文西油田文209断块储层非均质性研究

针对储层非均质性严重的文西油田文209断块,论述了如何利用取心井物性分析资料建立孔渗解释模型,并在岩性-电性关系基础上按岩性粗细建立了该区可用于不同层位、不同岩性的储层非均质性定量研究的孔渗定量分布模型,最后利用该模型对该区的储层非均质性进行了定量研究,为建立精细地质模型和编制调整方案打下基础。     

深层高孔渗碳酸盐岩储层岩相识别模式与应用——以普光气田为例

普光气田储层岩性岩相复杂、埋藏深,非均质性强,利用地震资料进行高孔渗储层预测难度大。据该区10口井的测井资料统计,该区存在两类9种储层,其中鲕粒亚相、砂屑砾屑亚相、生物礁亚相为有利的高孔渗储层类型。本文以高精度储层反演成果为主线,结合岩性岩相、区域沉积背景分析,依据不同相带在反演剖面上的外部形态、内部结构以及与围岩的关系,建立了普光气田主体高孔渗储层相带预测模式,预测了普光气田有利的高孔渗储层分布,为该区进一步勘探提供了依据。     

试油试采资料在高台子油层评价中的应用

利用大情字井地区不稳定试井资料的解释成果,结合该区地质研究、试油、试采动态资料,对大情字井地区高台子油层进行了客观评价,认为该区储层一般为中孔－低渗透储层,但储层岩性变化明显,非均质性强;主要形成两边岩性封闭的河道状油世故,位于河道中砂体沉积较厚部位的孔渗条件好,为油藏有利部位,单井产能较高;压裂改造措施比较适合本地区,因此压裂成为该区获工业油流的重要手段之一。     

塔东古城地区碳酸盐岩储层测井评价

塔东古城地区下古生界碳酸盐岩储层是近期的重点勘探目标。针对该区碳酸盐岩储层复杂的岩性、孔隙组分和特低孔、渗等特点,基于岩心分析、测井和测试资料研究形成了求取岩石组分、孔隙分布非均质性特征参数的方法,建立了储层分类、流体识别标准,并在新钻探井应用中见到了明显效果。     

车西洼陷碳酸盐砂砾岩储层参数计算

车西洼陷北部陡坡发育了大量碳酸盐岩砂砾岩储层，该类储层储集空间类型多样，次生孔隙发育，储层非均质性严重，不同于其他砂砾岩储层。针对该区储层特点，将储层分为孔隙一裂缝型、裂缝型和孔隙型三种类型，不同储层采用不同的计算模型。总孔隙度选用中子一密度交会法计算；裂缝孔隙度利用电成像测井或深浅侧向测井资料计算。由于该区砾岩储层与砂岩储层的孔渗特点不同，分类建立了孔隙度和渗透率计算公式；裂缝渗透率利用了双侧向测井和电成像测井资料计算；根据试油资料建立了适合本地区总渗透率计算公式。通过各渗透率计算模型的对比，地区渗透率经验公式最符合实际情况。     

变质岩裂缝性潜山油藏储层建模方法研究

根据潜山油藏岩性分布复杂、非均质性强的特点,提出了变质岩潜山油藏相控建模方法,即依据"优势岩性"理论,利用录井资料中的岩性分析数据,建立变质岩相分布模型;以变质岩相为约束条件进行储层建模,实现了相控条件下基质的孔渗模拟。针对该类油藏裂缝发育、存在裂缝渗透率各向异性的特点,将各向异性建模方法引入潜山裂缝性油藏建模中,建立裂缝渗透率各向异性的定量表征模型。该方法考虑了裂缝和基质渗流特征,建立了双重介质模型,更便于与油藏数值模拟结合应用。     

塔河油田石灰岩洞缝型储层测井评价

塔河油田奥陶系主要岩性为颗粒微晶灰岩与泥微晶灰岩，储集空间类型繁多，分布不均，非均质性强，使得储层的储、渗机理和特性复杂化。针对复杂油气储层，开展了储层空间类型的研究，分析描述了不同储层空间的测井响应特征，利用成像测井和常规测井方法来识别孔、洞、缝储层，结合地质、岩心录井等生产实际对储层进行了分类，建立了不同类型碳酸盐岩储层测井识别模式、评价标准和储层参数求取的方法。通过多年的攻关研究，完善了综合概率法识别洞缝型储层的模型，为塔河油田储量参数计算和利用测井技术判别石灰岩缝洞型储层流体性质研究奠定了基础。     

非均质组合模型水驱油试验研究

针对某一类型孔渗特征的岩心单独进行驱油试验研究,是为了定量该类型岩心的孔渗特征和油水的渗流能力。当油藏层内或层间非均质较强时,室内试验采用不同渗透率岩样并联来反映非均质对水驱油的影响试验,结果更接近油藏中的实际渗流情形。为此通过组合模型的水驱油试验,评价了储层非均质性对水驱油最终采收率的影响。     

