基于岩石物理相分类确定致密气储层渗透率——以苏里格东区致密气储层渗透率研究为例

针对苏里格东区致密气储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造等因素影响,储层孔隙空间小、孔隙类型结构和测井响应复杂,储层具有非均质、非线性分布的特点,利用岩石物理相分类研究致密气储层渗透率参数建模,确定评价储层岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类建模技术.通过研究区致密气储层各类测井、岩心和试气资料,在建立不同类别岩石物理相储层渗透率参数解释模型研究中,分类模型数据点分布的拟合具有相对集中分布趋势及其较好的线性关系.特别是分类模型利用拟合度较好的密度、声波时差、自然电位、自然伽马、伽马钾、钍等曲线分别求取渗透率参数,并采用Hodges-Lehmann法综合评估后确定,明显改善和提高了致密气储层渗透率参数的计算精度和效果,有效地克服了致密气储层低信噪比、低分辨力的评价特征,为准确建立致密气储层参数建模提供了有效方法.

裂缝性特低渗油藏井间化学示踪监测分类解释模型

裂缝性特低渗透油藏天然裂缝广泛发育,人工裂缝使其裂缝系统更加复杂多样。随着注水开发的深入,裂缝系统发生动态变化,现有的孔隙型示踪剂解释模型难以有效表征该类水窜裂缝系统。以鄂尔多斯盆地裂缝性特低渗透油藏为例,通过分析水窜、水淹综合特征,将水窜裂缝系统划分为人工裂缝窜通型、差异裂缝交互型和裂缝相对均匀推进型,等效抽象出不同水窜裂缝系统的物理模型,并依据注入水与示踪剂在裂缝条带中运动的基本假设,建立了Ⅰ类单峰型、Ⅱ类多峰型、Ⅲ类宽台型水窜裂缝系统的示踪剂分类解释模型,实现了非均质问题的相对均质化处理。现场实例验证了该分类模型在裂缝性特低渗透油藏示踪剂解释中的合理性和适用性,为裂缝性特低渗透油藏水窜、水淹治理方案的准确制定和后期精细挖潜提供重要依据,具有广阔的应用价值。

单一裂缝条带示踪剂产出模型及其参数敏感性分析

精确的油层信息,特别是裂缝信息是裂缝性特低渗透油藏后期调整挖潜的重要前提条件。现有的示踪剂解释模型不能准确有效地表征裂缝性特低渗透油藏的裂缝参数信息。通过建立单一裂缝条带分布的物理模型,从一维对流扩散方程出发,将单一裂缝条带等效为符合Hagen-Poiseaille方程的流管束,将宏观生产信息与微观裂缝信息有机结合起来,建立了单一裂缝条带示踪剂产出数学模型,并对该模型中主要参数的敏感性进行了分析。结果表明,流管个数、流管长度和当量直径与示踪剂峰值浓度呈负相关,与峰值突破时间呈正相关;注采压差不改变峰值浓度值,与峰值突破时间呈负相关。研究成果可为建立裂缝性特低渗透油藏的示踪剂解释模型提供理论基础。

SLG东区致密气储层最佳匹配测井系列优化评价

基于SLG东区致密气藏的储层岩性识别、储渗特征和含油气性质分析,利用区内50多口井的500多个不同类型的试气储层测井多参数的统计分析结果,开展了10多种不同系列常规测井技术划分岩性、物性及含气性的有效性优化评价,提出了致密气储层评价中选择经济实用、最佳匹配的测井技术系列的原则;利用实例分析了应用效果。其中孔隙度系列以密度测井、声波时差测井效果最好,岩性系列以自然电位、自然伽马能谱测井效果较好,电阻率测井系列以高分辨率阵列感应测井效果最好。该研究为加强测井系列采集和资料深化应用、开发新增气层有效厚度新方法项目、实施经济实用测井技术系列提供了可靠依据,有效提升了致密气储层测井定性识别和定量评价能力。

