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有效厚度是储层测井解释的一个重要组成部分,其中有效厚度下限的确定对划分有效储层具有关键性的作用,包括电性下限和储层的物性下限.以安塞油田某区长6油层组为例,通过岩心分析资料,地质录井、化验分析及邻井的试油试采资料综合分析,认为长6属于典型的低孔低渗油层.岩性、物性的差异控制着储层油藏的富集程度,确定储层物性下限的标准:孔隙度为7％,渗透率为0.1mD;电性下限的标准:电阻率为14Ω·m,声波时差为219μs/m.利用有效厚度的物性、电性下限和夹层的扣除标准,划分单井的有效厚度,提高目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度. 相似文献
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针对鄂尔多斯盆地合水地区勘探开发的需要,运用石油地质综合方法、测井技术、地质统计学及随机序贯高斯模拟方法,从储层特征和沉积相等基础研究出发,建立研究区长63油藏的储层地质模型,进而分析研究区岩性油藏物性的控制因素。结果表明:长63砂体主要发育在研究区中部和东部,砂体沿物源方向连续性较好,垂直物源方向连续性略差;孔隙度和渗透率的分布范围与砂体展布具有相似性,且渗透率分布范围比孔隙度略小。除受沉积作用控制外,成岩作用对研究区储层参数的分布也具有重要影响,有利储层主要分布在绿泥石膜剩余孔-长石溶蚀相及绿泥石膜剩余孔成岩相带上,根据试油资料,处于该有利相带的井一般日产油大于10t/d。 相似文献
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鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段致密砂岩油藏成藏孔隙度下限研究 总被引：7，自引：2，他引：5
鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段现今含油储层孔隙度和渗透率下限分别为4%和0.03×10-3μm2,属于特低孔低渗油藏。主成藏期、成岩作用、埋藏史及模拟实验研究结果表明,高致密油藏缘于成藏后储层致密化。传统方法是通过统计现今含油物性下限作为成藏物性下限,这种方法不适用于成藏后再致密油藏的研究。以现今储层含油物性下限为切入点,利用砂岩孔隙度演化规律,对现今储层含油物性下限进行成藏后孔隙度损失量补偿,从而求取油气成藏孔隙度下限,利用该方法得出镇泾地区长8段石油成藏孔隙度下限为10.5%。研究表明成藏物性下限是镇泾地区长8段成藏的主控因素之一,只有成藏期孔隙度大于成藏孔隙度下限时油气才可能进入圈闭成藏。 相似文献
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鄂尔多斯盆地西峰油田白马南特低渗岩性油藏储层地质建模 总被引：2，自引：0，他引：2
以鄂尔多斯盆地西峰油田白马南长81砂岩油藏为例，应用随机序贯高斯模拟法（SUS）和序贯指示模拟法（SIS）建立研究目标的储层地质模型，进而探讨了在特低渗岩性油藏中相对高渗透储层形成的控制因素。认为长81油藏储层的形成主要受控于沉积作用；成岩作用对改善储层物性及油气的运聚起了重要的作用。砂体的三维模拟结果显示主砂体位于研究区西部，呈西南-东北向展布。储层物性参数的三维模拟也表明优质储层主要分布在主砂体带上长石溶蚀相和绿泥石薄膜胶结成岩相区。 相似文献
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长9储集层属于鄂尔多斯盆地延长组湖泊发育早期,油源关系复杂,前期的沉积作用和后期的成岩作用共同塑造了储层低孔低渗的特征。储层的物性是连结岩性和含油性之间的重要环节,加大对低孔低渗储层物性的分析,有利于储层其他方面特征的研究。在对储层孔隙度和渗透率作深入分析的基础上,使用反映储层孔隙度比较灵敏的声波时差测井曲线,来研究其物性特征。通过建立米产液量和声波时差的对应关系,确定声波时差下限,再根据声波时差和储层物性之间的关系式,最终确定储层孔隙度和渗透率下限,为储层含油性特征、有利区优选等方面的研究提供依据。 相似文献
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鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究 总被引：12，自引：0，他引：12
通过对鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏的精细描述,指出微裂缝对提高储层渗流能力、提高超低渗透油藏开发效果具有十分重要的意义。研究表明,鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏微裂缝线密度为7.86条/cm,微裂缝开度为3.70μm,微裂缝间距为1.2723mm,微裂缝孔隙度为0.29%,微裂缝渗透率为332×10-3μm2。微裂缝孔隙度是基质孔隙度的2.74%,微裂缝渗透率是基质渗透率的12.15倍。微裂缝分布的差异性和不均一性是造成研究区超低渗透致密储层中有相对高渗透层的主要原因。微裂缝发育及展布状况是沉积微相带及基底断裂基础上成岩过程中多期古构造应力场与现今构造应力场共同作用的结果。在油气勘探中以寻找有利的沉积相—成岩相—微裂缝带为勘探目标,会加大勘探成功率。 相似文献
