常规气测录井综合气体指数解释法的建立及其在油气储层解释中的应用

常规气测录井是发现油气显示，评价储层含油气性的重要方法，不同类型油气藏气测值的特征不同，通过对上述特征的总结分析可以区分油气藏类型。综合气体指数法（COGASIN，Comprehensive Gas Index），是利用C1—C5组分体积分数计算得到评价指数，绘制指数曲线和三元图来区分油气藏类型的方法。对原生油气藏可以明晰地判断储层流体性质，结合气测录井定量参数全烃数据，可以达到解释储层性质的目的。提出了综合气体指数法的计算方法，对不同类型油气藏的综合气体指数曲线和三元图特征进行分析总结，并初步形成了基于轻烃比值指数反映油藏特征的技术方法。

中东地区生物碎屑灰岩储层渗透率预测方法研究

中东地区生物碎屑灰岩储层由于孔隙结构复杂、非均质性强，造成同等孔隙度下渗透率相差多个数量级，准确预测渗透率一直是一个难点。以伊拉克H油田M层为例，提出一种基于岩心数据和常规测井资料渗透率精细预测方法。在储层分类的基础上，以“分层分类”原则作句指导建立多个渗透率模型，将孔隙结构评价转换为模型选择问题。分析发现，常规测井的孔隙度、电阻率和自然伽马对孔隙结构较为敏感，可用于渗透率计算时的模型选择。该方法的计算结果与岩心数据一致，提高了常规测井渗透率的预测精度。

低渗油藏CO_2驱气水段塞比优化

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,气水交替驱能大幅提高原油采收率。在气水交替驱过程中,在一定井底控制压力下,最佳气水段塞比是变化的,它与渗透率、注气速度和井底压力等因素有关。最佳气水段塞比对渗透率的变化比较敏感,注气速度其次,井底控制压力再次。随着渗透率的增加,最佳气水段塞比逐渐减小,而采收率也逐渐减小。渗透率在一定范围内,渗透率越低,气水交替驱的效果越好。这也从理论上证明,与中高渗透油藏相比,气水交替驱更适合低渗透油藏。它为油田CO2驱油技术提供了理论基础。

鄂尔多斯盆地山西组海陆过渡相泥页岩孔隙结构特征

为更加清晰表征研究区山西组泥页岩储层物性,以鄂尔多斯盆地东部二叠纪山西组Y井5块岩样为研究对象,采用X-射线衍射、薄片鉴定、CT扫描电镜及氩离子抛光扫描电镜、核磁共振等技术确定矿物成分、有机地球化学参数及孔隙结构。研究结果表明:研究区山西组泥页岩有机质类型为Ⅲ型,TOC含量高,热演化史较高,有利于有机质热解生气;孔隙类型主要包括有机质孔、无机质孔以及微裂缝,其中无机质孔最为发育,有机质孔较少,弛豫时间T_(2)分布主要有单峰型及双峰型;页岩储层孔隙发育主控因素包括TOC含量、有机质成熟度以及黏土矿物含量,其中TOC含量为主控因素。

哈萨克斯坦K油田低阻油层成因分析及识别方法

哈萨克斯坦K油田部分油层电阻率较低，测井解释为油水同层，但经试油验证为油层。为了提高测井解释符合率，采用电阻率与自然伽马交会图分析技术分析了该油田低阻油层成因，认为该油田高矿化度地层水及岩石孔隙中束缚水、毛细管水是形成低阻油层的原因，并总结了两类低阻油层识别方法。利用建立的低阻油层识别图版对该油田老井进行复查，并提供试油建议，3个潜力层试油均出油，说明该低阻油层识别方法切实可行。

基于图像分析技术的页岩微观孔隙特征定性及定量表征

在有限的条件下,为了更经济有效地评价页岩微观孔隙特征,同时利用扫描电镜（SEM）、氩离子抛光场发射扫描电镜（FESEM）方法对四川盆地彭水地区龙马溪组页岩孔隙特征进行了定性观察,并借助专业的图像分析软件Iamge J2x提取页岩SEM和FESEM图像蕴含的孔隙定量信息,结合统计学方法分析页岩全孔径分布特征,计算页岩孔隙分形维数,探讨孔隙结构特征以及分析维数与有机碳含量、矿物成分、孔隙吸附能力等的相关性,研究发现：扫描电镜下,彭水地区龙马溪组页岩微米级孔隙发育,主要孔隙类型有粒间孔、黏土矿物层间孔、粒内孔以及微裂缝等;氩离子抛光场发射扫描电镜下,可见大量纳米级孔隙,主要发育有机质孔、无机矿物孔（黄铁矿晶间孔、粒内孔、黏土矿物层间孔、粒间孔等）和微裂缝,两者综合分析更有利于页岩孔隙定性表征;页岩孔隙全孔径分布特征呈4个主峰,主要分布区间为3~9 nm,10~40 nm,100~400 nm,1~4μm;页岩有机质孔隙形状系数分布区间为0.9~1,孔隙呈圆形、近圆形,无机矿物孔形状系数分布在0.5~0.7,多呈三角形、多边形、狭缝形等,孔隙形状较有机质孔复杂,主要受页岩孔隙成因不同所致;彭水地区龙马溪组页岩孔隙符合分形特征,有机质孔隙分形维数较无机矿物孔分形维数小,孔隙结构相对简单;分形维数与有机质含量、矿物成分、孔隙度及吸附气含量都有一定的相关性,随有机质含量的增加,孔隙分形维数增加,孔隙结构复杂化,随分形维数增加,页岩孔隙的最大吸附气含量也随之增加,孔隙吸附能力增强。