苏里格南区奥陶系岩溶古地貌恢复及对气藏分布的控制作用

苏里格气田南区奥陶系马家沟组气藏储集空间以碳酸盐岩岩溶孔洞缝为主,古岩溶发育程度对奥陶系油气成藏及储层分布有重要的控制作用。古岩溶发育受多种因素影响,其中古地貌形态是控制古岩溶发育程度的关键。因此,为了寻找有利开发目标区,必须进行古地貌恢复。多种方法分析比较后采用石炭系填平补齐法进行岩溶古地貌恢复,划分出中西部古岩溶台地和东部古岩溶斜坡两个二级地貌单元及岩溶高地、鞍地、洼地、古坡地等六个次级地貌单元。古地貌与产能对比分析认为,岩溶台地与鞍地的转换带、岩溶斜坡中的残丘地带及沟槽两侧是天然气富集的有利地区,试气产量大于10×104m3/d的高产井多分布于此;岩溶洼地、古沟槽不利于天然气聚集,这些区域大多数井试气无产能或日产气量很小。

苏里格南区盒8段砂岩储层特征及主控因素

苏里格南区位于苏里格气田南部，是下一步气田产能建设的重要接替区，区内上古生界、下古生界复合含气，上古生界主力含气层段为二叠系石盒子组盒8段。盒8段储层岩石类型以岩屑质石英砂岩和石英砂岩为主，基本类似于苏里格气田其他区块；储层孔隙类型以溶孔和晶间孔为主，孔隙度主要分布在2％-12％之间，平均值为7．2％；渗透率主要分布在0．01-1．0mD之间，平均值为0．768mD，为典型的低孔、低渗储层。沉积、成岩系统研究认为，河道和滩坝沉积为区内优势沉积相带，溶蚀作用是改善砂岩储渗条件的最关键因素。

苏里格南区马五41储层特征及控制因素

通过岩心、薄片、测井和试采等资料对苏里格南区马五41储层特征和控制储层的构造作用、沉积作用、成岩作用和古地貌进行了研究。研究表明:苏南马五41储层发育于顶部的石膏结核白云岩,储集空间主要为石膏结核溶孔和裂缝;构造作用控制了沉积、成岩和成藏,低幅度构造对气水分布有一定的控制作用,对储层物性也有一定的影响;沉积微相中的潮上带(含)膏质云坪最有利于储层发育;对孔隙起建设性的成岩作用主要是准同生期白云石化作用和膏化作用、表生期岩溶作用、埋藏期溶解作用、破裂作用;风化剥蚀差异大、岩溶作用强的地区有利于后期埋藏溶解作用和天然气的运移、聚集。

苏里格南区马五_5亚段储层特征

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五段马五5亚段勘探在苏里格南区获得突破。依据苏里格南区岩心、薄片、测井和试采等资料研究了马五5亚段岩性、物性、含气性、试采出水原因。研究表明,不同于马五1-4亚段,马五5亚段储层在粗粉晶白云岩发育,储集空间主要为晶间孔和裂缝。双侧向曲线幅度差可以用来识别高角度裂缝。根据高角度裂缝的发育程度把储层分为孔隙型和裂缝—孔隙型。高角度裂缝提升了储层的渗透性,是裂缝—孔隙型储层高产的主导因素。但试采资料分析表明裂缝也容易沟通远水。以试气结果来标定储层解释结论有误差,试采比试气更真实地反应储层流体性质。

苏里格南区马五_(1-4)亚段成岩作用研究

苏里格南区马五1-4亚段主要经历了10种成岩作用。其中,准同生白云化和准同生石膏的生长和交代作用有利于表生岩溶选择性溶解作用的进行;表生岩溶作用形成了马五段顶部白云岩储层的溶蚀孔、洞、缝;埋藏溶解作用在溶蚀孔、洞、缝基础上进行了扩大;矿物充填作用对储层孔隙起破坏作用,其中亮晶方解石的破坏作用最为显著;构造应力的破裂作用形成的裂缝大大提高了储层的渗透率。

苏里格南区下古马五_(1+2)储层开发潜力分析

苏里格南区马五1+2地层剥蚀严重,平面上储层展布较为复杂,但已有气井动、静态资料显示区内马五1+2储层具有一定的开发潜力,基于目前还未对该区马五1+2储层开展过系统研究,通过开展马五1+2储层综合研究,为今后开发决策提供依据。

