苏里格气田25区块盒8段基于水动力能量的沉积微相展布

为了更精确地预测苏里格气田下二叠统下石盒子组盒8段辫状河有效砂岩储集层的分布,指导气田有效开发,开展了基于水动力能量的辫状河沉积微相展布研究。建立了苏里格气田下石盒子组盒8段辫状河储集层单一河道砂体边界的识别标志和砂体叠置模式,划分对比单一河道砂体;分析辫状河不同沉积微相的测井响应特征,建立了研究区岩电相转换模型及单井沉积微相类型;利用自然伽马与补偿中子曲线包络特征,重构水动力指数曲线,并以水体能量厚度平面展布为约束,精细刻画了沉积微相的平面展布特征。实际应用结果表明,有效砂体分布的预测结果与实钻结果吻合度较高,可有效指导气田的开发部署。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏产能差异探讨

鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田和榆林气田储层均为低压、低孔和低渗储层，然而榆林气田气井生产状况却明显优于苏里格气田。为此，利用铸体薄片、压汞、物性和动态测试资料，探讨了不同低压、低孔和低渗储层气井产能差异的主要因素，指出了形成较高产能储层的条件。通过对榆林气田和苏里格气田气藏特征进行对比，结合控制气井产能的地质和工程因素的分析，认为造成两个气田气井产能差异的主要地质因素是储层的孔喉结构和储层规模。榆林气田储层以粒间孔+中、粗喉道为主，延伸宽度160~420 m，优于苏里格气田储层；苏里格气田砂体属于辫状河沉积，矿物成熟度较低（岩屑石英砂岩），且仅粗粒沉积构成储层，而榆林气田砂体属于三角洲沉积，砂体连续性好，矿物成熟度高（石英砂岩），因而后者具有更高的产能。这表明在鄂尔多斯盆地寻找较高产能储层的目标是：具有横向更连续的砂体和更易形成好的孔喉结构的三角洲沉积。     

苏里格气田二叠系砂体储集性能及其控制因素

为了揭示鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系砂体的储集性能及储层发育的控制因素,综合薄片鉴定、铸体、压汞、扫描电镜分析等多种方法,对该区上古生界石盒子组盒8段和山西组山1段砂体储层特征进行研究.研究认为:苏里格气田盒8段和山1段砂岩储层储集空间以次生孔隙为主,原生孔隙次之;沉积期火山作用形成的火山碎屑物质掺杂在河流砂质沉积物中,为后期溶蚀作用提供了物质基础;沉积环境控制了砂岩的物质组分和结构特征.综合分析认为,压实作用是砂岩孔隙度降低的主要原因;胶结作用对储层改造具有双重作用;溶蚀作用大幅度提高了砂岩孔隙度,是高孔、高渗储层形成的关键.     

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。     

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。     

苏里格地区盒8段天然气充注成藏机理与成藏模式探讨

二叠系下石盒子组盒8段是鄂尔多斯盆地苏里格气田的主力产层。盒8段属于辫状河沉积体系,砂体分布类型主要呈透镜状和复合条带状。根据毛细管压力曲线,估算出3类储层天然气浮力驱动需要克服的毛细管阻力和相应的临界气柱高度。由于苏里格地区的区域构造平缓,盒8段储层天然气聚集成藏的驱动方式主要受储层砂体分布范围和储层物性控制。透镜状砂体的分布范围较小,孔渗条件较差,天然气在砂体中聚集依靠气体膨胀驱动。复合条带状砂体虽然分布范围大,储层物性相对较好,但是非均质性强,气体膨胀和浮力共同驱动天然气聚集成藏。     

苏里格气田苏14井区盒8段层序地层格架中的沉积微相与砂体分布规律研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏14井区上二叠统盒8段沉积特征与4个中期基准面旋回密切相关,盒8下亚段的MSC1、MSC2中期旋回主要发育基准面上升半旋回,为辫状河沉积;盒8上亚段2小层的MSC3旋回东部为上升半旋回,西部为非对称旋回,沉积相呈"东辫西曲"的格局;盒8上亚段1小层的MSC4旋回为对称旋回,主要发育曲流河沉积。这种沉积格局进而影响砂体分布,MSC1旋回和MSC2旋回砂体规模大,厚度大,横向连续性好;MSC3旋回东部砂体规模较西部大,横向连续性较好;MSC4砂体规模减小,厚度较薄,多呈孤立状,横向连续性差。     

