基于Fisher判别的储层分类渗透率预测技术

莺歌海盆地中深层储层岩性复杂、非均质性强,孔渗关系趋势较差,导致利用测井资料进行储层渗透率评价技术出现了精度大幅降低或失效的情况。为有效地解决研究区储层渗透率精细评价的问题,利用取心井段岩心分析孔渗资料、测井资料,选用流动单元指数FZI值进行储层分类,建立各类储层的渗透率精细计算模型。优选反映储层特征变化的测井变量,运用Fisher判别分析法建立储层类型判别标准的新方法应用于莺歌海盆地东方13气田中,结果表明:储层渗透率计算精度有了明显提高,为研究区的复杂储层渗透率评价提供了一种有效途径。      

低渗透储层的微观特征对其宏观性质的影响规律——以榆树林油田扶杨油层为例

利用岩心物性分析、压汞曲线和镜下分析等资料,研究榆树林油田东16区块扶杨油层的宏、微观特征及二者关系.结果表明:研究区扶杨油层岩性为岩屑长石砂岩,普遍具有碎裂特征,主要孔隙成因类型包括微裂缝、粒间孔、粒内孔和晶间孔,微裂缝对孔隙度的贡献不大,但对渗透率的影响不容忽视.孔隙度主要受孔喉发育程度影响,孔喉半径越大,孔隙度越高.渗透率受反映连通程度的特征结构参数影响较大,二者呈正相关关系,且孔隙度越大,特征结构系数对渗透率的影响越大.退汞效率受特征结构参数影响较大,储层为中孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而增大;储层为低孔或特低孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而减小.该研究结果对改造低渗储层、提高采收率具有指导意义.     

浅层高渗砂岩油藏分级相控地质建模

由于裂谷盆地浅层疏松砂岩储层非均质性强,渗透率级差变化范围巨大,常规相控建模无法表征储层内部非均质性,导致渗透率模拟结果与测井及试井解释难以匹配。为了解决这一难题,在沉积微相研究的基础上,利用流动分层指标(FZI)、孔隙喉道半径(R₃₅)2个参数,将储层细分为4类流动单元,依据各流动单元的孔渗对应关系重新计算测井渗透率。采用分级相控建模的思路,首先建立沉积微相模型,在微相模型的控制下,建立流动单元模型。在此基础上,根据各流动单元的孔渗分布特征,建立各流动单元的孔隙度和渗透率场。该方法建立的三维地质模型,既精细刻画了储层内部非均质性,又能定量表征储层物性空间分布特征,保证渗透率模拟结果与测井及试井结果一致,为油藏数值模拟提供了准确的数据基础。      

碳酸盐岩储层孔喉结构和储层参数的分析与反演

针对强非均质性碳酸盐岩储层微观孔喉结构差异所导致的孔隙度相似、渗透率和饱和度存在较大差异这一现象,开展
了孔喉结构的评价。基于孔隙度和渗透率,衍生出储层参数RQI 和RQF ;划分了压汞曲线的类型、分析了压汞曲线的形态,提取
了异于砂岩的压汞参数(SHg/pc)max;同时引入胶结指数m 值。以RQI 和RQF 为核心参数,建立各参数间的函数关系,以满足资
料丰度较弱的情况下孔喉结构的评价需求。另外,基于(SHg/pc)max与RQI 之间的相关性,在每个进汞压力测试点下,建立了SHg
与RQI 之间的函数关系,达到重构压汞曲线的目的。鉴于核磁T2 几何平均值与RQI 之间的相关性,可以利用T2几何平均值反
演储层的渗透率。分析碳酸盐岩储层孔喉结构和储层参数之间的关系,为完成孔喉结构的评价和储层参数的反演奠定了一定的
理论和实践基础。      

东营凹陷增压减压条件下砂岩储层物性参数的变化规律实验研究

为了研究砂岩储层孔隙度、渗透率、压缩系数与压力的关系以及压缩系数与孔隙度的关系,选取东营凹陷6个砂岩样品进行了增压减压实验,结果表明:砂岩孔隙度和渗透率随压力的升高而降低,随压力的降低而升高,但不会恢复到原始孔隙度和渗透率水平。低渗透储层比中高渗透储层具有更好的应力敏感性,但是降压后其渗透率恢复能力却不如中高渗透储层。砂岩的孔隙体积压缩系数随着压力的增大而降低,孔隙体积回弹系数随着压力的降低而增大,并且压缩系数随着孔隙度的增大而增大,随孔隙度的降低而降低,岩石压缩系数与孔隙度之间的关系呈二次多项式,该公式对东营凹陷油藏工程研究具有一定的指导意义。      

