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磁共振地下水探测信号的弛豫时间T2和振幅与地下岩石孔隙大小和地下水的含水量直接相关。目前,磁共振地下水探测方法中,信号的衰减特性由平均弛豫时间T*2来描述。然而,对于复杂的多孔介质组成的岩石结构,仅由T*2无法准确描述地下孔隙情况。详细研究了基于不等式约束的多指数分解法,进行了信号T2谱的提取,并重新计算多指数形式下的信号初始振幅。结果表明：对比信号在不同采集时间下的T2谱提取结果,延长信号的采集时间有助于T2谱的准确提取;通过磁共振仿真信号计算并分析不同信噪比下的T2谱提取结果,信噪比大于30 dB时相对误差平均值小于5%;进行算法改进,得到信噪比大于10 dB时相对误差平均值小于5%的结果,且幅值和T2的相对误差平均值降低了约1/3。由此可知:采用多指数分解法能够获得磁共振信号的T2谱,正则化技术和加权修正能够提高T2谱的准确度和抗干扰能力;与单指数方式相比,采用多指数拟合能够更准确地恢复信号初始振幅。 相似文献
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为了丰富和发展天然气水合物的定性识别方法和定量解释技术,研究试验了由测井资料计算孔隙水的氯离子质量浓度并确定水合物饱和度的方法。根据南海某海域水合物储层的测井特征和孔隙水氯离子质量浓度化验结果,证实了氯离子质量浓度与水合物饱和度有密切关系。利用孔隙度测井和电阻率测井资料,计算了孔隙水的氯离子质量浓度,由此确定了天然气水合物的饱和度。为了提高测井解释的可靠性,用回归方法建立了储层的孔隙度解释公式,确定了相应的阿尔奇参数m和a,用滤波和插值的方法得到了目的层的氯离子质量浓度的背景值。初步应用表明,由测井解释氯离子质量浓度计算的水合物饱和度与化验结果的平均值和分布范围都有较好的匹配。 相似文献
3.
为更加有效获取黄土高原沟道地形根区土壤水分信息,基于表层（0~20cm）土壤水分观测值,采用指数滤波法在样带和沟道尺度对根区（20~80cm）土壤水分进行估算。结果表明,指数滤波法能够较准确估算沟道根区土壤水分,但随着土层深度增加估算误差逐渐增大。当有根区土壤水分初始值时,估算精度明显提高,但主要集中在时间序列前期。指数滤波法关键参数特征时长T的最优值（Topt）随土层深度增加而增大,呈现每增加20cm,Topt值较20~40cm增加1倍的变化规律。对于根区某一土层,不同空间位置（样带）和尺度Topt交换使用没有明显降低土壤水分估算精度,表明指数滤波法对Topt的空间敏感性较弱。需注意黄土高原区域尺度土壤性质具有极强空间异质性,指数滤波法在更大尺度上对Topt的敏感性需进一步深入研究。 相似文献
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基于Clayton copula和Kendall分布函数分析广东西江马口站和北江三水站枯水流量的联合分布及其风险概率。根据两站流量之间的时空关联与变异,以1959-2010年西江马口站历年连续7日平均最小流量和对应期间的北江三水站枯水流量为样本,分别计算1959-1985年和1986-2010年两个时段(分别称为样本A和样本B)的西江北江枯水流量联合分布的"或"重现期、"且"重现期和二次重现期及其最可能的设计分位数。结果表明:①样本B中马口站的枯水流量设计值小于样本A相应重现期设计值,三水站则显著增大;②1985年后西江和北江枯水流量同频率遭遇的可能性较前期明显减小;③二次重现期所对应的累积频率代表了特定设计频率情况下西江和北江枯水流量遭遇的风险率;④由更严谨的二次重现期计算的马口站枯水流量最大可能设计值Q7d,T=20a、Q7d,T=10a和Q7d,T=2a设计值或更适合分别作为西江三角洲供水规划、生态需水和调水压咸设计参考值。 相似文献
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以苏里格气田东部盒8段典型的致密砂岩气藏为例,运用核磁共振、恒速压汞、铸体薄片、物性、X-衍射等实验资料,探讨了影响可动流体赋存差异的微观地质 因素。结果表明,盒8段储层可动流体饱和度低,T2谱分布均为左高峰右低峰的双峰态;黏土矿物的充填与孔隙类型是孔隙结构复杂的重要因素,孔隙结构是影响可动流体赋存特征的关键;面孔率、喉道 半径、孔喉半径比是影响可动流体饱和度的主要因素,有效孔隙体积、分选系数对可动流体饱和度影响明显,储层物性、黏土矿物、有效喉道体积、孔隙半径对可动流体饱和度影响较弱。 相似文献
6.
