基于数据挖掘的M地区低渗透储层评价

文章以M地区为研究对象,针对该区实际地质情况,基于孔隙度、渗透率等测井资料,运用多元统计中的R型因子分析、判别分析及数据挖掘中的聚类分析,对储层进行合理的分类,得出储层空间的展布规律,并建立定量的评价标准。结合实际产能资料验证,认为该方法在储层评价中是可行的。     

基于启动压力梯度的低渗透砂岩储层分类研究

利用大庆杏树岗油田的取芯资料、论述了低渗透储层的岩性、物性、含油性以及渗流特征。通过测试不同渗透率岩芯样品的启动压力梯度．得出了启动压力梯度与渗透率之间具有明显的相关性．不同渗透率储层的启动压力梯度变化率的数量级不同,并依此建立了低渗透砂岩储层分类的新方法。按照该方法重新确定了低渗透储层的渗透率上限．并将低渗透储层划分为3种类型。     

苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

以苏里格气田盒8段和山1段为例,开展了低渗透储集层微观孔隙结构特征的研究工作。以取心井压汞测试、扫描电镜、铸体薄片等分析化验资料为基础,通过分析储层的孔隙结构和孔隙类型,将储层微观孔隙结构分为4类,分析了各类微观孔隙结构的特征。沉积环境和成岩作用的双重影响使得盒8段和山1段的储层孔隙结构非常复杂,造成本区储层特低渗透率的主要成因机制为成岩期强烈的压实作用及各种自生矿物的充填和胶结作用。主要的储集空间为次生孔隙,孔喉组合主要为低孔小喉型。应用聚类分析和Bayes判别分析方法,选取7种宏观和微观非均质参数,在建立4类微观孔隙结构判别函数的基础上,对苏里格气田进行了微观孔隙结构识别,绘制了主力小层储层综合评价图。分析表明：Ⅰ类、Ⅱ类储层为研究区的优质储层,是今后低渗透盒8段和山1段的主要勘探开发目标。     

低渗透砂岩优质储层分布规律研究

为准确寻找低渗透砂岩优质储层,通过分析沉积作用、成岩作用以及构造作用对低渗透砂岩储层的综合影响。认为沉积微相研究、成岩作用研究以及多参数综合定量评价是筛选优质储层的重要依据;我国低渗透砂岩优质储层主要分布在(水下)分流河道、河口坝、决口扇沉积微相中弱压实、强溶蚀、非致密胶结的砂体中。     

基于微观孔隙结构的低渗透砂岩储层分类评价

针对已有的低渗透储层分类评价方法难以满足北部湾盆地流沙港组低渗透油藏精细评价与油藏开发需求的问题,通过恒速压汞、高压压汞、核磁共振等实验手段开展低渗透储层微观孔隙结构与渗流特征分析,优选储层品质指数、孔隙结构分形维数、主流喉道半径、平均孔喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度变化率共6个参数,基于灰色关联权重分析法建立...     

焉耆盆地侏罗系低渗透储层敏感性评价

焉耆盆地侏罗系具近物源沉积特点，储层成分成熟度和结构成熟度均较低，粘土矿物含量高，物性较差，属低渗透储层。“五敏”实验结果表明，储层均表现为强水敏特征，物性相对较好的储层还表现出强盐敏和中等偏弱速敏、碱敏等敏感性特征，盐酸对储层具有一定程度的改善，并进一步探讨钻探施工过程中油层保护的措施及应用效果。     

致密低渗透砂岩储层多尺度天然裂缝表征方法

本文利用地表露头、岩芯、测井、三维地震和微观分析资料,根据多尺度裂缝的发育特征及不同资料的精度,探讨了多尺度裂缝的表征方法。致密低渗透砂岩储层发育多尺度天然裂缝,根据天然裂缝规模以及限制天然裂缝扩展延伸的岩石力学层界面,将天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4级,不同尺度裂缝的发育特征存在较大差异。其中大尺度裂缝主要应用三维地震资料的叠后属性进行检测和表征;中小尺度裂缝在单井上可以应用岩芯、成像测井和常规测井相结合的方法进行表征,在平面上采用基于地质和测井约束的三维地震叠前各向异性分析以及储层地质力学相结合的方法进行综合预测和评价;微尺度裂缝一般应用铸体薄片、普通薄片、扫描电镜和三维CT扫描等微观分析方法进行观察描述,通过主控因素约束的方法进行预测。利用本文提出的多尺度裂缝表征方法实现了对鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层多尺度裂缝表征,可为其它致密低渗透砂岩储层多尺度裂缝表征提供借鉴。     

