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。     

流体封存箱与天然气成藏——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

引入流体封存箱理论,探讨了异常压力与流体封存箱形成的关系,并建立了流体封存箱模型。通过气源岩埋藏史、构造热演化史、次生孔隙发育史、成岩圈闭孕育史及天然气运聚史等五史分析研究,并结合气液包裹体均一温度及自生伊利石K—Ar同位素测年资料,将鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8、山1气藏的形成时间确定为晚侏罗世—早白垩世。并在此基础上,总结了研究区天然气成藏演化模式。通过对研究区生、储、盖、圈、运、保等天然气成藏要素的综合研究,总结了天然气富集规律:生烃强度控制了天然气的富集程度;优势运移通道是天然气运聚的基本途径;储层物性优劣是影响天然气富集的关键因素。     

我国典型天然气藏输导体系研究——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

前陆盆地褶皱-冲断带气藏和裂谷盆地气藏油气输导体系以断裂为主,天然气运移方向以垂向为主,运移距离短,输导效率高;而克拉通盆地岩性气藏和前陆盆地斜坡带气藏油气输导体系以砂体为主,油气运移方向为侧向、垂向,运移距离较长,输导效率低。苏里格气田属克拉通盆地岩性气藏,输导体系主要类型为砂体型,也有少量断裂型、砂体-断裂型。砂体型又可进一步分为厚层带状砂体、薄层带状砂体与透镜状砂体等类型。输导体系的输导能力随时间而变化。在200～150 Ma溶蚀作用和断层活动最强,输导体系的输导能力增大到顶峰。在成藏关键时刻(J₃—K₁),输导体系格架产状西高东低、北高南低,主要输导体系为砂体、断层与裂缝,油气向西北方向运移,输导效率高。在成藏后调整期(K₂—Q),输导体系格架大部为东高西低、北高南低,主要输导体系为砂体与裂缝。油气运移效率较低,运移不太明显。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段河道砂岩相控储层预测

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系下石盒子组盒3段属于典型的河流相沉积,由于地震属性预测受地震分辨率限制,造成河道砂体储层预测的多解性。应用高分辨率层序地层学,对盒3段目的层进行了沉积相展布规律研究,认清了盒3段顶界面地震反射层Tf9是一个在全区有近似等时地质意义的反射界面,盒3段上砂组的厚度与Tf9平均振幅的统计关系符合调谐振幅原理,从而优选出盒3段砂岩的振幅敏感属性。通过地震相、测井相及沉积微相综合分析,认为盒3段振幅敏感属性平面图与其沉积相展布规律一致,通过相关分析能较好地预测出砂岩发育的有利区。在D66井附近目标区的实践表明,砂岩预测结果与实钻吻合率达90%。由此表明,以沉积相、沉积特征约束地震属性预测能实现对复杂地质体的准确预测和描述。     

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。     

基于砂地比的复合河道沉积期次空间解析方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田ST密井网试验区盒8下(2)为例

在对鄂尔多斯盆地苏里格气田储层精细描述研究过程中,经常遇到井间砂体尖灭位置无法判定的情况,这对砂体规模定量表征带来很大困难。为此,在精细综合地质研究基础上,形成了一套快速、定量确定单期河道边界尖灭位置的方法,利用砂地比确定不同期数河道叠置范围,并在此平面约束下,分析剖面位置多期河道组合情况,进而刻画复合河道在三维空间的展布特征。以苏里格气田ST区块密井网试验区二叠系中统下石盒子组盒8^下（2）小层为应用实例,结果表明：①小层细分为n个基本等厚的单层,i期叠置区域砂地比范围为（i-1）/n~i/n;②河道下切侵蚀、河道边缘砂体厚度变薄,可能造成局部解释叠置区域偏差,应对该区域进行适当调整,但不影响方法的整体适用性。该方法能够快速确定各单层河道空间展布范围,为储层定量表征和有利区预测提供技术支撑。     

