鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层分布模式

苏里格气田是我国典型的致密气储层发育区,对其储层沉积类型和成岩作用过程历来多有研究且存在争议。利用岩心实验及分析资料,研究了苏里格气田东区致密储层地质特征,从沉积和成岩2个方面阐述了储层物性差异,并指出强压实、铁方解石交代和硅质胶结等作用是导致该区储层致密化的主要因素。在分析沉积微相的基础上,明确了分流河道砂体是苏里格气田东区主要的优质储层,并建立了三角洲平原分流河道单砂体的4种垂向组合模式和3种侧向接触模式。

苏里格气田东区盒8段和山1段沉积体系研究

利用野外露头、岩心、测井及图像粒度分析等相关资料作为支撑条件,对苏里格气田的沉积古环境进行了恢复,总结各小层单元内的沉积体系类型、平面组合及其演化模式。研究结果表明,研究区主要在盒8段发育洪泛-辫状河沉积体系,在山1段主要发育洪泛-曲流河沉积体系。在盒8段可以识别出心滩、河床滞留和辫状河道间微相类型;在山1段可以识别出边滩、河道间、溢岸、河漫滩、河漫沼泽等微相类型。不同微相类型控制着不同成因砂体类型的展布,尤其是心滩和边滩,既是砂体最为富集的区域,又是储集性能最好的储层。因此,从"相控砂"理论模式出发,去揭示储层的平面展布规律,无疑具有重要的实际意义。为后续的成藏、有利富集区的筛选打下了良好的基础。

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显。采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率/产能贡献率高达55%～65%,Ⅱ类储层的贡献率23%～27%,Ⅲ类储层的贡献率8%～15%;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。

苏里格气田东区山2段储层致密化主控因素定量分析

苏里格气田东区具有多层系含气特征,该区主力产层山2段受沉积、成岩综合影响,具有典型低孔—特低孔、特低渗—超低渗致密储层特征。综合应用岩石铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性、X-射线衍射、流体包裹体测温、成岩演化序列重建、多元回归分析等技术手段与分析方法,对山2段的储层基本特征、成岩作用特征、成岩演化序列以及储层致密化主控因素进行了定性、定量分析。研究表明:储层沉积后经历了中—强压实、中等胶结、弱溶蚀等成岩改造,胶结作用、溶蚀作用与本区两期烃类充注密切相关;山2段目前处于中成岩B期末,储层致密化发生在中成岩B期中期;强压实、强硅质胶结与大量的软质岩屑、高岭石胶结主要导致了储层低孔—特低孔,储层特低渗—超低渗的三大核心因素则为伊利石、绿泥石、高岭石等黏土矿物胶结。研究结果对于深入认识山2段储层致密化进程,指导有利储层发育区预测具有重要意义。

苏里格气田东区盒8段-山1段-山2段储集层致密化差异性及影响因素研究

苏里格气田东区具有多层系含气特征,其中盒8段、山1段、山2段是该区主力产层,都呈现出低孔-特低孔,特低渗-超低渗这一典型致密储集层特征,由于差异性致密化,三层段的物性参数、孔隙结构等表现出较大的差异。综合应用岩石铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性、X射线衍射、流体包裹体测温、成岩演化序列重建,以及多元回归分析等方法,对三层段的储集层特征、成岩作用、成岩演化序列及储集层致密化影响因素进行了定性、定量评价。结果表明,三层段储集层砂岩主要为富岩屑砂岩,经历的成岩演化序列具有一定相似性,孔隙演化与各段强度差异较大的成岩作用密切相关;储集层致密化时间盒8段为中成岩A期末,山1段为中成岩B期初,山2段为中成岩B期中期;定量分析了影响孔隙度和渗透率对各段物性的影响程度,并以此结果指导优选勘探区带。

苏里格气田东区致密砂岩气藏孔渗特征的实验研究

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料，对苏里格气田东区盒。段致密砂岩储层的微观孔隙特征进行了详细的研究。研究结果表明，沉积作用和成岩作用的双重影响使盒。段储层孔隙结构异常复杂，粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间。致密砂岩储层岩心的孔喉中值半径与渗透率的相关程度明显低于主流喉道半径与渗透率的相关程度，说明主流喉道半径对渗透率起主要的控制作用，主流喉道半径0．7～1．8μm。大喉道对高渗透率岩心的渗透率贡献大，而小喉道对特低渗透率岩心的渗透率贡献大，从而导致致密砂岩储层渗流阻力大，开发难度增加。

