鄂尔多斯盆地上三叠统延长组机械压实作用与砂岩致密过程及对致密化影响程度

近年来,随着致密砂岩油气藏研究的不断深入,亟需明确致密砂岩储层致密化机理,从而更好地利于致密砂岩油气藏的勘探与开发。机械压实作用通常被理解为中浅层砂岩所经历的主要成岩作用,而深层的机械压实作用长期以来被人们所忽视。为探讨机械压实作用在砂岩致密过程中的作用及对致密化的影响程度,本次研究以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密砂岩为例,通过井孔浅层与深层孔隙度变化趋势分析、镜下岩石结构的证据和砂岩压实模拟实验3个方面对延长组致密砂岩储层机械压实作用特征进行了分析。研究发现砂岩在深层与浅层压实减孔趋势一致或平行;随着上覆压力的增加,砂岩一直表现为减孔效应且机械压实作用强度随埋深的增加而变大;薄片特征显示延长组致密砂岩机械压实作用存在分级特征,不同级别的压实强度对应一定的镜下压实特征,通过统计薄片数据发现样品都处于压实作用与胶结作用对孔隙度影响评价图(Houseknecht图版)的左下区域。结果表明砂岩在埋藏致密化过程中自始至终存在机械压实作用,并且机械压实作用是导致砂岩致密减孔最重要的原因,远远超过胶结作用产生的减孔效应。由于砂岩孔隙度演化不仅与埋深有关,同样受到地质时间的影响,本次研究通过数学推导建立了砂岩孔隙度时间埋深双元函数模型,进而通过孔隙度双元函数可以对压实减孔进行定量分析,表征机械压实作用对砂岩致密化过程的影响程度。

四川盆地北部砂岩型铀矿含矿层砂岩致密化成因及对铀找矿方向的启示

四川盆地北部是中国重要的砂岩型铀矿成矿带之一,尽管该区铀资源勘查取得了丰硕的成果,但是前期铀矿勘查以就矿找矿、地表找矿为主,层间氧化带型砂岩型铀矿勘查工作尚未取得实质性进展,而盆地内找矿目标层砂岩整体致密化是制约其是否发育大规模层间氧化带的关键因素。以四川盆地北部砂岩型铀矿含矿层苍溪组为研究对象,结合岩矿鉴定、流体包裹体测温等手段,研究认为致密化是泥晶方解石与亮晶方解石胶结作用的结果,形成于沉积-早成岩时期,发生在晚白垩世构造抬升与烃类充注之前。此外,四川盆地须家河组与沙溪庙组砂岩致密化是埋藏过程中的强压实作用的结果,相应野外露头多数为灰色、灰绿色致密砂岩,未见明显的氧化痕迹,推测四川盆地须家河组、沙溪庙组与苍溪组皆未经历大规模含铀含氧水渗入改造,限制了大规模层间氧化带的形成,而热液渗出叠加改造型的四川盆地北部砂岩型铀矿化可能是四川盆地的后期勘查找矿的重要方向。

蜀南观音场地区须家河组砂岩致密化与成藏匹配关系

蜀南观音场地区须家河组储层主要为一套三角洲平原分流河道砂体。对储层成岩作用的描述及致密化原因分析认为：沉积时水动力强弱决定了砂体储集性能的好坏，强烈的机械压实作用是原生孔隙大量损失的主要原因，成岩期石英次生加大是砂岩储层致密的关键因素。砂岩中石英次生加大边包裹体温度分布在82.5～125.1℃，推算致密化深度介于1725～2864 m，发生在燕山构造活动期间。根据研究区须家河组砂岩储层致密化过程与成藏运聚期次分析，认为：初次成藏期，砂岩储层未致密，天然气可以横向长距离运移；成藏高峰期前，砂岩储层已经致密，天然气不能横向长距离运移，以河道不整合面和高压开启的微裂缝作为运移通道；喜山期定型为现今的构造-岩性复合气藏，气藏受岩性、构造共同控制，非均质性强。

