鄂尔多斯盆地北缘石炭系-二叠系大型气田形成条件

鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区的天然气勘探经历了40年的历史。近10年来,通过在该区进行系统的天然气成藏条件调查与研究,建立了以大型岩性圈闭为主要评价目标的勘探思路,并通过展开勘探取得重大突破,在石炭系-二叠系致密低渗碎屑岩含气层系获得地质储量已超7 000×108m3。综合研究认为,发育在石炭系-二叠系下部海-陆过渡层序中的层状"广布式"近源成藏系统是该区大型气田形成的基本条件。该成藏系统具有大型化的成藏要素:大面积分布的上石炭统煤系源岩、大面积下二叠统河道砂岩储集体、大面积源-储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程及上二叠统大面积区域封盖层。大面积含气、低丰度储量及以岩性气藏为主是杭锦旗地区上古生界气藏的一大特征。在储层普遍致密低渗背景下,寻找富集高产区带、实现有效勘探开发将是面临的挑战。

鄂尔多斯盆地大牛地大型低渗气田成藏特征及其勘探开发技术

大牛地气田是位于鄂尔多斯盆地北部的一个大型致密-低渗透气田。主要含气层位自下而上为上石炭统太原组、下二叠统山西组和下石盒子组,是一套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辨状河沉积层序,厚度250-280 m,横向稳定,宏观形态呈一巨大的“箱型”,受上石盒子组区域盖层物性和异常压力的双重封盖作用,工业气藏的发育被严格限制在该箱体内,多层大型岩性圈闭叠合发育,具有“近源箱型”成藏模式。针对岩性圈闭、致密-低渗透砂岩储层、自然产能低等难点,在气田的勘探开发中,形成了叠合岩性圈闭描述与评价、煤系地层地震储层预测等关键技术,并建立了以保护气层为重点的快速钻井综合技术、以提高产能为核心的致密气层大规模压裂改造技术等配套技术体系。

大牛地气田石炭—二叠系海陆过渡沉积体系与近源成藏模式

鄂尔多斯盆地上古生界下部由海向陆演化过程中由下向上形成了3套沉积体系:障壁海岸-潮坪沉积体系、三角洲沉积体系和冲积平原-河流沉积体系,形成相带宽阔、横向分布稳定的陆源碎屑含煤层序,这些沉积体系提供了丰富的烃源岩和储集岩,并且呈大面积同层位共生、或近距离叠置的产状,使得在盆地内部缺乏大规模运移通道的条件下天然气能够聚集成藏。大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,上石炭—下二叠统发育的多层叠合大型岩性圈闭构成气田的基本框架,在具有异常压力而又分布广泛的上二叠统上石盒子组厚层泥质岩的封盖下,表现出近源箱形成藏特征,这是鄂尔多斯盆地内部上古生界的主要成藏方式。

鄂尔多斯盆地北部加里东期风化壳及其对油气储聚的控制

本文论述了鄂尔多斯盆地北部的加里东期风化壳在纵横向上的展布及成岩作用,讨论了风化壳储集层发育的受控因素,指出了鄂托克旗-安边堡一线以东、东胜-子洲一线以西的地区是油气勘探的重点。

鄂尔多斯盆地油气勘探的回顾与思考

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地 ,油气资源丰富 ,勘探前景广阔 ,在“西气东输” ,工程启动的今天 ,我们又面临新的机遇和挑战。笔者回顾了华北石油局在该盆地四十多年的勘探历程 ,在总结各历史阶段油气勘探成果的基础上 ,通过对盆地油气地质特征的分析 ,阐述了盆地油气勘探开发可持续发展的态势 ,指出盆地油气勘探工作要坚持勘探思路创新 ,观念创新 ,技术方法创新 。

鄂尔多斯盆地北部下奥陶统上马家沟组地震相研究

鄂尔多斯盆地北部奥陶系内部构造不发育,区域地震剖面以平行反射结构为主要特点。经对代表上马家沟组顶底界的T_9、T_(10)相位及其之间次一级相位进行分析,可在盆地北部划分出3个地震相区和11种地震相类型。不同的地震相类型代表了不同沉积相带或不同岩性组合在地震剖面上的反射结构特征,通过对已钻区地震相类型的划分,就可以探讨未知区的沉积层序和沉积相的演变,并为优选勘探区块提供依据。根据盆地北部上马家沟组储集岩主要发育在白云岩中的区域特点,确定出B、D、E、F、I、J等6种地震相类型为有利的白云岩发育区,这也是天然气勘探的有利区带。

