鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征及控制因素——以苏里格气田桃2区块为例

结合镜下薄片鉴定、扫描电镜、压汞曲线、岩心分析化验等资料对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征进行了深入研究。结果表明,研究区储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主;孔隙类型以次生粒间孔、粒内溶孔为主,晶间孔和填隙物内溶孔次之;孔隙度平均为8.6%,渗透率平均为0.62mD,总体表现出低孔、低渗的特征。储层发育受沉积作用、成岩作用、构造作用等因素共同影响,其中沉积作用是基础,不仅决定了储层岩石的原始组分和结构,控制储层宏观分布,而且影响后期的成岩作用;成岩作用是关键,影响储集空间的保存、演化和发展,并最终决定了储层物性的好坏;构造作用形成裂缝,对改善储层渗透性起到了积极的作用。     

苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法

苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大。传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低。以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法。该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4%,可以较好地反映储层实际情况。     

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T₂核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明：研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10^-3μm²,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。     

苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

二叠系下石盒子组8段(简称盒8段)储层为苏里格气田苏54区块主力产气层之一,是典型的致密砂岩储层,根据岩心观察,结合钻井、测井、录井、试气资料,应用铸体薄片及显微镜观测等手段,借助沉积学及岩石学观点,通过研究储层地质特征、沉积相及成岩机理,综合分析认为苏54区块盒8段:(1)砂岩类型以岩屑质石英砂岩为主,含有少量石英砂岩,储层填隙物以杂基和硅质胶结为主,孔隙度及渗透率较低,表现为低孔低渗储层;(2)沉积环境为冲积平原环境河流相沉积,分布着众多辫状河及河道间洼地,沉积物特征复杂多变,沉积微相主要为曲流河与辫状河的边滩、心滩;(3)储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,对储层孔隙有重要的影响,从而进一步影响储层油气聚集。     

苏里格气田储集层成岩作用及有效储集层成因

苏里格气田盒8段、山1段为河流相低渗透储集层，具有典型煤系地层成岩作用特征，强烈的压实作用是导致低渗的主要原因，有效储集层为低渗砂岩背景上的相对高渗单元。苏里格气田相对高渗储集层单元与砂岩岩石组构和成岩作用密切相关，沉积水动力条件控制砂岩结构和成分的分异，进而控制成岩作用和孔隙发育特征。粗砂岩石英颗粒和石英岩屑含量高，抗压实能力强，有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成，从而成为优质储集层；中细砂岩塑性岩屑含量较高，呈致密压实相，不利于原生孔隙保存和次生孔隙形成，为差储集层或非储集层。将苏里格气田储集层划分为6种成岩相类型，建立了成岩相与沉积微相、沉积序列特征的关系，可预测有效储集层的空间分布规律。图4表1参7     

苏里格气田西南部致密砂岩气藏资源评价方法及评价参数的影响因素

对储层特征及其对资源评价影响的认识,是致密砂岩气藏资源评价、生产和高效开发的基础之一。通过测井分析、薄片观察、生烃条件和生产数据分析,研究苏里格气田西南部石盒子组8段和山西组1段储层特征、砂体展布、砂体厚度、砂体叠置模式,明确储层特征和适用的评价方法,探讨储层特征对资源评价参数的影响。研究表明：苏里格气田储层具有典型的低孔低渗、强非均质性特征,适用容积法进行资源评价;储层厚度和面积受控于砂体展布和叠置模式,一般砂体厚度大,展布面积广的分流河道和复合砂体的资源量较大,产气量较高;储层孔渗受控于碎屑组分和微观孔隙类型,并受后期成岩作用强烈改造,压实作用和胶结作用破坏孔隙,溶蚀作用有力地改善了孔隙;生烃强度在根本上控制了产水区和产气区的分布,而致密气富集的甜点区主要分布于有利储层的相对高孔渗部位。在致密砂岩气资源评价中,沉积作用控制了砂体展布和叠置模式,塑造了不同类型的复合砂体,决定了储层面积、厚度,进而控制了油气赋存规模和产能。成岩作用改变储层储集和渗滤性能,主要以微观形式来对整个油气开采区的油气储量带来影响。     

苏里格气田东区马五5气藏主控因素及富集区优选

为提高鄂尔多斯盆地马五₅气藏有效储集层钻遇率,运用钻井、测井、录井、岩心及生产试气等资料,通过对沉积微相、成岩作用、古地形等有效储集层主控因素分析,明确了马五₅气藏白云岩分布规律,并对储集层进行综合分类评价,优选出马五₅气藏有利富集区。研究结果表明,苏里格气田东区马五₅储集层呈局部透镜状分布,连片性不强,最有利的储集体是颗粒白云岩和粗粉晶白云岩,主要储集空间为晶间孔、晶间溶孔和构造裂缝。沉积相和成岩作用是马五₅储集层的主控因素,颗粒滩是马五₅储集层白云岩最有利的沉积微相;有效储集层主要受控于准同生白云化作用和埋藏白云岩成岩作用对储集层的改造程度;相对高部位的古斜坡是马五₅气藏开发的有利区。     