针对常规压汞实验不能区别孔隙和喉道的弊端,应用恒速压汞技术对低渗透储层孔喉进行了定量评价,并深入分析了影响低渗透储层可动流体饱和度的主控因素。结果表明:渗透率越小,喉道半径分布范围越窄,其峰值也越小;反之,渗透率越大,喉道半径分布范围就越宽,其峰值也越大;不同物性的样品其孔隙分布特征不显著,主要体现为喉道分布特征不同。可动流体由孔隙和大喉道中的流体共同组成,与所处空间位置无关,只与孔隙和喉道半径有关。核磁共振可动流体的有效孔隙体积和有效喉道体积的共同下限半径也就是T2弛豫时间所对应的半径。 相似文献
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为了研究高温-高含冰量冻土的蠕变特性,在青藏高原多年冻土区开展了旁压蠕变试验。试验结果表明：旁压蠕变曲线可以借鉴Ladanyi的工程蠕变理论来表示;每个试验中瞬时弹性应变在各级压力下的总应变中所占比例的平均值为3%～7%,冻土温度轻微的改变都会引起剪切模量的大幅变化;冻土的初始蠕变应变可以采用幂函数形式来计算,其强化系数k=1.87,应变系数与负温绝对值之间呈线性正相关关系。稳定蠕变阶段的应变速率可以用Glen蠕变模型来表示,其中参数n随体积含冰量的增加而线性增加;若体积含冰量外推至100%（纯冰）时,n=3.85,这与前人通过室内试验得出的结果有些差异。温度较低时,蠕变速率较小;当温度趋近于0 ℃时,蠕变速率迅速增大。 相似文献
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通过整理和分析国内外大量野外调查数据,系统研究了裸露坡耕地壤土土质不同侵蚀沟的断面特征和水力几何形态,并给出了相应的判别标准。结果表明:随坡面侵蚀沟逐步发展,宽深比参数ζ逐渐减小,细沟、浅沟、切沟和冲沟适宜的ζ范围分别为5~17、2~5、0.4~1.8和0.1~0.6;同一侵蚀沟条件下,壤土类型对ζ值也有影响。土壤质地越细,ζ值越小。不同侵蚀沟水力几何形态指数也不相同,细沟的形态指数β1、β2和β3分别为0.3、0.4和0.3,浅沟和切沟为0.4、0.4和0.2,冲沟为0.5、0.4和0.1。验证结果表明给出的判别标准可以用来界定不同侵蚀沟类型。 相似文献
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致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T2谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10-3 μm2）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10-3 μm2）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。 相似文献
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陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长61的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长61储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。 相似文献
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Miraj Khan Mohammad Arif Nowrad Ali Mohammad Yaseen Ammar Ahmed Syed Mamoon Siyar 《Arabian Journal of Geosciences》2016,9(5):425
The Eocene rock units of the Qadirpur field, Central Indus Basin (Pakistan), are investigated petrophysically for their detailed reservoir characterization. The different petrophysical parameters determined include the following: true resistivity, shale volume, total porosity, effective porosity, density and neutron porosity, water and hydrocarbon saturation, bulk volume of water, lithology, gas effect, P-wave velocity, movable hydrocarbon index and irreducible water saturation and integrated with different cross-plots. The Eocene reservoirs are excellent with high effective porosity (2–32 %) and hydrocarbon saturation (10–93 %). Among these, the Sui Upper Limestone is an overall a poor reservoir; however, it has some hydrocarbon-rich intervals with high effective porosity and better net pay. All the net pay zones identified show low and variable shale volume (5–30 %). The secondary porosity has added to the total and effective porosities in these reservoirs. The main contributors to