鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密气轻烃地球化学特征

大牛地气田是鄂尔多斯盆地典型致密砂岩大气田之一。为了更深入了解该区天然气的成因和来源,揭示天然气运移相态,对大牛地气田上古生界致密气开展了轻烃地球化学特征分析。研究表明,该区上古生界致密气C5-7轻烃组成具有异构烷烃优势分布,C6-7轻烃组成中芳烃含量整体偏低(<10%),甚至未检出芳烃,C7轻烃组成具有甲基环己烷优势分布特征,甲基环己烷相对含量均超过50%。上二叠统下石盒子组天然气K_(1)值、K_(2)值均与二叠系山西组和石炭系太原组天然气一致,而δ^(13)C_(1)值则与山西组天然气一致,与太原组天然气有明显不同。与山西组天然气相比,下石盒子组天然气整体具有偏低的苯/正己烷、苯/环己烷和甲苯/正庚烷比值,以及明显偏高的正庚烷/甲基环己烷比值。轻烃地球化学特征及烷烃气碳氢同位素组成综合表明,大牛地气田上古生界天然气为典型煤成气,其中山西组和太原组天然气均为原地自生自储,而下石盒子组天然气为下伏山西组烃源岩生成的天然气经历了游离相垂向运移聚集形成,太原组烃源岩不具有显著贡献。受天然气运移和水溶等作用影响,庚烷值、异庚烷值、苯/正己烷比值等轻烃指标直接用于判识大牛地气田致密气成熟度会存在偏差。

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山西组砂体叠置模式及油气开发意义

河流相砂体储层构型对致密砂岩中相对优质储层的分布规律和天然气开发具有重要意义。通过野外地质剖面和钻井岩心观察,结合测井、录井和岩心分析测试资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组致密砂岩的砂体构型要素、叠置模式及油气开发意义进行了研究。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组发育六级复合辫流带和五级单一辫流带,其中单一辫流带包括河床(分流河道)和河漫共2个四级构型单元,河道内单个心滩沉积包含有三级增生体和落淤层;(2)辫状河三角洲平原五级单一辫流带中的四级泛滥平原沉积较辫状河河漫沉积更加发育,辫状河心滩沉积中落淤层欠发育;(3)山西组上部山2-2亚段辫状河单一辫流带内砂体呈“河道-心滩”连续沉积,泥质不发育,砂体叠置程度高(多呈复合式叠置)、连通性好,优质储层多;(4)山西组中下部山1段和山2-1亚段三角洲平原沉积中,西部河道连片性好,砂体以复合式和侧拼式叠置样式为主,连通性和生产效果均较好,东部砂体多为孤立式和侧接式,砂体钻遇率低,单井产量差。

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积相高频演化特征

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积微相高频变化,分布特征尚不明确,严重制约了天然气勘探与开发。综合利用岩心、薄片、测井及野外露头等资料,详细分析了该地区马五_(6~10)亚段碳酸盐岩岩石类型及测井响应特征,划分了4种沉积微相,进一步分析了该地区马五_(6~10)亚段高频沉积相演化特征。研究表明,马五期海平面整体呈下降趋势,发育局限台地亚相,云坪、膏云坪、灰云坪微相在空间上彼此相邻,纵向上相互叠置,随海平面的涨落沉积微相在膏云坪、云坪和云坪、灰云坪、云灰坪之间频繁转化。马五_(10)、马五_(8)、马五_(7)^(2)、马五_(6)^(1)亚段主要发育膏云坪和云坪微相,马五_(9)亚段主要发育云坪和灰云坪微相,马五_(7)^(1)、马五_(6)^(2)亚段主要发育膏云坪、云坪及灰云坪微相,马五_(6)^(3)亚段则由西向东依次发育膏云坪、云坪、灰云坪、云灰坪微相。研究区海平面升降控制了沉积亚相的演化,更为高频的次级海平面变化控制着沉积微相快速变化。鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积相高频演化特征研究,将有力支撑大牛地气田马家沟组深部天然气资源的开发动用,同时为大牛地气田马家沟组沉积模式研究提供依据。

大牛地气田某集输管道腐蚀机理研究

为明确大牛地气田某集输管道腐蚀问题,针对现场的腐蚀挂片与腐蚀管段采用腐蚀速率测试、微观形貌观察及腐蚀产物分析等方法,研究了该集输管道在H_(2)S/CO_(2)共存环境下的腐蚀机理,为制定相应腐蚀防护措施提供基础。研究表明:腐蚀挂片平均腐蚀速率为0.092 3 mm/a,高于行业标准要求的0.076 0 mm/a,局部腐蚀速率约为0.157 0 mm/a,孔蚀系数约为2.7,腐蚀管段试片蚀坑最大深度为88μm;腐蚀产物膜结构疏松,保护性能较差;腐蚀产物中C、O和S元素的含量远高于20碳钢的化学成分,腐蚀产物主要由FeCO_(3)、FeS、Fe_(2)O_(3)组成,说明集输管道所发生的腐蚀主要是由CO_(2)和H_(2)S遇潮湿环境后导致的。

