基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术在鄂尔多斯盆地大牛地气田的应用

为了解决鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田奥陶系顶部受太原组煤层影响地震分辨率不足,在现有层位解释基础上古地貌恢复精度不足的问题,以大牛地气田为研究对象,基于钻井、测井、地震等资料,结合区域沉积构造背景,利用叠后解释性处理技术与多参数反演技术精细追踪主要地质界面,进行岩溶古地貌恢复并划分岩溶优势区,分析其对研究区岩溶储层发育的影响。研究结果表明:①基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术可以将残留厚度预测误差控制在4 m之内;②根据岩溶古地貌单元渗流特征,结合气层厚度—风化壳残余厚度相关性及产能井分布对古地貌进行分区评价,残余厚度小于58 m为相对岩溶有利区。结论认为,基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术有效提高了关键地质界面的解释精度,进而提高古地貌恢复准确性,有助于岩溶储层分布研究,为下一步勘探开发部署提供了支撑。

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系“垮塌”型岩溶储层发育规律

随着水平井压裂技术在大牛地气田奥陶系风化壳气藏开发中的成功运用,低孔、低渗、强非均质性的岩溶储层显示出良好的天然气开发潜力,储层发育规律是风化壳成藏的关键。通过岩心观察,结合大量的测井资料,利用岩石相进行岩溶旋回和储层发育规律的研究,结果表明:1奥陶系马家沟组发育3期岩溶,上部两期岩溶规模较大,下部第三期岩溶规模较小,风化壳储层的发育主要与上部两期岩溶有关;2膏质云岩、泥云岩的长期溶蚀,导致水平洞穴层顶板发生破裂,部分上覆地层垮塌,最终形成一套厚层的岩溶角砾岩;3储层主要发育在岩溶强度相对较弱的区域,平面上主要发育在岩溶斜坡的残丘,纵向上则发育在上部两期岩溶保存相对完整的垂直渗流带,发育的岩石相为裂纹-镶嵌角砾岩相。利用岩溶旋回和岩相对有利储层发育区进行了预测,指明了下一步天然气勘探开发的方向。

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界沉积演化特征

鄂尔多斯盆地上古生界海陆变迁过程中其沉积演化特征决定了气田内储层成因类型,分布特征和分类评价。通过对大牛地地区太原组—山西组—下石盒子组岩芯观察,结合测井,地震等资料分析,综合确定太原组为滨浅海环境,下部发育碳酸盐岩斜坡体系,上部为障壁—潮坪—潟湖沉积体系;受北部物源区抬升影响,陆源推进和尚未完全褪去的海水影响,山西组为海陆过渡环境,发育潮控辫状三角洲沉积体系;伴随北部物源区逐渐抬升,陆相碎屑显著推进至研究区,下石盒子组底部形成陆相河流环境,发育辫状—曲流河沉积体系;大牛地上古生界整体呈陆进海退特征。由海向陆变迁过程中,太原组和山西组发育的煤层是研究区重要烃源岩;太原组上部障壁砂坝和潮道等砂体,山西组下部辫状河道,潮道和潮砂坝砂体和下石盒子组底部厚层叠置辫状—曲流河道砂体是研究区内上古生界重要的产气储层。

大牛地气田盒2+3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料，对大牛地气田盒2＋3段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行了详细的研究。研究结果表明，强烈的压实作用和胶结作用是研究区储层致密的主要原因，溶蚀作用和交代作用可以使储层的储集性能得到改善。沉积作用和成岩作用的双重影响使得盒2＋3段储层孔隙结构异常复杂，粒间溶孔、粒内溶孔、晶间晶内微孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间，其中粒间溶蚀孔隙对储层的改善最为明显，可使孔隙度增大到8％～20％，粒内溶蚀孔的孔隙度平均6．27％，晶间晶内微孔的孔隙度一般低于4％。孔隙喉道组合类型以中孔小喉和小孔细喉为主。在此基础上，应用主因子分析、聚类分析等统计学方法，将盒2＋3段储层孔隙结构划分为3种基本类型4种亚类，并勾绘出主力层的综合评价图，进一步分析表明，Ⅰ类、Ⅱa类储层为研究区的优质储层，测试结果为高产井，是今后致密砂岩气藏探开发的主要目标。

