基于常规测井资料的储层流体识别方法

相对于纯油气层而言，储层孔隙中部分油被可动水替代后，在常规测井资料上直观地表现为电阻 率 下 降。从 岩 石 导 电机理出发，研究了电阻率变化的影响因素，采用支持向量机的数学方法，以不同类型储层有效孔隙度φｅ、泥 质 含 量Ｖｓｈ、油 柱 高 度Ｈ 作为基础资料，建立了纯油层状态下的地层电阻率反演模型，根据反演地层电阻率与实际测量电阻率之间的差异即可判断储层的流体性质。该方法在研究区的低阻油层及水淹层识别中取得了较好的效果，为油田开发控水稳油奠定了基础。      

基于地化热解录井和电阻率测井技术的江苏G油田水淹层实验响应特征和评价方法

江苏G油田某断块储层采用注淡水方式驱油,采用电阻率测井技术划分水淹层比较困难,而地化热解录井技术不受地层水矿化度变化影响,可以区分油层/弱水淹层与中水淹层、强水淹层。在模拟断块储层条件下,选用孔隙度相近的7块岩样作为一组,采用稳态法油水同驱制作不同产水率样品,测量样品地化热解参数和电阻率;选取岩样含油气总量(P_g)、原油轻重组分指数(PS)作为断块地化热解水淹敏感性参数,选取RFOC-RILD和RILD作为断块测井水淹敏感性参数,采用地化热解图版将油层/弱水淹层、中水淹层、强水淹层区分开,再利用电阻率图版将油层和弱水淹层区分开,建立录测结合水淹层评价图版,图版精度为83%,明显高于地化热解录井水淹层划分图版精度和测井水淹层划分图版精度。结果表明:随着产水率(F_w)升高,P_g、液态烃含量(S1)和热解烃含量(S2)降低,且P_g降低更明显;当注入水矿化度与原始水矿化度比为0.5时,0≤F_w≤10%样品的电阻率明显高于其他产水率范围样品的电阻率。随着水淹程度的增强,井壁取心样品PS呈现明显减小的趋势。地化热解录井与电阻率测井技术结合的水淹层评价方法可更好地实现G油田4级水淹级别的精细划分与解释。     

塔河油田九区三叠纪下油组夹层识别及分布规律

为研究塔河油田九区三叠纪下油组厚砂体内部夹层识别与分布,综合岩心、测井及动态资料,结合水平井电阻率曲线反演识别夹层,利用直井和水平井联合控制的方法进行夹层识别及夹层井间分析。根据夹层参数定量统计分析及沉积相分布,分析夹层的空间分布规律。结果表明:研究区夹层主要为泥质夹层和钙质夹层两类,通过单井定性识别及水平井电阻率曲线反演综合确定夹层的平面分布范围,平面上夹层大小不一、分布比较零散、连续性差,呈薄厚不等的透镜状、长条状。泥质夹层受沉积微相控制,顺物源北东方向展布,主要为辫状河三角洲平原和辫状河三角洲前缘分流河道边部溢岸沉积;钙质夹层相对较发育,主要分布于辫状河三角洲前缘沉积环境中。夹层分析结果为后期剩余油分布研究提供参考。     

淡水水淹过程中自然电位基线偏移随含水率变化规律

当油层被淡水水淹时,自然电位基线的偏移是定性识别水淹层的重要依据。以测井和油藏工程相关知识为基础,推导
出淡水水淹过程中自然电位基线偏移量与含水率的定量关系。研究结果表明:①在含水率相同的条件下,注入水电阻率与原始地
层水电阻率的比值越大,基线偏移量越大;②在未水淹期、弱水淹期、中水淹期及强水淹期自然电位基线偏移量随含水率的变化分
别表现为基本不变、快速上升、直线上升、缓慢上升。将该方法应用于S油田的含水率及水淹级别的评价时,符合率达82.6%。      

