沥青对储层物性及油层产能的影响

沥青充填在储层中使储层的孔隙度和渗透率降低,非均质性增强。以准噶尔盆地三台—北三台地区为例,对沥青含量不同的储层进行有机溶剂浸泡,浸泡前后进行物性实验对比,分析了沥青对储层物性的影响,指出了沥青可大大降低储层的孔隙度和渗透率,尤其是对细砂岩和填隙物多的砂岩影响更大,指出沥青是引起该区油层低产的重要原因之一,对提高含沥青储层油气的产能具有参考意义。     

常规测井水淹层综合识别方法研究

油层水驱开采是提高采收率的一种方法,水淹层测井解释是注水开发油藏监测的关键技术,其解释精度直接影响油田开发效果.在水驱过程中油层的性质会发生一系列变化,这些变化在储层及测井曲线上有所显示.通过分析研究这些特征,对水淹层解释具有重要的指导意义.     

枣南油田砂岩储层中的粘土矿物特征与油层敏感性试验研究

砂岩储层中粘土矿物的含量、产状及分布特征是研究油层潜在敏感性的基础，本文对枣南油田砂岩储层中的粘土矿物特征进行了研究，并对其进行了流动试验以及敏盛性试验，以此来评价油层的敏感程度。研究表明，枣南油田砂层储层中的粘土矿物主要有四种类型，即伊／蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石，其分布主要受埋深、沉积相带以及储层中流体介质性质等因素的控制，在油层开发过程中，表现为强速敏、弱一中等水敏、中等偏强盐敏、中一强酸敏等特点。最后该区粘土矿物的敏感性问题进行了评价。     

枣南油田砂岩储层中的粘土矿物特征与油层敏感性试验研究

砂岩储层中粘土矿物的含量，产状及分布特征是研究油层潜在敏感性的基础，本文对枣南油田砂储层中的粘土矿物特征进行了研究，并对其进行了流动试验以及敏感性试验，以此来评价油层的敏感程度。研究表明，枣南油田砂层储层中的粘土矿物主要有四种类型，即伊／蒙混层，伊利石，高岭石和绿泥，石其分布主要受埋深、沉积相带以及储层中流体介质性质等因素的控制，在油层开发过程中，表现为强度敏、弱－中等水敏、中等偏强盐敏、中－强酸     

四川盆地侏罗系沙溪庙组含浊沸石砂岩储层特征及其油层改造建议

四川盆地侏罗系沙溪庙组砂岩储层存在着十分严重的储层损害潜在因素,在钻井和油层改造过程中及易造成油层伤害.通过对川中地区沙溪庙组砂岩储层微观地质特征和储层潜在损害因素的分析,结合陕北安塞油田长6油层地质特征和近20a的酸化压裂技术方法,建议在下沙溪庙组油层酸化压裂改造过程中使用田菁粉压裂液,在压裂液的反排时采用“控制反排速度,逐步放大压差,压裂末期适当挤入少量大直径压裂砂”,以避免砂粒受冲击造成地层伤害;建议酸化液添加冰醋酸稳定剂,或其他一些铁离子络合剂,并尽可能缩短工期,避免形成沉淀堵塞孔喉;对于含浊沸石的砂岩储层,不宜用盐酸酸化,建议用酸度较弱的磷酸或磷酸与盐酸的混合酸.     

朝阳沟油田杨大城子油层物性特征

详细讨论了朝阳沟油田杨大城子油层物性特征、孔隙结构特征以及物性影响因素。认为压实作用和粘土矿物对孔隙空间的充填作用是导致杨大城子油层物性差的主要原因;杨大城子油层的储层类型主要为低孔、特低孔微渗储层（盖储层）和中孔、低孔特低渗储层（较有利储层）,少量为中孔低渗储层（有利储层）。     

成因机制控制下低对比度油气层研究方法

为精准描述低对比度油气层与其他类型储层之间的数学差异,引入特征选择和分类归纳等数学分析模型。所提方法并不要求储层计算参数与储层实际特征完全吻合,只要能准确刻画不同类型流体之间的数值差异即可。以鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油层改造后的产能预测为例,阐述整个实施过程。结果表明:利用所建产能模型预测77口新井压裂后的产能,平均绝对误差为0.95 t/d,平均相对误差为9.49%,可以满足实际生产需求;在开展或完善储层表征参数理论模型研究的同时,各种数学分析方法的适用性、逻辑性也应被重视;传统方法和数学模型的有效结合能避免方法的单一化或模式化,有助于解决地层评价领域中的各种疑难问题。     

概率神经网络技术在地震岩性反演中应用

针对研究区目的储层单层厚度小和储层岩性横向变化较大情况,为了解决利用地震资料进行常规储层预测反演较困难问题,采用概率神经网络方法,讨论了网络模型的构造和预测识别等步骤。根据该区储层的测井响应特征、地震属性特征与地质岩性特征的相关性,利用概率神经网络方法对地层特征进行预测识别,研究结果表明:在实际资料处理中取得了好的应用效果。研究成果对油田勘探开发具有一定的指导意义。     

