低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律

鄂尔多斯盆地苏里格气田是中国目前发现的最大天然气气田,属于低孔隙、低渗透、低丰度、低产量、大面积展布的砂岩岩性气藏,含气面积达4×10⁴km²。地层水地球化学特征、地层水产状与成因分析表明,苏里格气田地层水均为CaCl₂型,呈弱酸性,总矿化度为29.12～68.30g/L,氢(δ²D) 同位素–82.7‰～–60.5‰,氧(δ¹⁸O) 同位素–6.3‰～–3.39‰, 锶（⁸⁷Sr / ⁸⁶Sr）同位素0.71365～0.71718,反映了互不连通的深层封存环境的古沉积水特征。地层水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制,不受区域构造控制,其相对独立、不连片、无统一气水界面。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部成岩矿物转化与储层物性

成岩矿物的转化是致密砂岩储层物性变化的主要因素之一。为了探索二者之间的关系以及储层致密化成因,采用薄片观测、扫描电镜分析、阴极发光分析等手段,结合成岩演化过程中的矿物热力学特征和体积变化,探讨了苏里格气田西南部山1段、盒8段砂岩的矿物组成、孔隙特征、矿物转化机制及其对储层孔隙的影响。结果表明:①胶结物以黏土矿物、方解石为主,硅质少量;②绿泥石薄膜可包裹高岭石和石英加大边,偶见放射状绿泥石且孔隙较好;③黏土矿物晶间孔占孔隙比重较高,高岭石伊利石化后的晶间孔隙较发育,其次为溶蚀孔隙;④嵌晶状方解石充填剩余粒间孔隙,并交代石英加大边和伊利石,破坏储层物性。认为中成岩A期的钾长石溶蚀、蒙脱石伊利石化、高岭石伊利石化、黑云母水化都会使得矿物体积变小,属于增孔反应,在一定程度上改善储层孔隙;且胶结作用增加储层的抗压实能力,在一定程度上保护了原生孔隙;故在分析胶结作用对物性的影响时,不能简单地归结为破坏性成岩作用。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田Z30区块储层地质建模

地质建模可以定量、直观地展示储层三维物性参数及几何形态,提高井间物性的内插精度,从而提高储层精细描述的精确度。苏里格气田东区Z30区块储层发育于河流相,砂体横向变化快,储层预测难度较大,故利用Petrel软件,以钻井数据为基准,按照点-面-体的建模步骤建立Z30区块构造模型;在此基础上,以测井解释单井相数据为基准,采用序贯指示模拟方法构建了沉积微相模型;并以相控建模技术为指导,采用序贯高斯模拟方法建立了储层属性模型。储层建模研究为准确评价储层性质及潜     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的控制因素

基于气田低压分布特征研究,从构造演化、沉积特征、地层流体性质等方面深入剖析鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的主控因素。苏里格气田气藏压力主要为低压且受埋深影响较大,气藏顶底板发育多层欠压实泥岩,具有很好的物性和压力封闭条件,地层水特征亦反映气藏封闭条件好。苏里格气田地层压力经历了晚三叠世—早侏罗世正常压力状态、中侏罗世—晚侏罗世压力整体上升、早白垩世压力持续增大并达到最高及早白垩世晚期以来气藏压力逐渐降低的演化过程,最终形成低压。早白垩世晚期以来的构造抬升剥蚀作用导致苏里格气田储集层孔隙反弹增大和孔隙流体降温收缩,从而使得气藏压力降低,分别降低了0.673 MPa和原始地层压力的23.08%。苏里格气藏低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种因素作用的结果。图4参25     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查

苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^-3μm²,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm³,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律

分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律。研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素。研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现。位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带。微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河体系带特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏石盒子组8段、山西组1段主体为河流相沉积,河道多期切割、叠置,形成了规模较大的“辫状河体系”。根据沉积条件和沉积特征的差异,可分为叠置带、过渡带和体系间3个辫状河体系带。研究深化并发展了辫状河体系带的概念及沉积内涵,建立了沉积相-辫状河体系-辫状河体系带的多级沉积格架,提出了辫状河体系带的多参数定量划分标准。综合分析岩心、测井、钻井等资料,认识到辫状河体系带对沉积微相展布和规模、砂体的叠置样式、有效砂体的类型和集中程度具有较强的控制作用,是控制气田沉积、储层的关键地质因素。叠置带心滩发育频率高,规模大,砂体多期叠置,有效砂体富集,是气田开发的主力相带单元,过渡带河道充填发育,有效砂体以孤立型分布为主,辫状河体系间砂体零星发育,开发潜力较差。分别针对叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准,优化了井轨迹,为水平井随钻地质导向提供了更可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理

鄂尔多斯盆地苏里格气田是一个地质储量为5336.52×10⁸m³、含气面积为4054.6km²的大气田,同时也是一个低丰度储量、开发难度大的气田。对该气田低效形成机理的研究结果表明,储集体内部非均质性强,平缓构造背景导致气柱高度小,因而气层连通性变差,异常低压使天然气穿透流动能量不足,这些是导致气藏低效的主要因素。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其意义

应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法,对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征,探讨孔隙结构差异性成因,进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔;不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显,但喉道半径分布差异较大,储层越致密,喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高,喉道占有效储集空间的比例也越高;中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈,溶蚀孔隙所占比高,形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加;细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低,溶蚀作用弱,孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔,形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉;主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用,并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征,应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。     

