柴北缘仙西地区下干柴沟组测井流体识别方法适应性分析

为了解决柴北缘仙西地区古近系下干柴沟组深层碎屑岩储层流体识别效果差、精度低等问题,在分析流体测井低敏感度特征因素的基础上,通过常规测井参数交会图法、P^(1/2)正态分布法、可动水饱和度法等多种方法对储层流体性质进行判别对比,建立并优选出适用于仙西地区储层特征的测井流体识别方法。结果表明:上述方法相结合能提高仙西地区下干柴沟组储层流体性质判别的精度,声波时差-电阻率及孔隙度-含水饱和度交会图法能有效识别气、水层;正态分布法在地层水高矿化度地区应用效果较差,但能有效识别气水同层;利用可动水饱和度辅以常规测井参数能够较好地识别仙西地区的气水同层和含气水层,气、水层的符合率为100%,基本解决了仙西地区深层碎屑岩储层流体识别困难的技术难题,可为该区下一步的勘探开发提供有力支撑。

柴达木盆地复杂基岩气藏储层参数测井评价

火成岩、变质岩气藏的测井综合评价面临的挑战有岩性的划分、有效储层的确定、裂缝孔隙度及溶蚀孔的计算、流体性质的识别等。为此,综合岩心、元素俘获谱、自然伽马能谱测井等资料,划分了柴达木盆地东坪基岩气藏的岩性:研究区北部区块主要为酸性侵入岩,并夹有薄层的中基性岩脉;南部区块则以花岗片麻岩、斜长片麻岩和钙质片麻岩为主,岩性与物性无明确的关系。在岩性识别的基础上,将核磁测井、高分辨率电成像测井与常规测井相结合,建立了基岩的孔隙度计算公式,分别求取了总孔隙度、裂缝孔隙度及溶蚀孔隙度。最后,采用双孔介质裂缝储层饱和度模型计算了含气饱和度,并在多井分析的基础上,结合试气、试采等资料分析了该基岩气藏的成藏特征。结论认为,研究区为底水块状气藏,北部区块气柱高度相对低,南部区块的气柱高度超过350m。该认识已被后续新钻井的测试所证实,所形成的一整套测井综合评价方法为类似气藏的勘探开发提供了技术支撑。

最小流动孔隙喉道半径法确定物性下限在油砂山油田的应用

针对油砂山油田，应用毛管压力资料对储层类型进行分类，做孔喉半径与孔隙度和渗透率相关关系图，得到孔喉半径与孔隙度和渗透率相关关系，通过毛管压力资料求出最小流动孔喉半径，从而求得孔隙度和渗透率的下限值。

新技术测井在复杂岩性储层研究中的应用

针对常规测井无法准确评价尕斯地区E3^2地层复杂岩性储层这一难题，引进新技术测井对疑难储层进行评价；通过微电阻率扫描成像技术识别断层、裂缝，并初步确定储层岩性、区分藻灰岩；应用元素俘获谱测井技术，通过测量矿物元素确定矿物类型及含量，并结合多矿物最优化方法确定基质孔隙度、渗透率；应用核磁共振测井确定流体性质。结合各项新技术定量评价复杂岩性储层参数、判别储层类型，并取得了好的应用成效。

概率统计法在尕斯N_1-N_2~1油藏储层物性下限确定中的应用

针对尕斯N1-N21油藏,应用概率统计法对储层物性下限进行确定,分别应用含油产状分布统计法与经验统计法确定储层物性下限,应用四性关系进行验证。

水淹层测井解释技术状况与发展趋势

叙述了我国水驱油田开发测井及水淹层测井技术的发展概况，综述了我国在水淹层测井技术方面的研究成果和应用效果，对水淹层测井技术的发展趋势给出展望。对青海油田水淹层测井的现状及以后应做的工作提出看法。

