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低渗透气藏气井一点法产能预测公式王富平;黄全华;孙雷;于智博【摘要】气井一点法产能试井操作简单方便、测试时间短,在气田产能评价中得到相当广泛的应用.但在低渗气藏应用时,计算结果常常偏差较大.针对这一问题,从一点法产能公式推导理论和低渗气藏气体渗流特征出发,基于考虑启动压力影响的产能方程推导出了适合于低渗气藏气井的一点法公式,并建立了由一点法测试资料反推气井产能系数的方法.推导显示:低渗气藏气井一点法产能计算公式与常规的一点法公式相比,式中经验参数由1个变为了2个,并且经验参数α、δ还与启动压力梯度大小有关.通过实例分析,证实了建立的方法是切实可行的.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2010(031)006【总页数】3页(P651-653)【关键词】低渗透气藏;气井;一点法;启动压力梯度;产能【作者】王富平;黄全华;孙雷;于智博【作者单位】中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所,成都,610051;西南石油大学石油工程学院,成都,610500;西南石油大学石油工程学院,成都,610500;中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所,成都,610051【正文语种】中文【中图分类】TE373一点法产能试井方法操作简单方便、测试时间短，已得到相当广泛的认可，不少学者都对它进行了研究[1-4]，同时也被应用于低渗气田开发之中，但效果不甚理想。
从理论上分析其原因，目前常用的一点法产能公式是基于常规气井产能方程推导而来的，而低渗气藏由于其低孔低渗的特征，气体在储集层中渗流存在启动压力，产能方程已由常规气井的二项式变为了三项式[5]，仍用常规一点法产能公式计算低渗气藏气井产能，势必会导致计算结果可靠性不高。
为能快速、合理地预测低渗气藏气井的产能，实现低渗气田的科学开发，有必要对适合于低渗气藏气井的一点法产能公式进行研究。
1 常规气井一点法产能公式常规气井二项式产能方程可表示为将（1）式整理简化后得式中求解（2）式得（5）式即为陈元千教授推导的常规气井一点法产能公式。
低孔低渗-特低渗储集层测井评价的关键资源（2）班熊平夏新元【摘要】低孔低渗-特低渗砂岩油气藏储层有效性评价是测井评价的重点和难点。
低孔隙度低渗透率-特低渗透率储层在岩性、物性、电性、含油气性等诸多方面差异不大，但不同井的储层产能却差异很大。
要想搞清这一现象就需要对储层有效性进行精细评价。
这类低对比度储层的有效性宏观差异不明显，必须进行系统评价和精细评价才能揭示现象本质。
因此，首先对储层基本特征进行研究，然后结合测井资料对储层的有效性进行综合评价。
【关键词】低孔低渗-特低渗，储集层“四性”，含油性评价。
一：低孔低渗-特低渗储集层的地质特征1．低孔低渗-特低渗储集层的分类国家储量委员会根据国内主要油气田储集层物性分布规律和相关储集层分类方案研究, 于1997年颁布了碎屑岩储集层和非碎屑岩储集层物性分级的一个标准。
表1为碎屑岩储集层物性分级标准。
表1碎屑岩储集层物性分类标准2．低孔低渗-特低渗储集层的地质特征低孔低渗-特低渗地层长石和岩屑含量较高，黏土或碳酸岩胶结物较多，岩石类型一般为长石砂岩和岩屑砂岩，少见石英砂岩。
粒度分布范围宽，因而颗粒混杂，分选差。
低孔隙度，低渗透率是该类储层最明显的特征之一, 其成因主要与储层沉积作用和成岩作用密切相关。
储层物性受储层岩性及孔隙结构的控制，这些因素与沉积物的物源及沉积环境密切相关，因此，地层的沉积作用控制着低孔低渗-特低渗储层的物性。
一般情况下，在一定的沉积相带中可以形成低孔低渗的地层，但这种沉积相多属于近物源沉积（如冲击扇沉积）和远物源沉积(如前三角洲沉积)。
碎屑岩形成低孔低渗-特低渗地层的成因，除沉积作用外，沉积后的成岩作用和后生作用，对储集层物性起着重要作用。
储层在压实作用、胶结作用以及溶蚀作用下，储层的孔隙度和渗透率不断发生变化。
低孔低渗-特低渗砂岩储层孔隙分布极不均匀，储层中孔隙结构复杂、喉道大小不一且分选差，造成了储层的非均质性非常强烈。
就一般油层物理性质而言，孔隙度大的样品，其渗透率也相对较大。
《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》篇一一、引言随着全球能源需求的增长和传统能源资源的逐渐减少，致密砂岩气藏因其巨大的储量和经济效益，正成为全球能源勘探开发的重要领域。
苏西地区作为国内重要的致密砂岩气藏区域，其储层产水机理的研究对于提高气藏开发效率和保障能源安全具有重要意义。
本文将针对苏西地区致密砂岩气藏储层产水机理进行深入探讨，并尝试提出相应的预测方法。