珠江口盆地惠南半地堑恩平组烃类充注特征与砂岩致密化成因分析

珠江口盆地惠州凹陷惠南半地堑A构造A1井古近系恩平组砂岩见油气显示,但地层测试结果为干层,砂岩具有低孔低渗特征。通过生物标志化合物绝对定量分析、岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射、流体包裹体、储层定量荧光分析、成岩演化模拟等手段,对A1井恩平组砂岩中烃类充注史和储层成岩作用过程与致密化成因进行了综合分析。生物标志化合物组合特征指示A1井恩平组储层中以自生自储烃为主,有少量文昌组烃源岩生成的烃类贡献;流体包裹体和颗粒荧光定量分析指示2.5～0 Ma是油气主充注期,以晚期充注为主。石英胶结是导致A1井区恩平组砂岩致密化的主要原因,埋藏成岩期为富K+流体环境,高岭石和钾长石向伊利石转化,形成石英胶结和伊利石,破坏了砂岩的孔渗性;恩平组砂岩储层具有典型的先致密后烃类充注的特征,石英和伊利石均为水湿性矿物,烃类充注对胶结物的形成抑制作用不大。本文研究结果可为珠江口盆地古近系深层油气成藏研究提供参考。

鄂尔多斯盆地志丹地区山西组砂岩致密化发育时限探讨

借助于显微镜的单偏光和荧光,对鄂尔多斯盆地志丹地区山西组致密砂岩的岩石学特征进行观察,同时,采用显微冷热台对石英次生加大边中的包裹体进行测温,并使用激光拉曼光谱对包裹体的组分进行分析。盆地模拟研究发现,志丹地区山西组致密砂岩石英次生加大边中发育无机盐水包裹体、含烃盐水包裹体、气液态烃包裹体和气态烃包裹体4种类型包裹体;赋存在Ⅰ期石英次生加大边内的盐水包裹体均一温度在80~100℃,冰点温度在-4^-2℃,推测形成时间为200×10~6—190×10~6a;Ⅱ期石英次生加大边的盐水包裹体均一温度在105~125℃,冰点温度在-6^-4℃,包裹体气相组分以CO_2为主,少量C_2H_6,推测第一期天然气充注时间及砂岩初次致密化时间为190×10~6—160×10~6a;Ⅲ期石英次生加大边中的盐水包裹体均一温度在135~155℃,冰点温度在-10^-8℃,包裹体气相组分以CH_4和C_2H_6为主,伴随有大量后期高成熟天然气充注,推测天然气成藏及砂岩进一步致密化的时间为160×10~6—140×10~6a,天然气的充注伴随着砂岩的后期致密化发育。

准中沙窝地地区三工河组砂岩致密化过程与机理

准噶尔盆地三工河组砂岩的致密化过程复杂,致密化机理及致密化过程与油气成藏时间的配置关系不清,直接影响深部油气藏的勘探开发进程。通过铸体薄片观察、扫描电镜分析、荧光分析和碳酸盐胶结物的碳氧同位素分析,建立成岩事件序列,重塑致密化过程,揭示了砂岩致密化与油气成藏间的关系。研究表明,沙窝地地区三工河组砂岩储层为孔洞型储层,经历了复杂的成岩事件改造和叠加。砂岩储层致密化的关键控制因素为压实作用和胶结作用。油气充注时砂岩并不致密,其孔隙度可达20%~28%。砂岩的致密与古油气藏的破坏密切相关,古油藏破坏过程中的BSR反应导致有机成因方解石胶结物的形成,从而使储层物性降低,成为低孔低渗储层。

致密砂岩气藏微观孔隙结构多尺度联合表征

致密砂岩的微观孔隙结构对气藏的开发至关重要。文中以临兴地区下石盒子组盒8段为研究对象,采用多种实验方法对致密砂岩孔隙结构进行精确表征。研究结果显示:致密砂岩主要孔隙类型为长石溶孔和岩屑溶孔,其次为粒间孔、晶间孔和微裂隙;高压压汞、CO_(2)吸附、N_(2)吸附以及渗吸-核磁等实验结果均反映了研究区致密砂岩孔隙结构具有较好的连通性;多尺度联合法表征的致密砂岩孔径分布以微孔为主,介孔次之,大孔最少;微孔的大量分布为比表面积做出主要贡献,介孔、大孔贡献较少,孔容主要由微孔、介孔贡献,大孔贡献较少;核磁共振计算的孔径分布比例与多尺度联合法的计算值在介孔、大孔阶段具有较好一致性,在微孔阶段,多尺度联合法的计算值大于核磁共振法,表明微孔为气藏的主要气体储集空间,而介孔和大孔为气体运移的主要通道,多尺度联合法在致密砂岩储层孔隙结构精细表征方面更具特色。

