鄂尔多斯盆地靖边JT430井区延9储集砂岩非均质性特征研究

【目的】探究储集砂岩非均质性特征,为有效开发鄂尔多斯盆地靖边地区JT430井区延9段储集砂岩油提供参考。【方法】采用气测物性数据、岩心薄片分析和测井数据等,分析JT430井区延9段储集砂岩的宏观及微观等非均质性特征,探讨储集砂岩非均质性特征的控藏作用。【结果】研究结果表明:靖边地区JT430井区延9段储集砂岩多发育中-细粒石英砂岩和长石砂岩,多见(加大式)孔隙胶结、点-线(线)接触发育,具有弱层间非均质性、弱平面非均质性以及强层内非均质性特征。【结论】沉积作用和成岩作用是导致JT430井区延9储集砂岩非均质性的主控因素,延9砂岩油主要分布在构造高点的高物性砂层中。

一种低渗碳酸盐岩气藏气井积液的早期判识方法

岩溶风化壳型低渗碳酸盐岩气藏受沉积成岩作用影响,储层非均质性强,一旦含水,开发难度极大。以鄂尔多斯盆地靖边气田为例,目前该类气藏整体进入开发中后期,因现有方法判识滞后且精度较低,气井气液流动状态难以及时准确识别,面临单井产量低、气井积液产水等问题,造成剩余储量动用难、气藏采收率低。根据低渗碳酸盐岩气藏渗流机理与生产特征,提出了基于常规生产资料的井筒积液早期判识技术,并在此基础上改进了积液产水气井生产制度以及气水动态分布预测技术思路,细化了“动态控水、地质避水”的剩余储量动用策略。靖边气田据此实施了“气水流动状态判识+生产制度动态优化+气水分布预测”的一体化技术流程,使老井控水、新井防水能力切实提升,典型产水单元水气比趋于稳定、连续生产气井比例提升20%,近3年年均增产气量1.8×10^(8) m^(3),年均提高采收率0.1%。

三角洲前缘有利沉积相带储层非均质性及成因认识

储层非均质性是影响油气分布和后期挖掘剩余油的重要因素之一。综合利用测录井、岩心等资料,分析靖边油田新城区三角洲前缘有利沉积相带储层非均质变化规律及其影响因素。结果表明:长6段储层非均质主要表现为单砂体非均质和砂体结构非均质。单砂体非均质主要有正韵律和反韵律非均质,对应于水下分流河道和河口坝沉积微相;砂体结构非均质分为块状叠合箱型、叠合箱型、叠合椭圆型、叠合漏斗型等四种类型。砂体结构影响着油水分布,油藏主体以复合叠置砂体结构为主,边部为孤立性砂体,纵向上块状叠合箱型和叠合椭圆型含油性最好。储层非均质性的主要影响因素为沉积微相、成岩作用、基准面升降和构造作用。沉积作用导致砂体叠置样式和碎屑颗粒差异形成了复合砂体内部非均质性;成岩作用是引起单砂体内部非均质的主要原因;构造裂缝主要起渗流通道作用,增强了局部导流能力,使储层非均质性更加复杂;基准面旋回影响砂体叠置样式,进而影响储层垂向非均质性。储层非均质性研究可为油田合理开发提供参考建议。

靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理研究

近年来,长庆气区老井因井筒结垢、储层堵塞、水锁等伤害导致的异常井数每年以总井数3%的速度递增,递增速度逐年加快,严重影响气田持续稳产,其中靖边气田的异常井数占比高,产量下降尤其严重。本文通过储层岩心高温高压敏感性评价、结垢对储层的伤害评价、液相圈闭伤害预测,明确靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理。结果表明:靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理主要为敏感性伤害堵塞(水敏、盐敏、应力敏感)、结垢堵塞和液相圈闭伤害堵塞。

