苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践

为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量，对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究，进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点，首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则，在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱，满足大排量注入；采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网；组合粒径陶粒支撑主裂缝；段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10m2／min以上时，压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式，支撑剂以40～70目和20～40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了10口井的现场试验，平均天然气无阻流量达68．07×10^4m3／d，取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。

西湖凹陷深层低渗-致密气藏“甜点”类型划分及成因探讨

低渗-致密气藏开发的关键是"甜点"的识别和预测,为探索海上少井、深层低渗-致密气藏"甜点"类型及成因,指导油气田勘探开发,利用岩心观察,铸体、阴极发光、扫描电镜等薄片鉴定,粒度分析,核磁共振,高压压汞,恒速压汞,孔渗测试和元素分析等多种手段对东海陆架盆地西湖凹陷X气田"甜点"进行研究。首先对研究区"甜点"定义进行探讨,并根据理论产能、物性、孔隙结构和束缚水含量将"甜点"分为3类:Ⅰ类"甜点"为高产气藏,以Ⅰ类孔隙结构为主,束缚水饱和度大多处于22%~57%;Ⅱ类"甜点"为中产气藏,储层中主要发育Ⅱ类孔隙结构,其次为Ⅰ类孔隙结构,少见Ⅲ类孔隙结构,束缚水饱和度大多处于45%~55%;Ⅲ类"甜点"为低产气藏,主要以Ⅲ类孔隙结构为主,发育少量Ⅳ类孔隙结构,束缚水饱和度大多处于45%~55%。认为Ⅰ类和Ⅱ类"甜点"能够实现现阶段经济有效开发,Ⅲ类"甜点"为后期开发的"潜力层"。研究认为,埋深是控制"甜点"发育的决定性因素,研究区4000 m以深基本不发育Ⅰ类和Ⅱ类"甜点";沉积环境是控制"甜点"发育的内因;事件性沉积作用及成岩作用是Ⅰ类和Ⅱ类"甜点"的重要影响因素;溶蚀作用是Ⅲ类"甜点"的主控因素;构造运动是研究区气藏"甜点"形成和保存的必要条件。

大面积连续分布是页岩层系油气的标志特征——以鄂尔多斯盆地为例

非常规页岩层系油气资源大面积连续分布,是未来全球油气供应的重要接替领域。提出了页岩层系油气的地质内涵,即烃源层系生成、滞留或就近聚集在生烃层系内部或紧邻生烃层系的致密储集层中,利用新技术可实现工业开采的连续分布油气资源,包括源储一体型和源储紧邻型两种资源类型。鄂尔多斯盆地是致密油气、页岩油气等非常规页岩层系油气资源的有利发育区,中生界三叠系延长组、上古生界石炭系—二叠系源储接触面积大,页岩油气、致密油气主要在源内或近源大面积连续分布,具有“普遍含油气、储层致密、低压、低丰度”的典型地质特征,具有稳定平缓的构造面貌、较高成熟源岩广布式生排烃和大面积致密储层叠置分布的有利成藏地质背景,致密油气“甜点区(段)”主要受生烃中心和厚层砂岩分布共同控制,页岩油气“甜点区(段)”主要受富有机质页岩规模、热演化程度、天然裂缝等共同控制。随着页岩层系油气的深入勘探开发,以大面积连续分布为标志特征的页岩层系油气地质理论将深入发展,成为石油天然气地质学的下一次大飞跃。

古地貌恢复及其对三角洲前缘沉积砂体的控制作用——以鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1^(3)亚段为例

盆地内的微古地貌是控制沉积砂体的重要因素,决定着储集砂体的发育位置及分布规模。基于三维地震资料,结合钻井数据,运用残余厚度法与沉积学综合分析相结合的方法,通过残余厚度求取、去压实校正及古流向分析,恢复鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1^(3)亚段(山1^(3)亚段)沉积期的微古地貌,分析微古地貌对三角洲前缘砂体的控制作用,进而预测山13亚段的有利砂体的分布规律,指导井位部署。研究表明:山1^(3)期研究区西部和南部为地貌高地,东北部为低洼区,中部为缓坡过渡带;沉积期的古流向整体呈南西-北东向,自南部高地发育的3~4支分支河道在研究区中北部汇聚,形成叠合砂带;基于预测的山1^(3)亚段砂体展布规律开展井位部署后,直井钻遇砂岩的平均厚度增加0.6m,水平井砂岩钻遇率提高20%,进一步证实了基于古地貌恢复预测砂体方法的可靠性。该方法对庆阳气田其他区块的天然气井位部署和类似地质条件致密气的开发具有借鉴和指导意义。

低渗透致密气井DST解释方法

低渗透致密气井由于储层渗透性差无法自喷生产,造成DST试井流动期间井口无产量,因而无法应用常规DST分析方法。系统研究了致密气井DST测试期间流动规律,发现在二开流动期间储层存在气水两相流,而井筒中流动为管流。建立了地层两相流与井筒管流耦合流动的试井模型,井筒中流动应用能量守恒定律,地层中流动遵循气水两相流流动规律,描述了开井阶段井口无产量情况下的DST试井流动机理。对鄂尔多斯区块致密气井实测DST试井数据进行分析表明,新模型能拟合全压力历史,拟合率90%以上,得到了合理的地层参数解释结果。该方法适用于低渗透、低产量的致密气井DST试井资料解释。

