应力敏感储层相对渗透率计算方法研究

对于存在应力敏感的储层，地层压力的变化造成孔隙度及渗透率的降低，影响流体渗流规律及特征，导致相对渗透率曲线形态发生变化。孔隙网络技术是计算相对渗透率的有效手段。在该技术的基础上，考虑储层应力敏感，建立孔隙微观结构特征参数动态模型，计算地层压力变化下的相对渗透率，研究相对渗透率曲线的动态变化规律，并拟合实验数据，拟合精度在误差范围之内，拟合结果良好。结果表明：该方法能用于计算应力敏感储层相对渗透率，为油气藏工程及数值模拟研究提供必要参数。     

储层毛管压力曲线构造方法及其应用

为了连续获取储层毛管压力曲线评价储层孔隙结构，针对储层毛管压力资料非常有限这一问题，以169块不同类型的岩芯压汞资料分析为基础，提出了利用常规孔隙度、渗透率等参数构造毛管压力曲线的新方法，并建立了毛管压力曲线的构造模型。通过与实际岩芯压汞毛管压力曲线的对比，验证了构造模型的准确性，并提出优选综合物性指数模型来连续构造毛管压力曲线。将该毛管压力曲线应用于实际储层评价中以求取平均毛管半径、最大毛管半径和储层含水饱和度等地层参数以及评价储层的孔隙结构，与岩芯分析结果以及油田现场利用测井模型解释获取结果对比表明，新模型计算的结果是真实可靠的。     

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。     

非均质性砂砾岩储层渗透率预测方法研究

针对测井储层评价中的渗透率预测问题，基于相控建模理念，采用流动单元分析法，将所研究工区划分为4个特征明显的流动单元；采用最能表征储层储集性能的声波时差、补偿密度、补偿中子、自然伽马、流动层带指数进行模糊聚类分析，选取最大隶属度大于70%的最优样本进行建模，得到流动单元的判别模型；建立了复杂砂砾岩储层渗透率模型，提高了储层流体渗透性能的预测精度，为非均质储层物性认识提供了参考方法。     

利用弹性模量计算含气饱和度方法研究

利用弹性模量计算地层含气饱和度丰富了利用测井资料对储集层进行解释、 评价的手段， 提高了含气饱和度这一重要参数的解释精度。由阵列声波测井资料得到的纵、 横波速度信息以及密度信息可以计算出岩石弹性模量参数。根据 Gassmann 方程所描述的低频情况下岩石颗粒、 岩石骨架和流体体积模量与不同孔隙组分饱和度之间的关系， 建立了含气饱和度与地层饱含气、 饱含水时岩石骨架体积模量与剪切模量的关系方程， 从而得到基于弹性模量的地层含气饱和度计算模型。实际测井资料解释处理结果与试油资料符合， 验证了方法的可行性。     

塔河油田碳酸盐岩真假储层测井识别方法研究

塔河油田12 区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层，储集空间结构复杂多变，孔、洞、缝发育，具有很强的非均质性。在塔河地区奥陶系发育许多测井响应特征与真储层相似，试油却为干层的假储层。如果不对这些假储层加以分析剔除，就很难准确地进行储层识别，从而造成测井解释错误，并给后续的试油和生产造成直接经济损失。因此，如何应用测井资料鉴别真假储层成为塔河地区储层测井评价的关键。通过研究总结了塔河12 区真假储层的测井响应特征，并利用常规测井、成像测井和岩芯资料等建立了该区常见真假储层识别模式，减少漏划错划储层现象，提高储层测井评价的精度。     

非均质碳酸盐岩储层及产能评价方法探索

非均质碳酸盐岩储层的定量评价以及产能预测一直是测井分析中难以解决的问题,利用成像测井、核磁共振测井和偶极声波测井等资料分析了非均质储层特征,通过核磁共振测井分析了孔径大小及其与渗透率的关系,介绍了如何利用POROSPECT计算结果来描述原生、次生孔隙度,并研究了成像测井和核磁共振测井定量描述非均质储层的方法,较好地探索了孔洞缝发育程度、总孔隙度、次生孔隙度、渗透率、孔径大小与产能的关系以及利用核磁共振、成像测井评价产能的适应性,效果明显。     