二、苏西致密砂岩气藏储层概述苏西地区致密砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率的特点，储层非均质性强，地质条件复杂。
储层中的水分主要来源于地层水和油气运移过程中伴生的水分。
在储层中，水分的存在对于气藏的开采、运移、聚集以及产能等方面都具有重要影响。
三、产水机理分析1. 水源来源：苏西地区致密砂岩气藏的产水主要来源于地层水、油气运移过程中的伴生水和储层微裂缝中的地下水。
其中，地层水是主要的产水来源。
2. 运移机制：储层中的水分在压力差和毛细管力的作用下，通过微裂缝和孔隙进行运移。
同时，油气的运移也会伴随水分的运移。
3. 影响因素：储层的孔隙结构、渗透率、湿度等都会影响产水机理。
此外，地层压力、温度等也会对产水产生影响。
四、产水预测方法1. 地质综合分析：通过对苏西地区的地质资料进行综合分析，包括地层结构、岩性、物性等，结合区域地质背景，预测储层的产水情况。
2. 地球物理测井：利用地球物理测井技术，获取储层的孔隙度、渗透率等参数，结合水分饱和度等数据，预测储层的产水能力。
3. 数值模拟：利用数值模拟技术，建立储层的水流模型，模拟储层中水分的运移和聚集情况，从而预测产水量。
4. 实际生产数据验证：结合实际生产数据，对预测结果进行验证和修正，提高预测的准确性。
五、结论本文通过对苏西地区致密砂岩气藏储层产水机理的深入分析，探讨了产水的来源、运移机制及影响因素。
同时，提出了基于地质综合分析、地球物理测井、数值模拟和实际生产数据验证的产水预测方法。
这些研究对于提高苏西地区致密砂岩气藏的开发效率和保障能源安全具有重要意义。
低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【摘要】以苏里格气田苏14区为研究对象,采用随机地质建模和数值模拟技术,建立气藏精细地质模型并进行数值计算,对低渗透砂岩气藏不同井网井距下的开发指标进行预测.计算结果表明:针对苏里格型砂体规模较小、储量丰度低的低渗透砂岩气藏,800m×600m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;在800m×600m井网、区块整体稳产10年的情况下,单井最终采出量为2160×104m3,稳产期采收率为12.90%,气田最终采收率为29.76%.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)005【总页数】5页(P100-104)【关键词】苏14区;随机地质建模;数值模拟;开发指标;低渗透砂岩气藏【作者】贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【作者单位】中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油长庆油田分公司,陕西,西安,710021;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油天然气股份有限公司对外合作经理部,北京,东城,100007【正文语种】中文【中图分类】TE348;TE319气田开发指标预测是气藏工程的一项重要内容，是编制气田开发规划和开发方案的重要依据。
我国低渗透砂岩气藏多属陆相沉积环境下的辫状河、三角洲沉积体系［1－3］，如苏里格气田，由于储集层物性差，有效砂体规模小、连通性差、空间分布复杂，气井单井控制面积和控制储量小，储量动用程度和采收率低，确定合理的开发技术指标是保证气田开发经济效益的重要工作。
油气田开发指标预测技术和方法根据其基本原理，一般可分为5大类［4－6］：(1) 经验公式法，包括：采收率预测公式、水驱特征曲线、产量递减方程等，根据大量油田实际参数进行统计回归分析，得到各类开发指标与油藏物性参数间的经验统计关系，从而预测出油气田主要开发指标;(2)水动力学公式法，这类方法主要是建立渗流力学模型，进行油气田开发前期的开发指标变化趋势和开发机理研究;(3)物质平衡方程法，一般用于弹性驱动、溶解气驱和水驱油田的开发指标预测和开发机理研究;(4)通用预测方法，指在研究一般经济、控制和人工智能等问题时建立起来的通用预测方法，借用到油气田开发领域，包括：时间序列分析、神经网络法、灰色预测法等;(5)油藏数值模拟法，采用偏微分方程组描述油藏开采状态，通过有限差分法进行数值计算，预测不同时间点油藏的生产动态特征，进而预测油藏开发期末的各项开发指标。
特低渗砂岩储层测井评价方法研究-以商541区块为例X马魁勇(中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015) 摘 要:商541区块沙三中段沉积类型为深水浊积扇沉积,受后期成岩作用影响,储层物性变差,为低孔特低渗储层。
