鄂尔多斯盆地下二叠统山西组2段低渗天然气 储层流动单元平面分布研究

储层非均质性是储层和油藏研究的核心内容。鄂尔多斯盆地下二叠统山西组2段低渗天然气储层非均质性严重,而储层流动单元分布是非均质性最直观体现。统计整理子洲气田一百多口井孔渗饱物性和储层数据,计算出流动带指数和储能系数,并据此给出主要目的层山-2-3(山西组2段第3砂组)流动单元平面分布,显示出流动单元顺河道方向呈带状,垂直于河道方向分块的特征,研究其机理表明,河道砂体的不同及河道中心与河道边缘砂体物性差异形成的平面非均质性,是流动单元分带的主要原因,主流动单元带位于主河道轴心和心滩,由1类和2类流动单元构成,物性好,以线性渗流为主,产量高;副流动单元带位于河道周围天然堤、决口扇和废弃河道沉积,物性差,呈现以启动压力梯度为特征的非线性渗流特征,产量低,而不同期三角洲幕式前积河道和局部辫状河道心滩发育造成层间非均质性,是纵向储层分块主控因素。并进一步用动态资料初步验证了流动单元划分的正确性。该研究成果为低渗致密气田区域储层非均质性量化研究给出了一个思路。     

松辽盆地北部三肇凹陷升554断块特低渗油气储层流动单元研究

油气储层流动单元在高、中、低渗储层表征中已经得到普遍应用,但在特低渗储层研究中仍然很少涉及。以松辽盆地北部三肇凹陷升554断块下白垩统泉头组四段扶余油层特低渗储层为例,划分出E、G、P三种流动单元类型,从E类至P类流动单元,渗流能力逐渐减小。流动单元物性特征、空间分布特征均表明流动单元储层非均质性较强。分析了沉积相及开启型正断层对流动单元发育的控制作用。研究发现,在特低渗储层尺度内,流动单元自身的渗流能力对油藏开发的作用已经很小,而不同流动单元之间的渗流能力差异引起油藏开发效果的不同也已不明显,开发效果主要取决于砂体射开厚度、注水效果等开发因素以及断层渗流通道、泥岩渗流屏障、砂体厚度等地质因素。这与以往储层流动单元研究中普遍认为的"流动单元渗流能力越强,油藏注水开发效果越好"的观点是截然不同的。通过本文以期为特低渗油气储层流动单元研究提供一定借鉴,为特低渗油藏开发提供一定参考依据。     

江苏码头庄油田储层流动单元与水淹状况分析

提出了储层流动单元"两步"法的研究新思路,并以江苏码头庄油田为例进行了尝试性的研究工作。在储层流动单元划分时,首先根据稳定的泥岩和含泥粉砂岩隔夹层的分布划分连通单元,然后对影响流体流动的储层特征参数进行聚类分析,并划分流动单元。通过对码头庄油田砂岩含油层系隔夹层的研究,可将储层划分为3个砂组和12个连通单元。码头庄油田有8个储层参数与日产油和吸水强度的关系密切,因而用这8个参数进行聚类分析划分出4类流动单元:E型、G型、F型、P型,它们的储层质量依次变差。把这8个储层参数经线性组合成一个综合参数———FU来作为综合判别流动单元类型的指标。码头庄油田油层内部流动单元的分布形式复杂,各种类型流动单元相间分布,流动单元的形状多呈条带状,沿北西—南东向延伸。流动单元的分布与沉积微相的分布和基准面旋回有关。流动单元的储层质量越好,其水淹状况越严重;流动单元的储层质量越差,其水淹状况越弱。平面上,流动单元的分布控制了边水和注入水的流动方向及水淹的分带性。     

涪陵气田焦石坝区块页岩气储层储集空间特征及其定量评价

四川盆地涪陵气田焦石坝区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段海相页岩气储层是由孔隙和裂隙组成的双孔隙岩层。为确定储层的含气量和产出能力,应用页岩气测井评价技术对储层的孔隙度和渗透率进行了定性认识,并提出了定量评价方法。认为用"经验统计法"可以有效计算出页岩气储层的孔隙度,但由目前的测井评价技术所得到的渗透率仅能反映储层渗透率的变化趋势。     

利用灰关联聚类法划分并预测流动单元

流动单元是在侧向和垂向上连续的具有相同的影响流体流动特征参数的储层单元。流动单元的确定可以为储层非均质性研究提供更准确的分层。作者利用岩心和测井资料, 选用了可以反映宏观与微观、沉积和成岩特征的８ 个参数： 岩性、岩石相、泥质含量、胶结指数、粒度中值、渗透率、孔隙度和参数流动层指示器ＦＺＩ, 采用灰关联聚类法在大港油田官８０ 断块预测了未取心井的流动单元类型     

