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.     

碳酸盐岩储层渗透率预测

碳酸盐岩渗透率受岩石结构控制,而岩石结构是沉积和成岩共同作用的结果,碳酸盐岩储层渗透率的定量计算和预测是高效开发碳酸盐岩气田的重要依据.同传统指数模型、Winland-Pittman模型、Garman-Kozeny模型、Bryant-Finney模型相比,一般渗透率计算模型更能将岩石渗透率和地质参数有机地联系起来.采用一般渗透率模型,根据岩石原始水饱和度测定数据和薄片孔隙度,再结合钻井岩芯、岩屑和常规测井(自然伽马和深侧向电阻率)等资料,将岩石结构数与岩石物性及沉积旋回联系起来,对四川盆地某探井鲕滩气层的渗透率进行了定量计算,进而分析储层段渗透率垂向变化和沉积旋回间的关系,为在高频层序旋回内精确选定开发层段提供了可靠依据.     

不同孔隙类型火山岩储层渗透率应力敏感特征

针对火山岩气藏储层岩石孔隙结构复杂、矿物组成及成岩机制与沉积砂岩不同等特点,选取尺寸较大的不同孔隙结构全直径岩芯进行渗透率应力敏感试验研究。试验结果表明,低渗火山岩气藏岩芯具有较强的应力敏感特征,岩芯渗透率的减小主要发生在有效应力小于20 MPa的范围内,但当有效应力大于30 MPa后,渗透率仍然具有一定程度的减小,这与低渗沉积砂岩具有明显的差别。岩性差异所引起的矿物组成、颗粒胶结等因素对火山岩渗透率应力敏感特征影响较小,孔隙结构差异是导致岩石渗透率应力敏感强弱差异的主要原因,其中裂缝型岩石应力敏感性最强,致密型和孔隙型岩石应力敏感性相对较弱。反复加载试验表明,钻井取芯所引起的应力释放是导致岩芯渗透率应力滞后效应的根本原因,2次加载和卸载过程中岩石孔隙发生的主要是弹性变形。岩芯高围压下的地层渗透率平均仅约为地面渗透率的50%。     

支持向量机与微电阻率成像测井识别火山岩岩性

针对火山岩储层,从岩石化学成分分类和岩石结构分类两个角度出发,提出了一种利用测井资料识别火山岩岩性的方法。基于取芯薄片鉴定资料获得对应井段的常规测井数据,利用统计学习理论中的支持向量机方法对其处理,得到地质上按岩石化学成分分类的火山岩岩性类别。建立地层微电阻率成像测井图像与不同结构火山岩岩性之间的对应关系,归纳出典型的微电阻率图像模式,从而得到地质上按岩石结构分类的火山岩岩性类别,结合上述两者结论确定最终岩性,实现了运用支持向量机算法处理常规测井资料与微电阻率图像模式相结合的火山岩岩性测井识别新方法。     

碳酸盐岩储层渗透率研究现状与前瞻

在塔里木盆地碳酸盐岩储层实际评价工作基础上,结合近期大量发表文献,系统地总结当前碳酸盐岩储层渗透率研究新进展。基于孔隙结构是影响储层岩石渗透率的重要因素,首先论述应用2D/3D数字化成像技术定量地表征岩石孔隙结构;重点讨论将这些孔隙结构参数与储集岩类型的概念相结合,形成一种新的储集岩类型划分方法;接着综述了应用NMR和FMI测井及三维地震评价碳酸盐岩储层渗透率的研究新进展,进一步指出,综合2D/3D数字化成像技术、新储集岩类型划分方法、NMR和FMI测井及三维地震,将是一套新的碳酸盐岩储层渗透率评价思路。     