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例,在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上,建立了油水相对渗透率曲线表征模型,并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型,探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性,通过交替条件期望法进行多元回归,以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型,以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型,4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1;以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础,利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型,利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型,2个形态表征模型的绝对误差小于1.7,模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中,生产动态主要受油相相渗的影响,利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理,在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响;在注水开发模拟中,储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响,模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。     

塔中地区柯坪塔格组储层致密化成因

针对塔中地区柯坪塔格组储层致密、非均质性强的问题,利用储层微观观察和测试分析手段,研究了储层成岩作用特征及对储集空间的影响,结合孔隙定量化计算建立储层成岩-成孔演化模型。研究认为该区储层存在二次致密化作用,其中中成岩B阶段晚期的碳酸盐岩胶结作用是储层剩余原生孔和次生孔损失的重要原因。发生在中成岩B期酸性和碱性叠加溶蚀作用促进了次生孔隙形成,是该区有效储层形成的重要原因。此研究为该区柯坪塔格组储层致密化及非均质成因提供依据。     

基于孔隙分形特征的低渗透储层孔隙结构评价

储层孔隙结构对低渗透储层的渗流能力和油气产能有重要影响,是低渗透储层研究的热点。 目前,急需一种在储层宏观尺度上反映强非均质性储层孔隙结构优劣的储层孔隙结构定量评价方法。 以塔南凹陷白垩系低渗透储层为例,在薄片观察、孔渗测试和毛管压力测试的基础上,将分形算法应用于储层孔隙结构评价,建立了利用压汞测试求取孔隙分形维数,进而定量评价储层孔隙结构的方法。 研究认为,该区发育粗态型、偏粗态型、偏细态型和细态型 4 种类型孔隙结构。 利用毛管压力对数与润湿相饱和度对数的线性关系可求取孔隙分形维数,且分形维数越小,孔隙结构越好。 结合薄片和试油资料建立了该区孔隙结构分类的分形维数标准,同时发现该区储层非均质性强,部分样品整体分形特征不明显,储层中的大孔隙和小孔隙均具有良好的分形特征,但是具有不同的孔隙结构特点,表现为毛管压力与润湿相饱和度关系的分段性。     

苏北溱潼凹陷台兴油田储层非均质性研究

台兴油田主要产层的非均质性较为严重,极大地影响了油田的开发效果。为了搞清注采层之间的对应性和连通关系,有必要对该区储层非均质性进行定量研究。该文通过变异函数的求取,分析台兴油田储层参数在空间结构的变化规律,建立各储层参数三维定量模型,通过模型的展示对各储层非均质性有一个空间上的了解,有助于油田的合理开发。      

陆相盆地露头储层地质建模研究与概念体系

露头储层地质建模的关键是阐明储层非均质性特征(即储层沉积非均质性、储层成岩非均质性和储层物性非均质性特征).储层非均质性具有层次性,并可以分为3种尺度(大尺度、中尺度和小尺度)进行研究。在不同尺度的沉积非均质性研究基础上,建立储层内部构成格架模型是储层沉积非均质性研究所要解决的主要问题,因此补充和完善砂体内部构成单位和等级界面分析法的概念等级序列尤为重要。本文提出河道单元在各类河道中具有普遍存在的规律,并指出不同类型河道砂体的内部构成复杂性和层次性具有差异,认为形成这种差异的主原因在于古流能量存在差异和沉积作用方式的不同。建立高渗透网络格架模型的基础是识别和划分流体流动单元。流体流动单元是以隔挡层为边界按水动力条件划分的建造块,其规模和分布空间与砂体内部构成单位关系密切。不同尺度的储层物性非均质性具有不同的研究对象和重点。以中尺度研究为例,储层物性非均质性的焦点在于流体流动单元的差别上以及构成流体流动单元的储层岩性相的差别上。沉积作用对储层物性的影响无疑是重要的,但如果叠加有不均匀的成岩作用的影响,那么整体孔渗值将会大大地降低。      

ZL地区砂砾岩体储层测井评价方法探讨

ZL地区砂砾岩体发育于ES3下和ES4段，主要为ES4段，是一套由近岸水下扇沉积形成的砂砾岩体储层，储层具有低孔渗、非均质性强、孔隙结构异常复杂、流体判识难度大等特点。针对该区的储层特征，充分利用各类测井信息，结合其它相关地质资料，对ES3下及ES4段砂砾岩体储层参数的计算方法进行研究，为正确描述储层特性提供较为准确的地质参数，在此基础上，分析不同岩性砂砾岩体油层的测井响应，确定不同岩性储层的油水干层评价标准，实际应用取得满意效果。     