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。     

基于最佳时窗刻画技术的河道相储集砂体识别——以港西油田为例

港西油田河流相储层具有形态多样、单层厚度薄、横向变化快等特征,在地震上砂岩与泥岩的速度较接近,波阻抗差小,地震反射波振幅弱,利用常规储层预测方法难以识别,因而成为油田勘探和开发的瓶颈。在精细储层标定和解释的基础上,提出了基于等时层切片的最佳时窗河道砂体刻画技术,查明了河道相砂体的展布规律,能够识别最小厚度约为4．5m的单砂体,落实了有利的岩性圈闭,据此部署的钻井获得了工业油流。该技术手段对于类似地区河道相砂体的勘探与开发具有一定的参考价值。     

曲流河道砂体内部构成及储集层非均质性的露头研究——以鄂尔多斯盆地东北部延安组露头砂体为例

按大、中、微三种尺度逐层次精细剖析了赵石窑曲流河道砂体的内部构成及储集层非均质性特征.在峭壁断面写实基础上,观测了砂体的空间几何形态、成因相类型、特征及相互配置关系;识别划分了六级界面、十二种储集层岩性相、四种隔挡层,并研究了它们的沉积及分布特征,为建立定量的储集层地质模型提供了重要依据.     

致密砂岩气藏孔喉结构与可动流体赋存规律——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区盒8段、山1段储层为例

致密砂岩储层的研究中,可动流体赋存特征因能表征储层孔隙中流体的流动规律而备受重视。以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区下石盒子组盒8段、山西组山1段核磁共振测试样品为研究对象,结合铸体薄片,扫描电镜,阴极发光,恒速压汞,黏土矿物X-射线衍射,高压压汞及气水相渗实验分析了研究区储层可动流体赋存特征,开展了可动流体赋存特征的影响因素研究.结果表明:研究区储层依据孔隙组合类型可分为粒间孔_溶孔型储层,溶孔_晶间孔型储层及孔隙+裂缝型储层,可动流体赋存能力及大孔喉发育情况依次变差;喉道越大且孔喉均质程度越好可动流体饱和度越高;储层亲水性能力提高造成水膜厚度增大导致喉道缩小甚至阻塞,可动流体饱和度降低。测井解释含气性与孔隙组合类型对应良好,为致密砂岩储层含气性评价提供了直接依据。     

苏里格气田西区致密砂岩储层地层水分布特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区正常地层水的判别标准为:矿化度≥50 g/L,钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)<0.5,钠钙系数(r_Na⁺/r_Ca²⁺)<1,压裂液返排率≥100%。通过地层水化学特征、氢氧同位素和微量元素溴的综合分析认为,苏里格气田西区地层水来源于经过了强烈水-岩作用和蒸发浓缩作用的陆相沉积成因水。确认苏里格气田上古生界地层水封闭条件好,有利于天然气聚集和保存。进一步结合该区烃源岩、储层和盖层等成藏要素分析认为,该区地层水主要是弱动力成藏过程中的残余地层水,复杂的气-水分布源于低生烃强度和低构造位置背景下储层强非均质性和微构造的共同作用;而盆地东部的高矿化度地层水与奥陶纪盐岩的水-岩作用密切相关。     

苏里格气田下石盒子组层序地层学与天然气高产富集区分布规律

苏里格气田下石盒子组气藏为典型的岩性气藏，其分布主要受岩性控制，具有较强的隐蔽性。为了查明气藏分布规律，研究了下石盒子组层序地层格架及其储集砂体的叠置与分布规律。在下石盒子组内部识别出1个重要的不整合面，发现在层序地层格架内，不整合面之下发育基准面下降期的三角洲前积体，不整合面之上发育基准面上升期的下切谷充填河道砂体。下切谷越过不整合面向下切入三角洲前积体，下切谷充填河道砂体与三角洲前积体连通并叠置，使三角洲前积体成为天然气的重要输导层和储集层，进而为下伏气源岩生成的天然气向上运移提供了通道，使得三角洲前积体与谷地充填河道砂体的叠置区成为天然气富集高产的有利部位。图7表1参12     

