苏里格气田S区块山西组山1段沉积微相特征研究

上古生界山西组山1段为鄂尔多斯盆地苏里格气田S区块的主力产气层,厘清其沉积相特征,对指导该地区的天然气勘探具有一定意义。运用沉积学基础原理和方法,综合岩心观察、测井曲线、微量元素特征、沉积构造及古生物化石等资料,对苏里格气田S区块山1段进行系统研究。并结合单井相、沉积相连井剖面及砂地比特征,刻画山1段沉积微相展布特征。研究结果表明,研究区岩性主要为中-细砂岩,总体表现出牵引流的沉积特征,沉积环境为气候较湿润的弱还原-还原的水下沉积环境。岩心上见冲刷面、板状交错层理、平行层理和水平层理等沉积构造,古生物化石以碳化植物茎杆化石或植物叶片化石印模为主。山1段为曲流河三角洲前缘沉积,划分为水下分流河道、水下分流间湾、席状砂沉积微相,主要发育近北南向的水下分流河道砂体,为研究区最主要的储集体。

鄂尔多斯盆地毛盖图地区盒8、山1段高含水致密砂岩沉积特征与分布规律

通过岩心观察、测井曲线分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地毛盖图地区盒8、山1段高含水致密砂岩沉积特征与分布规律开展研究,结果表明:(1)研究区岩石类型主要有泥岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩和细砾岩等,砂岩成分成熟度中等偏好。(2)研究区沉积构造类型多样,多以河道特征为主,主要沉积构造有块状层理、粒序层理、平行层理、水平层理、板状交错层理、波纹层理、冲刷面。(3)研究区盒8段测井曲线形态有(齿化)箱形、钟形、齿化线形、叠置漏斗形,反映辫状河沉积环境;山1段测井曲线形态有箱形、钟形、齿形和指形,反映曲流河沉积环境。(4)盒8段为辫状河相,以发育辫状河道微相为主,河道成南北向展布,平面上不断交汇分叉,其中盒8下段河道和心滩微相最为发育;山1段、山2段为曲流河,河道非均质性变强,河网密度变稀;分流河道与河道间交互分布。

鄂尔多斯盆地庆探1井区山1段储层砂体构型发育特征及模式

选取鄂尔多斯盆地陇东地区庆探1井区山1段为目的层位,以研究区钻井资料为基础,结合沉积学、岩石学及测井相等方法,分析庆探1井区山1段岩相、构型表征、砂体叠置关系及发育特征等,建立砂体构型模式。结果表明:庆探1井区山1段共识别9种岩相类型;其储层内部构型界面可划分为单层微相复合体(复合河道带)、单一微相复合体(单一河道带)、单一微相(单砂体)、砂坝增生体、岩石相、层系(纹层组)6级;共识别水下分流河道砂体、河口坝砂体及沿岸滩坝砂体3个Ⅳ级构型单元的单砂体,以及3种砂体叠置方式——切叠式、拼接式和孤立式;平面上,砂体主要以点状、条带状和面状展布;庆探1井区山1段沉积期主要为曲流河三角洲前缘,水动力较弱、河流携砂能量小,形成近源缓坡型曲流河三角洲沉积模式。该结果为陇东地区山1段储层内部构型研究和气藏精细描述提供参考。

苏里格气田南部山1段致密砂岩储层成岩演化及成岩相划分

为探讨苏里格气田庆城地区下二叠统山西组第1段（简称山1段）有利成岩相的分布规律,基于铸体薄片、扫描电镜、X光衍射及阴极发光等分析化验资料,对山1段致密砂岩储层的成岩作用及成岩演化规律进行了研究。结果表明：研究区山1段致密砂岩储层经历了压实作用、硅质胶结作用、粘土矿物胶结作用、碳酸盐胶结作用及溶蚀作用。结合石英次生加大级别、泥岩镜质体反射率（Ro）及I/S混层矿物中蒙脱石的相对含量,认为该区山1段已进入中成岩B期,局部处于中成岩A期。将储层划分为4种成岩相类型：中孔低渗岩屑石英砂岩杂基＋岩屑溶蚀相、低孔低渗岩屑石英砂岩岩屑溶蚀相、低孔特低渗含岩屑石英砂岩强胶结相及特低孔特低渗砂泥岩压实相。其中Ⅰ类为最有利的储集相带,Ⅱ类次之,主要分布在山11及山13层中；而Ⅲ类及Ⅳ类基本无储集能力,后者纵向上封隔有效储集相带形成岩性圈闭。