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鄂尔多斯盆地庆城—合水地区上三叠统延长组低渗透砂岩是该区的主要储集层,其中构造裂缝系统是油气渗流的重要通道。在岩石力学参数测试的基础上,考虑砂体分布的影响,采用三维有限元法对庆城—合水地区延长组长63储层主要裂缝形成期的古构造应力场进行数值模拟,通过岩心构造裂缝发育程度的约束,预测出庆城—合水地区延长组长63储层构造裂缝发育和分布情况。结果表明:在燕山期和喜马拉雅期不同构造应力作用下,构造裂缝发育和分布情况存在差异。燕山期构造裂缝密度在庄72井、庄47井、宁88井以及正20井附近较高,可以达到0.10m-1,而喜马拉雅期构造裂缝密度则在庄156井、宁45井以及正20井附近较高;整体上,燕山期构造裂缝密度要比喜马拉雅期构造裂缝密度高。鄂尔多斯盆地庆城—合水地区长63储层构造裂缝发育特征和分布预测成果可为低渗透储层裂缝分布概念模型、裂缝孔隙度计算模型的建立提供基础资料,同时也可为庆城—合水地区的油气勘探提供新的地质依据和指导。 相似文献
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油藏精细地质模型网格粗化算法及其效果 总被引：1，自引：0，他引：1
在前人研究基础上, 根据DP(Dykstra-Parsons)系数能定量评价储层非均质性, 微网格块的渗透率值粗化后, 其等效渗透率的上、下限(Cmin、Cmax)能反映渗透率的各向异性的特点, 提出了一种运算速度快和相对有效的网格粗化算法。该算法能考虑到储层非均质性对不同方向渗透率值的影响, 且求解过程相对简单。应用该方法对鄂尔多斯盆地中部某油藏的陆相储层的精细地质模型进行了网格粗化计算, 然后在粗化后的模型上进行油藏数值模拟研究, 同时针对研究区地质背景和产出流体微可压缩的物性特征, 首次利用流线模拟器对精细地质模型进行了油藏数值模拟研究, 并以此结果为标准, 对该网格粗化算法时效性进行了系统评价。分析表明, 该算法具有较快的计算速度和较高的可靠性, 是解决储层非均质强、物性差的陆相成因油藏精细油藏数值模拟的一种行之有效的手段。 相似文献
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鄂尔多斯盆地延长组长101储层是典型的低孔低渗储层,储层的物性研究有助于确定储层含油特征,为确定储层产油能力、有利区优选等方面的研究提供依据。通过建立米产液量和声波时差的对应关系确定声波时差下限,而声波时差是测井系列中能够较准确反映孔隙度的参数,可据声波时差和储层物性之间的相关关系,确定吴起-定边地区长101孔隙度和渗透率下限分别为:8.4%、0.35×10-3μm2。 相似文献
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有效储层物性下限是进行储层有效厚度统计、储层划分和油藏储量估算的重要依据,研究区石炭系火成岩储层岩性较为复杂,岩石种类较多、组分差异性大并且空间分布及内中的多种属性有着极不匀称的变化,当前国内外学者利用物探资料来判断准西石炭系火成岩有效储层物性下限值的相关研究较少。采用分布函数曲线法和物性试油法分别研究并互相验证进而综合判定物性下限值,避免单一方法的随机性。在此基础上,求取研究区不同层段的物性下限值,建立有效储层物性下限值与储层埋藏深度的拟合方程。研究结果表明:研究区储层多为低孔、中低渗储层,中部区域孔渗相对较高,物性较好,向北部和南部物性逐渐变差;研究区石炭系1500~1900 m及1900~2300 m火成岩有效储层孔隙度下限分别为5.09%、4.93%,渗透率下限分别为0.252 mD、0.198 mD;研究区石炭系火成岩有效储层物性下限与储层埋藏深度呈负相关。 相似文献
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鄂尔多斯盆地上三叠统延长组超低渗储层油气成藏启动压力研究 总被引：1，自引：0，他引：1
近10年来,非常规油气资源在全球能源格局中的地位愈发重要,低渗透—致密油已成为目前勘探的热点,在我国具有可观的前景。而对于低渗透油气成藏启动压力的研究一直是一个难点,目前仍处于起步阶段,它的完善直接关系到低渗透乃至致密油气成藏的理论研究及勘探。本文首先以鄂尔多斯盆地延长组岩心为基础进行覆压孔隙度、渗透率实验研究,分析储层物性随覆压的变化关系;其次,结合喉道半径与孔、渗的关系,研究喉道半径随有效应力的变化关系,并探讨不同成藏机制的致密油藏的启动压力;最后详细分析鄂尔多斯盆地华池—合水地区上三叠统延长组长7致密油藏的成藏启动压力及成藏下限。结果表明:超低渗储层的孔、渗与有效应力间存在较好的乘幂关系,拟合函数的系数与地表的物性值相关性较好;喉道半径与孔、渗的相关性较好,与孔隙度呈指数关系,与渗透率呈乘幂关系;对于先致密后成藏类型油气藏来说,以渗透率建立的启动压力计算方法可靠,而先成藏后致密或边成藏边致密类型油气藏,启动压力计算方法还有待深入研究。华池—合水地区延长组长7致密油藏成藏时储层渗透率为0.00473×10-3μm2~0.52832×10-3μm2,平均0.01380×10-3μm2;孔隙度为1.458%~10.851%,平均7.224%;储层的平均喉道半径为0.0033~0.3769μm。该区属先致密后成藏,成藏的实际启动压力为0.0788~13.0022 MPa,平均2.1025 MPa。长7源岩的最大埋深为3000 m,原油的充注压力为6.06 MPa,油藏条件下充注的喉道半径下限为8.576×10-3μm,渗透率下限为0.00486×10-3μm2。 相似文献
