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。

杭锦旗地区二叠系储层油气成藏期次及流体势特征

杭锦旗地区是鄂尔多斯盆地北部重要的含油气区,油气成藏期次及流体势研究有利于探究油气充注的世代以及流体势的分布特征,并进一步判定成藏期油气的运移方向。本文以什股壕区块和十里加汗区块5口井的二叠系下石盒子组盒一段储层砂岩为研究对象,基于流体包裹体分析厘定油气成藏期次,并结合流体势理论计算研究区关键成藏期的流体势并揭示油气的运移方向。研究结果显示:什股壕区块盒一段储层油气的成藏时间为132~102 Ma;十里加汗区块盒一段储层油气的成藏时间为132~101 Ma。杭锦旗北部的什股壕盒一段储层油气的流体势为18 128~22 872 J/kg;杭锦旗南部的十里加汗区块盒一段储层油气的流体势为22 975~27 153 J/kg。本文认为研究区二叠系盒一段储层油气成藏时间在早白垩世,十里加汗区块整体的流体势要高于什股壕区块,油气具备由南部向北部运移的趋势。

利用地震和三维数值模拟研究鄂尔多斯盆地红河油田的走滑断裂活动及应力场演化

以鄂尔多斯盆地红河油田精细地震构造解释为基础,结合南缘秦岭和西缘六盘山的构造演化史,并采用有限差分软件开展两期构造叠加的大应变数值模拟实验,探讨红河油田的走滑断裂活动及应力场演化。结果表明,北西走向的玉都断裂带先活动,受到基底断层控制而发育单断式左行走滑,应在晚侏罗世—早白垩世活动,其动力学背景是秦岭北缘不同块体之间往北西方向的差异挤压,活动之时玉都断裂带附近最大主应力方向为北东东向;北东东向弥散式断层后活动,受到六盘山冲断带向东挤压过程中南北差异的影响而发生左行走滑,在早白垩世晚期或新生代活动,活动之时最大主应力为北东向(N36°~69°),平均N53°。研究结果对本地区的断裂预测提供了新的约束,亦可为鄂尔多斯盆地其他油田的断裂研究提供借鉴。

油气勘探与开发技术的数字化变革探析

在大数据时代,越来越多的行业依赖大数据技术都取得了令人瞩目的成绩。论文介绍了云计算与大数据的方法理论,结合油气勘探、开发技术特点和发展需求,探讨了云计算与大数据对油气勘探、开发技术发展的影响,提出了在云计算与大数据影响下的未来油气勘探开发技术发展的设想。

“云计算”与“大数据”在油气勘探开发中的应用

在大数据时代,越来越多的行业都依赖大数据技术取得了令人瞩目的成绩,本文介绍了“云计算与大数据”的方法理论,结合油气勘探、开发技术特点和发展需求,探讨了“云计算与大数据”对油气勘探、开发技术发展的影响,提出了在“云计算与大数据”影响下的未来油气勘探开发技术发展的设想。

鄂尔多斯盆地中国石化“十三五”油气勘探进展与新领域

“十三五”初期,鄂尔多斯盆地中国石化华北油气分公司矿权区油气勘探面临的难题是盆地天然气储量动用难度大、石油成藏认识不清、资源接替阵地不明朗。5年期间,通过加强盆地整体性构造、沉积演化研究,分析成藏要素差异配置,创新盆地北部过渡带上古生界天然气差异聚集认识,攻关形成盆缘复杂含水气藏勘探开发技术,发现东胜气田;在重新处理解释三维地震资料基础上建立盆地南部过渡带中生界致密砂岩断缝体成藏认识,通过断缝体油藏“六定”描述,评价出中生界致密油新的甜点类型;利用大面积三维地震资料重新处理,发现盆地北部海相碳酸盐岩断缝控制岩溶储层,提出下古生界大型不整合碳酸盐岩岩溶成储成藏模式,开展复杂碳酸盐岩岩溶储层识别预测与选区评价,进而加强盆地南部下古生界碳酸盐岩勘探,形成两个千亿立方米接替目标。在总结油气勘探成果基础上,形成盆地大范围发育走滑断裂体系、岩溶储层受断裂控制等地质认识。综合分析认为:“十四五”期间,盆地深部海相碳酸盐岩风化壳岩溶之下多期活动走滑断裂控制的岩溶带、盆地周缘复杂致密碎屑岩成藏区是重要的勘探方向和领域。

南华北盆地通许地区上古生界天然气勘探前景

南华北盆地通许地区上古生界石炭系—二叠系保存较全,天然气成藏条件与鄂尔多斯盆地类似。运用鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏成藏理论,分析南华北盆地通许地区上古生界基本油气地质条件、圈闭形成期与天然气运聚成藏期的匹配关系,明确该区天然气勘探前景。研究表明：通许地区石炭系—二叠系发育一套良好的区域性烃源岩,煤层发育,平均有机碳的质量分数为62.9%,平均有机质成熟度为3.34%,有机质类型属于Ⅱ2型;储集岩主要为大面积分布的三角洲平原分流河道砂岩,平均孔隙度为2.7%,平均渗透率为2.25 m D,发育粒间孔和粒间溶孔;上、下石盒子组泥岩发育,饱和气时突破压力为5.88~9.80 MPa,是良好的区域性盖层;致密砂岩岩性圈闭为该区最有利的圈闭类型;圈闭形成于烃源岩主生排烃期以前,源-储匹配关系好,具有良好的致密砂岩气勘探前景;尉北缓坡中南部是致密砂岩岩性圈闭气藏发育的有利区。

