准噶尔盆地中部4区块致密砂岩有效储集层物性下限

以准噶尔盆地中部4区块中侏罗统头屯河组致密砂岩储集层为例,利用测井解释、试油等资料,采用经验统计法、分布函数曲线法、试油法、孔渗关系法、正逆累计法和泥质含量法,综合确定了研究区有效储集层物性下限。研究结果表明,研究区有效储集层孔隙度下限为4.52%,渗透率下限为0.14 m D;孔隙度和渗透率呈幂函数关系;有效储集层物性下限随深度增加呈减小的趋势。根据各种方法可靠性加权平均确定研究区有效储集层物性下限,有效避免了单一方法的随机性和不确定性。     

准噶尔盆地阜东斜坡区侏罗系头屯河组储层孔隙结构特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜、物性和高压压汞等多种资料对阜东斜坡区头屯河组储层砂岩的岩石学、 物性和孔隙结构等特征进行了研究。 结果表明：阜东斜坡区头屯河组储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩 和岩屑砂岩,成分成熟度较低,结构成熟度中等-高;物性较好,中渗透储层所占比例较高;孔隙类型主 要为原生残余粒间孔与溶蚀粒内孔,喉道类型以缩颈型喉道与片状喉道为主;孔隙结构具有中-小孔喉 发育、孔喉大小均匀程度较差及孔喉连通性较好的特征。 此外,通过对储层物性参数与孔隙结构参数进 行多种非线性单相关分析,选出孔隙结构分类参数,运用数据构型与数理统计的方法建立孔喉结构分类 标准,并据此将阜东斜坡区头屯河组储层砂岩的孔隙结构划分为 4 种类型：大-中孔粗喉型（Ⅰ类）、中 孔中喉型（Ⅱ类）、中-小孔细喉型（Ⅲ类）及小-微孔微喉型（Ⅳ类）。     

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在边际油气田中,泥质砂岩致密油气田占有相当大的比重,然而,泥质砂岩致密油气田的储层物性预测是该类油气田高效开发的瓶颈问题之一。泥质砂岩致密储集层的储层岩石泥质含量高、粒径小、变化大,由于渗透率特别低,难以应用常规方法进行岩心分析,测定孔隙度、渗透率、饱和度等相当困难,而且不准确;同时,由于泥质含量很高,孔隙度、渗透率、饱和度都很低,各项参数与测井数据的相关性变得很差,甚至不敏感;由于水动力变化剧烈,储层平面非均质强,在进行储层物性的平面预测时,井间外推插值不准确。针对这些问题,文章提供了一套系统实用的解决方法。首先,利用核磁共振成像技术来获得岩心的孔隙度、渗透率、含油饱和度值;之后,应用改进了的遗传人工神经网络建立高精度的孔隙度、渗透率和饱和度的测井解释模型,并对井点测井数据进行逐点解释;最后,利用分形克里格技术对储层参数进行井间外推插值。将这套方法用于某油气田的储层参数预测,处理效果较为理想。     

准噶尔盆地石南油气田头屯河组成藏模式

位于准噶尔盆地腹部的石南油气田头屯河组为辫状河沉积,岩性主要为灰褐色岩屑砂岩和褐红色、灰黄色泥岩,砂岩沉积厚度7~26m,属中-低孔隙度、低渗透率储集层。油藏侧向为泥岩遮挡,构造低部位受油水界面控制。研究表明,断裂、不整合对侏罗系上部及白垩系油气运聚具有重要意义,白垩系与侏罗系及侏罗系头屯河组与西山窑组之间的两期不整合面为主要的油气运移通道,局部的正断层起着沟通油源与储集层的作用。     

低渗透砾岩油藏含油饱和度解释及水淹层评价

针对百21井区克下组低渗透砾岩油藏含油饱和度解释难度大、储层微观孔隙结构及电阻率受泥质含量影响大的问题,结合低渗透砾岩储层特点,利用泥质和孔隙水混合液导电模型,考虑混合液电阻率随含水饱和度变化,将泥质含量引入到阿尔奇公式中,对当前含油饱和度解释进行泥质含量校正;利用沃尔公式法和压汞资料求解储层原始含油饱和度,根据原始含油饱和度与有效孔隙度和泥质含量相关性,建立原始含油饱和度的解释模型;在储层当前含油饱和度和原始含油饱和度解释基础上,构建水淹层定量评价参数,并根据采油井试油与初期产液剖面测试结果建立水淹层定量评价标准。研究方法成功地应用于研究区克下组29口新井解释中,对于明确油藏调整潜力,优化注采参数起到了很好的指导作用。     