高能辫状河沉积特征及砂体分布——以苏东X密井网区为例

下石盒子组8段下亚段（盒8下段）是苏里格地区主要的含气层段之一。为了认识苏里格地区盒8下段辫状河砂体发育特征及有效砂体叠合模式,厘清剩余油气制约因素,在高分辨层序地层学和沉积动力学分析的基础上,结合现代沉积、露头、岩心、测井、录井等资料,在密井网区,开展了地下高能砂质辫状河沉积特征、界面约束条件下的河道发育模式及砂体分布研究。研究结果表明,盒8下段发育高能水动力为主的辫状河沉积,沉积微相包括辫状河心滩、辫状河道,少量决口扇、泛滥平原。辫流河道砂体以水平叠置型为主,河道迁移频繁,砂体垂向上相互切叠、平面上大面积连片、非均质性强。基准面升降控制河道沉积,进而控制砂体发育模式和有利储层。研究区主要砂体叠置模式可归纳为独立式、接触式、切叠式和多期切叠式。低可容纳空间砂体形态主要是切叠式和多期切叠式,砂体连通性好,河漫细粒沉积不发育。高可容纳空间的细粒沉积明显增多,砂体以接触式和孤立式分布为主,砂体连通性变差。在中期基准面旋回上升半旋回的中—下部,高能水动力环境下形成的叠置型砂体是油气富集的主要空间,主要位于5级界面上部;较低能水动力环境下形成的细粒沉积构成了主要的隔夹层,影响油气渗流。     

苏里格召30井区盒8段储层特征及影响因素

召30井区位于苏里格气田东部地区,以岩心观察资料、铸体薄片鉴定、阴极发光观察、物性资料分析等为研究手段,对该地区盒8段储层砂岩的岩石学特征、孔隙类型、孔渗关系等进行研究,进而探讨其储层特征及影响因素。研究结果表明:鄂尔多斯盆地苏里格东部召30井区主要以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,石英砂岩较少,成分成熟度很高;孔隙类型以次生孔隙为主,原生孔隙含量很少,且孔隙面孔率含量很低;该地区发育辫状河-三角洲平原砂体,分流河道亚相居多,且主要经历了压实作用,胶结作用和溶蚀作用的改造。     

苏里格气田X井区盒8段储层特征研究

综合利用岩心资料、岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞测定等方法,对苏里格气田X井区盒8段储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构、物性特征以及储层影响因素进行了深入系统的研究。结果表明:苏里格气田X井区盒8段储层属低孔低渗储层;储层岩性以岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度较低;研究区储层孔隙类型主要有颗粒溶孔和粒间溶孔;岩石类型、成岩作用以及沉积微相均对储层有着重大影响作用。通过对该区储层特征的研究,可为下一步勘探开发提供地质依据。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段沉积微相研究

通过对鄂尔多斯盆地大牛地气田众多钻井岩心的详细观察,进行了岩相划分、沉积构造、剖面结构及测井相分析,进而将研究区下石盒子组盒3段划分为辫状河和曲流河沉积相,并进一步细分出河床滞留、心滩、边滩等微相。根据研究区700余口井各小层砂体厚度的统计结果及井间沉积微相的对比研究,系统编制了大牛地气田盒3段不同时期的沉积微相平面分布图。研究认为:受物源和古地貌控制,不同时期、不同位置的沉积微相存在差异,H3-1小层在西南区为辫状河至曲流河过渡带,具辫状河沉积特征;H3-1大部分、H3-2和H3-3为曲流河沉积。此研究成果为地层圈闭评价及进一步的开发评价提供了重要的地质依据。     