基于砂体构型精细刻画潮坪砂坝优质砂体——以大牛地气田D17井区太原组2段为例

以大牛地气田未开发区（ D17井区）太原组2段潮坪沉积为研究对象，基于测井、岩性等特征分析，对潮坪砂坝进行了精细刻画，共识别出了砂坝主体、砂坝侧翼及砂坝侧翼叠置3个沉积微相单元，并建立了沉积微相－岩相－测井相－物性－非均质性－试气成果响应模板。对比结果显示，砂坝主体微相岩性主要为（含砾）石英粗砂岩及岩屑石英砂岩，测井曲线具光滑箱形；砂坝侧翼微相岩性主要为中－细粒砂岩岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，测井曲线为齿化箱形、齿化钟形以及漏斗形。根据砂体组合类型，区域上划分出了砂坝主体型砂体带与砂坝侧翼型砂体带。前者砂坝宽度为6～8 km，砂体平均厚度为14.5 m，砂地比平均值为0.53，平均渗透率为0.48×10－3μm2。后者砂坝宽度为4～6 km，砂体平均厚度为10.56 m，砂地比平均值为0.36，平均渗透率为0.36×10－3μm2。砂坝主体型砂体带砂体发育规模大，分布范围广，砂体物性好，中等非均质性，试气成果明显，应作为优先开发的地区。

鄂尔多斯大牛地气田上古生界储层成岩作用评价

对鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界地层的成岩作用阶段进行了综合研究,结果显示,太原组-山一段地层煤镜质体反射率在1.4%～1.5%之间,包裹体均一温度为140 ℃,伊/蒙混层矿物中蒙脱石层含量一般小于30%,属晚成岩作用阶段B期;下石盒子组(包括盒一、二、三段)-山二段地层中煤镜质体反射率在1.3%～1.4%之间,盒一、二、三段包裹体均一温度为126 ℃,伊/蒙混层矿物中蒙脱石层含量主要在32%～36%之间,属晚成岩作用阶段A期;山二段包裹体均一温度比较复杂,认为也为晚成岩作用阶段A期.大牛地上古生界储集层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用(包括硅质胶结、碳酸盐胶结、粘土胶结)、溶解溶蚀作用以及微裂隙作用,储集岩石的孔隙类型主要有(剩余的)原生粒间孔隙、粒间(晶间)微孔隙、粒间(粒内)溶蚀孔隙(包括铸模孔隙),微裂隙包括切穿颗粒的和粒缘微裂隙.储层物性主要属低孔、低渗储层,孔隙结构参数显示盒三、盒二、太一和太二平均喉道半径和中值压力评价好于盒一、山一、山二段,排驱压力和最大连通半径也具有相似的特征;盒三、盒二段产能高、压降慢,与微裂隙作用造成渗透率增加有关.

大牛地气田储层伤害研究

在油气田的钻探和开发过程中容易对储层造成伤害,如何解决这一问题,将直接影响油气田的产量。导致储层伤害的因素有许多,为减少大牛地气田在开发过程中对砂岩储层造成的伤害,文中对该区储层的伤害因素进行了分析研究。以下二叠统石盒子组的盒1、盒2、盒3段低渗透砂岩储层为研究对象,通过详细的实验分析认为,造成储层伤害的主要因素是碱敏和水锁伤害,且盒2、盒3段储层存在固相侵入以及较弱的盐敏、水敏伤害。针对大牛地气田储层伤害的因素提出相应的降低储层伤害的对策,从而为气田的生产实践提供依据,实现气田的高产、稳产。