鄂尔多斯盆地西南部庆探1井区山1段沉积特征研究

庆探1井区古水流、重矿物及砂岩组分指示沉积物源主要来自西南方向。研究区山1段主要为三角洲前缘亚相沉积,发育水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇和水下分流河道间等4种微相,其中水下分流河道自西南向北东方向延伸展布,水下分流河道砂体是研究区主要的有效储集体,与分流河道间泥质沉积呈条带状相间分布。总体上鄂尔多斯盆地西南部山1段沉积具有浅水曲流河三角洲沉积特征。

浅水三角洲沉积体系与储层岩石学特征——以鄂尔多斯盆地西部地区山1—盒8段为例

浅水三角洲已经成为当前沉积学研究和油气勘探的重点领域,浅水三角洲常规和非常规砂岩储层中发现了丰富的油气资源。鄂尔多斯盆地中—古生界发育大型浅水三角洲沉积,结合岩芯、测井、分析化验等资料,对盆地西部地区山1—盒8段浅水三角洲的母岩特征、沉积充填、砂体展布与储层岩石学特征进行研究,为研究区常规砂岩储层和致密砂岩油气勘探提供地质依据。分析表明,研究区南部和北部砂岩重矿物组合相似,以锆石和白钛矿为主。综合La/Yb-REE与Dickinson三角图解、稀土元素配分模式和碎屑锆石定年分析认为,北部物源主要来自盆地西北部阿拉善古陆太古界和元古界花岗岩、片麻岩、石英砂岩,向南影响到陇东地区北部;南部物源主要来自盆地南部北秦岭地区太古界、元古界花岗岩、片麻岩和片岩,向北影响陇东地区中南部。山1段发育曲流河三角洲,盒8段发育辫状河三角洲,孤立型与垂向叠置型水下分支河道砂体是主要的砂体类型。盒8段沉积时期,古湖泊可能萎缩;南北物源形成的三角洲在研究区中部环县东南一带交汇混合。砂岩类型主要为岩屑质石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩,结构成熟度中等—较差。砂岩成岩改造强烈,水—岩反应复杂,压实作用是储层致密化的主因,多期胶结作用使砂岩的孔喉结构变得十分复杂。孔隙类型以微米—纳米级的岩屑溶蚀孔、剩余粒间孔和高岭石晶间孔为主,整体上属于非常规致密砂岩储层。砂体分布与“甜点”预测是研究区致密油气勘探的关键。

鄂尔多斯盆地庆阳气田山1段储集层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地庆阳气田属于典型的致密砂岩气田,主力气层为二叠系山西组山1段,砂体厚度薄且变化快,储集层分布预测难度大,制约气田的产能建设。通过井震结合开展沉积砂体刻画和薄储集层预测,探讨储集层发育的主控因素,明确有利储集层分布区。结果表明:古地貌与古流向共同控制三角洲砂体的分布,溶蚀相发育的水下分流河道砂体为最有利的储集体,局部微幅度鼻隆构造为天然气富集区。综合砂体展布规律、储集层物性、成岩作用、构造特征等因素,建立了研究区储集层分类标准,在研究区南部和中部识别出2个Ⅰ类储集层富集区。

苏里格气田苏36区块盒8—山1段沉积特征

苏里格气田苏36区块主产层为盒8—山1段,为了探究该区沉积微相类型及砂体展布规律,在前人研究成果的基础,通过岩心观察与描述、岩性分析、粒度分析、单井相解释及连井剖面分析等方法,对研究区沉积微相类型及砂体的空间展布特征进行研究,并模拟沉积演化模式。研究结果表明:盒8上亚段和山1段发育曲流河沉积相,可识别出点坝、决口扇、泛滥平原等微相;盒8下亚段发育辫状河沉积相,可识别出心坝、侧坝、沙泥坪等微相。从山1段到盒8段,沉积体系由曲流河到辫状河,又过渡为曲流河;物源主要来自东北方向,近物源碎屑物快速堆积;砂体平行物源供给方向呈条带状展布,沿长轴方向砂体连续性较好。有利储集体集中在盒8下亚段,储集性能优于盒8上及山1段。