一般储层需要经压裂改造,才能获得工业油流,但仍有部分储层压裂后,依然没有产能。
针对上述特点,展开对储层的详尽研究,根据各种实验数据,通过对储层孔隙结构特征研究,对储层进行分类评价,针对不同类别的储层选用不同的岩电参数,提高了测井解释精度,有利于寻找较好的产油层。
关键词:特低渗储层;压裂;孔隙结构特征 中图分类号:T E353 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0023—031 地质特征商541区块构造上位于济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带盘河构造与商河构造的结合部位。
本区块主要含油层系为沙三中。
地势北高南低,地层东南倾。
物源为北部大型三角洲的前缘砂体越过中央隆起带迅速卸载而形成,砂体由西北向东南推进,不同期次的砂体自西向东呈叠瓦状展布并逐层尖灭。
本区沉积类型为浊积扇沉积。
自然电位曲线上呈“钟”或“箱”型,反映出正韵律或复合正韵律的特点,具有明显的重力流沉积特征。
本区浊积扇可划分为中扇和外扇亚相,其中中扇亚相包括较大的浊积水道砂岩和砂泥湖层的水道间沉积,砂岩累计厚度较大,砂泥比较高;外扇亚相主要表现为深湖相泥岩夹小型浊积砂体和席状砂岩,砂岩累计厚度较小,砂泥比较低。
2 储层特征2.1 岩石学特征商541区块油藏埋深3100-3400m 。
岩心及薄片资料表明,岩石类型以极细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩为主,其它还可见含白云质极细粒岩屑长石砂岩和含灰质极细粒岩屑长石砂岩等类型。
碎屑成分以石英、长石和变质岩屑为主,石英含量40-46%,长石含量30-32%,岩屑含量21-26%。
分选性中等,磨圆度次棱,颗粒支撑方式,颗粒间以点-线和线-凹为主,通过岩心观察,岩石致密。
0 引言四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为典型的低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏，有效利用测井资料精准识别储层流体性质，求取储层孔隙度、渗透率、含气含水饱和度（以下简称孔渗饱）等参数，评价致密砂岩气储层，对于该区天然气勘探开发工作具有重要的意义。
但由于致密砂岩储层孔隙度低，孔隙结构特征复杂，储层非均质性强等原因，测井响应特征不能准确反映流体性质，导致测井解释出现多解性。
例如经典的孔饱交会（孔隙度与含水饱和度交会图识别方法）、P 1/2正态分布法[1-2]等常规流体识别方法已不能完全适用，同时由于气藏次生孔隙占据重要地位，孔径极差大，孔渗关系差[3]，经典的威利公式、阿尔奇公式预测的孔渗饱等参数精度较低，影响了致密砂岩气藏的开发效率。
为准确评价该气田沙溪庙组储层的流体性质并精准计算储层参数，笔者在详细分析研究不同类型储层测井响应特征的基础上，采用包含视孔道弯曲度指数、电阻率侵入校正差比等新的流体识别因子的多参数组合法和BP 神经网络法来开展储层流体识别，采用多元回归法计算孔隙度、流动单元法计算渗透率、变岩—电参数的Archie 公式计算饱和度。
该套技术实现了对中江气田致密砂岩储层流体性质的精准判别和参数的高精度定量评价，在生产应用中取得了良好的效果。
1 基本地质特征中江气田位于四川省德阳市中江县（距离成都45 km ），区域上处于四川盆地川西坳陷东斜坡带。
内部构造呈现“三隆夹一凹”的特征，主要生产层位为沙溪庙组。
中江气田沙溪庙组埋深介于1 800～3 200 m ，地质条件复杂，具有“两多、一低、一强、一大”的特征。
“两多”即纵向上含气砂体多（11套砂组、18套小层砂体，平均砂厚18 m ，平均有效厚度薄仅为基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“川西凹陷斜坡带复杂致密砂岩气藏开发关键技术”（编号：2016ZX05048-004）。
作者简介：陈俊，1980年生，工程师，硕士；主要从事地质综合研究工作。
用核磁共振测井评价特低渗透砂岩储层渗透性新方法
用核磁共振测井评价特低渗透砂岩储层渗透性新方法
核磁共振测井被广泛用于评价低孔隙度低渗透率储层的孔隙结构与渗透性,主要依据经典的Coates及SDR模型.这些模型是基于中高孔隙度、渗透率储层的实验结果,大量岩心实验数据表明它们并不适用于特低渗透砂岩储层.应用气象学研究常用的空间物理场分布模型定量评价低孔隙度特低渗透率储层中特定尺寸孔隙分布的集中程度,并给出了定量计算T2分布均一系数模型.常规孔隙度渗透率实验、饱和盐水岩心核磁共振实验均验证了该模型在不同孔隙度、渗透率条件下具有较好的适用性.