the porosity are the chalky, intercrystalline and vuggy/fracture types. The thickness of the reservoirs zones ranges from 4.5 to 62 m. These reservoirs are gas-producing carbonates with almost irreducible water saturation (0.002–0.01) and are likely to produce water-free hydrocarbons. The lower values of moveable hydrocarbon index (0.07–0.9) show that the hydrocarbons are moveable spontaneously to the well bore. The proposed correlation model shows that the reservoirs have an inclined geometry and are a part of an anticlinal trap. 相似文献
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LI Peng JIA Chengzao JIN Zhijun LIU Quanyou BI He ZHENG Min WU Songtao HUANG Zhenkai 《《地质学报》英文版》2020,94(2):219-232
Pore distribution and micro pore-throat structure characteristics are significant for tight oil reservoir evaluation, but their relationship remains unclear. This paper selects the tight sandstone reservoir of the Chang 7 member of the Xin’anbian Block in the Ordos Basin as the research object and analyzes the pore size distribution and micro pore-throat structure using field emission scanning electron microscopy(FE-SEM), high-pressure mercury injection(HPMI), highpressure mercury injection, and nuclear magnetic resonance(NMR) analyses. The study finds that:(1) Based on the pore size distribution, the tight sandstone reservoir is characterized by three main patterns with different peak amplitudes. The former peak corresponds to the nanopore scale, and the latter peak corresponds to the micropore scale. Then, the tight sandstone reservoir is categorized into three types: type 1 reservoir contains more nanopores with a nanopore-to-micropore volume ratio of 82:18;type 2 reservoir has a nanopore-to-micropore volume ratio of 47:53;and type 3 reservoir contains more micropores with a nanopore-to-micropore volume ratio of 35:65.(2) Affected by the pore size distribution, the throat radius distributions of different reservoir types are notably offset. The type 1 reservoir throat radius distribution curve is weakly unimodal, with a relatively dispersed distribution and peak ranging from 0.01 μm to 0.025 μm. The type 2 reservoir’s throat radius distribution curve is single-peaked with a wide distribution range and peak from 0.1 μm to 0.25 μm. The type 3 reservoir’s throat radius distribution curve is single-peaked with a relatively narrow distribution and peak from 0.1 μm to 0.25 μm. With increasing micropore volume, pore-throat structure characteristics gradually improve.