珠江口盆地低阻油层饱和度评价方法

珠江口盆地的低阻油层具有高泥质含量、低电阻率以及低产能的特点, 其真实含油饱和度的确定存在很大的困难。首先分析了区域低阻油层的地质成因, 指出地层束缚水含量高, 以及由此形成的发达的导电网络是导致油层低阻的主要原因;在此基础上, 利用多种适合于泥质砂岩地层的饱和度模型进行计算, 并根据密闭取心资料, 重点分析了在不同地层条件下, 对岩样含油、水饱和度进行脱气校正、压实校正、体积系数校正以及漏失校正的方法;并结合核磁共振测井, 对测井计算的含水饱和度进行标定。结果显示, 低阻油层的含水饱和度平均在70%以上, 且印度尼西亚公式计算的含水饱和度与岩心校正后的饱和度以及核磁束缚水饱和度吻合均很好, 因此印度尼西亚公式是最适合本区域低阻油层的饱和度评价模型。     

珠江口盆地文昌X-2油田新近系珠江组低阻油层成因机理

珠江口盆地文昌X-2油田珠江组发育一套低阻油层,该套油层电阻率与水层电阻率非常接近,给储层流体识别和含水饱和度计算带来较大困难,目前其低电阻率成因机理尚不够明确。基于铸体薄片、CT扫描、X衍射等实验分析资料,结合地质、测井资料和导电数值模拟技术,从宏观与微观角度对低阻油层的成因机理进行了详细分析。研究结果表明:若条带状分布的泥质含量高于20%,泥质在岩石中连续性较好,可提供较好的导电网络,因此油层电阻率仍然低于1.6 Ω·m,与水层差距不明显。低幅度构造和浅海沉积环境是低阻油层形成的主要宏观成因,复杂孔隙结构、细岩石粒度、高束缚水饱和度、高含量且条带状分布泥质是低阻油层形成的主要微观成因。     

川中地区上三叠统须家河组低阻成因

川中地区上三叠统须家河组气层普遍存在低阻特征,测井解释结论与试油结果矛盾的问题比较突出.为此,从造成低阻内因和外因的分析入手,利用黏土矿物分析、常规岩心分析、气水两相渗流实验结果等资料,对该区气层低阻成因的研究结果表明,造成该区气层低电阻率的因素有:①构造幅度低,气水纵向分异性差;②储层的孔隙度和渗透率都很低,孔隙结构复杂,造成高的束缚水饱和度;③地层水矿化度较高,通常大于150 g/L.另外气水两相渗流实验表明,当该区的含水饱和度低于60%时,水相对渗透率很低,造成该区高的不动水,同时也很好地解释了该区普遍存在的高含水储层为何产纯气的问题.     

基于成因机理的低阻油层精细评价方法

低阻油层已成为各油田现阶段增储上产的主力储层之一。通过对葡敖油田葡萄花低阻油层的研究发现,构造和沉积特征在宏观上综合控制着该区低阻油层的形成和分布。对构造而言,低阻油层主要发育在低幅度构造的鼻状构造两侧的西部斜坡带、平缓斜坡带;对沉积而言,低阻油层主要发育于弱水动力条件下形成的三角洲前缘的席状砂及滨浅湖的滩砂和坝砂中。在宏观地质因素控制下,低阻油层的微观特征表现为高地层水矿化度、高束缚水饱和度和强黏土矿物附加导电。基于岩心和测井数据,针对低阻油层的实际特征,利用储层品质因子代替传统经验公式中的孔隙度建立束缚水饱和度模型,根据阳离子交换能力和黏土矿物含量的特征,构造该区低阻敏感参数,建立低阻油层评价的高精度数学模型;并依据分析化验数据综合确定各特征参数在低阻油层的下限值,实现从定性识别向定量评价的过渡。利用低阻油层的定量评价模型精细解释研究区17口关键井,能准确识别26个低阻油层中的25个,获得了96.15%的准确率。     

志丹油田义正区长6~1低阻油层形成机理及识别方法研究

志丹油田义正区主力开采层位为三叠系延长组长6~1油层,属低阻油层,常规方法很难明显区分油水层。从沉积特征、岩性、物性、电性、含油性、试油等方面入手,对长6~1低阻油层特征与形成机理进行了研究,并提出实用性的识别方法。研究区长6~1低电阻率油层的形成主要受高地层水矿化度、复杂的孔隙结构、高束缚水饱和度等因素影响,可采用交会图法、实测自然电位与计算自然电位曲线重叠法,结合录井、试油等资料有效识别低阻油层。应用新方法对多口井二次识别,新增储量1 008×10~4t,为该区长期稳产奠定了基础。     