有效厚度比率在储层评价中的应用——以苏里格气田X区盒8段为例

在碎屑岩有效储层的研究中，仅靠砂体厚度不能全面地评价储层，因此，在苏里格气田X区的研究实例中，使用了有效厚度比率这个参数。该参数反应的是有效厚度在砂体厚度中的比率。研究表明，盒8下段，尤其是盒8下2段有效厚度比率O值较少，是较好的储层，而盒8上段则有大量井点系数值为0，并证实了砂体厚度不能代表储层质量。工区的有效厚度比率与砂体钻遇率正相关，但与砂体厚度线性关系不明显。有效厚度比率受沉积与成岩等作用的共同影响，而在x区，成岩作用是导致比率变化的主要因素，而影响比率的其它地质因素，则有待进一步研究。     

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东区储层含气物性下限分析

以鄂尔多斯盆地苏里格气田东区的勘探开发资料为基础,根据储层含油气物性下限的定义与特点,运用统计方法与成藏机理方法对东区储层含气物性下限进行了研究。结果表明,2种方法得出的储层含气物性下限值基本接近,盒8段储层含气的孔隙度下限为2.223%,渗透率下限为0.005 7×10^-3 μm²;山1段储层含气的孔隙度下限为1.605%,渗透率下限为0.004 4×10^-3 μm²,含气物性下限与充注动力负相关,盒8段含气物性下限大于山1段。通过实测资料寻找含气物性下限附近的储层,对连续取样进行含气饱和度测定,分析表明,物性在含气物性下限附近的储层含气饱和度极低,物性高于含气物性下限的储层含气饱和度显著升高。理论分析结果与取心实测结果基本一致。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西部盒8段地层水地球化学特征及成因

通过对苏里格气田西部盒8段地层水性质及地球化学特征研究,推断地层水的成因,寻找天然气富集区,揭示气田油、气、水分布规律。苏里格气田西部39口井的地层水具有如下地球化学特征:①地层水阴、阳离子含量(r)高低差异悬殊,阴离子以Cl^-占绝对优势,HCO₃^-和SO^2-₄含量很低,阳离子以Ca²⁺占优势,K⁺+Na⁺含量也较高,Mg²⁺含量低;②地层水呈弱酸性,具中-高矿化度;③水型以氯化钙Ⅴ型水为主,局部有氯化钙Ⅳ型和Ⅲ型水;④地层水化学特征参数具有钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)低、脱硫系数(2×100×r_SO4^2-/r_Cl^-)高、变质系数[1/2(r_Cl^--r_Na⁺)/r_Mg²⁺]高和镁钙系数(r_Mg²⁺/r_Ca²⁺)低的特征。研究结果表明:苏里格气田西部盒8段地层水具有油气伴生水特点,属于天然气充注时留下的残余地层水,形成于封闭、还原的水文地球化学环境。地层水分布受砂体和成藏条件控制,可能有3种成因类型:孤立砂体封闭地层水、弱动力生烃气水驱替不完全的残留水及大砂体低部位滞水。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田山1段储层与沉积微相的关系

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山1段主要发育河床滞留、分流河道、河道砂坝、心滩、天然堤、决口扇、河间洼地和河漫沼泽8种沉积微相,储层主要发育在分流河道和心滩沉积微相。储层综合特征和沉积微相研究表明,影响气层产能的最敏感的参数是储层中值半径。储层喉道中值半径的大小、分布和连通性以及碎屑颗粒粒度和石英含量等地质特征决定于沉积微相展布特征。通过对区内山1段储层沉积微相和中值半径等参数的对比分析发现,天然气主要赋存于分流河道沉积微相,平面上分流河道沉积微相分布在研究区西南部河流交汇处。