气藏储层类别识别的研究
天然气藏类型及特征研究进展
天然气藏类型及特征研究进展摘要：气藏是指天然气在单一圈闭中的聚集。
单一的含义主要指受单一要素控制，在统一面积内具有统一的压力系统、统一的（油）气水边界。
气藏是天然气聚集的基本单元，不同类型气藏的形成条件、分布规律及勘探方法不同，所以正确的划分气藏类型对指导天然气的勘探开发工作至关重要。
前人对天然气藏类型及特征的研究主要依据于三个方面：圈闭、储层岩性、流体。
本文将对以上三方面的气藏类型及特征进行综合分析，并指出天然气藏特征研究的发展趋势。
关键词：天然气；类型；特征；研究1、以储层岩性为基础对气藏特征研究1.1碎屑岩储集层碎屑岩储集层是最主要的天然气储层，包括砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩以及未胶结或者胶结疏松的砂层。
其中以中、细砂岩和粗粉砂岩分布最广，储层物性也较好，世界上众多大气田的储集层都是碎屑岩。
1.2碳酸盐岩储集层碳酸盐岩储集层主要类型有三种：沉积型储集层，以生物礁、颗粒滩或礁/滩复合体为主体；成岩型储集层，以埋藏白云岩和热液白云岩为两种主要类型；改造型储集层，以溶蚀淋滤型碳酸盐岩储集层（风化壳）为主。
1.3非沉积岩储集层火山岩气藏储集层类型多，岩性比较复杂，一般可分为三类：熔岩类：即玄武岩、安山岩、英安岩、流纹岩。
火山碎屑岩类：凝灰集块岩、火山角砾岩、凝灰砾岩、砂屑凝灰岩和粉砂屑凝灰岩。
火山碎屑－沉积混合型岩石类：沉积火山碎屑岩和火山碎屑沉积岩。
除此之外，作为天然气聚集特殊类型的页岩储集层岩性成分方面具有如下特征：页岩多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩，或为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。
2、以流体为基础对气藏特征研究气藏中的流体特征主要包括流体的相态、压力、气水关系等三个方面。
2.1天然气的相态地壳中的天然气，依据存在的相态可以分为游离态、溶解态、吸附态和固态气水合物：1）游离态。
游离态的气藏气是指圈闭中具有商业价值的单独的天然气聚集，可以是非伴生气藏气，也可以是气顶气。
近几年国内外发现的深部凝析气藏往往含有许多重质组分，使流体出现复杂的气、液、固三相相变，巨厚的凝析气藏流体表现出近临界特征，甚至出现异常的流体分布状态。
油气藏的驱动类型及储、盖层研究
关键 词 ： 气藏 ； 油 驱动 类 型 ； 储盖层
中图 分类 号
文 章编号 ：０６ ７ ８ （０ ０ １—０ ５一 Ｏ １０— ９ １２ １ ）０ １６ ３
一
油 气藏 的驱 动类 型是 进行 油气 藏开 采及 有效 提 高 采收 率 的基础 。储 集层 和盖 层是 油气 聚集 成藏 所 必 须 的两个 基本 要素 。本 文对 此进 行 了分析 并提 出 了存在 的 问题 。 １ 油气 藏 的驱动 类型 研 究
为溶解 气驱 （ 兴家 ，０ ２［ 陈碧珏 （９ ７［进 一 卓 ２０ ）引。 １ ８ ） 。 步 指 出溶解 气驱 动能 量 的大小 主要 取决 于油 层 中原 油 溶 解气 体 的数 量 。据 Ｍ． 马克 西 莫 夫 （９０ ［ Ｎ． １８ ）１ ］
点［ ６ １］ － 认为 ， 油藏的驱动类型大致可分为 ５ ， 种 即水
将 水 压驱动 定 义为 ： 油藏 开采 后 由于压 力下 降 ， 围 周 水体（ 边水 、 水 、 人 工 注 水 ） 油 藏 能 量 进 行 补 底 或 对 给， 这就 是 水压驱 动 。 照能量 补给 而使 油藏 压力 的 依 保 持 情况 不 同 ， 压驱 动 又 分 为 刚性 水 压驱 动 和 弹 水 性 水压 驱动 两 种 。谢 丛 姣 （０４ ［等 按 弹性驱 动 的 ２０）］ ４
溶 解 气驱 和 弹性 驱 动 ， 属 于 消耗 油 藏 自身 能量 的 都
驱动方 式 ； 靠 向上 的外力 作 用驱 油 ， 括 边水驱 动 ② 包
和底水 驱动 ， 作用 力强 的为 刚性 水压 驱 动 ， 作用力 弱 的为弹性 水 压驱 动 ； 靠 向下 的外力 作 用驱油 ， 括 ③ 包
重力 驱动 是石 油靠 本身 重力 作用 流 向井底 的 一 种 驱动 方式 ［ 。谢 丛姣 （０ ４ ［将重 力 驱动 分 为 压 ５ ］ ２ ０ ） ４ 头重 力驱 动和 具 自由油面 的重力 驱 动两 种 。陈碧 珏 （ ９ ７ ［根 据 油 层 倾 角 的陡 缓 ， 重 力 驱 动划 分 为 １ ８ ）３ ］ 将
《英台复杂火山岩气藏储层特征及渗流规律研究》范文
《英台复杂火山岩气藏储层特征及渗流规律研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，对复杂地质条件下的天然气资源开发需求日益迫切。
火山岩气藏作为一种特殊类型的天然气储层，其复杂性和独特性要求我们在技术上进行深入的研究。
本篇论文将重点关注英台地区复杂火山岩气藏的储层特征及其渗流规律，以期为该地区乃至全球火山岩气藏的开采和利用提供科学依据。
二、储层地质背景及概况英台地区地处中-新生代火山岩发育带，拥有丰富的火山岩资源。
该地区的火山岩气藏具有多期次喷发、多期次沉积的特点，岩性复杂，包括安山岩、玄武岩、流纹岩等。
储层内孔隙结构多样，包括孔洞、裂缝和层状渗透等，使得储层特征十分复杂。
三、储层特征研究（一）岩石类型与物理性质储层中火山岩类型丰富，岩石类型包括中酸性至基性的各类火山岩。
通过对不同类型岩石的物理性质进行研究，我们发现不同岩石在密度、硬度、矿物组成等方面存在显著差异。
（二）孔隙结构与分布特征储层内孔隙结构以孔洞和裂缝为主，孔洞大小不一，形态各异。
