利用岩石力学参数法识别火山岩岩性

火山岩岩性识别是岩相划分、储层综合评价与预测、井网部署、开发方案编制的基础。火山岩类型多，其岩性与岩石成分、结构、构造和成因有关,识别难度大。岩石力学参数中蕴藏着丰富的岩性表征信息,从多个方面提供了火山岩岩性识别的资料。以准噶尔盆地六九区石炭系火山岩为研究对象，在对工区内40块岩样进行岩石力学参数实验的基础上，优选出对火山岩岩性响应较为敏感的泊松比、杨氏模量、体积模量3个岩石力学参数，制作了岩性识别图版。同时，给出了利用测井资料计算泊松比、杨氏模量、体积模量的模型，进而实现了对研究区内火山岩岩性的逐点识别。识别结果表明，该法能够较准确地对火山岩岩性进行识别，识别率完全能够满足现场储层评价要求。     

塔里木盆地井壁稳定性测井评价初探

针对塔里木盆地部分地区井壁不稳定问题，开展井壁稳定性测井评价研究，主要从岩石力学的角度出发，利用测井信息计算地层岩石机械特性参数、地层孔隙压力、地应力分布、破裂压力等     

油田注水过程中油藏物性变化规律研究

油田注水过程中不仅会引起储层流体饱和度的变化,而且会引起储层温度、压力的变化。它们的变化都会对纵波速度造成不同的影响,并会在时移地震剖面上有所反映。利用Biot Gassman方程,并结合各种经验公式,获取流体体积模量、岩石弹性模量,分析讨论了砂岩地层纵波速度随温度、压力、含水饱和度单独变化和共同作用的变化规律。通过对渤海油田砂岩地层纵波速度变化规律的研究,将有助于对该地区时移地震监测技术的发展和提高时移地震监测油藏变化的能力。     

变形后阿尔奇公式在特低渗储层解释中的应用

阿尔奇公式自提出以来,一直被广泛应用于测井饱和度解释领域,并取得了卓越的成果。针对特低渗透储层孔隙结构复杂、胶结程度高、孔隙曲折程度难以掌握等特点,直接利用阿尔奇公式计算含水饱和度有较大误差。通过调研大量文献以及对现场岩心资料的分析,将渗透率引入阿尔奇公式后对其进行修正,建立了适用于特低渗透储层的阿尔奇公式,同时得到了适合特低渗透储层的胶结指数与导电系数,探讨了特低渗透储层特性对岩电参数以及地层因素的影响。这为阿尔奇公式在测井饱和度解释方面的应用做出了更大范围的推广,使其在特低渗透储层的解释方面更为精准。     

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料，对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析，总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素，得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明，岩石类型、粒度、分选、泥质含量，以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素；各种岩性的含油产状普遍较高，砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好；储层具有物性变好，含油显示级别升高的特点；储层物性，含油饱和度，以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究，并根据试油资料与储层物性、电性参数交会，制定了油、水、干层的定量解释标准，为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。     

利用岩电实验确定Archie公式参数变化规律的研究

针对大庆油田高含水后期开发,油层内岩性、物性、含水性都已发生变化的特点,给测井资料确定水淹层饱和度参数带来很大困难,提出用岩电实验,进行地层岩电机理分析研究,确定不同注水矿化度下岩石电阻率变化以及Archie公式参数变化规律,从而提高解释精度.     

乐安油田草4块Es4稠油油藏测井解释模型研究

研究区目的层段沙四段（Es₄）位处盆地边缘,地层埋藏浅（1000m左右）,储层疏松,油稠,岩石结构复杂,非均质性强、层间差异明显,测井资料解释难度较大。以取芯井分析化验、试油、试采和生产动态资料为基础,分别研究含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩、泥质粉砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性之间的关系,分层段建立储层孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型。应用解释模型对研究区51口井进行了二次解释,结果表明,该解释模型具有较高的精度,为地质建模和剩余油挖潜研究提供了可靠的储层参数。     

利用吸水剖面进行储层参数解释方法研究

在考虑边界层效应及启动压力梯度的两相渗流数学模型基础上， 以注水井吸水剖面为边界条件， 考虑油井见水前、 后两种情况， 建立了以生产井累计产油量、 瞬时产液量、 含水率为目标函数的吸水剖面综合解释模型。以L11–41 井组为例， 对不同时间测试的吸水剖面进行了井间渗透率、 饱和度以及平均饱和度解释， 同时以该井组内L11–131 井解释饱和度与现场 PND 和 RT 饱和度测井结果进行对比。结果表明： 吸水剖面综合解释结果与测井解释结果吻合。利用吸水剖面资料进行储层参数综合解释， 在一定程度上可以定量描述注采井间主渗通道参数大小， 为油田注采关系调整及井间挖潜提供指导。     