基于主控因素识别低阻油层的评价方法

低阻油层类型繁多,成因不一,渤海湾盆地Y油田在测井解释和对比中存在低阻和高阻储层间互发育的三明治现象明显,利用经典的Archie公式预测低阻油层误差较大、识别精度较低。针对此问题,进行精细地质油藏描述,综合测井、录井、岩心、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物分析、岩石润湿性等资料研究,寻找主控因素,提出基于主控因素识别低阻油层的评价方法,建立主控因素与饱和度指数n的关系,修正经典的Archie公式,利用修正后的Archie公式可以准确预测储层的含油性,并成功应用于Y油田的生产实践,获得较好的应用效果,表明该方法在寻找隐蔽油气层中具有较好的实用价值。     

准东三台—北三台地区储层沥青和稠油特征与成因分析

根据原油、储层抽提物和烃源岩地球化学特征,对三台—北三台地区储层沥青和稠油成因进行分析,并研究沥青和稠油对勘探的影响.结果表明:该区稠油和储层沥青分布广泛,稠油主要分布在侏罗系和三叠系地层中,沥青主要分布在侏罗系头屯河组及其以上地层中;稠油和储层沥青均表现出严重生物降解的特征,且来源单一,主要来自二叠系平地泉组烃源岩;三台—北三台地区储层沥青和重质稠油主要是低—未成熟阶段的原油遭严重生物降解的结果,中质稠油主要是成熟阶段原油遭中等生物降解或散失所致;研究区源岩生烃高峰期产物并没有遭受严重破坏,具有较好勘探前景,下步勘探应以中细砂岩分布带和构造下倾部位储层为主要目标.     

鲕粒碳酸盐岩储层的测井识别研究

从鲕粒碳酸盐岩层的测井响应特征出发,在提取岩性特征测井参数和建立电相—岩相库统计模式的基础上,采用极值方差聚类法实现自动分层,以灰色关联法识别单井剖面的鲕粒碳酸盐岩地层,并结合储层物性参数的精细解释建立了鲕粒储层测井识别模式,编制了相应的处理程序。应用表明,该套方法具有较高的分辨力,能识别出单井剖面中0.5 m以上的鲕粒储层,提高了鲕滩储层的纵横向预测精度。     

异常高压变形介质油藏的开发动态特征研究--以尕斯库勒油田E3油藏为例

目的 通过研究异常高压变形介质油藏的开发动态特征，探讨该类油藏的开发模式。方法以尕斯库勒油田E3异常高压变形介质油藏为例，应用变形介质渗流理论，结合渗透率地层条件下模拟试验及典型井组生产动态数据分析，研究异常高压下变形介质油藏开发特征及合理开发模式。结果异常高压变形介质油藏表现出不同于常规油藏的开发动态特征，在开发过程中随着地层压力的下降，介质弹塑性形变，渗透率大幅度下降，不同结构的岩石发生不同程度的弹塑性形变；当关井恢复压力时油藏渗透率有所恢复，但随地层压力的进一步下降，介质发生不可逆形变，渗透率将逐渐下降，从而使油井产能降低；变形介质油藏具有特殊的弹塑性驱动渗流指示曲线特征，油井产量随压差增加到一定极限后，再增加压差产量随之下降。结论变形介质油藏的开发应尽可能在原始地层压力下开采，在合理生产压差下开发。     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化,常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型,应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明,分阶段建立地质模型和流体模型,其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象,可提高数值模拟的精度。在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性以及井网方式所控制;而在水驱稳产开发阶段,注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

火山岩油藏地层渗透率评价研究

火山岩油藏裂缝普遍发育,对地层渗透率的贡献具有决定性作用。通过对石炭系火山岩11口探井及评价井测井、试井、试油试采等资料的综合分析评价,认为测井方法得到的渗透率往往与生产动态不符,不能直接用于油藏开发评价。基于不稳定渗流原理,通过试油试采等动态方法反算,得到了井段平均渗透率;进一步结合地层有效厚度等数据,计算了储层渗透率。结果表明:测井渗透率与孔隙度具有较好的相关性,主要反映了基质的特征;动态方法得到的储层渗透率是测井渗透率的几十倍,且能够反映裂缝控制下的地层实际渗流能力。据此将火山岩储层分为双重介质型、裂缝型、孔隙型三种基本类型。结合具体油藏分析认为,双重介质型是火山岩油藏最主要的储层类型。     

裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法

裂缝性油藏介质由基质和有效裂缝组成。利用岩心分析、测井、地震、薄片分析等静态描述手段测试并计算了基质的孔隙度和渗透率，得到裂缝的宽度、密度和方位等参数。以油藏流体流动模型为基础，利用生产、试井、试采或试油数据求出油藏总渗透率，再结合裂缝参数确定裂缝系统的各向异性渗透率。采用随机裂缝模型，由裂缝渗透率和裂缝宽度计算得到裂缝孔隙度。该方法给出了裂缝和基质系统的渗透率与孔隙度间的定量关系，确定的参数分布合理而完善；考虑了油田各种基础资料数据采集的成本和可行性，具有经济、高效、实用的特点。该方法的应用较好地解决了辽河油田小22块火山岩裂缝性油藏预测模型难以建立的问题。     