通过压汞实验和扫描电镜等手段，我们观察到孔隙的分布特征和连通性对气藏的储集能力和渗流特性具有重要影响。
（三）储层物性参数分析结合地化分析、测井资料等手段，对储层的物性参数进行了综合分析。
包括孔隙度、渗透率、饱和度等参数的分布规律和变化趋势，为后续的渗流规律研究提供了基础数据。
四、渗流规律研究（一）渗流机理分析火山岩气藏的渗流过程受多种因素影响，包括岩石类型、孔隙结构、流体性质等。
通过对渗流过程进行数学模拟和物理模拟实验，揭示了火山岩气藏的渗流机理。
（二）渗流模式识别与评价根据储层特征和渗流规律，识别出不同的渗流模式，如线性流、过渡流和拟稳态流等。
并利用现代计算技术对这些模式的特征进行量化评价。
（三）开采动态分析与模拟预测通过收集现场生产数据和开采历史记录，分析了不同开采方式下的生产动态变化规律。
结合数值模拟技术，预测了未来开采过程中的产量变化趋势和潜在风险。
油气藏储层类型
按照《天然气可采储量计算方法》（SY/T 6098-2000）（表1）行业标准，当气藏处于开采初期或缺乏计算资料时，可根据该标准划定的气藏类型和相应的采收率取值范围，直接选取采收率值。
表1 天然气藏类型划分表Ⅰ类储层：这类储层孔～渗关系好，其孔隙度大于15%、平均渗透率4.50mD，岩石粒度较粗，为粗～中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，残余原生粒间孔发育。
压汞资料表明排驱压力低（＜0.074MPa），饱和度中值压力也较低（＜2.01MPa），喉道中值半径大（＞0.37μm），孔喉频带分布宽，最大进汞饱和度可达96.67%，反映粗大孔喉较多而且分选较好，生产已经证实为易采储层。
Ⅱ类储层：孔隙度在15%～10%之间、平均渗透率为0.35mD，岩性为中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，残余粒间孔及粒间溶孔较发育（表2-10），排驱压力和饱和度中值压力相对较低，喉道中值半径较大（0.07～0.67μm），孔喉频带分布宽，最大进汞饱和度可达98.50%，试油能获得工业油气流。
当有裂缝发育时可获高产，为可采储层。
Ⅲ类储层：孔隙度在10～6%、平均渗透率0.03mD，岩石为中～细粒岩屑长石砂岩，一般以粒间溶孔和粒内溶孔、杂基孔为主（表2-10），见石英次生加大。
排驱压力和饱和度中值压力较高，喉道中值半径较小（0.03～0.15μm），孔喉频带分布变窄，最大进汞饱和度可达96.74%，该类储层若钻遇裂缝或对储层进行加砂压裂改造，一般也可获得油气产能。
Ⅳ类储层：孔隙度小于6%、平均渗透率小于0.02mD，岩石为细～粉粒岩屑长石砂岩，孔隙类型一般以粒内溶孔、杂基孔为主（表2-10），排驱压力和饱和度中值压力高，分别大于2.21MPa和22.04MPa，喉道中值半径小（多数小于0.05μm），由于喉道狭小不能形成有效渗流通道，最大进汞饱和度仅达92.98%，为非储层。
天然气田沉积岩储层特征分析研究
天然气田沉积岩储层特征分析研究天然气田是指地下含有石油、天然气、油页岩、油砂等天然燃料资源的地质构造单元或地质体系。
其中，天然气田中的天然气资源具有丰富的能源储备和广泛的应用前景。
在天然气勘探开发领域中，储层特征分析是一项重要的技术研究方向。
本文将从以下几个方面，详细探讨天然气田沉积岩储层特征分析研究。
一、天然气田沉积岩储层概述天然气田储层是指储存天然气的部位，其广泛存在于沉积岩地层中。
天然气储层的特点是具有广泛性、复杂性和变化性。
其储层复杂性主要体现在地质层位、岩性、地形、构造等方面。
沉积岩是天然气储层的主要富集层系，具有层状、断层、隔层等形态。
不同的沉积岩储层类型对勘探开发的影响不同。
二、天然气田沉积岩储层的特征1、孔隙度和渗透率孔隙度和渗透率是储层特征的主要指标。
孔隙度是指储层中孔隙空间所占的比例，主要由两部分构成：岩石基质间隙和岩石内部孔隙。
渗透率是指储层中天然气流体通过孔隙空间的能力大小，与孔隙度密切相关。
对于沉积岩储层，一般来说孔隙度和渗透率越高，天然气的储量就越大。
2、岩性岩性是指沉积岩物质的性质、成分、颗粒大小等特征。
不同的岩性对天然气储层的孔隙结构和渗透率都有影响。
比如，砂岩由于其较大的颗粒大小和高的渗透率，通常更容易获取天然气。
而泥岩则具有更低的渗透率和孔隙度，所以天然气的自然流动会受到限制。
3、岩石结构和构造岩石结构和构造对储层的孔隙结构和分布也有影响。
比如断层是指地壳中地层发生的断裂和位移现象，能够形成一系列分级的小孔隙。
隔层指不同物性的沉积岩之间分界面，从而形成了不同层位上的孔隙隔离。
三、天然气田沉积岩储层分析方法1、室内分析室内实验是储层特征分析的基础手段，主要通过岩心样品进行化验分析和模拟实验。
可以通过振实密度、孔隙度、渗透率、孔径分布和其它物理化学参数等指标，来分析储层的岩性和孔隙结构分布。
2、野外工作野外地质勘探工作是储层特征分析的重要步骤，包括钻井、测井、地震勘探等。
基于层次分析法的致密气藏储层分类定量评价——以新场气田蓬莱镇组气藏为例
基于层次分析法的致密气藏储层分类定量评价——以新场气田蓬莱镇组气藏为例周锋;黄仕林;李晓明;廖开贵;李勇【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2024(14)3【摘要】储层评价是致密砂岩气藏开发的基础,评价结果的准确性直接影响气藏开发的潜力分析,评价方法的选择影响到开发指标预测的可靠性、开发调整部署的科学性。
为解决致密砂岩气藏储层评价影响因素多、主控因素不明确、参数敏感性未知、评价指标未量化等问题,以川西新场气田蓬莱镇组气藏为例,运用层次分析法理论,建立定量分析模型,将复杂问题简单化、定性问题定量化。
