致密砂岩储层物性参数预测方法研究

致密砂岩储层不同于常规砂泥岩储层,具有低孔、低渗等特征,其地震弹性参数和储层物性参数的关系复杂,储层的岩石物理确定性建模和反演难度大。为了有效预测致密砂岩储层的物性参数,基于岩石物理敏感性参数分析结果,采用核贝叶斯判别法,构建了孔隙度、孔隙尺度和渗透率预测技术流程。首先考虑孔隙尺度对渗透率的影响,提出了等效孔隙尺度求取方法;进而展开岩石物理敏感性参数分析,得到对储层物性敏感的弹性参数;最后利用核贝叶斯判别法求取储层物性参数。所构建的致密砂岩储层孔隙度、等效孔隙尺度和渗透率预测技术流程,保证了渗透率预测的准确性。测井和地震资料试验结果表明预测的孔隙度和渗透率均与测井数据匹配良好,该方法能够有效识别砂岩储层并刻画其孔渗特征,对油气田的勘探开发具有重要的指导意义。     

渤东低凸起南段中生界火山岩潜山优质储层形成控制因素及综合预测

为厘清低勘探程度区火山岩潜山优质储层的分布特征,借鉴陆上成熟探区火山岩储层发育模式,综合分析了火山岩储层控制因素,探索了一套“岩相-裂缝-溶蚀孔缝”三因素火山岩储层预测方法。利用该方法对渤东低凸起南段火山岩潜山优质储层进行了预测,结果表明:研究区发育裂隙式和中心式两种火山喷发模式,火山口主要位于研究区西侧,向东逐渐由近火山口相转变为远火山口相,火山岩原生孔、缝主要分布于研究区西侧;构造裂缝的分布则表现出较强的非均质性,靠近大断层位置裂缝密度较大;风化淋滤作用则表现为西强东弱的特点,研究区西侧次生溶蚀孔缝更为发育。“岩相-裂缝-溶蚀孔缝”三因素地质预测结果与地球物理属性预测结果一致,火山岩优质储层主要分布在研究区西侧。这种地质与地球物理综合预测方法为低勘探程度区火山岩优质储层预测提供了参考。     

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四川盆地中部公山庙沙一段油藏为构造岩性复合油藏 ,单井测试日产原油在数吨至百吨之间。储层具典型的低孔渗特征 ,产层段孔隙度一般在 3%～ 6 % ,平均 3.9% ;渗透率在 1.0× 10 -4μm2 ～ 1.0× 10 -3 μm2 ,平均2 .6 4× 10 -4μm2 。文章在静态、动态分析的基础上 ,应用核磁共振、水膜实验、渗流能力模拟及岩心产能模拟等机理实验研究表明尽管储层基质物性为低孔低渗 ,但其仍具备储渗能力 ,储渗类型为裂缝—孔隙型。并在此基础上结合地层能量以及原油性质综合研究认为低孔渗储层基质产油有以下主要原因 :①孔隙结构好的储层为油流提供了较好的储渗体系 :②充足的地层能量为原油渗流提供了动力基础 ;③以小分子为主的低粘度、低密度优质油有助于原油的渗流。较好的解释了该油藏低孔渗储层产油的机理 ,对以低孔渗储层为主的四川盆地砂岩油气藏勘探具有重要指导意义。同时对国内此类低孔渗油气藏勘探也具借鉴意义     

锦州25-1油田优质储层地震响应特征与定量预测

渤海湾北部锦州25-1油田及外围区主力含油层系沙二段油气勘探的关键是寻找优质储层。通过地震响应特征分析、井震正演模拟及敏感属性提取,定性刻画出优质储层的地震响应特征及其分布范围;创新应用“叠前同时反演+岩相流体概率分析”组合技术,得到研究区沙二段砂岩储层的概率体;结合25-1油田21口探井资料进行储层厚度及孔隙度与砂岩概率的相关性分析,通过设置阈值,定量预测出了厚度大于50 m、孔隙度大于20%的优质储层发育区。研究成果为锦州25-1油田及其围区的滚动勘探与井位设计提供了理论依据,研究思路为预测辽西北洼其他区域沙二段优质储层提供了方法借鉴。     