裂缝性特低渗油藏井间示踪剂监测等效抛物型解释模型

为定量表征裂缝性特低渗油藏井间复杂的裂缝信息,通过分析该类油藏水驱开发特征,将井间复杂的裂缝系统等效为均匀分布的抛物型裂缝条带,通过裂缝条带的流管束等效,建立了裂缝性特低渗透油藏示踪剂监测等效抛物型解释模型,并分析了模型中主要参数的敏感性及不同裂缝参数组合模式下的示踪剂响应曲线特征;以定波及有效裂缝体积和示踪剂曲线形态模式为约束条件,利用遗传算法建立了模型示踪剂曲线自动拟合方法,并通过矿场应用实例验证了模型的合理性和准确性。研究成果可为裂缝性特低渗透油藏水窜水淹井逐级调控实时监测、方案优化调整及效果评价提供重要依据。

GGY油田特低渗透储层沉积微相测井多参数定量评价

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部特低渗透非均质储层识别有利沉积微相与边缘相分辨率低的特点,基于GGY油田长6有利沉积微相水下分流河道和过渡相分流河道侧翼微相成因标志与测井响应特征关系的分析,阐明了水动力作用下的沉积环境变化对岩石的物理性质的变化起着控制性作用,可利用测井多参数指示沉积能量变化反馈有利沉积微相与边缘相的变化特征。通过沉积成因标志划分的不同类型沉积微相测井响应参数及其敏感性的综合分析结果建立了该区特低渗透储层沉积微相测井多参数定量评价指标体系,利用灰色理论及其相关分析技术实现了沉积微相向测井相定量化转换模型,提升了测井定量评价沉积微相的能力,可有效避免利用砂层厚度或砂地比评价划分沉积微相带来的失误。采用优势相原则,确定该区长621期由北东向南西三角洲前缘有利沉积成因单元储集砂体叠置连片发育的规模、范围及非均质性特征,为特低渗透油藏增储上产提供了有利目标和井区。

基于成岩储集相定量分类模式确定特低渗透相对优质储层——以AS油田长6_1特低渗透储层成岩储集相定量评价为例

针对陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用及构造等因素影响,成岩过程压实和胶结作用强烈,储层储集性能和渗流结构差异大的特点。利用AS油田长61特低渗透储层成岩储集相定量分类模式圈定相对优质储层,分别进行了区块长61砂岩的成岩作用和孔隙演化分析,建立了不同类别成岩储集相定量分类模式与综合评价指标体系。不同类型成岩储集相成岩过程参数演化及其储集、渗流特征明显不同。Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相压实孔隙损失率30.0%～38.1%;胶结孔隙损失率30.1%～36.0%;溶蚀次生孔隙度增加达9.7%,平均溶蚀增加孔隙度都在5.1%～6.5%。它们在低孔、特低渗储层成岩过程中压实、胶结损失孔隙相对较少,溶蚀增加孔隙较多,成为定量评价该区长61特低渗透相对优质储层的成岩储集相"甜点"标准。选用区块各井长61样品物性分析及储集空间鉴定结果,沿成岩过程进行孔隙演化分析推演,得出区块长61各类井成岩阶段孔隙演化参数。分别利用压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度、溶蚀增加孔隙度、孔隙度、渗透率及面孔率等特征性参数,通过灰色理论集成,进行被评价参数与评价指标的矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大及综合归一分析处理,综合成岩过程中参数演化定量分析的多种信息,筛选出Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相"甜点"。它们主要分布在酸源的湖盆中心下伏烃源岩(生油区)附近,处于三角洲前缘多期水下分流河道叠置部位的有利储集砂体中,成岩过程中压实、胶结损失孔隙度较小,在其有机酸性水形成时期保留了较多原生孔隙,酸性水容易进入并溶解其中易溶的碎屑颗粒及胶结物,次生浊沸石和长石溶蚀孔隙发育,形成了该区长61特低渗透储层中含油有利区的相对优质储层。通过上述筛选的优质储层确定出该区湖盆中心向南西方向含油有利区连片的规模和范围,圈定出该区沉积作用、成岩作用、后期构造作用及流体改造作用形成的有利成岩储集成因单元,有效地反映出该区特低渗储层中相对优质储层形成的地质特点,进一步表征了该区特低渗透储层含油有利区的分布规律、延伸方向及非均质性特征。从而,提高了该区储层沉积、成岩特征及其含油有利区分布的认识,为特低渗透油田增储上产提供了有利目标和井区。