方法优选地球物理、测井解释和地质基础等参数为准则指标,通过构造判断矩阵、确定指标权重、一致性检验等步骤,建立定量评价模型,得到权值向量,再利用真实井进行验证分析可采储量和无阻流量均与评价值呈现较好的相关性,说明研究方法具有较好的可靠性,进一步明确了储层划分类型及标准。
根据研究方法确定的气藏储层评价指标,可以深化同区致密砂岩气藏开发“甜点”认识,提升致密砂岩气藏储层预测及开发部署质量,为同类气藏高效开发提供借鉴。
【总页数】8页(P468-474)【作者】周锋;黄仕林;李晓明;廖开贵;李勇【作者单位】中国石化西南油气分公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.致密砂岩储层储渗体差异识别技术--以新场气田沙溪庙组气藏为例2.水力喷射径向射孔技术在白马庙气田蓬莱镇组气藏储层适应条件评价3.深层裂缝性致密碎屑岩气藏高效储渗区识别——以川西新场气田上三叠统须家河组气藏为例4.川西新场气田蓬莱镇组气藏储层的敏感性研究5.新场气田蓬莱镇组气藏储层速敏效应研究因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
迪那2气田气藏类型研究
文章编号:167221926(2004)0120091204收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究.迪那2气田气藏类型研究马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周 厉1,黄新林1,郝祥宝1(11中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000;21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249)摘 要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。
由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。
利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。
关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。
该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。
由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。
这就给认识气藏类型带来了很大难度。
利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。
1 迪那2气田地质背景迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。
该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷,迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。
1.1 地层及沉积相钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三图1 库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下第三系。
第四章 气藏类型识别方法
第四章气藏类型识别方法深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。
具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。
油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。
两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。
从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。
这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。
正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。
因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。
对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。
在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。
因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。
第一节气藏判断方法一、分类依据目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。
1．按产状进行分类就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。
如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。
