二维核磁共振测井在致密碳酸盐岩储层中的应用

鄂尔多斯盆地致密碳酸盐岩储层存在岩石组分复杂、孔隙非均质性强,储集空间类型多样的特点,基于常规测井资料计算的储层参数可靠性差,难以准确识别储层流体性质。为提高致密碳酸盐岩储层流体性质识别,研究黏土束缚水孔隙、微细-中孔、粗孔-孔洞3种孔隙组分的核磁共振横向弛豫时间特征,利用核磁共振测井T_2分布计算3种孔隙组分的孔隙度,建立T_1、T_2几何平均值比值与粗孔-孔洞孔隙度流体性质识别图版,微细-中孔孔隙度与粗孔-孔洞孔隙度储层有效性评价图版。对致密碳酸盐岩储层流体性质判识结果表明,二维核磁共振测井对致密碳酸盐岩微细-中孔型及粗孔-孔洞型储层流体识别效果较好,针对孔隙不连通储层及裂缝性储层应用存在局限性。     

利用核磁共振测井资料评价致密储层可动水饱和度

新场须四段储层岩性较为复杂,包括岩屑砂岩、钙屑砂岩和灰质砾岩,属致密碎屑岩储层,具有复杂的气水关系.针对其储层特征,以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础,对致密碎屑岩储层的气水弛豫特征进行分析.充分利用汞饱和度资料、测试资料,并结合核磁共振岩心实验横向弛豫时间T2分布谱特征,对致密碎屑岩储层复杂岩性的T2气水分布界限...     

基于构造-岩性控制的致密储层评价标准构建

新场须四各亚段沉积微相差异较大,致使各亚段储层岩性、储集类型和电性特征不同。综合分析认为,岩性影响、构造影响、孔隙结构影响是制约须四段储层解释符合率的主要影响因素,针对这些影响因素,基于构造-岩性建立了不同岩性储层气水评价标准,并以测试层为样本,对不同岩性储层的T_2气水弛豫特征进行分析,确定了粗中砂岩、细粉砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的核磁共振测井T_2气水弛豫标准,该方法技术适用性强,大幅度提高了新场须四致密储层的解释符合率。     

缝洞性碳酸盐岩储层测井评价技术

四川盆地AZ长兴组碳酸盐岩储层裂缝及溶蚀孔洞发育,储集类型为溶蚀孔洞型和裂缝-孔洞型,气水关系复杂,储层有效性判别、流体性质识别及产能预测是该类储层评价的难点。针对缝洞性储层特征,阐述了成像和偶极声波测井是解决裂缝、溶蚀孔洞识别及有效性判别的直接方法,明确了基于物性分类的不同饱和度条件下的电阻率与孔隙度交会、核磁共振测井T2分布谱信息是判别缝洞性储层流体性质的有效方法。缝洞性气层有效厚度与孔隙度乘积的累加可作为产能预测的评价指标,形成的缝洞性储层测井评价技术将进一步为经济高效地开发四川盆地AZ长兴组气藏提供有力的技术支撑。     

核磁共振测井在江汉特殊储层解释评价中的应用

核磁共振测井是基于测量信号直接反映储层孔隙分布和孔隙流体性质的测量方法。利用核磁测井技术展开了对江汉地区盐间非砂岩储层、低孔低渗砂岩储层的测井评价,并建立了各类特殊储层的核磁测井响应特征和棱磁评价标准。对于盐间非砂岩储层,核磁测井T_2谱能较准确地判别出储层的孔隙结构、可动流体和渗透性特征,进而结合电成像资料区分储集类型,划分有效储层。在低孔、低渗砂岩储层中,利用核磁T_2谱、差谱、移谱信号特征建立了低渗透水层、低渗透差油层核磁响应模式。     