基于微观流固耦合的超深层致密砂岩气藏应力敏感性分析

超深层致密砂岩气藏具有强应力敏感性,目前常用的研究方法包括压力脉冲实验法和实时在线CT扫描法两种,压力脉冲实验法不能揭示产生应力敏感性的微观机理,而实时在线CT扫描法也无法模拟深部地层高压、高应力的条件。为解决应力敏感性实验研究的不足,基于离散单元法与管道网络模型建立了微观流固耦合算法,编制了模拟器,并对模拟器力学计算和流固耦合模块的正确性进行了验证,分析了应力大小、加载方向和孔隙压力对岩心渗透率的影响,最后从微观上揭示了超深层致密砂岩气藏的应力敏感性机理。研究结果表明:①应力通过增加与之垂直方向上喉道两侧的法向压力,减小喉道的水力半径,进而降低储层的渗透率;②较高的孔隙压力能够阻碍岩石颗粒在应力作用下的移动,从而减缓了孔隙和喉道的变形,使模型保持较高的渗透率;③致密砂岩气藏的渗透率受到应力和地层压力的共同控制,并且具有各向异性,在垂直于最小主应力方向上形成渗透率较大的优势通道;④异常高压阻碍了地应力的压实作用,有利于保护储层孔隙,使地层有较好的储集性能和较高的渗透率。结论认为,根据离散元法结合孔隙网络模型建立的流固耦合方法可为理解超深层致密砂岩应力敏感性提供理论参考,并为超深层致密砂岩气藏的科学高效开发提供指导。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

窄河道型致密砂岩储层特征及主控因素——以天府气田金华区块沙溪庙组为例

四川盆地天府气田金华区块沙溪庙组发育典型的窄河道型致密砂岩储层,具有低孔、低渗特征。基于详实的野外及岩心观察,结合薄片、扫描电镜及CT、核磁等分析测试,通过储层沉积微相、孔隙结构、成岩作用综合研究,阐明了储层发育主控因素。研究表明:1)天府气田沙二段沉积相以泛滥平原陆上河流相为主,河道微相储层物性最佳,河道窄而细,常呈北东—南西向展布;2)储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,石英体积分数由下向上有明显增加趋势,孔隙类型以残余原生粒间孔为主,其次为粒内溶孔;3)孔隙结构表现为低孔喉、低分选、强非均质性特征,根据压汞参数,储层类型可细分为3类;4)影响储层的主要成岩作用为胶结和溶蚀,胶结作用具有破坏和保护双重影响,既可通过方解石胶结减孔,又可通过绿泥石环边胶结抑制压实,“富长石”背景下的长石溶蚀作用有效改善了储层。研究认为,天府气田金华区块优质的高能窄河道砂体、中浅埋藏残余的规模原生孔隙、叠加绿泥石环边抗压实及长石规模溶蚀作用改善储层,三者共同形成“窄河道非连续甜点”的成储模式。该典型模式的建立为天府气田的可持续开发提供了重要的理论支撑。

表面活性剂对油湿性致密砂岩渗吸作用与界面协同效应

为探索不同表面活性剂对油湿性致密储层的渗吸排油效果,系统对比阴离子、非离子、阳离子和两性离子4大类型17种表面活性剂渗吸排油效率,分析不同类型活性剂对致密储层渗吸排驱效果的差异及其机制,开发致密储层高效排驱的表面活性剂配方,确立致密储层高效排驱对表面活性剂界面张力和接触角性能的界限。结果表明:试验条件下阴离子、非离子表面活性剂对致密岩心的渗吸排油效率在18.4%~27.2%,显著高于阳离子、两性离子表面活性剂的0~2.4%;阳离子和两性离子表面活性剂不适宜单独作为油湿性致密储层的渗吸排油剂;润湿性调控能力是表面活性剂产生高效渗吸排油的主要原因,界面张力和接触角存在协同效应;复合渗吸排油剂渗吸排油效率超过38%;表面活性剂对致密储层高效渗吸排油的接触角和界面张力分别为15°~35°、0.1~2 mN·m^(-1),对应的N^(-1)B大于15,毛管力是渗吸排油的主要动力。

