低孔-特低渗砂岩储层可动流体核磁共振特征及成因——以王龙庄油田T89断块阜宁组二亚段为例

通过核磁共振技术,利用可动流体百分数和可动流体孔隙度等指标评价了王龙庄油田T89断块阜宁组二亚段低孔-特低渗透储层特征。结果显示,T89断块阜宁组二亚段核磁共振T2截止值偏低,可动流体占比低;103块核磁共振样品分析显示,可动流体百分数与孔隙度不存在相关性,而与渗透率之间的相关性较好,可动流体孔隙度与渗透率相关性要好于与孔隙度的相关性。结合铸体薄片及扫描电镜实验结果,确定影响可动流体赋存的主要因素为:储层水平微裂缝、粘土矿物充填、碳酸盐岩胶结作用、上覆岩石压实作用等。该认识可对低渗透油田开发潜力评价提供重要地质依据。     

基于孔径分布和T_2谱的低孔渗储层渗透率确定方法

为了能够准确地计算低孔渗储层的渗透率,以渤海某油田低孔渗储层为研究对象,进行孔径分布对渗透率的影响研究。基于压汞孔径分布与核磁共振测井T_2谱均可以表征储层岩石的孔径分布信息,通过利用孔径分布直方图数据刻度核磁共振测井T_2谱数据,从而得到岩石不同孔径区间对应的T_2谱区间。通过渗透率贡献值确定各T_2谱区间每单位孔隙度分量的孔径对渗透率的贡献因子,最终建立基于孔径分布和T_2谱的低孔渗储层渗透率计算方法。结果表明,该方法避免了以往基于孔径分布的渗透率计算方法在划分T_2谱区间时的盲目性,以及根据经验确定不同区间贡献值的不可靠性。建立的基于孔径分布和T_2谱的渗透率模型对于低孔渗储层渗透率的评价有很好的指导作用。     

裂缝发育程度对低孔隙度岩石渗流特性的影响

低孔隙度岩石中的裂缝对储层渗透率具有重要影响，但裂缝的存在导致岩心代表性样品选取和高精度岩石物理参数测量困难。为研究裂缝对低孔隙度岩石渗透率的影响，本文通过高精度CT扫描实验构建了低孔隙度岩石的三维数字岩心模型，采用添加平板裂缝的方法构建了不同裂缝参数的低孔隙度岩石数字岩心，并利用格子玻尔兹曼（LBM）方法计算了不同裂缝参数数字岩心模型的渗流场分布和绝对渗透率。结果表明，尽管低孔隙度岩石的数字岩心模型基质渗透率低，但裂缝的存在对岩石渗透率有一定程度的提高。然而，裂缝发育程度对渗透率影响规律不同：当单条裂缝孔隙度在0-0.4 %时，裂缝对模型渗透率影响不明显；当单条裂缝孔隙度大于0.4 %时，裂缝对模型渗透率具有显著影响；模型渗透率随裂缝开度增大而增大，随裂缝倾角增大而减小，随裂缝数量增加而增大。另外，裂缝与基质存在耦合作用，与裂缝相连的孔隙中流体流速明显提高，显示裂缝对基质孔隙的强连通作用。本研究结果对含裂缝的低孔隙度储层渗透率精确计算及储层压裂后的油气产能评价有指导意义。     

岩性油藏特征制约下超低渗透油层快速识别方法与模型

复杂的岩石物理和特殊的渗流机理使得长庆油田超低渗透储层的流体识别比较困难.针对这一问题,基于微观岩石物理机理研究,得出岩性控制物性,物性制约含油性,这一特征与超低渗透岩性油藏的宏观控油规律相符;基于测井曲线响应特征模式的统计分析,在刻度一定前提下,当三孔隙度曲线的重合程度较高时,岩性较纯,对应地层段含油性较好;反之,则岩性不纯,对应地层段含油性较差,并且导致岩性不纯和物性变差的主要原因是泥质和钙质的存在.基于微观岩石物理规律和三孔隙度曲线响应特征,并综合反映流体性质的深感应电阻率和刻画储层物性的声波时差曲线,利用神经元非线性函数Sigmoid的突变性质衍生超低渗透油层的识别参数IpR和产水率Fw.通过对研究区54口井的处理,衍生识别参数IpR和Fw获得了83.33％的准确率.     