T_2-D二维核磁共振测井评价在气水识别中的初步应用

核磁共振T2谱形态受孔隙流体体积弛豫和扩散弛豫影响,主要依赖于挖掘不同孔隙流体表面弛豫差异信息的差谱法和移谱法判别流体性质,但其方法存在局限。T2-D二维核磁共振利用气水扩散系数存在数量级差异判别孔隙流体性质的方法提高了孔隙流体识别能力。根据MRIL-P型核磁共振测井仪器的采集参数,建立T2-D分布正演模型,发展了一套基于奇异值分解的多组回波串联合反演计算方法。通过对正演模型加入不同程度的随机噪声进行对比研究发现,高信噪比的回波串反演结果能较好地区分储层流体性质。随着信噪比降低,反演得到的T2-D分布指示储层流体性质的灵敏度降低。在信噪比低于3时,反演的T2-D分布很难判别储层流体性质。基于该研究成果,对PL地区PL7井、PL9井须家河组碎屑岩储层MRIL-P型T2-D二维核磁共振测井资料进行了处理分析,得到深度域T2-D分布,较好地指示了储层气水特征,解释结果得到了试油验证。     

一种新型核磁原理分析和弛豫方法研究

核磁共振测井是能同时提供渗透率、孔隙度、束缚水饱和度等地层参数的一种测井手段,利用储层中氢核的核磁共振性质来判断地层中各种孔隙度情况,受核磁共振元素影响导致不同地层中氢核元素分布会发生改变,来判断储层孔隙中的流体性质,并结合不同流体的弛豫谱时间差异来判断储层中不同流体性质的T2谱分布,区分出孔隙中油、气和水的T 2分布谱,从而分析算出地层含水饱和度。从其基本原理入手,分析了核磁矩算法原理、原子核的自旋量子数和磁矩关系、核磁矩的取向和能量分析等方面,并通过实验来测定硫酸铜水溶液中氢原子核的核磁共振弛豫时间T1、T2随CuSO4浓度的变化关系,同时对本次结论进行理论方面阐述和合理性分析。     

核磁共振横向弛豫时间谱分解法识别流体性质

在核磁共振横向弛豫时间(T_2)谱特征分析的基础上,利用信号分析方法分解T_2谱,提出了利用T_2谱分解法识别流体性质的新方法。由于T_2谱在横向弛豫时间轴上满足对数正态分布的特征,采用高斯函数对T_2谱进行拟合,可将T_2谱分解为2～5个独立的分量谱。通过分析原油和地层水自由弛豫响应特征以及岩心油水互驱的动态响应特征,明确了各分量谱的岩石物理意义。T_2谱可以分解为黏土束缚水分量谱、毛细管束缚流体分量谱、小孔隙流体分量谱和大孔隙流体分量谱。依据目标区原油性质,确定含油储集层T_2分量谱峰在T_2时间轴上的分布范围为165～500ms。据此可准确识别流体性质,对于低孔隙度、低渗透率储集层中复杂油水层的识别,具有较强的适应性。图9表2参13     

基于核磁共振自由弛豫特征的含油性评价方法——以玛湖凹陷下乌尔禾组砾岩储层为例

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、强非均质性的特点,常规电法测井和核磁共振差谱法均难以反映储层的含油性特征。为了解决这一问题,开展了轻质原油核磁自由弛豫测量与下乌尔禾组储层岩心含不同流体的核磁共振对比实验,实验显示:(1)轻质原油核磁共振自由弛豫T2谱横向弛豫时间起始于100.00 ms;(2)饱和水岩心核磁共振T2谱基本收敛于100.00 ms;(3)饱和油岩心核磁共振T2谱在100.00 ms后出现了与原油核磁共振T2谱相似的自由弛豫特征。这说明下乌尔禾组岩心以水润湿为主,饱和油岩心核磁T2谱大于100.00 ms的信号由轻质油的自由弛豫引起。将100.00 ms作为核磁共振测井含油信号的标志,构建敏感参数,建立了基于核磁自由弛豫特征的流体性质识别图版。在考虑渗透率对含油性影响的情况下,建立了含油饱和度计算模型。利用该方法对研究区22口探井31个层位进行了含油性测井评价,结果显示测井解释符合率达93.5%,应用效果良好。该方法为核磁共振测井在含油性测井评价中的应用提供了新的思路。     