克拉玛依砾岩油藏储层分类特征及水驱油规律

克拉玛依砾岩油藏目前处于高含水开发阶段,储层精细分类特征研究及不同油藏类型水驱油机理和影响因素分析成为油藏提高采收率的基础和关键.首先利用储层综合对比技术,从沉积物源、岩石学特征、物性特征、渗流特征及孔隙结构等方面分析三类油藏,明确导致不同类型砾岩油藏水驱油机理存在差异的根本原因;然后基于核磁共振岩心分析技术进行微观水驱油机理研究.实验结果表明:水驱过程中大孔隙中的原油采出程度最高,而渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油,水驱方式与渗吸作用的结合可有效提高砾岩油藏采收率.分析三类砾岩油藏储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度对水驱油效率的影响,其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异,而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.综合分析结果表明:Ⅰ类油藏水驱油效率最高,Ⅱ类的次之,Ⅲ类的最差.最后结合测井与生产动态资料,讨论水驱油特征对储层整体水淹规律的控制作用.当储层性质相似时,注水条件越强,水淹程度越高;当注水条件相似时,储层物性越好,水淹越强,另外,相同油藏类型物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下,一般表现为弱水淹层,甚至为油层,成为剩余油富集的有利区.     

惠民凹陷商河油田商一区河口坝储层构型精细剖析

惠民凹陷商河油田商一区油气储层经过近40年的勘探开发,挖潜难度越来越大。为了进一步搞清该区剩余油分布规律,充分利用研究区丰富的岩芯、测井等资料,对沙二下亚段三、四砂组河口坝储层的垂向级次划分、单一河口坝识别及发育特征、垂向演化规律等开展精细研究。结果表明:河口坝储层发育5级构型界面,其中五、四级界面的成因类型分别为洪泛泥岩、砂体披覆泥岩,三级界面的成因主要为物性差异沉积、成岩钙质砂岩,并进一步细分为泥质夹层、物性夹层和钙质夹层3类;三级界面中泥质夹层的横向连续性好于物性夹层和钙质夹层,延伸距离为300~800m,沿河口坝进积方向,在坡折带处夹层倾角最大可达8°,至湖盆内部夹层倾角一般小于2°,沿垂直于砂体推进方向,夹层倾角一般低于1.5°;储层顶面高程差异、坝间沉积、坝缘侧向交错叠置、曲线形态及砂体沉积厚度差异是单一河口坝侧向边界的4种识别标志;基准面的升降变化控制了沉积砂体间叠置关系,决定了河口坝砂体的沉积厚度及储层物性特征。该研究成果对于指导商河油田及相似油田开展后期剩余油分布预测具有借鉴意义。     

大庆油田北三东西块高含水期剩余油分布

利用储层流动带指标,采用概率统计法对大庆油田北三区东部西块葡萄花油层岩石物理相进行分类,以不同岩石物理相的含油饱和度变化规律为指导,分析目的层的剩余油分布特征.结果表明:以高弯曲分流河道砂体沉积为主的水上分流平原相,平面上已大片水淹,剩余油主要分布在二线受效、废弃河道遮挡所造成的厚油层中上部低、未水淹型油层部位,是三次...     

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k_油=k_水>k_干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k_油>k_水>k_干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。      

应用荧光显微技术判别吐哈盆地储层含油水性

通过在荧光镜下的油水特征实验，分别得出油、油包水、水包油、含油水、水的荧光特征，然后对吐哈盆地单井储层的油层、水层荧光特征反复实验，并与试油结果对比，归纳总结出了油层、水层及油水界面的识别标志。油层特征主要为荧光发光较好且均匀、大面积油包水；水层特征主要为荧光发光不均匀，可动水普遍，并出现水包油现象；油水界面特征主要为荧光从均匀发光过渡到不均匀发光，孔隙由可动油充填过渡到由可动水充填。提出了吐哈盆地储层含油规律性，从而为探井试油、油层划分提供了准确可靠的依据。     

