CN109973059A - 一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明具体涉及一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，包含以下步骤：(1)获取待测油井的单井钻完井指标，测井指标,开采指标和/或注水指标，根据4项指标综合判断待测油井的可能储集体类型，所述储集体类型包括3种：溶洞型储集体、宽裂缝型储集体和微裂缝型储集体；(2)测试单井原油配置地层活油,在地层条件下的气体溶解度和混相程度；(3)根据所述储集体类型、所述气体溶解度和混相程度，分析得到注气体机理。该方法能够简单准确的判断剩余油储集体类型，给出注气体开采原油的机理，该方法对深化注气体机理认识，以及后期注气体改善效果具有重要的指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气开发领域，具体涉及一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法。
背景技术
塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏储层非均质性极强、储集空间多样，其中大型洞穴是最主要的储集空间，裂缝是主要的连通通道；同时油藏油水关系和流体流动特征复杂，导致产量递减大，一次采收率较低，而油藏的“两超三高”的特点导致其他工艺实施难度大、成本高。为此，2012年开始实施注氮气技术，注氮气技术目前已成为塔里木盆地塔河油田注水后的接替技术。因此，深入研究缝洞型油藏注氮气机理，对深化缝洞型油藏注氮气提高采收率认识和改善效果，具有重要意义。
现有的研究主要包括：
将缝洞型油藏剩余油储集体类型分为阁楼油、封闭孔洞内剩余油、绕流油、油膜和充填部位剩余油，采用设计制作的二维可视化物理模型和三维立体可视化物理模型，明确机理为补充地层能量、重力分异、置换。(范登御，2016，博士论文，《缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高收率采收率技术与相关机理研究》)
采用缝洞型油藏可视化溶洞模型模拟氮气泡沫驱，明确主要机理为重力分异、降低界面张力。(屈鸣等，石油科学通报，2018，第3卷第1期，《缝洞型油藏溶洞储集体氮气泡沫驱注入参数及机理研究》)
针对“阁楼油”剩余油，采用数值模拟方法，明确注气机理主要为主要作用为重力分异驱替、能量补充与混相为次要作用。(孙博，2014，硕士论文，《缝洞型油藏注气替油机理及优化研究》)
前期的注气体机理分析集中向溶洞型“阁楼油”注氮气的机理分析上，存在以下问题：一是剩余油类型分类脱离实际油藏类型，实际上剩余油类型除了“阁楼油”外还存在井间裂缝型；二是采用物理模拟方法成本比较高，一般需要制作高温高压的装置或者可视化装置；三是采用数值模拟方法，一般采用渗透率等效的方法，同时需要调整大量参数，费事费力，脱离现场实际情况；三是在实际应用过程中，不只是注氮气，还存在注入其他气体驱替原油。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，能够简单准确的判断剩余油储集体类型，给出注气体开采原油的机理，该方法对深化注气体机理认识，以及后期注气体改善效果具有重要的指导意义。
本发明采用以下技术方案：
一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，包含以下步骤：
(1)获取待测油井的单井钻完井指标，测井指标,开采指标和/或注水指标，根据4项指标综合判断待测油井的可能储集体类型，所述储集体类型包括3种：溶洞型储集体、宽裂缝型储集体和微裂缝型储集体；
(2)测试单井原油配置地层活油,在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
(3)根据所述储集体类型、所述气体溶解度和混相程度，分析得到注气体机理；
所述单井钻完井指标是指钻井过程中出现钻井放空或泥浆漏失速度；
