南梁油田白211井区延10段沉积相及砂体展布

以南梁油田白211井区延10段为研究对象,充分利用钻井、岩心、测井等资料,开展地层细分、沉积相类型、砂体展布特征分析。结果表明,延10段地层可细分为延10₁、延10₂、延10₃、延10₄共4个小层;主要发育辫状河道、心滩及河漫滩等沉积微相;延10段砂体延伸方向近似南北向,油层组整体河道砂体较发育,厚度大,延伸远,连片性好。     

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界盒8段天然气成藏特征及主控因素

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界石盒子组盒₈段天然气展示了良好的勘探前景,但有效储层单层厚度薄、横向变化快,其天然气成藏特征和富集规律尚不清楚,严重制约了该区天然气勘探开发。为此,通过对研究区气藏生、储、盖、圈、运等成藏条件综合分析,总结其成藏特征和富集规律,筛选了气层敏感的测井曲线,结合储层岩性和物性特征,建立了研究区盒₈段气藏有效储层划分标准,在此基础上运用三维地震资料开展有效储层预测。结果表明:二叠系煤系烃源岩广覆式分布,处于高—过成熟阶段,为天然气成藏提供了良好的气源条件;盒₈段辫状河三角洲前缘分支河道砂岩近南北向条带状大规模展布,岩性主要为岩屑石英砂岩,次为石英砂岩,形成了天然气藏的有效储集砂体;盒₈段优势储层与下伏有效烃源岩形成“下生上储 ”型近源成藏组合,形成大面积展布的致密砂岩岩性气藏。近源有利砂体优先成藏,气藏分布及含气丰度受有效砂体展布、储层物性及通源断层控制。通过该研究落实了区内盒₈段有效储层分布,为该区域天然气下步勘探目标优选提供了依据。     

鄂尔多斯盆地延气2-延128井区盒8段气藏储层特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞测试等方法对鄂尔多斯盆地延气2-延128井区盒8段储层的沉积特征和物性特征进行了研究。结果表明:延气2-延128井区盒8段气藏储层主要为三角洲前缘砂体,含气有效砂体受沉积微相展布的显著控制,不受局部构造控制,属于岩性气藏。该储层岩性主要为中-粗粒石英砂岩和岩屑石英砂岩,孔隙度平均5.85%,渗透率平均为0.47×10-3μm2,属于特低孔-特低渗储层。储层储集空间以次生溶孔和晶间孔为主;喉道类型主要为孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道以及片状或弯片状喉道,管束状喉道较为少见;孔隙结构分选中等,喉道分布略显粗歪度为主,排驱压力总体较高。     

东方A气田A-5井区Y2Ⅱ下气组储量级别再确认

莺歌海盆地中央底辟带东方A气田A-5井区Y₂Ⅱ_下气组为受构造与岩性控制的气藏,井区范围内A-5井钻遇薄气层,对地质储量级别的认识存在争议。通过新钻井及区域测井、地震、录井等资料的分析研究,明确了研究区主体区块储层厚度大,砂体含气性具有高置信度,储层物性好,类比分析具有工业产能,A-5井区Y₂Ⅱ_下气组地质储量级别由控制升级为探明。     

Y146井区延7煤层特征及对储层的影响

在调研三角洲平原中的煤层分布情况及分析研究区延7段煤层发育、分布特征的基础上,探讨煤层对储层非均质性的影响。研究认为：煤层可以形成于多种沉积环境中,湖泊三角洲平原中出现的煤层虽不能发育为煤储层,但可作为储层中的煤隔夹层出现;研究区延7段煤层的发育、分布主要受控于湖泊三角洲平原沼泽微相;延7₂煤层比延7₁厚,延7₂平面上西北区域煤层厚度大,东南区域煤层分布面积大;延7₁、延7₂煤隔夹层与泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、致密粉砂岩等一起通过一定程度增强层间、层内非均质性使研究区延7段储层具有中等～强的非均质性特征。该研究希望能引起油气勘探开发工作者对含油储层中煤隔夹层的重视,以期更加科学高效地开发煤系碎屑岩油藏。     