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。     

复杂油气藏裂缝型储层参数定量评价方法

随着青西油田复杂裂缝型油气藏勘探开发的深入,对双孔介质储层裂缝孔隙的评价不应局限于定性评价,更需要定量评价。针对下白垩统裂缝型储层,阐述了利用岩芯裂缝观测和描述资料对成像测井资料进行标定,结合PoroSpect、FVI、PoroDist等软件计算裂缝孔隙度,以及利用双侧向经验公式计算裂缝孔隙度,从而实现双孔介质储层的定量评价。经青西油田岩芯地面核磁实验验证,与上述测井计算的裂缝孔隙度结果基本一致。该方法应用于青西油田裂缝型储层,实现了油田双孔介质储集层的定量评价,提高了油田地质储量计算的准确性,为油田开发打下了较好的基础。     

松南气田火山岩储层流体性质的识别

利用测井资料识别火山岩储层流体性质一直是困扰测井评价的难题。针对火山岩储层岩石成分、结构和气水关系复杂，孔隙空间分布极不均匀，储层具有很强的非均质性以及低孔、低渗的特点，采用核磁—密度测井综合法、横波（纵波）—合成横波（合成纵波）重叠法、压缩系数—泊松比重叠法及压力梯度法识别松南气田流体性质，取得了较好的效果。研究表明，由于各种测井方法在不同的孔隙—裂缝系统中的响应机制不同，天然气识别的效果存在明显的差异，总结了各类储层的气层识别方法。     

华庆地区长6深水沉积低渗透砂岩储层特征

通过大量岩芯、铸体薄片、扫面电镜及物性资料分析，对鄂尔多斯盆地华庆地区长6段砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔渗特征、成岩作用类型、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入研究。研究表明，以深水浊积砂体为主的长6储层具有沉积物粒度偏细、成分成熟度较低、结构成熟度中等的岩石学特点；储集空间主要是原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，孔隙结构以中、小孔细喉型为主。研究区孔隙度与渗透率具有较好的正相关性，为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层。     

川东石炭系复合圈闭储层发育主控因素研究

川东地区石炭系发育的复合圈闭主要为地层-构造复合圈闭，圈闭类型多样，充满度较好，是该区进一步勘探的主要对象之一。气藏储层具有孔隙型和裂缝-孔隙型两种类型并以后者为主，总体上具有孔径小，孔喉体系分选差，微裂缝发育，连通性较好，多具有中孔细喉特征。石炭系储层主要发育在黄二、三段中。在强剥蚀区及靠近石炭系剥蚀边界的区域是天然气储层缺失带，在其附近，可能形成复合圈闭气藏。沉积相对储集岩具有控制作用，成岩作用是决定储层储渗能力的主要条件，古隆起基础上发育的古岩溶和构造作用进一步控制和改善了储层的渗滤能力。     

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点，将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体，再根据能量守恒及达西定律，考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失，建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化，与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比，新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明，该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容，而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此，从典型油藏地质模型出发，通过建立油藏数值模拟机理模型，筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标，分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响，研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

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。     

元坝地区珍珠冲段天然气优势运移通道探讨

川东北元坝地区下侏罗统自流井组珍珠冲段储层具有一定的天然气资源潜力，但天然气分布规律不清，制约 了勘探方向的选择，亟待开展与天然气分布密切相关的优势通道的研究。利用钻井、地震等资料，通过对元坝地区珍 珠冲段储层中影响天然气运移方向的地质因素的分析，明确了较高孔渗输导砂体、断层、不整合面、构造背景及盖层底 面构造形态等5 种主控因素。同时对各种主控因素与天然气运移方向相互关系的综合分析，提出了元坝地区珍珠冲 段储层中天然气优势运移通道的2 种模式：（1）沿砂体断层复合通道运移；（2）沿砂体不整合面复合通道运移；其 中第一种模式更有利于天然气富集高产。进而分层次指明下一步勘探的方向。     

辽河东部凸起C—P 页岩气聚集地质条件

通过对辽河坳陷东部凸起已钻探井的录井、测井及岩芯资料的系统分析，结合目的层段样品的有机地化及实验测试结果分析，认为东部凸起上古生界石炭—二叠系暗色泥岩单层厚度较大，空间分布广泛稳定，有机质类型以III型干酪根为主，丰度指标高（TOC>2.0%），热演化程度高（Ro=1.5%2.6%），具备形成页岩气藏的源岩条件；暗色泥岩有机碳含量高为吸附态页岩气提供了丰富的载体，微裂缝的发育为游离态页岩气提供了良好储集空间；同时泥岩石英矿物含量高（平均SiO2>40%），岩性较脆易形成裂缝，符合工程压裂条件要求，部分已钻探井在石炭系—二叠系暗色泥岩段普遍存在气测全烃异常，预示东部凸起上古生界石炭—二叠系具有较大的页岩气勘探潜力。