川中中台山地区致密砂岩储层层序特征及有利区优选

川中中台山地区须三下亚段(须三下)层序构成差异性明显、河流相砂体横向变化较快,层序地层划分较为困难,进而影响优质储层的识别与刻画。为此,基于测井、录井和地震资料,分析中台山地区须三下层序特征,圈定不同朵页体的分布范围,对储层有利区进行优选。结果表明:川中中台山地区须三下地层沉积继承了须二上亚段的地层特征,为东南高西北低、洼中隆的缓坡古构造背景,共识别出3期层序界面和2期湖泛面;致密砂岩储层矿物组分主要为岩屑和长石,孔隙类型以溶蚀孔隙、微裂缝为主;岩性组合主要有厚层砂岩组合、厚层砂夹薄层泥岩组合和厚层泥夹薄层砂岩组合三大类;结合高产井具有断裂、裂缝、储层发育,位于构造相对高部位的特征,将研究区储层划分为3类有利区。研究成果可为后续的勘探开发提供重要参考和理论支撑。

准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层致密砂岩储层成岩相识别及分布预测

深层致密砂岩储层非均质性强、分布规律复杂,地质甜点预测难度大。为实现高效勘探开发,如何准确识别与预测井间储层成岩相亟需深入研究。综合利用岩心、测井和三维地震资料,在准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层储层成岩作用研究基础上,开展了成岩相识别及分布预测研究,认为储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用及溶蚀与交代作用,可划分为强溶蚀+绿泥石包壳、中等溶蚀+自生高岭石、中等钙质胶结溶蚀、强钙质胶结及压实致密等5种成岩相。基于测井资料,利用岩石物理参数、物性参数对储层成岩相类型进行了综合识别,确定其垂向分布规律。研究发现强溶蚀+绿泥石包壳和中等溶蚀+自生高岭石这两种优势成岩相主要位于三角洲主干分流河道砂体内部,储层物性较好,是油层发育的主要部位。基于成岩相与地震纵波阻抗的对应关系分析,发现优势成岩相纵波阻抗相对较低,可通过纵波阻抗的数值分布特征预测优势成岩相分布。因此利用三维地震纵波阻抗反演成果开展了成岩相分布预测,根据纵波阻抗与不同类型成岩相对应关系落实了优势成岩相发育区。结果表明,优势成岩相主要位于研究区东北部的Y301—Y302井区以及西北部Y1井区,呈局部连片分布发育。储层成岩相识别可以为超深层地质甜点的分布预测研究提供重要依据。

鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩二元孔隙结构及分形特征

致密砂岩的孔隙结构特征对致密油藏的勘探和开发具有重要意义。但对不同类型孔隙渗流特征及其影响因素认识不清,制约了对致密砂岩渗流能力和储集能力的认识,并影响了致密油藏有利区的评价和预测。为此,以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩为例,利用铸体薄片、扫描电镜、核磁共振、分形理论研究了致密砂岩的孔隙结构特征。结果表明:致密砂岩孔隙结构是一个由束缚孔隙和可动孔隙组成的二元孔隙系统,不同类型孔隙的形态特征和连通性不同。束缚孔隙主要由晶间孔组成,孔隙模型为黏土矿物堆积的包络面,孔隙半径小,连通性差,赋存在其中的流体流通性差。该孔隙形状规则,非均质性弱,分形维数低,平均值为1.3063。可动孔隙主要是联合孔隙,形状为刺球状,孔隙半径大,由溶蚀作用形成多个连接通道,因此连通性强。可动孔隙形状不规则,非均质性强,分形维数大,平均值为3.2416。不同类型孔隙对物性的影响也不相同。束缚孔隙对孔隙度贡献平均值为47.7%,可动孔隙对孔隙度贡献平均值为52.3%,两类型孔隙对孔隙度影响相近。但受连通性差异影响,束缚孔隙对渗透率贡献度平均值为0.2%,可动孔隙对渗透率贡献度平均值为99.8%。可动孔隙是影响致密砂岩渗透率的主要因素。利用分形维数可以很好地表征致密砂岩孔隙结构。以组合孔隙为主且位于烃源岩附近的致密砂岩是勘探开发的有利区域。