所述测井指标是指待测油井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线、声波测井曲线、中子测井曲线和密度测井曲线；
所述开采指标指待测油井的日产液量及累产液量；
所述注水指标指待测油井的日注水能力和注水压力数值。
步骤(1)中，获取待测油井的单井钻完井指标，测井指标,开采指标和注水指标，根据待测油井的每1项指标判断得出待测油井符合3种储集体类型中的一种，完成4项指标判断后，出现次数最多的储集体类型结果就是待测油井的可能储集体类型。
步骤(1)中，依据所述单井钻完井指标即待测油井在钻井过程中出现钻井放空或泥浆漏失速度判断所述可能储集体类型，
当大于45m3/h时，所述待测油井为溶洞型储集体；
当在25～45m3/h之间时，所述待测油井为宽裂缝型储集体；
当大于5m3/h并小于等于25m3/h，所述待测油井为微裂缝型储集体。
步骤(1)中，依据所述测井指标判断所述可能储集体类型，所述测井指标包括自然伽马测井曲线，井径测井曲线，电阻率测井曲线，声波测井曲线，中子测井曲线和密度测井曲线，每一种曲线的判断结果显示待测油井属于3中储集体中的一种，依据下表所示的条件，所述可能储集体类型的结果由占多数的储集体类型确定；
待测油井的自然伽马测井曲线的GR和KTH为5～15API，U大于15API，除GR外各曲线变化幅度大于50％，则为微裂缝型储集体；GR和KTH为5～15API，且放射性铀含量为10-15AP为宽裂缝型储集体；GR和KTH为30-135API，锯齿状或尖峰状和较大的波浪状变化，且能谱指标显示放射性铀元素大于15API为溶洞型储集体；
待测油井的井径测井曲线显示，井径扩径5％以下或略呈锯齿状则为微裂缝型储集体；井径扩径10％以下或略呈锯齿状则为宽裂缝型储集体；井径扩径20％以上或异常增大则为溶洞型储集体；
待测油井的电阻率测井曲线显示，电阻率在500-800Ωm，且曲线变化较剧烈，多呈正差异则为微裂缝型储集体；电阻率在500-800Ωm，且曲线变化较剧烈，多呈正差异则为宽裂缝型储集体；电阻率小于200Ωm，且明显呈正差异则为溶洞型储集体；
待测油井的声波测井曲线显示，声波小于50us/ft则为微裂缝型储集体；声波在50-65us/ft则为宽裂缝型储集体；声波大于50us/ft则为溶洞型储集体；
待测油井的中子测井曲线显示，中子小于2％则为微裂缝型储集体；中子在2％-6％在则为宽裂缝型储集体；中子大于6％则为溶洞型储集体；待测油井的密度测井曲线显示，密度大于2.69g/cm3为微裂缝型储集体；密度为2.55-2.69g/cm3则为宽裂缝型储集体；曲线呈负向尖峰状，且小于2.55g/cm3则为溶洞型储集体；
步骤(1)中，依据所述开采指标判断所述可能储集体类型，当日产液能力大于45m3/h时且累产液大于2万吨，判定为溶洞型储集体；当日产液能力为25～45m3/h时且累产液为1～2万吨，判定为宽裂缝型储集体；当日产液能力小于25m3/h时且累产液小于1万吨，判定为微裂缝型储集体。
步骤(1)中，依据所述注水指标判断所述可能储集体类型，当日注水能力大于45m3/h时且注水压力小于1MPa，判定为溶洞型储集体；当日注水能力为25～45m3/h时且注水压力为1～10MPa，判定为宽裂缝型储集体；当日注水能力小于25m3/h时且注水压力大于10MPa，判定为微裂缝储集体。
步骤(2)中，选取单井原油配置地层活油，在地层条件下采用高温高压细管驱替实验，判断混相程度，采收率≥90％判定为混相驱替，采收率＜90％为非混相驱替。
步骤(3)中，如判断为溶洞型储集体，所述气体溶解度为80m3/m3以下且为非混相驱替，则为重力分异机理；如判断为宽裂缝型储集体，气体溶解度为80m3/m3以下且为非混相驱替的机理为抑制水锥和改变油藏流场机理；
如判断为微裂缝型储集体，气体溶解度为80m3以下且为非混相驱替，则为利用气体的穿透和膨胀增能机理；如判定为微裂缝型储集体，气体溶解度大于80m3且为混相驱替，则为气体与原油溶解膨胀机理。
所述气体溶解度和混相程度，由气体-原油相态实验和细管驱替实验得到。