如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。
2．按组成进行分类根据天然气中C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。
63．接压力系统进行分类根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。
4．按流体分布进行分类根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。
5．按经济价值进行分类根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》范文
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》篇一一、引言随着能源需求的持续增长，对新型能源的开发与利用变得日益重要。
火山岩气藏作为一种非常规天然气资源，具有储量大、分布广的特点，因此对其储层特征及数值模拟研究具有重要的理论和实践意义。
本文旨在探讨火山岩气藏的储层特征，并对其开展数值模拟研究，以期为相关领域的开发提供理论依据和技术支持。
二、火山岩气藏储层特征1. 地质背景火山岩气藏主要分布在火山活动频繁的地区，其形成与火山喷发、岩浆活动密切相关。
火山岩类型多样，包括玄武岩、安山岩、流纹岩等。
这些岩石经过漫长的地质作用，形成了丰富的天然气资源。
2. 储层物性火山岩气藏储层具有多孔、多裂隙的特点，孔隙度和渗透率较高。
储层中含气量丰富，且气体成分以甲烷为主。
此外，储层还具有非均质性和各向异性的特点，这些特点对气藏的开发和利用具有重要影响。
3. 储层类型根据火山岩的成因和结构特点，可将火山岩气藏储层分为火山喷发相、火山沉积相和潜火山相三种类型。
不同类型储层的物性、含气量和开采难度存在差异，因此需要根据实际情况进行具体分析。
三、数值模拟研究1. 数值模拟方法本文采用地质统计学方法和流体动力学方法进行数值模拟研究。
地质统计学方法主要用于分析储层的空间分布和物性参数，流体动力学方法则用于模拟气藏的流动和开采过程。
2. 模型建立与参数设定根据火山岩气藏的地质背景和储层特征，建立合适的数值模型。
模型中需要设定的参数包括岩石物性参数、流体物性参数、边界条件等。
这些参数的准确性对模拟结果的可靠性具有重要影响。
3. 模拟结果与分析通过数值模拟，可以获得火山岩气藏的的压力分布、流场分布、开采动态等信息。
通过对模拟结果的分析，可以了解气藏的开发潜力和开采难点，为制定开发方案提供依据。
四、结论通过对火山岩气藏储层特征及数值模拟研究，可以得出以下结论：1. 火山岩气藏具有多孔、多裂隙、非均质性和各向异性的特点，这些特点对气藏的开发和利用具有重要影响。
油气储层识别方法研究与分析
油气储层识别方法研究与分析摘要：本文利用河包场工区测井、钻井、地震资料以及构造背景所提供的信息进行属性优选，通过基于S变换和短时傅氏变换的谱分解方法识别含气层的低频阴影现象，对比分析两种频谱分解方法可知S变换比短时傅氏变换具有更高的分辨率，储层识别效果也更好；通过振幅属性除以频率属性得到甜点属性能够反映含气层本身的特性，精细的刻画了研究区岩溶储层的分布范围，并结合钻测井资料对研究区碳酸盐岩缝洞型储层进行预测，取得了良好的应用效果。
关键词：频率属性，甜点，低频阴影1.1研究的目的与意义随着油气勘探开发技术的不断发展，油气储集情况越来越复杂，勘探重点逐步由构造油气藏向岩性油气藏转移。
储层预测的目的除了判别储层的存在与否，同时也需要判定储层中所含流体的性质。
地震反射波的频率是地震资料的主要参数，也是用于储层预测和流体识别的主要信息。
鉴于岩性油气藏地质条件复杂、形态隐蔽、储层纵横方向变化大、常规地震资料品质不高、分辨率低等特点,岩性油气藏的识别难度更大。
如何才能够准确的识别岩性圈闭、进行储层预测,与此同时减少勘探风险已成为石油行业工作者的首要任务。
1.2国内外研究现状低频阴影（Low frequency shadow）是直接位于油气储集层下方的强能量低频率区域，是HCI(Hydrocarbon Indicator)中的一种重要油气识别标志。
1979 年Taner 等首先发现在油气储层的下方出现低频区域的强振幅能量，并首先提出“低频阴影”这个概念，但并没有对这一现象形成的物理机制提供说明和解释。
2003年Castagna 等利用利用基于匹配追踪分解(MPD, MatchingPursuits Decomposition)的瞬时谱检测到了位于油气储集层下方的低频阴影，这在业界引起了不小的轰动，同时他也分析和总结了低频阴影的形成因素，认为既有物理机制，又有数据处理的原因。
1.3主要研究内容1.通过查阅文献，分析研究频率属性、甜点属性、低频阴影理论。
天然气储层流体识别方法研究
的易溶性和迁移性，导致了碳酸盐岩孔隙形成和 变化的频繁与多期性。
2018/8/20 12
天然气成因分类
在天然气的分类上采用以狭义天然气为 主的成因分类原则，分为有机质来源和无机质 来源两大类天然气成因。 ※ 有机成因 ※ 无机成因 ◆油型气 ◆幔源气（深源气）
◆煤型气 ◆岩石化学反应气
2018/8/20
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阵列感应测井资料识别流体性质
一般认为储层的骨架不可压缩，其中流体可压 缩。在侵入压差作用下，储层中弹性流体被压缩， 挤出一定体积被泥浆滤液所填充，形成侵入带，其 侵入半径r：
r PZw Sw Zo So R 1 PZw Sw Zo So