致密砂岩储层核磁共振T_2谱分析研究

为了分析岩石孔隙中流体分布,使用核磁共振(NMR)仪器对致密砂岩储层不同井位岩心进行了测量,得到T_2谱分布。核磁共振(NMR)T_2谱可较为直观的反映岩石孔隙中流体分布。实验结果表明,样品T_2截止值较小,并且其T_2谱分布主要为双峰,横坐标表示横向弛豫时间,横向弛豫时间对应孔隙的大小,1 ms~10 ms对应小孔隙,10 ms~100 ms对应的中等孔隙,100 ms以上对应大孔隙。小孔隙中的流体由于毛管力作用导致流体不可流动,也就是所谓的束缚流体,而大中孔隙中流体可以在驱动力作用下流动也就是常说的可动流体。     

核磁共振测井在致密含气砂岩中的应用

通过对核磁共振测井的T₂谱及其T₂截至值的合理选取，解释并获得了鄂尔多斯盆地西缘上古生界山西组、石盒子组致密砂岩储集层的总孔隙度、有效孔隙度、毛细管束缚水体积、可动水体积及渗透率等参数，据此预测的储集层孔隙结构特征与岩心分析测试结果很吻合。研究还发现，致密含气砂岩的T₂谱具有分布范围窄-中等，波形及差谱分析谱位置明显后移、分布中等、呈单峰的典型特征。结合常规测井资料，综合研究了致密砂岩储层特征及其含气层的测井响应。经测试验证，致密含气砂岩储层的核磁共振测井解释结果十分可靠，表明核磁共振测井可用于该区致密含气砂岩复杂储集层评价。     

油润湿致密砂岩核磁共振弛豫机理与流体识别方法

核磁共振测井是一种能够进行流体识别的重要测量手段,岩石的润湿性对其具有重要影响。鄂尔多斯延长组长8段致密砂岩储层孔隙度低,渗透率差,为弱油润湿性,现有的核磁共振测井流体判别方法难以适用,解释符合率偏低。考虑润湿性因素的影响,研究了水湿、油湿以及混合润湿条件下的核磁共振驰豫机理,利用数值模拟计算了不同润湿性条件下核磁共振响应特征。分析发现,核磁共振差谱几何均值与有效孔隙度差对流体敏感,用这两个参数构建的交会图能有效区分油层和水层,利用核磁共振测井数据和构建的图版实现了储层流体类型的识别。应用实例表明,该方法能有效实现致密砂岩油润湿储层的流体识别,弥补了现有核磁共振差谱分析判识油润湿储层流体类型的不足。     

泊松比气水预测模型及其在碳酸盐岩储层中的应用

地震资料泊松比反演气水预测方法在砂岩储层中的应用效果稳定,但在碳酸盐岩储层中的预测效果还有待确认。为此,在四川盆地龙岗构造三叠系、塔里木盆地奥陶系、土库曼斯坦阿姆河右岸区块侏罗系等8个层系的碳酸盐岩储层中开展了应用研究。对测井资料的泊松比分析结果表明,碳酸盐岩储层含流体后,其泊松比由低到高依次对应于含气、同含气水、含水、致密层。基于该良好规律,可获得碳酸盐岩储层泊松比气水预测模型,随后制作合成地震记录,准确标定储层所在位置,进而可建立起测井泊松比与地震资料的关系,采用泊松比测井曲线约束地震资料进行反演的方法,并通过神经网络算法予以实现,从而得到泊松比反演剖面,能够较为清晰地反映储层含气、含水情况,由此获得的平面分布预测图可有效分析气水分布与构造、断层等的关系。在不同碳酸盐岩储层类型(如孔隙型、裂缝型、裂缝孔隙型、缝洞型)中的应用效果表明,该方法能有效识别碳酸盐岩储层的含气性和含水性,可作为气水预测的一种新手段。     