本发明公开了一种缝洞型油藏注气体机理快速分析方法。首先根据单井钻完井指标、测井指标、开采指标、注水指标判断储集体类型，进而判断出单井剩余油类型，其次选取单井原油配置地层活油，开展气体-原油相态实验和细管驱替实验，判断出气体溶解度和混相程度，最后根据单井剩余油类型、相态实验、细管实验方案结果，基于技术分析，给出注氮气机理。该发明方法对深化注气体驱替原油机理的认识，以及改善后期注氮气效果具有重要的指导意义。
附图说明
图1溶洞型储集体类型注氮气机理过程演示图；
图1a：注氮气前；图1b：注氮气后；
图2宽裂缝型储集体类型注氮气机理过程演示图；
图2a：注氮气前；图2b：注氮气后；
图3微裂缝型储集体类型注氮气机理过程演示图；
图3a：注氮气前；图3b：注氮气后；
图4微裂缝型储集体类型注CO2机理过程演示图；
图4a：注CO2前；图4b：注CO2后；
1-气体，2-水，3-原油，4-油-CO2混合物。
具体实施方式
为了更加清楚地理解本发明，现对本发明的具体实施方案进行详细的阐述，但本发明所保护范围不仅限于此。
实施例1：缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法1
(1)根据单井钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标综合判断储集体类型；
1)单井钻完井指标
1#油井位于塔里木盆地北缘，1999年5月17日完钻，完钻井深5612.7m，完钻层位奥陶系下统；钻井过程中，5410-5420m放空，并发生恶性漏失(泥浆漏失速度大于45m3/h)，因此依据单井钻完井指标判断储集体类型为溶洞型，单井钻完井指标判断可能储集体类型为溶洞型。
2)测井指标
表1:测井指标判断标准
测井指标显示，5410-5420m，自然伽马(GR)测井，高值响应(30-135API)，锯齿状或尖峰状和较大的波浪状变化；能谱指标显示部分放射性铀元素(U)含量高(＞15API)(溶洞型)；井径测定，扩径明显(大于20％)(溶洞型)；电阻率值较低，为50Ωm，异常降低，明显呈“正差异”(溶洞型)；声波，较高响应特征，120us/ft(溶洞型)；中子呈高值响应特征，大于3％(溶洞型)；密度测井，低值响应特征，呈负向尖峰状，数值2.3g/cm3(溶洞型)，因此，依据测井指标判断可能储集体类型为溶洞型。
3)开采指标
完井后油套合采，初期日产原油由62m3，后转抽生产，截止2012年2月，累产液44.61×104t，累产油17.65×104 t，因此依据开采指标判断可能储集体类型为溶洞型。
4)注水指标
2006年9月12日开始注水替油，目前进行了7轮次注水替油，注水压力为0，甚至倒吸，因此依据注水指标判断可能储集体类型为溶洞型。
通过钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标得判断，可能储集体类型全为溶洞型，进一步判断该井储集体类型为溶洞型。
(2)测试单井原油配置地层活油在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
1)采用高温高压PVT测定氮气-1#油井的原油相态实验
高温高压PVT装置：PVT测试单元的可视窗采用高压石英玻璃制成，最大容积为300mL，PVT测试单元视窗体积为90mL，PVT测试单元死体积＜10mL。工作压力上限为70MPa，测温上限为200℃。内有可以上下移动的活塞，可通过调整活塞位置调节可视测试单元内的压力及PVT测试单元的体积。其内放置热电偶，用于检测可视PVT测试单元内体系的温度，测定精度为±0.3℃。体系压力由精密压力传感器测定，系统体系压力精度为±0.01MPa。平衡状态下油相的体积通过CCD摄像机系统读取，其体积精度为±0.001mL。
测试条件：120℃、60MPa；
测定结果：地层条件下氮气在1#油井的原油的溶解度为42m3/m3。
2)采用高温高压细管实验判断混相程度