鄂尔多斯盆地靖边油田沙洼沟地区延安组延9油藏富集规律

基于储层基本特征、油藏分布及类型研究,利用基本成藏地质条件与油藏分布相叠合的方法,总结靖边沙洼沟延9油藏的油气富集规律。研究结果表明,研究区延9储层属于中孔–低渗储层,延9油藏类型为构造–岩性油藏,延9油藏的分布和富集受多因素控制,其中侏罗系古地貌对油藏的控制起先导作用,深切河谷为油气运移提供重要通道,有利相带和鼻状隆起构造为油气成藏提供了有利场所,隔层的发育状况及有效的生储盖组合控制了油藏纵向分布层位和规模。综合分析认为,在泥岩隔层不发育、分支河道砂体与构造隆起叠置部位是油气富集区,为勘探的重点部位。

靖边油田长4+5段储层特征及分类评价

分析鄂尔多斯盆地长4+5段储层特征,并为其构建储层分类综合评价新标准。研究发现:储层岩性以长石砂岩为主,其中填隙物有绿泥石、伊蒙混层和方解石等;储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主,总面孔率平均为5.57%;喉道类型以片状和弯状为主,孔喉组合类型为小—中孔粗喉型,属于低孔特低渗透致密砂岩储层。基于多因素综合条件分析,将长4+5段储层划分为优质储层、中等储层和差储层等3类。

靖边油田青阳岔区块长6油藏油井生产能力评价及预测

针对靖边油田青阳岔区长6储层投产含水率差别大的现状,充分利用区块测井原始资料丰富的优势,首先通过阿尔齐公式对储层的含水饱和度进行解释,并利用水驱油实验得到束缚水饱和度与孔隙度和泥质含量的拟合关系得到每口井的束缚水饱和度,以此为基础得到储层的可动水饱和度、含油饱和度So、残余油饱和度、可动油饱和度,以此为基础对储层的性质进行可靠的定性解释。其次通过相对渗透率推导出的含水率的公式对储层进行定量解释。对储层进行生产能力的评价与预测,为有效提高油井投产的成功率,减少投资,提高经济效益。

靖边油田梁镇区域延9曲流河储层构型单元划分

对于已经进入注水开发中后期的油藏,开展储层构型研究是精细化油藏描述、深化剩余油分布认识的必要举措。本文以靖边油田梁镇区域延9曲流河储层为研究对象,结合岩芯、测井等资料,通过密井网解剖,识别不同级次的构型界面并分级次细分构型单元。本研究在梁镇区域主力油层延9^(2-1)单层内部划分出了3—5级构型界面;延9^(2-1)小层同期单河道之间以孤立式、对接式为主,不同期次河道垂向上以叠加式、切叠式为主,该小层整体上呈侧向拼接-垂向切叠式复合河道结构形式;在单河道内部识别出3个单一点坝,同时,在点坝内部识别出3个侧积层,4个侧积体构型单元。本次储层构型单元划分研究可以为下一步储层构型定量解剖及剩余油挖潜提供地质依据。

鄂尔多斯盆地靖边老庄延9油层组综合分类评价

针对靖边老庄延安组延9油层组展开储层综合研究,依据岩心资料、铸体薄片、压汞等分析测试,在沉积相、砂体展布的宏观控制下,结合储层岩石学特征、物性、孔隙结构等相关微观参数及有效厚度,建立储层综合分类标准,将研究区延9油层组各小层划分为好、一般、差3类储层,以指导有利区块下一步的开发部署。

靖边气田马五_(1+2)气藏储层非均质性评价

靖边气田马五1+2气藏非均质性强,定量化地描述其储层的非均质性、深入认识和评价储层的非均质性,这对科学指导气田开发中后期的层位调整和开发井加密调整具有积极意义。为此,以岩心物性分析资料为基础,采用统计方法对马五储层非均质性的变异系数、突进系数及级差等进行了大量计算分析,对储层层内及层间非均质性得出了全面而深入的认识。