锦66井区盒2段气水分布规律及开发对策研究

东胜气田锦66井区属于低孔、低渗、低丰度的岩性构造气藏,部分井产水量大,制约了产能的进一步提升,目的层盒2段气水分布规律及控制因素不明,气水分布复杂。根据气田钻井、测试等资料建立了气水识别电性标准,通过全区标准化气水识别和已有的成藏认识,认为气层、水层为非区域性的连续分布,气水界面不统一,构造高、物性好,则气层相对发育,为典型的岩性构造气藏。通过分析认为产水主要来源于盒2段层内水,同时本区地层水可分为孤立透镜体水、边底水及弱分异的气水混层。气水分布受构造特征、优质储层分布、储层非均质性和油气成藏等因素的控制,据此提出了对应的开发地质对策。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区晚古生代盆缘古地貌控砂及油气勘探意义

使用井震资料,在高精度层序地层格架建立的基础上,对鄂尔多斯盆地杭锦旗地区晚古生代古地貌进行了恢复,探讨了古地貌演化及其沉积和砂体响应。该区上石炭统太原组—中二叠统下石盒子组盒1段沉积期,古地貌具有东西向两隆三洼格局,垂向上划分出太原组—山1段沟谷超覆充填、山2段—盒1段隆洼继承性填平、盒2段—盒3段均一平整等3个古地貌演化阶段。不同地貌演化阶段控制了砂体结构演化,沟谷超覆充填阶段,太原组仅分布在泊尓江海子断裂南部,反映了该断裂的控制性,北部沟谷输砂、南部低洼区聚砂明显,砂体以垂向加积样式分布于隆起分隔的沟谷及低洼区域;隆洼继承性填平阶段,地貌逐渐平整化,断裂控制不明显,砂体连片且具有一定的侧向摆动,3个继承性低洼区为主砂体区;均一平整阶段,物源北退,地貌平整,形成了“泥包砂”且横向摆动的孤立砂体分布结构。

大牛地气田开发有利微相模式研究

本次研究在明确大牛地气田适宜水平井开发有利沉积微相类型的情况下,以辫状河道、障壁砂坝两种有利微相为研究对象,通过对岩性、构造和测井曲线特征的研究,寻找有利沉积微相对应的岩石相和测井相标志,从而建立大牛地气田包括岩石相-测井相-沉积微相及其对应关系的有利微相识别模式,为后期开发有利区优选和井位部署奠定基础。

南华北盆地页岩气地震勘探技术

南华北盆地二叠系发育一套海陆交互相的沉积地层,暗色泥页岩分布广泛,具备页岩气成藏条件。通过收集整理南华北盆地前人地质、地球物理化学勘查、钻探及测井成果,并进行二维地震勘探资料的采集、处理和解释,能够查明南华北盆地石炭-二叠系煤系地层的赋存状态,能够对含气泥页岩层段进行预测,最大限度地发挥地震勘探技术在南华北盆地页岩气勘探中的作用,初步总结出了适合南华北盆地页岩气地震勘探的技术流程。

银额盆地居延海坳陷钻井地层对比及对油气层时代的约束

【研究目的】银额盆地居延海坳陷具有良好的油气勘探前景,但钻井揭示的主要岩石地层单元时代及主要含油气层时代认识存在一定争议,因此系统开展地层划分对比,明确主要岩石地层单元与油气层的时代,对盆地构造沉积演化、油气地质条件评价与研究,以及勘探部署具有重要意义。【研究方法】对居延海坳陷不同凹陷钻井地层岩石学及岩性组合特征、古生物特征等综合研究,结合区域地层特征,建立钻井地层对比标志。并结合地震剖面确定不整合界面,以及侵入岩LA-ICP-MS锆石U-Pb年龄对地层时代的约束等,开展地层划分对比。【研究结果】居延海坳陷钻井揭示了白垩系与石炭系—二叠系2个构造层,各凹陷钻井地层对比标志显著,主要含油层系为下构造层的中—下二叠统及上石炭统—下二叠统干泉组。【结论】银额盆地为石炭纪—二叠纪与白垩纪的叠合盆地,石炭系—二叠系油气地质条件有利,应作为油气勘探的方向。

天然气勘探开发技术应用进展与对策建议

由于各方面的地质原因,天然气的勘探开采工作一直处于不太理想的境地,再加上相关开采天然气地质技术的落后,天然气的开采难度进一步增加。本文介绍了我国天然气勘探开发技术应用现状,阐述了天然气勘探开发技术应用取得的进展和研究成果,指出了加强天然气勘探开发的政策建议。