高温高压细管驱替实验装置：注入泵系统：Ruska全自动泵，工作压力0～70.00MPa，工作温度室温，速度精度0.001mL；回压调节器：工作压力0～70.00MPa，工作温度为室温～200.0℃；压差表：最大工作压差34.00MPa，工作温度为室温；控温系统：工作温度为室温～200.0℃，控温精度0.1℃；
测试条件：120℃、60MPa；
测定结果：氮气对1#原油的驱替作用，采收率为62％，为非混相。
(3)该井剩余油类型为溶洞型剩余油、氮气溶解度低、注氮气为非混相驱替。
进一步分析，氮气在该井油藏条件下120℃、60MPa的密度为0.35g/cm2，溶洞型剩余油主要集中在溶洞高部位，注入氮气后，氮气在原油中的溶解度低，氮气置换顶部空间，原油下降，油井恢复生产，则该井注氮气机理为非混相重力分异，具体实施过程如图1所示。
图1中，图1a是溶洞型剩余油的示意图，油水界面抬升到采油井溢出点以上，高部位剩余油无法动用；图1b是注氮气后，依靠重力分异机理，油水界面下降，原油采出。
实施例2：缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法2
(1)根据单井钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标综合判断储集体类型；
1)单井钻完井指标
2#油井位于塔里木盆地北缘，与1#油井属于同一油藏。2005年11月27日完钻，完钻井深5915m，完钻层位奥陶系下统。钻井过程中，钻至5878m时发生漏失，漏失速度32.5m3/h,后强钻至5915.0m，漏失437.8m3泥浆，无放空，因此依据单井钻完井指标判断可能储集体类型为宽裂缝型。
2)测井指标
判断指标同表1。
测井指标显示，5878-5915m,伽马测井，GR(自然伽马)和KTH(无铀伽马)值低(5-15API)，且有一定的放射性铀含量(10-15API)(宽裂缝型)；井径扩径或略呈锯齿状(扩径10％以下)(宽裂缝型)；电阻率低-中值500-800Ωm波动，曲线变化较剧烈，变化50％以上，呈正差异(宽裂缝型或微裂缝型)；声波值增大，在50-65us/ft波动(宽裂缝型或溶洞型)；中子测井，值增大或略有增大(介于2％-6％)(宽裂缝型)；密度测井，介于2.55-2.69g/cm3(宽裂缝型)，依据测井指标判断储集体类型时宽裂缝型占多数，因此测井指标判断可能储集体类型为宽裂缝型。
3)开采指标
完井后自喷生产，常规完井，初期日产液35t/天，2006年4月27停喷转抽(CYB-56/38TH×2300m)，截至注氮气前，累计产液19347t，产油10441t，产水8906t。因此依据开采指标判断可能储集体类型为宽裂缝型。
4)注水指标
2008年11月进行注水压锥，因邻井TK643井含水快速上升，停止注水，累计注水969m3，平均注水压力5MPa，因此依据注水指标判断可能储集体类型为宽裂缝型。
通过钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标得判断，全是宽裂缝型，进一步判断该井储集体类型为宽裂缝型。
(2)测试单井原油配置地层活油在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
采用高温高压PVT测定氮气-1#油井的原油相态实验，测定结果显示地层条件下氮气在1#油井的原油的溶解度为45m3；采用高温高压细管实验测定氮气对1#原油的驱替作用，采收率为67％，为非混相。
(3)该井剩余油类型为宽裂缝型剩余油、氮气溶解度低、注氮气为非混相驱替。
进一步分析，氮气在该井油藏条件下120℃、65MPa的密度为0.36g/cm2，宽裂缝型剩余油主要集中在局部高部位，前期生产过程中，由于生产压差过大时油井含水呈暴性水淹或快速上升，形成水锥，导致水锥两侧大量剩余油无法采出；注氮气采油过程中，利用氮气的抑制水锥和改变油藏流场机理，改变底水水锥形态，促使井周压力场重新分布，降低水锥高度，从而实现井周水锥两侧剩余油的采出，具体实施过程如图2所示。