王府气田火山岩储层的孔渗特征及评价

利用纯岩石体积模型、测井数据回归方法分别计算了不同岩性的骨架参数。使用常规测井资料,给出了王府断陷盆地深部火石岭组火山岩储层孔隙度和渗透率的计算方法。分析了储层物性与岩性、岩相、孔缝和埋深的关系,发现有利储层主要发育在火山口杂岩相内,岩性主要为火山熔岩和火山角砾岩;溶孔和溶蚀缝是主要储集空间;埋深对火成岩储层的发育影响不大。利用储集层品质指数(RQI),定性地对王府气田20口井的火山岩储层物性进行综合评价,评价的结果与试气产能结论符合情况较好。     

煤炭开采对煤层底板变形破坏及渗透性的影响

煤层底板变形破坏除受地质因素控制外,还受开采因素影响。通过试验和理论分析,系统研究了煤炭开采对回采工作面底板应力、应变和破坏及渗透性的影响。研究结果表明,不同岩性岩石的渗透性在全应力-应变过程中为应变的函数,在微裂隙闭合和弹性变形阶段,岩石的原生孔隙和裂隙容易被压密,岩石的渗透率随应力的增加由大变小明显,当应力增大至极限强度时岩石试件破坏形成贯穿裂隙,岩石的渗透率迅速增大至最大,不同岩性岩石存在一定差异性;随着回采工作面推进,煤层底板岩层在横向上划分为原岩应力区、超前压力压缩区、采动矿压直接破坏区和底板岩体应力恢复区4个区。煤层底板岩体的渗透性随着煤炭开采底板岩体变形破坏而呈规律性变化。      

复杂砂岩储层基于相控建模的渗透率计算方法

渗透率是油气储层评价的主要参数之一,复杂砂岩的储层岩性复杂,非均质性强,应用常规方法建立渗透率模型精度低,不能满足开发后期的需要。鉴于岩性对渗透率的影响作用,采用相控建模方法来计算渗透率,以能够反映岩性特征的测井参数作为划相参数。应用K~均值聚类法,进行测井相分析,依据岩性建立不同的渗透率模型,其相关性明显高于常规方法建立的渗透率解释模型,经计算得到的渗透率更接近于岩心分析数据。通过实际资料处理结果表明,经相控建模计算的渗透率方法,有效提高了渗透率计算精确度。     

鄂尔多斯靖边气田盒8段砂岩储层特征

根据铸体薄片、物性、岩性、孔隙结构和测井分析及化验资料,对鄂尔多斯盆地靖边气田盒8段储层特征进行了研究。结果表明,该套储层砂岩主要由石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩等三类岩石构成,储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔为主。储层物性较差,裂缝对渗透率的影响不大。排驱压力不高,中值压力较高,最大孔喉半径和中值孔喉半径都很小,且分选性较差,歪度细。溶蚀作用改善储层的孔渗效果不佳,孔隙结构参数总体上较差。储层物性受沉积微相和成岩作用的影响,利用储层物性和孔隙结构参数,将盒8段储层分为四类,其中Ⅱ类储层为该区的主力储层。     

普光地区碳酸盐岩储层孔隙类型测井识别及孔渗关系

普光地区长兴组和飞仙关组碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率之间没有严格通用的数学关系,导致储层渗透率计算具有很大困难.通过对该地区测井资料、常规薄片、铸体薄片和岩心物性等资料进行分析,表明碳酸盐岩孔隙类型是影响孔渗关系的主要因素.基于常规测井资料构造出对孔隙结构比较敏感的测井特征:声波时差与密度比值和深浅侧向电阻率比值,可用于对该地区碳酸盐岩孔隙类型进行识别,再针对不同的孔隙类型建立相应的孔渗关系模型,用于计算该地区储层渗透率.实例资料处理结果表明,模型计算渗透率与岩心分析渗透率符合较好,且井间规律具有一致性,基于孔隙结构建立的储层孔隙度与渗透率模型能较好地确定储层渗透率.      

