非均质综合指数法在海相辫状河三角洲储层非均质性研究中的应用

选取孔隙度、夹层密度、渗透率变异系数、渗透率突进系数、砂层厚度、泥质含量共6种参数来求取储层非均质综合指数,利用储层非均质综合指数较全面地表征了研究区C3储层的平面非均质性。     

胡状集油田胡5块储层非均质性分析

利用统计法、Dykstra法和劳伦兹曲线法分别计算了胡状集油田胡5块几个层系的渗透率变异系数;并对层间宏观、微观非均质性进行了研究,结果表明该区块储层非均质相当严重.     

储层纵向渗透率非均质性对酸压改造效果的影响

随着越来越多的复杂油气藏投入到勘探开发中,储层纵向渗透率非均质性已成为影响或制约酸压改造效果的重要因素.以储层渗透率与岩石溶蚀速率关系为基础,结合数值模拟方法及9口气井改造效果实例,综合分析了储层纵向渗透率非均质性对酸压改造效果的影响规律.结果表明,纵向渗透率分布对酸蚀沟槽的形成及导流能力有重要影响,储层纵向渗透率变异系数在0.8 ～1之间时,酸压改造模拟效果较好.实践证明当储层渗透率非均质性较强或较弱时,酸压改造效果较差;当储层纵向渗透率非均质性为中等程度时,酸压改造效果较好.     

渗透率变异系数的几种计算方法——以麻黄山西区块宁东油田2、3井区为例

渗透率变异系数VK反映样品偏离整体平均值的程度,是评价储层宏观非均质性的最重要参数。介绍了三种渗透率变异系数的计算方法:统计学方法、Dykstra H方法和洛伦兹曲线法,并用三种方法分别计算了宁东油田2、3井区的延8和延9层的渗透率变异系数,比较了三种方法的优缺点和适用范围。实践应用表明,洛伦兹曲线法比较适合本地区的研究,因为它所求出的VK值在0和1之间,具有较强的可比性,能很明确的反应各层位非均质性的程度,而且适合任何分布类型的油藏;统计学方法计算的渗透率变异系数在0~∞之间,用这种方法计算的VK很难建立起该油藏非均质程度的概念;Dykstra H方法适用范围很小,仅适应于渗透率接近于呈对数正态分布的油藏,对本区不太适合。     

昆北油田切十六井区储层分类评价方法与结果

昆北油田切16井区E1+2油藏为岩性油藏,砂砾岩含油性受泥质含量、储层物性的控制。由于该区为富钾地层,自然伽玛不能准确反应泥质含量,从而影响了孔隙度、饱和度、渗透率等参数的准确性;利用泥质与粉砂质含量修正孔隙度模型、有效孔隙度修正渗透率模型,较好地实现了纵向上厚层砂砾岩有效储层的识别;通过建立比值法饱和度与束缚水计算模型,较好地体现了储层含油性差异,并能辅助识别可动水。在此基础上结合试油试采资料,对储层进行了分类评价。     

Albert湖盆中一高渗储层非均质性分析

乌干达Albert湖盆南区K油田为中-高渗类型储层,非均质性较强.主要运用37 m岩心及280样次的薄片、粒度、扫描电镜、X-衍射、压汞、以及物性等化验分析结果,对储层进行层内、层间及微观储层非均质性分析并研究其控制因素.研究发现,储层渗透率变异系数为0.83～1.81,非均质性强,黏土及多种碳酸盐成岩方式的差异和沉积颗粒粒级变化是储层非均质主要影响因素.据此,将K油田Zone1A、Zone1B及Zone1C层岩石类型主要划分为粗-中粒颗粒包壳式泥质胶结砂岩、细-中粒碳酸盐质孔隙式胶结砂岩及中-粗粒颗粒包壳式和孔隙式泥质胶结砂岩.     

