北部湾盆地稠油储层流体识别问题探讨

南海西部北部湾盆地的稠油油藏分布在涠西南凹陷和乌石凹陷,主要以普通稠油和特稠油为主。此类稠油埋深范围较广,从浅层到中深层均有发现,物性较好,呈中—高孔渗和高阻特征,但常规气测往往仅有总烃和甲烷,气测值很低且无异常显示,录井岩屑在大部分区域未见任何荧光和含油显示,给地层流体识别带来很大困难。为此,针对本区不同类型的稠油进行分类并开展测、录井特征分析;在此基础上,以随钻测井曲线结合壁心含油性为主要手段,以气测图版和壁心三维定量荧光识别为辅助,提出了一套稠油快速识别方法。利用取样过程中对井下地层流体性质的监测和岩石热解分析结果,指出稠油本身典型的烃组分构成造就了其独特的气测特征;同时,认为强亲水的岩石润湿性以及沥青质稠油与砂岩骨架颗粒之间特殊的粘附性是造成部分稠油储层岩屑无荧光和含油显示的主要原因,壁心和取样流体的三维定量荧光能够真实反映地层流体的性质。

用核磁共振测井定量评价稠油储层的方法

稠油由于高粘度、高密度特性,使得其T2弛豫很快,造成其信号在T2谱上与束缚水信号重叠在一起很难区分。以往那些利用核磁共振测井资料计算储层参数的方法用于稠油储层参数的计算存在很大误差。因此,通过对大量实验室测量数据分析,建立了原油粘度与T2截止值、T2极大值、视含氢指数、总孔隙度等关系;提出了等面积元、特征区间等定量计算稠油储层参数的新方法;经多井实际应用,效果很好。

红浅1井区砂砾岩稠油储层特征与主控因素

通过钻井岩心、薄片、扫描电镜等资料,对红山嘴油田红浅1井区砂砾岩稠油储层特征及其主控因素进行详细研究。结果表明:该研究区砂砾岩稠油储层主要以粗粒度的砂砾岩为主,发育的孔隙类型主要为原生粒间孔隙,为中高孔、中高渗的孔隙式储层;宏观上,沉积作用控制储层的平面分布,微观上,成岩作用影响储层的纵向内部结构;由储层的含油性显示发现,扇三角洲沉积当中受牵引流改造的砂体,若其钙质胶结作用较弱并伴有局部溶蚀、微裂缝作用,其含油性明显。加强沉积相认识及成岩作用的研究,对后期开发部署井位的优选及开发技术适用性研究都具有一定积极作用。

吐玉克油田稠油储层矿物特征与敏感性评价

通过X射线衍射物相分析(XRD)和扫描电镜(SEM)等方法探讨了吐玉克油田T2k稠油储层的敏感性矿物组成和产状,利用室内敏感性实验和国外学者研究成果阐明了敏感性矿物和蒸汽驱采油的潜在损害机理。研究表明,粘土矿物的主要类型有高岭石、绿泥石、伊利石和伊/蒙混层矿物四类,而敏感性矿物主要类型有薄膜式、栉壳式、桥接式和孔隙充填式四种;引起研究区储层损害的潜在因素主要是粘土矿物、碱敏和水敏,其次是矿物产状、速敏、酸敏和盐敏,而蒸汽驱采油对储层敏感性矿物的影响因素主要是凝析液pH值和温度。

基于多矿物分析的砂砾岩稠油储层测井评价

砂砾岩稠油储层具复杂孔渗性和非常规流体特性,这使得对其测井解释异常困难。多矿物分析测井解释方法能有效利用该类储层的各种测井信息,并较准确地求取储层参数。JMSR地区的储层主要为砂砾岩,矿物组分较多。采用多矿物模型最优化方法计算出储层的孔隙度和各种矿物组分的含量,并利用Scheidger公式计算出渗透率,结果表明,计算出的数值及变化趋势与岩心分析结果吻合较好。利用泥浆侵入信息,并结合油气显示结果识别稠油储层,可有效提高测井解释符合率,为科学、合理地开发JMSR地区的稠油油藏提供了比较可靠的依据。

石英溶解对稠油储层的影响

利用高压釜模拟热采条件下石英颗粒的变化情况，研究单井吞吐过程中水岩反应对稠油储层的影响。结果表明，石英在强碱溶液中的溶解度，与温度及pH值呈指数规律变化。这对于正确了解稠油储层在热采过程中的孔隙结构变化、次生孔隙的产生、岩石骨架的破坏，低温冷凝前缘硅化的形成．都具有重要意义．