鄂西地区牛蹄塘组和陡山沱组优质页岩测井识别

以鄂西地区为例,利用钻井、测井及测试资料,开展牛蹄塘组和陡山沱组页岩岩相类型与地质属性（总有机碳含量、孔隙度、横向渗透率、脆性及孔隙类型）关系的研究.研究结果表明:鄂西地区共发育11类岩相页岩,不同岩相页岩间存在明显的地质属性差异.结合有机质页岩特征,识别出3种优质页岩类型:硅质页岩、富泥硅质页岩和混合质页岩.优质页岩含气量明显高于非优质页岩含气量,这证实了准确的优质页岩识别结果.通过对页岩测井影响因素的分析,总结出优质页岩具有高自然伽马、高电阻率、高声波时差、高铀、低密度、低钍、低钾（四高三低）的测井响应特征,从而提出适用于在鄂西高热演化区寻找具有低热演化程度,较强生烃潜力及易开发的页岩储层测井识别方法.      

湘中涟源凹陷石炭系测水组页岩气成藏特征及勘探潜力

目前对海陆过渡相页岩的储层及其成藏特征研究较少.湘中地区涟源凹陷下石炭统测水组海陆过渡相页岩是重要的页岩气勘探层位,基于二维地震资料、钻井岩心资料和测录井资料,选取2015H-D6井进行了井区构造与测水组岩性描述,页岩储层地化、物性及含气量等测试分析,以及单井埋藏史和热史模拟.研究表明:涟源凹陷海陆过渡相测水组泥页岩沉积于滨岸泻湖或沼泽环境,有效厚度为71.8 m,埋深大于2 500 m;泥页岩有机碳含量平均为1.68%,干酪根类型以Ⅱ型为主,具备良好的生气基础和吸附载体;成熟度分布在2.30%~3.32%,平均为2.96%,处于过成熟阶段;储层脆性矿物含量超过60%,粘土矿物含量小于30%,储层整体表现为低孔低渗特性,孔隙以微孔隙为主,具较好的页岩气储层条件.利用测井解释、等温吸附以及现场解析等方法,揭示出测水组泥页岩具有较好的含气量,结合模拟结果提出了构造保存并持续沉降是涟源凹陷海陆过渡相测水组页岩气藏形成的关键因素.      

The dynamics of shale compaction and evolution of pore-fluid pressures

A mathematical model of sedimentation and compaction of fine-grained rocks such as shale has been constructed. Water is considered to flow upward or downward out of a compacting rock according to Darcy's law until the pore-water pressure within the rock is normal for the depth in question. The porosity decreases during compaction until a minimum porosity, determined by the difference between total vertical stress (overburden pressure) and pore-water pressure, is obtained. The model takes into account the dependence of permeability on porosity for a given rock type, and the dependence of water viscosity on salinity, temperature, and pressure. The derived equations have been computer programmed to obtain the time dependence of porosity, pressure, water velocity, permeability, and other factors within a compacting shale during (a) shale sedimentation, (b) a time lapse following shale deposition, (c) the deposition of normally pressured sediments over the shale, and (d) a second time lapse following deposition of the normally pressured unit. Solutions to these problems are given for the situation when the unit underlying the shale is normally pressured, and for the situation when the underlying unit is impermeable. The calculations show that a portion of a thick shale adjacent to a normally pressured unit may have a considerably reduced porosity and permeability, and act as a seal for the remainder of the shale. High fluid pressures may persist for many millions of years in thick shales with low permeability. The computations can be extended to cover more complicated cases of interbedded shales, sands, and other lithologies.     

低渗油气储层物理参数解释模型——以宝浪油田煤系粗粒低渗储层为例

为了建立宝浪油田粗粒低渗储层的精确渗透率解释模型,从储层物性的影响因素分析入手,确定影响此类储层物性的关键属性参数.从表征岩石结构参数的流动带指数的角度建立了孔隙度和渗透率的关系模型,逐步建立以测井数据为基础的流动单元的判别函数.在流动单元判别的基础上,根据孔隙度和渗透率的关系模型进行了从测井数据到渗透率参数的计算.宝浪油田三工河组储层Ⅲ油组划分出5类流动单元类型,在流动单元控制下解释的储层渗透率值,经实际应用能够满足储层精细描述的要求.     