深层高孔渗碳酸盐岩储层岩相识别模式与应用——以普光气田为例

普光气田储层岩性岩相复杂、埋藏深,非均质性强,利用地震资料进行高孔渗储层预测难度大。据该区10口井的测井资料统计,该区存在两类9种储层,其中鲕粒亚相、砂屑砾屑亚相、生物礁亚相为有利的高孔渗储层类型。本文以高精度储层反演成果为主线,结合岩性岩相、区域沉积背景分析,依据不同相带在反演剖面上的外部形态、内部结构以及与围岩的关系,建立了普光气田主体高孔渗储层相带预测模式,预测了普光气田有利的高孔渗储层分布,为该区进一步勘探提供了依据。     

低孔渗储层流体快速识别方法研究及应用

本文通过分析目标区域内的常规测井、录井、气测等资料,在此基础上,以低孔渗储层岩性和油气水分布特征为研究出发点,结合测井物理原理与海上勘探井场时间紧的特点,研究低孔、低渗储层现场快速直观的测井定性解释方法.通过气测数据,建立了三角形气体组分图版,若呈现正三角形则为气层,反之则为油层;通过电阻率反演,考虑到井眼扩径会影响反...     

西湖凹陷B构造水下分流河道预测技术及应用

西湖凹陷B构造的砂岩储层具有低孔渗特征,且属浅水沉积环境,水下分流河道发育,砂体横向变化快。为准确刻画砂体的横向变化,且在低孔渗储层中找到物性相对好且含油气的有利储层,研究了叠前反演技术在水下分流河道储层预测中的应用。通过岩石物理分析,找到了能够识别砂体和有利储层的参数和参数组合;通过低孔渗砂岩储层地震反射特征的研究,证实了利用叠前反演预测物性好且含气有利储层的可行性;研究了叠前反演在工区的技术流程和关键环节,利用反演结果刻画了B构造S1层水下分流河道分布范围,预测了有利储层,指导评价井位的部署。经钻探验证,预测结果得到了证实。     

珠江口盆地陆丰凹陷深层砂岩储层特征及主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷深层碎屑岩储层埋深普遍大于3 000 m,储层质量较差且非均质性强,制约油气高效勘探。综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试、压汞测试以及测录井等分析手段,对陆丰凹陷古近系文昌组和恩平组深埋碎屑岩开展了储层岩石学特征、成岩作用及优质储层主控因素研究。研究表明,古近系文昌组岩石类型为岩屑质石英砂岩,储层孔隙主要由原生孔和次生孔构成,表现为一套特低-低孔隙度（平均孔隙度为9.42%）、超低-低渗透率（平均渗透率为8.38 mD）储层特征;恩平组储层主要由长石岩屑质石英砂岩构成,储层总体属于低-中孔隙度（平均孔隙度14.66%）、低-中渗透率储层（平均渗透率为198.43 mD）,以原生孔为主。在3 600~4 400 m深度段,发育一套高孔隙度的优质储层带,主体为原生孔,可见大量次生溶蚀孔隙,孔隙度可达20%,渗透率可达263.74 mD。这套优质储层形成条件包括：①先天条件好,长距离搬运的辫状河三角洲前缘中厚层砂体,具备岩性较粗、石英含量高、杂基含量低和结构成熟度高的特征,保留了较多的原生孔隙;②与生烃液态窗埋深对应良好,有机酸易对储层中长石和岩屑产生强烈溶蚀,明显改善了储层物性;③油气充注发生在长石和岩屑溶蚀之后、晚期碳酸盐胶结物大量形成之前,是优质储层得以保存的又一重要条件。总体而言,沉积条件、溶蚀作用和油气充注时间三者的良好匹配是深层优质储层形成的根本原因。这些认识对于珠江口盆地深层油气勘探以及相似地质背景的优质储层预测具有一定的启示作用。     