图2中，图2a是宽裂缝型剩余油的示意图，底水能量强，生产压差过大导致含水快速上升，形成水锥，水锥两侧剩余油无法采出；图2b是注氮气后，利用氮气的抑制水锥和改变油藏流场机理，改变底水水锥形态，降低水锥高度，采出原油。
实施例3、缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法3
(1)根据单井钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标综合判断储集体类型；
1)单井钻完井指标
3#井油井位于塔里木盆地北缘，与1#、2#油井属于同一油藏。2008年9月30日完钻，完钻井深6011m，完钻层位奥陶系下统。钻井过程中，钻至5956m时漏失泥浆15.75m3，钻至6002m时出现渗漏，漏失段：6002-6011m，累计漏失泥浆86.25m3，钻井过程中出现泥浆漏失速度介于5-25m3/h，因此依据单井钻完井指标判断可能储集体类型为微裂缝型。
2)测井指标
判断指标同表1。
测井指标显示，5945.0-6011.0m,伽马测井，GR和KTH值为5～15API，U大于15API，除GR外各曲线变化较大(微裂缝型)；扩径小于5％(宽裂缝型，微裂缝型)；电阻率低-中值(550-800Ωm)，曲线变化较剧烈，呈正差异(宽裂缝型，微裂缝型)；声波值10-25us/ft波动(微裂缝型)；中子测井，值低小于0.05％(微裂缝型)；密度测井，值大于2.69g/cm3(微裂缝型)。因此微裂缝型占多数，依据测井指标判断可能储集体类型为微裂缝型。
3)开采指标
完井后自喷生产，常规完井，初期日产液15t/天，2008年11月7日上修转转抽(CYB-56/38TH×2300m)，截至注氮气前，累计产液3781t，产油1757t。因此依据开采指标判断储集体类型为溶洞型，开采指标判断可能储集体类型为微裂缝型。
4)注水指标
2008年12月进行注水压锥，注水6轮次，平均周期注水1172m3，平均注水压力11MPa，因此依据注水指标判断可能储集体类型为微裂缝型。
通过钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标得判断，可能储集体类型中微裂缝型占多数，进一步判断该井储集体类型为微裂缝型。
(2)测试单井原油配置地层活油在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
采用高温高压PVT测定氮气-3#油井的原油相态实验，测定结果显示地层条件下氮气在3#油井的原油的溶解度为65m3/m3；采用高温高压细管实验测定氮气对3#原油的驱替作用，采收率为73％，为非混相。
3)该井剩余油类型为微裂缝型剩余油、氮气溶解度低、注氮气为非混相驱替。
进一步分析，氮气在该井油藏条件下120℃、65MPa的密度为0.36g/cm2，微裂缝型剩余油主要集中在局部高部位，前期生产过程中，由于生产地层压力下降，导致裂缝闭合或者堵塞，供液连续性差，导致远端剩余油无法采出，注氮气采油过程中，利用氮气的穿透和膨胀增能机理，激动水驱波及不到的缝洞体内原油，从而实现井周远端剩余油的采出，具体机理过程如图3所示。
图3中，图3a是微裂缝型剩余油剩余油的示意图，地层压力下降导致裂缝闭合或堵塞，远端剩余油无法采出；图3b是注氮气后，利用氮气的氮气的穿透和膨胀增能机理，激动水驱波及不到的缝洞体内原油，从而实现井周远端剩余油的采出。
实施例4、缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法4
(1)根据单井钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标综合判断储集体类型；
1)单井钻完井指标
1#油井位于塔里木盆地北缘，1999年5月17日完钻，完钻井深5612.7m，完钻层位奥陶系下统；钻井过程中，5410-5420m放空，并发生恶性漏失(泥浆漏失速度大于45m3/h)，因此依据单井钻完井指标判断可能储集体类型为溶洞型。
2)测井指标
判断指标同表1。