高分辨率层序地层对微相和储层的控制作用--以靖边气田统5井区马五段上部为例

以鄂尔多斯盆地靖边气田东北部统5井区马家沟组马五段上部地层为对象,研究了高分辨率层序地层对沉积微相和储层在垂向上分布的控制作用。马五1—4亚段构成了一个长期基准面下降半旋回,其又可划分为5个中期基准面沉积旋回及多于26个短期基准面沉积旋回。研究结果表明:长期基准面旋回对统5井区乃至靖边气田的马五1—4亚段沉积微相和储层的控制作用是概略性的;中、短期基准面旋回控制着陆表海台地碳酸盐潮坪沉积微相在垂向上的细微变化,因而也控制着古风化壳型孔洞白云岩储层在垂向上的分布。该项研究成果可推广至其它地区相似的地层和储层研究。

靖边气田水平井试气新工艺、新技术及应用

为解决靖边气田水平井开发过程中布酸不均、储层改造不全面、连续油管井下遇卡风险高和排液困难等问题，采用查阅资料、理论计算及现场试验等方法，开展了水平井试气新工艺、新技术研究，初步确定了适合靖边气田的水平井改造技术——连续油管拖动布酸＋深度酸压技术，实现了水平段均匀布酸，保证钻遇气层均得到有效改造。对连续油管施工管柱进行了结构优化，消除了井下遇阻、遇卡风险；创新了制氮车与连续油管气举排液技术，实现了水平井快速排液、及时投产，为靖边气田大规模水平井开发提供了有力的技术支撑。现场应用结果表明：该套试气新工艺、新技术在靖边气田具有较强的适应性，可推广使用。

鄂尔多斯盆地靖边气田区中奥陶统马家沟组五_1—五_4亚段古岩溶型储层分布特征及综合评价

鄂尔多斯盆地中部中奥陶统马家沟组最上部的马五1—马五4亚段是靖边气田区主要的产气层之一。按岩性及天然气勘探潜力每个亚段又可划分出2～4个小层,共12个小层。其中最佳产层为马五12和马五13层,其次有马五11、马五14、马五22和马五41层。储层最主要的岩石类型是含硬石膏结核或含硬石膏柱状晶和结核的粉晶白云岩,其次为含原生晶间孔隙的粗粉晶白云岩。中奥陶统至中石炭统经历了140Ma以上的沉积间断,马五1—马五4地层遭受强烈的表生裸露期古岩溶作用,形成了大量的溶蚀孔、缝、洞。埋藏成岩期的次生溶解孔隙,主要叠加在古岩溶作用形成的孔隙和含孔隙的填隙物,以及含原生晶间孔隙的粗粉晶白云岩上,由此发育成三者叠合的孔隙系统。印支运动和燕山运动形成的良好孔隙网络成为以表生成岩裸露期古岩溶孔隙为主的天然气储渗体。综合399口井各小层孔隙度、渗透率、地层厚度、测井有效厚度、含气饱和度及已有井的无阻流量等,制定储层评价标准,然后对各小层进行了详细的储层评价,在平面上圈出了不同储层级别的区块。

气井近井地带储层伤害计算及解堵工艺应用

随着靖边气田开发时间的延长,部分气井表现出不同程度的近井地带储层伤害现象,严重影响气井产能。储层伤害程度一般通过试井解释结果来判断,但对于低渗透气田试井时压力稳定需半年甚至更长时间,严重影响气井开井时率。本文提出通过不试井近似地得到储层污染程度的方法,采用堵塞比和表皮附加压降表征了储层近井地带的污染程度;同时,利用储层解堵技术对靖边气田气井的储层环境进行了改善,提高了气井产量,措施效果明显。

靖边气田马五_(1+2)古岩溶气藏储层连通性研究

靖边气田马五1+2气藏储层成层连片次生溶蚀孔、洞、缝发育,古沟槽和致密带广布,储层非均质性严重,尤其古沟槽和致密带分布、储层连通状况等与气田开发密切相关。综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在古沟槽识别和致密带研究基础上,结合井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对马五1+2气藏进行了储层连通性研究,对连通体进行了识别。确定连通体分布一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶云岩对应性好;同时受各级古沟槽夹持,在2个一级古沟槽之间往往共生多个连通体,而连通体又严格地受二级或三级古沟槽切割控制。连通体问题的研究将能够直接指导马五1+2气藏生产,对于类似气田也具有很好的借鉴和指导意义。

