储层非均质性研究方法综述

储层非均质性研究是油气勘探开发研究中的核心内容,自提出以来已取得了显著的进展,储层非均质性的研究方法和技术也日趋成熟。通过大量文献资料,阐述了储层非均质性的发展及研究现状,从早期储层特征及非均质性描述的研究扩展到储层非均质性对油气成藏及剩余油的影响,研究领域也由常规储集层扩宽到非常规储集层。储层非均质性的研究方法包括高分辨率层序地层学、储层流动单元、非均质综合指数法、储层随机建模及洛伦兹曲线法等方法,对这些方法的研究现状、原理及发展趋势进行了总结,指出充分利用高分辨率地震数据、测井数据、数学方法和储层地质建模技术,并结合工区生产动态资料进行储层非均质性研究是必然的趋势。本研究能为剩余油的挖掘和新探区的预测提供科学依据,对进入中后期开发的油田改善开发效果及提高采收率具有十分重要的意义。     

G区长4+5致密砂岩储层非均质特征研究

陕北斜坡东部致密油藏含油层位大多在延长组,通过岩心及测井资料等对G区长4+5储层的非均质性进行分析研究。不同渗透率韵律变化是不同沉积作用下各沉积相的直观体现,同时也反映了储集砂体的非均质性:层内非均质性主要体现为沉积韵律性、沉积构造、砂泥组合形式等方面的差别,层间非均质性通常用砂层钻遇率、单砂层厚度、砂地比等参数来描述,平面非均质性主要表现在孔隙度和渗透率的平面特征上。研究结果表明,从层内非均质性来看,G区长4+5层内非均质性相对较弱,平均夹层数长4+5-1~2最大,其次为长4+5_1~1、长4+5_2~2,长4+5_2~1最小;层间非均质性分析认为G区储层有相对较强的非均质性;平面非均质性反映了不同层段的孔渗变化较为明显,也说明了G区致密砂岩储层非均质性普遍较大,区内物性相对较差,油层相对不发育,平面上主要发育于分流河道砂体中心部位。     

正韵律底水油藏纵向非均质影响数值模拟研究

非均质性是储层沉积、成岩等地质过程综合作用的结果,是影响油气田产量、最终采收率的重要因素.储层分为正韵律、反韵律及复合韵律三类,对各类韵律储层进行数值模拟前期研究认为,正韵律储层的油气采出程度较反韵律或者复合韵律油藏都差,是一种极不理想的油藏.在开发此类油藏时,试图从地质学角度找到影响正韵律储层采出程度的因素,并认识其影响规律.此项研究以渗透率级差、突进系数及变异系数等三个渗透率参数为基础,定量地表征储层纵向非均质性强度,并运用数值模拟方法,分析了纵向非均质性强弱对正韵律底水油藏剩余油饱和度、含水上升规律及采出程度的影响,从而总结出纵向非均质性对驱油效率的影响规律.研究认为,正韵律储层,其渗透率级差越小,纵向非均质性越弱,油藏驱油效率相对较高,开发生产效果相对较好,但含水上升规律基本无变化.     

致密储层流体性质测井识别

致密油气由于储层非均质性强、孔隙结构复杂、岩性电性变化大、储层气水关系复杂、测井响应特征复杂,应用常规测井资料识别储层流体性质存在较大困难。根据以往的研究成果,论述了依据测井响应特征如何选取流体性质识别时所需的测井参数,并对重叠图法、交会图法、Archie公式法和BP神经网络法进行了梳理、归纳和优缺点分析,指出根据单一的测井解释方法识别流体性质容易引起多解性,技术风险较高。基于研究区地质、岩心、录井等资料,结合多种测井曲线,合理选取参数并进行优化处理,开展流体识别综合研究是一个重要的技术思路。未来的发展方向为研制适应致密储层定量解释要求的高精度测井装备,建立测井质量控制体系,深化研究致密储层孔隙结构测井评价,建立致密储层饱和度模型,进一步完善解释方法技术,开展致密储层油气成藏规律研究。     