基于流动单元的砂砾岩储层渗透率测井精细评价

随着南海西部海域的勘探与开发,越来越多的砂砾岩油气藏被发现。但由于研究区域砂砾岩储层孔隙结构复杂,因此,孔隙度基本相同的储层之间渗透率差别很大,并且低渗砂砾岩储层的油水层测井响应特征不明显。针对于此,本文深入分析砂砾岩储层的孔隙结构特征及其对储集层电性的影响,总结不同沉积环境条件下渗透率的分布特征及影响因素。从宏观上看:受近物源的控制,快速堆积的碎屑杂基充填孔隙,储层渗透率表现为低渗特征;由于溶蚀作用改善了孔隙,远物源孔隙连通性较好,渗透率表现为中高渗特征;而压实作用较为强烈的储层则表现为特低渗特征。从微观上看,岩石平均孔喉半径是渗透率的重要内在控制因素。依据不同的沉积环境及孔隙结构特征,采用流动单元分析法,将砂砾岩储层细分为三大类,从而建立了三大类砂砾岩储层渗透率测井解释模型;并采用最能表征储层储集性能的补偿密度、补偿中子、泥质体积分数、地层流动带指数进行模糊聚类分析,得到Fisher线性判别模型。结果显示,流动单元法所建渗透率模型最终预测渗透率相对误差基本保持在50%以内,比传统孔渗模型方法精度更高,在研究区域更具有适用性和准确性。     

低孔低渗储层渗透率测井解释模型研究

采用岩心分析数据与测井曲线相结合的方法,引入泥质含量参数配合声波时差进行多元线性回归分析。建立鄂尔多斯盆地研究区低孔低渗储层渗透率测井解释模型。根据泥质含量特征二次分类后进行多元线性回归,建立两个渗透率测井解释模型相关性良好,对应于研究区两种不同的沉积微相特征;测井解释渗透率与岩心实测渗透率匹配良好,解释模型满足研究区精度要求。在沉积微相背景约束条件下,对研究区储层选择合理参数多元线性回归建立渗透率测井解释模型,可以使低孔低渗储层渗透率解释达到良好应用效果。     

The influence factors of gas-bearing and geological characteristics of Niutitang Formation shale in the southern margin of Xuefeng Mountain ancient uplift: A case of Well Huangdi 1

In order to evaluate the geological characteristics and gas-bearing factors of Niutitang Formation within the Lower Cambrian of northern Guizhou, the Huangping area located at the southern edge of the ancient uplift belt of Xuefeng Mountain was selected as the target area, and Well Huangdi 1 was drilled for the geological survey of shale gas. Through geological background analysis and well logging and laboratory analysis such as organic geochemical test, gas content analysis, isothermal adsorption, and specific surface area experiments on Well Huangdi 1, the results show that the Niutitang Formation is a deep-water shelf, trough-like folds and thrust fault. The thickness of black shale is 119.95 m, of which carbonaceous shale is 89.6 m. The average value of organic carbon content is 3.55%, kerogen vitrinite reflectance value is 2.37% and kerogen type is sapropel-type. The brittle mineral content is 51% (quartz 38%), clay mineral content is 38.3%. The value of porosity and permeability are 0.5% and 0.0014 mD, which the reservoir of the Niutitang Formation belongs to low permeability with characteristics of ultra-low porosity. The gas content is 0.09 −1.31 m³/t with a high-value area and a second high-value area. By comparing with the geological parameters of adjacent wells in the adjacent area, the accumulation model of “sediment control zone, R_o control zone, structure controlling reservoir” in the study area is proposed. Therefore, deep-water shelf-slope facies, R_o is between high maturity-early stage of overmaturity and well-preserved zones in the Niutitang Formation in this area are favorable direction for the next step of shale gas exploration.     

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层渗流特征研究

页岩气是一种潜在资源量巨大的非常规天然气资源,页岩气藏具有多尺度的孔渗结构及多种渗流形态,研究页岩气藏储渗特征能够为页岩气的勘探开发提供理论支撑。该研究选取了柴达木盆地东部石炭系克鲁克组与怀头他拉组的页岩钻井岩心共5个样品,应用氩离子抛光扫描电镜实验与孔径分布测试(包括压汞法、氮气吸附法、二氧化碳吸附法)对页岩的孔隙结构特征进行定性定量测试。基于页岩气质量流量渗流模型,给出页岩表观渗透率与平均压力的关系。通过甲烷渗流模拟实验测定页岩的表观渗透率。从表观渗透率随平均压力的变化特征出发,分析页岩储层中的气体渗流规律。研究结果表明：页岩气的渗流形态包括滑脱流、扩散流及达西流。在低压情况下,渗透率低的页岩中以扩散流为主,其次为滑脱流。随渗透率的增大,渗流主要形式转变为滑脱流。当压力大于2 MPa时渗流形态以达西流为主,滑脱与扩散行为不明显。研究区内页岩微孔与中孔发育较多,达西渗透率与大孔的孔隙体积相关性较大,扩散流对表观渗透率的贡献与50 nm以下的孔隙孔体积比例有一定的相关性。低压下扩散流对表观渗透率的贡献较大,扩散流是一种非常重要的页岩气运移形式。