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。     

柳江盆地二叠系山西组露头致密砂岩储层非均质性表征方法

为了深入研究致密砂岩露头储层的非均质性,解决致密砂岩储层非均质性影响因素多、综合定量表征储层非均质性难度大的问题,对柳江盆地二叠系山西组露头储层进行了系统化密集采样。利用地质统计分析、样品实验分析和显微镜薄片观察等方法,确定了致密砂岩储层各项性质及相关定量数据。同时基于洛伦兹曲线理论分析处理数据,运用层次分析法确定了渗透率、孔隙度、面孔率、填隙物含量和粒度等影响因素的权重,提出了综合定量表征致密砂岩储层非均质性的方法。研究表明,靶区山西组露头致密砂岩为强非均质性储层,区域垂直层面和平行层面的孔、渗特征近乎一致。孔隙度与渗透率之间的差相关性表明,基于突进系数、变异系数和级差等参数的传统非均质性评价方法不适用于致密砂岩储层。用新方法得到的结果比传统仅基于渗透率指标所构建的参数能更好地反映致密岩储层和非均质性。该方法也适用于其他类型非常规储层的非均质性评价。     

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。     

储层非均质对油气聚集成藏的影响——以八面河油田面120块为例

八面河油田面120块位于东营凹陷南斜坡,由于差异压实作用和成岩作用的影响,储层非均质性严重.为了探索储层非均质性与油气聚集成藏的关系,指导油田下一步勘探开发,以单砂层为研究单元,应用物理模拟试验方法,探讨了储层非均质性对油气聚集的影响.结果表明储层物性非均质性对各砂层的含油性有很大的影响,渗透率级差越大,砂体含油性越差;渗透率级差越小,砂体含油性越好.     

页岩油储层基本特征及评价要素

页岩油是指以游离、溶解或吸附状态赋存于有效烃源岩泥页岩中的液态烃类,是泥页岩生排烃后的残余滞留聚集,基本未经历运移或仅在源岩内短距离初次运移。目前,国内外对"页岩油"概念的界定不统一,对储层控制因素及评价要素的研究仍相对薄弱。明确了页岩油储层为泥页岩,不包括烃源岩内的其他岩类夹层及邻层,并依据储集机理差异将页岩油储层分为裂缝型和基质型。富含有机质、以Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根为主、R_o值介于0.6% ~1.2% 、有机碳（TOC）值大于2.0% ,矿物组成复杂、发育纹层结构,储集空间细小,低孔特低渗、储层需要改造是页岩油储层的基本特点。重点揭示了有机质在页岩油储层形成及评价中的重要作用,有机质含量影响页岩的生油潜力、储集能力并进而决定了页岩储层的含油量及产能,提出一套以有机碳含量为核心的储层分级评价标准,以TOC为2% 、4% 为界,同时综合考虑有机质类型及成熟度、富有机质页岩厚度、矿物组成及岩石类型、孔渗特征及岩石可压裂性等指标,将页岩油储层分为3级：Ⅰ类目标储层、Ⅱ类有利储层及Ⅲ类无效储层。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组页岩储层测井评价

通过结合电阻率、声波时差、补偿中子、自然伽马测井等常规测井评价方法,用大量岩心样品作为校正依据,使用测井曲线重叠法、测井参数图版交会法、多元线性回归法等建立了青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组储层岩性、物性、有机碳含量等关键参数的定性识别方法和定量解释模型,并结合实测有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（R_O）和补偿中子（CNL）之间的相关性建立储层含气量解释模型。通过测井模型拟合计算结果显示：青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组页岩储层孔隙度分布在0.5%~2.6%之间,渗透率分布在（0.002~2.3）×10^-3 μm²之间;有机碳含量分布在0.2%~7%之间,镜质体反射率分布在2.3%~3.12%之间,平均含气量为3.7 m³/t。储层整体表现为特低孔特低渗的物性特征,具有良好的生烃潜力和含气性及较高的资源潜力。     

松南地区陆相泥页岩TOC定量预测技术

总有机碳质量分数(TOC)是评价泥页岩生烃能力的关键指标之一,也是评价泥页岩油气甜点的重要参数。针对松南地区SJT地区陆相泥页岩储层,提出了一种TOC定量预测新方法。该方法通过修改模型系数,引入新的测井参数,联合铀预测技术和Δlog R法拟合TOC;同时,在分析泥页岩地球物理响应特征规律的基础上,结合正演分析建立泥页岩储层段的典型波形结构特征与TOC的相关性,利用波形指示反演技术在贝叶斯框架约束下预测TOC分布。利用该结果部署的Y1井钻遇富有机质泥页岩,在Y1井以南部署的水平井连续钻遇气测显示层,验证了新方法的可靠性,对陆相泥页岩TOC的区域评价提供了一种新的解决方案。     