苏里格气田西部主要含气层段储层特征

苏里格气田西部储层主要发育于二叠系下石盒子组盒8 段及山西组山1 段,其中山1 段为网状河沉积,盒8 下亚段为辫状河沉积,至盒8 上亚段演变为曲流河和网状河沉积。研究区主要含气层段储层岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩,含有少量石英砂岩,具有成分成熟度低的特征。储层孔隙空间常以组合形式出现,以岩屑溶孔和晶间孔为主,含少量的原生粒间孔。储层孔隙结构具有孔喉小、排驱压力高和主贡献喉道小的特征,平均孔隙度为6.23%,平均渗透率为0.4 mD,为低孔、低渗储层。成岩作用研究认为,盒8 段和山1 段储层目前均处于中成岩阶段B 亚期,储层物性主要受沉积微相的控制以及成岩作用的影响,非均质性明显。     

利用岩心或露头的交错层组厚度预测辫状河河道带宽度--以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

预测辫状河河道带宽度可加强对稀井控制下的地下辫状河河道带砂体沉积规模的了解。根据岩心或露头上 砂岩交错层层组的厚度,利用辫状河河流的满岸水流深度、平均沙丘高度、平均砂岩交错层层组厚度和河道带宽度 之间的统计关系来预测河道带宽度。应用该方法计算了苏里格气田的盒8、山1段辫状河河道带宽度,利用其结果 合理地建立了苏里格气田的沉积模式。该模式与实钻符合程度较高,表明该方法的可靠性,也说明在气田开发早 期井距较大的情况下,应用该方法可认识辫状河砂体的规模和气藏规模。     

致密砂岩气藏有效砂体分布及主控因素——以苏里格气田南区为例

苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸,距离物源区远,储层埋深大,成岩作用强。落实有效砂体分布及主控因素,是苏南等气田边部地区高效开发的基础。以苏南盒8、山1段储层为目标,结合构造、沉积、储层、成岩分析,研究了有效砂体的空间展布特征,总结了有效砂体的主控因素。苏南有效砂体多分布在心滩和分流河道底部等粗砂岩相,垂向上发育孤立型、垂向叠置型、侧向搭接型3种模式,平面上分布在中、东部2条主砂带内。在有效储层形成过程中,宽缓的构造坡降是沉积、成藏的背景,强水动力条件下的浅水辫状河三角洲平原沉积控制了储层的分布格局,而成藏前的压实、胶结、溶蚀等成岩作用深刻改造了储层,塑造了有效砂体的形态。     

辫状河致密砂岩气藏阻流带构型研究——以苏里格气田中二叠统盒8段致密砂岩气藏为例

传统的阻流带构型研究通过分析剩余油与隔夹层的空间组合关系来指导剩余油的挖潜,而对于流动性明显好于油藏的气藏中阻流带构型的研究则较少。为此,以鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河流相储层为例,在储层构型层次分析理论的指导下,以野外露头剖面和大量实钻水平井解剖为基础,结合生产动态分析和气藏工程验证,研究致密气阻流带存在的依据、构型级次、成因类型及规模参数,建立阻流带构型模型,并进行验证。结果表明:(1)苏里格气田辫状河复合有效砂体内存在泥岩或细粒沉积阻流带,并且阻流带是导致直井与水平井动态特征差异、直井泄气半径与实测有效砂体长度不吻合的主要原因;(2)大型辫状河阻流带可划分为河道复合体间(一级)、心滩单砂体间(二级)、心滩单砂体内(三级)共3个构型级次,其中二级阻流带包含河道间泥、泛滥平原泥、致密砂3种成因类型,三级阻流带包含落淤层及坝上沟道2种成因类型;(3)阻流带的几何形态、规模尺度、视厚度等参数差异较大,该气田中二叠统下石盒子组8段气藏水平井平均1 000 m水平段可钻遇各类型阻流带5~7个,单个视厚度介于10~200m;(4)阻流带叠置样式可划分为孤立型、侧向叠置型、堆积垂叠型和切割垂叠型等4种构型模型;(5)较之于直井,运用该研究成果,在苏里格气田通过水平井钻穿阻流带可提高天然气储量动用程度13.02%,并建议1 000 m水平段合理压裂段数介于6~8段。     