致密低渗透砂岩储层多尺度天然裂缝表征方法

本文利用地表露头、岩芯、测井、三维地震和微观分析资料,根据多尺度裂缝的发育特征及不同资料的精度,探讨了多尺度裂缝的表征方法。致密低渗透砂岩储层发育多尺度天然裂缝,根据天然裂缝规模以及限制天然裂缝扩展延伸的岩石力学层界面,将天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4级,不同尺度裂缝的发育特征存在较大差异。其中大尺度裂缝主要应用三维地震资料的叠后属性进行检测和表征;中小尺度裂缝在单井上可以应用岩芯、成像测井和常规测井相结合的方法进行表征,在平面上采用基于地质和测井约束的三维地震叠前各向异性分析以及储层地质力学相结合的方法进行综合预测和评价;微尺度裂缝一般应用铸体薄片、普通薄片、扫描电镜和三维CT扫描等微观分析方法进行观察描述,通过主控因素约束的方法进行预测。利用本文提出的多尺度裂缝表征方法实现了对鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层多尺度裂缝表征,可为其它致密低渗透砂岩储层多尺度裂缝表征提供借鉴。     

低渗透储层地质状况分析及提高采收率的方法研究——评《低渗透油田开发技术》

近年来,我国在低渗透油气田勘探开发中取得重大突破,以塔里木油田和长庆油田为典型代表。低渗透油气藏是指采用常规开发技术无法实现经济有效开发,必须是采用特殊工艺技术开发的的油气藏,不同岩性都可形成低渗储层,以致密砂岩、碳酸盐岩最发育。《低渗透油田开发技术》一书,从地质、钻井、油藏、采油及地面工程等方面,讲述了低渗透油气田地质特征、面临的难题和采取的技术方法,对不同开发技术进行了实例论证,为进一步提高我国低渗透油气藏开发水平提供技术支持。本书专业性、逻辑性和实用性较强,对低渗透油气田开发具重要指导作用。     

低渗透致密岩性储层注水工艺技术研究

随着鄂尔多斯盆地石油资源的开发,为提高低渗透储层的采收率,开展对低渗透致密岩性储层的注水工艺技术的研究。通过对油套分注技术、空心集成分注技术、偏心分注技术等应用于低渗透致密岩性储层的注水技术的对比研究,结果认为桥式偏心注水技术和偏心注水技术是现阶段最有效的低渗透储层分层注水技术。在延长油田永宁采油厂的三口注水井组中应用桥式偏心注水以及偏心注水技术进行试验,均见到了增液、增油的效果。     

鄂尔多斯盆地安塞地区长6段低孔渗储层动态评价

油气充注后,由于机械压实、胶结交代作用导致储层物性变差,因此,低孔渗储层现今的储层特征并不能反映成藏期的储层特征。而常规储层评价主要以现今静态评价为主,并未考虑到成藏后储层的演化过程及成藏条件,因此不能很好地解释储层的含油气性。鉴于此,本文提出了适用于油气勘探阶段的低孔渗储层动态评价的新思路,在成藏期储层物性恢复的基础上,将储层临界物性作为划分油气充注有效储层和无效储层的界限,把储层划分为有效储层与无效储层：无效储层无论大多的充注动力,油气也不能充注,有效储层的含油气性还受控于充注动力。临界成藏解释图版定量地反映了储层物性与临界注入压力之间的耦合关系。根据成藏动力学平衡原理,本文利用临界成藏解释图版很好地解释了安塞地区长6段储层的含油性。该储层动态评价方法对指导致密油储层勘探具有重要意义。     

碳酸盐岩缝洞型储层类型识别与分类预测

在碳酸盐岩储层评价中,储层类型的识别与分类是其关键,而储集空间决定了储层类型。储集空间主要以沉积以后的成岩后生及表生阶段改造的次生孔隙为主。由于次生改造作用的千差万别,再加上不同期次的改造作用的叠加,使得碳酸盐岩储层的次生孔隙结构异常复杂,储集空间的复杂性也造成了储层类型的多样性。文章根据研究区块常规、成像测井资料,结合取芯、地质以及测试资料对储层类型进行识别,并应用聚类分析方法对储层进行分类。研究结果表明,储层类型主要分为孔隙型、孔洞型、裂缝型储层,并将其分为四类储层,为研究区碳酸盐岩储层评价奠定了基础。      

