简介:致密砂岩气储层具有孔隙度较低、渗透性较差、孔隙结构复杂、非均质性较强等特征,地层骨架对测井信息的影响远大于孔隙流体的影响,基于体积模型的中—高孔渗储层参数评价方法不适用于该类储层。为有效评价鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块的致密砂岩气,优选了2种基于常规测井资料的视弹性模量系数法和三孔隙度比值法气层识别方法,两者结合能有效识别气层;根据储层特征与岩-电响应关系分析,应用密度-中子加权平均法、粒度中值回归法及变岩-电参数的Archie公式计算致密砂岩储层的孔隙度、渗透率、饱和度,实现了延川南区块致密砂岩气储层参数的高精度定量评价。该方法也适用于其他地区致密砂岩气储层参数的评价。
简介:针对高凝油含蜡高、凝固点高、流动性差及开采难度大的问题,选用铜绿假单胞菌配合嗜热脂肪地芽孢杆菌和嗜热脱氮地芽孢杆菌,采用四组分分析法和饱和烃气相色谱法等方法开展了微生物提高高凝油采收率菌剂研究和应用评价。结果表明:菌种对原油四组分存在选择性降解,降解率为23.0%~42.3%,同时菌种可以将高凝油中长碳链饱和烃降解为短碳链烃类,w(nC21)/w(nC22)值和w(nC21+nC22)/w(nC28+nC29)值增大0.33~0.57;铜绿假单胞菌发酵液表面张力从72.21mN/m降低至26.81mN/m;嗜热脂肪地芽孢杆菌与嗜热脱氮地芽孢杆菌2种芽孢杆菌乳化高凝油的E24值分别为70.6%和82.3%;基于嗜热脂肪地芽孢杆菌、嗜热脱氮地芽孢杆菌和铜绿假单胞菌3种细菌性能设计的兼容本源微生物的复合微生物采油菌剂可使高凝油黏度降低63.86%,凝固点降低6℃。物理模拟驱油实验表明:该微生物复合菌剂可在中渗(200mD)及低渗(50mD)条件下使高凝油采收率提高6.46%~8.48%。6口油井的微生物吞吐采油试验证明该微生物复合菌剂性能稳定,可使高凝油采收率大幅提高,具有良好的工业应用前景。
简介:受低渗透储层内部复杂孔隙结构的影响,测井曲线值对岩层中流体变化的反映能力较弱,仅利用测井资料来判别储层的水淹程度存在困难。有效借助油藏注水开发过程中关于注水井与采油井间连通砂体的动态开发信息(如含水率、小层相对吸水率等),可以在一定程度上分析出砂体当前的水淹程度。具体实现步骤为:1从各种测井方法的基本原理出发,研究油层水淹后测井曲线值的变化特征,并给出基本的水淹程度识别标准,将以这些标准识别出的水淹层定为疑似水淹层;2在构建动态开发单元的基础上,依据邻注水井各小层吸水能力、邻采油井分层或整体产液过程中含水率的高低,针对疑似水淹层进行进一步的水淹程度判定。将上述2个步骤应用到大庆外围特低渗透油田水淹层判别中,应用效果良好。
简介:柴西南地区剩余油气资源巨大,是岩性油藏勘探的重要领域,但由于岩性油藏勘探起步晚、其形成的地质背景和成藏关键因素研究不够深入,制约了岩性油藏勘探进展。近年来,围绕柴西南富烃生油凹陷,加强基础研究,整体认识,精细评价,深入系统开展岩性油藏形成的地质背景和岩性圈闭的识别等研究工作,充分利用柴西南大面积三维连片地震资料开展精细构造解释和精细储层预测,明确了扎哈泉为岩性油藏勘探的有利区带,圈定了有利相带和落实了优质砂体分布,并准确预测“甜点”分布区,发现和落实了柴达木盆地首个亿吨级岩性油藏规模储量区。通过扎哈泉岩性油藏勘探实践,探索形成一套适用于柴西南地区岩性油藏地震勘探评价思路和技术方法,对深化柴西南地区岩性油藏立体勘探具有指导作用。
简介:在油田开发前期的地质储量计算过程中.由于掌握的地质资料较少,采用确定法很难准确求取各储量计算参数,导致储量计算结果存在较大的不确定性。在介绍蒙特卡罗法原理、研究思路及研究方法,并对关键环节进行重点剖析的基础上.以海上某油田为例,通过卡方检验函数优选出各储量计算参数的概率分布数学模型。对整个地质储量进行随机模拟,确定储量的高、中、低方案值,并开展了储量敏感性研究:最后对该方法的适用性进行探讨。研究表明:在地质分析的基础上。且保证评价资料样本点充足的前提下。有效应用蒙特卡罗法,能够更客观地反映储量的评价结果,同时该方法可为开发前期或初期阶段国内外油气资源的同类评估提供指导。