西峰油田长8油藏产能影响因素实验研究

西峰油田长8油藏为特低渗岩性油藏。为了合理确定油井工作制度,通过实验分析研究了长8储层渗透率应力敏感、流体黏度、裂缝导流能力等因素随压力的变化特性,使用针对低渗透压裂井导出的产能预测模型,计算分析各参数对油井产能的影响规律,综合分析确定出该油藏最佳生产压差为5 MPa。     

烃源岩评价参数与油页岩品质指标内在关系探讨

如何用烃源岩评价参数定量评价油页岩品质级别,是目前含油气盆地油页岩评价面临的一个重要问题。通过对我国中西部鄂尔多斯、准噶尔和民和3个含油气盆地中油页岩进行系统采集,开展了含油率和发热量等油页岩品质方面的研究,同时也进行了有机质丰度、有机质类型和成熟度等烃源岩评价方面的研究,重点探讨油页岩品质参数与烃源岩丰度参数的内在关系。研究表明这3个盆地油页岩含油率(ω)、发热量与生烃潜量(S₁+S₂)相关性最好,与有机碳(TOC)的关系次之,其中含油率与生烃潜量相关系数高达0.89,两者的线性关系式为ω＝0.066（S₁+S₂）＋2.413,可以根据生烃潜量等指标对油页岩品质特征进行评价,当生烃潜量界限值为16.4mg/g、39.0mg/g、114.4mg/g,有机碳含量为3.3%、10.0%、32.3%,氯仿沥青“A”含量为0.03%、0.2%、0.85%时,油页岩的品质分别达到低级、中级、高级。     

海相“有效烃源岩”定义及丰度下限问题讨论

根据南方海相地层构造复杂、寒武系页岩等生烃过程早的特点，提出“海相有效烃源岩必须对现有圈闭或晚期成藏有过实质性贡献”的补充定义。建议在烃源岩评价中加入“时效”概念和相关参数。碳酸盐沉积相控制了烃源岩的发育，隐藻碳酸盐是碳酸盐中最主要的烃源岩，不同成熟度的海相烃源岩应有不同的有机碳含量下限标准。图2参12     

鄂尔多斯盆地镇泾地区中生界油气成藏主控因素分析

在镇泾地区已探明油藏特征及邻区西峰油田的基础上,从研究区中生界构造、烃源岩、砂体展布特征等成藏控制因素进行综合分析,认为该区中生界烃源岩厚度总体上较邻区西峰油田差,油气纵向上运移动力不足。构造反转对油气成藏没有明显影响,但其形成的构造特征对局部成藏有控制作用。优势相与含油气性的好坏有关,但不是成藏与否的决定因素砂体与区内微构造叠合部位形成的圈闭应该是油气有利聚集地区,圈闭才是控制研究区成藏的关键因素。     

鄂西建始地区大隆组页岩有机地球化学特征

为了评价鄂西建始地区大隆组黑色页岩的勘探开发潜力,采用场发射扫描电镜、X射线衍射、低温N₂吸脱附、甲烷等温吸附实验等手段,分析了其储层特征和有机地球化学特征。结果表明,大隆组页岩储集空间以矿物溶蚀孔、有机质孔为主,石英等脆性矿物含量较高,孔隙度为0.65%~2.79%,渗透率为0.000 8~0.462 1 mD,属于特低孔、特低渗储层。页岩有机质丰度较高,TOC质量分数为1.62%~13.60%,具有良好的形成页岩气的物质基础。有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,处于过成熟晚期阶段。现场解析法测得富有机质页岩含气质量体积为0.741~3.703 m³/t,平均为2.714 m³/t。页岩吸附气含量与有机碳含量、孔隙度均呈正相关关系,与石英含量和有机成熟度均呈弱的正相关性。建始地区大隆组页岩具有较好的页岩气生烃和储集条件,具备一定的开采价值。     

应用灰色系统理论评价松辽盆地北部葡萄花油田储层

介绍了灰色系统理论在储层评价中的应用。首先采用谱系聚类分析方法选择相对独立的评价参数,从10个参数中选择了6个参数用于储层综合评价,分别为变异系数、泥质含量、有效厚度、含油饱和度、孔隙度、渗透率;并用灰色系统理论关联分析法确定了各参数的权系数。在计算储层综合评价指标值的基础上,采用拐点法确定储层综合评价的分类阈值,进而对葡萄花油田进行了储层综合定量评价,取得了较好的效果。葡北地区以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主,葡南地区以Ⅱ类、Ⅲ类储层为主。