致密砂岩气层的测井评价--以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例

大牛地气田山西组一段储层的孔隙度和渗透率均低、孔隙结构复杂、非均质性强，具有低压、低产的特征。利用测井资料，采用人工神经网络技术对致密砂岩的岩性进行了识别，共识别出中—粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩两种岩性，结合三种孔隙度测井方法进行了孔隙度和渗透率的预测，利用岩电实验资料，建立了储层微观孔隙结构与胶结指数、饱和度指数、岩石弹性力学参数之间的统计关系，获得了有效的饱和度评价参数，提高了饱和度的解释精度。并以压汞、相渗等岩芯分析资料进行了束缚水饱和度的解释，并采用多种交绘图技术，有效地识别了致密砂岩气层。该方法的特点是充分放大测井信息对天然气的响应特征，增强了气层和干层的判别差异。实践表明，上述方法对于鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层测井评价的符合率达到95％以上。     

克拉玛依六区——九区石炭系火山岩油藏岩性识别与岩相划分

根据克拉玛依石炭系火山岩岩屑录井描述、岩心薄片鉴定、常规测井资料,通过分析不同类型的火山岩对测井参数的敏感性和响应特征,用统计学方法研究常规测井参数与不同类型火山岩之间的对应关系,建立了电阻率、自然伽马与岩性关系图版。进一步研究了六区—九区石炭系火山岩的岩性、岩相特征、分布规律及与含油性的关系,为今后此类油藏的岩性识别与岩相研究提供了可借鉴的方法。     

火山岩天然气藏地质储量参数的确定方法

大庆油田东部深层某井区火山岩气藏岩性复杂、储层参数计算以及流体性质识别困难。根据岩性组合规律建立火山岩解释模型,对深层的火山岩测井资料进行处理与解释。联合使用成像测井分析结果、岩性分类和多井对比等方法,提高了测井解释精度和解释符合率。计算的孔隙度、饱和度和渗透率为提交天然气地质储量提供了基础参数。     

井中油气化探等多元信息模式识别与应用

井中油气化探快速准确 ,能较好地预测油气并指示钻井剖面的油气显示 ,实现井中油气储层的评价。模式识别技术作为油气地震资料解释及储层预测的一种方法手段 ,已应用于油气地震勘探和开发。把井中化探与测井、地震、地质多元信息相结合 ,通过人工神经网络 ,对油气藏模式识别方法进行了研究 ,在莺歌海盆地实际地震和井中化探方法试验中获得了较为满意的效果。说明在区域油气勘探与开发中 ,充分利用已有的资料进行井中化探与其他多元信息的综合解释的评价 ,可以提高勘探与开发的效果。     

线性降维映射方法识别火山岩岩性

随着世界对油气资源的需求不断增加,火山岩油气藏的勘探和开发逐步成为油气储量、产量的新的增长点。火山岩岩性研究是火山岩油气储层研究的基础。常规的识别岩性方法不是很有效,作者曾用主成份分析方法来识别火山岩岩性,取得了一些效果,能够把基性岩,中性岩和酸性岩三大类岩石区分开来。但当岩性中也包括结构时,识别的效果就不是很理想,很难将流纹岩和流纹质凝灰岩区分开来。对岩石薄片鉴定,全岩分析以及综合测井曲线得到的火山岩岩样应用线性降维映射方法来识别,取得了很好的效果,它能将常规主成份分析方法很难区分的流纹岩和流纹质凝灰岩区分开来。     

青海木里三露天天然气水合物钻孔岩性测井识别

三露天井田具有断层发育、地层缺失和重复明显、岩性种类较多等特点,岩性识别难度较大。为此,专门利用测井资料对三露天井田地层岩性进行了岩性识别研究。通过对14个天然气水合物钻孔不同岩性的测井响应特征分析,优选了自然伽马、中子和密度测井作为岩性识别敏感参数,并采用交会图技术制作了岩性识别图版,建立岩性划分标准,对三露天井田地层岩性进行识别与划分。利用测井资料能够识别7种主要岩性,包括砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、油页岩和煤等。根据岩性测井识别结果,三露天井田岩性分布特征在横向上表现为东部砂岩物性好,西部地区泥岩较为发育;纵向上表现为木里组地层砂泥比为4.48,含有煤层204.5 m;江仓组地层砂泥比为0.84,泥岩和油页岩较为发育,更有利于水合物赋存。测井岩性识别结果为寻找三露天井田天然气水合物有利储层奠定了基础。     