复杂孔隙结构储层地震岩石物理分析及应用

致密砂岩、碳酸盐岩气藏等多以低孔低渗储层为主,孔隙成因和类型复杂多样,孔隙度及渗透率对地震弹性模量和速度产生重要影响,为含气性预测带来很大困难。针对低孔低渗复杂孔隙介质,借助孔隙结构表征及地震岩石物理分析,评价孔隙结构的复杂性及孔隙流体分布的非均匀性对地震波速度的影响,揭示低孔低渗储层中地震波速度随物性、含流体性的变化规律。修正White模型描述低孔低渗储层地震频段纵波速度随含气饱和度的变化规律,建立低孔低渗储层含气饱和度定量预测模板,推动地震定量解释技术研发。研究成果在四川盆地须家河组致密砂岩气层含气饱和度地震定量预测应用中取得了良好效果。     

联合高压压汞和核磁共振分类评价致密砂岩储层——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例

致密砂岩气藏储层的孔渗关系通常都较差,沿用常规的储层分类方案难以满足该类储层分类评价的需要。为此,以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块二叠系致密砂岩气藏为例,借助高压压汞、核磁共振和扫描电镜等多种手段,刻画致密砂岩储层微观结构,研究微观结构参数对宏观物性的控制作用,进而在此基础上开展致密砂岩储层分类评价。研究结果表明:(1)核磁共振能够识别不同大小的孔隙分布,高压压汞能够反映储层的孔喉配置关系及渗流能力;(2)两种手段刻画结果吻合较好,随T2谱右峰比例的增加,进汞曲线呈现下凹形、孔喉半径增大,孔隙类型由粒内溶蚀孔和晶间孔逐渐过渡为粒间孔和粒间溶蚀孔,储层品质变好;(3)微观孔隙结构控制储层物性及流体可动性,大孔的孔隙度和有效孔隙度的相关性最佳,大孔孔隙度可用于评价致密砂岩的储集能力;(4)高压压汞获得的孔喉半径R15与孔隙度、渗透率相关性最佳,可用于评价致密砂岩的渗流能力;(5)综合大孔孔隙度和R15将临兴区块致密砂岩储层分为4类,分类结果与现场试气结果吻合度较高。结论认为,高压压汞和核磁共振两种方法相结合,能够有效识别反映致密砂岩储集能力和渗流能力的关键参数,提高储层分类的可靠性和完整性;通过优选反映储集能力和渗流能力的关键参数,可以指导致密砂岩储层的分类评价。     

鄂尔多斯盆地延长组成岩流体滞留效应与致密砂岩储层成因

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层主要是致密低渗透储层。平缓的构造背景、储层胶结物含量及类型的差异、包裹体均一温度、碳酸盐胶结物碳氧同位素分析及地层水特征均证明,鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层中成岩流体存在滞留效应。尽管碎屑矿物颗粒被烃源岩生烃过程中排出的有机酸溶蚀,但由于地层平缓、成岩流体难以迁移而滞留在原来的孔隙中,形成了大量自生胶结物沉淀。孔隙度演化计算表明,除成岩压实减孔作用是导致延长组砂岩储层致密的主要因素外,成岩流体滞留效应造成延长组砂岩储层中自生黏土矿物和碳酸盐等胶结物发育,由此导致的强胶结效应是储层致密、强含油非均质性的主要原因,且其减孔作用与成岩压实作用几乎相同。     