基于岩石颗粒排列方式的低渗透储层应力敏感性分析

以颗粒堆积模型为基础,考虑了低渗透岩心颗粒不同排列方式和不同变形方式,建立了毛管束模型,并通过颗粒Hertz接触变形原理对毛管变形量进行计算,研究毛管和多孔介质应力敏感性定量表征关系,通过有效毛管分数和毛管变形规律探讨了低渗透储层应力敏感性的作用机制。研究表明,低渗透储层的应力敏感性主要表现为渗透率的应力敏感性,相比于渗透率应力敏感性,孔隙度应力敏感性较弱;低渗透储层应力敏感性与岩石颗粒排列方式、颗粒变形方式、岩石微观孔隙结构、固液界面作用力和启动压力梯度效应等密切相关;考虑有效毛管分数和毛管变形量的多孔介质应力敏感性量化模型可从应力敏感性微观作用机制角度解释低渗透储层应力敏感性。     

地震序列属性分析在储层预测中的应用

地震属性是具体表征和研究地震数据内部所包含的时间、振幅、频率、相位以及衰减特性的指标。序列属性分析法作为一种地震属性数据的统计分析方法，可以使很细微的、不易被发现的统计规律会变得很明显。提取选定对比层位的序列属性参数的均值，在分别对同一属性的各层位数据排序的基础上，对各层排序情况进行总体评价，分析预测储层的含油气情况。经过与井资料反演和高阶统计量分析结果对比验证，证明了本方法储层预测的可行性。     

七棵树油田低孔低渗砂岩储层的测井评价

低孔低渗储层的测井评价一直是油田勘探开发的难题。由于沉积作用、压实作用和溶蚀作用等各种成岩作用,七棵树油田储层具有低孔低渗特点,而且储层内次生孔隙发育,非均质性强,增加了储层评价的复杂性。为此,本文根据岩芯实验、地质录井和试油等并综合各种测井资料,确定了储层岩性与物性、含油性与物性关系; 并在孔喉模型的基础上,通过分析物性和电性之间的关系,建立了一个适用于次生孔隙发育的低孔低渗储层的新模型,并进行解释分析。     

塔里木盆地东河1油藏低渗层层序控制特征及其对注气开发的影响

通过测井和岩心分析,将塔里木东河1油藏东河砂岩段从下到上划分为前滨-上临滨-下临滨相带,并进一步划分出11个准层序。经岩相学分析,将砂岩段低渗层分为钙质胶结低渗层、杂基充填低渗层和混合低渗层。钙质胶结低渗层主要分布在准层序内部,以方解石胶结砂岩为主,受成岩作用控制;杂基充填低渗层主要分布在准层序边界处,多为海侵背景下的滞后沉积产物;混合低渗层在准层序内部及边界均有分布,但数量很少,无明显规律性,砂粒间主要由杂基和方解石胶结物混合充填,充填物含量低。结合测压资料认为,发育在准层序边界处的杂基低渗层保留了更多的初始沉积特征,易形成横向连续性好的低渗层,是注气开发的重点关注对象。     

升平油田升132井区储层流动单元研究

升平油田具有典型的陆相多油层储层特征,其开发目的层为葡萄花油层的葡一组,地层平均厚度约50 m,分为11个含油小层.储油层具有砂体薄、连通性差、开发效果较差等特点,可能存在有剩余油.为进一步确定剩余油的分布规律,提高原油采收率,开展了储层流动单元的研究工作.岩性、测井等资料的综合分析确定,本区主要发育有三角洲前缘亚相的水下分流河道、主体席状砂、非主体席状砂和河道间4种沉积微相.在此基础上应用聚类分析方法建立了本区的储层流动单元划分标准,并在本区划分出A、B、C、D、E 5类储层流动单元,其中A类是最好的储层流动单元,B类是次好的储层流动单元,E类是无效储层.沉积微相和流动单元空间分布的对比说明,前者好于后者,且有利于发现剩余油.     

陕北斜坡东部李家岔探区高含水油藏成因分析

本文通过101口井的试油和产量数据统计分析．总结了陕北斜坡东部李家岔探区油藏含水率的平面和纵向变化规律，并探讨了其高含水原因。研究区含水率有北部高、南部低，中间低、东西高的特征；含水率在纵向上有从下往上变低的趋势。通过烃源岩条件、物性条件及与相邻油田的对比分析，认为油源不足是李家岔探区油藏高含水的最主要原因，运移条件差是高含水的重要原因，低孔、低渗的储层条件也是高含水的原因之一。