r：从井轴算起侵入半径 R：侵入带压差作用外边界半 径； △P：侵入压差；Zw：水相流体压缩系数； Sw：含水饱和度；So(g)：含油（气）饱和度； Zg=0.09/Mpa：气压缩系数,相当于水的2000倍； Zo=0.000284/Mpa：油压缩系数,相当于水的6.3倍； Zw=0.000045/Mpa：水压缩系数。
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物质的弛豫特征
水、油、气的弛豫特征水、轻质油 Nhomakorabea天然气的核磁共振性质的对比表
T1(ms) 水 1~500 T2(ms) 0.67~600 HI 1 D0(10—5cm2/s) 7.7 D0T2(cm2) 0.007~4.0
复杂碳酸盐岩气藏储层类型动态综合识别方法
复杂碳酸盐岩气藏储层类型动态综合识别方法成友友;郭春秋;王晖【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2014(021)003【摘要】复杂碳酸盐岩气藏常交错发育不同尺度的孔、缝、洞,连通情况复杂,不同气藏的储层类型及发育状况差异很大.此种差异最终体现在气藏的生产动态特征上,给气田开发带来很大的不确定性.在储层类型识别中,由于其极强的非均质性,静态方法探测范围不足的缺陷将更加突现,动态方法的优势就显得更为突出.文中通过深入剖析各种动态资料及其在不同储层中的响应特征,最终确定出以双对数曲线、采气指数曲线、压力恢复历史曲线特征为整体的储层类型动态综合识别方法,并建立了常见碳酸盐岩气藏的储层类型识别模版.该方法极大地克服了以往仅依靠双对数曲线的多解性,拓展了动态方法的研究思路,对复杂碳酸盐岩储层类型的识别具有重要指导意义.【总页数】4页(P326-329)【作者】成友友;郭春秋;王晖【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE33【相关文献】1.缝洞型碳酸盐岩油藏储层类型动静态识别方法——以塔里木盆地奥陶系为例 [J], 程飞2.复杂碳酸盐岩气藏储层参数测井地质综合研究（上） [J], 吴继余3.塔里木盆地轮南奥陶系碳酸盐岩储层类型测井识别方法 [J], 傅海成;张承森;赵良孝;李玉兰;袁仕俊;郭海霞4.D区块碳酸盐岩储层类型识别方法研究 [J], 沈权祖;杨小明;寇小攀5.试井资料在复杂碳酸盐岩储层类型识别中的应用——以磨溪地区震旦系碳酸盐岩储层为例 [J], 胡燕;易劲;欧家强;袁权;郭静姝;蔡珺君;颜平因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
复杂断块油气藏综合识别技术及应用研究
复杂断块油气藏综合识别技术及应用研究1. 引言1.1 研究背景复杂断块油气藏是指由于构造、沉积和地质等多种因素作用使储层成岩断块、深受构造变形和断裂影响的特殊地质体系。
这类油气藏具有结构错综复杂、储层非均质性强、流体运移路径复杂等特点，给油气勘探开发带来了重大难题。
当前，国内外的石油勘探开发工作正逐步由传统的简单断块油气藏向复杂断块油气藏转变。
对复杂断块油气藏的综合识别技术研究已成为当前油气勘探开发领域的热点问题。
在这种背景下，如何快速准确地识别复杂断块油气藏的位置、规模、形态及其动力特征，成为研究和实践中迫切需要解决的难题。
只有深入研究复杂断块油气藏综合识别技术，才能更好地指导油气勘探开发工作，提高勘探开发效率和资源利用率。
本文旨在对复杂断块油气藏综合识别技术进行深入探讨，以期为油气勘探开发提供科学的技术支撑和决策参考。
1.2 研究目的研究目的：本文旨在探究复杂断块油气藏综合识别技术及其在油气勘探开发中的应用研究。
通过深入分析与讨论复杂断块油气藏的特征及识别方法，旨在提高油气勘探开发中对复杂断块油气藏的准确定位与精准开发。
本研究旨在总结复杂断块油气藏识别技术在实际应用中的优势与挑战，为相关研究和实践提供参考和借鉴。
通过本文研究，希望能够丰富复杂断块油气藏识别技术的理论体系，提高油气资源勘探开发的效率与科学性，促进油气产业的可持续发展。
2. 正文2.1 复杂断块油气藏识别技术复杂断块油气藏识别技术是针对地质构造复杂、储层非均质的油气藏而发展起来的一项重要技术。
通过对油气藏地质特征、地震数据、测井资料等进行综合分析和研究，可以实现对复杂断块油气藏的精准识别和评价。
对于复杂断块油气藏识别技术，主要包括地震反演、地震层析成像、地震属性分析、岩性识别、断裂识别、孔隙结构分析等多种方法。
地震反演可以通过对地震数据进行处理和解释，提取出油气藏的地质结构和性质信息；地震属性分析则可通过对地震属性属性进行研究，揭示油气藏的构造特征和储集性能；岩性识别和断裂识别则可通过测井数据和岩心数据进行分析，从而判断储层岩性和断裂情况。
(整理)天然气储层的识别方法
天然气储层的识别方法1 空间模量差比值法物理基础：岩石含气后，其空间模量将大大降低。
空间模量差比值的定义为：﹥0，气层；= 0，非气层。
2 密度—中子包络线法识别气层物理基础：气层具有低密度和低中子的特征。
原理：将密度与中子以相反的方向进行刻度，中子向右减小，密度向右增大，这样，对应于气层，则出现密度左偏，中子右偏，但都是读值减小的情况，测井曲线上表现为密度向右包络中子的图形。
如果定义由密度向中子的包络为正包络，则容易看出，在正包络区为气层，如下图：3 孔隙度重叠法物理基础：气层具有声波孔隙度变大和中子孔隙度变小的特征。
实现步骤：⑴首先确定本井段的声波时差的极差，即计算本井段声波时差最大值和最小值的差DT：⑵计算声波孔隙度和中子孔隙度，确定其相对关系：＞＞气层＞气层或气水层≈水层≤干层⑶，以≈为零线。
＞ 0，气层，在零线右侧；≈ 0，水层，在零线附近；＜ 0，干层，在零线左侧或左右摆动。