自然电位、自然伽马测井曲线在文15块的应用

自然电位(SP)、自然伽马(GR)测井曲线形态和特征与沉积相带及其储集砂体关系密切,它们对不同水动力条件造成的不同环境下的沉积层序在粒度、分选、泥质含量等方面特征响应十分敏感。利用自然电位、自然伽马同步减小的较大幅度评价识别渗砂层,划分有利的骨架砂体沉积微相带;利用自然电位、自然伽马减小的幅度差评价识别低渗砂、致密砂层,划分河道堤泛沉积微相带;并以自然电位比自然伽马减小幅度的相对差异识别油水层。文15块沙三上层段自然电位、自然伽马曲线划分沉积相带及储层的应用,它们在不同储集相带都有明显的异常显示,采用自然电位、自然伽马异常曲线建立起评价划分储层的下限标准,有效地评价划分出油层、水层及致密砂层类型。特别是它们在井内测量岩层中自然存在,测量和获取测井曲线的方法技术简单、成本低廉。因而,在划分和研究沉积相带及储层分布中广泛使用。

裂缝性特低渗透油藏水窜水淹逐级调控多级井间化学示踪技术

为了有效监测多段塞逐级调控过程中地层参数和波及状况的动态变化情况,结合裂缝性特低渗透油藏逐级深部调控技术主要特点和化学示踪监测技术的基本原理,提出多级井间化学示踪动态监测技术,并进行了矿场应用。依据逐级调控设计方案及裂缝性特低渗透油藏水窜水淹特征,建立了多级井间化学示踪级次设计方法,优化了多级化学示踪剂筛选原则和用量计算公式,研究了裂缝性特低渗透油藏逐级调控示踪剂分类解释模型,形成了基于多级井间化学示踪的逐级调控参数优化预测方法。矿场应用结果表明:逐级调控多级井间化学示踪技术可有效反映裂缝参数动态变化规律,监测结果与矿场实际生产动态测试结果吻合,具有很好的适用性。

燃爆冲击作用下岩石初始破坏区形成机制与主控因素

为揭示燃爆冲击作用下井周岩石破坏区的形成机制,并分析影响初始破坏区（破碎区和初始裂隙区）的主控因素,开展了两种岩样在不同加载速率下的冲击破坏实验,分析了岩石冲击破坏模式及岩石对加载速率的响应,借助基于Von Mise准则建立的岩石冲击破坏的破碎区和初始裂隙区计算模型可知：加载速率低于190GPa/s时,可依据冲击峰值压力引导的应力分布确定破碎区和初始裂隙区作用范围;燃爆压裂在近井地带主要产生破碎区和裂隙区,破碎区直径为井眼直径的1-3倍,初始裂隙区直径为井眼直径的5-7倍;冲击载荷作用下,初始破坏区与加载速率、脆性指数呈正相关,且受脆性指数影响更显著。研究结果可提高对燃爆压裂过程中岩石的破坏模式及其主控因素的认识深度,为燃爆压裂冲击条件设计提供指导。

利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模

陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等多种因素影响,储层储集性能和渗流结构差异大,储层具有非均质、非线性分布和测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模,确定评价储层岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类建模技术。通过安塞油田沿河湾地区长6储层各类测井、岩心和试油资料,建立不同类别岩石物理相测井储层参数解释模型。在分类岩心刻度测井解释模型的数据点拟合中,分类模型明显改善和提高了对渗透率等特别复杂关系拟合的均匀程度及其线性关系,在一定程度上克服了特低渗透储层低信噪比、低分辨力的评价特征,为准确建立特低渗透储层参数建模提供了有效方法。

基于岩石物理相分类确定致密储层孔隙度——以苏里格气田东区为例

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造等因素影响,储层孔隙空间小、孔隙类型结构和测井响应复杂等问题,分析了致密储层岩石物理相分类评价体系,从而提出利用岩石物理相分类确定致密储层孔隙度的技术思路。利用研究区致密储层各类测井、岩心及试气资料,建立了不同类别岩石物理相储层孔隙度参数解释模型;在分类岩心刻度测井解释模型的数据点分布拟合中,分类模型具有相对集中分布趋势及较好的线性关系;特别是分别利用分类的密度、声波时差孔隙度参数模型的综合拟合值来求取有效孔隙度参数,这集中地体现出岩性、物性、孔隙类型结构及测井响应特征与差异,明显改善和提高了致密储层孔隙度参数的计算精度和效果,克服了致密储层低信噪比、低分辨率的评价缺陷。现场应用效果表明,致密储层分类建模技术实现了将非均质、非线性的问题转化为相对均质、线性的问题来解决,为准确建立致密储层参数模型提供了有效方法。