伊通盆地梁家-万昌构造带束缚水饱和度研究

伊通盆地梁家构造带和万昌构造带属于近物源快速堆积,储层具有岩性多变、孔隙结构复杂、低含油气饱和度、高含水饱和度等特点,仅利用含油气饱和度参数不能有效地确定储层的流体性质,且测井解释符合率偏低。根据核磁共振实验资料,采用T_2谱面积比值法和T_2谱系数法分别计算束缚水饱和度,发现两种方法计算的结果准确且接近,可以作为研究区建模的基础数据。针对研究区实际地质特征,分构造带建立了两类束缚水饱和度模型。分析发现孔隙度建立模型不适用研究区复杂储层;综合物性指数建立束缚水饱和度模型与岩心分析束缚水结果吻合程度较好;因此根据研究区储层特点,基于核磁实验基础数据,选择综合物性参数建立的束缚水饱和度模型,大大提高了模型准确度,为流体识别、测井解释提供了依据。     

第四系天然气藏储层物性参数测井解释模型

以柴达木盆地东部台南第四系松散末成岩生物气藏为例。研究建立该类储层物性参数测井解释模型的方法。主要包括：（1）应用“JD-581”常规测井资料，通过定量计算对声波测井进行了压实，泥质及含气影响的校正，建立了孔隙度测井解释模型。探索性地提出声波测井曲线天然气影响的定量校正方法；（2）根据毛管理论，综合应用毛管压力曲线，岩石物性，岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明，利用电阻率曲线对声波测井进行天然气岩石物性，岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明，利用电阻率曲线对声波测井进行天然气影响的定量校正方法是可行的，该方法提高了气藏孔隙度声波测井解释模型的精度，实现了应用“JD-581”常规测井资料即可进行储层孔隙度参数评价的研究。储层微观孔隙结构参数-孔喉半径均值的主要影响因素是岩石比表面及孔隙度，综合利用孔隙度与岩性测井曲线可以较为准确地计算该参数，这为储层渗透率参数的评价奠定了基础。     

第四系天然气藏储层物性参数测井解释模型

以柴达木盆地东部台南第四系松散未成岩生物气藏为例 ,研究建立该类储层物性参数测井解释模型的方法。主要包括 :(1)应用“JD 5 81”常规测井资料 ,通过定量计算对声波测井进行了压实、泥质及含气影响的校正 ,建立了孔隙度测井解释模型 ,探索性地提出声波测井曲线天然气影响的定量校正方法 ;(2 )根据毛管理论 ,综合应用毛管压力曲线、岩石物性、岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明 ,利用电阻率曲线对声波测井进行天然气影响的定量校正方法是可行的 ,该方法提高了气藏孔隙度声波测井解释模型的精度 ,实现了应用“JD 5 81”常规测井资料即可进行储层孔隙度参数评价的研究。储层微观孔隙结构参数孔喉半径均值的主要影响因素是岩石比表面及孔隙度 ,综合利用孔隙度与岩性测井曲线可以较为准确地计算该参数 ,这为储层渗透率参数的评价奠定了基础。     

三相流体非均匀饱和多孔岩石声学模拟与分析

多孔岩石岩性、孔隙度、渗透率变化,导致流体饱和度在储层中非均匀分布.传统的基于流体均匀混合的双相介质模型不能用于计算流体非均匀饱和岩石的声学性质（纵、横波速度）.依据三相流体Brooks-Corey模型、Gassmann理论和边界理论提出了有效计算中观尺度下非均质多孔岩石三相流体非均匀饱和时岩石声学性质的方法,为研究三相流体非均匀分布对岩石声学性质影响提供理论与方法,并建立了在毛管压力平衡状态下非均匀饱和多孔岩石声学性质与总含水饱和度的定量关系.揭示了不同流体饱和状态下纵、横波速度随总含水饱和度的变化规律.实例模拟分析表明,多种岩性岩石组成的多孔岩石储层三相流体非均匀饱和时,纵波速度随总含水饱和度的变化趋于连续变化,而流体均匀饱和岩石,仅在接近完全含水时,纵波速度有明显变化.流体饱和度分布均匀与否对横波速度没有影响,但岩石三相流体饱和与两相流体饱和时相比,横波速度随总含水饱和度的变化特征更加复杂.     

火成岩储层核磁共振岩石物理影响特征

为研究火成岩储层中顺磁性物质对核磁共振测量结果的影响,分别选取7块含有顺磁性物质的人造岩心和60块实际火成岩岩心进行核磁共振实验研究,分析顺磁性物质质量分数以及不同回波间隔对核磁孔隙度测量结果的影响.研究表明:顺磁性物质会极大地减小核磁共振孔隙流体的横向弛豫时间T2,造成测量的孔隙度减小,而且不同岩性的火成岩样品,由于顺磁性物质质量分数不同,核磁孔隙度误差也不同,当顺磁性物质质量分数超过6%时,核磁孔隙度基本为零.     