苏里格南区气井速度管柱适用条件分析

在气井管理及气井动态分析中,井筒压力、温度是重要的参数。基于质量守恒、动量守恒、能量守恒和传热学原理,综合考虑压力和温度之间的相互影响,建立了气井井筒压力温度耦合模型,应用四阶龙格-库塔算法数值求解。通过气井实测数据对模型进行验证,算例表明模型计算结果可靠,可以满足工程计算要求。速度管柱是苏里格南区重要的排水采气措施,针对速度管柱选井缺乏定量标准的问题,在井筒压力温度预测基础上,评价了速度管柱气井在不同条件下的水合物生成风险、携液临界流量和冲蚀产量,给出了速度管柱气井满足携液和安全的产量范围,提出了适用速度管柱新井的试气无阻流量界限,为苏里格南区速度管柱的下入时机和选井提供了理论基础和指导意见。

苏里格南区块测井物性解释模型的建立

苏里格南区在建立测井解释模型前,整理岩心化验分析数据,发现苏南合作区块内收集到的21口取心井中只有3口井为储集层覆压条件下岩心分析化验资料,有20口井为地面常压下岩心分析资料,为建立准确的覆压下物性参数模型,尝试用地面常压下物性参数转化为覆压条件物性参数的方法,通过对区块内岩心深度的归位,筛选更能够客观反映物性的岩心数据,分析地面常压条件和地层覆压条件下物性参数间的关系,实现常压下岩心物性参数与覆压下物性参数的转换,并最终建立该区块的覆压条件下孔隙度与渗透率模型,经过误差统计分析,认为该方法适用于其他油田,值得应用推广。

陈志华:苏里格气田南区马五5复杂岩溶储层精细评价

苏里格气田南区发育马五5岩溶储层,属于岩溶作用下形成的裂缝-孔-洞储层,平面上储层品质差异较大,西侧储层品质好,东侧致密。在深入分析储层主要控制因素的作用过程基础上,通过沉积微相类型识别、古地貌恢复、成岩作用分析综合刻画储层展布,结果表明:马五5储层发育溶蚀孔洞的储层厚度2-5m,规模有限,但裂缝发育;有效储层连片但不连通,呈孤立状分布,品质差异明显。

苏里格气田南区奥陶系中组合成藏特征及储层测井特征研究

下古生界碳酸盐岩是苏里格气田南区天然气勘探的重要层系,20世纪末在盆地中部下古生界发现并探明的靖边气田,就是发育在奥陶系顶部的碳酸盐岩古风化壳气藏,也是该盆地目前的主力气田之一。中国石油长庆油田公司近期通过对碳酸盐岩成藏机制的不断深化研究和不懈勘探探索,在苏里格气田南区中央古隆起东侧地区发现了奥陶系中组合岩性圈闭的碳酸盐岩含气新类型,其在储层发育特征、圈闭成藏机理及气藏分布规律等方面均明显有别于靖边地区的古风化壳气藏:①储层类型主要为白云岩晶间孔储层,其发育受控于颗粒滩沉积微相及古隆起东侧特殊的白云岩化作用条件;②圈闭类型主要为岩性圈闭,成因受控于短期海侵形成的区域岩性相变和燕山期盆地东部抬升的构造背景;③气藏呈现出环中央古隆起区域性分布的特征,形成多层系叠合含气、大范围带状展布的岩性圈闭有利成藏区带。对奥陶系中组合成藏新领域研究认识的深化,推动了天然气勘探思路的转变,对于今后苏里格气田南区新领域研究、勘探方法、勘探方向等都具有重要的启示。

苏里格气田南区上古生界气井低产原因分析

苏里格气田南区上、下古生界复合含气，是下一步长庆天然气产能建设的重要接替区。该区上古生界主力含气层段为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段，各含气层段在储层特征上与苏里格气田其他区块存在一定差异。近年来勘探、开发成果证实该区具有较好的开发潜力，但区内上古生界投产井生产动态特征资料显示。气井总体产量较低，稳产能力较差。目前上古生界投产气井140口，日均开井91口，日产气量为50．5×10^4m^3．平均单井产气0．55×10^4m^3/d，平均套压11．2MPa。针对这一生产现状，主要从沉积、成岩角度，深入剖析了研究区上古生界气藏低产、低效的原因，认为在大的沉积背景下，研究区位于三角洲前缘，距离物源远，砂岩埋藏深且粒度细，单砂体段多层薄，软性组分含量较高，压实作用及胶结作用强烈，导致储层物性变差等都是导致研究区上古生界低产的主要因素。另外．区内井上古生界普遍产水，水气比比较大，对气井产量影响亦较大。

苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏复杂岩溶储层的精细评价

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏马五5亚段储层侵蚀沟槽及溶蚀潜坑发育,非均质性强,沿用传统的储层评价方法对储层刻画的精度不够,井位部署难度大。为此,以沉积微相研究为基础,应用残厚法、印模法、地球物理法、层拉平技术对古地貌形态进行量化描述,并结合研究区主要成岩作用差异性特征、岩溶作用特征研究成果,评价储层品质,刻画储层平面展布,落实有效储层发育区。研究结果表明:(1)该区处于岩溶高地—岩溶斜坡过渡带,发育古残丘、古坡地、古沟槽等三级地貌单元,其中古残丘为最有利的地貌单元;(2)纵向上马五5亚段白云岩厚度介于10~20 m,但裂缝—孔洞型储层仅发育2~8 m;(3)横向上该区自西向东岩溶作用减弱,充填程度增强,储层物性逐渐变差;(4)马五5亚段储层具有较强的非均质性,平面上具有明显的分带特征,有效储层总体以孤立状分布为主,可划分为多个独立的地质单元。该研究成果有效地指导了该区下古生界碳酸盐岩气藏的效益开发,天然气产能规模达到预期目标,钻遇日产气量逾100×10~4 m^3的气井14口。

应用数值模拟研究间歇井生产制度——以苏里格气田南区上古生界气藏为例

苏里格气田南区上古生界气藏(以下简称苏南上古气藏)为致密砂岩气藏,具有非均质性较强,有效砂体规模小、单井控制范围小、储量动用程度低等特点,大量低产气井采用间歇生产方式,有必要开展合理的间歇生产制度优化研究。针对苏南上古气藏气井的实际生产情况,利用现代产量不稳定分析方法,分类拟合气井生产初期动态数据的典型段,确定气井地层及井筒参数。在此基础上,依据气井的动态分类,统计连续生产和间歇生产下渗透率和地层压力变化规律,确定各类型气井平均参数,建立不同类型间歇生产制度数值模型。通过模拟气井生产初期和3年之后的开关井时间间隔及开关时间比,确定苏南上古气藏间歇井最优的工作制度为:开井生产15~30 d,关井压力恢复需30 d。现场实际应用结果表明,苏南A井间歇生产后气井产量显著提高,油套压差降低,实现了气井的平稳生产,气井产量得到提高,为气井间歇生产的精细管理奠定基础。

苏里格气田南区上古生界盒8段、山1段储层储集空间类型研究

苏里格气田是我国目前最大的整装天然气田,目前对其南部地区储层研究尚处薄弱阶段。根据岩石铸体薄片观察与统计,并结合扫描电镜研究,对苏里格气田南区上古储层盒8段、山1段储层储集空间类型进行了研究。分析认为,该研究区盒8段、山1段储层主要发育4类孔隙,即原生粒间孔隙、次生溶孔、高岭石晶间微孔隙和微裂隙;研究区储集空间多以各类孔隙的复合形式出现,主要有原生剩余粒间孔+溶孔+晶间微孔、溶孔+晶间微孔+微裂隙型、溶孔+晶间微孔、溶孔、晶间微孔等几种孔隙组合类型,其中原生剩余粒间孔+溶孔+晶间微孔是一种良好的的复合储集空间类型。

苏里格气田南区气田采出水处理分析探讨

苏里格气田南区是苏里格气田的重要组成部分,气田采出水的安全、环保处理是气田平稳运行的保障。苏里格气田南区采出水包括上古、下古两部分,通过水量、水质及上古、下古采出水的配伍性试验分析,提出采出水处理方法.下古井采出水在地层温度下具有明显的结垢特性,而上古井采出水在地层温度下结垢特性非常小,结合气区实际情况,上、下古气井不含甲醇采出水可混合处理达标回注,而下古含醇采出水则需回收甲醇后方可进行处理回注地层。