杏子川油田长6低渗透储层有效厚度下限研究

从低渗透储层的地质特点出发,通过对储层“四性”关系的研究,建立了本区储层岩性、物性、含油性和电性的关系,以试
油资料为依据,以岩心分析资料为基础,进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究,并充分研究储层中不同岩性夹层的特
征,采用钙质、泥质夹层测井曲线定量统计分析来确定夹层并加以扣除,确定出杏子川油田长6有效储层岩性下限为细砂岩,含油
性下限为油斑,物性下限为孔隙度8%、渗透率0.15×10-3μm2,电性下限为R0.5大于21Ω·m,含水饱和度下限为60%。据此
标准,综合利用多参数解释储层的有效厚度,提高了解释精度,为该油田的进一步开发提供了依据。      

常规测井气测资料在H油田K油藏碳酸盐岩储层流体识别中的应用

K油藏是中东伊拉克H油田重要的油气产层, 储层裂缝基本不发育, 储集空间主要为基质孔隙和溶孔, 渗透率极差范围大, 孔渗相关性较差。储层厚度大, 层间非均质性极强, 使得仅依靠常规测井资料和传统的测井评价方法来评价该区域碳酸盐岩储层流体性质识别效果差, 针对该问题, 进行H油田K油藏流体识别研究。通过分析常规测井资料发现, 深浅电阻率比值可以较好地划分水和烃类。在分析总结气测全烃曲线的形态特征及所对应的储层流体性质基础上, 发现气测曲线对于不同流体性质形态差异明显, 因此考虑利用气测曲线进行水和烃类进一步划分。统计发现重烃比值和烃气密度指数可以较好划分油水同层和水层, 为了定量表征识别过程建立水层-油水同层气测曲线识别法(ECR1), ECR1大于0为油水同层, 反之为水层。以烃气湿度指数、轻烃比值、挖掘效应可以较好划分气层和油层, 以此为基础建立气层-油层气测曲线识别法(ECR2), ECR2大于0为气层, 反之为油层。以该模型对H油田K油藏13口井38个小层的应用表明, 其识别符合率达到81.58%, 识别精确度高, 能满足研究区实际需要。通过建立的气测曲线识别法(ECR)模型, 在H油田K油藏取得较好应用效果, 可为本区块后续勘探开发具有一定借鉴意义, 同时也可以为国内外类似碳酸盐岩储层流体识别提供参考。      

南堡凹陷东北部东二段重力流砂岩储层发育规律

随着勘探程度的提高,深水重力流成因的浊积岩储层已成为我国东部断陷湖盆油气勘探开发的重要目标之一。因为沉积分异不足和成岩破坏,重力流砂岩的储层质量通常整体较差,优质储层的预测成为制约其有效油气勘探的关键地质因素。利用岩心、测井资料及储层物性、岩石薄片分析结果,研究了南堡凹陷东北部东营组二段重力流砂岩的岩相特征、成因类型、储层特征,以探索优质储层的控制因素和发育规律。研究表明,区内重力流沉积可细分为8种岩相,解释为滑动滑塌、砂质碎屑流、泥质碎屑流、浊流4类成因。储层物性参数统计分析证实,本区重力流砂岩储层非均质性强,储层质量受控于砂岩成因、砂-泥结构及其影响的溶蚀强度。从成因看,砂质碎屑流和浊流对重力流砂岩优质储层的发育贡献最大。砂质碎屑流成因的块状砂岩厚度较大、泥岩夹层较少、钙质胶结物的溶蚀程度高,储层质量最好;而浊流成因的砂岩厚度较薄,与泥岩呈互层或夹层产出,成岩环境封闭、钙质胶结物溶蚀程度低,储层质量较差。本研究为湖盆深水重力流砂岩油气的高效勘探开发提供了一种基于成因和结构的储层预测思路。      

基于主成分分析的水淹层动态预测方法

针对高含水期水淹层变化的动态特性,提出一种基于主成分分析的最小二乘支持向量机水淹层动态预测方法.该方法应用数据挖掘方法与改进的支持向量机方法,研究高含水期水淹层的分类识别问题,找到测井参数曲线与水淹级别之间的非线性映射关系,建立适合高含水期水淹特征的动态识别模型.它不仅充分考虑各种影响因素,而且利用主成分分析法准确提取...     