(3) The correlation between micropore permeability and porosity exceeds that of nanopores, indicating that the development of micropores notably influences the seepage capacity. In the type 1 reservoir, only the mean radius and effective porosity have suitable correlations with the nanopore and micropore porosities. The pore-throat structure parameters of the type 2 and 3 reservoirs have reasonable correlations with the nanopore and micropore porosities, indicating that the development of these types of reservoirs is affected by the pore size distribution. This study is of great significance for evaluating lacustrine tight sandstone reservoirs in China. The research results can provide guidance for evaluating tight sandstone reservoirs in other regions based on pore size distribution. 相似文献
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以低磁场核磁共振岩心分析技术为主,辅助以岩石薄片、环境电镜扫描、高分辨率CT、成像测井等常规测试手段,对国内3种不同岩性的典型低渗储层共计277块基质岩样进行可动流体评价研究,分析储层可动流体分布规律和影响因素,计算可动流体的T2截止值和孔喉半径下限值。研究表明：低渗储层可动流体参数变化范围较宽;岩样渗透率越高,其与可动流体参数的相关性越强;低渗透砂岩储层可动流体百分数与孔隙度、渗透率之间相关性均较好,利用非线性最优化方法得到的计算值与实测值吻合很好;微裂缝的发育程度、孔径分布、粘土矿物含量及其充填程度等微观孔隙结构特征是低渗储层可动流体的主要影响因素。 相似文献
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海陆过渡相页岩气逐渐成为非常规油气的接替能源,系统分析海相与海陆过渡相储层特征差异,可为海陆过渡相页岩气勘探开发提供借鉴。选取大吉区块山2 3 1 1
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页岩储层特征是进行页岩气储集能力评价的基础内容。为探究高演化阶段煤系页岩气储层性质和优选有利储层,运用岩石热解、X射线衍射、扫描电子显微镜、高压压汞、低温N2和CO2气体吸附多种实验方法,对沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩岩心样品进行储层特征研究。结果表明:沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩,有机碳含量较高(TOC平均为4.9%),处于过成熟阶段(Rran平均为2.32%),黏土矿物质量分数较高(平均为50.0%),具有低孔低渗的特征(孔隙率平均为6.61%,渗透率平均为0.006 3×10–3μm2),孔隙类型以粒间孔、粒内孔和微裂缝为主,微米–纳米级孔隙为页岩气的赋存提供了储集空间;孔隙总孔容为0.025 5~0.051 7 mL/g,平均0.038 9 mL/g,总比表面积为12.64~40.98 m2/g,平均28.43 m2/g,微孔(<2 nm)、介孔(2~50 nm)的孔容与比表面积呈良好的正相关性,宏孔(>50 nm)孔容与比表面积则相关性不明显,表明微孔和介孔是阳泉区块煤系页岩气储集的主要载体。总体来说,阳泉区块上古生界煤系页岩具有较好的页岩气储集性能,但页岩储层可压裂性较差,影响页岩气的开发。 相似文献
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基于对苏北盆地盐城组下段砂岩储层概化建立二维径向剖面模型,运用TOUGH2/ECO2N程序模拟深部咸水层中CO2迁移分布过程。采用定性(Morris法)和定量(Sobol和EFAST法)全局敏感性分析方法,以储层中注入井处的压力、气相CO2总量及CO2气相羽扩散距离作为模型响应变量,对储层的水平渗透率、孔隙度、残余液体饱和度、孔隙分布指数、压缩系数、进气压力的倒数和盐度7个参数进行全局敏感性分析,讨论了咸水层的水文地质参数、盐度及其他模型参数对CO2封存运移泄漏过程的影响。Morris和Sobol法的敏感性分析结果都表明,对于不同的响应变量,参数的敏感性排序不同：以注入井处的压力为响应变量时,孔隙度的敏感性最高;以气相CO2总量和CO2羽扩散距离为响应变量时,水平渗透率的敏感性最高。EFAST 1阶及总敏感度分析结果与Sobol分析结果基本一致,但EFAST法相对Sobol法计算更高效稳健,需要的样本数较少。 相似文献
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页岩孔隙研究新进展 总被引：9，自引：0，他引：9
随着非常规油气勘探的兴起页岩孔隙研究备受重视,如何研究页岩孔隙已经成为非常规油气首要解决的问题之一,其对页岩油气勘探层位选取、资源潜力评价和油气渗流能力计算具有重要意义。对页岩微—纳米孔隙表征技术、页岩孔隙类别的划分以及页岩孔隙演化规律分别进行了综述并指出存在问题,同时结合最新研究进展对页岩孔隙研究进行展望。提出工业CT—微米CT—纳米CT/FIB系列辐射扫描方法和压汞(MICP)—氮气吸附(N2)—二氧化碳吸附(CO2)流体法是孔隙定量表征的最优方法,通过单井孔隙度测井资料与实验室测定结果建立校正图版指导储层孔隙发育段优选;页岩孔隙分类研究还应该考虑含油气性,利用原子力显微镜等工具加强孔隙含油性研究;孔隙演化规律研究应该采用模拟实验和真实剖面样品对比并结合矿物组成分析等寻找主控因素。 相似文献