四川盆地东南部小河坝组优质储层的形成机制

探讨四川盆地东南部下志留统小河坝组砂岩形成优质储层的控制因素及形成机制.以野外剖面测量为基础,通过孔渗分析、薄片鉴定、阴极发光及扫描电镜等手段,结合前人的研究成果,对小河坝组海相碎屑岩的储层形成机制进行分析.认为沉积微相控制了储层形成的先决条件,水下分流河道和远砂坝主要沉积了一套粉砂岩,具有形成储层的先天条件;而分流间湾主要沉积了一套泥岩或粉砂质泥岩,不能形成储层.生烃中心对小河坝组储层具有重要的控制作用,砂岩中沥青的含量与生烃中心的距离具有明显的负相关性.岩性在纵向上的叠置关系也是影响储层形成的重要因素,具有砂泥互层的地层结构,因砂岩不易压实和胶结,可形成相对较好的储层;而厚层的砂岩因压实和胶结作用严重,反而难以形成好的储层.     

测井精细解释在碳酸盐岩气藏储量计算中的应用

随着成象测井、核磁共振测井等新一代测井技术的飞速发展,测井精细解释技术在碳酸盐岩气藏储量计算中所起的作用越来越重要。结合四川地区的探井测井解释的情况,探讨了测井精细解释的主要工作内容及根据探井精细解释确定储量参数、RFT地层测试技术确定气水界面和测井地震有机结合进行储层横向预测的方法原理,最后以坡1井、雷14井、大天5井和罗家寨构造为例,介绍了测井精细解释技术在碳酸盐岩气藏储量计算中的良好应用情况。结果表明,应用该技术可提高碳酸盐岩气藏储量计算的精度。     

基于自然伽马能谱测井的岩溶型碳酸盐岩储层层位划分与对比

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层埋藏深，厚度变化大，非均质性强，给地层对比工作带来较大困难。为认清油气分布规律，提出以自然伽马能谱测量比值的组合交会为基础的测井特征比值参数法来研究碳酸盐岩地层的沉积特性，并建立了该区奥陶系自然伽马能谱测井的地层划分模式。研究表明，该区奥陶系碳酸盐岩储层自然伽马能谱测井的铀相对含量远大于钍／铀比，为岩溶淋滤带，应在此带内寻找岩溶储层；上奥陶统恰尔巴克组地层沉积稳定，为区域标志层；一间房组上段发育礁滩相裂缝-孔隙型储层，具有连片分布的特点，下段发育块状致密泥微晶灰岩，与中下奥陶统鹰山组相隔。连井对比发现，奥陶系顶面（T7^0）的区带存在岩溶台地，在有中、下奥陶统顶面（T7^4）的地区，岩溶地貌变化多样，反映奥陶系及中奥陶统一间房组和鹰山组上部碳酸盐储层都有油气存在的可能，表明塔河油田具有广阔的油气发展空间。经过50余口井的应用验证，采用以自然伽马能谱比值参数为基础的多参数综合评价方法来划分地层和储层是可行的，且效果明显，已推广应用于油区各新钻井的储层评价及老井的进一步分析。     

喇萨杏油田水下分流河道砂体剩余油分布研究

喇萨杏油田已进入特高含水期开发阶段,剩余油高度分散,厚油层基本上层层见水,但是未水洗厚度比例仍占25%,剩余储量主要集中在河道砂储层,占水驱剩余地质储量的70%。水下分流河道砂体是典型的河道砂体,主要分布在大庆喇嘛甸至杏树岗的非主力油层。以喇萨杏油田水下分流河道砂体为主要研究对象,综合利用密闭取芯检查井、油水井分层测试、测井水淹层解释及生产动态等资料,采用密闭取芯检查井资料分析法、油藏工程方法、油藏数值模拟方法、物理模拟、综合分析法等方法,研究了喇萨杏油田水下分流河道砂体的剩余油形成机理及剩余油影响因素,并提出了剩余油分布模式。     

库车坳陷依南2气藏油气运移路径及充注特征

在流体包裹体观测、测井曲线及依南2气藏综合地质资料分析的基础上, 利用定量荧光技术分析库车坳陷依南2气藏26块砂岩样品的荧光光谱特征, 揭示该气藏油气运移路径及油气充注特征。 研究表明, 依南2气藏经历了早期原油充注、原油泄漏与晚期天然气充注过程。由储层砂岩样品的QGF定量荧光光谱响应与烃类包裹体分析, 推测依南2气藏早期油源来自深部三叠系泥岩层与侏罗系煤层, 通过垂直向上运移, 古油藏经历构造破坏, 发生泄漏, 未形成具有规模的古油藏。QGF-E荧光光谱响应表明, 天然气运移路径亦为垂直向上运移, 依南2气藏储层4750 m以下可能为大面积含气区。TSF荧光指纹图揭示, 依南2气藏具有混源特征, 气源由侏罗系煤层和三叠系湖相泥岩烃源岩共同贡献。