天然气储量计算及其参数确定方法

章以我国最新的《石油天然气储量计算规范》为依据，以四川天然气储量计算为线索，详细介绍了容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取要求。对于有效储层下限应按岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准划分；对于含气面积应针对不同类型气藏的特点选用不同的确定方法；对有效厚度的取值应以气水界面或气层识别为基础，综合测试成果，以测井“四性”关系划分为依据；用测井解释资料确定有效孔隙度时，必须用岩性分析资料进行标定；对原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算参数也提出了相应的要求，还对储量评价方法进行了总结。     

苏里格气田东区致密砂岩储层物性下限值的确定

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1、山2段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗及多层系含气特征.储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,也是气层识别和容积法储量计算的前提.采用经验统计法、测井计算φ-Sg法、孔隙结构参数分布等几种方法对研究区储层物性下限进行研究.结果表明,地面条件下有效储层的孔隙度下限为5.0％,渗透率为0.10×10-3～0.15×10-3μm2,含气饱和度下限为50％～60％;原始地层温度压力条件下,孔隙度下限为4.5％,渗透率仅为0.0010×10-3～0.0015×10-3μm2.研究结果得到了试气试采资料的证实,为储量计算提供了依据,对储层的开发生产具有指导作用.     

测井技术在X 气田油藏描述中的应用

X 凝析气田石炭系气藏包括X17,X14,X18,X10 等4 个井区。在岩性研究的基础上,分7 种岩性建立储层骨架参数图版,并根据储层岩性、岩相特征的差异,建立了玄武岩、流纹岩、次火山岩、砂砾岩岩电参数关系图版。在储层参数研究的基础上,采用多种方法确定不同岩性有效厚度划分的下限,为油藏描述提供了准确的储量参数。通过密闭取心井分析的含气饱和度、岩心分析孔隙度检验数字处理成果,计算的孔隙度和含气饱和度满足储量计算的误差要求,在X 气田石炭系天然气探明储量计算中发挥了重要作用。     

确定裂缝—孔隙型碳酸盐岩储层有效厚度

用容积法计算石油储量时影响储量计算精度的因素之一是储层有效厚度。碳酸盐岩储层有效厚度划分比较困难,特别是在裂缝发育时更是如此。在多数油田上都有大量的常规物性分析资料和电测资料。如何利用这些资料较准确地确定储层有效厚度是大家共同努力的目标。本文根据川东石炭系中统裂缝—孔隙型碳酸盐岩储层的特征,利用实际资料确定出储层有效厚度下限标准,并结合实例提出利用常规物性及电测资料确定有效厚度的方法和步骤。     

储层岩性不同油藏孔隙度下限确定方法研究

对于储集层岩石类型不同的油藏,由于其孔隙类型不同,孔隙结构存在较大差异,造成各储集岩具有不同的孔隙度下限.研究发现,利用"J"函数法和分岩性算术平均法计算该类油藏孔隙度下限,均不能准确的反映地下实际情况.而分岩性权重系数法作为一种新方法,它首先针对油藏具有不同储集岩的特点,从孔隙结构研究出发,利用最小流动孔喉半径法,分别求取各储集岩的孔隙度下限;其次充分考虑了各储集岩在实际地层中所占的比例,依据试油结果和岩心描述资料,求取各储集岩的权重系数;最终结合相应各储集岩孔隙度下限值,综合确定油藏孔隙度下限,能较好的反映实际.在准格尔盆地腹部某油藏的实际应用中,效果较好,与采用含油产状法相比较,得到的结果一致,表明这一方法值得进一步推广.     

碳酸盐岩储层胶结指数m的求取及应用

碳酸盐岩储层胶结指数m是计算含油气饱和度的重要参数，它关系到探井储层段含烃饱和度为基础的储量计算的准确性。介绍了不同孔隙类型的碳酸盐岩储层的胶结指数m、地层电阻因素FR和孔隙度的定量关系，然后利用介绍的部分m值或m-关系式计算了川东北某探井储层段的含气饱和度，以便为今后储量计算提供更为可靠的基础数据和计算方法。     

川东邻北构造石炭系储层储集特征评价研究

通过对邻北构造石炭系已有钻井资料的综合研究,将石炭系地层划分为3个岩性段。利用已有的岩心孔隙度资料和测井资料以及测井解释软件对孔隙度进行定量解释的结果表明,南区的Ⅱ类储集岩的厚度和Ⅲ类储集岩平均孔隙度都比北区大,因此认为邻北构造南区储集性要比北区好。     