鄂尔多斯盆地大牛地气田铝土质泥岩储层的测井评价

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,总体上属于致密砂岩气藏,该区石炭系本溪组发育铝土质泥岩,传统上认为其是下古生界风化壳的盖层;但研究后却发现本溪组铝土质泥岩不同于一般的泥岩或页岩,前者具有更好的孔隙网络,同时也有较好的气测显示,可以作为潜在储层。为此,利用烷烃气碳同位素比较法,首先判别了该区铝土质泥岩储层的气源,发现其天然气来源于石炭—二叠系煤成气、下古生界碳酸盐岩自生气和铝土质泥岩内部泥页岩自生气所组成的混源气,而以石炭—二叠系煤成气为主;在此基础上,利用常规测井和特殊方法测井资料总结出了铝土质泥岩储层的测井响应特征,进而分析、评价了形成储层的原因及储层的品质;最后对该区本溪组铝土质泥岩储层的厚度进行了平面分布预测。结果表明：该类储层普遍发育,连续性较好,但其厚度不均匀（介于2.0~21.6m）,总体上由北西向南东方向逐渐变厚。该研究成果为大牛地气田铝土质泥岩储层的勘探开发提供了技术支持。

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段河道砂岩相控储层预测

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系下石盒子组盒3段属于典型的河流相沉积,由于地震属性预测受地震分辨率限制,造成河道砂体储层预测的多解性。应用高分辨率层序地层学,对盒3段目的层进行了沉积相展布规律研究,认清了盒3段顶界面地震反射层Tf9是一个在全区有近似等时地质意义的反射界面,盒3段上砂组的厚度与Tf9平均振幅的统计关系符合调谐振幅原理,从而优选出盒3段砂岩的振幅敏感属性。通过地震相、测井相及沉积微相综合分析,认为盒3段振幅敏感属性平面图与其沉积相展布规律一致,通过相关分析能较好地预测出砂岩发育的有利区。在D66井附近目标区的实践表明,砂岩预测结果与实钻吻合率达90%。由此表明,以沉积相、沉积特征约束地震属性预测能实现对复杂地质体的准确预测和描述。

鄂尔多斯盆地大牛地气田下二叠统下石盒子组盒2及盒3段风暴岩研究

首次提出在鄂尔多斯盆地大牛地气田下二叠统下石盒子组盒2及盒3段发育风暴岩。前人认为该区盒2及盒3段为一套河流相沉积体系,而风暴岩的发现证明还广泛发育一套湖泊沉积。鄂尔多斯盆地大牛地气田盒2及盒3段沉积时期,湖泊水面广阔,地形平缓,总体水体较浅,为浅水湖泊环境,易产生风暴回流。根据岩心观察和粒度分析资料,研究区内发育丰富的浅湖风暴岩沉积构造,主要有截切构造、渠模、丘状交错层理和冲刷面等典型的风暴成因构造。粒度概率累积曲线也反映出重力流和牵引流兼有的复杂的水动力机制。研究区风暴岩理想的沉积单元从下至上可概括为"似鲍马序列",即:A、递变层理和块状层理段;B、平行层理段;C、丘状交错层理和洼状交错层理段;D、波状层理段;E、泥岩段。风暴岩是湖泊发育的典型标志,所以风暴岩的提出对确定研究区的沉积相类型增加了新的认识,并且对下石盒子组的古地理恢复具有重要意义。

悬空侧钻技术在大牛地气田DP22水平井的应用

大牛地气田盒1段储层岩性为砂、泥岩互层,水平井在施工过程中易钻遇泥岩夹层,悬空侧钻是一种快速、经济的应对措施,且不对储层造成污染。DP22井在水平段施工过程中钻遇泥岩后退至砂岩井段应用了悬空侧钻技术,通过优选侧钻点、侧钻钻头和钻具组合,采用合理的造斜率及侧钻钻压,确保其继续在储层砂岩中钻进,侧钻过程中油气显示良好,实现了随钻点火,整个施工过程仅耗时3 d,在侧钻之后直至完钻的最后4趟钻均能找到侧钻井眼并顺利下钻,侧钻井段总长972 m,水平井段砂岩钻遇率达到了100%。DP22井悬空侧钻的顺利实施,确保了水平井段的砂岩钻遇率,最大限度地发挥了氮气泡沫欠平衡钻井技术在保护储层方面的作用,为今后水平井的实施积累了经验。