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储层物性下限研究对评价储层的储集产出性能及估算油气资源储量具有至关重要的意义。由于致密砂岩的孔隙微观结构和孔喉配置的特殊性,相同孔隙度的储层对应渗透率相差较大,常规储层的以孔隙度下限代表储层下限的指标体系不适用于致密砂岩储层下限的表征。基于此,本次研究以川中蓬莱地区上三叠统须家河组二段砂岩储层为用例,提供了一套适用于特低孔特低渗的致密砂岩储层下限求取的方法步骤。对于非均质性较强,孔隙结构复杂的储层,选取与气藏产能相关性较高的渗透率作为储层下限研究的关键参数来提高低孔渗储层的评价精度。以蓬莱107井区为例,根据不同的储集空间类型,将储集层分为孔隙型储层和裂缝-孔隙型储层。通过岩芯物性、试井、压汞分析成果等资料,运用经验统计法、最小孔喉半径法、气藏工程法、KH法、KH-产量相关法等多种方法对储层下限进行分析,确定研究区须二段储层储集渗透率下限为0.04×10^(-3)μm^(2)。研究区达到储量规范标准下工业产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为7.2%,裂缝—孔隙型储层为4.5%;达到中产产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为11.3%,裂缝—孔隙型储层为8.1%。 相似文献
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《吉林大学学报(地球科学版)》2015,(Z1)
<正>目前,世界油气资源勘探开发对象逐渐转向非常规油气,致密砂岩油气成为研究热点。在我国,一般认为孔隙度小于10%,覆压渗透率小于0.1×10-3μm2的储层即为致密砂岩储层,其油气资源丰富,广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽等盆地[1]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组为低渗透—特低渗透储层。姬塬西部长81油层组,由于致密砂岩油气藏的致密过程复杂,关于储层致密与油气成藏的先后顺序存在以下3种观点:[2][3][4] 相似文献
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鄂尔多斯盆地西南部晚三叠世延长组碎屑岩储层油气成藏复杂,勘探开发难度大。文章在大量钻井岩心、薄片鉴定、测试分析及试油成果资料等系统分析基础上,研究了镇北地区延长组长4+5储层及成藏特征,揭示了成藏差异性,建立了成藏模式,分析了主控因素及富集规律。结果表明：盆地西南部发育了辫状河-三角洲沉积体系,西部发育三角洲平原亚相,东部为三角洲前缘亚相,东部储集砂岩结构成熟度和成分成熟度较西部高;储层孔隙度8%～15%,渗透率0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2,储层整体为低孔、低渗储层,局部发育高孔高渗区,东部储层物性优于西部;认为优质烃源岩、生烃异常高压、有利沉积相、优质储层分布是油气富集成藏的主要控制因素;盆地西南部长4+5主要发育了岩性油藏和构造-岩性油藏两种油藏类型,东部为岩性油藏,西部发则以构造-岩性油藏为主,东、西部成藏特征差异性明显;东部烃源岩厚度大且生烃增压形成的异常压力值高,可形成连续性好、规模较大的油藏,而西部所形成的油藏规模小。 相似文献
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《地质科技情报》2017,(1)
由于裂谷盆地浅层疏松砂岩储层非均质性强,渗透率级差变化范围巨大,常规相控建模无法表征储层内部非均质性,导致渗透率模拟结果与测井及试井解释难以匹配。为了解决这一难题,在沉积微相研究的基础上,利用流动分层指标(FZI)、孔隙喉道半径(R35)2个参数,将储层细分为4类流动单元,依据各流动单元的孔渗对应关系重新计算测井渗透率。采用分级相控建模的思路,首先建立沉积微相模型,在微相模型的控制下,建立流动单元模型。在此基础上,根据各流动单元的孔渗分布特征,建立各流动单元的孔隙度和渗透率场。该方法建立的三维地质模型,既精细刻画了储层内部非均质性,又能定量表征储层物性空间分布特征,保证渗透率模拟结果与测井及试井结果一致,为油藏数值模拟提供了准确的数据基础。 相似文献