大庆油田扶余油层储层特征及经济甜点分类方案

大庆油田扶余油层储量丰富,但是由于储层特征不清以及缺乏科学的"甜点"分类方案,导致研究区"甜点"优选难度大。为了明确研究区储层特征以及"甜点"筛选方案,应用岩心物性测试、全岩分析、铸体薄片、扫描电镜、岩石力学实验、高压压汞实验、测井资料建立了研究区物性和脆性指数计算模型,最终为明确储层特征和"甜点"筛选提供依据。结果表明:①研究区属于特低孔-超低渗致密储层,脆性指数集中在0.5~0.75之间,孔隙结构分为4类,Ⅰ类样品的孔隙度平均大于11%,渗透率平均大于0.7×10-3 μm2,以大孔为主,平均进汞饱和度大于75%,连通性最好;Ⅱ类样品的孔隙度主要为9%~12%,渗透率主要为0.3×10-3~0.7×10-3 μm2,大孔喉减少,小孔喉增加,平均进汞饱和度大于70%;Ⅲ类样品的孔隙度主要为8%~11%,渗透率主要为0.1×10-3~0.3×10-3 μm2,平均进汞饱和度大于60%,连通性变差;Ⅳ类样品的孔隙度主要小于9%,渗透率主要小于0.1×10-3 μm2,平均进汞饱和度小于60%,以小孔喉为主,储集、渗流能力最差。②结合物性、含油性、脆性指数利用灰色关联法建立了研究区经济"甜点"分类标准,Ⅰ类经济"甜点"的综合得分大于0.55,Ⅱ类经济"甜点"得分为0.4~0.55,Ⅲ类经济"甜点"得分为0.25~0.4,无效储层或干层综合得分 < 0.25,并且根据划分标准对井进行验证,发现该标准有效解决了根据测井判断储层是否含油所带来的误差。③沉积、成岩、断层相互耦合共同控制"甜点"的发育。沉积作用控制储层物性和孔隙结构,成岩作用增加了储层非均质性,断层的存在极大影响了储层含油性。该研究成果建立的"甜点"分类模型为研究区"甜点"筛选提供了科学依据。      

基于高压压汞技术和分形理论的致密砂岩储层分级评价标准

利用铸体薄片与场发射扫描电镜观察,分析南襄盆地泌阳凹陷核桃园组三段致密砂岩储层储集空间;基于高压压汞技术和分形理论,对致密砂岩储层进行分类与分级。结果表明:研究区致密砂岩储层孔隙系统可划分为小孔(孔隙直径<0.1μm)、过渡孔(孔隙直径为0.1～1.0μm)、中孔(孔隙直径为1.0～3.0μm)和大孔(孔隙直径>3.0μm)。根据储层中不同类型的孔隙所占比例,可将致密砂岩储层分为4类,Ⅰ类(以大孔为主)、Ⅱ类(以中孔为主)、Ⅲ类(以过渡孔为主)和Ⅳ类(以小孔为主)。根据不同微观孔喉参数与储层物性的相关关系,可将致密砂岩储层分为4级,Ⅰ级储层孔隙度>10.0%,渗透率>1.000×10-3μm2;Ⅱ级储层孔隙度为5.0%～10.0%,渗透率为(0.200～1.000)×10-3μm2;Ⅲ级储层孔隙度为2.5%～5.0%,渗透率为(0.030～0.200)×10-3μm2;Ⅳ级储层的孔隙度<2.5%,渗透率<0.030×10-3μm2。利用储层分级评价标准选取最优质储层,为致密砂岩储层的油气勘探与开发提供指导。     

基于流动单元划分的储层测井二次解释

宝浪油田三工河组储层是在辫状河三角洲环境下沉积的河道砂体,非均质性严重,常规测井解释以砂层为解释单元,忽视砂层内部物性及渗流特征的差异,测井解释精度低.通过对砂层细分流动单元,采用聚类分析的方法将Ⅱ油组储层划分为5类独立的流动单元,在不同的流动单元内建立不同的测井解释模型.结果表明:模型计算出的孔隙度和渗透率精度更高,分别达到90%和80%以上,较好地反映了储层内部的非均质性特征,为精细油藏描述提供可靠的孔隙度、渗透率参数.     