利用数值试井反演井组低渗透储层参数

储层非均质性研究是油藏精细描述中的重要内容,也是目前油气储层评价方面一个研究难度大且重要的课题。一般试井技术动态结合历史拟合方法只能求得单井附近一定范围内的平均有效渗透率,并不能描述井网或区块的油藏参数区域性非均质分布特点。针对长庆A油田长8低渗透储层渗透率非均质性问题,通过渗流理论与现代试井解释方法结合,利用试井测试和测井资料建立低渗透油藏压裂井试井解释数值模型。通过调整渗透率等主要物性参数的分布,在单井基础上,以井组为对象建立井组数值模型,进行井组数值模型的修正及数值模型可靠性验证和应用,结合生产历史,开展试井精细解释,进而反演出井筒、储层物性等参数。综合数值试井解释结果,可对井组范围内的储层非均质性特征、渗透率分布特征、地层压力分布特征等规律进行评价,为油藏精细描述提供参考。     

鄂尔多斯盆地S区长6储层测井解释模型的建立及应用

鄂尔多斯盆地是我国典型的低渗透含油气盆地,受沉积、成岩以及构造作用的影响,具有孔隙结构复杂、非均质性严重和油、气、水分布规律不明显等特征,这导致了测井响应的复杂性,给测井参数的解释带来困难。以鄂尔多斯盆地S区长6储层为例,在大量文献调研基础上,基于搜集到的测井资料、岩心资料和地质资料等,首先开展了储层岩性特征、物性特征、电性特征和含油性特征的关系研究,得出储集层的岩性越好(泥质含量越低),则物性越好;其次对岩心数据进行了深度归位、插值滤波处理,在此基础上建立了相应的泥质含量、孔隙度、渗透率和含油饱和度等储层参数解释模型,并对所建模型进行精度检验;最后应用该模型对S区测井资料开展二次解释。研究表明,经过岩心深度归位及插值滤波处理后的岩心资料与测井资料相关性分析可靠,选用声波时差与岩心孔隙度回归建立的孔隙度模型、运用多元逐步回归法建立的渗透率模型精度较高。     

基于常规测井资料的试油产能预测评价方法

针对HQ地区长6储层受多期沉积、成岩作用及构造等因素控制,影响储层渗流和产能的因素较多的情况,提出了一种基于储层常规测井资料预测试油产能的分析方法。依据达西产能预测基本方程,并结合油田区块地质特征和生产状况,选取储层自然电位、自然伽马、井径、密度、声波时差、俄罗斯阵列感应、双感应和微电极电阻率为该区油气储层试油产能评价参数,将目的层段储层划分为高、中、低三种产能类型,建立了储层试油产能预测的测井评价指标体系。采用灰色多元加权评价处理方法,对该区26口井31个试油层段进行了试油产能检验。检验结果表明,21口井26个试油产能层段预测评价结果与试油产能结果吻合,试油产能预测符合率达到83.9%;采用该方法克服了单一或局部参数值不能准确表征储层渗流及其产能的缺陷,有效提升了低渗储层产能预测的定量分析及评价能力。     

普光气田基于多井资料的储层裂缝综合地质分析

普光气田长兴-飞仙关组储集层为碳酸盐岩孔隙型储层,并具有较强的非均质性,储层中发育一定数量的天然裂缝,使储层的孔隙度和渗透率分布更为复杂。本研究主要以成像测井EMI为基础,对裸眼井EMI测井数据进行解编处理,做裂缝识别和裂缝参数定量计算,然后结合常规测井、录井、岩心等资料进行定量评价,并分析裂缝与地层、岩性、储层之间的关系。对17口生产井裂缝发育特征的对比和综合分析显示,普光气田长兴-飞仙关组储层裂缝发育强度不高,各井的裂缝密度以及同一口井的不同井段裂缝密度差异很大,具有很强的非均质性;裂缝在飞仙关组三段发育强度相对较高,飞一段和飞二段次之,飞四段很低,长兴组由于钻穿深度较浅,统计数据不能真实反映该组裂缝的发育情况;裂缝密度、孔隙度、张开度,以及裂缝空间的延展性均很小,属微裂缝级别,且几乎不相互切割,处于孤立状态,无法在三维空间上形成有效的裂缝网络。因此,裂缝对储层孔隙度和渗透率贡献很小,决定储层物性的关键因素是各种原生孔隙和次生孔隙;裂缝的发育与地层年代和地层岩性没有必然关系,地层裂缝发育程度主要由地层所处的构造部位、受到的构造应力大小所决定。     