随钻与电缆脉冲中子孔隙度测井响应差异研究

由于地层模型和测量条件不同,随钻和电缆脉冲中子孔隙度测井响应存在差异,对其响应差异研究可为随钻 测井解释提供理论依据。利用蒙特卡罗方法建立不同地层模型,模拟不同测井环境条件下响应的差异。结果表明,在 随钻测井条件下,热中子计数比值随地层孔隙度增加按三次多项式趋势增加,电缆脉冲中子孔隙度测井响应也具有相 同的规律,但随钻和电缆脉冲中子孔隙度测井响应曲线存在交叉点;随钻测井条件下孔隙度相对灵敏度计算值大于电 缆测井,但随钻测井条件下的钻铤会降低热中子计数统计性,影响孔隙度测量精度;不同测井环境条件对由于其改变 引起的随钻和电缆测井响应差异影响随地层孔隙度增加而减小,岩性、泥质含量和井眼尺寸对随钻测井响应的影响都 大于电缆测井,井眼流体为淡水、油或盐水时对脉冲中子孔隙度响应影响可忽略,井眼流体为气时对电缆测井响应的 影响大于随钻测井。     

不同温度下砂岩渗透性能的核磁共振响应

温度作用下研究岩石渗透性能对高温岩体工程建设具有重要意义。本文选取砂岩为研究对象,基于低场核磁共振在研究孔隙流体中无损、精细、定量化表征方面的优势,采用该技术考察了25～600℃砂岩渗透率变化。利用核磁共振方法,计算砂岩核磁孔隙参数。对比分析实测渗透率与模型之间的数值关系,评估了5种核磁共振渗透率模型。研究结果表明:SDR核磁渗透率模型可有效表征渗透率与温度的关系。不同温度下砂岩渗透率会发生改变,渗透率存在阈值温度点,在低于400℃时渗透率缓慢变化,在400℃以后渗透率显著增加。     

孔喉分布约束的低渗储层渗透率定量表征方法

 低渗透储层逐渐成为海上油田开发技术攻关的重点,它的渗透率受控于孔隙结构。目前低渗透储层渗透率的定量表征主要依据孔隙度建立孔渗关系,因低渗储层孔渗关系差,所以传统方法存在计算精度低的问题。为此提出基于孔喉分布约束的渗透率定量表征方法,在表征过程中考虑孔隙结构影响,依据孔喉半径将孔隙空间划分为不同类型,通过将不同类型孔隙空间赋予不同的权值,表征不同孔喉半径对孔隙空间影响,并将各类孔隙空间加权后之和定义为各类孔喉体积综合系数。与传统方法比较,该系数与渗透率具有更好的相关性。通过在新方法中引入核磁共振测井,可实现渗透率解释结果的连续分布。应用结果表明,新方法解释渗透率具有较高精度,为低渗储层渗透率表征提供了一种切实可行的技术方法。     

葡南油田低渗透储层应力敏感性研究

通过实验模拟地层在不同上覆压力下,孔隙度、渗透率的变化,研究低渗透储层的应力敏感性。其在增压过程中孔隙度和渗透率随着压力的增加而明显降低;在压力降低或撤除后,由于造成了岩石应力敏感性损害,孔隙度和渗透率不能恢复到原始的状态。低渗透储层应力敏感性的影响因素包括上覆压力的大小、加压次数、岩石覆压时间长短和流体饱和度的影响,在开发低渗透油田时应注意保持合理的生产压差、开采速度和降压方式。该研究为低渗透油藏的开发提供了理论依据。     

华庆地区长8_1储层可动流体赋存特征及孔隙度演化

应用核磁共振、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、物性等实验资料,分析鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长81储层可动流体的赋存特征及孔隙度演化。结果表明,不同物性的T2谱形态表现为3种类型,可动流体孔隙度非均质性强于可动流体饱和度,渗透率对可动流体参数的敏感性显著强于孔隙度;矿物成分成熟度、胶结及溶蚀作用是可动流体赋存特征的重要影响因素,面孔率是影响可动流体赋存特征的关键参数;粒间孔面孔率与可动流体饱和度呈较好的正相关性,微孔极易于束缚可动流体;溶蚀及中晚期胶结演化强度是影响可动流体赋存的重要特征;计算后可知孔隙度与可动流体饱和度呈较好的正相关性,孔隙度演化路径的数学模型是反映可动流体赋存特征的响应函数,可以直接用来表征油气产能效果。     