断层相关裂缝的发育模式及分布预测——以东濮凹陷沙三段为例

低孔低渗砂岩是东濮凹陷沙三段的主要储层,储层中与断层相关的裂缝十分发育,是形成优质储层甜点区的重要因素。为阐明断层相关裂缝的发育模式和分布规律,利用大量岩芯、地震、成像测井及实验分析等资料,对东濮凹陷沙三段储层中的断层相关裂缝基本特征、主控因素、发育模式及油气地质意义进行了研究,并利用断地比定量预测了裂缝的分布规律。结果表明:东濮凹陷沙三段断层相关裂缝主要走向为NNE向、NE向,形成于沙三晚期和东营晚期,与主控断层在力学性质和形成时间上具有一致性;断层相关裂缝的发育程度随着距断层距离的增大呈指数递减,且断层上盘裂缝线密度要高于下盘;裂缝的发育程度和裂缝带宽度与主控断层的规模成正相关关系;断层相关裂缝可显著提高储层的物性和含油性;断地比大于10的区域为裂缝发育区;采用断地比参数法预测出5个致密储层裂缝甜点区。

鄂尔多斯盆地地层水的配伍性研究

水平井体积压裂技术是致密油气藏高效开发的关键技术。为了合理地处理鄂尔多斯盆地长7采出水及避免油井水淹,通过对水质离子含量分析、失硫酸根率、结垢量和垢型的分析,研究了陕北油田长7和延10地层产出水的混合结垢性质,探索了上述混合水样回注延10地层的可行性,得出了可回注地层的长7与延10地层产出水最佳混合比例。结果表明:长7与延10地层水以8:2比例混合时,失硫酸根率与结垢量达到最高;混合水与延10地层水以9:1的比例混合时,失硫酸根率与结垢量为最低;经过絮凝处理的混合水悬浮物含量、含油量分别降至为1.0,2.50 mg/L,达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的要求。

采面陷落柱及断层发育特征对瓦斯赋存的影响

下霍煤矿开采煤田陷落柱及伴生断层发育,给采面正常回采带来明显影响。为了提高煤炭开采安全保证能力,对陷落柱及伴生断层构造分布特征以及对煤层瓦斯赋存影响进行分析研讨,主要成果为:陷落柱周边伴生断层发育受区域地质构造控制,在褶曲发育区伴生断层发育且断层走向多与煤层走向呈较大夹角;陷落柱周边伴生断层落差一般在5 m以内;1306工作面内X6陷落柱及伴生断层对煤层瓦斯有一定的富集作用,越靠近陷落柱煤层瓦斯含量越高,预测1306工作面附近发育的其他陷落柱也有一定的瓦斯富集作用。

页岩层系致密储层物性下限--以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密油是目前原油上产最重要的现实领域,其3个亚段的储层物性下限决定了长7段致密油勘探开发潜力的规模。运用经验统计法和压汞参数法对长7段物性及试油数据开展研究,发现长7段3个亚段储层物性下限存在差异,即长71亚段孔隙度和渗透率下限分别为7.0%和0.053×10^-3μm^2;长72亚段孔隙度和渗透率分别为6.5%和0.047×10^-3μm^2;长73亚段孔隙度和渗透率分别为5.5%和0.042×10^-3μm^2。利用鄂尔多斯盆地陇东地区长7段粒度分析、连续砂体厚度及含油饱和度等数据,开展储层物性下限差异的研究。结果表明,研究区长7段储层物性下限的控制因素主要为砂体连续厚度与含油饱和度,其中长73亚段成藏机理主要为"烃类聚集"与"致密化减孔聚集",供烃强度及含油饱和度对其致密储层物性下限起重要控制作用。

ΔLogR技术与BP神经网络在复杂岩性致密层有机质评价中的应用

本文系统分析ΔLogR技术应用于复杂岩性致密层有机质评价中存在两方面的局限性:参数选取方面,测井曲线选取过于单一,无法有效削弱致密层段复杂岩性和孔隙度等因素对计算有机碳含量的影响;构建模型方面,人为剔除异常点存在随机性与偶然性误差,影响建模准确性.针对上述问题,本文建立了BP神经网络模型,并将其应用于柳河盆地柳参1井下桦皮甸子组烃源岩有机质评价.研究结果表明,在不剔除异常点情况下,BP神经网络模型计算TOC值和实测116组TOC值相关性达到0.886,显示建模效果良好.分别应用BP神经网络和ΔLogR模型,计算研究区致密层纵向上连续的TOC曲线,BP神经网络模型的计算TOC曲线与实测TOC数据基本吻合,而ΔLogR模型的计算TOC曲线吻合度较差.因此在测井资料完善的情况下,本文建议使用BP神经网络评价复杂岩性的致密层有机质.