煤层非均质程度测井定量评价方法

针对强非均质性对煤层气开采影响大的特点,通过分析测井渗透率分布规律可定量评价煤层的平面和纵向非均质程度。采用达西公式确定煤层基质渗透率,运用双侧向测井资料估算裂缝渗透率,绘制煤层渗透率贡献率在序数百分数坐标下对应的累积分布曲线,定义坐标变换后累积分布曲线的斜率为非均质程度系数。实际应用表明:非均质程度系数能够反映不同煤层物性在横向和纵向上的差异,进而可定量评价煤层的非均质性。      

复合韵律油藏纵向非均质影响数值模拟研究

非均质性是储层成岩、沉积等地质过程综合作用的结果。它是影响油气田产量、最终采收率的重要因素。研究以渗透率变异系数、突进系数及级差等三个渗透率参数为基础,在建立的油藏机理模型中定量地表征储层纵向非均质性强度,并运用数值模拟方法分析了纵向非均质性强弱对复合韵律底水油藏剩余油饱和度、含水上升规律及采出程度的影响,从而总结出纵向非均质性对复合韵律底水油藏驱油效率的影响规律。     

厚层河道砂体储层非均质性研究——以葡萄花油层组PⅠ1-PⅠ4小层为例

储层非均质性对油气田的勘探和开发效果影响很大。结合测井资料二次解释的孔隙度（Φ）、泥质含量（Vsh）、粒度中值（Md）、束缚水饱和度（Swi）等资料,借助BP网络对渗透率进行预测。对萨尔图油田中部葡萄花油层组的非均质性进行了定量半定量的研究,认为萨尔图油田中部葡萄花油层组PⅠ2小层层内非均质性最严重,与沉积微相密切相关。单砂层垂向上渗透率的变化以正韵律和复合式韵律为主,局部发育反韵律模式。葡萄花油层组PⅠ1—PⅠ4小层层内非均质性强弱依次为PⅠ2a,PⅠ3,PⅠ2b,PⅠ1,PⅠ4;层间非均质性在PⅠ3和PⅠ4间表现得最强,其他相对要弱;各小层平面非均质性相差无几,整体表现为较强的非均质性。     

非均质综合指数法在砂砾岩储层非均质性研究中的应用——以双河油田V下油组为例

影响储层非均质性形成与分布的因素较多,若只从某一个或某几个因素去考虑,可能会影响对储层非均质程度的认识(宏观和微观),目前多局限于从静态或动态角度研究储层的非均质性,而将动态和静态资料相结合的研究较少.为了充分考虑影响储层非均质性分布的因素,在研究双河油田V下油组储层的非均质性时,采用了主因子分析法选出了沉积微相、砂体厚度、孔隙度、渗透率、油层的顶底面微构造、目前的综合含水率和流动带指标7个参数作为反映储层非均质性的参数.利用波的叠加原理在平面上对每个参数进行叠加从而得出了非均质综合指数值.现场实践证明,其结果比较真实地反映了储层非均质性的地下分布状况,符合率在90%以上.     

礁滩相储集层平面非均质性定量表征技术

受沉积、成岩、构造破裂等作用影响,礁滩相储集层平面非均质性较强,但由于储集层孔隙类型多样,孔—渗关系复杂,储集层渗透率定量预测难度大,加上目前多借用碎屑岩表征参数和表征方法,致使储集层平面非均质性难以定量表征。以普光气田为例,通过分析礁滩相碳酸盐岩储集层非均质性影响因素,运用统计学中的主因子分析方法,优选出颗粒岩厚度百分比、隔夹层个数、孔隙度、基质渗透率、裂缝渗透率五项评价参数;而针对具有复杂孔隙结构特征的礁滩相储集层基质渗透率参数的取值,则引入反映孔隙形态和连通性的"孔构参数",开展储集层渗透率的测井精细解释与地震预测;以四级层序为研究单元级次,优选综合指数法,对井点上储集层非均质参数进行计算;再在传统数理统计方法评价储集层平面非均质性基础上,进一步采用地震预测渗透率反演数据体震控、沉积微相相控的多级约束,运用地质建模技术,定量评价了气田平面非均质性。研究成果较好的指导了气田开发动态分析、措施方案制定等,对气田开发具有重要意义。     