融合SMGC-ECAs-Resnet的致密砂岩岩相识别方法研究

针对目前深度学习模型通常只能提取单一尺度岩相特征,无法获得多尺度信息且没有充分适应测井曲线自身形态特点影响岩相识别的问题,基于深度学习以Resnet50为基础网络,设计开发多尺度特征提取模块SMGC(strip-pooling and multi-scale group convolution),并加入改进的ECAs(efficient channel attention strengthen)注意力模块增强对测井曲线条形纹理信息关注度,提出一种SMGC-ECAs-Resnet致密砂岩测井曲线岩相识别方法。以松辽盆地三肇凹陷扶余油层为例,对测井曲线数据预处理构建图像数据集,利用SMGC-ECAs-Resnet网络模型对其进行识别得到分类结果,设置对比试验和鲁棒性实验证明模型有效性。结果表明:所提出的SMGC-ECAs-Resnet网络岩相识别准确率达到91.9%,为复杂致密砂岩岩相的测井识别提供了新的方法。

济阳坳陷车西洼陷二叠系上石盒子组致密砂岩储层成岩-成藏系统演化

致密砂岩储层成岩-成藏系统演化决定储层致密化过程和优质储层成因与分布。以车西洼陷上石盒子组致密砂岩储层为例,通过薄片观察、包裹体分析、激光剥蚀电感耦合等离子质谱仪分析等技术,结合埋藏史和构造演化史,对致密砂岩储层的成岩-成藏系统演化进行系统研究。结果表明:车西洼陷上石盒子组致密砂岩储层硅质胶结物主要为来源于石英颗粒压溶作用的第一期石英次生加大边,长石溶蚀供源的第二期石英次生加大边、充填石英颗粒破裂缝型自生石英以及充填粒间孔隙型自生石英;高岭石分别为原始沉积的充填孔隙细晶高岭石杂基,大气淡水淋滤长石形成的充填孔隙粗晶高岭石,深埋藏封闭环境长石溶蚀原位沉淀形成的颗粒形态高岭石;车西洼陷上石盒子组致密砂岩的成岩-成藏系统演化过程为原始沉积的含细晶高岭石杂基的长石质石英砂岩→充填孔隙粗晶高岭石→黄色荧光油充注→硅质胶结物→天然气→充填孔隙粗晶高岭石→硅质胶结物→蓝色荧光油充注→天然气→颗粒形态高岭石、伊利石、绿泥石。

致密砂岩储层注水诱导裂缝动态识别及演化特征——以鄂尔多斯盆地姬塬油田L井区长8油藏为例

致密砂岩储层长期注水开发导致储层诱导裂缝发育,研究注水诱导裂缝动态响应及演化特征对致密砂岩油藏井网加密部署及剩余油挖潜具有重要地质意义。综合利用岩心、测井、生产数据、压力试井和吸水剖面等资料,以鄂尔多斯盆地姬塬油田L井区三叠系延长组8段(长8段)致密砂岩储层为例,研究了L井区长8段致密砂岩储层不同开发时间段注水诱导裂缝的动态响应特征及展布特征。研究结果表明:(1)L井区长8段致密砂岩储层注水诱导裂缝为天然裂缝扩展延伸导致,天然裂缝优先开启方位为NEE-SWW向和NE-SW向,其次为NW-SE向。(2)注水诱导裂缝的形成会导致注水井吸水剖面呈现出吸水厚度小、吸水量大的特征。采油井生产动态曲线含水率陡增或阶梯状上升,压力试井双对数导数曲线开口并呈现“1/2”斜率上升。采油井与注水井间存在注水诱导裂缝,因而采油井试井解释地层压力高于未发育注水诱导裂缝井甚至超过原始地层压力。(3)L井区长8段致密砂岩储层开发初期注水诱导裂缝主要分布在井区中部偏东、东北部以及东南部的天然裂缝发育带。注水导致储层地应力变化,天然裂缝开启压力降低,开发中期在井区南部以及中北部进一步形成NW-SW向注水诱导裂缝,先存注水诱导裂缝存在小范围扩展延伸。开发后期受注水开发的不断深入,导致注水井周围不同方向开启天然裂缝,形成小规模注水诱导裂缝,进一步加剧了采油井裂缝性水淹。