作者：李潮流徐秋贞张振波作者单位：李潮流(中国矿业大学煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083)
徐秋贞(中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西,西安,710200) 张振波(中国石油长城钻探工程有限公司测井公司,辽宁,盘锦,124000)
刊名：测井技术ISTIC PKU英文刊名：WELL LOGGING TECHNOLOGY 年，卷(期)：2009 33(5) 分类号：P631.813 关键词：核磁共振测井岩石物理低渗透率砂岩储层孔隙结构。
低渗透油气藏压裂水平井产能计算方法【摘要】随着我国经济的不断发展，我国石油工业在发展过程中面临着新的挑战。
低渗透油气藏压裂水平井产能计算方法，对于石油的开采有着非常重要的作用，应用矩阵方程、叠加原理以及复位势理论这三者中的数值分析求解方法，对相关裂缝位置中压力损失以及渗流阻力进行深入的分析与研究，重新的修正与推理出了低渗透油气藏压裂水井产能中的预测公式，这在很大程度上使计算出来的结果更加的精准、合理以及符合实际的状况。
利用修正与推理出来的预算公式，根据某一个实际低渗透气田中的实际情况，将压裂水平井产能中的几个非常重要的影响因素之间进行分析与对比，得出来的结论对于低渗透气藏压裂水平井的设计有着十分重要的实际意义。
【关键词】低渗透油气藏水平井产能计算方法在对低渗透油气藏进行开发的过程中，如果只是单一的采取水平井这一种方式进行开发，无法达到低渗透油气藏在开发初期所设立的目标以及相应的开发效果，所以，在低渗透油气藏的开发中经常采取水利压裂这一形式来产生出很多的裂缝，从而增强水平井中的产能。
但是在对低渗透油气藏压裂水平井产能中的预测公式进程推导的过程中，假设每一条裂缝都相等，而这一理论与实际中的状况不相符合，存在一定程度上的误差，按照推导出来的预测公式对压裂水平井产能以及每一条裂缝之间关系的变化曲线进行预测的结果，在一定程度上会出现相关的跃变。
1 低渗透油气藏压裂水平井产能预测公式的推导1.1 渗流模型的构建根据对低渗透油气藏压裂水平井产能研究的信息数据，做出相关的假设：（1）低渗透油气藏中处于上下封闭状态，且无限大非均质的地层，假设其水平渗透率是Kh，在这一地层的中心地带中有一口相应的水平井，假设这口水平井的长度为L。
（2）为了提升低渗透油气藏中的产量，在水平段的位置采取了压裂这一形式，在水平段中压裂出了N条处于垂直状态的裂缝，裂缝之间按照等距离进行分布，还穿过了低渗透油气藏整个油层中的厚度，假设裂缝中的渗透率为K1，裂缝的半径为X1。
55一、单井产能预测模式的建立采用Eclipse数值模拟软件，建立了三维三相9口井的菱形反九点注采井网井组油藏数值模型，采用正交试验设计法来研究不同储集层参数对单井产能的影响。
根据油层条件和试油状况，选择了油层厚度、渗透率、孔隙度和含油饱和度4个影响因素、5个水平值进行研究。
通过对25个方案进行模拟计算，得到平均单井的初期产能。
利用正交设计的直观分析方法研究油藏参数对单井产能的影响，可以看出，油藏参数对单井产能的影响主次顺序为：油层厚度→含油饱和度→渗透率和孔隙度。
在此基础上，根据数值模拟预测所反映出的不同水平产能的变化规律，并考虑到含油饱和度及地层系数对产能影响较大，故对这两个参数进行了回归。
回归公式如下：（1）根据实际试采井的单井测井资料，运用回归公式计算出的产能结果与实际试采产能基本一致。
二、结果对比与检验1.与渗流法的对比单井产能预测的渗流法是基于已有的低渗透油藏单井产能计算公式，而本方法还通过对试采井产能的拟合来重新确定公式的系数：（2）式中--油井产能，m 3/d；K--油层渗透率，10-3μm 2；h--油层有效厚度，m；--分别为地层压力和井底压力，MPa；λ--启动压力梯度，MPa/m；--分别为油井供给半径、井筒半径，m；μ--原油黏度，mPa·s；s--综合表皮系数。
计算时生产压差取10.5MPa，注采井距270m，原油黏度1.15mPa·s.从对比结果看，对于渗透率较低的油藏，本方法和渗流法与实际试油所求的产能相对误差分别为19.1%和5.2%；对于渗透率较高试论低渗透油藏单井产能预测方法张春志 胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司河口采油管理区 【摘 要】低渗透油层渗流阻力大，存在启动压力梯度，常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。
合理计算和评价低渗透油层油井产能，科学分析产能的影响因素，对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。
本文主要是选取某低渗油藏为研究对象，对其产能预测展开相关探讨。