薄差层水淹级别划分方法

大庆油田由于其特殊的地质因素影响,进入高含水期以后,储层平面、层间、层内非均质性严重,剩余油在空间上分布状况较为复杂,薄差储层发育.在调整开发阶段,开采对象从主力厚油层转向薄差层.常规测井解释薄差层水淹级别误差较大.因此,建立一种针对大庆油田薄差层水淹级别识别技术:首先,计算测井曲线的分形维数,然后通过研究区内关键井研究,选取对薄差层水淹特征敏感的测井曲线及其分形维数作为判别分量,建立标准样本集,最后利用Fisher判别方法实现薄差层水淹级别的自动划分.将该方法应用于大庆油田两口井实际资料处理,并将处理结果与岩心分析结果对比,其符合率达到73.5％.该方法对油田开发中后期薄差层水淹解释是有效的,其精度达到油田现场要求,有助于对薄差层井下状况准确勘测和研究,提高薄差层产量.     

精细相控随机建模及其模型检验

在Y油田油藏非均质性和油水关系等分析基础上,运用Petrel相控随机建模技术,利用单井相分析数据和测井二次解释的属性数据,得到了沉积微相模型和微相控制下的属性模型。Y油田储层沉积模型主要为曲流河流沉积,发育有分流河道、分流河道侧缘心滩和河漫湖泊等微相;在相带约束下的模型,属性高值主要集中在分流河道和心滩内,能更准确反映物性在储层空间的展布规律。经模型一致性和抽稀井验证,结合动、静态资料进行分析,储集层属性分布与沉积微相展布相互对应。结果表明,物性参数模型能反映实际储层非均质性,地层压力检验验证了模型砂体是否对接的合理性;同时按照10%的比例随机抽取其中的20口井作为抽稀井,相对误差主要集中在1%左右,说明地质模型与原始数据吻合程度高,砂体在空间的展布和储层非均质性变化符合实际地质情况。精细相控建模降低了随机建模的不确定性,所建模型再现河流相储层复杂的空间结构和几何形态。     

EP-A油田岩石分类及储层流动单元研究

储层流动单元划分对认识油藏的非均质性、注水开发效果和剩余油分布规律研究提供了有效手段。EP-A油田处于开发初期,存在两个问题有待解决:一是没有明确的孔渗关系,如果使用单一的孔渗关系计算渗透率,储层非均质性会被忽略,开发过程中历史拟合和开发指标预测也会受到影响;二是如何将岩石分类结果运用在三维地质模型中。本次研究运用岩心观察和实验数据进行岩石类型精细划分,共分为三类,每一类岩石类型给予相应的孔渗关系,并运用相应的孔渗关系计算渗透率,解决了储层非均质性无法准确表征渗透率的难题。在取心井上建立岩石类型与电性特征的关系,采用神经网络方法运用到非取心井中,进而运用到三维地质模型中,通过流动带指数(FZI指数)进行流动单元划分,从而有利于动态历史拟合,使下一步调整井的开发指标预测更加合理,降低了潜在开发风险。     

基于韦伯-费希纳定律的湖泊富营养化评价

基于韦伯-费希纳定律基本原理,以表征水体富营养化的Chla、TP、TN、SD、CODMn的浓度作为评价指标,采用变异系数法确定各评价指标的权重,通过确定营养状态等级与综合影响指数间的函数关系,定量评价水体的富营养化程度,将该理论应用于2006年北京市21个湖泊富营养化状况的评价,并与TSIc、EI两种方法的评价结果进行比较.结果表明,韦伯-费希纳定律物理意义明确、计算过程简单、可复制性强、评价结论准确合理.     