涩北气田有效储层及盖层测井研究

涩北气田为一成岩程度较低的砂泥岩浅层大型气田 ,岩心实验表明各种粒级的砂质和泥质岩类孔隙度相差不大 ,尤其对泥质含量高的储层气层电性特征不明显 ,不能有效地划分储层。根据涩北气田的储层和盖层的特征 ,文章提出采用排驱压力法来区分储层和盖层 ,通过岩心分析和试油结果建立的泥质含量、产能、渗透率与排驱压力的关系表明 ,排驱压力与泥质含量为很好的正相关的关系 ,储层与盖层排驱压力差越大产能越高 ,而排驱压力与岩心渗透率有良好的负相关关系 ,说明采用排驱压力可以较理想地识别储层。考察各测井资料与排驱压力关系 ,确定自然伽马的相对值和电阻率与排驱压力关系密切 ,因而建立起测井资料与排驱压力关系 ,进而比较全面地建立起了一套适用于该浅层生物气田的测井储层评价方法。使用该方法 ,对涩北气田的储层进行了重新解释 ,新层经试油得到验证 。

柴达木盆地深层天然气测井识别方法研究

柴达木盆地深层储层岩石成分复杂,物性相对较差,钻井液密度大、侵入严重。用石英砂岩交会图骨架值参数法计算的孔隙度误差较大,钻井液的高侵使计算的含气饱和度偏高,造成油气层的误判。岩石颗粒密度分析认为,储层为非纯石英砂岩,含有高密度碎屑颗粒。采用了基于岩石颗粒密度实验的零孔隙度骨架参数选取方法,所得参数与岩心分析结果吻合,提高了孔隙度计算精度。通过采用视地层水电阻率法和反映储层结构与孔隙大小的变m值方法提高了测井解释符合率,解决了流体性质识别问题,从理论上证明了视地层水电阻率方法能消除钻井液侵入对饱和度计算的影响。研究成果应用于实际生产,取得了良好的应用效果。

油藏数值模拟剩余油分布研究质量控制与精度检验

油藏数值模拟作为一项剩余油分布定量研究技术,在油田进入开发中后期发挥越来越重要的作用,但其预测精度不可避免地受到多种因素的影响。该文在数值模拟剩余油分布研究成果不确定性分析的基础上,提出油藏数值模拟剩余油分布研究质量控制技术方法,以地质模型精度检验、数值模拟历史拟合精度检验及剩余油分布研究成果验证为质量控制条件,实施整个研究的过程质量控制,并以尕斯库勒油田为例,阐述了提高数值模拟剩余油分布研究精度,加强研究成果质量控制的有效技术手段。

β-环糊精功能化聚丙烯酰胺纳米复合材料的制备及其在提高采收率中的应用

实验条件下,用马来酸酐对β-环糊精进行了改性。以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸(AMPS)和改性β-环糊精(MAH-β-CD)为原料,采用自由基聚合法合成了一种新型水溶性纳米复合材料(AAMC-S1)。在性能评价实验中,与聚合物AM/AMPS/MAH-β-CD(AAMC-S0)相比,AAMC-S1纳米复合材料在增稠性、耐温性、耐盐性和抗剪切性等方面表现良好。无机纳米Si O_(2)的引入使AAMC-S1结构具有刚性,其网络结构更加致密。基于室内驱替试验,AAMC-S1纳米复合材料的阻力系数(RF)为22.31,残余阻力系数(RRF)为5.58,而AAMC-S0的阻力系数及余阻力系数为17.71和2.73。提高采收率试验表明,AAMC-S1可显著提高原油采收率13.25%,而AMC-S0仅为7.12%。

联合深海地热开采天然气水合物技术展望

概述了天然气水合物(NGH)和地热能的概况及可燃冰的主要开发方式,着重介绍了联合深海地热开采可燃冰技术,并从技术、地理、资源及经济等多方面分析了该联合技术的优势,同时指出了其在技术、投资及地质风险层面存在的不足和挑战,最后指明了该联合工艺技术的发展前景。