鄂尔多斯盆地东部山西组山1段致密气砂岩储层分类评价

鄂尔多斯盆地东部山1段是天然气开发的重要层位之一,该储层非均质性较强,勘探难度较大,进行储层特征研究及评价对山1段储层的勘探开发意义重大。运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法,系统研究了鄂尔多斯盆地东部山1段砂岩储层的岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征;根据物性特征、微观孔隙结构特征等并结合前人研究,对研究区山1段储层进行了分类评价。结果表明:研究区山1段储层的填隙物主要以伊利石、高岭石、硅质、碳酸盐为主,还有少量的泥质、绿泥石及菱铁矿等;孔隙类型主要为次生孔隙,包括粒内溶孔及粒间溶孔、晶间孔、微裂隙;研究区山1段以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,属于低孔低渗致密砂岩储层。研究结果对有利储层勘探具有指导意义。

苏里格气田西部主要含气层段储层特征

苏里格气田西部储层主要发育于二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段,其中山1段为网状河沉积,盒8下亚段为辫状河沉积,至盒8上亚段演变为曲流河和网状河沉积。研究区主要含气层段储层岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩,含有少量石英砂岩,具有成分成熟度低的特征。储层孔隙空间常以组合形式出现,以岩屑溶孔和晶间孔为主,含少量的原生粒间孔。储层孔隙结构具有孔喉小、排驱压力高和主贡献喉道小的特征,平均孔隙度为6.23%,平均渗透率为0.4 mD,为低孔、低渗储层。成岩作用研究认为,盒8段和山1段储层目前均处于中成岩阶段B亚期,储层物性主要受沉积微相的控制以及成岩作用的影响,非均质性明显。

延川南区块山一段沉积相研究

沉积相研究是储层研究的基础。通过岩心观察、分析化验及测井解释等技术对延川南区块山一段的沉积相标志进行了详细的辨别,对沉积相类型进行了系统的划分,认为研究区山一段发育三角洲平原沉积,主要包括分流河道微相与沼泽微相。分流河道沉积在平面上沿南东—北西向展布,砂体的展布对沉积相的发育有明显的控制作用。

苏里格气田致密砂岩气层识别难点及方法评述

在储层低孔渗、低压、岩性及物性非均质性等因素影响下,苏里格气田盒8段和山1段高、低电阻率气层、气水层并存,且气水在纵向剖面和横向上分布不均,给测井气水层识别带来很大困难,通过分析苏里格气田气层识别难点,总结了近年气层识别的方法,评价了这些方法的优劣,并提出了一些新的气水层识别方法,将进一步提高苏里格气田气层识别准确率,对于苏里格气田勘探开发有着重要的意义。

分支水平井技术在单家寺特稠油油藏开发中的应用

通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。

致密砂岩储层气水分布特征及其主控因素——以天环坳陷北段上古生界为例

为阐明致密砂岩储层气水分布特征及其主控因素,以天环坳陷北段上古生界致密砂岩储层为例,综合试产资料、气驱水核磁共振、圧汞等分析手段,在储层基本特征分析基础上,系统研究了天环坳陷北段山1-盒8段地层水赋存特征和气水分布规律,总结了气水分布规律的主控因素,认为多因素控制下山1-盒8段气水空间分布差异显著,纵向上孤立分布,平面上零散分布.研究结果表明:1)山1-盒8段地层水为氯化钙型IV与V类,孔喉半径截止值0.06μm和0.20μm将地层水产状划分为束缚水、滞留水和可动水;2)平面上,山1段产水层较局限,仅分布在中部砂带;盒8段产水层分布较多,产水量较高,全区仅在东北和西南部分井未产水;纵向上,山1到盒8段,水层逐渐增多、厚度增大,且水层多以透镜状分布在孤立砂体中,其分布没有气层连续性好;3)现今构造与成藏关键期古构造对气水分布影响不明显,广覆分布的煤系烃源岩造成的油气不饱和充注、储层物性好坏及裂缝发育程度是制约着气水分布的主控因素,使得产气层多分布在裂缝相对不发育区,较大产水量井主要分布于裂缝相对发育区.