模糊数学法在储层评价中的应用——以鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4+5油层组为例

运用模糊数学综合评判法,确定储层评判对象因素集,通过对鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4 5储集层研究,认为孔隙度、渗透率、排驱压力、分选系数、孔喉均值是储层评判对象因素集.经过储层评判对象因素集逐步回归分析,建立Ⅰ～Ⅳ类储层分类评价标准,其中Ⅰ～Ⅲ类为有效储层,Ⅳ类为非储集层.最后用Q型聚类统计对储层分析,表明白于山地区长4 5储集层属于Ⅱ类,即中等储层.     

蚀变火山岩储层特征及气水层识别方法

为满足徐深气田火山岩精细评价的需求,以蚀变性火山岩为对象,研究蚀变作用对储层物性、孔隙结构、测井响应特征的影响;利用岩性指数和蚀变指数建立火山岩蚀变判别方法,并通过对电阻率进行蚀变影响校正,利用校后电阻率与孔隙度建立蚀变火山岩气水层识别方法,较好地解决蚀变火山岩测井解释难题,为有效勘探、合理开发提供技术支持.利用该方法对研究区18口验证井进行气水层解释,经试气资料验证,解释符合率达到85.7%,具有良好的应用前景.     

鄂尔多斯盆地东北缘煤系致密砂岩孔喉结构特征及储层评价

鄂尔多斯盆地东北缘石炭系－二叠系致密砂岩复杂的孔喉结构特征是制约其今后勘探开发的重要因素.为此,通过采用铸体薄片、扫描电镜观察及压汞实验等多种测试手段,系统地分析了煤系致密砂岩储层的孔隙和喉道特征.结果表明:研究区砂岩储层以岩屑砂岩为主;孔隙度主要分布在２％~１２％之间,平均６．８８％;渗透率主要为０．０１×１０－３~１×１０－３μm２,平均０．３４×１０－３μm２;储层孔隙和喉道类型多样,孔隙类型以溶蚀孔为主,主要组合类型为粒间溶蚀孔＋粒内溶蚀孔组合和溶蚀孔＋残留粒间组合孔;喉道类型以片状和缩颈型喉道为主,呈单峰和双峰分布;孔喉结构以中孔细喉和中－小孔微细喉为主;微观孔喉结构非均质性强,孔喉结构参数与孔隙度的相关性强于与渗透率的相关性.根据孔喉结构参数与物性的相关性选取最大孔隙半径、歪度和最大进汞饱和度作为储层分类评价指标,结合渗透率和孔隙度,采用模糊数学综合评价方法将研究区储层分为４类,最优储层位于研究区中部、西南部和西北部      

柴达木盆地七个泉油田E3油藏储层参数测井精细解释

为解决柴达木盆地七个泉油田E13储层参数测井解释难题,综合运用岩心、测井、分析化验以及生产动态等资料,建立了储层参数精细解释模型。首先开展岩心深度归位以及测井资料标准化处理,保证测井资料的可靠性;然后对储层主要岩性砾状砂岩、细砾岩、砾岩、细砂岩、泥质粉砂岩、泥岩进行了定量识别,建立了泥质含量、孔隙度、渗透率以及含油饱和度测井精细解释模型;最终确立了研究区油水层测井解释标准,为后续剩余油挖掘以及地质建模提供了准确的储层参数。      

火山岩体追踪识别及其在气藏有效开发中的应用——以松辽盆地徐东地区营城组一段火山岩储层为例

针对火山岩储层非均质性强烈、横向变化大、有效预测和开发难度大等问题,以松辽盆地徐东地区营城组一段火山岩储层为例,综合岩芯、测井、地震和分析测试等多种资料,在火山岩体发育基本特征表征基础上,从储层精细划分、岩相分类与储层物性分析、有利开发区带预测等方面,阐述了火山岩体追踪识别在气藏有效开发中的应用情况。结果表明:松辽盆地徐东地区单个火山岩体平面上面积多在20km2,平均厚度多在300m;在火山岩储层精细对比中,加入火山岩体的追踪识别可以解决精细分层界限穿越火山岩体的"穿时"矛盾;火山岩体与火山岩相关系密切;靠近火山口的构造高部位多为好储层发育和有利的开发区域。     