测井指标显示，5410-5420m，自然伽马(GR)测井，高值响应(30-135API)，锯齿状或尖峰状和较大的波浪状变化；能谱指标显示部分放射性铀元素含量高(＞15API)(溶洞型)；井径测定，扩径明显或异常增大(大于20％)(溶洞型)；电阻率值较低，为50Ωm，异常降低，明显呈“正差异”(溶洞型)；声波，较高响应特征，120us/ft(溶洞型)；中子呈高值响应特征，大于3％(溶洞型)；密度测井，低值响应特征，呈负向尖峰状，数值2.3g/cm3(溶洞型)，因此依据测井指标判断可能储集体类型为溶洞型。
3)开采指标
完井后油套合采，初期日产原油由62m3，后转抽生产，截止2012年2月，累产液44.61×104t，累产油17.65×104t，因此依据开采指标判断储集体类型为溶洞型，开采指标判断可能储集体类型为溶洞型。
4)注水指标
2006年9月12日开始注水替油，目前进行了7轮次注水替油，注水压力为0，甚至倒吸，因此依据注水指标判断可能储集体类型为溶洞型，注水指标判断可能储集体类型为溶洞型。
通过钻完井指标，测井指标，开采指标和注水指标得判断，可能储集体类型中溶洞型占多数，进一步判断该井储集体类型为溶洞型。
(2)测试单井原油配置地层活油在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
采用高温高压PVT测定CO2-1#油井的原油相态实验，测定结果显示地层条件下氮气在1#油井的原油的溶解度为150m3；采用高温高压细管实验测定CO2对1#原油的驱替作用，采收率为92％，为混相。
(3)该井剩余油类型为溶洞型剩余油、CO2溶解度高、注CO2为混相驱替。
进一步分析，CO2在该井油藏条件下120℃、60MPa的密度为0.81g/cm2，溶洞型剩余油主要集中在溶洞高部位，溶洞型剩余油密度为0.79g/cm2，注入CO2后，CO2在原油中的溶解度高，同时CO2与原油密度相近，CO2与原油充分溶解混合，混相为一个相态，且溶解膨胀，开井后油井恢复生产，CO2与原油同时产出，压力降低，溶解的CO2膨胀析出，具体实施过程如图4所示。
图4中，图4a是溶洞型剩余油的示意图，油水界面抬升到采油井溢出点以上，高部位剩余油无法动用；图4b是注CO2后，CO2与原油溶解膨胀，原油采出。
Claims (9)
1.一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，包含以下步骤：
(1)获取待测油井的单井钻完井指标，测井指标,开采指标和/或注水指标，根据4项指标综合判断待测油井的可能储集体类型，所述储集体类型包括3种：溶洞型储集体、宽裂缝型储集体和微裂缝型储集体；
(2)测试单井原油配置地层活油,在地层条件下的气体溶解度和混相程度；
(3)根据所述储集体类型、所述气体溶解度和混相程度，分析得到注气体机理；
所述单井钻完井指标是指钻井过程中出现钻井放空或泥浆漏失速度；
所述测井指标是指待测油井的自然伽马测井曲线、井径测井曲线、电阻率测井曲线、声波测井曲线、中子测井曲线和密度测井曲线；
所述开采指标指待测油井的日产液量及累产液量；
所述注水指标指待测油井的日注水能力和注水压力数值。
2.根据权利要求1所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(1)中，获取待测油井的单井钻完井指标，测井指标,开采指标和注水指标，根据待测油井的每1项指标判断得出待测油井符合3种储集体类型中的一种，完成4项指标判断后，出现次数最多的储集体类型结果就是待测油井的可能储集体类型。
3.根据权利要求2所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(1)中，依据所述单井钻完井指标即待测油井在钻井过程中出现钻井放空或泥浆漏失速度判断所述可能储集体类型，
当大于45m3/h时，所述待测油井为溶洞型储集体；
当在25～45m3/h之间时，所述待测油井为宽裂缝型储集体；
当大于5m3/h并小于等于25m3/h，所述待测油井为微裂缝型储集体。