碳酸盐岩孔洞型储层分层次储集空间表征--以鄂尔多斯盆地大牛地中奥陶统马家沟组马五_(7)为例

碳酸盐岩具有多尺度、多成因的储集空间,储集空间和储集物性的表征是难点。鄂尔多斯盆地大牛地奥陶系马家沟组马五_(7)储层发育毫米—微米—纳米级储集空间,为研究其储集空间和储集物性,分层次、多尺度对该储集空间进行了表征,并结合测井曲线,建立了孔、洞的计算模型。研究表明:①对于发育多尺度储集空间的碳酸盐岩储层,采用岩心拓片提取溶蚀孔洞(>1 mm)、铸体薄片提取晶间孔(>2μm)、氩离子抛光—扫描电镜进行亚微米—纳米孔(<2μm)研究相结合,可以较准确地表征其储集空间;②在多尺度储集空间表征的基础上,对声波孔隙度和中子—密度孔隙度进行约束,可以建立对应的晶间孔孔隙度计算模型和溶蚀孔洞孔隙度计算模型,该模型具有更高的计算精度。

大牛地气田气井最小携液产量研究

探讨大牛地气田气井最小携液产量,可为气井合理产量的制定、排水采气工艺措施的优化提供依据。在综合分析大牛地气田气井积液特征的基础上,提出了气井积液的地面识别标准,并运用该标准对研究区270井次的积液情况进行判别;在考虑井筒注醇和温度、压力影响的情况下,通过实验确定了气液界面张力值,在此基础上提出了大牛地气田气井最小携液产量公式,研究区270井次的积液情况对公式进行检验的结果表明,该公式对气井积液判断的正确率为93.3%,比用李闽公式判断的正确率提高了24.8%,能较好地判别大牛地气田气井的积液情况。

大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素

致密砂岩储层的孔隙结构是决定其储层物性及油气产能的重要因素。应用铸体薄片及压汞等分析化验资料对大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素进行了研究。结果表明,研究区储层储集空间以次生孔隙为主,粒间溶孔及粒内溶孔是砂岩的主要孔隙类型。储层排驱压力平均值以及最大孔喉半径平均值在不同组的变化趋势相似,中值压力平均值总体呈现与排驱压力相反、随埋深增加而变小的特点,孔喉分选较差,孔喉分布极不均匀,且以细微孔及微细喉、微喉组合为主。孔隙结构的影响因素主要为埋深及碎屑颗粒组分。随着埋深的增加,孔隙和喉道变小,排驱压力增大;受选择性压溶及选择性次生加大作用的影响,长石及岩屑含量升高有利于孔喉的保存。

大牛地气田DP14水平井氮气泡沫钻井实践与认识

为有效开发大牛地气田低孔隙度特低渗透率储层,在下二叠统下石盒子组盒1段储层段试点推行欠平衡钻水平井技术。在DP14井井段(2865.20～4147.03m)实施欠平衡钻水平井,水平段总进尺为1281.83m,其中氮气进尺为33.97m,氮气泡沫进尺为1247.88m,创造了目前国内氮气泡沫欠平衡钻水平井水平段进尺最长的纪录。在控速钻进的情况下,水平段平均机械钻速为5.79m/h,是该地区常规钻水平井平均机械钻速的2倍以上;共使用6只钻头,其中一只钻头纯钻时间为67.5h,进尺455.36m,创造了大牛地气田水平井215.9mm井眼中最大单只钻头进尺的纪录。DP14井裸眼完井后在油压为7.1MPa时,产气量为1.07×104m3/d,首次在盒1段储层实现了自然建立产能。DP14井欠平衡钻水平井的成功实施,加快了盒1段储层的开发进程,并为试点工程的后续实施积累了经验。