气田压力系统的划分方法

为了探求合理的气田压力系统划分方法、促进现场技术人员准确而快速地划分气田压力系统,根据气田实际情况,探讨气田压力系统划分原则、思路和步骤.结果表明:划分气田压力系统时,低渗气田宜遵循"就近、同层、同时、同流体、宜粗不宜细"原则,而中高渗气田宜遵循"就近、同层、同时、同流体、同压降"原则;划分时应按照投产顺序,由单井、井组、区块和气田的顺序依次展开.低渗气田的地质特点决定了其压力系统划分的复杂性,需参考多方面资料且随开发资料丰富后逐步调整和完善.

靖边气田北部下奥陶统马五_4~1层孔隙特征

下奥陶统马家沟组马五41层是鄂尔多斯盆地靖边气田北部的主要产气层之一,确定其主要孔隙类型及孔隙组合类型、分析储层影响因素对储层预测具有重要的作用。通过岩心观察以及铸体薄片、扫描电镜分析鉴定,将其储集空间划分为孔隙和裂缝两大类,以及晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、铸模孔、溶蚀裂缝、角砾间微孔(缝)、构造缝、缝合线、收缩缝等9小类,并结合压汞分析资料进一步细分为溶蚀孔(洞)—裂缝复合型、孔隙—裂缝复合型、孔隙型、微孔—裂缝复合型、致密微孔型这5种组合类型。该区孔隙发育主要受沉积微相和成岩作用的双重影响:沉积微相为孔隙形成的基础,潮上云坪为最有利的孔隙发育相带,潮上膏云坪、灰云坪次之;成岩作用决定其储集能力,白云石化、溶蚀作用、去膏化、构造应力使储层物性得到改善,而去白云化作用、充填作用、胶结作用、交代作用则对储层具有破坏性影响。

靖边气田南部Mu1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田南部MU1-4储层的沉积微相、成岩作用、构造特征及古地貌单元特征进行分析,认为潮上带的(含)膏模膏核泥-细粉晶白云岩和潮间带上部的膏模泥-细粉晶云岩为最有利微相.对孔隙起建设性成岩作用主要是准同生白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用,构造高部位的储渗能力较强,岩溶斜坡及台丘,尤其古沟槽附近,是岩溶储层发育的有利区域.要准确把握本区碳酸盐岩储集层的分布规律,需以沉积微相、成岩作用为基础,结合现今构造特征和岩溶古地貌,展开多因素组合分析.

鄂尔多斯盆地靖西地区马家沟组中组合储层特征及主控因素

以靖西地区钻遇或钻穿中组合储层的钻井资料为基础,通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析等手段,对该区奥陶系马家沟组中组合的白云岩储层特征及主控因素进行了研究。储集层岩性主要为粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及泥晶白云岩等,它们在薄片资料统计中出现的频率分别为33%、21%、15%,属于白云岩型储层。储集空间以晶间孔和晶间溶孔为主,溶洞和溶缝次之,具有低孔、低渗特征,孔隙度以1%～3%居多,占45%,渗透率以(0.001～0.1)×10-3μm2最多,占74%。储层的形成明显受沉积相和成岩作用控制,白云岩坪和颗粒滩是储层发育的有利相带,白云石化作用和表生岩溶作用是储层孔隙发育的主要成因。

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄,渗流阻力较大,液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中,由于地层水或外来流体(尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等)未排干净,致使气井储层气相相对渗透率下降,从而造成储层水锁,严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点,因此通过降低近井地带储层含水饱和度,改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明,使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应,提高了产层气相渗透率,使气井的产气量得到明显提高。