第４０卷 第５期２０１６年１０月测 井 技 术ＷＥＬＬＬＯＧＧＩＮＧＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＶｏｌ．４０ Ｎｏ．５Ｏｃｔ２０１６基金项目：国家自然科学基金项目（４１４７４１００、４１４０４０８６）；中国石油天然气股份公司重大科技专项长庆油田油气当量上产５０００万ｔ关键技术研究（２０１１Ｅ‐１３０３）；中国石油大学（华东）研究生创新工程（ＹＣＸ２０１５００３）作者简介：范宜仁，男，１９６２年生，教授，博士生导师，从事岩石物理与测井新方法研究。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｆａｎｙｉｒｅｎ＠ｕｐｃ．ｅｄｕ．ｃｎ文章编号：１００４‐１３３８（２０１６）０５‐０６０２‐０７低渗透致密砂岩气层产能预测方法研究范宜仁１，２，宋岩１，２，张海涛３，张鹏４，李思５（１．中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛２６６５８０；２．中国石油大学（华东）ＣＮＰＣ测井重点实验室，山东青岛２６６５８０；３．中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安７１００１８；４．中国石油长庆油田分公司，陕西西安７１００１８；５．中国石油集团测井有限公司华北事业部，河北任丘０６２５５２）摘要：鄂尔多斯盆地东部上古生界含气储层物性差，渗流规律复杂，孔隙流体对测井响应特征贡献小，储层参数计算精度低，导致产能预测困难。
针对这一问题，在对不同孔隙结构储层进行分类后，研究了常规产能预测方法，在此基础上从岩石物理实验出发，结合Ｂｉｏｔ‐Ｇａｓｓｍａｎｎ理论和Ｘｕ‐Ｗｈｉｔｅ模型，分析储层含气性与声学特征的关系，提取产能敏感因子，建立基于阵列声波测井的产能预测模型。
研究表明，体积模量对储层含气性较为敏感，据此建立的气层产能预测模型克服了储层物性参数计算精度低的问题，与基于常规测井资料的产能预测模型相比，在致密砂岩气层具有更好的应用效果。
关键词：测井评价；产能预测；致密砂岩；体积模量；Ｘｕ‐Ｗｈｉｔｅ模型；Ｇａｓｓｍａｎｎ方程中图分类号：Ｐ６３１.８１ 文献标识码：ＡＤｏｉ：１０．１６４８９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００４‐１３３８．２０１６．０５．０１５ＣａｐａｃｉｔｙＰｒｅｄｉｃｔｉｏｎＭｅｔｈｏｄｓｏｆＴｉｇｈｔＧａｓＳａｎｄｓｔｏｎｅＲｅｓｅｒｖｏｉｒｗｉｔｈＬｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＦＡＮＹｉｒｅｎ１，２，ＳＯＮＧＹａｎ１，２，ＺＨＡＮＧＨａｉｔａｏ３，ＺＨＡＮＧＰｅｎｇ４，ＬＩＳｉ５（１．ＳｃｈｏｏｌｏｆＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ，ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｑｉｎｇｄａｏ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ２６６５８０，Ｃｈｉｎａ；２．ＣＮＰＣＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｆｏｒＷｅｌｌＬｏｇｇｉｎｇ，ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｑｉｎｇｄａｏ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ２６６５８０，Ｃｈｉｎａ；３．ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；４．ＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙｏｆＣＮＰＣ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；５．ＨｕａｂｅｉＤｉｖｉｓｉｏｎ，ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＬｏｇｇｉｎｇＣＯ．ＬＴＤ．，Ｒｅｎｑｉｕ，Ｈｅｂｅｉ０６２５５２，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｏｐｅｒｔｙｉｓｐｏｏｒａｎｄｔｈｅｐｅｒｃｏｌａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｓｃｏｍｐｌｅｘｉｎｔｈｅｅａｓｔｅｒｎｐａｒｔｏｆＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｉｎｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ．Ｉｔｉｓｄｉｆｆｉｃｕｌｔｔｏｄｅｔｅｒｍｉｎｅｔｈｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｉｎｄｅｘ．Ａｎｄｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｇａｓａｂｕｎｄａｎｃｅａｎｄｐｏｒｏｓｉｔｙ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｉｓａｍｂｉｇｕｉｔｙ．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｉｓｎｏｔｅｆｆｅｃｔｉｖｅ．Ｂａｓｅｄｏｎｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃａｌｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓａｎｄｗｉｒｅｌｉｎｅｌｏｇｄａｔａ，ａｎａｌｙｚｅｄａｒｅｔｈｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｓｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｌｕｉｄｓｉｎａｃｏｕｓｔｉｃａｎｄｅｌａｓｔｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓ．ＴｈｅｎｔｈｅｓｅｎｓｉｔｉｖｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｓｏｐｔｉｍｉｚｅｄａｎｄｇｅｔｓｔｈｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｗｉｔｈｔｈｅＸｕ‐ＷｈｉｔｅｍｏｄｅｌａｎｄＧａｓｓｍａｎｎｆｕｎｃｔｉｏｎ．Ｌａｓｔｌｙｔｈｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｍｏｄｅｌｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｓｅｎｓｉｔｉｖｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｃｏｎｃｌｕｄｅｓｔｈａｔｂｕｌｋｍｏｄｕｌｕｓｉｓｈｉｇｈｌｙｓｅｎｓｉｔｉｖｅｔｏｔｈｅｃａｐａｃｉｔｙｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ａｎｄｏｂｔａｉｎｉｎｇｅｌａｓｔｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓｄｏｅｓｎｏｔｒｅｌｙｏｎｔｈｅｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｔｈｉｓｍｅｔｈｏｄｆａｃｉｌｉｔａｔｅｓｔｈｅｃａｐａｃｉｔｙｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｏｇｅｖａｌｕａｔｉｏｎ；ｃａｐａｃｉｔｙｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ；ｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅ；ｂｕｌｋｍｏｄｕｌｕｓ；Ｘｕ‐Ｗｈｉｔｅｍｏｄｅｌ；Ｇａｓｓｍａｎｎｆｕｎｃｔｉｏｎ０ 引 言储层产能评价与预测结果可以检验油气勘探的成果，为油气田开发提供最基本的依据［１‐２］。
《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，致密砂岩气藏的开发逐渐成为国内外研究的热点。
苏西地区作为典型的致密砂岩气藏区域，其储层产水问题关系到整个开发过程的效率与经济性。
因此，深入探究苏西致密砂岩气藏储层的产水机理及预测方法，对实现高效、可持续的能源开发具有重要意义。
二、苏西致密砂岩气藏储层特征苏西地区致密砂岩气藏储层主要由细粒度的砂岩组成，具有低孔隙度、低渗透率的特点。
储层中富含天然微裂缝和孔隙，这些孔隙和裂缝为流体的运移提供了通道。
同时，储层中的粘土矿物和水敏性矿物也对产水机理产生影响。
三、产水机理分析1. 水源来源：苏西致密砂岩气藏的产水主要来源于地层水和气藏伴生水。
地层水主要存在于储层的孔隙和裂缝中，而气藏伴生水则是在气体开采过程中产生的。
2. 运移机制：在开采过程中，由于压力降低和气体逸出，储层中的水会沿着微裂缝和孔隙向井筒运移。
此外，储层中粘土矿物的水化作用也会促进水的运移。
3. 影响因素：产水机理受多种因素影响，包括储层岩性、流体性质、温度和压力等。
此外，开采方式和生产历史也会对产水产生影响。
四、产水预测方法1. 地质模型预测：通过建立详细的地质模型，分析储层的岩性、孔隙度、渗透率等参数，预测产水的可能性和规模。
2. 数值模拟预测：利用数值模拟软件，模拟储层的流体流动和压力变化，预测产水的时空分布。
3. 生产数据回归分析：通过对历史生产数据的回归分析，建立产水量与影响因素之间的关系模型，为未来的产水预测提供依据。
五、产水预测的挑战与对策1. 挑战：苏西地区致密砂岩气藏的产水预测面临诸多挑战，如储层非均质性、数据获取难度大等。
此外，预测结果的准确性也受到开采方式和生产历史等因素的影响。
2. 对策：为提高产水预测的准确性，需要加强地质研究，提高储层描述的精度；同时，应优化数值模拟方法，提高模拟结果的可靠性；此外，还应加强生产数据的收集和分析，为预测提供更多的依据。
《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，非常规天然气资源，如致密砂岩气藏，正成为全球能源领域的重要研究课题。
苏西地区以其丰富的致密砂岩气藏资源而著称，而对其储层产水机理及预测的研究则具有极为重要的实践意义。
本文将围绕苏西地区致密砂岩气藏储层的产水机理，探讨其成因及影响，同时讨论产水预测的相关技术和方法。
二、苏西致密砂岩气藏储层特征苏西地区的致密砂岩气藏储层主要由细粒砂岩、粉砂岩等构成，其具有低孔隙度、低渗透率的特性。
这些储层特征对气藏的产水量有直接影响。
因此，对储层特征的深入了解是理解其产水机理的前提。
三、产水机理分析（一）自然产水致密砂岩气藏储层的自然产水主要源于储层内部的流体运动和岩石自身的含水性。
由于岩石内部的微裂缝和孔隙，地下水的运动会产生一定的压力，进而推动水的流动。
此外，岩石中的粘土矿物等成分也会因水化作用而吸收水分。
（二）生产过程中的产水在开采过程中，由于压力的降低和工程活动的干扰，储层中的水可能会被释放出来。
这种产水现象主要与开采方式、生产速度等因素有关。