苏里格气田致密气层测井精细建模方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表，根据毛细管压力曲线形态，基于自组织神经网络技术，建立了孔隙结构测井自动判别和分类渗透率计算模型，有效提高渗透率计算精度；在储层导电机理研究基础上，建立了基于粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”并联导电的含水饱和度计算模型，显著提高了储层含气性评价精度。实际测井资料处理解释结果与岩芯分析资料对比，验证了方法的可行性和准确性。     

砂致密岩气藏含气饱和度影响因素分析

对库车前陆盆地深层致密砂岩岩芯孔渗参数测定， 分析致密砂岩储层孔渗性与含气饱和度的关系， 结果表明：储层渗透率与岩石颗粒粒级存在正相关性， 即粒级越小， 渗透率越低； 储层渗透率与上覆压力存在负相关性， 即上覆压力越大， 渗透率越小， 但上覆压力增大到一定程度后， 对渗透率的影响很小； 储层含气饱和度与岩石颗粒粒级、 储层渗透率之间存在负相关性， 即粒级越小、 渗透率越低， 含气饱和度越高。根据物理模拟实验的结果， 初步提出了致密砂岩的渗透率级变和渗透率级变系数的概念。综合分析认为， 致密砂岩的非均质性和渗透率级变系数是决定其成藏规模与含气饱和度的主要控制因素， 均质性较好的致密砂岩， 含气饱和度较高， 且局部孔隙度和渗透率相对较好的砂体更容易富集成藏； 渗透率级变系数越小含气饱和度会越高， 渗透率级变系数越大含气饱和度会越低。     

计算气井储量新方法

提出了采用弹性二相法结合物质平衡方程作为计算全井储量的新方法。弹性二相法主要用于气藏开发进入拟稳态以后，要求压力和产量的测量精确，气藏的工作制度对弹性二相法储量也有很大影响，其计算可靠程度已被矿场实际证实；物质平衡方程在开发初期计算精度不高。将弹性二相法与物质平衡法结合建立多目标优化函数，该方法既能很好地应用弹性二相法，又能体现物质平衡，使得该方法适用范围更广，计算结果更可靠，对致密气藏具有更好的推广应用价值。通过实例气井动态储量进行的验证对比表明，该方法在理论上是合理的，实际验证是可行的。     

欠饱和煤层气藏的生产动态预测方法

将煤层气藏的物质平衡方程和产能方程相结合可建立生产动态预测方法，但目前人们没有考虑原始煤层的吸附饱和度，所建立的动态储量评价和生产动态预测方法仅适用于饱和或超饱和的煤层气藏。在考虑吸附饱和度的基础上重新推导物质平衡方程，然后建立了生产动态预测方法，使得该法可用于欠饱和的煤层气藏。通过验证表明，当煤层气井处于排水降压期时，该法预测的日产水量平均相对误差为8%，当煤层气井进入产气期时，该法预测的日产气量平均误差为–13%，基本满足工程应用的精度要求。     

预测气液两相分层流界面剪切应力的新方法

针对水平管气液两相分层流界面剪切应力的预测，建立了基于计算流体力学（CFD）方法的剪切滑移壁面模 型，即将气液界面处理为固定的具有均匀剪切应力的水平滑移壁面。利用FLUENT 软件模拟了气相流动，气液界面采 用剪切滑移壁面边界条件，通过对比实验测量的气相流场分布得到气速和界面剪切收敛值，并由收敛值拟合得到界 面摩擦因子与气相雷诺数的关联式。应用这一关联式的预测结果与实验间接测量值吻合较好，并且在气、液相雷诺 数9 4006ReG650 000 和21 0006ReL630 000 范围内优于Taitel 和Dukler 与Sidi-Ali 和Gatignol 模型。表明剪切滑移壁 面模型可以有效地控制关键参数，提高预测效率和精度，为CFD 方法预测气液两相分层流界面剪切应力提供了新的 思路。     

孔隙介质中油相非平衡吸附的数学模型

针对目前理论上描述储层孔隙介质时对流体吸附的研究很少的问题，把油相（凝析油、原油）看作为一个多组分液态烃的高分子溶液，以吸附过剩量为基础，用基团贡献法（UNIFAC法）确定溶液中各组分的活度系数，引入相平衡数据热力学一致性的检验方程（GibbsDuhem），并结合达到吸附平衡时吸附相和体相的逸度相等、以及其他关联式得到平衡态吸附数学模型的一般表达式；同时考虑到相间存在质量传递，相平衡过程不可能在瞬间完成，从而引入与时间相关的组分模型，得到非平衡吸附的数学模型。     