鄂尔多斯盆地大牛地气田山西组沉积相研究

目的研究鄂尔多斯盆地大牛地气田山西组沉积微相及其时空展布特征,为天然气勘探寻找有利储层。方法综合运用岩心观察、薄片鉴定、测井相分析,以及稀土元素配分模式(REE)分析等手段,辅之以优势相编图法进行研究。结果划分出1个相(辨状河三角洲)、1个亚相(辫状河三角洲平原)和3个微相(分流河道、泛滥平原、沼泽沉积微相),并确定物源区主要是活动性特征的再旋回造山物源区。结论山西组内部各小层沉积相平面展布有很好的继承性,河道砂体总体都呈南北向展布,有利储层为辫状河三角洲平原分流河道。研究区主要受到北东方向物源的控制。

应用灰色关联分析法优选大牛地气田压裂井层

大牛地气田纵向上存在多个产层,层间跨距较大,储层致密,单层产能低,甚至不压裂就无自然产能。运用灰色关联分析原理优化了影响压裂选井的各个因素,在确定权重时采用系统工程层次分析原理,考虑影响选井选层因素的复杂性和不均衡性,确定出各因素的权重来优选压裂井层,结果更加符合实际情况。应用实例验证了该方法的科学性和适用性。

酸压裂缝体形态与流动能力的控制因素——以鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段储层为例

立体改造技术是实现非均质碳酸盐岩油气藏立体开发的关键技术之一,而控制酸压裂缝体的形态和流动能力则是其核心。为了揭示控制酸压裂缝体形态和流动能力的主要因素,选取鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段露头岩样,针对“滑溜水+高浓度酸液”酸压工艺,采用岩石力学真三轴耦合系统开展室内物理模拟实验;采用CT扫描技术来表征酸压裂缝体形态及获取裂缝宽度;在此基础上,研究了酸压裂缝体形态控制因素;然后,通过对裂缝系统的渗透率进行测试,分析了酸压裂缝体流动能力的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田马五5亚段储层平均水平应力差异系数为0.25,酸压后能够形成复杂裂缝体;②酸液对裂缝条数的影响不明显,其对水力裂缝的溶蚀、疏通作用增加了裂缝宽度,酸蚀缝宽是酸液在水力裂缝主缝与分支缝、靠近注液端的水力裂缝与远端水力裂缝中竞争流动、反应的结果;③该气田马五5亚段储层进行酸压改造时的合理注酸强度为12.0 m^3/m,注酸排量应大于等于6.0 m^3/min;④进行立体酸压设计时,需要针对特定储层改造对象,确定注酸量的合理范围及最小合理注酸排量,进而优化注酸规模,以实现对储层的充分改造。结论认为,所取得的研究成果可以为致密碳酸盐岩储层立体酸压的优化设计提供指导。

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段辫状河道沉积相预测

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系下石盒子组盒3段属于辫状河道沉积,地震属性及反演预测受地震分辨率限制以及上覆的上石盒子组底砂岩的影响,造成河道砂岩储层预测的多解性。该文在高分辨率层序地层格架控制下,通过合成记录对比及地震反射特征剖析,归纳出盒3段顶界面地震反射波T9f的4种地质含义,在此基础上,应用波形地震相分析方法,通过地震相、测井相及沉积相综合研究,较好地预测出辫状河道沉积微相展布及河道砂岩发育的有利区。在大牛地气田D66井区的砂岩预测结果中与实际钻探吻合率达90%。由此表明,以沉积相、沉积特征约束下的波形地震相划分,能实现对复杂地质体的准确预测和描述。

鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田产水规律

根据鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田的历史生产数据、水样分析资料及天然气饱和含水量计算方法,定性、定量地分析了产水来源。同时,根据平均产气量和累计水、气比对气井进行了分类,分析了气田不同层位与不同井型单井的产水规律。结果表明,鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田单井的产水量和产气量均较低;气田产出的水有凝析水、地层水和工作液,以地层水为主。不同层位表现出不同的生产特征。二叠系下石盒子组3层位和山西组1层位为低产水高产气层位,二叠系下石盒子组1层位和二叠系下石盒子组2层位为低产水低产气层位,山西组2层位和太原组2层位为高产水低产气层位。不同井型单井的产气量无明显差别,但水平井的产水量更大,水、气比更高。分析结果对选择排水工艺和分析生产情况具有重要的指导意义。