低渗透气田单井控制储量计算的流动单元方法研究

低渗透储层具有物性差、非均质性强,存在天然微裂缝以及储层连通性各向异性等特点。因此进行单井控制储量计算时,如果简单地采用通过划分单井控制面积这种传统的方法来计算,计算结果将会出现与真实值不符的现象。本文结合流动单元的划分原理以及低渗透气田储层特征,提出了流动单元法计算单井控制储量,即先划分流动单元,再以流动单元体为计算单元计算单井控制储量。最后与通过划分单井控制面积法计算得到的单井控制储量及通过动态储量计算方法计算得到的单井动储量进行对比分析,其结果论证了流动单元法计算单井控制储量的科学性和实用性,使流动单元的研究在低渗透气田油藏精细描述中得到了进一步的推广和应用。

英西湖相碳酸盐岩储层测井解释新方法

柴达木盆地英西深层湖相碳酸盐岩油藏近年来勘探获得了突破,测井解释面临储层识别与油水区分的巨大挑战.目的层普遍采集了常规、高分辨率电成像及岩性扫描等测井系列.矿物成分以岩性扫描测井的元素含量为基础,通过最优化方法进行计算.孔隙度以矿物成分为基础,结合密度曲线采用变骨架值的方法获得.高分辨率电成像划分地层结构,精细描述裂缝与溶蚀孔洞.热中子俘获截面法区分油水,双重介质模型计算含油饱和度,部分井采用介电扫描测井进行流体识别.多井测试证明,该方法较好地解决了英西复杂湖相碳酸盐岩储层的测井评价难题.

复杂断块油藏“点-线-面-体”四步法构造建模技术

构造建模是岩性油藏三维地质建模的基础,精准的地层格架模型是储集层相模型和属性模型建立的根本保障。构造的复杂性使得复杂断块油藏构造建模比常规岩性油藏构造建模要复杂得多,构造模型的建立成为复杂断块油藏三维地质建模的重点和难点。结合复杂断块的特征及常规三维地质建模流程,提出适用于复杂断块油藏构造模型建立的"点-线-面-体"四步法构造建模技术,详细阐述了其操作流程,并针对柴达木盆地油砂山油藏,运用该技术建立了符合复杂断块地质构造特征的三维构造模型。

基于成像测井和岩性扫描测井的沉积相研究——以柴达木盆地黄瓜峁地区为例

柴达木盆地黄瓜峁地区储集层岩性混杂,既有碳酸盐岩、碎屑岩,又有砂、泥、碳酸盐矿物混积的岩性,储集层厚度小,利用常规测井曲线无法有效识别岩性。利用地层微电阻率扫描成像(FMI)测井和岩性扫描(LS)测井可以较好识别出岩石的矿物成分和结构构造,进而确定储集层岩石类型。利用钻井岩心、LS测井、FMI测井和常规测井综合刻度,识别出4种沉积微相类型,并总结了不同微相的测井响应特征:藻席在LS测井上碳酸盐矿物含量一般大于80%,FMI测井具有高亮杂乱或絮状反射特征,常规测井表现为超低自然伽马和低自然电位;灰云坪在LS测井上碳酸盐矿物含量大于50%,FMI测井为弱—强层状,常规测井表现为低自然伽马、低自然电位和中—高电阻率;砂坪在LS测井上长英质矿物含量大于50%,FMI测井为块状结构,常规测井表现为低自然伽马和低—中电阻率;泥灰/云坪矿物成分复杂,砂、泥、碳酸盐矿物互层,LS测井曲线齿化严重,FMI测井为强层状,常规测井表现为中—高自然伽马,曲线呈齿状。基于测井相对黄瓜峁地区沉积微相的空间展布开展刻画,其研究结果对明确该区有效储集层展布有指导性作用。

岩性扫描测井技术在青海油田的应用

非常规储层的矿物成分多样,岩性非常复杂,利用常规测井曲线及元素俘获谱测井评价岩性困难。岩性扫描测井能够测量地层中常见的元素,包括以往难测的镁、铝、钾、钠和碳等,为复杂矿物成分的计算和岩性识别提供了基础。介绍了岩性扫描测井的工作原理和应用。利用岩性扫描测井得到的元素干重计算出的矿物成分与岩心分析结果一致性很好。对青海油田的岩性扫描测井实例进行了分析,区块内好的储层为黏土、碳酸盐岩含量都较低的砂岩,储层的物性随黏土、碳酸盐岩含量的增加而急剧变差。半深湖-深湖沉积的富含碳酸盐岩的泥岩是区内好的烃源岩,滨浅湖相的泥岩有机碳含量较低,是比较差的烃源岩。

