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对于目前分布最为广泛的砂岩储层,压实和胶结等成岩作用会影响砂岩储层的物性、弹性等物理性质并最终决定岩石颗粒的接触性质和孔隙结构特征.根据前人的研究,定量表征岩石压实和胶结作用的参数主要有视压实率和视胶结率、成岩综合系数等.目前尚缺乏一套系统完整的实验方法来确定岩石的成岩系数.实际应用时,前人多根据经验公式和薄片资料来确定原始孔隙度和胶结物含量,误差较大,流程复杂.本文立足实验手段,在前人研究的基础上,提出了一套系统的实验室确定视压实率和视胶结率的方法.结果表明,实验获得的视压实率、视胶结率与孔隙度、渗透率以及分选系数等存在较好的相关关系,符合前人研究的结果. 相似文献
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针对泥质砂岩黏土附加导电还没有综合定量评价指标的现状，从Archie公式和Waxman-Smits方程计算的含水饱和度的相对误差出发定义了黏土附加导电强度指数η，并考察了地层水电导率Cw、阳离子交换容量Qv、含水饱和度Sw、饱和度指数n对η的影响，给出了黏土附加导电强度判别方法和图版，通过低阻油气层的工程应用实例探讨了η在饱和度方程选取中的应用.结果表明，η随Cw、Sw、n值的增大而以近似乘幂规律减小，随Qv的增大而近似线性增大；Cw与Qv对η的影响最大，n与Sw次之；无法由单一因素判断黏土附加导电性强弱，必须综合考虑Qv、Cw、Sw、n的影响；对于低阻油气层，可利用该指数按照"三步法"及判别图版定量判断低阻成因并为饱和度模型的选取提供技术依据. 相似文献
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油气藏进入二次、三次开发后,剩余油饱和度的空间分布以及随时间的动态变化对于开发方案调整变得尤为重要.目前,基于测井曲线、测试资料的常规剩余油饱和度评价存在不等时性,即测井、开发和评价时刻不等,导致在某一评价时刻绘制的剩余油饱和度等值线图不能准确反映油水的空间分布特征,不同评价时刻的等值线图对比也不能反映油水的动态变化以及开发效果.将研究目的层划分为未投产未水淹、未投产水淹、在产水淹、在产未水淹4种情况,以地质和工程资料为约束,提出了一种动静态结合的等时剩余油饱和度动态定量评价方法.首先,依据测井资料、开发资料定性判别开发区块中的单井、单层在评价时刻是否水淹、是否在产.其次,根据注水受效、水淹、在产情况,依据测井曲线、产水率与评价时刻的匹配关系选取对应的基于动态资料(产水率)、静态资料(测井曲线)的剩余油饱和度评价方法,绘制目的工区目标层在特定时刻的等时剩余油饱和度分布等值线图.最后,绘制时间推移的等时剩余油饱和度动态变化图,进而分析剩余油饱和度随时间的变化规律,评价开发方案效果.在某断块油藏某层的应用效果表明,该方法呈现出不同时刻剩余油饱和度分布与注水井分布、作业情况吻合得很好,能够描述开发后剩余油的动态变化,评价开发效果. 相似文献
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在泥质砂岩的岩石物理建模中,明确泥质砂岩中泥质胶结物的接触类型及其含量对正确认识泥质的胶结作用对泥质砂岩声速的影响以及合理地建立岩石物理模型至关重要.现阶段,尚未有实验室定量估算胶结泥质的方法,导致应用胶结砂岩理论模型预测胶结砂岩地层的声速时往往由于胶结物含量被高估从而导致预测声速结果偏高.本文通过观察铸体薄片中泥质与颗粒之间的接触关系和相对分布提出了一种区分胶结泥质和分散泥质的方法:与两个或两个以上颗粒接触的连续分布的泥质为胶结泥质;与一个颗粒接触或者不与颗粒接触的泥质为分散泥质.基于这一准则,本文基于像素拾取法估算了人造泥质砂岩的胶结泥质含量,并将胶结泥质含量作为胶结砂岩模型的输入参数优化CCT模型.对比原始模型,本文方法声速误差下降了20%,预测准确度显著提高.本文方法适用于弱胶结地层的岩石物理建模,能够准确的预测声速以结合地震和测井资料识别有利储层,定量评价储层参数. 相似文献