二维核磁共振测井识别稠油储层方法研究

由于粘度的影响,传统一维核磁共振测井技术在识别稠油储层方面具有一定局限性,驰豫-扩散二维核磁共振测井技术能利用流体横向驰豫、扩散系数的不同,在两个纬度上区分不同流体所在的位置。从核磁共振理论出发,首先分析了一维核磁共振技术在识别稠油储层上的局限,在分析二维核磁共振测井技术原理和实质基础上,阐述了弛豫-扩散二维核磁共振识别稠油储层的原理。最后给出了应用实例,实践表明该方法识别稠油储层是有效的。

稠油储层核磁共振测井观测模式选择及其应用

由于稠油具有黏度大、密度高等特点,采用常规储层的核磁共振测井观测模式很难得到理想结果。基于核磁共振测井原理和稠油储层的特性,根据地区实验数据,估算了稠油储层的等待时间、回波间隔、回波个数等核磁参数,并通过优选观测模式,获得了有效的核磁共振测井资料。对利用该方法获得的新疆JMS地区的核磁共振测井资料进行稠油储层测井解释,取得了较好效果。

辽河盆地杜229块复杂砂砾体稠油储层岩性识别方法研究

复杂砂砾岩体稠油储层岩性识别是测井精细解释的重要前提,采用有序样品最优分割方法对主成分测井曲线进行分层,在此基础上通过聚类分析建立识别岩性的测井相-岩相数据库,对其它未取心的井进行岩性识别,由取心井验证,识别符合率可达到83．3%。按照此方法开发了岩性识别软件,具有一定的实用价值。

砾岩稠油储层测井解释方法研究及其应用

利用测井信息和各种地质信息进行了砾岩稠油储层的测井解释模型和解释方法的研究。准确地计算储层的各种地质参数,从而对储层进行综合评价,为冷43块稠油开发提供了可靠的依据。对冷43块27口井测井资料的实际处理结果表明,用该程序可取得令人满意的结果。

孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用

孤岛油田西南稠油储层特征复杂,全区的精细储层划分与对比对采油厂的增储上产具有至关重要的意义。根据储层多层次逐级细分对比方法,将孤岛西南区N g5-6砂岩组划分为11个小层、14个沉积时间单元,并建立了研究区储层对比模式。储层对比结果及应用效果良好,改善了该区稠油的开发效果,经济效益显著。

稠油储层自生热低伤害碱性压裂改造技术

在实验室合成、筛选出一种可以在碱性、偏碱性(pH值≤9)条件下发生化学反应的生热剂体系ASR、BSR以及催化剂TED。使用自生热低伤害压裂液,可以解决常规压裂液对高凝、稠油油井的"冷伤害"问题;自生热体系压裂液可以在地层中产生气体,增加返排能量,降低压裂液破胶液的表面张力,降低或消除储层水锁效应,从而提高压裂效果。试验表明,环境温度越高,化学反应的生热速度越快;生热剂浓度越高,生热速度也越快;在相同的反应条件下,生热速度与催化剂的加入量成正比关系。该体系压裂液在新疆油田东泉3井上得到了应用,施工顺利。

SZ36-1油田稠油储层解堵酸化技术研究

针对SZ36-1稠油油田储层伤害强、油井产量低、常规砂岩酸化体系难以减小的问题,开展了稠油疏松储层酸化解堵技术研究。理论分析储层敏感性、矿物成分及钻井液等潜在伤害因素,确定储层堵塞主要原因为黏土及固相微粒物堵塞,沥青质、胶质等有机物堵塞,高分子化学材料堵塞。通过储层油泥分散溶解及原油降黏试验优选有机助剂,选择的助剂对原油降黏效果能达到95%以上;通过岩粉酸液溶蚀试验优选酸液体系;通过室内岩心流动试验验证有机氟硼酸体系酸化效果,结果显示两块岩心酸化后渗透率有明显提高。现场两口井应用表明,有机氟硼酸体系结合有机溶剂采用液氮伴注方式能有效解除SZ36-1稠油油田的储层伤害,恢复和提高油井产能。

交绘图技术识别稠油储层的方法研究

稠油储层中 ,稠油的流动性较差 ,泥浆侵入的深度较浅 ,深、浅双侧向电阻率幅度差较小 ,利用稠油储层的这些特性 ,结合其它参数研究探讨出构造交绘图的交绘参数 (RR -RK) ,用于识别稠油储层 。

