利用地质约束降低天然气概率储量的不确定性

以YL气田山西组2段主力气层为例,利用储集层展布和物性参数的横向和纵向非均质性等地质条件约束建模,降低气藏建模结果的不确定性,从而降低主力气藏概率储量的不确定性。地质约束条件包括：①主力气藏东南部大片地区几乎没有砂岩;②砂岩集中分布在辫状河道中部和底部,气藏物性参数比例曲线显示孔隙度、渗透率、含气饱和度值呈顶部较小、底部较大的特征。比较没有地质条件约束得到的400个建模实现和利用约束1、约束1+约束2分别得到的100个实现和23个实现,并求取了概率储量P90、P50、P10,所得结果说明,应用地质约束后,山西组2段主力气藏的概率储量不确定性明显降低。图7表1参18     

基于小幅度构造精细描述的薄储层水平井优化设计

靖边气田目前剩余储量多属于品质差、地质情况复杂的“三低”储量,利用水平井技术提高该类储量的采收率,可以达到深度挖潜的效果.针对靖边气田储层厚度薄、小幅度构造复杂的特点,开展小幅度构造精细描述,建立精细地质模型,并在此基础上进行水平井地质优化设计研究,有效地解决了薄储层和小幅度构造对水平井实施的影响,提高储层钻遇率和开发效率,取得了显著的经济效益,对同类气藏的水平井开发具有指导作用.     

苏里格气田辫状河沉积相研究及其在地质建模中的应用

根据岩心、测井、地震等资料,在单砂层划分对比的基础上,对苏里格气田主要目的层段盒8-山1沉积砂体进行分析,认为研究区主要是沼泽背景下的辫状河沉积体系。分析认为,辫状河沉积可划分为河道沉积和岸外沉积两个亚相,其中河道沉积亚相可细分为心滩、河道冲填和废弃河道微相,岸外沉积可细分为堤岸沉积、溢岸洼地砂等微相。在此基础上,对沉积微相与有效储层的关系进行了分析,并将研究结果成功地应用到储层地质建模中。     

靖边气田马五41储层成岩作用及孔隙演化

鄂尔多斯盆地北部靖边气田奥陶系马家沟组马五41气藏储集岩为颗粒白云岩、粗粉晶白云岩和细粉晶白云岩;储集空间以溶蚀孔洞为主,裂缝是提高储层渗流能力的有利通道;溶孔-裂缝型、晶间孔-裂缝型储层是研究区最主要的储层。压实与压溶作用使原生孔隙几乎丧失贻尽,表生期的溶蚀作用对马五41储层的最终形成起到至关重要的作用。加里东末期的岩溶作用形成最大的次生孔隙,其对于储集空间的贡献优于原生孔隙。以上因素相互匹配形成了研究区良好的天然气储层。     

靖边气田水平井地质导向方法与应用

水平井开发是油气增产、提高开发效益的一项重要技术,而地质导向技术对水平井的成功实施起到关键作用.通过对靖边气田龙平1井实行水平井技术开发(该气田的首口水平井),总结出水平井的“三优”方法一体化地质导向方法。所谓“三优”方法,一是水平井井位优选方法,保证水平井构造落实、储层落实和产能落实,尽可能降低水平井实施风险;二是水平井地质设计优化方法,以标志层K₁构造为基础,以马五₁储层各小层地层厚度和有效厚度为依据,建立水平井三维精细地质模型,保证水平井地质设计的可靠性;三是地质目标跟踪分析优化方法,以钻遇太原组灰岩、本溪组9＃煤层和下古生界奥陶系顶等标志层为依据,及时调整入靶位置,并结合地质建模综合分析,预测后续靶点位置.龙平1井实行水平井“三优”一体化技术开发后获得高产气流。     

变差函数在辫状河沉积砂岩储层规模预测中的应用

运用变差函数研究苏里格气田69口井的区域储层砂体的规模预测,并与常规插值方法作的等厚图及剖面图进行了对比.研究表明该方法可以很好地表征储集砂体的非均质性,可较为精确地对储层进行规模预测.     

低渗透气藏水平井优化部署及地质导向钻进方法研究与实践——以苏里格气田东区南部为例

水平井开发技术对于低渗透气藏具有提高单井产量和气田开发效益的独特优势。以砂体精细描述及储层评价为重要手段,优选水平井开发有利目标区;针对苏里格气田东区南部上、下古生界储层发育特点,以立体开发、整体开发及大井丛水平井组开发部署结合的方式,进行水平井优化部署;水平井设计根据不同的砂体及有效砂体发育特点,采用平直型、顶穿底型及阶梯型3种水平段轨迹;地质导向以提高储层钻遇率为目标,以入靶跟踪和水平段跟踪调整为核心,形成4种靶点调整和6种轨迹控制的水平井地质导向跟踪技术。研究成果应用于水平井开发中效果良好,获百万方高产井2口,有效储层钻遇率最高达91.6%。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏开发有利区块优选研究

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田“低渗、低压、低产”特征和亟待开发的现状,从地质、地震以及地质建模等不同的角度,对苏里格气田主力储层段盒8气藏进行了开发有利区块的优选及评价,最后根据综合研究结果,优选出该气田6个产建有利区块,认为该项研究对该区域成为10亿m³方案和30亿m³规划的编制基础,和对该气田的规模有效开发大有裨益。     

鄂尔多斯盆地靖边气田奥陶系碳酸盐岩气藏“似孔隙介质”参数场判识与建立方法

鄂尔多斯盆地靖边气田奥陶系马五。碳酸盐岩气藏主要储集空间为孔隙介质,主力气层马五1^2和马五1^2网状缝仅起局部沟通孔隙的作用,大量试井结果也证实马五。气藏的储渗特征是“以孔隙介质为主,具有有限导流作用的储集类型”,因此引入“似孔隙介质”概念描述。通过建立“似孔隙介质”参数场来判识这一特征：通过概率统计分析,根据岩心分析渗透率与测井解释渗透率的差异显著性检验进行可信度评价,用岩心分析渗透率平均值作为期望值,约束整个渗透率参数场建模,避开测井解释带来的误差,只用其归一化等值线为权重,形成物性参数场。用该方法建立的参数场能较准确地反映储集层的储渗特征,大大减少模拟参数场修正工作量,具有可靠、实用等特点。图2表1参7     

靖边气田水平井井位优选技术及其应用

通过数值模拟、技术经济评价等方法,确定了靖边气田马五1+2储层经济界限渗透率,建立了水平井适应性评价标准.根据碳酸盐岩储层天然气富集规律,综合储层横向预测、岩溶古地貌恢复、小幅度构造精细描述等技术方法,建立了水平井井位优选技术及其部署原则.