核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的应用

以核磁共振岩心实验标定为依据,充分结合谱信息的分布特征,并借助测试资料对核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的评价技术进行了深入研究,其结果表明,核磁共振测井较易剔除非储层,能够提供可靠的储层参数,较为准确判别储层流体性质,应用效果较好,提高了低孔隙度低渗透率储层的测井解释符合率。

利用核磁共振测井资料评价致密储层可动水饱和度

新场须四段储层岩性较为复杂,包括岩屑砂岩、钙屑砂岩和灰质砾岩,属致密碎屑岩储层,具有复杂的气水关系。针对其储层特征,以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础,对致密碎屑岩储层的气水弛豫特征进行分析。充分利用汞饱和度资料、测试资料,并结合核磁共振岩心实验横向弛豫时间T2分布谱特征,对致密碎屑岩储层复杂岩性的T2气水分布界限值进行标定。形成了粗中砂岩、细粉砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的核磁共振可动水饱和度评价技术。建立了以核磁共振T2气水分布界限为依据的致密碎屑岩储层流体性质判别技术。储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素。

川西深层致密碎屑岩储层测井评价

川西深层致密碎屑岩储层属低孔低渗、致密超致密储层,储层包括孔隙性、裂缝性、裂缝—孔隙型三类储层,其中裂缝—孔隙型储层是目前获得较高产量的主产层。因此,其裂缝的有效性评价及储层中的含气性识别是川西深层致密碎屑岩储层评价的关键所在。针对储层特征及储集空间类型,首先确定储层的基质孔隙度下限;再根据储层中裂缝的充填及溶蚀程度、构造应力场的变化程度、裂缝走向与现今主地应力方向的匹配关系、斯通利波的能量衰减与反射、钻井过程中的井漏显示等来评价裂缝系统是否有效;通过泊松比与岩石体积压缩系数交会法、核磁共振差谱与移谱法及井温异常法等对该类储层进行含气性判别。该方法弥补了以往用电阻率、中子等常规测井来判断储层流体性质的缺陷,在川西深层致密碎屑岩储层综合评价中应用效果显著,从而形成了一套针对致密碎屑岩储层更有效的测井评价方法。

川西须家河组致密碎屑岩裂缝与储层评价

川西须家河组为裂缝性致密碎屑岩储层,储层岩性多变,裂缝和溶蚀孔洞发育不均,储层非均质性极强,储层品质取决于裂缝和溶蚀孔洞发育程度。须家河组储层储集类型较复杂,可划分为孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型储层。对须家河组储层的评价主要是对裂缝和次生溶蚀孔洞发育程度的评价。成像测井不仅可以识别裂缝和溶蚀孔洞,还可以对裂缝有效性进行评价。利用电成像与方位电阻率图像的对比可以评价裂缝的有效性;利用声波能量衰减与低频斯通利波反射可以评价裂缝有效性;当裂缝走向与现今最大水平主应力方向一致或夹角很小时,裂缝能最大程度地发挥渗流作用,反之,裂缝走向与现今最大水平主应力方向垂直或斜交角度较大时,裂缝的渗透作用大大降低,从而削弱裂缝有效性。不同的储层类型应采用不同的电性标准进行气水识别,井温异常是判别气层的重要指示。利用偶极横波测井提供的纵横波速度比与纵波时差进行交会更可有效指示致密碎屑岩气层。

川西须家河组致密碎屑岩裂缝分布规律与影响因素分析

川西须家河组成藏对裂缝有强烈的依赖,裂缝的识别与评价是储层评价的基础和评价的难点。利用成像测井提取信息计算了裂缝密度、裂缝长度、裂缝的平均水动力宽度、裂缝视孔隙度等参数;建立了综合评价指标——裂缝强度;开展了裂缝展布规律研究,纵向上裂缝主要分布于须家河组二段,须四段发育程度较差;横向上,裂缝强度高值区主要分布于构造轴部,方向以近东西向为主。通过裂缝影响因素分析,认为刚性强度大、交错层理不发育的块状砂岩易于形成高角度裂缝;构造轴部、南北向断裂密集分布区以及断裂形变明显变化区域为有利的裂缝发育区。根据这些特点,提出了裂缝预测基本思路和方法。