PDC钻头在苏里格气田东区的应用

在苏里格气田东区开发中要始终坚持低成本开发的指导思想下,以PDC钻头应用及优化钻井参数技术为核心大幅度降低了钻井成本,成为苏里格气田控制投资的关键技术之一。文章通过对PDC钻头及优化参数与该区块地层情况相结合而总结了优选PDC钻头技术。通过PDC钻头的应用,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的,必将推动苏里格气田东区的快速发展。

优化钻井技术在苏里格气田东区的应用

根据地层可钻性特点、地层岩性特征,以现有的PDC钻头技术、低固相钻井液使用、丛式井开发配套技术为基本出发点,结合以往在该地区钻头使用记录、钻井液资料、地层等情况进行分析对比,对PDC钻头优化效果、无固相钻井液现场施工、丛式井现场试验效果进行了分析评价,通过现场应用综合效益评价,证明了优化钻井技术的应用,提高了钻井速度,缩短了建井周期,降低了钻井开发成本,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的。

苏里格气田东区南部上古生界水平井地质导向技术方法与应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区南部中二叠统下石盒子组盒8段气藏非均质性强、储层较薄,地质条件复杂,上古生界气层单层厚度仅2.0～5.0m左右。因此,水平井地质导向技术对水平井有效开发尤为关键。根据苏东南中二叠统下石盒子组盒8段气藏地质特征,通过充分应用邻井和现场录井资料,形成了一套适合该区盒8段气藏"导眼法"与"沉积相法"相结合的综合水平井地质导向方法,合理分析气层空间展布形态,从而做出现场准确解释和决策。在该区盒8段气藏首次应用水平井开发中取得了很好的效果。

苏里格气田东区中二叠统盒_8—山_1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密,渗流规律复杂。通过气水相渗实验、铸体薄片、高压压汞和恒速压汞等分析测试,对研究区盒8-山1段储层的相渗特征进行分析。尝试将研究区气水相渗曲线由好到差分为I^IV类,其中具有II类和III类气水相渗曲线特征的储层分布最为广泛。分析认为孔喉半径大小、孔喉分选和孔喉连通性的好坏是决定储层渗流能力的主要控制因素。

苏里格气田东区下古马五_4储层特征及综合分类评价研究

苏里格气田东区下古生界奥陶系马家沟组马五4储层岩性以细粉晶白云岩、泥晶白云岩、泥细粉晶白云岩、粉晶白云岩为主,还有粉晶云灰岩(次生)、泥晶砂砾屑白云岩、泥细粉晶含灰云岩等;粘土矿物以伊利石、高岭石为主,充填了部分孔隙空间,对储层的储集性起到了一定的破坏作用。通过铸体技术分析面孔率一般在3.5%以上、可将孔隙类型分为裂缝-溶孔型、孔隙型、裂缝-微孔型。最后通过参数综合评价将储层划分为4类,苏里格气田东区马五4储层主要为Ⅱ、Ⅲ类。

苏里格气田东区上古生界盒8段、山1段物源区分析研究

通过对研究区内大量测试分析资料的综合研究,对鄂尔多斯盆地苏里格气田东区上古生界盒8段、山1段物源区在哪进行深入分析研究,分析了其地质特征、砂岩碎屑组分特征、重矿物组合特征、稀土元素特征等。结果表明,乌拉山西界以东前寒武纪和兴蒙海西褶皱带组成的阴山古陆是苏里格东部地区山西组、盒8沉积时期的物源区。

苏里格气田东区盒_8-山_1段储层岩石学特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区储层岩性致密,开展储层岩石学特征研究对于该区储层物性影响因素具有重要意义。本文通过岩心观察、岩心物性实验、薄片鉴定和X衍射分析等测试手段,对研究区盒8-山1段储层的岩石学特征进行研究,并分析其对储层物性的影响。分析认为碎屑颗粒的中值半径、碎屑组分中的石英含量和填隙物中粘土矿物的含量,尤其是伊利石与高岭石的含量,对储层物性影响较大。

薄层压裂技术在苏里格气田东区的研究与应用

针对苏里格气田东区低渗、单层薄和单井产量低的特点,本文分析薄层压裂技术在苏里格气田东区应用的必要性,并对薄层压裂的压裂液、压裂施工参数、施工规模、工艺措施以及压裂液返排提出优化和推荐的设计参数,形成适合苏东区块的薄层压裂技术,为其现场压裂改造提供理论依据。