四川盆地简阳—大足区块地震技术应用效果分析及适用技术评价

川中须家河组及雷口坡组气藏分别属于致密砂岩油气藏及碳酸盐岩气藏。致密砂岩储层因低孔隙性和含油气饱和度变化所产生的地球物理特征相对变化微弱,储层和气层预测是地震预测难点;碳酸盐岩成岩作用比较复杂,速度、密度和孔隙度相关较差,储层物性定量预测难度较大。通过四川盆地大川中地区简阳—大足区块叠前地震资料处理和储层预测,本次攻关取得了如下主要成果:①分析了影响地震资料保幅处理的主要因素,提出了地震叠前保幅处理的关键技术,形成了有效的保幅处理流程;②典型井致密砂岩的岩石物理分析表明:弹性阻抗和纵横速度比有效区分岩性,纵波速度、横波速度和孔隙度相关较好,有效预测物性,储层预测思路是先区分岩性,后区分物性;③提出了弹性阻抗系数技术预测致密砂岩气层,基于储层特征参数约束下地震技术定量预测碳酸盐岩储层新方法。     

复杂礁滩气藏储层流体测井识别技术

礁滩气藏的储层非均质性强,具有低孔隙度、高电阻值和岩性复杂等特征,其流体的测井识别一直面临着较大的困难。为此,针对不同的储层岩性和储集空间类型建立针对性的判别模型,以四川盆地龙岗礁滩气藏储层流体识别为研究对象,在对目前国内外已有的碳酸盐岩储层测井流体识别方法--电阻率法、孔隙度重叠法、P^1/2法等11种方法进行深入分析研究的基础上,优选出了3种适合龙岗地区复杂礁滩气藏流体识别的方法（即电阻率法、中子和声波信息组合法、纵横波信息法）;此外,在分层位、分岩性开展岩电试验和纵横波速度对比试验的基础上,对这3种方法进行了改进,建立起了该区礁滩气藏储层的流体判别技术,使流体识别符合率从78%提高到了90%,为复杂碳酸盐岩储层的流体识别提供了技术支持。     

致密砂岩气藏充注模拟实验及气藏特征——以川中地区上三叠统须家河组砂岩气藏为例

致密砂岩气藏岩石孔喉细小、孔隙结构复杂、含水饱和度较高且主控因素不明,制约了对天然气规模成藏机制的认识和气水分布的预测。为此,以四川盆地中部（以下简称川中地区）上三叠统须家河组致密砂岩气藏为研究对象,应用基于低场核磁共振与高压驱替装置有机结合的模拟实验设备,开展致密砂岩在不同驱替压力下气驱水过程的在线动态模拟,研究不同压力下气、水在岩石中的赋存及流动特征,定量表征流体饱和度与充注压力、岩石孔径等的关系,探讨致密砂岩气富集机理。研究结果表明：①决定须家河组气藏含气饱和度高低的储集主体是孔径介于0.1～10.0 µm的储集空间;②含气饱和度总体上有随孔隙度和渗透率增大而升高的趋势,孔渗条件相近时,含气饱和度高低主要受控于孔径大于1.0 µm的储集空间,大孔径占比越高,含气饱和度越大;③须家河组致密砂岩在3.0～5.5 MPa充注压力下达到总含气饱和度的70%,此后随充注压力增大,含气饱和度增幅缓慢且总量小;④“小压差驱动、相对大孔径空间储集的耦合”是低生气强度区致密砂岩形成较高含水饱和度大中型气田的重要因素。结论认为,川中地区须家河组储层“孔径小、生气强度低、近源聚集”的特点决定了其主要以小压差驱动、相对大孔径空间储集,天然气可以规模富集成藏,但储层含水饱和度高。     

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川西前陆盆地上三叠统须家河组须二段属低孔、低渗裂缝—孔隙型块状砂岩储层，是该区域的主力气层。针对这一致密砂岩储层的特点，以岩心资料为基础，通过地震、测井响应特征研究，建立了储层的地震模型。文章重点介绍GRIstation地震属性分析技术和COMPAK烃类检测定性预测技术预测含气砂体有利区、SEIMPAR测井多参数反演的自然伽马反演定量预测砂层厚度、HARI和GEOsmart精细波阻抗反演技术定量预测含气砂层等，从而形成了一套由定性识别到定量判识的综合预测技术。采用该套技术部署的邛西4井在须二段获高产气流，2003年新增天然气控制储量20０×108m3以上，应用成效显著。