4 密度—中子交会图法原理：利用气层与非气层在测井曲线上值的大小不同进行交会，找出气层的测井响应范围，进而达到识别气层的目的。
将储层处的中子和密度测井值进行交会，会发现气层交会点和非气层交会点有一较明显的界线，因此，可以直接利用中子和密度测井值识别气层。
5 三孔隙度差值法和三孔隙度比值法物理基础：天然气的密度大大低于油和水的密度，因此天然气层的密度测井值低于地层完全含水时的地层密度；天然气的含烃指数远低于1，并在天然气层常存在“挖掘效应”，因此天然气层中子测井值比它完全含水时偏低；地层含气后，岩石纵波时差增大，甚至出现“周波跳跃”，因此天然气层的纵波时差高于其完全含水时的纵波时差。
由泥质砂岩体积模型有：：视密度孔隙度；：视中子孔隙度；：视声波孔隙度，气层；，非气层。
6 四孔隙度比值法令，当＞0，气层；否则为非气层。
7 孔隙度背景值法孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度，即：：中子孔隙度，：密度孔隙度，：声波孔隙度＜，＞，＞，指示为气层。
《2024年火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》范文
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》篇一一、引言随着能源需求的日益增长，火山岩气藏因其丰富的储量和高效的开采方式，已成为全球能源开发的重要领域。
本文旨在深入探讨火山岩气藏的储层特征，并对其开展数值模拟研究，以期为火山岩气藏的开发与利用提供理论依据和技术支持。
二、火山岩气藏储层特征火山岩气藏是指由火山岩构成的地下储气层，其储层特征包括岩性、物性、含气性等方面。
1. 岩性特征火山岩气藏主要由火山岩构成，包括玄武岩、安山岩、流纹岩等。
这些岩石具有多孔、多裂隙的特点，为天然气的储存和运移提供了良好的条件。
此外，火山岩的成分、结构等也会影响储层的物性和含气性。
2. 物性特征火山岩储层的物性特征主要包括孔隙度、渗透率和含气饱和度等。
孔隙度和渗透率是评价储层储集和渗流能力的重要参数，而含气饱和度则反映了储层中天然气的丰度和开采潜力。
3. 含气性特征火山岩气藏的含气性特征主要表现在天然气的成分、含量和分布等方面。
由于火山岩的多孔、多裂隙特性，使得天然气能够在储层中充分运移和聚集，形成规模较大的气藏。
三、数值模拟研究数值模拟是研究火山岩气藏的重要手段之一，通过建立数学模型，对储层的物理性质、流体运移规律等进行定量描述和预测。
下面将介绍几种常用的数值模拟方法及其应用。
1. 地质统计学方法地质统计学方法是一种基于地质统计学原理的数值模拟方法，通过建立地质统计学模型，对储层的岩性、物性、含气性等参数进行随机抽样和统计分析，以反映储层的非均质性和不确定性。
该方法在火山岩气藏的储量预测和开发方案制定中具有重要应用价值。
2. 渗流力学方法渗流力学方法是基于渗流力学原理的数值模拟方法，通过建立渗流力学模型，对储层中流体的运移规律进行定量描述和预测。
该方法可以反映储层的渗流特性、流体运移路径和采收率等关键参数，为火山岩气藏的开发提供重要依据。
3. 地震勘探技术地震勘探技术是一种基于地震波原理的数值模拟方法，通过采集和处理地震数据，对地下储层进行成像和解释。
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》范文
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，天然气作为一种清洁、高效的能源，其开采和利用日益受到重视。
火山岩气藏作为天然气的重要储集类型，其储层特征及数值模拟研究对于提高采收率、优化开发策略具有重要意义。
本文旨在探讨火山岩气藏储层的特征，并对其数值模拟方法进行研究。
二、火山岩气藏储层特征（一）岩石类型及结构火山岩气藏主要发育于火山岩地区，其岩石类型主要包括火山熔岩、火山碎屑岩及次火山岩等。
这些岩石具有多孔、多裂隙的特点，为天然气的储集提供了良好的条件。
火山岩结构复杂，常含有多种矿物成分，如石英、长石、云母等。
（二）储层物性火山岩气藏储层的物性参数包括孔隙度、渗透率、饱和度等。
由于火山岩的多孔、多裂隙特性，其孔隙度一般较高，有利于天然气的储集。
同时，火山岩的渗透率也较高，有利于天然气的流动和开采。
此外，储层的饱和度也是评价储层质量的重要参数，它反映了储层中天然气的充填程度。
（三）地质构造特征火山岩气藏的形成与地质构造密切相关。
在地质历史时期，火山活动形成的岩浆冷却凝固后，形成了各种形态的火山机构。
这些机构为天然气的运移和聚集提供了有利条件。
此外，断裂、褶皱等构造运动也对火山岩气藏的分布和形态产生了重要影响。
三、数值模拟研究（一）数值模拟方法针对火山岩气藏的数值模拟方法主要包括地质建模、物理模拟和数值计算三个部分。
地质建模是根据地质资料和地震数据，建立储层的地质模型；物理模拟则是通过物理实验来研究储层的物理性质；数值计算则是通过建立数学模型，运用计算机技术对储层进行数值模拟。
（二）模型建立与参数设定在数值模拟过程中，需要建立合理的数学模型，并设定合适的参数。
数学模型应包括描述储层物性、流体性质、地质构造等方面的方程。
参数设定需要根据实际地质资料和实验数据来确定，以保证模拟结果的准确性。
此外，还需要考虑边界条件、初始条件等因素对模拟结果的影响。
（三）模拟结果分析通过对数值模拟结果的分析，可以了解火山岩气藏的分布规律、储量规模、产能预测等信息。
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》范文