基于层次分析的辫状河储层水平井地质导向策略

苏里格气田盒8下亚段气藏纵向多期河道砂体依次切叠,横向同一期次内不同河道砂体相互拼接、同一河道内辫状水道砂体与心滩砂体交错切割,形成了层次复杂的辫状河储层。沉积层次的复杂多样导致储层内部发育不同层次的隔夹层,其产状、规模及发育位置均存在较大差异。正确识别并“有效避开”这些隔夹层从而达到提高砂体钻遇率的目的是辫状河储层水平井地质导向的重点和难点。以苏里格气田中区下二叠统石盒子组盒8下亚段储层为研究对象,运用Miall的储层构型基本理论,将研究区隔夹层划分为3个层次：①垂向层间隔层;②侧向河间泛滥泥;③单砂体内部夹层。对不同层次隔夹层进行了成因分析,分别阐述了其空间分布、测井响应特征,在此基础上提出了相应的水平井地质导向策略：钻遇垂向层间隔层适当角度（<1.5°）穿越泥岩;钻遇侧向河道间泥质体大角度（2°~3°）快速穿越或实施侧钻;钻遇单砂体内部夹层略微调整井斜（<0.5°）。2014年该套方法在苏里格气田某区块进行现场应用,与邻区相比砂岩钻遇率、有效储层钻遇率分别提高了5%和3%,具有一定的推广价值。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。     

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鄂尔多斯盆地上古生界盒8段和山2段储层是受河流作用控制为主的辫状河三角洲沉积体系，河道侧向摆动频繁、迁移改道明显，河道间相互叠置交错普遍，传统的径向模型往往难以取得满意拟合效果。文章针对辫状河沉积体系砂体特征，结合储层沉积背景，辫状河心滩、分流河道和边滩等微相不同的空间展布形态，建立了包括充分大砂体多层非均质模型和透镜状砂体多层非均质模型在内的多个单井地质概念模型；结合单井数值模拟对生产动态资料进行拟合，修正了储层参数，得到了能够反映储层真实情况的精细地质模型，评价了单井控制范围、控制储量、分析储层非均质性，深化了地质认识。研究认为，考虑物性网状低渗带分布的透镜状砂体多层非均质模型更适合辫状河沉积储层的特点，通过多模型对比评价，在油气藏开发评价初期不失为一种行之有效的方法。     

致密砂岩气藏可动流体分布特征及其控制因素——以苏里格气田西区盒8段与山1段为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏开发前景良好,但储层广泛发育的微纳米孔喉使得多孔喉介质空间内流体赋存、运移规律复杂,导致天然气开采难度较大。为明确储层可动流体分布特征及其控制因素,对苏里格气田西区主力产气层盒8段与山1段储层开展核磁共振、扫描电镜、物性测试及恒速压汞等实验研究。结果表明：①盒8段与山1段储层可动流体饱和度特征差异明显,前者（平均为48.75%）明显高于后者（平均为23.64%）。②盒8段可动流体分布特征受物性及孔喉结构控制明显,优势渗流通道的广泛发育及相对丰富的较大孔喉是储层较高可动流体饱和度的重要控制因素,复杂的孔喉配置关系导致山1段可动流体赋存特征影响因素复杂。③可动流体综合评价模型表明,强粒间孔-溶孔信号,高过渡半径及高过渡进汞饱和度均是较大可动流体饱和度的关键控制因素。该研究成果明确了不同段致密砂岩气藏可动流体控制因素,为致密砂岩气藏"甜点"预测提供了理论依据,对致密砂岩气藏开发具有指导作用。     

渤海湾盆地埕岛地区东营组沉积特征及其油气地质意义

在岩心、钻测井、地震资料综合分析的基础上,确定渤海湾盆地埕岛地区东古近系在营组发育有较深水湖-浊积扇、扇三角洲-滑塌浊积扇、辫状三角洲、低弯度河-泛滥平原等沉积体系,并分析了其沉积相构成及特征。结果显示,古近系东营组沉积前的古地貌特征对东营组下部沉积具有明显的控制作用。在层序格架内沉积相构成分析的基础上,明确了沉积相的空间展布特征,并从储集砂体类型、储集砂体的分布位置、有利发育层系及空间展布特征等方面明确了沉积特征研究的油气地质意义。