苏里格气田南区盒8^上段成岩作用

苏里格气田南区盒8^上段储层总体为特低孔超低渗砂岩储层。成岩作用是导致这种低孔低渗的重要因素之一,研究区盒8^上段主要的成岩作用有机械压实作用、溶蚀作用、胶结作用和交代作用。埋深大、压实紧、原生孔少、溶蚀作用强是主要的特点。综合镜质体反射率、岩石热解、粘土矿物及自生矿物特征,判定该区盒8^上储层主要处于中成岩期B阶段,局部处于晚成岩期。

下古生界气藏马五_5段碳酸盐岩开发目标评价

苏里格南区下古生界气藏具有良好的开发前景,亟需开展目标评价。本次充分利用岩心分析测试资料精细刻画马五5段储层特征,从沉积相、成岩作用、岩溶古地貌及现今构造等角度入手,进行特征详细分析并明确对储层分布的控制作用,同时结合试气产量及生产数据,最后建立开发目标综合评价标准并开展评价。评价结果显示,Ⅰ类为好储层,主要分布在膏质云坪及颗粒滩相,位于岩溶台地与鞍地转换带及古残丘,处于构造高部位,发育裂缝-孔隙型组合,占有利区的23%;Ⅱ类为中等储层,主要分布在云坪相,位于古残丘及古坡地,处于构造中-高部位,孔隙型为主,占有利区的38%;Ⅲ类为差储层,主要分布在含泥云坪及灰质云坪,位于古坡地及高地,处于构造低-中部位,发育裂缝-微孔型组合,占有利区的39%。最终优选Ⅰ+Ⅱ类叠合有利区面积979 km2,估算地质储量712.2×108m3,是研究区下古生界的优势开发区,也是调整挖潜、提高采收率的重点。

基于水平井约束下的致密砂岩储层精细描述方法

近年来,随着苏里格气田的开发,鄂尔多斯盆地已经率先进入“非常规”资源开发时代,水平井成为提高致密砂岩气藏单井产量的主要技术手段。特有的黄土塬地貌导致地震预测的砂体厚度符合率低,而通过密井网解剖砂体在一定程度上能提高砂体展布认识的精度,但局部沉积的分流河道砂体横向迁移较为频繁,在水平井实施过程中常发生侧出河道的情况,降低了储层钻遇率。为此进行了水平井约束下的致密砂岩精细描述技术优化:(1)充分利用水平井水平段资料降低井间盲区,提高砂体描述精度;(2)依据水平井实钻轨迹资料建立“有效储层长度”大数据库,可降低水平井实钻侧出河道的风险;(3)利用出发井和末端控制井资料,首先进行各井点砂体对比和结构分析,初步识别单砂体,然后基于水平井实钻资料对原有砂体描述进行补充和约束,进行井间砂体平面展布预测,最后在建立大数据的基础上完成砂体空间立体描述,达到水平井约束下的砂体精细描述。

鄂尔多斯盆地苏南盒8段相对高渗砂岩储层特征分析

苏里格气田南区盒8段砂岩储层整体致密,单井产量低,平均单井产量约0.5×104m^3/d。近年在局部发现相对高渗区。利用岩心观察、岩心薄片分析等技术手段,结合沉积环境发育特征,研究储层相对高渗特征。结果表明:(1)盒8段储层以岩屑石英砂岩为主,高渗区岩屑石英砂岩中石英岩岩屑含量高于其他地区;(2)盒8储层以岩屑溶孔、晶间孔为主,高渗区发育粒间孔、晶间孔、溶孔孔隙类型;(3)盒8储层高渗区微相类型为三角洲前缘亚相河口坝。

高压气井两级节流试验效果分析

为了解决苏里格南区下古气井冬季运行期间频繁冻堵的问题,考虑在现有运行模式下通过调节井口针阀与站内针阀、两级控制压力,寻找压力与温度的最优参数点。经不同气井试验表明,通过调节井口压力,降低水合物形成的温度,使下游温度在水合物形成温度之上,可确保气井管线不冻堵,有效减小气井管线冻堵率,提高气井连续生产时间,减少人员解堵时间,降低甲醇消耗,进而提高产量贡献率,达到降本增效目的。