稠油储层核磁共振孔隙度校正方法

受原油粘度的影响,利用核磁共振(NMR)测井获取的稠油储层的测井NMR孔隙度远低于地层的真实孔隙度,给稠油储层评价和NMR测井技术的应用带来极大挑战.为提高稠油储层孔隙度计算精度,必须对测井NMR孔隙度进行稠油校正.本研究选取我国南海东部盆地某油田韩江组10块代表性岩心样品,分别开展了原始状态、饱含稠油、残余油和饱含水状态的NMR实验.研究了孔隙含油相对体积对岩心NMR孔隙度的影响,并建立了基于地层深测向电阻率分类的岩心NMR孔隙度校正模型.将基于实验结果建立的岩心NMR孔隙度校正模型推广到实际地层,对目标区域A14井稠油储层实测测井NMR孔隙度进行处理的结果表明:本文提出的方法能够有效地校正孔隙含稠油对实测测井NMR孔隙度的影响,得到地层的真实孔隙度;校正前、后的稠油储层测井NMR孔隙度与常规气驱法测量的岩心孔隙度之间的相对误差由11.19%降低到4.84%.

稠油储层交绘图识别方法研究

稠油储层中稠油的流动性较差,泥浆侵入深度较浅,双侧向电阻率幅度差较小。利用这一性质,结合其他参数构造交绘图(RR-RK),用于稠油储层的识别,取得了较好的效果。

孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用

孤岛油田西南稠油储层特征复杂,全区的精细储层划分与对比对采油厂的增储上产具有至关重要的意义。根据储层多层次逐级细分对比方法,将孤岛西南区N g5-6砂岩组划分为11个小层、14个沉积时间单元,并建立了研究区储层对比模式。储层对比结果及应用效果良好,改善了该区稠油的开发效果,经济效益显著。

用新型NMR测井评价刚果稠油储层

湖泊（lake）油田位于刚果盆地，含有多个从阿尔必纪到森诺曼纪的油层，岩性为碳酸盐岩和砂岩的混合岩性。本项课题研究的R1储层是在三角洲沉积和湖滨沉积过渡的滨海地区。在该油田实施开发之前，要尽可能采集所有的资料，以便认识R1储层的流体性质和油水界面，减少原油粘度不确定性。根据同一地层的其它几个储层的推定表明，R1储层的原油是粘度为几百毫帕·秒的稠油。在三口井的钻井期间，全部测量了压力和进行岩心采样，包括在第一口井进行取心和第二口井进行核磁共振测井。 本项研究中，我们使用核磁共振测井的连续流体评价测量资料，同步采集T2、T1和扩散D谱。为消除近井眼的影响和检测侵入效应，核磁共振仪器在深入地层1．5in、2．7in和4in处采集数据。对1#井的岩心进行标准岩石物理分析，对三口井的样品进行了热力学研究，用以对比和确认2#井的核磁共振测井资料。 初步研究结果表明，可以单独由核磁共振信息确定油水界面。用不同探测深度的NMR测井曲线可以识别具有不同渗透率的不同地层（对应于不同的地质单元），消除单一探测深度曲线解释造成的不确定性。运用常规粘度一弛豫变换关系，用弛豫谱初步估算了原油粘度。由于含焦油的稠油弛豫时间太快，核磁共振仪器不能探测到它。漏测的组分可以用一种新技术来复原，该技术要假定柬缚水体积可由核磁共振测井测得。 由于精确的短T2测量数据对于稠油粘度确定是非常重要的，需要一种新的核磁共振多脉冲（multibursts）反演技术。通常用浅探测核磁共振测井的柬缚流体数据补充深探测核磁共振曲线数据，难点在于如何转换有多探测深度的多个磁场梯度的综合核磁共振数据集。 这个研究有助于（1）通过避免无效采样，增加施工效率。（2）若有可能，为R1储层建立一个专门的弛豫一粘度转换关系。（3）更准确地划分流体界面。（4）降低油藏流体特性的不确定性。（5）为该复杂储层未来开发做决策。

辽河油田超稠油储层精细测井评价方法

本文结合实验区的岩心实验具体分析、现场精细监测、相关生产情况以及预测井等具体资料进行综合汇总分析,对储层参数评价模型与储层分类标准进行了更为精确的建立,对实验区的所有测井资料实行了二次精细评价,并且对3D地质模型也进行了重新构建,对储层的非均质变化与蒸汽腔扩展的关系实现了较为准确的揭示。