一种砂砾岩介质岩心表征的新方法

针对纵向非均质性严重的砂砾岩油藏,基于典型的分层砂砾岩图像,在不同层位选取代表性的岩心薄片分别构建相应的三维数字岩心,采用合并法构建砂砾岩数字岩心,并提取相应的孔隙网络模型,采用常规法构建相应的砂砾岩孔隙网络模型,对常规法和合并法得到的孔隙网络模型结构特征和渗透率特征进行对比分析。分析结果表明,合并法构建的砂砾岩孔隙网络模型能够描述其孔隙结构特征,且能有效地描述出砂岩介质在横向和纵向渗透率的差异特征,可为砂砾岩油藏岩心的精确表征及渗流机制的分析提供一套有效地研究思路。     

文昌13-1/2油田珠江一段细粒储层沉积相及低阻油层性质

文昌13-1/2油田位于珠江口盆地琼海低凸起倾斜端,在珠江组一段中上部发育粉砂-泥质粉砂细粒海相沉积储层。近来发现该层段含油丰富,主力低阻油层地质储量可观。通过对岩心、测井、地震等资料的综合分析表明,该区的沉积环境主要为浅海陆棚,低阻油层主要发育于下临滨及滨外砂坝沉积微相,局部发育风暴砂。该类低阻油层泥质含量高,电阻率绝对值相对低,与常规油层相比具有高孔低渗的物性特征。通过成因机理探讨,确定了高束缚水饱和度和附加导电能力较强的黏土矿物(伊蒙混层、伊利石)是该区低阻油层发育和分布的主控因素。这类海相低阻油层在我国油气勘探史上尚属首次出现,深入探讨该区细粒储层沉积特征及低阻油层特征对今后及时发现和高效开发此类油田具有重要意义。     

准噶尔盆地玛湖1井区下乌尔禾组油层识别标准研究

玛湖1井区下乌尔禾组整体勘探程度不高,储层评价中缺少准确油层识别标准,需建立正确区分识别储层流体性质的油层识别标准。通过全区岩电参数和地层水电阻率平面分布规律分析,保证单井含水饱和度计算精度;基于玛湖1井区下乌尔禾组储层四性关系分析,明确下乌尔禾组电性-含油性和物性关系;结合深电阻率、测井计算含水饱和度、测试资料及岩心含油性资料,建立玛湖1井区下乌尔禾组油层识别标准;定义含油孔隙度参数,将油层划分为Ⅰ类油层、Ⅱ类油层和Ⅲ类油层3个等级。该油层识别及油层等级标准能快速有效确定玛湖1井区下乌尔禾组储层流体性质,为该区储量计算和产能评价提供支撑。     

陕北志丹油田樊川区长61低阻油层成因分析与识别方法

陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长6¹的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长6¹储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。     

三水导电模型及其在低阻储层解释中的应用

三水导电模型系基于岩石的导电路径是由自由流体水、微孔隙水和粘土束缚水并联而成的理论。利用其对塔北地区的部分低阻储层进行了解释。与传统的导电模型相比 ,新的三水导电模型极大地改善了测井识别低阻油气层的能力 ,提高了含水饱和度的计算精度。该模型不但适合于通常的砂泥岩地层电阻率解释并且能很好地描述低阻储层的电性特征     

泥质砂岩复电阻率的频散特性实验

不同孔隙流体特性的岩石复电阻率频散实验,是复电阻率测井资料评价水淹层和低阻油层的岩石物理基础。通过水驱水、水驱油、油驱水的岩石复电阻率频散特性的实验研究,发现泥质砂岩的复电阻率频散特性受含油饱和度的影响较大,受地层水矿化度的影响较小,尤其是异相电阻率,受地层水矿化度的影响更小;与含水泥质砂岩相比,含油泥质砂岩的相角相对较大,且随着含油饱和度的增加而增大;含水岩石和含油岩行在频散特性上存在着较大差异。实验研究结果表明,利用基于岩石频散特性发展起来的复电阻率测井技术,可以有效地识别油水层。     