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。

大牛地致密气田剩余气分布类型及提高采收率技术

致密砂岩气储层具有物性差、非均质性强等特点,导致地质认识程度低、一次井网难以有效控制、采收率低等问题。以大牛地致密气田石炭—二叠系储层为研究对象,首先明确影响该气田采收率的关键因素为储层特征、渗流特征及开发方式。在单砂体描述的基础上建立气藏精细三维地质模型,综合生产动态数据和动态监测数据,将剩余气分布类型细分为8种类型:远端未波及型、井间未波及型、井间未控型、渗流阻隔型、未打开型、层间干扰型、水锁抑制型和水包气型。以降低废弃压力、增加沟通体积和提高动用程度为目标,提出了3种提高采收率技术:基于单砂体描述的井网优化调整技术、基于储层保护的补孔合采技术、基于积液早期判识的排水采气技术。本文研究可为类似致密气田开发提供借鉴。

鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组四段白云岩特征及分布规律

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段具备良好的天然气勘探潜力,白云岩分布是马家沟组四段天然气富集的重要控制因素。盆地北部大牛地气田马家沟组四段薄层白云岩分布规律及成因机制尚不清楚,制约了储层的预测及天然气的勘探。为此,利用层序地层学理论,在准层序类型研究的基础上,建立大牛地气田马家沟组四段准层序地层格架,通过对不同类型白云岩同位素与微量元素对比分析,研究白云岩的成因及分布规律。研究结果表明:①马家沟组四段发育3种类型的准层序列,石灰岩—云质灰岩型、石灰岩—白云岩型和石灰岩—白云岩/膏岩互层型。②马家沟组四段白云岩为渗透回流成因,随着海平面的下降,古隆起周缘的蒸发作用增强,重卤水向下倾方向渗透发生渗透回流白云石化。③白云岩发育在准层序的顶部,单层厚度小但平面分布稳定,物性较好;纵向上随着海平面的下降,自下而上白云岩厚度和层数增加;横向上自西向东白云岩发生减薄甚至尖灭,古隆起附近多层白云岩叠合形成厚层白云岩。该研究成果为盆地东部马家沟组四段白云岩储层的预测提供了地质模型。

大牛地气田三级压缩开启时机研究

大牛地气田经过多年开发,气井逐渐步入低压低产阶段,为了维持气井的稳定生产,大牛地气田通过二次增压开采工艺,增大了生产压差,延长了稳产时间。但是随着开采,气井压力进一步降低,低压井占比38%,在二次增压二次压缩的基础上气井压力接近管网压力,目前工况已不满足低压气井生产要求。本文通过对二次增压后二级压缩气井递减规律分类开展分析,明确气井进入快速递减阶段的产量、压力变化,结合压缩机运行工况确定各集气站三级压缩开启时机。

大牛地气田DK13井区山2段主力小层优选

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,上古生界断裂基本不发育,DK13井区位于大牛地气田西南部,占地面积约为1/6气田,下二叠统山西组2段(以下简称山2段)为其主力开发层系之一,辫状河三角洲平原沉积特征明显。为了厘清DK13井区山2段沉积特征,优选主力小层,以山2段储层沉积微相为研究对象,分析了岩心、测井资料,指出了该储层主要发育心滩、分流河道、天然堤、废弃河道、分流间湾共5种微相。研究结果表明:①山2段分为山2-1、山2-2两个亚段,并可细分为山2-1-1、山2-1-2、山2-2-1、山2-2-2四个小层,地层垂向上共发育7期河道;②北东方向水体能量充足,心滩密集发育,纵轴长度介于2.5~4.0km,横轴长度介于1.5~2.0km,厚度介于10~14m,南西方向心滩零星分布,规模较小,泥质含量逐渐增多;③山2-1-1、山2-2-1气层厚度普遍超过4m,自然伽马值介于60~75API,泥质含量低于13%,试气效果较好,稳定日产气量在0.9×104m3以上。结论认为:①山2段不同期次砂体厚度差别明显,横向迁移频繁,多被厚层泥质沉积分隔;②自北东至南西,水体能量逐渐减弱,开始水退,河道横向范围逐渐缩小;③山2-1-1、山2-2-1气层发育,试气产量高,可以作为后期措施选井选层的主力小层。

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(5)亚段储集层特征及成因

鄂尔多斯盆地马家沟组风化壳之下发育一套孔洞型岩溶储集层,是古生界特大型气田的主力储集层,其中,马五5亚段底部见一套裂缝发育的喀斯特扰动相储集层,分布稳定且普遍含气,成因尚不清楚,制约了油气勘探与开发。通过对野外露头和岩心等资料的分析,剖析了该亚段储集层的成因。马五5亚段发育扰动相,发育大量裂缝,野外露头特征明显,成像测井上显示线—斑状模式,裂缝大多被2期方解石充填;扰动相发育在马五5亚段底部,分布于研究区中西部断裂发育区,气测异常明显,勘探前景良好;马五16小层断裂发育,促进了侧向淡水的强烈岩溶作用,形成可容纳空间,上覆地层压力使马五5亚段底部脆性石灰岩形成扰动相储集层。