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层产能主控因素分析

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层单井测试产能及生产情况在区域上差异较大;气层储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔;气层测井解释孔隙度为6.4%~14.0%,渗透率为(0.03~0.86)×10~(-3)μm~2,属于典型的低孔、低渗储层。气藏目前正处于开发建产早期阶段,影响气井产能的主要因素尚不明确。利用录井、测井、薄片、测试及试采分析资料,对JS_3~(3-2)气层产能分布特征及主控因素进行研究。结果表明:JS_3~(3-2)气层3条河道实测地压系数各不相同,河道之间储层连通性较差,西部河道气井产能低,东西向河道及东部河道气井产能较高,地压系数高低与气井产能之间无明显对应关系;JS_3~(3-2)气层气井产能主要受气井构造相对位置、储层非均质性及储层有效厚度共同控制,单条河道内构造位置相对较高,孔、渗性能相对较好,储层有效厚度相对较大的气井产能较高。     

裂缝性致密砂岩储层有效性综合评价方法研究

裂缝性致密砂岩储层基质物性较差,裂缝的发育丰度是影响储层产能的主要因素,如何准确评价裂缝有效性与储层产能是油田勘探开发面临的首要问题。在配套岩石物理实验的基础上,形成了表征孔隙结构特征的基质储层分类标准,建立了一套基于测井资料逐点评价基质储层类型的计算方法。通过不同探测尺度的声、电成像测井,构建了裂缝面法向应力与裂缝渗透率计算模型,结合试气测试资料,系统分析了裂缝走向与最大主应力夹角、裂缝渗透率、裂缝面法向应力、裂缝参数与米采气指数的关系,建立裂缝有效性分级评价方法与标准。在基质与裂缝分级评价的基础上建立基质储层与裂缝综合评价图版,形成了一套致密砂岩有效性综合评价标准。将该方法应用于新井解释评价中,评价结果与实际生产数据吻合,说明该方法可以综合评价储层的有效性,准确预测储层产气能力。     

多相干属性分析技术在断裂和裂缝识别中的应用——以松南气田营城组火山岩为例

火山岩油气藏储层岩性复杂,非均质性强.自2006年以来,松辽盆地南部长岭断陷相继钻探腰深1、腰深101、腰深102、腰平1等井,证实该区深层断陷地层的火山岩是深层天然气的重要储层之一.松南气田地质条件复杂,营城组火山岩储层非均质性强,孔、洞、缝是火山岩气藏的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素.通过对松南地区营城组火山岩野外露头、岩心观察描述,结合测井测试等综合研究,认为营城组火山岩裂缝以构造成因裂缝为主.针对研究区目的层裂缝特点,采用多相干属性分析技术,对地震资料进行相关处理,获得倾角体、方位角体和相干体等多种属性数据体,通过对倾角体、方位角体和相干体的联合显示,落实了研究区的微断裂及裂缝发育带,为该区开发井位部署奠定了基础,钻井验证吻合程度高.     

应用定量结构-性质相关性研究预测液态烃燃烧热

分别以基于Xu指数的原子类型AI指数和电性拓扑状态指数作为分子结构描述符表征80个液态烃的分子结构特征,并分别结合人工神经网络和多元线性回归方法,对这80个液态烃的燃烧热进行定量结构-性质相关性建模和预测研究.结果表明,基于Xu指数的原子类型AI指数能更好地表征液态烃物质的分子结构特征,且液态烃燃烧热与分子结构间的线性关系要强于非线性关系.所建立的最佳预测模型为基于Xu指数的原子类型AI指数多元线性回归模型,其模型复相关系数为0.999,对测试集的平均预测相对误差为0.637%,模型预测值与实验值具有较好的一致性.     