简介:为了研究泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法,在研究其对各种相态天然气封闭机理的基础上,利用游离相、水溶相和扩散相天然气在外加压力和浓度作用下通过泥岩盖层的渗滤和扩散速度,分别建立了泥岩盖层对游离相、水溶相和扩散相天然气封闭能力评价参数Vs,Vw,Vd。以此为基础,通过Vs,Vw,Vd的加权平均建立了泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价方法,并将其应用于滨北地区青山口组泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价中,结果认为青山口组泥岩盖层主要为中等能力封闭区,仅在盆地北部讷河和东部绥棱以东局部地区为差封闭区,其对各种相态天然气封闭能力差是造成该区扶余和杨大城子油层天然气显示差的重要原因之一。
简介:鄂尔多斯盆地中东部山西组可划分为3个沉积层序,其中SQ8(山2段)可划分为低位、湖侵及高位体系域,主要砂体发育于低位体系域。SQ8—LST可细分为3个进积型准层序组,其砂体呈进积式向湖盆推进,自下而上分为L1,L2和L3准层序组,砂体厚度由薄变厚,分布面积由小变大。L1准层序组仅在研究区西北部发育一支近南北向展布的主砂带,砂岩厚2~10m,砂带宽10~15km,延伸约100km;L2,L3准层序组的砂体分布格局相似,砂岩厚度为4~20m,发育5~6支近南北向、北东向展布的砂带,砂带宽10~25km,延伸200~230km。L1准层序组为大规模海退之后的初始充填沉积,其砂岩成分复杂、分选差,储层物性相对较差,而向上至L2,L3准层序组,储层物性明显变好。有利的储集砂体为发育于低位体系域中上部准层序组的三角洲平原分流河道、前缘水下分流河道及河口坝砂体。三角洲前缘砂体物性略优于三角洲平原砂体,边滩砂体物性较差。
简介:通过岩心观察,结合铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析化验资料研究表明,富县地区上三叠统延长组长6段为三角洲前缘相沉积的储层。岩性主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩;储集空间以剩余原生粒间孔+次生粒间溶孔组合为主,储层物性较差;排驱压力及饱和度中值压力较高,孔喉半径小、分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性有限,孔隙结构参数总体较差;储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中水下分流河道和河口坝砂体为最有利储层发育的微相;强烈的压实-压溶作用是形成低孔低渗的主要原因之一。利用储层物性和孔隙结构参数将长6段砂岩划分为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层是未来开发的首选储层。
简介:伊拉克W油田Mishrif组巨厚孔隙型生屑灰岩为强非均质性储层,孔隙结构评价难度较大。结合薄片、孔渗试验和压汞毛管压力曲线资料,使用分形理论研究储层孔隙结构,建立了以分形维数定量评价孔隙型生屑灰岩储层孔隙结构的方法和标准。该储层孔隙结构分形特征可分为2类,第1类储层孔隙结构整体具有显著的“单段型”分形特征;第2类储层孔隙结构整体分形特征不显著,但其较大孔喉系统和较小孔喉系统各自具有显著的分形特征,即“多段型”分形特征。分形维数能够反映孔隙型灰岩孔隙结构的复杂程度和非均质性,分形维数越大,孔隙结构越复杂;压汞毛管压力和含水饱和度分段越多,孔隙结构非均质性越强。利用孔隙结构分形维数的分区性对储层进行分类,同一类样品压汞毛管压力曲线的相似性验证了分形维数分类结果的合理性。Ⅰ类与Ⅱ类储层多对应“多段型”分形特征,Ⅲ类与Ⅳ类储层多对应“单段型”分形特征。该研究成果对相同类型碳酸盐岩储层孔隙结构定量评价具有指导意义。
简介:测井方法是非均质生油岩精细评价的常用方法,但现有的评价方法对生油岩成熟度及密度等因素考虑不全。文中提出了综合考虑生油岩成熟度和各种测井响应的"反推ΔlogR"法,并以Kar7井为例,应用该方法计算了2285~2985m内生油岩的有机碳含量,计算结果与实测值较为吻合,证明了该方法的正确性和可行性。