蚀变火成岩储层导电机理及饱和度方程

火成岩储层非均质性极强,而且或多或少会蚀变产生黏土矿物,导致准确计算火成岩储层含水饱和度较困难。为此,首先建立包含蚀变产生黏土的混合骨架体积模型,然后分析了火成岩的导电机理,认为孔隙结构和黏土的附加导电是影响其导电的主要因素。根据火成岩储层孔隙由基质孔隙、裂缝和非连通孔洞组成的特点,建立包含基质、裂缝和非连通孔洞的三重孔隙模型,得到计算孔隙度指数的公式,最后建立评价火成岩储层的包含黏土影响的饱和度方程。计算孔隙度与岩心分析孔隙度对比,平均绝对误差为0.81%,平均相对误差为19.78%;计算的含水饱和度与密闭取心分析的含水饱和度对比,平均绝对误差为13.49%,平均相对误差为31.00%。     

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油层流体分布及对渗流特征的影响

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。     

联合核磁共振测井与Thomeer模型评价碳酸盐岩储层饱和度

碳酸盐岩储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂,传统的饱和度评价模型无法表征岩石的微观结构,给饱和度评价工作带来了极大的困难。针对该问题,本文以毛管压力曲线资料与核磁共振测井资料为基础,提出了结合核磁共振测井的Thomeer饱和度模型。分析压汞资料的孔隙系统结构信息,利用Thomeer函数拟合得到多孔隙类型的毛管压力曲线分布,将复杂的孔隙结构表征为多条Thomeer曲线的共同作用。核磁共振测井是唯一能够连续定量表征储层孔隙结构特征的测井方法,利用核磁共振横向弛豫时间谱参数T2算术平均值(T2LM)与核磁孔隙度(MPHS),结合R35岩石物理分类计算Thomeer参数B_v、P_d、G和最大孔喉直径模态元素Porositon,构建复杂孔隙结构碳酸盐岩的饱和度评价模型,该模型解决了实验手段无法开展连续地层孔隙结构评价研究的问题。将该模型应用到中东X油田复杂孔隙结构碳酸盐岩储层进行饱和度评价,与J函数模型、阿尔奇公式进行对比。结果表明该联合模型方法相比于J函数模型与阿尔奇公式,相对误差分别从0.496、0.442降低到0.272,且能较好地表征变化趋势,无论是...     

基于CT扫描的三维数字岩心孔隙结构表征方法及应用——以莫北油田116井区三工河组为例

为真实、精确、直观地表征储集层岩石的孔隙结构特征,对不同岩性的岩心样品进行CT扫描成像并构建三维数字岩心,应用最大球算法提取数字岩心的孔隙网络模型,最终实现岩心孔隙结构特征的三维显示和定量表征。该方法在莫北油田116井区三工河组储层应用取得良好效果,研究表明:该区储层孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和少量晶间孔为主,平均孔隙半径33.11μm,平均喉道半径1.47μm,喉道细小是造成研究区储层渗透率低的主要原因;与核磁共振Coates模型渗透率计算结果相比,数字岩心技术对于渗透率的计算更加精确;数字岩心孔隙结构表征结果与常规压汞资料对比,一致性较好,该技术还可定量识别孔隙和喉道,并具有形象直观、样品无损等特点,对于岩石孔隙结构的表征具有更大的优势。     

松辽盆地三肇地区扶、杨油层储集层孔隙结构及评价

根据岩心、岩石图像、毛细管压力曲线分析和核磁共振测量T2弛豫时间曲线等方法,对三肇地区白垩系泉头组扶、杨油层低渗透储集层的孔隙结构进行评价及综合研究,讨论3个问题：(1)储层中孔隙度和渗透率的关系;(2)孔隙结构的微观特征及其对渗透率的影响;(3)储层的渗滤能力、可动流体饱和度及储层评价。结果表明：低渗透砂层中储层物性的好坏以及流体在储层中的可流动程度取决于孔隙数量多少、孔喉大小、几何形态、分布和连通程度。     

吉林油田红岗北地区低阻油层评价技术

吉林油田红岗北地区部分井区油层电阻率相对较低,对测井油、水层解释造成了困难。利用岩心、测井及试油资料,分析形成低阻油层的主要因素是束缚水含量高,另外地层水矿化度高、淡水泥浆侵入、富含导电矿物等也是造成低阻的原因。因此,利用核磁测井资料建立了束缚水饱和度模型,形成了低阻油层的解释方法及标准,在实际应用中见到了较好的效果。     