熵权法储层非均质定量评价方法研究——以鄂尔多斯盆地下寺湾长8储层为例

在相控约束条件下,利用熵权方法,考虑了砂层厚度、有效厚度、砂岩系数、有效厚度系数、分层系数、夹层频数、夹层分布密度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、突进系数、级差、含油饱和度共13种反映储层非均质性的参数,定量计算储层非均质综合指数。该方法包括确定对象集合、指标因素集合、指标矩阵、归一化指标值、指标权重和计算综合指数等。熵权非均质综合指数算法可将数值有差异的属性参数对非均质指数的贡献进行弱化和强化,即去同存异;熵权非均质综合指数的大小能定量表征储层的非均质性。利用该方法在下寺湾油田柳洛峪区长8储层进行了应用,定量地刻画了储层的平面非均质性,取得了满意的效果。     

层内非均质性参数在储层综合评价中的应用——以南梁西区三叠系长4+5油层组为例

以南梁西区长4+5油层组为例,研究储层非均质性参数在储层评价中的应用。该研究区非均质性较强,在表征储层特性的孔隙度、渗透率、含油饱和度以及有效砂岩厚度四个参数的基础上,添加了表征储层非均质性的渗透率级差、突进系数和变异系数进行聚类分析,结合工区铸体薄片、岩心观察及试油试采结果等资料,建立适合该区的储层评价标准,对该区储层进行综合评价。结构发现不同类型储层对油气后期开发的控制不同:Ⅰ类储层的油层发育好,试油单井产能最高,后期开发过程中稳产时间不长;Ⅱ类储层的油层发育较好,试油单井产能较高,后期进行注水开发一段时期后,其产量逐步上升,是油田的主要开发区域;Ⅲ类储层油层分布范围较少,后期注水开发效果不理想,是剩余油分布的主要部位。储层非均质性参数的加入,使储层综合评价更为合理,能较好地指导油气开发。     

基于粒度控制的复杂储层渗透性建模方法

岩石颗粒大小反映了沉积岩结构的主要特征,是岩石岩性的主要评价指标,同时也是影响沉积物渗透性的主要因素。沉积环境在纵向上表现出来的差异性,使得粒序控制下的地层渗透性在纵向上也表现出非均质性。为了精细地描述由于粒度大小造成的渗透率的非均质性,本文首先结合岩心粒度分析资料,分析了研究区粒度大小对物性影响的规律,利用自然伽马、中子、密度、声波曲线,通过测井地质分析提取敏感参数,建立了粒度计算模型;然后以粒度为指标,建立了不同粒度大小条件下的渗透率计算模型。通过现场资料的处理及其与岩心资料的对比,认为这种渗透率建模方法能够较好地反映沉积物粒度对岩石渗透性的控制作用,能够更加精确地描述复杂岩性地层渗透率的非均质性特征,从而可为地质开发研究提供更为准确的渗透率剖面。     

碎屑岩储层渗透率分布分维计算及其意义

碎屑岩储层渗透率分布非均性是直接影响油气开采效果的客观因素。笔者认为储层渗透率分布具有分形特征，其分维值介于２与３之间，实例研究表明，分维能描述透率分布的非均匀性，其值随非均匀程度增加而增加。分维还能反映沉积能量分布和成岩作用对渗透率分布的影响。分维将是一个研究碎屑岩层渗透率分布的数学和成因特征的重要参数。研究分维与石油工程参数的关系具有现实意义。     

昆北油田切16井区储层非均质性

利用岩心分析资料和测井解释成果,对切16井区E1+2油藏各主要含油小层储层非均质性参数(渗透率变异系数、突进系数、级差和非均质系数)进行了计算,结合昆北地区实际情况,建立了渗透率非均质性参数的评价标准,在此基础上对切16井区各小层层内和层间非均质性进行了评价;同时提出了一种新的研究储层平面非均质性的方法——参数差值平面分布法,对切16井区储层平面非均质性进行了研究;最后,从沉积相和成岩作用方面分析了储层非均质性的主控因素。研究表明,昆北油田切16井区储层非均质性整体上较强,其中,层内非均质性中等,层间和平面非均质性较强,沉积微相和胶结作用是制约本区储层非均质性的主要因素。本次研究可以为昆北油田下一步开发方案的编制提供科学合理的依据。