渤中25-1南油田明下段储层宏观非均质性研究

为了提高油田的开发效果,通过对研究区明下段浅水三角洲沉积体系内微相类型、层内韵律特征、隔层分布特征、砂体的几何形态、钻遇率、孔渗特征等研究,定量或半定量表征了该区储层的宏观非均质性,揭示了研究区主力含油层段受沉积微相所控制,具有较强的层内、层间及平面非均质性。根据研究成果,提出了针对油田切实可行的综合治理建议。     

济阳凹陷5号桩地区中生界储层测井精细解释

济阳凹陷5号桩地区中生界地层，岩性复杂，非均质性强，孔隙结构复杂，测井资料解释难度大。应用测井相分析方法分析岩性与电性之间的响应关系，总结了该区各种岩性的测井响应特征,精确识别了该区15种岩性,并依据测井相分析结果，将岩性划分为不同类型，应用岩心分析资料刻度，划分岩性类型，建立了该区测井储层参数的精细解释模型。与试油资料对比表明,该方法具有良好的应用效果。     

储层流动单元划分方法评价及优选

开展储层流动单元研究对于定量刻画储层非均质性、提高测井解释精度及认识剩余油分布具有重要意义,但其识别方法较多,且适用性存在差异。以珠江口盆地W油田为例,对比了4种不同的流动单元定量划分方法,并探索了其适用性。研究认为:修改的地层Lorenz图法和流动分层指标法均基于孔渗比值关系,难以识别致密层;孔喉几何形状法虽能识别致密层,但对质量较好的储层区分作用不明显,而对质量较差的储层划分又过细;非均质综合指数法同时考虑了控制储层平面非均质性的定性参数和表征流体渗流特征的定量参数,将致密层单独划分为一类流动单元,有效区别于其他油水层,划分结果避免了异常点或过渡类型的影响,能够全面、合理地反映储层非均质性。     

濮城油田沙一段储层非均质性模型研究

结合精细沉积微相研究成果,按照储层相控随机建模的思路和方法,建立了濮城油田沙一段储层非均质性模型。模型预测结果表征了储层的空间非均质性特征,表明了不同的沉积相区其储层性质和特征有明显差别。与非相控随机建模方法预测模型对比分析表明:相控下的随机储层非均质性模型比较符合储层发育规律和非均质性的变化规律,可信度高,为该区制定和调整开发方案提供了重要的地质信息。通过研究发现,相控非均质性为油藏储层非均质性研究提供了非常有用的新方法。     

深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响

文东沙三段中亚段油藏是我国典型的深层高压低渗透油藏，储层以砂层薄、粒度细、非均质性显著为特征。油田开发中后期地层压力下降明显，储层物性及注水效果差。为此，开展了细致的微观非均质研究，指出主力产层呈大孔较粗喉及中孔、中细喉型孔隙结构；大多数储层为中小孔、细喉型孔隙结构，表面积大，储层非均质性强。另外，还首次进行了净覆压对储层性质的影响和真实砂岩微观水驱油模型研究，建立了净覆压与储层物性的定量关系模型，阐述了高压低渗透油藏驱油规律；指出储集岩孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素，增加注入压力与注入水推进速度对降低剩余油饱和度作用不大。     

基于扫描电镜大视域拼接技术定量表征致密储层微观非均质性

高分辨率扫描电镜技术是研究致密储层非均质性最直观的方法,但存在视域代表性的问题。以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段致密储层为例,基于扫描电镜大视域拼接技术,定量揭示了不同类型致密储层的微观非均质性。结果表明,研究区致密砂岩储集空间类型以粒间孔和粒内孔为主,同时发育少量微裂缝;泥页岩储集空间类型同样以粒间孔和粒内孔为主,有机孔和微裂缝相对较少。通过场发射扫描电镜大视域拼接技术与统计学方法结合,探讨了泥岩、页岩、泥质粉砂岩、砂岩等致密储层的矿物微观非均质性和孔隙微观非均质性。其中边长为160,300,300和1 000 μm的正方形视域面积可以分别作为上述4种岩性致密储层矿物微观非均质性代表视域面积;边长为200,300,300和800 μm的正方形视域面积可以分别作为上述4种岩性的孔隙微观非均质性代表视域面积。由此可见,不同岩石类型的致密储层,其微观非均质性存在明显差异,其中砂岩微观非均质性 > 泥质粉砂岩、页岩微观非均质性>泥岩微观非均质性。综合矿物微观非均质性和孔隙微观非均质性,可将边长为200,300,300和1 000 μm的正方形视域面积分别作为研究区泥岩、页岩、泥质粉砂岩和砂岩致密储层微观非均质性的代表视域面积。