塔巴庙地区上古生界气藏产能控制因素分析

鄂尔多斯盆地东北部塔巴庙地区上古生界气藏属致密低渗气藏，加砂压裂是该气藏开发投产的重要方式。测试资料统计表明，气藏经压裂后增产效果显著，90%以上的压裂井层达到或超过工业产能。气藏流体特征研究表明，气藏上部盒_2-3段的天然气是经山₁-盒₁段相对发育的区域性有效垂直裂缝由下部太原组、山西组生烃层运移上来的，表现出盒_2-3段的地层压力系数高和天然气组分中轻烃(CH₄)含量高的特点，使得压裂后高产能井主要集中分布在上部盒_2-3段；气藏试采曲线分析亦表明气藏上部地层能量和产量较下部高。通过气藏地质、测井、测试等资料综合分析研究，认为高含气丰度和适宜的压裂施工规模是气层压裂后获得高产能的必要条件，提出气藏压裂选层应优选上部盒_2-3段河道沉积含气砂体。文章的分析方法对同类型气藏的研究具有一定的指导和借鉴意义。     

定边油田油房庄区延93地质特征研究及有利区预测

定边油田油房庄区主要含油层位延9₃、长4+5₂,该区北部延9₃油藏早在上世纪90年代就投入开发,南部则在2010年以后开始开发,但由于种种原因,只是零星动用,并未规模开发。目前,该区面积大,井数少,地质认识不清,且存在生产井产能低、注采井网不完善、水驱控制程度和油藏动用程度较低等开发难题,油藏特征及富集规律认识有待进一步深化。因此,在油田开发方案制定前,需开展该区延9₃油层组地质特征研究,为开发方案的制定提供技术支撑。     

苏里格气田苏6井区块盒8段沉积相研究

根据苏里格气田苏6区区域沉积背景，充分应用工区取心井盒₈段岩心观察及分析化验资料，对盒₈段气藏储层岩石学特征、原生的泥岩颜色、粒度特征以及沉积构造等相标志进行了综合分析，确定苏里格气田苏6区块盒8段气藏为辫状河三角洲的沉积环境。在工区内划分出辫状水道、河漫沼泽、水下分支河道和河道间等沉积微相，并指出区块有利的沉积相带为辫状水道和水下分支河道微相，储层砂体的几何形态及分布规律受河道的走向及延伸距离的控制。该成果为苏里格气田苏6区块盒₈段气藏优质储层的预测指出方向，也为气藏滚动勘探开发方案的制定和调整提供了地质依据。     

延长-延川东部探区上古生界有利储层主控因素研究

延长-延川探区上古生界主力含气层段由于非均质强,地质特征复杂,气藏勘探与开发难度较大。通过对储层物性及有利储层空间分布特研究认为,各层段平均孔隙度为5.69%,主要分布区间为4%～6%;渗透率平均值2.81×10~(-3)μm~2,主要分布区间为0.04×10~(-3-μm~2～0.1×10~(-3)μm~2之间,总体属特低孔、特低渗储集层。I类最有利储层主要集中于山2段与本溪组;在平面上,I类与Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道内部或障壁岛中心部位,与砂体厚度呈正相关,所以本区气藏勘探与开发应优先寻找或动用砂体相对发育区带与层位。     

天然气烃指纹分析在气藏地球化学描述中的应用

应用天然气烃指纹特征可以有效地分析新场气田侏罗系蓬莱镇组蓬一气藏气层连通性。在有利天然气聚集的井区或层段,一些与天然气聚集保存条件相关的烃指纹参数呈现较明显的规律性,如C_3-4/C_5-6、烷烃C_5-6/C_7-8、己烷/环己烷呈现明显的增高,正构烷烃/异构烷烃、环戊烷/环己烷类、异构单取代/异构多取代相对减小。新场气田蓬莱镇组蓬一气藏气层各项烃指纹参数在横向上变化较大,气层的连通性较差,应属构造岩性气藏。天然气各项烃指纹参数由浅到深呈现明显的变化规律,充分反映了天然气运移成藏过程中的色层效应及组分的分离过程,说明气藏在形成过程中,烃类系来自深层,以垂向运移为主,并预示着深部地层天然气成藏、保存条件逐渐变好,具有找到气藏的可能性。     

