产量不稳定法识别复杂地质沟槽

靖边气田下古气藏为奥陶系碳酸盐岩风化壳储层,具有显著的喀斯特地貌特征,存在大量冲蚀沟槽.这些沟槽对天然气富集具有一定的控制作用,并对钻井成功率以及气井稳产造成很大的影响.精细描述沟槽产状,对气田开发工作具有指导意义.一般识别沟槽的动态方法采用探边测试,但目前靖边气田仅有少数气井进行了试井,其余大量气井因为生产任务紧张无法进行探边测试.利用产量不稳定法分析气井的日常生产数据,以地震、地质的研究成果为基础,动、静结合精细识别沟槽的结果与试井解释结果对比表明,方法具有较高的符合率.该方法在靖边气田大部分生产井上得到应用,不但验证了部分沟槽,还发现了一批新沟槽,为靖边气田下古气藏的精细描述提供了动态依据.     

靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践

靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。     

靖边气田陕181—陕400井区奥陶纪古地貌研究

靖边气田是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田,陕181-陕400井区是靖边气田扩边建产的重点区,由于前期钻井较少,对古地貌形态尚缺乏详细认识,制约了区块扩边建产进程。结合近年来最新钻井资料,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行刻画,分析了地貌单元与油气富集关系。研究表明,该区存在剥蚀区、台丘、斜坡、沟槽4类地貌单元,其分布规律呈现西部剥蚀区-中部斜坡-东部台丘的特征,台丘和斜坡区是下一步产能建设有利区。     

长庆气田奥陶系古沟槽展布及其对气藏的控制

鄂尔多斯盆地奥陶系古风化壳已找到的天然气田,属于大型古地貌气藏。其含气面积与奥陶系侵蚀面古沟槽展布密切相关。本文结合气田勘探开发实践,分析了古沟槽形成条件,提出了古沟槽判识方法。根据已识别出的古沟槽发育特征,指出主沟槽展布的总趋势主要为近东西向,改变了以往南北向展布的认识。并通过古沟槽与气藏分布关系,预测了扩大气田含气面积的主要目标区。     

鄂尔多斯盆地靖边气田的古地貌定量恢复新方法

近年来,靖边气田在上、下古生界立体开发过程中,多次在原预测模型的侵蚀沟槽区域发现下奥陶统马五_(1+2)亚段完整,引起人们对原古地貌恢复方法的质疑。为此,综合分析现有古地貌恢复方法的优缺点,基于印模法和残厚法,提出了一种靖边气田的古地貌定量恢复新方法 :选取任意一点作为参考水平面,将该水平面至奥陶系剥蚀面的距离作为古地貌高程值,通过绘制古地貌高程图实现古地貌的定量化表征与侵蚀沟槽预测。结果表明:在靖边气田侵蚀沟槽的重新刻画中,侵蚀沟槽的展布模式由原来的"东西向树枝状沟槽模式"变为"沟槽与潜坑并存模式",且2017年完钻的8口井,有7口井的实钻结果与新方法预测的古地貌相吻合。     

大型非均质剥蚀气藏开发潜力评价技术研究

气藏开发潜力评价主要是通过地质建模和数值模拟研究手段,对于靖边气田,目前在该方面存在以下几个难点:(1)由于剥蚀作用,沟槽分布复杂,从马五12到马五31沟槽范围逐渐缩小,至到沟槽消失,形成貌似现今黄土塬的侵蚀古地貌。由于各小层储层边界不统一,现今地质建模软件中无法直接反映各小层边界变化情况,且直接利用工区范围内井点数据建立储层属性模型,沟槽内非储层井点值将影响储层建模结果的准确性(2)气田储层非均值性强,加之气井井距相对较大,井间预测精确度较低(3)气田面积较大,开展整体数值模拟难度大。针对上述难点,本文提出沟槽相和地层相概念,将相控建模应用到靖边气田剥蚀残留碳酸盐岩储层建模中,形象地刻画出研究区地层分布特征,有效排除了沟槽内井点数据对储层属性参数预测的影响;同时充分结合动静态资料,提出了基于动态约束的储层建模技术,有效地解决了非均质储层井间预测问题,提高了模型的精确度;最后通过多学科集成应用,实现了大型气田整体数值模拟。上述方法技术为靖边气田开发潜力准确评价奠定了基础,且对同类气藏开发潜力评价具有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地延安气田南部岩溶古地貌分级识别及有利区预测

延安气田南部地区古地貌研究程度较差,难以满足精细勘探要求。综合利用钻井、测井、录井、二维地震资料,对延安气田南部下古生界奥陶系顶部风化壳岩溶古地貌进行精细恢复,结合钻井试气成果,明确了岩溶古地貌对气藏分布的控制作用,并划分有利目标区。研究结果表明:研究区划分为西部岩溶台地、中部岩溶斜坡以及东部岩溶盆地3个二级古地貌单元,在二级古地貌单元上进一步分级识别出三级古地貌单元;沟槽两翼及高地洼地转换地岩溶作用强烈,储层物性较好,为最有利目标区,沟槽、洼地以及远离沟槽处物性较差。具体优选吴起志丹部分地区、甘泉地区、西南部黄陵富县西地区为有利岩溶储层区。该研究可有效提高钻井成功率,为后期气田增储上产提供有力支撑。     