中国东、西部火山岩油气藏运聚成藏机理

目前对火山岩油气藏储层形成的控制因素、油气运聚机理认识不清,现有油气勘探理论不能有效指导火山岩油气藏勘探,导致其勘探潜力被严重低估。为此,通过剖析中国东、西部典型火山岩油气藏的成盆背景、储层形成与分布、油气运聚规律等,明确了中国东、西部火山岩油气藏不同的形成机制,首次提出了"相—面控储、断—壳控运、复式聚集"的火山岩油气藏运聚成藏机理,即岩性岩相界面、不整合面或火山旋回界面、期次界面控制了优质储层的发育;油源断层控制油气垂向运移,风化壳则控制油气侧向运移(火山岩油气运聚成藏过程的数值模拟实验结果表明,断裂与裂缝控制了天然气的输导通道,裂缝改善了低孔隙度、低渗透率火山岩的孔渗特征,提高了油气运移效率);火山多期次喷发,各期喷发界面(喷发间断界面、岩性岩相界面)顶部发育风化淋滤作用形成的有效孑L隙,纵向可形成多层有效储层,从而使得同一成藏背景下发育多层系、多类型火山岩油气藏。该创新性研究成果拓展了火山岩油气勘探层系和领域,丰富和完善了油气藏勘探理论。     

苏北盆地T油田碳酸盐岩储层压力敏感性研究

对苏北盆地T油田深层石炭系低渗碳酸盐岩24个水平和垂直岩样进行了储层压力敏感性实验研究,分析了有效压力与孔隙度和渗透率关系,结果表明:1)石炭系储层孔隙压失量与孔隙度之间有比较好的相关性,总体上为:孔隙度高,压失量低;孔隙度低,压失量高。2)渗透率的压失程度与岩样孔渗条件有密切的关系,孔渗性能好,伤害系数小;孔渗透性能差,伤害系数大。      

白云岩与砂岩致密储集体质量的差异性

白云岩与砂岩致密储集体质量参数为随机分布的连续谱系，孔隙结构、物理参数复杂多变，表征难度较大。基于铸体薄片、压汞、核磁共振、孔隙度和渗透率等测试技术，结合大量天然气勘探开发实际资料，采用统计分析对比方法，重点讨论了储层质量宏观与微观参数特征。结果表明，白云岩与砂岩致密储集体质量参数具有正态分布特征，是一种金字塔数据结构，常规储层比例一般为15%~20%，是砂岩或白云岩致密储层的“甜点”；致密砂岩储层微观孔隙发育，孔、喉连通性较好，分布比较均匀，储层孔、渗关系较好，表现为相对高孔和低渗；白云岩致密储层质量尽管具有孔、喉连通性差和孔、渗关系较差的不利因素，但也具有相对高渗、低束缚水饱和度、低排驱压力及裂缝网络发育等有利因素，天然气渗流能力较好，勘探开发潜力较大。我国发育碳酸盐岩沉积，应加强致密白云岩气藏成藏条件研究与勘探。     

低孔低渗砂岩储层特征及岩石物理实验分析

随着石油勘探和开发程度的延伸,低孔渗油田储量所占的比例越来越大。低孔低渗储层压实程度高,成岩作用复杂,地质解释模型和测井解释模型拟合复杂。低孔低渗储层孔隙的形成和演化受成岩作用的控制,主要成岩作用有机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用。压实作用、胶结作用不利于孔隙的演化,而溶蚀作用有利于次生孔隙的形成。从岩石物理实验的角度开展研究,分析了低孔低渗岩石地层因素与孔隙度、电阻增大率与含油饱和度的关系以及核磁共振横向驰豫(T_2谱)特性等。对低孔低渗砂岩与常规砂岩物性进行了对比分析。指出了低孔渗储层岩石物理特征的特殊性,为准确测井解释油气层提供了依据。     