基于流动单元控制的油藏宏观剩余油潜力分布

针对鄂尔多斯盆地东部延长组特低渗储层非均质性严重及剩余油分布异常复杂的问题,利用流动单元将该类储层相对均质化,逐一研究各类流动单元宏观剩余油潜力分布。利用取心数据对流动单元进行聚类分析,将岩心资料与测井数据建立联系,采用灰色系统理论建立了流动单元定量综合评价体系,将测井信息系统运用到对流动单元的识别评价中,深化对储层非均质性的表征。在此基础上,研究每一类流动单元储层的储量、采收率标定及油气产出,从宏观角度阐明了不同类型流动单元的剩余油富集规律及潜力分布。该研究现场应用效果好,为研究区后期的高效开发指明了方向。

裂缝性特低渗透油藏CO_2驱封窜技术研究

为了提高裂缝性特低渗透油藏CO_2驱开发效果,研发了一种将改性淀粉强凝胶和乙二胺联用的封窜技术。分别考察了改性淀粉凝胶体系(3%改性淀粉+3%丙烯酰胺+0.1%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.05%引发剂过硫酸铵)、乙二胺体系(质量分数13%的乙二胺水溶液)及二者联用时在CO_2驱的不同裂缝性特低岩心的封堵效果,报道了改性淀粉强凝胶和乙二胺体系联用的应用效果。初始状态下,改性淀粉体系具有牛顿流体特征,可在大裂缝中均匀稳定推进,成胶后为强凝胶,黏度大于20×10~4mPa·s。乙二胺初始黏度与水接近,与CO_2反应后生成白色固体颗粒或淡黄色黏稠物。改性淀粉强凝胶可以较好地封堵开启的大裂缝,乙二胺体系可有效封堵闭合裂缝或基质窜流带。对于40目的填砂大裂缝,改性淀粉凝胶封堵前气体流量为10000 mL/min,封堵后降为760 mL/min,可提高采收率21.8%;对于闭合的微小裂缝,乙二胺封堵前的气窜速率为1950 mL/min,封堵后降为330 mL/min,可提高采收率18%。对气驱没有开发效果的裂缝性岩心,先注入淀粉体系封堵大尺度后再注入乙二胺封堵小裂缝或高渗层可提高采收率44%以上。矿场试验说明裂缝性特低渗油藏气窜后,改性淀粉堵剂和乙二胺联用封堵窜流通道可大幅度提高采收率。

利用测井资料评价有利沉积相带及其储量分布

针对雁木西油田白垩系低阻油层受沉积相带及其断裂、构造和岩性等多种因素控制影响,测井信息应用难度增大的特点,提出利用多种测井响应提取单渗砂层能量厚度信息,使其曲线形态、特征和数据大小能够集中反映相对高渗的单渗砂层最大沉积能量及厚度变化,控制划分扇三角洲前缘水下辫状河道、浅水河道骨架砂体有利微相带的发育、规模及分布范围,克服了层段中几个成因相近薄砂层或砂泥互层中砂层累加厚度划分主体骨架砂体微相带的失误.通过该区白垩系井径、自然伽马、密度、中子、声波测井曲线和岩性、孔隙度及其能量厚度统计,建立起单渗砂层能量厚度下限标准,在该区白垩系目的层段储层中提取单渗砂层沉积能量,分析了水下辫状河道、浅水河道有利沉积微相带展布及其与油气聚集分布的关系.进而,分别采用浅水河道微相控制K1S1期、水下辫状河道控制K1S2、K1S3期储量计算,阐明了有利沉积微相带控制计算的储量参数及其分布,有效地圈定了各储量计算单元的含油面积和探明石油地质储量,为该区油藏增储上产和调整挖潜提供了可靠依据.