曲流河道单砂体驱油效率主控因素

为了进一步提高注入剂驱油效率以及准确预测储层中剩余油在三维空间的分布,以大庆油田葡萄花油层组PⅠ2小层曲流河道砂体为例,通过对曲流河道砂体内部薄夹层构形及渗透率垂向分布的差异性分析,在排除开发因素差异的同井单砂体分析条件下,提出了单砂体内部薄夹层空间构形、渗透率垂向序列与重力因素共同控制剩余油分布、驱油效率多段垂向序列模式。     

胜坨油田沙河街组二段复杂断块油藏水淹层测井解释研究

以胜坨油田发育的典型复杂断块油藏为例,利用密闭取芯井资料建立判别关系和测井解释模型,进行沙河街组二段1-3砂组复杂断块油藏水淹层测井解释。首先介绍了该水淹层测井响应特征,接着应用多项式趋势面分析方法对测井数据进行标准化处理,并选择测井资料齐全、质量可靠、有钻井取芯和录井、试油资料的井为关键井,结合试油试采、岩芯分析资料建立测井解释模型。结果表明:胜坨油田沙河街组二段1-3砂组复杂断块油藏已经进入高含水阶段,水淹层发生明显的自然电位曲线基线偏移、地层电阻率降低、自然伽马降低、声波时差增大等现象;选择沙二段顶部的高阻白云岩段(厚度为8～12 m)作为标准层进行标准化处理;声波时差三次趋势面分析效果较好,拟合度达到22.6%,平均校正量为14μs/m;T4j17、T2-121井取芯井段较长且收获率较高,分析化验资料较丰富,测井资料齐全且质量较好,能够反映沙二段1-3砂组复杂断块油藏储层特征,被选为关键井;建立泥质体积分数、粒度中值、孔隙度、渗透率、含水饱和度等解释模型。最后,通过对水淹层的测井资料进行逐井处理、计算机逐点或按层输出主要储层参数等3个方面检验解释模型,定量评价了测井解释模型的应用效果。结果表明:测井解释结果与岩芯物性和生产数据吻合较好,获得了较为可靠的地区储层地质分析结果,可为注水开发调整提供有效的参考。     

“双高”阶段砂岩储层水驱剩余油富集模式模拟

为了研究和明确中高渗透砂岩储层在高含水高采出程度阶段(简称“双高”阶段)剩余油的分布规律和富集模式,采用物理模拟和数值模拟相结合的技术,真实、直观、准确地呈现了江汉盆地潜江凹陷王场油田潜三段北断块储层水驱油的过程和剩余油的分布形态,揭示了其水驱油特征和高含水期剩余油富集模式,模拟了北断块的构造特点、储层物性、水动力场对剩余油的控制作用,研究了储层韵律、隔夹层分布、注采位置对剩余油分布的影响,为北断块这类中高渗透砂岩储层在高含水期进一步精细水驱,改善水驱开发效果和提高原油采收率提供了技术支持。      

贝尔凹陷南屯组钙质泥岩地质成因及其石油地质意义

根据测井、地震及实验分析数据,分析贝尔凹陷南屯组优质烃源岩-钙质泥岩层的识别特征和地质成因.结果表明,钙质泥岩层具有高自然伽马、高电阻率、高声波时差、低密度的"三高一低"响应,在地震剖面上为连续强反射;该层形成于广阔湖盆、微咸水、深水沉积环境,沉积稳定且范围广,是凹陷重要的地层对比标志层;岩性主要为灰黑色泥岩,局部夹杂油页岩和泥灰岩,富含钙质(主要为碳酸盐矿物,其次为介形虫等生物化石)和藻类,有机质类型为Ⅱ1-Ⅰ型,丰度高,是凹陷最优质的烃源岩层.该层与南屯组低水位域湖底扇和高水位域扇三角洲前缘进积扇体形成最有利的成藏组合,油气最为富集,其平面展布范围控制油气的平面分布,为贝尔凹陷等断陷盆地的油气勘探提供新认识.     