腰滩油田阜一段隔夹层分布研究

储层中隔夹层引起的渗流差异,是影响水驱开发效果的重要因素.隔夹层研究是储层非均质性研究的重要内容.腰滩油田阜一段储集岩以细砂岩为主,孔隙度为9.27％～14.94％,平均为11.4％;渗透率为(0.46～16.09)× 10-3μm2,平均为3.38× 10-3μm2,属低孔、低-特低渗储层.针对阜一段储层特征,以岩心物性为基础,测井资料为依据,将腰滩油田隔夹层分为两类,即:泥岩夹层和泥质砂岩夹层.在建立隔夹层测井识别标准基础上,对单井隔夹层进行系统识别,并做多井对比,从而得出隔夹层空间分布特征.阜一段储层内隔夹层以泥岩夹层为主,该类夹层主要发育于储层下部;泥质砂岩夹层较少,主要发育于储层上部.隔夹层的井间差异较大,储层非均质性较强.井间对比显示,阜一段储层内隔夹层分布较广的主要有3层,其中3号夹层全区均发育,1号与2号夹层局部发育.     

利用侵入因子与视自然电位差交会识别低孔低渗储层流体性质

以齐家北油田古708区块为例,针对该区块低孔低渗储层物性差、非均质性强,测井响应受岩性等因素影响．无法准确识别储层流体性质的实际情况,提出了利用侵入因子与视自然电位差交会图识别地层流体的方法。统计结果显示,对于物性较好的储层,侵入因子大于0．18即可将水层识别出来,对于物性较差的储层,侵入因子为O．45．视自然电位差（ASP）为22,可以将差油层和干层区分开发。利用该方法对控制井古64—79井F19号小层和探井古704井F17号小层进行解释,其结论与试油资料相一致。为了验证该方法的适用性,通过对古708区块37个有试油资料的层段进行测试,显示有33个层段符合,符合率达到89．2％,该方法对低孔低渗复杂储层流体识别有一定的指导意义。由于低孔、低渗储层的特殊性,其相应的测井流体识别方法也应随油田开发程度的深入而不断改进和提高。     

换热单元体展布特征对水平井多级压裂的EGS采热的影响

借鉴页岩气等低渗透非常规油气资源体积压裂技术,水平井分段多级压裂技术可用于构建增强型地热系统(EGS)人工热储。基于EGS储层压裂呈现出的较强非均匀性,构建EGS水平双井非均匀多级压裂模型,通过调整换热单元体(HTU)厚度、展布类型分别设计多组算例,研究换热单元体展布特征对水平井多级压裂的EGS采热的影响。为表征换热单元体展布的非均匀性,引入优势厚度比的概念。研究结果表明:非均匀压裂的热储层中,系统产出温度与压裂级数呈不严格的正相关性,还受到换热单元体展布特征的影响,与储层换热单元体的优势厚度比呈负相关性;非均匀压裂的热储层中,通过封堵劣势换热单元体或增强储层压裂使换热单元体均匀化,均可增强系统的采热性能。     

冀东油田井壁取心资料应用方法研究

冀东油田各断块具有埋藏深、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂、储层非均质性强的特点。经过多年勘探开发,层间矛盾突出,注采井网不完善,水驱储量控制程度低,各类储层动用状况存在很大差异。以冀东油田的高尚堡、南堡、柳赞各区块为试验区,以纯油层、原始油水层为模型,根据试验区水驱油实验资料、密闭取心分析资料及新钻调整井的投产资料,应用井壁取心地化色谱分析和荧光显微图像分析资料,并结合测井资料,建立了轻质油层、原始油水层识别方法及水淹层解释评价方法,在高尚堡、南堡、柳赞油田开发调整井中应用了7口井91层,投产5口井16层,解释全部符合,见到了较好的应用效果。该评价方法提高了开发井解释评价精度,为改善油田开发效果,合理进行开发调整,探讨复杂断块油田提高采收率的技术对策,提供了地质依据。