测井资料划分川东北元坝地区长兴组有利相带

晚二叠世长兴期,四川盆地东北部元坝地区位于梁平—开江陆棚西侧,由西南向东北发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带。综合利用成像测井、常规测井及岩屑薄片鉴定等资料,在元坝长兴组单井相划分的基础上,对其沉积亚相和微相进行了划分,结合实钻成果分析,认为台地边缘生物礁的礁盖和礁核是优质储层分布区域。充分发挥测井信息纵向分辨率及地震信息横向分辨率的优势,在岩心标定测井资料的基础上,根据测井资料来标定地震资料,将测井相与地震相紧密结合,对长兴组有利相带沉积特征做了进一步的精细刻画。依据这些信息,能较为明显地划分出元坝地区长兴组的有利相带。结果表明:该区有利相带为台地边缘礁滩相沉积,亚相为生物礁和礁后浅滩,微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩,这类相带的储层是勘探开发的首选目标。

元坝地区须家河组非常规致密储层成像测井评价

元坝地区须家河组岩性复杂、储层类型多样,须二段岩屑砂岩、须三段钙屑砂岩和须四段砂砾岩测试都不同程度获产,其中以须三段钙屑砂岩储层和须四段砂砾岩储层产能较高。这两类储层具有岩性致密、低孔低渗、裂缝发育、储层不明显等特征,常规测井识别难度较大。紧扣"岩性是基础,裂缝是关键"主线,利用常规测井结合电成像资料进行岩性判别,利用电成像资料拾取裂缝信息,综合偶极声波和核磁共振测井来判别储层的有效性。从岩性和裂缝的角度对储层展开评价,建立了元坝地区须家河组致密储层测井综合评价技术。

川西致密气藏二维核磁共振测井优化设计与应用

二维核磁共振(NMR)测井在储层参数计算与流体性质判别应用中的作用逐渐受到重视.然而在川西致密气藏开展二维NMR测井应用之初,遇到了现有观测模式下资料采集效率较低、测井结果与地质条件不匹配等难题.通过对比两种常用的二维NMR测井方法,开展致密气藏二维NMR测井观测模式设计方法研究,结合致密气藏实际应用效果分析,明确了横向弛豫时间-纵向弛豫时间(T_2-T_1)方法比横向弛豫时间-自扩散系数(T_2-D)方法更适用于致密气藏,总结了一套致密气藏二维NMR测井观测模式设计流程与参数取值方法,设计出了适用于致密气藏的观测模式TGR01(tight gas reservoir 01).新设计的观测模式在致密气藏的应用效果优于现有的二维NMR测井观测模式,结合T_2-T_1方法可以有效识别储层中的流体信号,解决致密气藏综合评价难题.

含泥质灰岩储层的测井流体识别----以中东YL-DS油田为例

中东YL-DS油田高含泥质灰岩储层（泥质含量3%-8%）电阻率低,常规解释的含水饱和度较高,按纯灰岩储 层段流体评价标准常被判定为水层.本研究避开对难以量化表征的纯灰岩骨架中束缚水的直接求取,通过计算储层中 的泥质束缚水孔隙度来直接校正常规含水饱和度,筒单易行,在实践中取得了良好的效果.具体方法为根据纯泥岩的 筒化模型计算纯泥岩孔隙度,然后采用能谱测丼资料计算干黏土的密度值,计算泥质灰岩储层中的泥质束缚水孔隙 度,对常规阿尔奇公式计算的水饱和度进行泥质束缚水饱和度校正而获得视纯灰岩含水饱和度,最后采用校正后的含水饱和度和纯灰岩段标准解释图版综合判断储层流体性质.

川南深层页岩气储层含气量测井计算方法

页岩储层含气性是页岩气井获产的基础,含气量是页岩气储层评价的关键指标。通过岩心含水饱和度分析,建立了基于黏土含量与有机质含量双重因素影响的非电法页岩储层饱和度计算方法。通过岩心等温吸附实验,确立了兰格缪尔体积和兰格缪尔压力多因素动态计算方法。结合研究区地层在纵向上温度、压力以及总有机碳含量动态变化的特征,建立了基于兰格缪尔等温吸附模型的页岩吸附含气量测井计算模型,在川南地区龙马溪组五峰组深层页岩气储层含气性评价中取得了良好的应用效果。