苏里格气田有效储层解析与水平井长度优化

水平井凭借其独有的技术和经济优势,已成为高效开发致密气藏的关键技术,但是其在非层状气藏的开发中却效果较差。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系下石盒子组8段含气砂体孤立分散的分布特点,采用露头类比、地质统计、密井网先导试验3种方法研究了该气田含气砂体的展布方向及规模特征,结合密集井网区精细地质解剖成果,提出了4种适用于该气田盒8段部署水平井的含气砂体分布样式:①厚层块状孤立型;②具物性夹层的垂向叠置型;③具泥质夹层的垂向叠置型;④横向串糖葫芦型。统计当前已实施水平井钻遇含气砂体的情况,发现所钻遇的含气砂体长度多数分布在670~1300 m。以苏X区SuX-18-36典型井组的物性夹层垂向叠置型砂体为例,结合生产数据修正法、数值模拟法及经济评价法,优化了气田合理水平段长度,认为在当前经济技术条件下,1200 m以内的水平段长度适合于该气田的该类叠置样式的砂体。该成果为该气田的后续高效开发提供了技术支撑。     

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

榆林气田标志层法和沉积旋回法水平井导向技术

针对鄂尔多斯盆地榆林气田水平井钻进山23砂体时存在的入窗困难和入窗后井眼偏离气层段穿行等难题,分析了该气田30多口井的沉积层序和山23砂体沉积韵律,发现山2段发育3套距山23砂体厚度稳定的煤系地层,山23砂体由多个正韵律单砂体在垂向上叠加而成。因此,将煤系地层作为标志层预测山23砂体顶界垂深,形成了标志层法水平井入窗导向技术;将山23砂体沉积旋回特征与钻时、岩屑、气测值和随钻伽马变化特征结合,形成了沉积旋回法水平段穿行导向技术。该技术在YuH1井和YuH2井进行了应用,砂岩钻遇率分别达到了98.2%和95.6%。标志层法和沉积旋回法水平井导向技术为水平井准确入窗和提高砂岩钻遇率提供了高效的地质导向方法。      

延113—延133井区水平井钻遇地层特征及地质导向

延113—延133井区山23储层以水平井开发为主,局部的构造隆起、厚度和倾角的变化都会造成水平井钻出储层.根据岩心和成像测井等数据,系统研究了山23砂体上覆、下伏和层间地层发育特征并依据地质认识指导水平井导向.研究表明:砂体上覆地层一般发育水下天然堤砂泥岩薄互层沉积,当钻遇该类地层应及时降斜;下伏太原组泥岩有机质含量较...     

古地貌恢复及其对三角洲前缘沉积砂体的控制作用——以鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组13亚段为例

盆地内的微古地貌是控制沉积砂体的重要因素,决定着储集砂体的发育位置及分布规模。基于三维地震资料,结合钻井数据,运用残余厚度法与沉积学综合分析相结合的方法,通过残余厚度求取、去压实校正及古流向分析,恢复鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1³亚段（山1³亚段）沉积期的微古地貌,分析微古地貌对三角洲前缘砂体的控制作用,进而预测山1³亚段的有利砂体的分布规律,指导井位部署。研究表明：山1³期研究区西部和南部为地貌高地,东北部为低洼区,中部为缓坡过渡带;沉积期的古流向整体呈南西-北东向,自南部高地发育的3~4支分支河道在研究区中北部汇聚,形成叠合砂带;基于预测的山1³亚段砂体展布规律开展井位部署后,直井钻遇砂岩的平均厚度增加0.6m,水平井砂岩钻遇率提高20%,进一步证实了基于古地貌恢复预测砂体方法的可靠性。该方法对庆阳气田其他区块的天然气井位部署和类似地质条件致密气的开发具有借鉴和指导意义。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先,针对致密储层特征,通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价;其次,优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区,整体部署盒8段、山1段2套水平井井网,进行多层系立体水平井开发;第三,应用地质—地震综合水平井地质导向技术,有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系,完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上,试气平均无阻流量达到87.3×10~4m³/d,实现了致密气藏的高效开发。     

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。     

徐深气田成藏条件及勘探开发关键技术

火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征（以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主）,形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

透镜状薄层底水油藏水平井开采技术研究——以陆梁油田为例

陆梁油田陆9井区呼图壁河组油藏为特殊的低幅度薄层边底水油藏.未动用储量,大多分布在透镜状薄层带边底水的小砂体中,油层平均厚度小于3 m,油水关系复杂,直井开采难度大,效益差.通过精细解剖含油单砂体、细分流动单元、准确识别纯油层和低阻油水同层等,开展了水平井开采先导试验,进行了精确的井眼轨迹控制、水平段合理长度、布井方式与注采井距等研究,初步形成了一套适合这类油藏的水平井开采技术,对油层跨度800m范围内不同油水关系、不同地质特征的未动用储量,整体优化部署水平井104口,建产能40×104t,储量动用程度由51.8%提高到82.6%.