储层建模优化技术在靖边气田下古气藏中的应用

靖边气田下古气藏为典型的海相碳酸盐岩储层,具有工区面积大,储层薄,储层致密区发育等特点。在该区块储层建模的过程中,存在着侵蚀沟槽发育、海相碳酸盐岩无精细相模型和无法判断储层沉积方向等问题。针对上述问题,创造性的提出了分层切割精细沟槽刻画技术、相控建模与储/地比模型约束技术和数据分析对比优化等技术,最终建立了符合气藏地质特征的三维精细地质模型,为气田开发调整方案的部署提供了地质基础。     

靖边气田马五1＋2古岩溶气藏储层连通性研究

靖边气田马五1 2气藏储层成层连片次生溶蚀孔、洞、缝发育,古沟槽和致密带广布,储层非均质性严重,尤其古沟槽和致密带分布、储层连通状况等与气田开发密切相关。综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在古沟槽识别和致密带研究基础上,结合井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对马五1 2气藏进行了储层连通性研究,对连通体进行了识别。确定连通体分布一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶云岩对应性好;同时受各级古沟槽夹持,在2个一级古沟槽之间往往共生多个连通体,而连通体又严格地受二级或三级古沟槽切割控制。连通体问题的研究将能够直接指导马五1 2气藏生产,对于类似气田也具有很好的借鉴和指导意义。     

靖边气田下古碳酸盐岩气藏储量计算新方法

长庆靖边气田下古气藏是以裂缝—溶蚀孔(洞)为主的层状碳酸盐岩气藏。为提高储量计算结果的可靠性,在容积法的基础上,充分考虑沟槽对于储量计算的影响,采用了单井控制面积法、落空井比例法、确定性模型法等多种方法进行计算比较,其中考虑沟槽分布影响后的确定性模型法计算结果最为准确,应用该方法对靖边气田下古气藏储量进行了计算。计算结果为气田深入开发、开发方案设计和扩边井网部署提供了可靠的依据。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古地貌研究

鄂尔多斯盆地中部气田位于稳定克拉通中央古隆起东北部,是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田。对其古构造、地层出露状况和沟槽特征进行了分析,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行了研究,分析了地貌单元与油气富集的关系。     

大牛地气田奥陶系古地貌特征研究

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系碳酸盐岩风化壳具有显著的喀斯特地貌特征,其储层展布与风化壳古地貌特征关系密切。以大牛地气田东区为例,通过地层古出露状况分析,明确了古地层出露与古地貌的对应关系;建立了古沟槽识别方法,明确了主沟槽北西南东向展布特征,并运用残厚法结合开壳层位分布研究奥陶系古地貌特征;在此基础上研究古地貌特征与储层分布的关系,明确了大牛地东区马五2和马五5储层分布控制因素与范围。     

靖边气田碳酸盐岩储层精细描述

针对靖边气田下古气藏开发中所暴露的主要矛盾和气井生产管理急待解决的地质问题,通过对钻井资料、地震资料、测井资料以及生产动态资料的综合分析与研究,进行构造精细解释、细分沉积相、精细刻画侵蚀古潜沟、致密相带分布分析、富水区分布范围划分和储层物性特征研究等工作,分小层建立高精度三维地质模型。在建立气田三维地质模型的基础上,细化各小层储量分布特征,分析储量动用程度,为气田后续加密部署提供合理井位建议。     

鄂尔多斯盆地中部气田剥蚀脊与沟槽

鄂尔多斯盆地中部气田位于稳定克拉通中央古隆起东部，是与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田。由于古岩溶作用明显，风化壳顶面具有显著的岩溶地貌特征，形成了独特的沟台并存格局。前人对这一地区地貌研究中，在气田东部和西部划分出多条树枝状沟槽，并认为它们成因相同。通过最新资料研究，认为二者特征差异明显：西部为剥蚀脊，是古中央隆起带向古海盆由面状剥蚀到脊状延伸部分，其奥陶系上部地层缺失是风力作用和化学溶蚀、淋滤作用造成的；东部为沟槽，奥陶系上部地层因线状流水侵蚀和溶蚀作用缺失。图2表1参6     

相控建模在剥蚀残留碳酸盐岩储层中的应用

由于长期的风化、剥蚀作用,靖边气田南区奥陶系碳酸盐岩储层剥蚀严重，各小层侵蚀沟槽分布复杂。直接利用工区范围内井点数据建立储层属性模型，沟槽内非储层井点值将影响到储层建模结果的准确性。为准确描述靖边气田南区剥蚀残留碳酸盐岩储层属性分布特征，借鉴河流相砂岩储层相控建模思想，针对储层特殊情况，提出了沟槽相和地层相概念，将相控建模应用到靖边气田南区储层建模中。在构造建模的基础上，首先建立工区范围内各小层地层相模型，从而形象地刻划出研究区地层分布特征，并在相控的条件下，有效地排除了沟槽内井点数据对储层属性参数预测的影响，从而为数值模拟研究提供了准确的静态参数场,为后期分析评价气藏提供了依据。     