四、产水影响因素影响苏西致密砂岩气藏储层产水的因素众多，主要包括储层岩石类型、孔隙结构、地层压力、温度、开采方式等。
这些因素相互影响，共同决定了储层的产水特性。
五、产水预测针对苏西地区致密砂岩气藏储层的产水预测，主要依赖于地质资料的分析和数值模拟技术的应用。
首先，通过收集和分析地质资料，了解储层的岩石类型、孔隙结构等特征；其次，利用数值模拟技术，建立储层模型，模拟储层的流体运动和压力变化；最后，根据模拟结果预测储层的产水情况。
六、结论苏西地区致密砂岩气藏储层的产水机理复杂，受多种因素影响。
通过对储层特征的了解和产水机理的分析，我们可以更好地理解其产水过程和影响因素。
同时，通过地质资料的分析和数值模拟技术的应用，我们可以对储层的产水情况进行预测。
这为苏西地区致密砂岩气藏的开发提供了重要的理论依据和技术支持。
低渗透致密砂岩储层测井产能预测方法时卓;石玉江;张海涛;刘天定;杨小明【摘要】以鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏为主要研究层段,利用常规测井资料,提出了基于动态标定静态法的多参数复合图版法、加权储能系数法和基于测井参数回归等致密砂岩气层产能分级预测模型和标准,实现对气井产能的快速分类,从而达到从定性到定量对天然气储层的产能进行评价和预测的目的.实际应用表明该产能预测方法有效、实用.%To survey He8 tight sand reservoir with low porosity and permeability in Sulige gas field in Ordos basin, this paper proposes the tight sand reservoir productivity prediction model and classification criterion based on well log data, such as static parameter compound plate defined by dynamic parameters, weighted reserve coefficient method and logging parameters regression method based on conventional log data, getting quick classification of gas well productivity. We can predict sand reserve quantitatively instead qualitatively with the methods. Applications show that the methods of productivity prediction are effective and practical.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2012(036)006【总页数】6页(P641-646)【关键词】生产测井;产能预测;低孔隙度;低渗透率;致密砂岩;苏里格气田;鄂尔多斯盆地【作者】时卓;石玉江;张海涛;刘天定;杨小明【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言鄂尔多斯盆地存在大面积低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏，其中苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表。
苏里格气田主力气层二叠系下石盒子组盒8段为1套受北部物源控制的辫状河三角洲沉积体系，储层岩性总体为1套富石英、岩屑、含极少长石的细—中粗粒含砾石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，储层含气性广泛，但宏观非均质性强，含气丰度变化大[1－4]。
气层纵向结构复杂，包括块状发育，多段集中、多段分散，单层发育等多种气层类型，宏观物性参数与产能关系存在不确定性。
通过测井资料计算的储层参数主要反映储层的静态特征，而不能直接反映其动态特征。
利用测井资料进行储层产能预测的主要目的，就是试图做到利用静态资料预测动态变化[5－6]。
由于低渗透储层渗流机理比较复杂，不遵循达西定律，影响因素较多，产能预测难度很大[7－8]。
归纳起来，影响产能的因素大致可分为2大类，一类是储层因素，它包括储层的岩性、物性、储层流体性质；另一类是工程因素，它包括表皮系数和油井半径等，其中表皮系数是一个综合参数，它是钻井、井下作业过程中对油层的污染，射孔的完善程度，酸化、压裂改造油层等因素的综合反映[4]。
本文以鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段为研究对象，提出了基于动态标定静态的多参数复合图版法、加权储能系数法和基于测井参数回归等致密砂岩气层产能分级预测模型和标准，实现了对气井产能的快速分类，并在实践中取得了比较满意的效果。
1 产能预测方法1.1 加权储能系数法苏里格地区上古生界储层纵向上非均质性强，气层分布存在一井多层、一层多段的情况，在多段合试的试气工艺条件下，测井产能评价主要考虑3个关键参数，分别是主力贡献层级别、总有效厚度和加权储能系数（φ×H×Sg），然后将各段气层产能累加计算（见图1）。
产能预测公式为式中，φ为储层孔隙度，%；H为储层有效厚度，m；Sg为储层含气饱和度，%。