致密砂岩储层物性下限确定新方法及系统分类

扶余油层致密砂岩储层是大庆油田目前勘探开发的新目标,但对其储层物性的下限缺乏明确界定。因此,采用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%作统计分析,确定工业油层物性下限为：孔隙度=7.1%,渗透率 =0.08 mD,低产油层物性下限为：孔隙度=5.6%,渗透率=0.047mD。 再利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,确定储层物性下限为：孔隙度=4.46%,渗透率=0.041mD,该值与低产油层储层物性的下限值较为接近,故将其作为致密砂岩储层的物性下限。依据致密储层物性下限、工业油层物性下限及常规储层物性分类界限,将砂岩储层系统分为致密Ⅲ类、致密Ⅱ类、致密Ⅰ类、低孔渗、中孔渗、高孔渗和特高孔渗储层。致密砂岩储层物性下限的确定和储层系统的分类可为致密油储层产能的计算及储层评价提供参数指标和技术支撑。     

三维三分量地震资料在川西深层致密砂岩气藏预测中的应用

川西上三叠统须家河组气藏为致密裂缝性气藏,储层为低孔低渗致密砂岩,裂缝尤其是高角度裂缝预测是获得高产的关键因素.由于储层与围岩波阻抗叠置,而且裂缝预测复杂,常规地震勘探技术难以适应气藏勘探开发的需要.为此,利用三维三分量地震勘探技术进行储层预测、裂缝检测和含气性预测.以储层岩石物理参数敏感性分析为基础,利用多波联合反演、多波属性分析和多属性交会方法,更好地预测相对优质储层的分布,分析储层含气性;利用纵波及转换波振幅特征,识别规模网状裂缝形成的高效储渗区;利用相干、曲率、循环重褶积、PS波方位各向异性、横波分裂等技术可靠预测裂缝,特别是高角度裂缝的分布及发育程度.形成了一套有效的适用于川西深层致密裂缝性气藏的地震综合识别模式.     

东海海域深层HG组低渗储层“甜点”预测方法及应用

东海深层HG组目的层埋藏深(3 500 m),储层具有低孔低渗特征,但局部发育"甜点"储层。由于"甜点"储层界限模糊,且与差储层及致密层地球物理响应差异小,因而预测难度大。为此,首先从井出发,在"甜点"储层主控因素分析的基础上,结合动态分析测试成果,建立分类储层综合评价标准,定义"甜点"储层界限;然后开展分类储层岩石物理分析,研究储层岩相及"甜点"储层弹性参数敏感性,通过叠前同时反演确定储层岩相及优质储层展布;最后,采用叠前AVO敏感属性流体检测技术预测含气富集区带,有效刻画"甜点"储层展布。实际应用结果表明,这种方法极大提高了研究区"甜点"储层预测的精度,为落实分级储量规模、部署开发井位和优化调整方案提供了科学的地质依据,在相似气田开发中有一定的借鉴意义。     

岩相构型对致密砂岩优质储层的控制作用——以川西坳陷须二段为例

针对致密砂岩优质储层的沉积成因机制及其分布模式不完善的情况,拟探讨不同岩相构型叠置样式对致密砂岩优质储层的控制作用。利用野外露头、地震资料、样品分析化验资料、测井资料及生产测试资料,结合砂体结构分析法、沉积岩相分析法及岩相组合成因分析法等开展岩相构型控制下致密砂岩优质储层的分布模式研究。研究表明:①不同岩相构型揭示了不同的沉积环境。须家河组二段典型的岩相构型样式有5种,其与沉积亚相具有较好的对应关系。②岩相构型对储层质量具有重要的控制作用。取样分析揭示了块状层理细_粉砂岩孔隙度均值小于交错层理粉砂岩孔隙度均值,其中块状层理细_粉砂岩储层(河道主体)顶部孔隙度比底部及侧翼要高,交错层理粉砂岩储层(废弃河道)则表现为中心及底部孔隙度值高,其侧翼及其顶部孔隙度低。③岩相构型对含气性的控制作用明显。分层系数越高,含气性高产的可能性就越大,分层系数越低,水层的可能性越大。相变带及裂缝发育带是控制含气性的2个关键因素,相变带和裂缝发育带的耦合则是形成高产井气藏的必要条件。     