准噶尔盆地克拉美丽气田复杂火山岩储层特征及控制因素

通过分析岩心、镜下薄片及铸体薄片观察,从火山岩岩性岩相特征、储层孔渗条件、孔隙类型等方面研究了准噶尔盆地
东部克拉美丽气田石炭系火山岩储层特征,探讨了火山岩有利储层空间类型、物性条件和可能的控制因素。研究表明:区内火山
岩储层岩性主要为中基性玄武岩、安山岩和少量酸性流纹岩、火山碎屑岩以及正长斑岩等浅成侵入岩,且岩性的不同影响储层物
性条件和储存效果。各岩性储层孔渗性变化范围较大,以火山角砾岩(平均孔隙度为12.42%,渗透率为0.796×10-3μm2)和玄
武岩(平均孔隙度为10.73%,渗透率为0.289×10-3μm2)最优。整体孔渗类型包括:较高孔-中渗;较高孔-低渗;中孔-低渗
和中低孔-低渗多种类型,总体表现为低渗透(<1×10-3μm2)的储层特征。储集空间属于孔隙-裂缝双重介质型,主要的孔缝
组合为:构造缝-溶蚀缝-溶蚀孔,原生气孔-构造缝-溶蚀缝-溶蚀孔和晶间孔-溶蚀孔。火山岩的岩性岩相、火山喷发的环
境以及火山岩的后期改造是影响储集性能的重要因素。      

储层油气产能的预测模型和方法

从达西渗流产量公式出发,通过以相对渗透率与含水饱和度的函数关系为纽带,导出油气储层产能与储层有效孔隙度、渗透率以及电阻率之间的理论模型.在此基础上,结合测井学的基本理论,探讨了利用测井资料进行储层产能预测的基本思想,采用人工神经网络技术建立了储层产能预测系统,该方法用于新疆克拉玛依油田八区克上组储层的油气产能预测,效果良好.     

基于岩性划分的渗透率预测模型研究

针对常规渗透率解释模型预测的渗透率误差较大,难以满足油田开发中后期油藏数值模拟需求的难题,在分析渗透率中储层岩性、孔隙度、泥质含量诸影响因素的基础上,提出先使用测井曲线采用交会图技术识别出储层岩性,然后根据不同的储层类型,分别建立不同的渗透率预测模型。该方法综合考虑了储层岩性、孔隙度以及泥质含量对渗透率的影响,经过在秘鲁B油田中应用,取得了良好的地质效果,其渗透率预测精度得到了较大提高,为后期油田开发调整方案的制订奠定了良好的地质基础。     

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。      

北部湾盆地涠洲12-X油田涠洲组三段储层物性特征与影响因素

基于北部湾盆地涠洲12-X油田岩心物性、扫描电镜、粒度分析、薄片和铸体薄片镜下鉴定、(钻)测井及3D地震等资料,研究钻前预测储层质量、优势渗流通道、调整开发方案及挖潜剩余油,分析油田涠洲组三段储层物性特征与影响因素。结果表明:涠洲12-X油田涠洲组三段储层整体具有中孔中—低渗特征。沉积微相对涠三段碎屑岩储层的物性具有明显的控制作用(辫状分流河道好于河道侧缘好于分流间湾)。影响储层物性的沉积因素主要是粒径和分选性。粒度中值与分选因数呈正相关关系,粒度越粗,分选性越好,物性越好。储层物性受热压实作用的影响比较明显,储层孔隙度、渗透率与镜质组反射率呈负相关关系;胶结物的体积分数与孔隙度、渗透率呈负相关关系,溶蚀作用使储层的物性变好。该结果为类似区块钻前预测、优势渗透通道研究提供参考。     

临江地区扶余—杨Ⅰ油层储层特征及主控因素

通过岩心、薄片、扫描电镜观察、压汞分析,结合孔隙度、渗透率等物性资料,研究临江地区扶余—杨Ⅰ油层储集空间类型和主控因素.结果表明:临江地区扶余—杨Ⅰ油层为中低孔低渗的碎屑砂岩储层,孔隙度为10.0%～15.0%,渗透率为(0.01～10.00)×10-3μm2;砂岩发育原生孔隙和次生溶蚀孔隙2种储集空间类型,以次生溶蚀...     

基于生产动态资料确定储层渗透率非均质变化的参数反演数学模型

针对储层渗透率非均质性的研究方法一般只能代表岩心或者井底周围附近地带情况,既不能描述油藏参数区域性非均质分布特点,也不能充分反映非均质油藏里流体的实际流动状态.基于储层渗透率的7种不同非均质构型,在渗流数学模型基础上,构造二维单相反演渗透率非均质变化分布的算法,以实现结合生产动态资料确定储层渗透率非均质构型分布参数.数...