A为射孔段各类储层系数加权值。
根据苏里格气田气层精细分类结果，将储层分为4大类6小类，其中第Ⅳ类为干层，对产气无贡献（见表1）。
储层参数是利用测井资料进行产能预测和评价的基础。
岩心标定测井和岩石物理实验研究是建立储层参数解释模型的关键技术。
在孔隙度计算模型上，对于密度—中子测井曲线无镜像响应特征段，利用密度（或声波）测井与岩心分析孔隙度直接建立孔隙度解释模型；对于密度—中子测井曲线镜像响应特征段，由于密度（或声波）测井计算的孔隙度一般偏大、中子测井孔隙度则由于挖掘效应而明显偏低，把两者加权，实现气层对于中子、密度测井影响的校正。
在饱和度计算模型上，由于阿尔奇公式主要适用于高孔隙度高渗透率储层，而密闭取心分析含水饱和度比较真实地反映了储层的流体性质。
因此，根据岩电实验参数，利用阿尔奇公式计算密闭取心井目的层段含水饱和度，并利用密闭取心分析含水饱和度对测井计算含水饱和度进行校正，得出校正公式，可有效提高含水饱和度的解释精度（见图1）。
表1 苏里格地区储层测井分类结果表＊非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同图1 苏里格地区盒8段密闭取心分析含水饱和度与测井计算含水饱和度交会图图2为S×2井盒8段测井解释综合图。
S×2井盒8段2段合试，46号层厚度2.6m，电阻率24.7Ω·m，声波时差265.4μs／m，孔隙度15.4%，含气饱和度61.2%，为ⅠB类气层，计算H×φ×Sg为0.25；49号层厚度12.3m，电阻率56.3Ω·m，声波时差230.2μs／m，孔隙度10.1%，含气饱和度58.6%，为II类气层，计算H×φ×Sg为0.73。
合试产量为20.85×104 m3／d，试气获无阻流量获16.1115×104 m3／d。
利用这种产能预测累加法求得的无阻流量与计算所获得的无阻流量之间有良好的相关性，相关系数达到0.81（见图3）。
图2 S×2井盒8段测井解释综合图图3 苏里格地区盒8气层产能预测结果检验图1.2 多参数复合图版法苏里格地区气井主要根据测井分类和压力恢复动态结果综合分类（见表2），其中Ⅰ类井单一气层厚度为5m以上，压力恢复速度大于2.4MPa／h，无阻流量大于8×104 m3／d，这类井配产1.5×104 m3／d；Ⅱ类井的单一气层厚度为3～5m 之间，压力恢复速度为1.0～2.4MPa／h之间，无阻流量为（4～8）×104 m3／d之间，这类井配产1×104 m3／d；Ⅲ类井单气层厚度小于3m，压力恢复速度小于1.0MPa／h，无阻流量小于4×104 m3／d，这类井按0.8×104 m3／d进行配产。
选取已投产井51口，其中I＋II类井22口，通过分析这些样本井测井响应参数与无阻流量之间的关系，建立多参数复合解释图版（见图4、图5），实现了对气井的快速分类评价。
表2 苏里格地区气井分类标准表井类别单气层最大厚度／m累计气层厚度／m压力恢复速度／（MPa·h－1）无阻流量／（×104 m3·d－1）Ⅰ ＞5 ＞8 ＞2.4 ＞8Ⅱ 3～5 ＞8 1.0～2.4 4～8Ⅲ ＜3 ＜5 ＜1.0 ＜4图4 苏里格东区3类配产井电阻率与声波时差交会图Sd×为苏里格气田的1口开发井，21号层和24号层2个段合试，其中21号层为主力气层，厚度5.3m，电阻率41.2Ω·m，声波时差249.43μs／m，计算孔隙度12.75%，计算含气饱和度71.3%，计算渗透率0.564mD，气测饱满，计算H×φ×K×So为0.27；24号层厚度2.4m，电阻率46.08Ω·m，声波时差229.63μs／m，计算孔隙度8.86%，计算含气饱和度64.7%，计算渗透率0.337mD，计算H×φ×K×So为0.05（见图6），该井测试井口产量4.5208×104 m3／d，无阻流量11.2546×104 m3／d，根据多参数复合图版，位于I类配产井区域内，判别为I类配产井，配产2.5×104 m3／d。
图5 苏里格东区产能判别多参数复合图版图6 Sd×井盒8、山1段测井解释成果图对应气井动态分类结果，同时结合加权储能系数方法，对40口井进行了测井产能分级预测，预测结果与动态分类结果相比较，符合率达到92.5%。
1.3 基于参数回归的测井产能预测方法储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度和有效厚度等参数是影响气层产能的主要地质因素。
引入每米日产气量（Q／h，Q为日产气量，h为储层的有效厚度）参数作为气层产能的表征，利用苏里格西区单层试气资料分析孔隙度、渗透率、含气饱和度等参数与气层产能的关系（见图7），发现每米日产气量与含气饱和度的相关性最好，渗透率次之，与孔隙度单相关关系最差。
图7 苏里格西区每米日产气量与孔隙度、渗透率和含气饱和度单相关分析应用43口井试气资料建立该区气层每米日产气量的计算模型式中，φ为储层孔隙度，%；h为储层有效厚度，m；Sg为储层含气饱和度，%；K为储层渗透率，mD。
模型计算结果与测试结果具有一定的相关性，但精度偏低（见图8、图9）。
根据苏里格西区气井及气层分类结果，分别计算3类气层的有效厚度与试气产量对应关系，将气层按产能级别划分成3级（见表3），分类建立产能评价模型。
图8 计算每米日产气量与测试每米日产气量交会图Ⅰ类：Ⅲ类：表3 苏里格西部盒8、山1段产能分级标准ⅠⅡⅢ每米日产气量／（×104 m3·d－1·m－1）＞0.60.2～0.6 ＜0.2产能级别分级后计算每米日产气量与测试每米日产气量相关性（见图9），两者绝对误差小，相关性好，精度高。
