简介:油气的成本效益和有效生产取决于准确的油藏描述和储层评价,而油藏描述和储层评价取决于所使用的岩石物理模型。涎水浊积砂岩地层的薄层性质使得这种砂-泥层序地层的岩石物理评价愈加困难,尤其是当泥质是以分散泥质和结构泥质或离散层存在时更是如此。为了预测油藏动态,了解储层中的泥质分布性质是必要的。采用Thomas-Stieber交会图是一种常用方法,它常与自然伽马和孔隙度资料一起使用来确定泥质分布。据我们所知,还没有根据地层各向异性测量值来评价泥质分布的方法。层状砂-泥岩地层是用宏观各向异性来描述的。多分量感应仪器和交叉偶极横波声波测井仪能给出地层宏观各向异性的直接测量,提供描述泥质分布的其它信息。在本文中,我们从理论上和用实际资料探索由测井资料得出的弹性性质计算出地层的宏观各向异性。我们已经研究出一种模型,它能够正演计算出弹性波速度和各向异性比。弹性波速度和各向异性比是砂岩-孔隙度、层状泥质含量和分散泥质含量、砂岩骨架弹性性质和泥质弹性性质的函数。我们的计算结果清楚地表明:●孔隙度和泥质含量对纵、横波速度有不同的影响;●横波速度强烈地依赖于泥岩分布,而具有不同极化度的横波速度上的差异可能与泥质分布(层状或分散、结构)有关;●纵波速度对泥质分布不敏感;●纵、横波速度比主要受孔隙度和泥质含量的控制;这也许可以用一个简单的体积控制的关系式解释Castagna的“泥岩-线”成立。我们已经对深水沉积环境资料进行分析。我们发现根据这种横波方法能够识别层状泥质地层和分散泥质地层,给出砂岩储层性质评价。各种弹性性质与泥质含量(由核测井曲线得到)的交会图证实了层状泥质和分散泥质的分离类似于经典的T
简介:本文利用薄片图像分析获得的数据提出了估算砂岩渗透率的一个简单相关模型。研究中用了取自北美油藏的总共54个样品,样品的孔隙度和渗透率值变化范围很大。该模型是经验性的,而且仅仅基于二维图像资料。由图像分析获得的孔隙度和二维孔隙面积内最大内切圆的直径分布足以满足渗透率预测。迂曲度、孔隙形状和孔隙连通性对渗透率的影响似乎不大,除非这些性质本身与孔隙度或孔隙大小相关。图像分析获得的数据与岩心实测渗透率的回归分析表明,二维数据解释的渗透率离差因子在1.68以内的占90%。该研究表明,二维孔隙大小与三维喉道大小之间有密切的关系;而且根据图像分析资料能够得到虚拟的压汞曲线。据认为,这种密切关系是能用二维图象资料成功地估算渗透率的主要原因。结果的应用是估算渗透率,以及对那些太小、不适宜做常规测试的样品得到虚拟的压汞毛管压力曲线。这就提供了一个实际有效的储层评价手段,并有助于更好地描述储层。
简介:1988年,Ongkiehong等在其“关于通用地震数据采集技术”一文中陈述了采用96道地震仪陆上作业是通过减少线性组合,增加最大偏移距,走向不均匀采样的第一步。通用采集意指我们在采集期间不再被迫提交处理或者最终解释网格,但是在后来的各个时期,我们有改变处理、解释面元大小的能力,它取决于在研究中对特殊处理、解释目标的采样需要。Ongkiehong等(1988年)称之为“不受约束的采集”。2000年在沙特阿拉伯,我们动用了一个高密度、单扫描的2880道地震队,配备有每道单检波器串,每串12个检波器,完成了通用陆上采集任务。对于二维中间放炮排列采集而言,这种观测形式准许记录7200m偏移距、纵向采样间隔为非常密集的5m地震数据。满覆盖采集(即炮点距为5m)产生了2+5m的共中心点(CMP)距、正常1440次覆盖的数据采集。这种密集的空间采样间隔并结合重叠排列,保证了整个波场在期望的空间频带宽度内无假频,并且对所有目的层(浅、中、深层)均可满足二雏覆盖要求。因为非常复杂的近地表盖层覆盖了深部含油气目的层,所以这一点是非常有意义的。因此,勘探目标激励计算中心具有处理5米间距原始数据的选择方案。它用一个受限制的全偏移距和时间变化范围解决近地表问题并用叠加或以上所论述的5m倍数(如25或30m)的任一采样间距产生野外记录。实际上,从常规480道二维地震队转变为通用单扫/单串2880道地震队的采集成本相近,这是因为野外工作量相同(每线性千米的扫描数和检波器串数)。这种通用采集的转变需要约定、对策而且是综合考虑的。本文选了3个高密度野外采集试验,论证了高信噪比区的资料品质,重新分析不受约束的野外排列设计的综合影响和提高较差资料区的信噪比的处理,同时检验
简介:当作业者计划在低渗透碳酸盐岩或砂岩储层打水平井时,油井设计首先要考虑的一个问题就是成本。但令人遗憾的是,很多作业者在决策过程中不恰当的过份强调成本的降低,而对确保产量的完井方法重视不够或完全没有虑及。结果,在钻井方案经济评价中采用的最终油气采收率可能实现不了。本文介绍了对西得克萨斯一个跨年度的水平完井项目的实例研究,成功的揭示了:在低渗透性储层打水平井时不固结套管只是“假节约”。如果最初把钻井成本增加20~25%,将会得到3~10倍的经济利润。该项目研究的油井,有的位于主油区,也有的位于油田边缘地带,各井均与其邻近的裸眼完井情况进行了对比。该研究项目提出了几乎适合全球范围内低渗透性储层水平完井作业的几条指导性原则。
简介:怀俄明西南的大绿河盆地(GGRB)的低渗透率储集层并不是一种连续型的天然气藏的一部分或一种以盆地为中心天然气系统的一部分,它的产能依赖于谜宫式的有利部位的开发。相反,这个盆地的气田出现在常规圈闭中的低渗透率、劣质的储集岩中。我们研究过所有大绿河盆地中的重要气田并且断定它们都出现在常规构造、地层或复合圈闭中。我们通过研究GGRB的几个大气田来说明此情况,并认为从GGRB得到的观测结果为其它盆地中的低渗透率、充气砂岩提供见解。我们提供证据证实该盆地既不是区域性天然气饱和,也不接近束缚水的饱和度,产水既常见又广泛。低渗透率储集层有一些独特的岩性特征,未能全面了解这些特征已经导致了对地下流体分布的错误认识。为了对气田分布的控制因素以及对各单井及油藏动态控制因素做出全面的评价,有必要了解随变化的水饱和度和上覆岩层应力而变化的天然气多相、对气体的有效渗透率的理解。如那些在GGRB已被发现的低渗透率天然气系统,正如一些人主张的那样就油气系统而言不必要做特别的方法变化。我们断定对与那些在GGRB发现的相似的低渗透率天然气系统,应该用一种与常规油气系统相似的和一致的方法来评价。到目前为止,GGRB的资源评价一直假设为一种广泛的、持续型的资源分布。由于未能认识低渗透率储集层的一些基本要素,而导致了对在这些环境中与勘探开发投资决策相关的风险的低估并且很可能过高估计可动用的资源水平。