低孔低渗砂岩储层特征及岩石物理实验分析

随着石油勘探和开发程度的延伸．低孔渗油田储量所占的比例越来越大。低孔低渗储层压实程度高，成岩作用复杂，地质解释模型和测井解释模型拟合复杂。低孔低渗储层孔隙的形成和演化受成岩作用的控制，主要成岩作用有机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用。压实作用、胶结作用不利于孔隙的演化，而溶蚀作用有利于次生孔隙的形成。从岩石物理实验的角度开展研究．分析了低孔低渗岩石地层因素与孔隙度、电阻增大率与含油饱和度的关系以及核磁共振横向驰豫（T2谱）特性等，对低孔低渗砂岩与常规砂岩物性进行了对比分析，指出了低孔渗储层岩石物理特征的特殊性，为准确测井解释油气层提供了依据。     

川西南地区二叠系火山岩储层特征

利用野外观测、钻录井、薄片、常规测井等资料,综合分析川西南地区二叠系火山岩储层的特征及主控因素。结果表明:区内火山岩储层主要发育在火山熔岩和火山碎屑岩之中。火山熔岩的储集空间以气孔等原生孔和构造缝为主,孔隙度和渗透率较低,孔渗相关性差,为孔隙–裂缝型储层;火山碎屑岩的储集空间以气孔等原生孔和粒间扩大孔、微孔等次生孔隙为主,可见冷凝收缩缝,火山角砾岩和凝灰岩物性均优于火山熔岩,但孔渗相关性一般;熔结凝灰岩有较好的孔隙度和孔渗相关性,为孔隙型储层,储集性能优良。有利的岩性岩相是储层发育的基础,爆发相是储层发育最有利的相带;地表的风化(淋滤、溶蚀)作用对储层进行改造,次生溶蚀孔隙是最主要的储集空间;构造作用是储层形成的重要条件,构造作用形成的裂缝作为储集空间的同时也连通了火山岩中部分原生的孤立孔隙。     

江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层特征研究——以潜34-10韵律为例

江汉盆地始新统潜江组盐间页岩油是近年来研究的热点和难点。为了明确盐间页岩储层岩相及其储集物性,综合运用岩心观测、岩石薄片鉴定、X衍射、高压压汞和页岩孔渗等资料,对潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层岩相发育特征及其对储集物性的影响进行了研究。该区盐间页岩油储层主要包括富碳纹层状泥质白云岩相、富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥岩相3种不同类型的岩相类型,前2种岩相的孔隙度明显高于后者。不同岩相孔径分布差异明显,富碳纹层状泥质白云岩相以孔径大于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为219 nm;而富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥质相则以孔径小于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为21 nm。富碳纹层状泥质白云岩相岩性均一,具有良好的储集空间和较大的孔喉结构,页岩储层中的含油性较高,为盐间页岩油储层中的优势岩相,是研究区最有利的页岩油勘探目标。      

GSINV高精度反演技术在岩性油气藏储层预测中的应用

随着勘探难度的加大,地震勘探从寻找构造油气藏进入寻找岩性的、地层—构造复合的的隐蔽性油气藏。但是以往的钻探落空,这表明碎屑岩储集岩类具有很强的非均质性,无论纵、横向其厚度和物性变化都很大,且储层结构复杂。储层单层厚度薄,低孔隙度,低渗透率,与泥岩速度差异较小,储层识别存在较大困难。为此,采用GSINV高精度反演技术,从分析须家河组储层的地质、地球物理特征入手,提出先利用自然伽马反演进行岩性预测,找到砂岩后通过速度、孔隙度反演识别高孔储层,指出勘探目标的首选有利区。最薄识别到2~3m的储层,预测结果与区域地质规律相符合,经后钻的多口井检验,预测与实际钻井资料对比符合情况较好。