4.根据权利要求2所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(1)中，依据所述测井指标判断所述可能储集体类型，所述测井指标包括自然伽马测井曲线，井径测井曲线，电阻率测井曲线，声波测井曲线，中子测井曲线和密度测井曲线，每一种曲线的判断结果显示待测油井属于3中储集体中的一种，依据下表所示的条件，所述可能储集体类型的结果由占多数的储集体类型确定；
待测油井的自然伽马测井曲线的GR和KTH为5～15API，U大于15API，除GR外各曲线变化幅度大于50％，则为微裂缝型储集体；GR和KTH为5～15API，且放射性铀含量为10-15AP为宽裂缝型储集体；GR和KTH为30-135API，锯齿状或尖峰状和较大的波浪状变化，且能谱指标显示放射性铀元素大于15API为溶洞型储集体；
待测油井的井径测井曲线显示，井径扩径5％以下或略呈锯齿状则为微裂缝型储集体；井径扩径10％以下或略呈锯齿状则为宽裂缝型储集体；井径扩径20％以上或异常增大则为溶洞型储集体；
待测油井的电阻率测井曲线显示，电阻率在500-800Ωm，且曲线变化较剧烈，多呈正差异则为微裂缝型储集体；电阻率在500-800Ωm，且曲线变化较剧烈，多呈正差异则为宽裂缝型储集体；电阻率小于200Ωm，且明显呈正差异则为溶洞型储集体；
待测油井的声波测井曲线显示，声波小于50us/ft则为微裂缝型储集体；声波在50-65us/ft则为宽裂缝型储集体；声波大于50us/ft则为溶洞型储集体；
待测油井的中子测井曲线显示，中子小于2％则为微裂缝型储集体；中子在2％-6％在则为宽裂缝型储集体；中子大于6％则为溶洞型储集体；待测油井的密度测井曲线显示，密度大于2.69g/cm3为微裂缝型储集体；密度为2.55-2.69g/cm3则为宽裂缝型储集体；曲线呈负向尖峰状，且小于2.55g/cm3则为溶洞型储集体。
5.根据权利要求2所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(1)中，依据所述开采指标判断所述可能储集体类型，当日产液能力大于45m3/h时且累产液大于2万吨，判定为溶洞型储集体；当日产液能力为25～45m3/h时且累产液为1～2万吨，判定为宽裂缝型储集体；当日产液能力小于25m3/h时且累产液小于1万吨，判定为微裂缝型储集体。
6.根据权利要求2所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(1)中，依据所述注水指标判断所述可能储集体类型，当日注水能力大于45m3/h时且注水压力小于1MPa，判定为溶洞型储集体；当日注水能力为25～45m3/h时且注水压力为1～10MPa，判定为宽裂缝型储集体；当日注水能力小于25m3/h时且注水压力大于10MPa，判定为微裂缝储集体。
7.根据权利要求1所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(2)中，选取单井原油配置地层活油，在地层条件下采用高温高压细管驱替实验，判断混相程度，采收率≥90％判定为混相驱替，采收率＜90％为非混相驱替。
8.根据权利要求1-8任一所述的所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，其特征在于，步骤(3)中，如判断为溶洞型储集体，所述气体溶解度为80m3/m3以下且为非混相驱替，则为重力分异机理；如判断为宽裂缝型储集体，气体溶解度为80m3/m3以下且为非混相驱替的机理为抑制水锥和改变油藏流场机理；
如判断为微裂缝型储集体，气体溶解度为80m3以下且为非混相驱替，则为利用气体的穿透和膨胀增能机理；如判定为微裂缝型储集体，气体溶解度大于80m3且为混相驱替，则为气体与原油溶解膨胀机理。
9.根据权利要求1-8任一所述的所述缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法，所述气体溶解度和混相程度，由气体-原油相态实验和细管驱替实验得到。
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