古龙南地区低阻油层胶结指数和饱和度指数影响因素实验

采用变胶结指数m和饱和度指数n的阿尔奇公式仍是目前定量评价低阻油层饱和度的主要方法之一。然而,由于不同地区低阻油层的成因不同,从而使得低阻油层m和n的影响因素随地区不同而发生变化。因此,针对不同地区低阻油层,有必要研究其阿尔奇公式m和n的影响因素及变化规律。依据古龙南地区葡萄花低电阻率油层划分标准以及考虑岩性、物性、电性变化,选取了低阻油层岩样,设计了岩样岩石物理实验。基于岩石物理实验数据,绘制m和n与物性参数、孔隙结构参数、黏土附加导电能力参数的交会图。经分析可知：低阻油层的m和n值小于常规油层的m和n值,并随孔渗综合指数、中值半径、平均半径、半径均值的增大而增大。低阻油层的m值随泥质体积分数、阳离子交换容量、微孔隙体积与可动流体体积之比的增大而减小,随核磁共振测量的T₂几何平均值的增加而增大;n值随孔隙度、孔隙度和泥质体积分数比值的增加而增大。低阻油层的m值与T₂几何平均值、微孔隙体积与可动流体体积之比关系较好,n值与孔渗综合指数、平均半径、最大半径、半径均值的相关性非常好。研究表明,低阻油层的m值受孔隙结构和泥的影响较大,而n受孔隙结构影响较大。可用T₂几何平均值或微孔隙体积与可动流体体积之比确定低阻油层的m值,可用孔渗综合指数、平均半径、最大半径、半径均值确定低阻油层的n值。     

尼日尔Termit盆地低阻油层成因机理及综合识别技术

尼日尔Termit盆地地层水矿化度低(矿化度为200×10-6~1 500×10-6),油气水系统和流体类型非常复杂,不仅发育多套油气水系统,而且正常油气层、低阻油层均存在。实践证明,应用单一的资料和相同的方法很难评价如此复杂的流体类型,尤其是低阻油层的识别。通过已钻井证实,该盆地古近系Sokor1组和白垩系Yogou组普遍存在低阻油层,其电阻率特征主要表现为两类,一是同一沉积时期内油层电阻率与相邻水层电阻率相近,二是油层的电阻率与邻近泥岩的电阻率相近。根据薄片、扫描电镜、黏土X 衍射、压汞等资料,考虑岩石粒度、孔隙结构、黏土矿物含量及类型、油层厚度、导电矿物等,分析研究了该盆地低阻油层成因的微观机理和宏观影响因素。研究结果表明,岩石颗粒细、黏土含量高及微孔隙发育导致束缚水含量高是目标盆地低阻油层形成的主要微观机理。宏观影响因素主要是油层薄和咸水泥浆侵入。根据低阻油层成因及其测、录井资料的响应特征分析研究认为,综合利用电阻率和自然伽马、电阻率和自然电位相对值交会图,将录井油气显示定量化得到的录井油气显示级别的综合指数GEOFI与气测总烃TG交会图,RFT压力资料计算的流体密度可以有效识别该盆地低阻油层。研究还揭示了低阻油层在Termit盆地平面和纵向上的分布规律,平面上分布在Dinga地堑、Fana低凸起和Yogou斜坡的各油田中,纵向上主要集中在第三系Sokor1组的E1、E2小层河流相沉积及白垩系三角洲和湖相沉积的砂泥岩互层中。     

基于等效岩石组分理论的低渗透储层渗透率模型研究

为了更精确地预测低渗透储层的渗透率,首先从岩石导电的物理机理角度考虑,把岩石孔隙等效为串联和并联2种组分,即等效岩石组分理论,然后根据流体渗流和电流传输的相似性,引入了有效流动孔隙度概念,提出了利用地层因素、束缚水饱和度和孔隙度计算储层渗透率的新方法。对我国西部某油田低渗透储层岩心进行了岩石物理实验分析及三维数字岩心重建,并利用新方法计算了低渗透储层岩心的渗透率。结果表明:计算渗透率与实验室岩心测量渗透率符合性很好,精度优于核磁共振Coates模型,这对利用测井资料更精确地预测低渗透储层渗透率具有重要的意义。