元坝工区须家河组储层测井评价研究

元坝工区上三叠统须家河组二段主要发育岩屑砂岩和与推覆事件有关的低角度裂缝,须家河组三段既发育低角度裂缝又发育与隆升事件有关的钙屑砂岩,前者地层含气孔隙度高、测试低产,后者反之,该矛盾难以用传统流体识别方法解释,需开展地质事件的测井研究。为此,分别采用测井曲线地质解析技术中的刻度法和归因法解释上述矛盾的成因。其中,基于岩心、裂缝及溶蚀刻度测井曲线,确定了岩石类型、裂缝及溶蚀的测井识别依据,先后厘清了推覆事件与低角度裂缝的测井识别特征、隆升事件与钙屑溶蚀的测井识别特征;应用低角度裂缝与产能的归因,研制出推覆事件与须二段产能的测井识别图版,应用事件的相互作用归因,发现隆升事件产物钙屑砂岩沿着推覆事件产物低角度裂缝对称溶蚀,这种沿低角度裂缝发育的局部溶蚀高渗带,是须三段低孔却高产的本因,并研制出须三段产能识别图版。新认识合理解释了须家河组两段地层的矛盾,也被新钻井测试所证实。

巨型整装孔隙-孔洞型碳酸盐岩疑难油层解析

DZ油田X储层类型为孔隙-孔洞型,前期研究DZ油田X地层发育优质油层,但纵向上储层连续性差,其间很可能被致密层或者干层所封隔。通过测井精细解释技术研究,重点加强了储层有效下限、油水敏感性等基础性分析,明确了利用正逆累积法和累积油气体积法确定储层下限的可靠性,阐述了Pickett图版和电成像孔隙度频率分布谱是判别孔隙-孔洞型碳酸盐岩储层流体性质的最有效方法。研究成果首次在该地区得到广泛应用,成功发现了含少量铁粉的低电阻率油层、低泥质含量的高含有机质油层,进一步证明了该油藏储层纵向上分布的连续性,为DZ油田X地层220亿桶巨型油藏的成功探明提供了技术支持。

复杂井筒条件下的有机质测井计算方法优选

为了解决复杂井筒条件下有机质含量的计算问题,以永川地区龙马溪组深层页岩气储层为例,对不同井型条件下的测井资料进行有机质含量计算方法探讨。直井(取心井)中,由于获取测井资料丰富,分别采用体积模型法、ΔlogR法、体积密度法、自然伽马能谱法和多元拟合法对有机质含量大小计算;然后将计算结果与岩心数据进行误差分析,结果表明,工区内直井中多元拟合法、密度法为最佳计算模型。水平井中,受资料采集限制,提出运用伽马能谱叠合区域差值法与体积密度法相结合的方法,同时考虑轨迹的空间位置进行计算,该方法有效地解决了水平井有机质含量计算难题。本次研究对于不同井筒条件下的有机质计算模型作了较全面探讨与研究,值得四川及其他页岩气工区储层有机质含量计算参考与借鉴。

致密碎屑岩储层核磁共振测井饱和度评价技术

充分利用汞饱和度资料、测试资料,并结合核磁共振岩心实验T2分布谱特征,对致密碎屑岩储层复杂岩性的T2截止值和T2气水分布界限值进行标定,以岩石驰豫特征和气水驰豫特征为理论基础,对致密碎屑岩储层的气水驰豫特征进行分析,形成了粗中砂岩、细砂岩、钙屑砂岩、灰质砾岩储层的核磁共振束缚水饱和度、可动水饱和度评价技术,建立了以核磁T2气水分布界限为依据的致密碎屑岩储层流体性质判别技术,其应用效果较好,解释符合率较高。

成像测井技术在川东北碳酸盐岩储层评价中的应用

川东北地区海相碳酸盐岩储层非均质性强,属低孔低渗储层,储层类型复杂,包括:孔隙型、裂缝-孔隙型、裂缝-孔洞型储层,针对复杂的储层特征,常规测井储层评价存在诸多难题。成像测井在碳酸盐岩储层评价中发挥了重要的作用,可以克服复杂岩性对储层评价造成的影响,对储层孔隙度、裂缝类型及溶蚀孔洞发育程度、裂缝有效性、流体性质进行评价,其应用效果显著,弥补了常规测井在储层参数计算、储层识别、流体性质判别等方面存在的不确定性,提高了测井解释的准确性和可靠性。