致密砂岩气藏数值模拟方法研究——以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为例

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明:①随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;②随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

大牛地气田大70井区沉积特征研究

为精细刻画大牛地气田大70井区不同类型砂体的沉积特征及平面分布规律,通过15口取心井的系统岩心观察描述和岩样分析测试,利用钻井、测井、录井资料,开展密井网单井沉积储层特征分析,明确了大70井区主要沉积砂体的岩性特征和沉积相特征。研究认为:大70井区主要发育岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,太原组发育石英砂岩;主要目的层沉积相包含3类大相和11类微相,其中,心滩、河道、分流河道和障壁砂坝为有利沉积微相,是下一步的勘探开发评价目标。

基于灰色关联法的钻井效率优化方法——以大牛地气田为例

大牛地气田储层岩性致密、硬度较高、非均质性强,地层可钻性差、复杂情况多,在钻井过程中经常出现机械钻速低、钻井周期长等情况,无法适应气田开发需要。依据机械比能理论及机械钻速方程,总结出机械比能及机械钻速的关键影响因素,依据灰色关联法确定主控因素,将机械比能及机械钻速作为目标函数,建立参数曲面求取最优参数组合。研究表明,钻压、转速、排量三种影响因素与机械比能及机械钻速的关联度最高,在使用优化后的工作参数后,机械钻速提高了17%~30%,直井段较优化前减少了68%的能耗,造斜井段较优化前减少了35%的能耗,稳斜井段较优化前则减少了55%的能耗。工作参数在经过该方法优化后,实现了机械钻速的提高,进一步缩短了钻井周期,降低了经济成本,并且对于同类型油气田的钻井效率进行优化具有借鉴指导意义。

大牛地气田套漏井识别及治理技术

随着大牛地气田的不断勘探开发,气井生产时间延长,不断出现由于套管腐蚀穿孔,套漏影响气井的正常生产。通过测试识别技术、试压识别技术、气举识别技术、流体分析识别等技术判断出气井套管漏点,之后结合气田气井实际情况,应用封隔器卡封技术及小套管固井技术进行套漏井治理,延长气井生产周期,为气田持续开发及稳产提供技术支持。

大牛地气田补孔压裂措施效果控制因素分析

补孔压裂措施是大牛地气田综合调整阶段,老井稳产的重要措施之一。从已实施的补孔压裂措施井措施效果来看,在取得增产效果的同时仍存在措施低效井。通过对已实施措施井增产效果分析总结,认为影响其措施效果的因素主要为地质因素、工程因素、工艺因素三大方面,其中地质因素是控措施效果的物质基础,工程因素是是否能够实现措施增产的关键,工艺因素是维持措施后增产效果的保障。

鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组裂缝综合预测方法

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中裂缝普遍发育,裂缝是天然气高产富集的关键因素之一。为了精细预测不同尺度裂缝平面展布规律,为勘探选区和开发井位部署提供指导依据,以该盆地大牛地气田奥陶系马家沟组为研究对象,利用岩心、成像测井等资料分析其裂缝发育特征,基于地震资料品质及正演模拟分析裂缝带地震响应特征,优选出裂缝预测敏感地震属性,形成了一套基于地震叠后属性的多尺度裂缝预测方法。研究结果表明:①研究区裂缝发育段测井特征表现为高声波时差、低电阻率、低补偿密度、低波阻抗,地震响应特征不明显,仅表现为波组连续性变差、差异扭动;②利用倾角和相干属性可以实现大尺度裂缝带的边界刻画,利用高精度Likelihood融合属性可以预测小尺度裂缝的分布特征和发育带强度,相干属性、倾角属性、最大似然属性3种方法预测的裂缝成果相互印证,并且刻画精度逐渐提高;③裂缝预测结果符合实际地质情况,与钻井漏失点吻合较好,研究成果可用于研究区下一步勘探选区和开发井位部署。结论认为,大牛地气田的裂缝综合预测方法对于同类地质情况和地震资料基础的区块具有指导意义。

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层应力敏感性综合研究

致密砂岩气藏开发过程中有效应力增加所带来的渗透率应力敏感损害是导致气井产量快速递减的根本原因,故对应力敏感性损害机理研究能够为气层保护工作提供合理依据。在考虑岩石组分、裂缝、温度、含水饱和度和施压次数等因素的同时,对大牛地气田致密砂岩应力敏感性进行了评价,指出随岩屑含量增加和温度升高,致密砂岩应力敏感性增强,温度与有效应力联合作用使致密砂岩应力敏感性更强,水的存在对致密砂岩应力敏感性具强化作用;重复施压过程造成致密砂岩渗透率不断降低,裂缝岩样的渗透率应力敏感程度远大于基块;采用屏蔽暂堵储层保护工作液技术能够减轻致密砂岩气层的应力敏感性损害。

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有"两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注"的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。

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。

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。