靖边南气田下古生界碳酸盐岩气藏储层特征及控制因素分析

靖边南气田下古生界碳酸盐岩气藏的目的层段为奥陶系马家沟组顶部的马五1+2亚段。该亚段的碳酸盐岩储层岩性为细粉晶白云岩;溶孔和晶间孔发育;中—细孔喉,孔喉分选程度较差;储层物性整体为低孔、低渗,但溶孔和裂缝的发育极大地改善了储层物性;储层在垂向上集中分布在马五12和马五13两个小层,平面上分布在研究区的中部和东部等剥蚀程度轻、岩溶作用好的区域。储层的分布受沉积、成岩以及岩溶古地貌3种作用的共同控制:沉积作用为储层发育提供了物质基础,储层在碳酸盐蒸发潮坪沉积背景下的膏云坪微相中最为发育;成岩作用是形成碳酸盐岩储层的必要过程,建设性成岩作用中的白云岩化、溶蚀以及破裂等作用形成了大量的孔、洞、缝,而破坏性成岩作用,尤其是充填作用,造成了储集空间大部分被充填;岩溶古地貌则是碳酸盐岩储层形成的直接因素,岩溶古地貌控制着与碳酸盐岩优质储层发育相关的溶蚀孔洞的分布。

靖边南气田分层压裂技术的研究与应用

针对长庆靖边南低渗气藏产层多,各层物性差异较大,且层间跨度变化大的特点,为了使机械分层压裂技术在该气田得到有效的应用,针对该气田地层特点进行了该技术的适应性分析和配套工艺的研究。在机械分层压裂技术原理的基础上,研究出具有针对性的压裂液体系、支撑剂体系以及施工参数体系等,从靖边南气田的现场应用效果来看,应用机械分层压裂工艺改造后,较传统压裂改造技术单井施工周期平均缩短20 d,最大绝对无阻流量达到28×104m3/d,在相同储层条件下产能提高15%。该技术的成功应用,可以为靖边南气田后期的大规模开发提供技术支持。