文15块沙三上段油层水淹模式及其测井解释

针对文15块沙三上特高含水油藏精细描述及调整挖潜工作中测井信息应用难度增大的特点,研究了有利沉积微相带控制的正韵律层、反韵律层及中间层水淹模式和参数变化。水淹层测井解释特点为:水淹层自然电位曲线基线偏移,曲线减小幅度增大;地层电阻率随水淹减小变化,其微电极电阻率幅度差减小;水淹层中黏土矿物吸水膨胀致使声波时差增大;自然伽马在水淹层中随黏土矿物被注入水冲走而降低;其他放射性测井曲线随油层水淹亦相应变化。通过该区目的层段水淹层测井解释,阐明了不同沉积微相的水淹模式特征。正韵律层水淹模式分布发育于水下分流河道微相骨架砂体中,分布发育规模和范围大,在注水开发的油层中上部形成弱水淹和未水淹部位,剩余油分布富集较多,成为了该区水淹层剩余油挖潜的主要方向。

基于“岩石物理相-流动单元”测井响应定量评价特低渗透油藏优质储层——以延长油田东部油区长6油层组为例

岩石物理相和流动单元均可从不同角度表征储层的非均质性,鄂尔多斯盆地东部地区特低渗透储层非均质性极强,单独利用岩石物理相或流动单元对该地区进行储层评价会存在一定偏差。通过定性识别和定量划分,建立了"岩石物理相-流动单元"定量综合评价指标体系,并提出利用这一体系来定量评价优质储层。研究结果表明:一类、二类"岩石物理相-流动单元"具有较好的储集性能和渗流结构,由其圈定的近期可开发或评价后可开发的优质储层共49个,从而确定了含油甜点区的分布规律和延展方向。这一研究成果能兼顾岩石物理相对于油气富集的控制作用和流动单元的流动特性,可有效减小单独利用岩石物理相或流动单元筛选优质储层所造成的误差,现场应用效果较好,为研究区增储上产提供了有利井位和区域。

基于成岩储集相分类的致密储层孔隙度建模

致密气储层非均质性极强,孔隙度参数难以利用统一模型准确表征。分析各类成岩储集相的分类评价体系及其对孔隙度变化的主控作用,基于成岩储集相分类确定致密气储层孔隙度。利用分类成岩储集相测井响应特征的匹配关系,建立灰色理论成岩储集相测井多参数定量评价方法和分类成岩储集相储层的孔隙度测井解释模型。建模过程中因各参数对孔隙度进行拟合都具有其合理性,故利用分类模型的偏差度、离散度和相关度多参数联合求取孔隙度,并用实例分析孔隙度计算模型的有效性。结果表明,分类模型中数据点具有相对集中的分布趋势及较为明显的线性关系,为准确建立致密储层参数模型提供了有效方法。

利用测井资料评价有利沉积微相带划分油层有效厚度

雁木西油田白垩系低电阻率油层受沉积相带及断裂、构造和岩性等多种因素控制影响,测井信息应用难度增大。提出利用多种测井响应提取单渗砂层能量厚度信息,使其曲线形态、特征和数据大小能够集中反映相对高渗透率的单渗砂层最大沉积能量及厚度变化。确定扇三角洲前缘水下辫状河道、浅水河道骨架砂体有利微相带的发育、规模及分布范围,克服了层段中几个成因相近薄砂层或砂泥互层中砂层累加厚度导致的划分主体骨架砂体微相带的失误。通过该区白垩系井径、自然伽马、密度、中子、声波测井曲线和岩性、孔隙度及其能量厚度统计,建立起单渗砂层能量厚度下限标准。在该区白垩系目的层段储层中提取单渗砂层沉积能量,分析了水下辫状河道、浅水河道有利沉积微相带展布及其与油气聚集分布的关系。利用有利沉积微相带及其相应的油层有效厚度下限,对该区60多口老井白垩系储层重新进行精细评价解释,分别在K1s1期浅水河道、K1s2期水下辫状河道筛选复查新增油层有效厚度32.0 m和21.0 m,为该区油田增储上产和调整挖潜提供了可靠依据。

GY油田储层成岩储集相分类及测井响应特征

针对GY油田长6和长4+5油层组特低渗储层成岩过程中压实和胶结作用强烈,成岩阶段和成岩作用复杂的特点,通过研究其储层成岩过程中岩性和物性特征、孔隙演化的基本规律以及孔隙类型、孔隙结构特征等,在研究区划分出了4种类型的成岩储集相,并确定了各类成岩储集相测井曲线响应特征。通过实例分析了特低渗储层不同成岩储集相的测井曲线异常差异,并有效划分了成岩储集相类别,为油田有利含油区块筛选及后期的高效开发提供了依据。