低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限计算方法探讨

低渗透砂砾岩体储层的油水关系比较复杂,有效储层的判识难度大。因此,在常规以孔隙度、渗透率等物性下限进行有效厚度判识方法中,加入含油饱和度下限标准有助于更准确的判识砂砾岩体有效储层。在借鉴前人研究方法基础上,充分应用渤南油田某地区岩相、试油、试采资料,相渗等资料,应用孔隙度与含油饱和度图版法、相渗曲线法等两种不同方法对渤南油田某地区低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限值进行了计算,计算结果表明,二者结果接近。说明这两种方法对于低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限值计算是可行的。     

容积法储量计算方程合理性分析

准确计算储集岩孔隙中的油气体积(即油气储量)是制订油气藏开发方案的基础,而储量参数确定的合理与否又是评价油气储量的核心。通过对容积法储量计算方程的合理性分析可知,计算油气储量的孔隙度和饱和度必须是匹配的,即地层总孔隙度与原始含油饱和度(或含油饱和度)相对应,地层有效孔隙度与有效含油饱和度(或有效原始含油饱和度)相对应,否则计算的油气体积会与储集岩孔隙中的实际油气体积不统一。在此基础上,建立了新的容积法系列地质储量计算方程,从而使计算的地质储量相对误差由原来的[100(фt-ф)/фt]%或[100(Soe-Soi)/Soe]%降为零。     

����ʯ̿ϵ������������Ӱ�����ط���������Ԥ��

川东石炭系气藏储集岩以细粉晶云岩、颗粒云岩和角砾云岩为主 ,发育网状缝、高角度缝和水平缝 ,储集类型属裂缝-孔隙型。孔隙是主要的储集空间 ,裂缝是主要的渗滤通道。气井产能的大小不仅受储层性质的影响 ,还受气井渗滤能力的影响 ,因此 ,要确定石炭系气井的产能 ,仅仅利用单一的孔隙度与有效厚度以及渗透率 ,难于预测准确 ,必须结合裂缝的各项参数 :裂缝孔隙度、裂缝张开度、裂缝评价指数、综合评价指数等 ,才能对产能做出较好的预测。测井信息参数处理　　泥质含量ＶＳＨ、孔隙度 φ、含气饱和度Ｓｇ 是测井处理的最基本参数 ,计算方法…     

ȷ�������ٽ�ˮ���Ͷȵķ���

气井临界水饱和度是指在工业气流产量下限时所对应的最大含水饱和度。确定气井临界水饱和度对划分气井有效厚度、计算储量都是非常重要的，它不仅与测试产能有关，而且和岩石孔隙结构（反映在相对渗透率上）有关。储层孔隙结构越好，测试产能越高，临界水饱和度越高，其对应的有效孔隙度下限越低。采用试井原理并结合相对渗透率资料，通过迭代试差法可求取气井临界水饱和度，进而确定气井含气饱和度与有效厚度。该方法已在川东多个石炭系气藏中使用，取得了较好效果     

四川盆地川西气田雷口坡组气藏储层特征及其主控因素

近年来,中国石油化工股份有限公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组天然气勘探中取得了重要的进展,川西气田已成为其"十三五"天然气勘探开发增储上产的重点区块。为了进一步认识川西气田雷口坡组储层的特征及控制因素,基于对岩石薄片、岩心等的观察,利用岩心物性和压汞曲线分析资料,结合测井解释成果,研究了该区石羊场—金马—鸭子河地区的储层特征及储层发育控制因素。研究结果表明:①该区雷口坡组发育潮坪相白云岩储层,可划分为上、下两个储层段和一个隔层段;②上储层段储层岩性、储集空间类型和孔喉组合相对简单,以微(粉)晶云岩为主,局部发育相对优质的中孔隙度—低渗透率的微晶云岩储层,主要为孔隙型储层;③下储层段储层岩性、储集空间类型和孔隙结构复杂多样,非均质性强,以(特)低孔隙度—(特)低渗透率储层为主,主要为裂缝—孔隙型储层;④储层纵向上非均质性较强,各类储层呈薄互层交替出现,有效储层厚度介于30.0～56.6 m,但下储层段的累计厚度和整体物性优于上储层段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云岩的分布,为储层发育奠定了岩性基础;⑥潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素;⑦埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成,使得早期形成的孔隙得以较好的保存。     

论缝洞型碳酸盐岩油气藏储量评估单元划分

缝洞型碳酸盐岩油气藏在年度新增探明储量中占有重要地位,但从储量落实程度看,较常规砂岩油气藏计算结果精度偏低。研究表明,缝洞型碳酸盐岩油气藏储集空间类型复杂,包括溶蚀洞穴、孔洞、孔隙及裂缝等,储集空间级差较大,以孔洞、裂缝为基础的传统的两级单元划分方法不尽合理。各类储集空间发育状况表明,裂缝型及孔隙型储层普遍发育|孔洞型和洞穴型储层呈透镜体状分布,空间分布连续性差,因此与孔隙型储层合并计算导致了各计算单元的平均孔隙度计算结果偏大。根据不同孔隙度的储层其含油饱和度具有“三段式”分布的特征,以及单层孔隙度值与裂缝发育情况,细分了储量计算单元,将储层划分为Ⅰ级(≥15%)、Ⅱ级(15%~5%)、Ⅲ级(<5%)及Ⅳ级(裂缝段)计算单元,从而有效地提高了油气储量评估结果的精度。     