页岩油气储层纵向多重非均质性及其对开发的影响

页岩油气作为烃源岩层系内自生自储的油气资源,其可开发性受页岩储层特征的控制明显。由于不同类型富有机质页岩形成环境的差异性,页岩油气储层在纵向上具有多重非均质性,包括岩性的纵向非均质性、储层物性的纵向非均质性、岩石力学参数的纵向非均质性、地应力的纵向非均质性以及含气性特征的纵向非均质性等,这造成了页岩油气储层的纵向非均质性明显强于横向非均质性,有机质丰度、孔隙度、渗透率、储层的可压裂性、地应力、含气性及吸游比等参数在纵向上的变化均较大,且直接影响了后期页岩油气开发方案的设计与实施。优质开发目的层段的选择首先要考虑单段页岩油气储层的连续厚度在30~50 m左右、有机碳含量均值达到2.0%以上、有效孔隙度大于2.0%、岩石泊松比小于0.25、脆性较大、最小主应力相对上下邻层较小、含气性较高的层段。页岩油气开发井型的选择,水平井段的部署,压裂分段的长短、射孔簇的设计等均要充分考虑这种非均质性的影响。     

利用地震波场主振幅参数划分沉积相及其变化特征研究

本文利用从地震数据中提取的主振幅参数,通过与钻井岩性参数相关拟合分析,排除地震调谐影响,确定地震数据中所包含的岩性信息,结合钻井沉积图,测井相研究成果和区域沉积特征,把地震主参数有效地转化为沉积相,实现了从角度研究古沉积环境,并在此基础上确定有利的储层分布区,经后期钻探获得高产油气流证实,该方法的沉积相发结果是准确的,从而为地震资料的地质应用了一个新的方法,为沉积微相的研究提供了一种新的手段。     

测井曲线剩余变化的分维描述火成岩裂缝发育情况

大庆深层火成岩段岩性复杂，偿仅具有从基性到酸性的各种熔岩，还包括不同喷发期次的凝灰岩。岩性变化是影响各种测井曲线响应特征变化的最主要因素。裂缝的响应往往被岩性的影响所淹灭。为此从测井曲线中提取分维来描述裂缝发育程度，必须考虑岩性的影响。为了消除岩性的影响，对分辨率较高且对裂缝反映灵敏的微球形聚焦测井曲线进行滤波处理，获得原始曲线与滤波曲线间的剩余变化，再从中提取分维，从而突出裂缝的影响。实际处理表明，从剩余曲线中提取的分数维，比从原始测井曲线中提取的分维能更好地指示出复杂火成岩地层裂缝发育情况。     

西部凹陷南部沙三段储层沉积特征及含油气性分析

西部凹陷南部为辽河油田的重点探区之一，具有十分优越的石油地质条件。本区在沙三期断陷活动强烈，发育了巨厚的深水泥岩和多期次缓坡型湖底扇沉积，为油气聚集成藏提供了丰富的油气源条件和储集条件。沙三段沉积时期，在西部凹陷南部发育有齐家-杜家台和锦州-欢喜岭两大湖底扇沉积体系。受物源区的距离、基底构造和主干断层活动的控制，湖底扇平面上具有分带性，可划分为内扇、中扇和外扇三个亚相带。齐杜和锦欢湖底扇在沙三早期规模较小，中期规模最大，晚期萎缩。本区沙三段储层物性普遍较差，以低孔-低渗、特低孔-特低渗储层为主，其中湖底扇中扇辫状沟道微相砂体储集性能最好，平面上依中扇辫状沟道→中扇前缘→外扇亚相储层物性由好变差。储集性能的优劣主要受母岩区岩性、沉积作用、成岩作用等多种因素控制。沙三段湖底扇砂体在区内分布广泛，处于成熟生油岩的包围之中，位于油气运移的有利指向上，成藏条件优越，勘探前景广阔。