南华北盆地海陆过渡相页岩特征及勘探层位优选——以通许地区上古生界为例

牟页1井和郑东页2井太原组泥页岩试气突破,证实了南华北区域上古生界海陆过渡相页岩气具深挖资源潜力。结合通许3井、通许4井最新资料,综合分析南华北盆地通许地区上古生界太原组与山西组泥页岩地球化学、岩石学、储集空间、物性特征以及含气性等,结果表明:①太原组与山西组泥页岩有机质来源于高等植物,属Ⅲ型干酪根;TOC(总有机碳)值介于1.0%~4.5%,属于好的烃源岩;Ro(镜质体反射率)值为2.4%~3.4%,处于过成熟阶段;泥页岩储层脆性矿物含量较高,有利于后期压裂改造。②储集空间以裂缝和微裂缝为主,无机孔次之,有机质孔发育较少,且呈孤立状分布;整体孔渗值较低,微裂缝对渗透率有明显改善作用。③综合对比已有试气成果及页岩气评价参数,太原组页岩气资源潜力明显优于山西组,是南华北盆地海陆过渡相页岩气勘探研究的重点层位。

大牛地气田致密气藏水平井开发动态差异研究

为了解决鄂尔多斯盆地大牛地气田水平井开发动态特征差异影响因素不明的问题,对储层类型、沉积微相、生产动态等资料进行综合分析,应用不稳定流动分析法和数值模拟方法开展水平井生产达到拟稳态流动阶段所需时间及主要影响因素研究,分气藏建立了气井达到拟稳态流动阶段时间评价图版。研究结果表明:①气田水平井开发区自下而上发育上石炭统太原组障壁岛、下二叠统山西组分流河道和下二叠统下石盒子组辫状河等3种沉积类型储层;②水平井总体均呈3段式生产动态特征,即稳产阶段、快速递减阶段和长期低压低产缓慢递减阶段,不同气藏水平井开发动态特征差异大,太2气藏水平井初期产量高,稳产能力强,生产效果最好,盒1、山2气藏动态特征相近,稳产时间短,初期递减快,液气比高,生产效果一般;③气田水平井达到拟稳态流动阶段的时间平均为19 mon,对应气井平均累产气量为1235×10^(4) m^(3);④敏感性分析表明,渗透性越差、气层厚度越大、含水饱和度越低、孔隙度越高,达到拟稳态流动阶段所需的时间越长,影响大牛地气田水平井达到拟稳态流动阶段时间长短的主要因素为储层渗透率和含水饱和度。

递减期油田开发经济评价体系研究

本文将针对开发指标变化规律,分析递减期油田开发的评价体系及方法,希望对提高油田经济效益起到借鉴作用。

致密油注水开发先导试验研究

国内致密油藏多采用注水等补充地层能量的方式开采,常规注水开发存在注入难、波及体积小等问题,需要找到合适的开发方式。本文以红河油田、泾河油田为研究对象,采用超破压注水、水平井交错缝侧向注水以及密切割压裂技术等先导试验方式,研究致密油藏有效的开发政策。致密油藏具有孔隙性储层渗透率低、孔隙性及裂缝-孔隙性储层非均质性强的特点。针对致密油藏的这些特点,采用低速采油的开发技术,最大限度利用裂缝渗流优势实现油井稳产;优选形成注水方式优化、注采缝网优化等技术,建议采用井组开展小排距注水、含油较好的基质储层提高驱替压力梯度,提高水驱动用程度,实现有效驱替开发,在开发先导试验取得突破后进行推广应用。

鄂尔多斯盆地北缘下石盒子组盒1段冲积扇高分辨率层序地层学研究

利用Inpefa技术对鄂尔多斯盆地北缘下石盒子组盒1段陆相冲积扇GR曲线进行频谱分析,其结果更好地再现了基准面旋回的级次及变化规律,从而为三级层序内部进行多级次基准面旋回的划分提供可靠的依据,由此建立了研究区盒1段高分辨率冲积扇层序地层格架,继而进行垂向沉积序列短期旋回及其叠加样式的识别与划分,并以冲积扇沉积模式及沉积特征为基础,采用高分辨率层序研究方法,结合露头模式、岩芯精细描述及测井资料综合应用,针对研究区高分辨率层序格架下,冲积扇沉积体系的分布模式及展布特征进行研究,并总结出受基准面影响的冲积扇演化过程。

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。

东胜气田锦58井区气井生产规律及产能影响因素研究

东胜气田锦58井区属于低渗、致密气藏,储层致密,气藏类型多样,并且水平井产能影响因素较多,明确不同类型气藏生产动态特征及水平井产能影响因素对本区开发有重要指导作用。针对研究区的地质情况,以归一化方法分析不同类型气藏水平井生产动态特征,并分析压裂水平井产能影响因素;研究表明压裂水平井产能大小受有效厚度、渗透率、应力敏感等储层物性参数以及压裂段数、裂缝长度等井参数综合影响。