利用弹性参数识别气、水层

摘要：对于复杂孔隙结构储层而言,孔隙结构对电阻率的影响程度可能远大于流体类型对电阻率的影响,这就使得气、水层的电阻率特征差别不明显,利用电阻率不能有效区别气、水层。基于孔隙中天然气与油、水体积模量的显著差别,根据孔隙流体体积模量的大小来识别气、水层。研究采用了纵横波速度比（vp/vs）和孔隙流体的体积模量这两个与电阻率无关的弹性参数来判别储层的流体类型。理论模拟表明含有少量气体时可使纵波速度及其纵横波速度比显著减小,横波对气体含量不敏感,水层的 vp/vs显著大于气层。采用 vp/vs与横波交会法识别气、水层可消除孔隙和岩性的影响而突出流体类型的影响。     

普光缝洞性储层流体性质测井判别适应性

储层流体性质的测井判别是及时发现油气层的关键。川东北普光气田飞仙关组储层岩性、物性及孔隙结构复杂，属裂缝、孔洞多重储渗空间发育的储层，非均质性和各向异性严重，测井响应具多解性，导致利用测井资料判别储层流体性质的难度增大。从常规测井资料分析入手，从多种流体性质判别方法中优选了5种，在剖析其方法原理的基础上，探讨了各种方法在普光气田缝洞性储层的适用性，总结了一套适用于普光气田缝洞性储层特征的简便、合理的流体性质判别方法组合。     

渝东南渝页1 井页岩气吸附能力及其主控因素

页岩气是一种重要的非常规天然气，其中大部分的天然气以吸附态存在。为了探讨渝东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩的天然气吸附能力和主控因素，对渝页1 井的岩芯进行了系统地采样，并做了孔隙结构和体积、矿物组成、有机质含量、成熟度测定和等温吸附实验。实验测试结果显示，饱和吸附量VL 在1.253.90 m3/t，平均为2.17 m3/t；Langmuir 压力常数pL 在1.909.48 MPa，平均为3.69 MPa。饱和吸附量与微孔体积具有负相关，与中孔体积和宏孔体积具有正相关。粘土矿物通过对微孔和中孔体积的控制来影响页岩的吸附能力，石英含量通过对宏孔体积的控制来影响页岩吸附能力。有机碳含量对页岩的吸附能力主要由其较发育的宏孔隙控制，另外，还可能有其他方面的影响因素，比如有机碳表面的亲油性对气态烃较强的吸附能力以及气态烃在无定形和无结构基质沥青体中的溶解作用等。当Ro>2.0% 时，饱和吸附量与Ro 呈正相关，这可能与高成熟有机质中纳米级显微裂缝的发育导致宏孔体积的增加有关。     

典型盐岩力学特性分析

通过单轴、三轴压缩实验及劈裂等实验研究了湖北云应、江苏淮安和河南平顶山3 个地区层状盐矿岩样的短 期力学特性，并对不同地区及不同深度地层的纯盐岩力学特性进行比较分析。结果表明：（1）3 地区中单轴抗压强度 和弹性模量最大的岩样为泥岩和含泥岩的盐岩，而其泊松比却是最小的，证明了泥岩变形性能差的特性。含有不同杂 质的盐岩其抗压强度和弹性模量有所增加，其泊松比对杂质的变化不是太敏感。纯盐岩抗压强度、弹性模量和泊松比 随地层深度的增加而增大，取自较浅地层的岩样单轴实验有明显的压密阶段。（2）不同地区的岩样都有随围压的增大 峰值强度相应增大的规律。纯盐岩的内摩擦角基本都大于其他岩样的值，而黏聚力则都小于其他岩样的值。反映了纯 盐岩晶体颗粒大，含杂质少的特点。（3）不同地区的纯盐岩相对于其他岩样的抗拉强度最小。     

测井资料在南堡 35–2 油田出砂预测中的应用

分析了渤海南堡 35–2 油田主力储层明化镇组的出砂机理， 应用测井资料 （纵波时差、 横波时差、 伽马和密度等） 建立了黏聚力、 内摩擦角、 弹性模量、 泊松比和最大水平主应力等岩石力学参数的求取方法， 并在此基础上应用出砂指数法、 斯伦贝谢法进行出砂预测以及临界生产压差的计算。根据出砂预测方法和临界生产压差的计算模型绘制了储层出砂指数剖面和临界生产压差剖面。计算结果表明， 明化镇组储层开采过程中出砂的可能性极大， 开发时应采取防砂措施。研究结果为今后该区块及附近区块油井出砂界定提供了准确的量化依据， 可为油井合理工作制度的制定提供指导。     

低渗储层应力敏感评价方法探讨

应力敏感评价是储层保护以及油气井产能评价的重要依据，尤其对低渗储层更显意义重大。目前国内对油气储层的应力敏感评价方法及标准尚存在争议,通过对国内外曾提出的应力敏感评价