低孔低渗碳酸盐岩油层关键参数与产能预测研究

DZ油田碳酸盐岩油层属特低孔低渗储层,随着二期1000万吨原油产能建设的纵深推进,迫切需要建立适合于该油田的产能预测模型。前期研究未对X地层做系统压缩校正,因此,测井解释模型及其关键参数不能有效评价储层的产能情况。本论文从孔隙度和渗透率的压缩校正出发,消除了渗透率实验气体与孔壁的摩擦影响,依据Klinkenberg校正和孔隙结构的影响,对渗透率做了系统校正,确定水平方向的渗透率能真实的反映X地层岩石的渗流特性,借助相渗分析资料确定的束缚水饱和度,对饱和度模型参数进行了优化,建立了X储层测试油产量与有效累积油气体积和渗透率乘积的含油性综合评价指标的产能预测模型。这为后期完井测试方案提供了技术依据,大幅度提高了X储层的采收率。

核磁测井解决致密碎屑岩束缚水饱和度计算难题

针对新场须四致密碎屑岩储层隐蔽性、非均质性、高含导电矿物等一系列特征,本文利用离心后T_2分布谱截止法、离心前后T_2谱累积线法、纯气层汞饱和度刻度法、利用综合物性指数确定T_(2cutoff),以此求取束缚水饱和度。考虑核磁测井仪器探测粘土信号的局限性,本文结合了常规测井资料能反映粘土含量的中子一密度孔隙度差值,分别对粗中砂岩和细粉砂岩核磁9个孔隙组分和中子一密度孔隙度差值与束缚水饱和度进行了多元回归,以此计算致密碎屑岩束缚水饱和度。核磁共振测井解决了不同岩性致密碎屑岩储层束缚水饱和度计算难题。

巨型整装碳酸盐岩油藏饱和度模型优化研究

DZ油田X地层储层类型为孔隙—孔洞型储层,X2地层发育高含有机质层,前期研究成果认为该类层不具有含油性特征,X地层其间可能被诸如此类的致密层或者干层所封隔。但针对已测试层,依据饱和度模型参数所计算的含水饱和度,与岩芯实验分析得到的束缚水饱和度存在较大偏差。针对此,饱和度模型参数研究显得尤为重要,这些参数的确定将为精确计算储层含油饱和度提供技术依据。通过饱和度模型优化研究,发现了低泥质含量的高含有机质油层,这为X地层碳酸盐岩巨型油藏的认识起到了至关重要的作用。

新场须二超致密碎屑岩储层气水敏感性分析

新场气田须二段属于超致密碎屑岩储层,气水关系复杂,主产层段地层水矿化度差异较大,因此,准确确定须二段的地层水矿化度,是判别须二超致密碎屑岩储层流体性质的前提条件。依据地层水矿化度的差异,制作了4种不同地层水矿化度条件下的深侧向与孔隙度相关关系理论图版,借助测试、测井资料,对主产层段须二地层水矿化度进行解析,这为超致密碎屑岩储层气水敏感性分析做良好铺垫,其方法技术适用性强。

致密气核磁共振测井观测模式及气水弛豫分析——以四川盆地为例

四川盆地致密储层岩性、储集类型复杂,隐蔽性与非均质性强,气水关系难以准确评价。核磁共振测井方法可以解决常规测井的多解性问题,实现对储层流体性质的准确评价。为此,针对该盆地致密储层特征,开展核磁共振测井观测模式对比分析,依据不同观测模式的核磁共振测井信息,结合试验井测试资料,优选了核磁共振测井观测模式;进而以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础,对已测试的致密储层T_2气水弛豫特征进行分析,剖析致密储层受孔隙度、孔径尺寸、流体性质等因素影响的T_2横向弛豫分布谱。研究结果认为:(1)D9TWE3为四川盆地致密储层最合适的核磁共振测井观测模式;(2)储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素,致密砂岩储层气水弛豫分布特征为天然气的T_2弛豫时间比水的T_2弛豫时间长;(3)缝洞型碳酸盐岩储层气水弛豫分布特征为气层的T_2分布谱右峰靠前、水层的T_2分布谱右峰靠后。结论认为,所形成的四川盆地致密砂岩储层和碳酸盐岩储层的T_2气水弛豫判别标准,能有效甄别出孔隙度介于4%~10%的致密储层流体性质,为四川盆地致密储层的气水识别、天然气储量计算、产能建设提供了技术支撑。