《火山岩气藏储层特征及数值模拟研究》篇一一、引言火山岩气藏是一种非常重要的天然气储层类型，其储层特征和储量评估对于天然气开采具有极其重要的意义。
本文旨在探讨火山岩气藏的储层特征，以及利用数值模拟技术进行储层评价和预测的研究。
二、火山岩气藏储层特征1. 岩性特征火山岩气藏主要由火山岩组成，包括玄武岩、安山岩、流纹岩等。
这些岩石具有多孔性、高渗透性和低孔隙度的特点，使得气体可以在岩石内部流动和储存。
2. 储层结构特征火山岩气藏的储层结构复杂，通常由多个独立的岩体或裂缝组成。
这些岩体或裂缝相互连接，形成了复杂的网络结构。
同时，由于火山活动的影响，储层中还可能存在一些特殊的构造现象，如火山口、熔岩流等。
3. 物理性质特征火山岩气藏的物理性质主要包括孔隙度、渗透率、饱和度等。
这些性质对于气藏的开采和利用具有重要影响。
一般来说，火山岩气藏的孔隙度和渗透率较高，有利于气体的储存和流动。
三、数值模拟研究1. 数值模拟方法数值模拟是研究火山岩气藏储层特征和评价的重要手段。
常用的数值模拟方法包括有限元法、有限差分法、离散元法等。
这些方法可以模拟储层的物理性质、流体流动和气藏开采过程，为气藏开发和生产提供有力的支持。
2. 模型建立与验证在进行数值模拟研究时，需要建立符合实际情况的储层模型。
模型建立需要考虑岩性、储层结构、物理性质等因素。
同时，需要对模型进行验证和修正，以确保模型的准确性和可靠性。
验证的方法包括与实际数据对比、敏感性分析等。
3. 数值模拟应用数值模拟可以应用于火山岩气藏的多个方面，包括储量评估、开采方案设计、生产预测等。
通过数值模拟，可以了解气藏的分布规律、流体流动特性、开采过程中的变化规律等，为气藏开发和生产提供科学依据。
四、结论通过对火山岩气藏储层特征及数值模拟研究，我们可以更好地了解气藏的分布规律和流体流动特性，为气藏开发和生产提供有力的支持。
同时，数值模拟技术的应用可以进一步提高储量评估的准确性和可靠性，为气藏的开发和利用提供科学依据。
天然气储层特征分析
天然气储层特征分析天然气储层是指能够储存大量天然气的地质构造、岩石层或沉积物层。
天然气作为一种清洁、高效的能源，已经成为世界各国关注和研究的热点之一。
而天然气储层的特征分析则是天然气勘探开发的关键环节之一，本文将从多个方面进行分析。
一、岩石特征岩石是天然气储层的主要组成部分之一，岩石的孔隙度、渗透率等特征对于天然气的储存以及开采利用有着至关重要的影响。
一般来说，储存天然气的岩石主要有沙岩、页岩、砂页岩和碳酸盐岩等，在不同的岩性下储层的岩石特征也有所不同。
例如，沙岩是一种具有良好物理性质的沉积岩层，其孔隙度和渗透率较高，是非常理想的储气层。
而页岩则是一种致密的岩层，其孔隙度和渗透率都相对较低，但由于其自身具有高含气量的特点，也成为了天然气勘探中备受关注的储层类型之一。
二、气体特征作为储层中的关键元素，天然气的特征对于储层的分析和评价有着至关重要的影响。
在气体分析中，常用的指标包括气体成分、气体含量、气体压力以及气体温度等。
其中，天然气的成分包括甲烷、乙烷、丙烷等，其含量差异对于储层中燃气的储存和开采有着重要的影响。
此外，在储层中天然气的存在状态同样也是至关重要的指标之一，主要包括自由气、受限气和吸附气等存在状态。
三、构造特征构造特征是天然气储层形成过程中不可或缺的组成部分，其受构造演化过程、构造背景条件等多种因素的影响而呈现出不同的特征。
对于天然气储层的构造分析，常用的方法包括测井、地震波等技术手段。
通过这些手段的分析，可以初步判断出储层的构造类型、构造状况以及储层沉积环境等信息，为后续的勘探和开采工作提供基础数据和参考。
综上所述，天然气储层特征分析是天然气勘探开发中非常重要的环节，只有准确判断和评价储层特征，才能有效地开发和利用天然气资源。
在分析过程中，需要综合考虑岩石特征、气体特征以及构造特征等多个方面的信息，确保勘探开发工作的有效性和可持续性。
苏里格气田盒8气藏气水层测井识别研究
１ 出水 井层 各 射 孔 段 的 测 井 响 应 特
征 分 析
利 用储层 的测 井 响 应 特 征 来 建立 气 井 的气 、 水 层段 判识 模型 的关 键在 于确 定建 模 的标准 和参 与建模 的气 、 层 的确 定 。苏 里 格 气 田几 乎 所 有 水
气井 射孔 段 的测 试结 果 均 为 压 裂 后 获 取 的 ， 测 而 井 资料 的获取 则 是 在 压裂 施 工 前 、 完钻 后 裸 眼 情 况下 获取 的 。 由于 施 工 中的排 液情 况 、 孔 段 厚 射 薄差 异 、 以及 混层 测试 等原 因 ， 法 直接根 据测 试 无 结 果来 确定各 出水井 射孔 段实 际产 出流 体 的性 质 与位置 。为了能 准确 地确 定 出各射 孔段 产 出流体 的性质 与位 置 ， 首先 根据 目前 的试 采情 况 ， 气藏 将
实 际 情况 ， 型 具 有 较 高 精 度 。 模 ［ 键 词 ］苏 里格 气 田 ； ８气 藏 ； 层 ； 井 特 征 ； 糊 识 别 ； 型 关 盒 水 测 模 模 ［ 类 号 ］Ｐ ３ ． ４ Ｔ ３ ． 分 ６ １８ ； Ｅｌ２ １ ［ 献 标 识 码 ］Ａ 文
鄂 尔 多 斯 盆 地 苏 里 格 气 田 主要 产 层 为 盒 ８
据各 井段 的测 井 响应特 征 ， 合 气井 的生 产特 征 ， 结
建立 了盒 ８ 藏 的气层 、 层 与气 水 层 的测 井 判 气 水 识模 型 ， 对其 进行 了回判 分析 、 并 精度 评价 和模 型
验证 。
段， 属分 流 河 道 沉 积 ， 合 砂 体 厚 度 在 ５ 左 复 ０ｍ 右， 宽度为 ｌ ～ ２ ｍ， 南 北 向展 布 ； 单 砂 体 ５ ０ｋ 近 其