致密砂岩气藏水相圈闭损害实验研究及应用

致密砂岩气藏已成为当前油气勘探开发的重点,但水相圈闭损害严重影响其勘探开发效益。鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏具有低孔低渗、低压、高毛管力、高有效应力、低初始含水饱和度、天然裂缝一定程度发育和粘土矿物丰富多样等特征。对塔巴庙致密砂岩气藏地质特征和水相圈闭损害机理的研究表明,致密砂岩气藏潜在水相圈闭损害严重,并通过典型致密砂岩岩样的毛管自吸实验和水相圈闭指数APTi实验评价证实水相圈闭损害的严重性。毛管自吸实验揭示出,物性越好、初始含水饱和度越低的储层更易发生自吸诱发的水相圈闭损害。综合地质特征和实验结果,分析了塔巴庙地区应用屏蔽暂堵钻井完井液防止水相圈闭损害而促使盒2+3段高产气藏及时发现的原因。

储层屏蔽暂堵钻井完井液技术研究及应用

鄂尔多斯北部塔巴庙地区的气藏是典型的低压低渗裂缝性砂岩气藏。该区储层具有孔隙度低、渗透率低或致密、储层压力低、毛细管压力高、有效应力高以及储层不均质性强、裂缝和微裂缝发育等特征,简称“三低两高一强”。储层损害机理以储层液锁损害、应力敏感损害以及水敏、盐敏损害等为主。文章在分析储层特征及其损害机理的基础上,研究出了适合塔巴庙地区储层特征的屏蔽暂堵钻井完井液技术。该技术在鄂尔多斯北部塔巴庙、杭锦旗等地区10多口探井、评价井及开发井中进行了现场试验,在储层保护和提高天然气单井产量等方面取得了显著效果。

鄂尔多斯盆地上古生界压力封存箱与天然气的富集规律

根据鄂尔多斯盆地北部沉积埋藏史、成烃史、地热史和烃类包裹体分析、地层剥蚀厚度、沉积速度等资料,结合鄂尔多斯盆地上古生界普遍低压异常、储层致密、构造简单、含气层分散、天然气聚集受封存箱控制的特点,对盆地北部上古生界异常压力分布规律、压力成因及演化历史的研究认为,该区上古生界具备压力封存箱发育的地质环境。压力封存箱区域分布的特点是上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力封存箱型含气系统,储层属异常低压-常压,泥岩仍保持幅度不等的高压。压力封存箱的形状、内幕结构、箱内砂泥岩的配置关系控制了箱内天然气藏的分布。

低压致密气藏压裂工艺技术研究与应用

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏,气井压裂前自然产能很低或基本无产 能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点,且存在严 重的水相圈闭损害和其它敏感性损害,采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效 果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点,通过近年来的攻关研究和现场试验,提出了改进的压裂工艺技 术方法,筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系,大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量 提高2倍以上,初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系,为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发 难题奠定了良好的基础。

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏特征对比

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实资料、孔隙演化、压力成因、气水分布、天然气运移和成藏特征等分析研究,结合前人的成果资料,对上古生界气藏与典型深盆气藏特征进行了详细对比。研究认为,如果仅从成藏基本条件和气藏某些表现形式看,上古生界气藏与深盆气藏有相似之处。但开发动态资料显示,气层连通性差,气层分属多个压力系统,并没有出现大范围的气水关系倒置现象,局部存在边底水,气水分布主要受构造部位和有利储层相带等因素控制。由成藏作用过程、成藏关键条件和成藏机理考察,上古生界气藏具就近运移、聚集、成藏特点,主要属岩性气藏或构造-岩性气藏。综合分析认为,储层连通性差、圈闭受岩性和构造控制是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的根本原因。

低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率.将直接影响压后的单井产量。针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征.对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快。低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返捧的压裂液破胶液粘度小于3mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求。

应用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩气层测井识别能力

致密砂岩气层低孔低渗、低初始水饱和度和裂缝发育等特征使其极易受到钻井完井液损害。钻井完井液侵入诱发的水相圈闭损害将使测井数据不能反映地层真实情况,导致气层测井响应弱或无,错判漏失气层。屏蔽暂堵技术在井壁形成薄、韧和渗透率近于0的滤饼,能减少和防止固相侵入和水相圈闭损害。以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为研究对象,通过屏蔽暂堵钻井完井液室内评价和现场应用前后常规测井资料分析指出,屏蔽暂堵技术改善滤饼质量、井径和井壁粗糙度,为测井数据提供良好的采集环境,提高气层测井响应和测井解释含气饱和度,促使了高产气层发现。通过毛细管自吸实验揭示出水相圈闭损害是暂堵技术前未发现盒2+3高产气层的原因。