精细变差函数分析在靖边气田下古气藏的应用

储层地质建模是油气田开发生产和研究工作的基础,是油气藏描述的最终成果,准确的三维地质模型可以有效的指导油气田开发生产。变差函数分析是建立精细三维地质模型关键,在变差函数分析过程中,需根据储层地质和沉积特征,解决数据分析和变换、变差函数模型的选择、变程方向的选择与变程拟合等问题。本文根据靖边气田下古气藏储层地质特征,开展精细变差函数分析,有效的解决了碳酸盐岩储层变差函数分析的问题,建立了符合气藏地质特征的三维精细地质模型,为气田开发调整方案的部署提供了地质基础。     

鄂尔多斯盆地靖边气田前石炭纪古地貌解释新模式

近年来,鄂尔多斯盆地靖边气田在原有古地貌解释模式下部署的多口勘探开发井钻探均告失利,二维地震储层预测准确率下滑至70%以下,制约了该区天然气勘探的进程。为此,在综合分析已有古地貌恢复方法优缺点的基础上,根据印模法、残余厚度法的基本原理,结合钻井、测井资料,创建了一种考虑古构造影响的定量古地貌恢复方法,并利用该方法对该气田进行古地貌恢复与侵蚀沟槽重新解释。研究结果表明:(1)该区下古生界储层沟槽解释模式由原来的"东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式"修正为"东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存"新模式;(2)较之于原预测结果,下古生界侵蚀主沟槽东西向长度缩短近1/2,毛细沟槽发育范围较小,局部被半径介于1~15 km的潜坑替代;(3)据重新解释的成果,该区下古生界气藏可扩大含气面积305 km~2,预计可建天然气产能4.5×10~8 m~3/a。2016—2017年,利用该研究成果在原解释的沟槽内部署井位30口,目前已完钻8口井,7口井下古生界奥陶系马家沟组马五1+2亚段储层保存完整,其中5口井试气的平均无阻流量为14.3×104 m~3/d,证实新方法能准确地对该区古地貌进行定量化表征、提高储层预测的准确率。     

靖边气田陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌研究

陕330井区是靖边气田东部扩边建产新区,储层由一套以溶蚀为主,经深度成岩改造的蒸发潮坪沉积组成,喀斯特古地貌对油气分布有着极其重要的控制作用。结合钻井分层资料,在喀斯特期古构造、地层出露、沉积厚度及残留厚度特征研究基础上,采用地貌剖面标定法进行了奥陶纪喀斯特古地貌恢复与刻画,分析了地貌与油气富集关系。结果表明,陕330井区发育台丘、斜坡、沟槽3类地貌单元。地貌单元控制了油气富集,台丘对油气富集最有利、斜坡次之,台丘区可作为下一步产能建设重点区。     

岩溶高地风化壳有利勘探区的储层地震预测技术——以鄂尔多斯盆地苏5区块马五_4~1层为例

下奥陶统马家沟组风化壳储层是鄂尔多斯盆地苏里格气田重要的接替产层,具有"储层厚度薄、非均质性强、孔隙结构复杂"三大特点,多种储层发育控制因素共同作用,致使有利勘探区的预测难度极大。为此,从苏5区块马五41储层的地球物理响应特征出发,对古岩溶高地上的风化壳储层解释技术进行了新的探索:应用构造导向滤波技术提高原始地震资料信噪比,在此基础上利用地震振幅及几何属性分别对孔洞和微断裂进行预测;利用印模法进行古地貌恢复,精细刻画局部岩溶构造单元;进行精细构造解释落实局部微幅圈闭。结合上述成果对马五41储层有利勘探目标进行综合预测,经实钻井验证应用效果良好,实现了苏里格气田马家沟组风化壳储层勘探上的突破,并取得了以下认识:1沉积、古岩溶和微幅构造共同影响苏里格气田岩溶高地风化壳气藏的发育;2通过古地貌分析寻找岩溶发育区及刻画沟槽展布规律是研究马五41储层的关键;3地震分频振幅属性和几何属性相结合是研究岩溶储层储集空间的有效技术手段;4微幅构造影响马五41层复合气藏的气水分布。     

鄂尔多斯盆地靖边气田高产富集因素

通过对靖边气田古地貌单元、构造特征及泥岩压实特征对天然气富集的单一控制因素分析,认为这3种单一因素对天然气的富集都具有一定的控制作用。要全面、准确地把握本区的天然气富集规律并划分有利区,还需展开多因素的组合分析。以岩溶古地貌和现今构造作为主导因素,将组合关系分为以下4类:1)高点组合类型;2)台缘斜坡区、构造鼻隆与古构造不同部位组合类型;3)台缘斜坡区、构造鼻翼与古构造不同部位组合类型;4)洼地、构造鼻凹与古构造不同部位组合类型。其中,以高点组合类型为最优。根据控制和影响天然气富集的各种因素,结合已有高产井地质反映特征,提出靖边气田天然气富集所必须具备的5个条件,揭示其高产富集的规律性。