砂砾岩油藏中流体的核磁共振响应特征

砂砾岩油藏储层物性差,属于低孔、低渗油藏,利用常规测井资料进行储层评价、油气水层判别以及地质特征研究存在很大困难,主要表现为：一是岩性复杂、储层基质孔隙度低,电阻率测井响应受岩石骨架和孔隙结构影响严重,反映储层孔隙流体性质的信息弱。使储层流体性质难以判断;二是非均质性强,裂缝、溶蚀孔发育使各向异性明显增强、孔隙结构复杂,储层参数计算模型建立存在困难;三是地层埋藏深,地震资料构造特征不明显或无法确定构造特征。因此需要有效的方法对砂砾岩体储层进行评价,以寻找油气富集高产带。     

特低渗透油藏可动流体百分数参数及其应用

针对特低渗透油藏特点,阐述了可动流体百分数参数的概念、测试原理及在特低渗透储层评价中的意义,分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了特低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同特低渗透开发区块进行可动流体百分数测试.研究结果表明:可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果.对于特低渗油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透率的参数.不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度是不同的.并对不同特低渗透开发区块进行了可动流体百分数测试.测试结果表明,用可动流体百分数预测特低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果一致,也验证了可动流体百分数概念的可行性.     

低渗透多孔介质变渗透率数值模拟方法

 根据流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了低渗透多孔介质数学模型,通过引入无因次渗透率变化系数描述低速非达西渗流规律,并基于黑油模型数值模拟系统,开发了低渗透多孔介质变渗透率数值模拟软件。采用矿场实际数据,分别使用达西渗流、考虑启动压力梯度为常数的拟线性渗流和变渗透率渗流模型,对五点井网进行模拟计算,对比分析了不同渗流规律下的油井产油量、含水率、含油饱和度及不同时间的地层渗透率分布。结果表明,变渗透率渗流模型计算的油井产油量、含水率和含油饱和度分布介于达西渗流和拟启动压力梯度渗流模拟结果之间,油水井附近地层渗流能力强,远离主流线地层渗流能力弱;井距越小,地层渗流能力越强;流体在低渗透多孔介质的渗流过程中,达西渗流仅发生在井筒附近小面积区域内,地层大部分区域发生变渗透率渗流,且占据了地层渗流的主导地位,变渗透率数值模拟方法弥补了其他方法未考虑渗透率变化因素的不足,变渗透率数值模拟软件能够更准确地预测流体在低渗透多孔介质中的流动特征。     

基于三参数非线性渗流的低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型

基于三参数非线性渗流模型,考虑CO_2非混相驱油过程中气相滑脱、CO_2在原油中的溶解以及溶解后流体黏度的变化等因素的影响,建立低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型。利用建立的模型对陕北地区某致密砂岩油藏天然岩心CO_2驱油非稳态相渗实验数据进行处理,得到了其CO_2非混相驱典型相渗曲线,并与传统的JBN计算方法相比,结果表现出了明显的差异。同时,计算和对比分析了渗流模式、CO_2溶解降黏作用及气体滑脱效应等单因素影响的相渗曲线。结果表明,非线性渗流及CO_2的溶解降黏均使油相相对渗透率上升,气相相对渗透率下降,影响较大。考虑气相滑脱时,气相渗透率有小幅度下降,油相渗透率基本无变化。该模型的建立为更加真实准确地表征低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗特征提供了有效的技术方法和手段,对提高其油藏工程分析及数值模拟预测的可靠性具有重要意义。     

变渗透率条件下低渗介质非稳态压力变化特征

基于低渗透介质中流体渗流速度和压力梯度的二项式关系,提出了低渗透介质的渗透率变化函数,建立了流体在低渗透介质中渗流的运动方程和相应的非稳态渗流数学模型.采用隐式差分格式形成了渗流方程的数值求解形式.求解分析表明:二项式系数对压力及压力导数有着较大的影响,系数值越大,渗透率变化函数值越大,相应实际的渗透率值也越大;在等产量条件下,压力及压力导数变化幅度较小.对比采用拟线性流动规律计算得到的压力及压力导数,变渗透率条件下的压力及压力导数变化较缓,启动压力梯度的影响较小,更能反映低渗透介质的压力变化动态.     

Biot理论的数值研究

本文用数值计算方法研究了流体饱和多孔介质中声传播的Biot理论。分别在80Hz、20kHz、500kHz频率下计算了多孔介质的孔隙度、渗透率、流体粘度和孔径大小对三种体声波波速和衰减的影响。计算结果表明,各种波的波速均随孔隙度有较大变化。渗透率、流体粘度和孔径的变化对声速几乎无影响。但当声波频率为80Hz时,除孔隙度的变化对声波的性质有影响外,其它参数对声速和声衰减几乎无影响。有些结果与实验室和现场测量结果相一致。