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏成藏机理之辩析

通过时鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成基本条件、气水分布规律和成藏动力学特征研究分析，并与北美典型深盆气进行对比发现，如果仅从气源丰富、储层致密、异常压力、大面积含气等气藏表现特征观察。上古生界气藏与典型深盆气藏极为相似。但从各区气藏形成条件来看，上古生界烃源岩生气速率慢，持续地供气条件较差；气藏上倾方向多因物性或岩性封挡，主要表现为非均质储层条件下的岩性和构造-岩性气藏类型；含气范围内的同一气层连通性较差，气水分布受区域构造控制，局部明显存在边底水，也没有整体活塞式气驱水作用形成的区域性气水界面。成藏动力学机理反映，上古生界储层毛细管阻力过大，天然气二次运移的浮力不够，主要是就近运移聚集成藏，没有大规模运移的迹象，难以实现整体活塞式气驱水运移。所以用深盆气藏成藏机理还不能合理解释鄂尔多斯盆地上古生界气藏成因。综合分析认为，持续供气能力不够、储层连通性差是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的主要原因。

大牛地低渗透气田试采井网井距研究

大牛地气田为低孔低渗透气田 ,按照不同的方法计算了其极限井距和技术合理井距 ,并以经济评价方法为基础确定了气藏的合理井距。认为只要技术合理井距不低于其经济极限井距都是可行的。建议 :在相对高渗透层采用密井获得高产 ,在低渗透层采用稀井保证整个气藏开发的经济效益。最后结合数值模拟方法确定高渗透层 (Ⅰ类区 )井网采用 10 0 0m井距 ,低渗透层 (Ⅱ类区 )井网采用 15 0

鄂尔多斯盆地早奥陶世沉积特征及其演化

鄂尔多斯盆地的早奥陶世沉积可划分为西缘末端变陡的碳酸盐岩缓坡、东缘蒸发-局限台地和南缘镶边碳酸盐岩台地3个沉积区。岩相古地理的发展可划分为3个阶段,即冶理—亮甲山期为稳定的发展阶段,早、晚马家沟期为岩相分异阶段,峰峰期为中奥陶世陆源浊积盆地这一新的发展阶段的前奏。其演化具有东升西降的特点,东部沉积区的沉积相演化为一个向上变浅的沉积序列,而西部为一个向上变深的沉积序列。

鄂尔多斯盆地北部下奥陶统储层物性特征研究

文章通过常规物性分析和特殊岩心分析，对鄂尔多斯盆地北部下奥陶统马家沟组地层的储集物性进行了研究。指出了储集物性在纵向上的变化规律，并从岩心测试的角度提出了天然气在该套储层中作有效运移的最低孔隙度和获取工业气流所必需的孔隙度下限值。

鄂尔多斯盆地北部古生代岩溶及有利油气勘探区块预测

从古岩溶风化壳分析入手，结合区内沉积岩相、古构造、地震及测井、岩溶角砾岩等的分析，指出古构造不仅控制着有利生储油（气）相带的展布，而且控制着古生代岩溶风化壳储层的生成、发展及时空展布，持续性主隆起是油气运移的指向地区，从而寻找出新的含油气区块。

鄂尔多斯盆地北部下奥陶统储集岩的分类评价

本文以毛管压力测试得到的岩样微观孔隙结构特征参数作为分类评价的基本定量指标，采用Ｑ型聚类法将所测试的岩样分作了５个类别；结合每一类别的地质、物性及生产特点，将鄂尔多斯盆地北部下奥陶统储集岩分成五类，并分别对各类储集岩的储集性能作出评价。

“三低”油田重现生机呼唤政策扶持

国际油价的长期低迷，加之国家新《安全生产法》和《环境保护法》的出台，对油企环保提出更高的要求，致密“三低”（低压、低渗透、低丰度）油气田开发的门槛提高。中国石化在“十三五”发展期间将面临诸多严峻挑战，要推动上游板块的发展，应加强预测储量考核，鼓励企业发现优质储量；应及时提交探明储量，做好“三同时”、依法依规生产等工作，处理好与地方政府的关系。同时，应积极争取国家相关优惠政策支持，提高“三低”油田的开发效益。