苏里格气田东区井位优选及应用效果评价

随着气田的开发深入,优势甜点区逐年减少,开发外部环境愈发复杂,气田稳产压力逐步增大,如何从气田开发顶层设计入手,落实"降本增效",实现"稳健发展",这一切均对"井位优选"提出了更高要求。在"上、下古立体开发"的思路下,苏东区块钻遇了部分上、下古优质储层,表现出强劲的生产能力。本次研究将气井产能关键影响因素和实现下古气藏的高效开发作为研究目标,将历年产建开发的认识及效果,在充分应用区域地质、测井、动态、地震等资料的基础上,开展优质储层再认识,深入下古成藏主控因素分析,旨在探讨开发策略,为精细井位部署提供技术支撑。

苏里格气田东区提高Ⅰ+Ⅱ类井比例的技术及应用

苏里格气田东区是气田目前开发的主力区块之一,其储层除具有苏里格气田典型的"四低"特点外,还表现出储层异常致密,非均质性非常强的特点,原有的开发技术在这一区块表现出一定的局限性,因而导致该区块井位优选难度大、Ⅰ+Ⅱ类井比例低的现状。针对这一区块储层地质条件差、开发难度高的特点,在开展地质综合研究的同时,完善地震采集、处理解释方法,地质与地震相结合,深化富集区的分布,探索形成了适合苏里格气田东区的井位优选技术。该技术以富集区筛选技术为核心,并综合应用丛式井井位优选技术和多层系立体开发技术,在开发实践中取得了较好的应用效果,为苏里格气田东区产能建设任务的顺利完成提供了技术保障。

苏里格气田东区储层特征研究

苏里格气田东区盒8、山1段储层岩性主要以岩屑石英砂岩为主，同时发育石英砂岩及岩屑砂岩；填隙物以高岭石、方解石、伊利石、硅质为主，见少量的凝灰质及绿泥石；填隙物的高低直接影响了储层物性的好坏。通过铸体技术分析苏里格气田东区面孔率一般在2．0％以上，可将孔隙类型分为复合型、溶孔-晶间孔型、微孔型。最后通过参数综合评价将储层划分为3类，苏里格气田东区盒8、山1段储层主要为Ⅱ、Ⅲ类。

致密砂岩气藏水平井开发地质技术及应用——以苏里格气田东区为例

苏里格气田东区二叠系石盒子组盒8段储层属于典型的致密砂岩气藏。为了提高单井产量，开展了水平井开发试验．形成了致密砂岩储层水平井部署、设计与地质导向等技术系列。水平井的井位部署技术是在辫状河储层特征认识基础上，结合不同储层发育区对井控程度的要求，以有效砂体预测为核心，优化部署水平井。水平井设计技术是采用”六图一表”刻画目的砂层的空间展布特征，为水平井顺利实施奠定基础。水平井地质导向技术是结合测井、录井与工程资料，做好沉积微相、储层构造与有效单砂体等分析，制定相应的调整预案，确保有效储层的钻遇率。通过该技术的应用．致密砂岩气藏水平井开发效果明显提高。2011年完钻水平井20口，平均水平段的长度是919m，平均有效储层钻遏率是58．4％，平均无阻流量是26．9×10^4mTd，较2010年提高了22．5×10^4m3／d，取得较好的开发效果。

苏里格气田东区马五段4亚段1小层与5亚段白云岩储层对比研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下古生界中奥陶统马家沟组五段4亚段1小层(O2m4(1)5)和5亚段(O2m55)分别为上、中组合中主力产气层,但两者在储层规模、储集性能上却相差较大。对比发现,O2m4(1)5储层厚度稳定,分布在局限蒸发环境含膏云坪微相中,岩石类型主要为泥粉晶含硬石膏结核白云岩和泥粉晶白云岩,孔隙空间为膏模孔、裂缝;O2m55储层在平面上呈珠串状分布,在云坪及颗粒滩微相分布较厚,岩石类型主要为粗粉晶白云岩和颗粒白云岩,储集空间为晶间孔和少量的裂缝。白云岩成因及成岩作用的差异造成了2个层位储层的差异。

苏里格气田东区动态储量计算方法

针对苏里格低渗气藏的实际情况,运用气藏开发动态资料,选取11口目标井,选用多种典型气藏动态储量计算方法进行计算并得出结果。通过对每种方法进行剖析对比,分析其适用条件与计算所需资料的要求。最终针对苏里格气田东区低渗气藏实际,筛选出适用的储量计算方法,为气田合理有效可持续的开发提供依据。