低饱和度油层测井评价技术体系及工业化应用

低饱和度油层是指成藏不充分或后期水淹作用所导致的含油饱和度较低的油层,其含油饱和度一般介于30%~55%.此类油层的储集空间中油、可动水与束缚水共存,油水渗流共渗区间窄,试油试采过程中常油水同出,产液差异大,解释符合率低.

柴达木盆地致密油“甜点区（段）”评价与关键技术应用——以英西地区下干柴沟组上段为例

柴达木盆地致密油资源丰富,总资源量可达8.57×10^8t。近年来,英西地区湖相致密碳酸盐岩勘探取得突破,发现了规模储量。整体上,英西地区为一晚期隆起的大型背斜构造,纵向上具有"双层结构"特征,其浅层为受滑脱断层控制而形成断层传播褶皱,深层为复杂的冲断构造。英西地区下干柴沟组上段(E23)沉积期为咸化湖相环境,以盐岩层底为界,纵向上划分为盐间和盐下。盐下主要沉积泥质岩、碳酸盐岩和少量硫酸盐,同时也是优质烃源岩发育层段;盐间主要沉积了碳酸盐岩、盐岩和碎屑岩。该区烃源岩主要为一套深灰色灰质泥岩,其生烃母质以藻类为主,对烃产率贡献高达60%。储层总体为各种类型的灰云岩,普遍发育晶间孔,局部发育角砾化孔(洞)和溶蚀孔,平均孔隙度为6.2%,平均渗透率为0.61μm^2。按照源-储配置关系可将油藏划分为两种类型,即盐下"自生自储"型和盐间"下生上储"型。研究和勘探实践证实,TOC、碳酸盐岩含量、储层孔隙度和脆性是"甜点"评价的重要指标,通过各主要参数的叠加分析对研究区甜点分布进行了分级评价。三维地震处理与解释、水平井多段多簇压裂等关键技术的应用实现了对英西地区致密碳酸盐岩油藏的有效动用。

湖相滩坝砂体构型及对致密油甜点开发的意义——以柴达木盆地扎哈泉地区扎2井区为例

柴达木盆地扎哈泉地区上干柴沟组油藏具有储层物性差、非均值性强的特点,是柴达木盆地致密油的重要勘探区块。研究发现,滩坝是该区主要的沉积类型,弄清滩坝砂体的内部结构和空间展布对致密油甜点开发具有重要的指导意义。通过丰富的岩心、测井、分析化验、试油试采等资料,对扎哈泉地区滩坝沉积微相进行构型研究,探究其与致密油气分布的关系。扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂为滨浅湖亚相,进一步细分为坝中、坝缘、滩及浅湖泥4种微相。通过岩心标定测井,建立了相应的测井相模式,并总结出了稀疏井网条件下是否属于同一坝体的3个判断标准,即相邻坝体的高程差异、单一坝的相变、测井曲线形态差异。利用该技术手段在扎哈泉地区扎2区块Ⅳ-3小层识别出3期沉积的4个单一坝体,在Ⅳ-1小层识别出3期沉积的5个单一坝体。扎哈泉地区滩坝砂体主要存在砂体岩性尖灭型、单砂体孤立型、物性遮挡型3种砂体形态,坝中发育区带控制着致密油甜点的分布。

高原咸化湖盆混积岩油气藏测井评价关键技术及规模应用

柴达木盆地作为高原咸化内陆湖盆,具有气候干旱、水系不发育、物源复杂多变及快速沉降等特有的石油地质条件。咸化湖盆在全球范围内广泛发育,占到了含油气盆地的58%。随着青海油田勘探开发进程,复杂湖相混积岩己成为目前非常重要的勘探开发对象,展现出巨大的勘探潜力。