四川盆地浅气层测井泥质参数校正模型

四川盆地浅气层具有低孔低渗、泥质含量变化大、非均质性强的特点，造成四川盆地浅气层储层有别于其他油田的常规砂岩储层。对四川盆地浅气层进行测井解释，如果未做泥质参数校正，会使流体性质判别失误，孔隙度、渗透率、含水饱和度计算不准。为此，对测井参数泥质校正模型做了研究，包括泥质对声波时差影响的校正、泥质对体积密度影响的校正、储层泥质中子孔隙度的确定、含泥质储层电阻率值的校正。通过对某井泥质参数的校正，然后利用常规测井解释，证明了四川盆地浅气层测井泥质参数校正模型使用效果较好，测井解释结果符合率高，可推广应用于生产。     

石南21井区头屯河组高钙砂岩的成因及其意义

根据准噶尔盆地石南油田石南21井区中保罗统头屯河组高钙砂岩的宏观和微观分布特征,分析了高钙砂岩的成因及其意义,明确指出它具有等时性和等深性,可作为一个重要标志层对头屯河组头二段(J₂t²）砂层组进行细分与对比,并提出了该砂层组的细分方案,为油藏精细描述和油田开发方案的编制奠定了地质基础。     

港东开发区明化镇组储集层特征及其物性差异的机理探讨

港东开发区明化镇组发育曲流河沉积,其中NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ储集层物性主要为高孔隙度、高渗透率,而NmⅣ中孔隙度、中渗透率储集层较其余层位偏多。为了探讨相同沉积背景下河道砂体物性差异的原因,在沉积微相研究的基础上,采用电镜扫描、铸体薄片、压汞实验以及X射线衍射等方法对DJ5井区取心井岩心进行了储集层特征研究。研究结果表明,储集层主要为细砂岩及粉砂岩类,孔隙类型主要为原生孔隙,喉道类型主要为孔隙缩小型喉道和缩颈喉道,部分为片状喉道;储集层物性的影响因素包括沉积环境和成岩作用,其中泥质和方解石含量高是导致NmⅣ储集层物性变差的根本原因,NmⅣ储集层具有形成高岭石的地质条件。     

泥质砂岩地层的粘土性质分析

地层中粘土的存在对测井解释结果起着十分重要的影响,是造成测井解释复杂性的重要原因之一.正确地分析地层中的粘土性质,有助于测井解释人员更加全面地进行泥质砂岩储层的油气评价.以粘土测井特征和中子-密度测井交会法为基础,对每个泥质砂岩资料点确定其粘土性质,按含水泥质砂岩模型计算地层粘土含量;用粘土的阳离子交换量与干粘土含氢指数的交会来识别粘土类型.实践证明,该方法对物性较差的低渗透储集层以及低电阻率油气层有优越性,但对含轻烃的地层不适用.     

西峰油田N区长23储集层特征及敏感性评价

针对西峰油田N区长23低渗透砂岩储集层,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析,描述其储集层特征,基于岩石学特征、物性特征和孔喉结构特征进行储集层分类,同时对不同类型储集层进行敏感性评价,并分析了储集层敏感性的影响因素。研究结果表明:西峰油田N区长23储集层为细粒长石岩屑砂岩储集层,孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,平均孔隙度为16.4%,平均渗透率为13.5 mD,属于中—低孔、低渗储集层;储集层可划分为3类,Ⅰ类储集层孔喉结构与物性最好,Ⅱ类和Ⅲ类储集层依次变差;研究区储集层具有中等—弱速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、中等酸敏、强碱敏和中等—强压敏;研究区储集层敏感性受黏土矿物、部分碎屑颗粒以及孔喉结构的影响,储集层速敏性主要与高岭石含量有关,水敏、盐敏性与伊利石含量及产状密切相关,酸敏性受绿泥石和铁白云石含量共同影响,强碱敏性是由于长石和石英含量较高导致,压敏性是孔喉结构在有效压力下发生变形,使该类储集层渗透率明显降低的结果;3类储集层的黏土矿物含量、孔喉结构以及物性不同,储集层敏感性有所差异,储集层物性由好到差,敏感性依次增强。在开发过程中应根据敏感性主控因素和不同储集层敏感性的差别,针对性地进行储集层保护,减小对储集层的伤害。     

准噶尔盆地北三台地区清水河组低渗透储层成因机制

碎屑岩低渗透储层成因机制包括低渗透储层物性主控因素和储层致密史-油藏成藏史匹配关系两个方面。综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、扫描电镜观察、压汞与岩石物性测试等多种技术方法,对准噶尔盆地北三台地区下白垩统清水河组低渗透储层进行了研究。储层低渗透特征具有沉积作用主控、压实作用主导、溶蚀作用改善、胶结作用强化的特点。针对砂质砾岩-细砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,以“储层成岩作用演化序列-储层孔隙结构”为约束进行地质历史时期储层物性的恢复,确定不同区带、不同岩性储层的低渗透形成时间,结合油藏成藏史及原油分布特征,分析清水河组低渗透储层成因机制。清水河组存在3类不同成因类型的储层,Ⅰ类为中渗成藏 现今中渗储层、Ⅱ类为中渗成藏-现今（特）低渗储层、Ⅲ类为（特/超）低渗成藏 现今（特/超）低渗储层;其中Ⅱ类细分出2个亚类,Ⅲ类细分出4个亚类。针对不同成因类型的（低渗透）储层,结合成藏时期储层渗透率特征、储层含油级别、原油特征及试油试采成果等,进行了钻前勘探潜力分析及有效开发增产措施的优选。     

