苏南区块中子-密度交会计算孔隙度方法应用

苏南区块是低渗、低压、低丰度的岩性气藏,储层非均质性强,常规的单声波时差计算孔隙度法受泥质分布形式及砂岩压实程度的影响,难以求得地层真实孔隙度。从2018年开始,苏南区块开始应用中子-密度曲线交会计算孔隙度。中子和密度测井对泥质及油气的影响反映比较灵敏,中子-密度曲线交会方法可计算出经过泥质校正以后的有效孔隙度。通过和岩心分析孔隙度进行对比,利用中子-密度曲线交会方法计算的孔隙度与岩心分析孔隙度更加吻合,较单声波时差计算的孔隙度更能真实反映低-特低孔储层的孔隙度,测井处理解释精度大幅提高。应用该方法计算的含气指数比利用声波时差的计算结果更能准确地反映储层的含气性和生产能力,为压裂段的选取提供更好的指导。

基于岩相的密度中子交会总孔隙度校正技术——在尼日利亚深海OPL209区块尔哈油田高孔隙度浊积砂岩油藏中的应用

目前，在尼日利亚深海OPL209区块尔哈油田的高孔隙度封闭斜坡的复杂砂岩油藏正在进行着包括24口井的开发计划。在该油田进行了三次常规的钻井取心，但是没有一次是在含气层段取的，由常规测井资料计算的地层孔隙度只能刻度到油水层段的常规岩心。在尔哈油田的含气层段，人们从开始就假定标准的密度-中子交会孔隙度近似等于其地层孔隙度。然而，有确凿的证据表明，尔哈油田含气层段的孔隙度用标准的密度一中子交会技术计算是不准确的，气层的地层孔隙度通常远大于油层和水层的孔隙度。 已经证明，一种基于测井和岩心资料而建立的统计岩相预测模型是很有用的，它能显现出含气、油和水的地层孔隙度存在的巨大差异。这项预测方法完全依赖于用密度和中子测井通过交会技术而计算的总孔隙度。预测模型中使用的这些资料常常会导致这样的预测结果，即在高品质储层预测的值明显高于低品质储层。 建立中子-密度交会孔隙度与泥质体积交会图，来研究含气地层孔隙度与含油和含水层段计算的孔隙度之间的关系。在尔哈油田的所有井中，含气地层孔隙度在孔隙度～泥质体积关系上表现出截然不同的变化趋势，与油和水层段的变化趋势不一样，所有孔隙度都收敛于泥质体积等于100％的泥岩点附近。从这些交会图上我们计算出了校正因子，它随泥质体积而变化。这些校正可以消除由标准密度一中子交会技术所不能完全补偿的所有不符合实际的气效应。接下来在岩相预测模型中使用校正后的孔隙度，得出了更准确和地质上合理的计算结果。 从统计模型中得到的岩相预测结果直接输入到该油田最终的地质和油藏模拟模型中。低品质岩相预测结果输入到模型中，通常导致计算的平均地层渗透率和油气体积偏低。因此，为了获得更准确的岩相预测结果，当务之急是准确地计算总孔隙度。如果这样做了，油田的储量潜能和动态就可以准确的描述，从而减少不确定性。

测井曲线概率分布法识别四川盆地火山岩气水层

火山岩的矿物成分复杂,主要矿物有石英、正长石、斜长石、云母、角闪石、辉石和橄榄石.不同岩性的储层物性和孔隙结构类型各不相同,这给火山岩气水层判别造成很大困难.基于测井资料,首先采用中子-密度交会图的方法求取孔隙度,然后结合实验室的岩电参数以及测井的电阻率曲线,构建P^(1/2)概率分布曲线,根据概率曲线的分布形态来识别火山岩的气水层.将研究方法应用到四川盆地的火山岩储层,对气水层进行了判别,解释结论与试气结论符合.说明可以应用这些方法识别四川盆地火山岩储层的气水层,可以指导其他岩性储层的气水层识别.

鄂尔多斯盆地北部下古生界碳酸盐岩地层测井岩性剖面的确定

鄂尔多斯盆地气藏是低孔、低渗气藏,储层埋深较大,地表条件复杂,地震资料缺乏,而测井资料相对丰富,因此测井资料是其储层精细分析与评价的重要手段.通过对鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系风化壳勘探成果的研究,在综合分析研究区地质条件的基础上,利用岩心观察、铸体薄片、岩性交会等各种储层研究方法和手段,建立了研究区下古界标准井测井岩性剖面.

云南保山盆地高孔隙度中低渗透率储层参数计算

云南保山盆地上第三系为高孔隙度中低渗透率含气砂岩储层特征,其特点是电性特征受岩性影响大和高孔隙度中低渗透率。针对性地建立合理的岩石体积模型,采用非电法-库克法计算储层的孔隙度和饱和度;在渗透率的计算上充分结合该区储层特征,引入泥质含量、粒径大小、孔喉结构等影响因素。最终的计算结果与岩心分析数据及试气结论较吻合。