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针对Dvorkin 和Nur （1996） 提出的连续胶结声速理论（CCT）中的胶结半径表达式仅适用于孔隙式胶结疏松砂岩的局限性,通过胶结物与颗粒之间的空间几何关系,在胶结物中心厚度不为零的前提下,推导了胶结物胶结半径的一般表达式,并考察了胶结物中心厚度对疏松砂岩声波速度的影响,探讨了该表达式在基底式胶结疏松砂岩纵横波速度预测中的应用.结果表明：随胶结物中心厚度变大,纵、横波速度均减小,且孔隙度越大,胶结物含量越少,速度下降越快;孔隙度或胶结物含量不变时,纵横波速比随胶结物中心厚度的增大而增大;纵横波速比随孔隙度的变化规律与胶结物中心厚度有关,当胶结物中心厚度较小时,孔隙度增大,纵横波速比略微减小,而当胶结物中心厚度较大时,孔隙度的增大会引起纵横波速比略微增大;对于基底式胶结疏松砂岩,使用推广后表达式修正的CCT模型相对原CCT模型能够更好地预测其声波速度,同时发现,利用其纵横波速比无法预测由孔隙度或胶结物含量变化引起的疏松砂岩软硬的变化,但是在胶结物含量或孔隙度不变的情况下,纵横波速比可指示由胶结物中心厚度变化引起的疏松砂岩软硬的变化. 相似文献
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成岩作用是影响砂岩声波速度的地质因素之一，定量表征压实和胶结作用的砂岩声波速度岩石物理模型具有重要的理论和实践应用意义.选取视压实率和视胶结率定量表征砂岩成岩作用，通过建立视压实率与颗粒配位数的关系将压实作用的影响引入修正的定量表征胶结作用的CCT模型，最终建立了一种能够定量表征压实和胶结作用对砂岩声波速度影响的岩石物理模型.理论考察发现，随胶结率的增大，岩石声波速度首先迅速增大，随后趋于稳定；随视压实率增大，岩石声波速度同样逐渐增大，当胶结率较大时声波速度变化更为明显.为了验证该声波速度模型，分别对人造砂岩和天然样品进行了声波速度实验观测，结果表明：实验结果与理论分析的趋势吻合良好.该模型易于使用，能够为应用地震和测井资料识别有利储层、定量评价孔隙度以及开展横波速度预测等应用提供理论基础. 相似文献
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DB气田非均质储层级别划分及常规测井识别方法 总被引：1，自引：0，他引：1
DB气田以裂缝-孔隙型、孔隙型岩屑砂岩储层为主,非均质性强,裂缝发育程度是决定产能高低的关键因素之一.立足于储层的录井、岩心分析和测井资料,开发了储层级别划分和常规测井识别储层级别的方法.首先,定义了每米产能指数作为标准化的产能参数;其次,基于产能参数与储层物性参数关系的考察,筛选综合物性参数(孔隙度和总渗透率的乘积)作为储层级别划分的评价指标,将DB气田储层分成了2个级别,给出了分级的物性标准;最后,应用主成分分析法计算了综合主成分,基于综合主成分与每米产能指数交会图给出了应用常规测井资料识别储层级别的标准.2口井的应用效果表明,依据上述方法划分及识别的储层级别与生产情况吻合得较好. 相似文献
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实验观测超高压致密油气藏的地层压力条件的渗透率对于定量表征储层物性以及制定开发方案具有重要意义．常规的方法采用在岩心的出口端设置回压阀的方式实现孔隙压力的控制和流量的计量，存在回压阀控制孔隙压力精度低、灵敏度低、流量计量不准确的技术缺陷，渗透率测量精度低．在岩心的出口端使用高精度恒速恒压泵代替回压阀，开发了一种基于高精度恒速恒压泵双泵联动控制孔隙压力及流量/压力计量技术的渗透率测量新方法，通过岩心的入口端和出口端的两台高精度恒速恒压泵做进液、退液的联动操作计量恒压模式的进液/退液体积或者恒流量模式的上游压力/下游压力实现超高压渗透率的测量．在最高为138 MPa的超高压条件下，实验观测了准噶尔盆地白垩系清水河组的超高压致密油气藏的5块岩样的地层压力条件的渗透率，结果发现：低地层压力条件下的渗透率测量结果与相同有效压力的覆压渗透率吻合较好，超高压条件下的渗透率重复性好并且符合渗透率随有效压力变小而变大的一般规律． 相似文献