川中—川西须家河组三段致密砂岩储集层分类及成因

四川盆地中部和西部(川中—川西)上三叠统须家河组岩石组分复杂、孔喉结构非均质强,含气和产能平面变化快,亟需明确储集层分类标准、发育机制及分布规律。以须家河组三段致密砂岩为对象,通过薄片、物性、压汞和核磁共振等实验,分析微观孔隙结构,建立储集层分类评价标准,揭示岩石组分、成岩作用对储集层类型的控制。研究表明,须三段发育微裂缝、原生粒间孔、残留粒间孔、溶蚀孔和晶间孔5类储集空间,粒间孔喉发育程度是决定储集层品质的关键;基于分形特征,将孔喉系统划分为5个区间,结合中大孔喉占比、主流喉道等参数,实现4类致密储集层的精细划分;I类储集层具有“弱压实强溶蚀”特征,高石英颗粒、低泥岩和碳酸盐岩岩屑、适量火山岩岩屑是形成的关键,Ⅱ类储集层具有“强压实强溶蚀”特征,较多杂基、低泥岩岩屑、高长石颗粒是形成的物质基础,Ⅲ类和Ⅳ类储集层均具有强胶结特征,其中Ⅲ类储集层中钙质岩屑含量高,方解石胶结发育,Ⅳ类储集层杂基减孔明显。研究成果可指导该区致密储集层形成机制研究,也为致密储集层分类和成因关联分析提供一定借鉴。

致密砂岩气运移的临界动力学条件探讨

物理模拟是认识地下油气运移和聚集机理的重要方法和手段,为了更深入地认识深层条件下致密储层天然气运移的机理,以延安气田上古生界山西组致密砂岩气为例,设计了实验模型和边界条件。基于超低渗岩石多相渗流核磁共振在线模拟实验,探讨致密砂岩中天然气运移的临界压力、临界物性动力学条件,进而分析影响天然气运聚的控制因素。选取山西组不同砂岩类型包括石英净砂岩、富石英低塑性颗粒岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩样品,代表不同孔渗分布区间的岩石相储层,进行了恒定低注入流量、不同流速(流量)和不同压差充注实验。结果表明,致密砂岩储层的临界充注压力主要受岩石相和渗透率控制,渗透率较高的优势岩石相具有更低的临界充注压力,石英净砂岩天然气临界注入压力一般小于1.2 MPa,即使是物性很差的富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩的天然气临界注入压力一般也小于1.5 MPa。同时,致密砂岩也没有绝对的天然气充注物性下限,但致密砂岩的充注效率、含气饱和度与储层物性,尤其是渗透率呈正相关,优势岩石相越发育、渗透率越高,充注效率和含气饱和度也越高。

基于知识驱动图版约束的致密砂岩气储层测井参数智能预测

中国致密砂岩气资源潜力巨大,是天然气增储上产的重要对象,但致密砂岩储层空间类型多样,纵横向变化大,“四性”关系复杂,测井系列多样,测井项目少,常规测井技术评价致密储层参数难度大、效率低。为此,以四川盆地金秋、天府气田致密气为对象,构建构造区块—油气田—油气藏—测井解释图版主线,形成了致密砂岩气储层测井参数解释知识图谱,并通过神经网络算法对样本数据进行处理并约束模型结果,建立了图版约束的人工智能储层测井参数预测模型,实现了专家经验与数据双向驱动的储层测井参数智能预测。研究结果表明:(1)新智能模型融入了专家经验图版信息,且构建了专家经验与数据双向驱动的智能参数预测方法,极大地提升了模型对测井领域知识的理解能力和实践能力;(2)基于常规测井曲线,通过特征处理实现多维特征的挖掘,衍生出新曲线,与常规曲线一起作为输入进行模型强化训练,有助于提高解释模型的准确率;(3)实际应用结果表明,采用知识驱动图版约束的致密砂岩气储层参数智能预测方法计算的孔隙度和渗透率与岩心分析孔隙度及渗透率之间的误差分别为7.9%和15%,计算的含水饱和度与密闭取心饱和度之间的误差仅为5%。结论认为,基于知识驱动图版约束的致密砂岩气储层参数智能预测技术可以解决老井人工评价工作量大,测井解释标准不统一的问题,并可实现快速高效测井智能评价及潜力优选,将有力地推动了人工智能在测井领域的深度应用。