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气藏储层类别识别的研究
摘要：致密砂岩气藏是目前油气勘探中寻找的重要资源之一，对其进行分类评价是保证评价精度的关键。
目前来看，常规测井方法在反应气藏特性都方面都不够准确，相对而言，运用核磁测井方法所得到的结果较好，但核磁测井成本较高，一般情况下都是对为数不多的井进行核磁测井。
本文实现在无取心、压贡资料的情况下，利用k-均值聚类方法和核磁测井数据对气藏储层类别进行快速的定性判断，效果较好。
关键词：核磁测井k-均值聚类储层类别
一、用核磁测井数据建立毛管压力曲线[1][2]。
油藏毛细管性质决定油气水分布，因此毛管压力的测定是油藏表征的基本要素。
迄今毛管压力曲线的测定仅限于岩心分析，通常岩心数量非常有限；其次取心有机械风险，且费用高，实验室岩心分析常常不能完全代表井下的渗透条件。
通过大量的岩心资料对比分析发现，岩样的孔隙度、渗透率与横、纵向转换系数均存在较好的对应性，为提高计算的准确性，提出了将孔隙度、渗透率结合的孔渗综合指数：
式中，为渗透率，；为孔隙度，%。
由此可利用孔渗综合指数来获取区域横、纵向刻度转化系数：式中，为横向刻度转换系数。
利用t2谱转化为毛管压力曲线。
在利用测井资料获得横向转换
系数以后，即可实现将核磁t2谱经过横、纵向刻度转换得到毛管压力曲线的微分形态，为第个对应的时间刻度；为根据第个
转换的毛细管压力，；为第
个对应的幅度增量；
为根据第个转换的进贡饱和度增量。
做出之间的关系曲线，即为谱转换的毛细管压力微分曲线，对微分曲线求积分即可得到毛细管压力曲线的积分形式。
把a井在3832.3094深度处的原始t2谱（图1所示）和转化的毛细管压力曲线（如图2所示）得到进行对照。
二、储层分类
1. k-均值聚类
k-均值聚类[5]算法基本思想：基于使聚类性能指标最小化，所用的聚类准则函数是聚类集中每一个样本点到该类中心的距离平方之和，并使其最小化。
k均值聚类算法步骤：
①为每个聚类确定一个初始聚类中心，这样，就有个初始聚类中心。
②将样本集中的样本按照最小距离原则分配到最邻近聚类。
③使用每个聚类中的样本均值作为新的聚类中心。
④重复步骤③，直到聚类中心不再变化。
⑤结束，得到k个聚类。
2. 参数提取
在进行k均值聚类之前要对反应储层好坏的参数进行提取，利用核磁测井数据建立的毛细管压力曲线作为基础来进去参数提取。
毛管压力曲线反应了孔侯大小和分布。
根据毛管压力曲线可获得的参数主要有：反映孔喉大小的参数包括最大连通孔喉半径和平均孔喉半径；反映岩石孔喉联通特征和产液能力的参数即排驱压力和饱和度中值毛管压力。
经过分析，选择平均孔喉半径、排驱压力、饱和度中值毛管压力作为判别储层类别的参数。
2.1排驱压力
排驱压力 [3]是指非湿相贡开始进入岩样的最大吼道的最低压力。
该压力越低，岩石渗透性越好，最大吼道半径越大，储层储集性能越好；反之，改压力越高，储层储集性能越差。
在地质意义上，排驱压力是岩样中最大连通吼道的毛管压力，用表示。
若将代入毛管压力公式，就可求得：式中，——最大连通吼道半径，um；——排驱压力，kgf/cm2；7.5 ——常数。
在毛管压力曲线图上，当压力达到排驱压力后，曲线就变得平坦了。
作平坦部分的切线与压力轴相交，交点所对应的压力即
为，这就是的几何意义。
2.2饱和度中值压力
饱和度中值压力是指贡饱和度为50%时的压力。
越小，表明储层的孔渗性越好，产油能力越高；反之，越大，表明储层孔渗性越差，产油能力越低，他是研究油层油柱高度的之分重要的参数之一。
因为本地区的很水饱和度相当高，以至于好多深度压贡饱和度都达不到50%，因此，在进贡饱和度达到50%的层段，把对应的毛管压力的数值取出来；在进汞饱和度没有达到50%的层段，就去最大进汞饱和度对应的毛管压力值，得到的压力值即为饱和度中值毛管压力。
2.3平均毛管半径
求取“气-水”系统毛细管压力数值大小的基本公式；
式中为毛细管压力的大小；为气-水界面上的界面张力；
为它是固体表面气、水、固三相交点切于液体之间的夹角，亦即湿润接触角。
对空气-水银系统而言，接触角、表面张力认为是常数，
pc*r=0.735，测出进汞压力就能得到毛管半径。
平均毛管半径是毛管半径对区间进汞量的加权平均：
式中，为第i个吼道半径，um；为贡增量，%。
三、应用实例
在提取排驱压力、饱和度中值压力、平均毛管半径[4]之后，运用k均值聚类法法对井a进行了处理，处理之后得到参数曲线lb，lb取值1、2、3。
其中 lb=1代表好储层，
lb=2代表中等储层，
lb=3代表差储层。
井a处理结果如图3、图4所示
因为是在无岩心和压贡资料的情况下，运用k均值聚类法在核磁数据转化的毛细管压力曲线中提取特征参数来对气藏储层类别
进行判别，把判别结果跟核磁所测得的自由流体孔隙度、有效孔隙度、总孔隙度和原来的解释结论进行对照，可以看出对那些气藏特征明显的层都聚类准确。
四、结语
利用核磁共振ｔ2谱转化得到的毛细管压力曲线来计算排驱压力、饱和度中值压力、平均孔喉半径３个参数，在孔喉结构比较复杂的情况下运用ｋ-均值聚类方法给储层的孔喉结构分类。
通过与原解释结论的对照，证明方法是有效可靠的，可以进行推广。
参考文献
[1] 李宁,潘保芝. 岩心核磁t2谱与毛管压力曲线转换的研究[j].勘探地球物理进展.2010, 33 (1):13～16
[2] 何雨丹,毛志强,肖立志，张元中. 利用核磁共振t2分布构造毛管压力曲线的新方法[j].吉林大学学报.2005, 35
(2):177～181
[3] 王睿，罗正江. 平均毛管压力曲线绘图的计算机化[j].石油工业计算机应用，2010,68:37～39.。