岩石压缩系数对油藏动态储量计算结果的影响

油藏动态地质储量的计算结果受生产数据、油藏测压数据以及岩石和流体物性等参数的影响,本文主要研究了岩石压缩系数对储量计算结果的影响。目前确定岩石压缩系数的方法主要有实验测量法和Hall图版经验公式法,由于Hall图版由实验值统计而来,因而这两种方法基本上是一致的。用Hall图版确定的岩石压缩系数明显偏高,且Hall图版错误地显示了岩石压缩系数与孔隙度的逻辑关系,因而都是一些错误的数值。用笔者提出的岩石压缩系数与孔隙度的关系曲线确定的岩石压缩系数一般都较低,．本文算例表明,用不同方法确定的压缩系数对储量计算结果有较大的影响。由于岩石压缩系数的数值通常较小,建议今后的油藏工程研究中,忽略岩石的压缩系数,以免对动态储量的计算结果造成不必要的影响。     

基于物质平衡法确定超高压气藏动态储量的新方法

超高压气藏开发初期岩石压缩系数变化大,而目前超高压气藏物质平衡方程中却将岩石压缩系数取作常数,给动态储量计算带来了较大误差。利用超高压气藏岩石压缩系数的实验成果,建立了考虑压缩系数连续变化的超高压气藏物质平衡方程,并对方程进行线性化求解,提出了计算超高压气藏动态储量的新方法。应用结果表明：超高压气藏岩石压缩系数值对储量的计算结果影响非常大,对于四川盆地河坝超高压气藏,用岩石压缩系数取常数的物质平衡方法计算的储量值偏小13%~34%。因此,超高压气藏物质平衡方程必须考虑岩石压缩系数连续变化的特点,才能使动态储量计算结果更符合实际。     

中东地区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价技术

中东地区某油田属于裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏,与中国常规的碳酸盐岩储层相比,该类储层具有高孔隙度、低基质渗透率、低电阻率、储层孔隙结构复杂、孔隙类型多、非均质性强及测井响应复杂等特点,使得该类储层在裂缝识别、储层参数计算和流体性质判别等方面遇到了许多问题和困难。针对该油田高孔隙度低渗透率裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏测井评价中存在的问题、难点,以及中国碳酸盐岩储层测井评价中存在的一些不足,通过岩心分析、薄片资料、岩石物理实验和现场应用等资料相结合进行深入的研究,开展裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层定性、定量评价方法和理论的研究,建立一套较为完善的高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法。     

四川盆地二叠统海相碳酸盐岩储层测井评价

四川盆地下二叠统碳酸盐岩是目前重点勘探目标。与上二叠统礁滩相碳酸盐岩、下二叠统茅口组不整合面岩溶缝洞、热液白云岩不同,茅口组高能滩储层类型更加复杂化。对比分析几类储层特征基础上,针对礁滩相储层不同储集类型、不同孔隙区间以及不同储渗条件,建立了孔隙度和饱和度计算方法;针对茅口组高能滩相储层,剖析沉积微相变化、岩石矿物组分与灰泥储层构造对应关系,利用测井信息描述储集空间类型和分布特征,构建多元矿物体积模型逐点求取岩石混合骨架值,进而计算储层矿物组分和孔隙度,提高了灰泥储层参数计算精度。经岩心实验及试气验证,应用效果较好,具有良好的应用前景。     

基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,非均质性极强,且流动规律复杂,有效评价此类油藏的井控储量是调整油田开发方案、制定油井改造措施的基础。为了克服常规方法在计算此类油藏井控储量上的不足,文中提出了基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价方法。该方法针对缝洞型油藏的特点,建立了地质静态特征与开发动态特征相结合的生产井类型划分标准,对不同类型井进行地质概念特征与流体流动模式的假设,利用PDA方法拟合多条典型曲线,通过井底流压的折算、井控范围的修正与拟稳态条件下PVT的计算提高曲线拟合精度,形成了缝洞型油藏井控储量的评价流程。研究结果表明,基于该方法评价的井控储量与实际认识相符,研究区剩余可采储量主要存在于Ⅰ,Ⅱ类井钻遇区,存在形式以洞顶剩余油为主,这些剩余可采储量是进一步调整挖潜的目标。