致密砂岩储层地质导向技术研究及其应用——以苏里格气田XX区为例

苏里格气田XX区上古生界含气层系为物性较差的低孔低渗致密砂岩储层,砂体空间结构复杂,非均质性强。围绕苏里格气田XX区致密砂岩储层进行砂体精细解剖,开展砂体空间结构特征研究,论证了水平井地质导向技术在该区的具体应用及其实施效果。针对垂向叠置的多套砂体内部单砂体与隔夹层发育特征,强化了水平井轨迹优化设计,明确了针对该区致密砂岩储层的水平井地质导向技术。实践表明,大斜度式与阶梯式水平井垂向上可钻遇两套或多套气层,有效提高了储量动用程度。     

苏里格型致密砂岩气藏水平井长度优化

水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一,水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点,综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素,从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面,建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明：目前经济技术条件下,在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体,合理水平段长度应为1 000~1 200m,有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用,为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例

以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒8下段和山西组山1段好于盒8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式:纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。     

苏里格气田下古生界储层特征及主控因素

苏里格气田下古生界马家沟组储层目前已成为该气田稳产的有力支撑,分析其储层特征及控制因素对维持气田稳产具有重大意义。利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光等资料,系统分析了马家沟组主力储层特征。研究表明：马家沟组储层以颗粒白云岩、晶粒白云岩和微生物岩为主,储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔、膏模孔、小型溶蚀孔洞及粒间孔等;储层展布主要受控于岩溶作用及古地貌分布,加里东期表生岩溶作用对储层改善贡献不大,甚至是一种破坏作用;岩溶古地貌高部位主要受表生岩溶作用的影响,对储层的储集空间和连通性有一定的改造作用,使储层物性较好,单井产气量高,而岩溶古地貌低部位主要受准同生期岩溶作用的影响,物性相对较差,单井产气量低。该研究成果可为苏里格气田下古生界气藏的有利区预测提供地质依据。     

苏里格南部地区盒8段致密砂岩储层成岩作用及成岩相划分

苏里格南部地区是苏里格气田新的资源接替区,目的层段为下二叠统石盒子组盒8段致密砂岩低渗透储层。为预测该区有利孔渗性成岩相,利用铸体薄片、扫描电镜等资料对盒8段储层的成岩作用及其演化规律进行了综合研究。结果发现：盒8段经过强烈的压实作用,原生孔隙基本消失殆尽,硅质胶结、黏土胶结、碳酸盐胶结现象在储层中都有发育,压实作用和胶结作用是造成储层致密和低孔低渗的主要因素,但是溶蚀作用又使得储层发育次生孔隙,从而为气藏形成提供了基础。通过判别自生矿物类型、镜下颗粒接触形态、孔隙类型、胶结物类型,以及对泥岩镜质体反射率的测定,认为该区盒8段已处于中成岩的B期和晚成岩期的过渡阶段。结合勘探现状及沉积相展布特征的研究成果,将该区储集层划分为4种成岩相,其中相对高渗粗粒弱压实-溶蚀相为最有利的储集相带;低孔渗中-粗粒溶蚀-胶结相次之;低孔渗中-细粒胶结相、特低孔渗细粒-泥质致密压实相为非有利储集相带,储集条件较差。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

气体渗流启动压力实验测试及应用

对于致密储层气体渗流是否存在启动压力或启动压力梯度以及对气藏开发有何指导作用等问题,目前还存在较大争议。为此,采用逐级增压气驱实验和仿真物理模拟技术两种实验方法对上述问题进行了研究。结果表明：气体在致密岩心中渗流时存在启动压力,而且是岩心长度的函数;利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径,启动压力与启动压力梯度两者结合可以计算定容气藏不同井控范围内的理论最大可采程度。采用该理论对苏里格气田进行了计算,其结果为：覆压40 MPa下渗透率为0.12～0.312 mD（平均值0.24 mD）的不含水储层最大井控半径约为474 m,理论最大采出程度在15％以上;覆压40 MPa下渗透率为0.015 mD的不含水储层最大井控半径约为193 m,理论最大采出程度在7％以上。     

卧龙河气田天然气成因及成藏主要控制因素

对卧龙河气田3套主要产层下三叠统嘉陵江组、中石炭统黄龙组和下二叠统的天然气组分及同位素组成特征进行了分析,结合烃源岩分布规律,确定了各层系天然气成因及主力气源。其中下三叠统嘉陵江组天然气主要以上二叠统龙潭组腐殖型烃源岩生成的煤成气为主,以志留系腐泥型源岩生成的油型气为辅;中石炭统黄龙组天然气主要由志留系烃源岩生成的不同期次的油型气混合而成;下二叠统天然气除了志留系源岩生成的油型气外,还有少量下二叠统碳酸盐岩生成的油型气。另外,卧龙河气田还存在大量原油裂解气。卧龙河气田的形成与该区多套优质烃源岩发育、处于生气中心及其周缘、优质储层发育、古隆起构造背景和晚期成藏等多种因素密切相关。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。     

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。