苏里格气田天然气运移和气源分析

通过分析鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气组分、稳定同位素和稀有气体同位素组成指出，该气田天然气以烃类气体为主，气体碳同位素组成偏重；天然气源岩形成于淡水一半咸水沉积环境；天然气主要来源于石炭二叠系煤系烃源岩；天然气碳同位素（δ^13C1，δ^13C2）具有从西南向东北方向变重和^3He／^4He值呈略增加的趋势；反映了天然气具有从东北向西南运移的趋势。根据天然气中^40Ar／^36Ar值，计算了石炭一二叠系源岩中K含量的变化范围，初步确定了煤岩生成天然气的贡献率在65％以上，为主要生气源岩。     

苏6井区下石盒子组高分辨率层序地层学特征

以高分辨率层序地层学理论和技术方法为指导，在苏里格气田苏6井区地表露头、钻井岩心、测井、地震资料综合研究的基础上，通过基准面旋回结构、叠加样式的沉积动力学分析，将该井区下石盒子组划分为2个长期、5个中期和14个短期旋回层序；并较为详细地讨论了各期旋回层序特征；建立了以长期旋回层序界面和最大洪泛面为等时年代地层框架，以中期旋回层序为等时地层单元的高分辨率层序地层格架；通过分析，认为下石盒子组盒₈下段天然气储、盖条件最为有利；有利于储层发育的河道砂体主要出现在长、中期上升半旋回的中、下部，层序界面上相当短期旋回级别的单河道砂体是下石盒子组天然气勘探开发的主要目标。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

苏里格气田储层成岩序列与孔隙演化

采用盆地模拟技术、流体包裹体及其它地球化学分析技术、对比分析方法和综合研究方法对苏里格气田储层成岩序列与孔隙演化进行了研究。结果认为苏里格气田下二叠统下石盒子组和山西组储层现今处于晚成岩A阶段，部分处于晚成岩B阶段。由于沉积阶段水体能量的差异和埋藏阶段成岩作用的不同，气层和非气层的成岩序列和孔隙演化模式存在较大差异。储层孔隙演化的影响因素主要包括构造条件、沉积相、成岩作用等，沉积条件是基础，成岩作用是关键，构造演化史和埋藏史是动态影响因素。由于沉积物质基础不同，后期成岩演化和构造条件不同，可以导致不同储层之间物性的较大差异。在成岩演化晚成岩A阶段，大量有机酸的排出，溶蚀了凝灰质和长石等易溶组分，形成了有利储集成岩相带--较低孔低渗储层中的“甜点”。     

苏里格地区天然气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地苏里格地区发育有良好的广覆型煤系烃源岩、区域上近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层加之侧向的分流间湾、河漫相泥岩以及致密砂岩的遮挡，在空间上构成了理想的生、储、盖配置，区域平缓西倾的构造特点为岩性气藏的成藏与保存提供了条件。本区资源量大、资源探明率低，探明储量区外勘探程度较低，成藏地质条件优越，仍具有较大的勘探潜力；苏里格气田的东部、北部、西部及南部地区为天然气勘探的有利目标区。     

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苏里格气田是目前我国探明天然气地质储量最大的气田，也是我国在克拉通盆地找到的最大的天然气田。苏里格气田的形成与成藏条件的分析研究，对我国克拉通盆地的天然气藏形成与富集规律认识有借鉴意义。文章通过对苏里格气田生、储、盖匹配条件的分析，以及对苏里格气田的生、排烃特征、运、储体系特征、天然气运聚特征及圈闭条件等成藏地质特征进行了综合分析研究，认为 “广覆式”烃源岩生烃、低孔渗河流相储集砂体储气、源—储压力差较小等因素综合作用造就了现今的苏里格大气田，类似苏里格这样类型的气田，可以在塔里木盆地的塔东地区，四川盆地的川中—川南过渡带找到。     

小波变化参数在苏里格气田的实际应用

在小波理论分析的基础上，通过分频方法，提取高频振幅和低频振幅比作为地震特征参数，并利用其在苏里格气田进行油气检测，效果显著，说明提取的小波参数是较好的地震特征参数。     

川东沙罐坪气田石炭系储层裂缝识别与预测

四川盆地川东地区石炭系碳酸盐岩气藏天然气储量十分丰富，然而储层总体物性差、非均质强，裂缝发育范围及状况成为制约气井产能的关键因素。根据区内沙罐坪气田石炭系储层岩心裂缝发育情况，将其划分为裂缝发育段、裂缝较发育段和裂缝不发育段。通过分析其常规测井系列的特点，研究储层裂缝所对应的测井响应特征，应用SPSS统计软件对3种裂缝发育模式作多元判识，得到了3类裂缝的判别关系式，回判率达到98%。然后利用该模型对研究区内各井裂缝的发育程度进行了判识，并在平面上对裂缝发育状况进行了预测评价。储层裂缝预测结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合。该模型在沙罐坪构造取得了较好的应用效果，也为其他地区储层裂缝识别与预测研究提供了参考。     

川中气田与苏里格气田“甜点”储层对比研究

四川盆地中部三叠系香溪群与鄂尔多斯盆地苏里格气田主力储层二叠系下盒子组盒8段均具有埋藏深度大、深埋时间长、成岩演化程度高、物性差等特点,属于典型的低孔隙度、低渗透率储层,孔隙度大部分介于4%～6%之间,渗透率一般小于1×10^-3μm²,其中都发育有相对优质的有效储层（“甜点”）,而且大部分油气都储集在这些“甜点”储层中。通过对这两套储层的形成条件对比分析认为,形成“甜点”储层的主控因素主要是层序地层、有利沉积相带、碎屑颗粒的粒度、有机酸性水的溶蚀以及裂缝的发育程度。研究发现,“甜点”储层均发育在具有块状层理的粗砂岩或中-粗砂岩中,纵向上主要分布在中期基准面旋回的中下部;平面上主要分布在三角洲平原和平原-前缘相带的高能分流河道中;此外,裂缝对致密储层储集能力也具有较大的改善作用。