利用岩石物理相“甜点”筛选特低渗透储层含油有利区

陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等因素的影响,储层具有宏观物性和微观孔隙类型多样、储集性能和渗流结构差异较大、流动层带复杂等特点,利用岩石物理相流动单元"甜点"筛选特低渗储层含油有利区。选用反映多孔介质地质特征的流动层带指标、储能参数、成岩综合系数、单渗砂层厚度、油层有效厚度、砂地比、渗透率、孔隙度、泥质含量及夹层的分布频率和分布密度等参数,建立了岩石物理相"甜点"综合评价指标体系。通过灰色理论集成,综合上述储层渗流、储集特点及含油气与非均质的多种信息,利用Ⅰ类、Ⅱ类岩石物理相"甜点"圈定出含油有利区位置及分布范围,集中地反映出该区特低渗透储层含油有利区形成的地质特点。     

大情字井油田157井区青三段储层孔隙特征研究

利用铸体薄片和扫描电镜资料,特别是运用了恒速压汞孔隙结构分析方法,对大情字井油田乾157井区青三段储层砂体低渗透储层孔隙结构进行了综合研究,重点讨论了孔隙类型、喉道特征、孔隙结构对渗透率的影响以及影响渗透率的主要因素.研究表明,孔隙类型以粒间孔和粒内孔为主;喉道类型可划分为孔隙缩小型喉道、收缩型喉道、片状或弯片状喉道和...     

低渗透储集层微观水驱油机理研究--以西峰油田庄19井区长82储集层为例

西峰油田庄19井区长82储集层属低渗透储集层.采用真实砂岩微观模型水驱油实验（包括单模型和组合模型）对研究区的水驱油机理及影响水驱油效率的因素等进行了较为系统的分析研究,逼真、直观地模拟了水驱油过程中流体的渗流特征及残余油分布规律,为该井区及同类型油藏制定合理的注水开发方案提供了一定的依据.     

水敏性低渗透储层油水两相渗透率JBN计算方法的改进

水敏性低渗透砂岩在水驱油过程中由于受到黏土膨胀、颗粒运移、堵塞等水敏影响,岩石的孔隙半径缩小、渗透率降低,出现注入压力异常的现象,采用常规的JBN方法计算油水两相渗透率会出现异常的相渗曲线。在考虑水敏性低渗透砂岩水驱油过程中水敏影响的基础上,对常规JBN解释方法进行了改进,以满足正确解释水敏性低渗透砂岩油水两相渗透率的需要,实例应用证实了改进方法的正确性与实用性。     

辽河油田注水开发技术与实践

辽河油田水驱油藏具有断层发育、含油层系多、储层非均质性强、泥质含量高、油藏类型复杂等特点。在近10 a的开发实践中,结合各类油藏注水开发难点,研发了深度精细油藏描述、细分注水调整、低效无效水循环识别、二三结合精细挖潜、多元注采调控等12项核心开发技术,形成了一套适合中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏、特殊岩性油藏特点的注水开发技术序列,水驱油藏年产油量由324×10⁴t/a提高至360×10⁴t/a,水驱采收率提高3.3个百分点。探索形成的改善老油田注水开发效果的技术对策,对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴意义。     

云南保山盆地高孔隙度中低渗透率储层参数计算

云南保山盆地上第三系为高孔隙度中低渗透率含气砂岩储层特征,其特点是电性特征受岩性影响大和高孔隙度中低渗透率.针对性地建立合理的岩石体积模型,采用非电法-库克法计算储层的孔隙度和饱和度;在渗透率的计算上充分结合该区储层特征,引入泥质含量、粒径大小、孔喉结构等影响因素.最终的计算结果与岩心分析数据及试气结论较吻合.     

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常规测井资料主要反映岩石的宏观物理信息。低渗透储层孔隙结构复杂，做孔和做缝作用明显，应力敏感性强，利用常规测井资料和地面分析资料精确评价储层的难度校大。核磁共振测井资料为分析地层上覆应力下储层的孔隙结构和渗透性提供了良好的手段，但由于低信噪比和T2截止值问题，其在低渗透储层评价中的适应性值得进一步研究。文章通过岩心调试，建立了长庆上古生界低渗透砂岩储层的核磁共振潮井解释方法和优化采集参数，分析了影响丁z截止值变化的主要因素。结果表明，研究区实潮可动流体截止值变化范围较大，影响其变化的主要因素是储层的岩性，纯石英砂岩相对岩屑砂岩和含泥砂岩具有较高的T2截止值。文章给出了核磁共振测井在提供高精度储层参数、进行储层孔隙结构及可动流体分析、以及低电阻率气层识别方面的实例和使用效果。