基于不同地质模式下稠油油藏变速驱波及规律实验研究

南海东部海相砂岩稠油油藏普遍具有胶结疏松、强底水、隔夹层分布复杂、采出程度低等特点,现有的常规水驱油实验无法准确描述稠油单井波及规律。基于PY油田稠油地质油藏特征,设计了改进的底水平板水驱物理模拟实验,考虑储层韵律、隔夹层发育规模以及提液时机,综合研究单井的波及规律和稠油采出程度。实验结果表明:①均质韵律和正韵律储层发育隔夹层,将原来的底水驱动变为次生边水驱动,发育隔夹层井距越长,对底水锥进抑制作用越强,同时,受重力分异作用,多次控幅提液后,可将下部过渡带、中上部中、小孔喉内以及隔夹层附近的剩余油受效驱替出来,能提高单井波及系数。其中,特高含水期采取4级变速控幅提液后波及系数总体可提高34.1%~54.9%;Z1680均质韵律储层和Z1610正韵律储层通过多次控幅提液,实际日产油提高至提液前2~3倍,生产效果良好。②对于极差为5~10的反韵律储层,顶底部渗透性差异大,易在顶部形成高渗通道,层内隔夹层发育长度和提液方式变化,对波及范围影响不大,Z1640反韵律储层通过多次控幅提液,生产效果变化不明显。研究成果可为不同地质模式稠油油藏产液结构优化以及提液方式制定提供解决方案。      

基准面旋回与冲积扇隔夹层分布的关系——以辽河油田曙一区杜84块SAGD开发区馆陶组储层为例

利用岩心及测井资料,建立辽河油田曙一区杜84块SAGD开发区馆陶组高分辨率层序地层格架,分析基准面旋回变化与储层隔夹层分布的关系。结果表明:杜84块馆陶组可识别出5期中期基准面旋回和1期长期基准面旋回,地层以发育物性隔夹层为主;中、长期基准面旋回的变化是储层内部隔夹层分布的重要控制因素,以中期基准面旋回为基本单元,中期基准面旋回的变化控制其内部隔夹层纵向分布规律,长期基准面旋回的变化控制中期基准面旋回内部物性隔夹层类型的多样性;形成于中期基准面旋回变化不同阶段的物性隔层或物性夹层界面之上易形成多种类型的剩余油富集。该结果为冲积扇储层的隔夹层分布研究提供参考。     

辫状河三角洲前缘储层隔夹层表征及剩余油预测——以彩南油田彩9井区三工河组为例

彩南油田9井区三工河组经过多年的注水开采,剩余油分布复杂,为了进一步提高油田剩余油的开发效果,研究储层隔夹层的分布是关键。以三工河组二段J1s22和J1s23层为例,分析现代沉积、野外露头资料及岩心观察结果,统计5口取心井不同层次类型的隔夹层,绘制不同测井曲线两两组合交会图;根据注水井与采油井之间的动态响应关系,通过井间精细对比建立隔夹层分布的静态模式。结果表明:三工河组二段隔夹层类型划分为单层间隔层、单砂体间夹层及单砂体内夹层3个层次,可根据交会图识别不同类型的隔夹层;研究区有4种剩余油分布模式:顺夹层倾向注采强对应、顺夹层倾向注采弱对应、逆夹层倾向注采强对应、逆夹层倾向注采弱对应;静态模式与实际生产情况吻合度较高,具有较高的可靠性。该研究结果对油藏后期剩余油挖潜具有指导作用。