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。     

提高大牛地气田三维地震储层预测精度的思考

大牛地气田是以岩性气藏为主的气田,煤系储层发育,储层厚度薄,横向非均质性强,储层的地质特征和煤层的强反射影响了地震资料预测储层的精度,使得有些钻井在预测的储层有利区却没有钻遇到高产气流.因此提高储层预测精度是加速大牛地气田产能建设的关键之一.为此,就如何提高大牛地气田三维地震资料储层预测的精度,从研究思路和研究方法上提出了若干思考与建议.     

大牛地气田储层测井参数与无阻流量的关系

深入分析了大牛地气田上古生界致密储层的地质取心、常规测井、试井成果等资料，特别是对“下石盒子组-太原组”各层段主要含气层（盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2段）的测井曲线变化规律进行了系统剖析，在对储层参数精细解释的基础上，对气层产能进行了定性和定量评价方法的反复试验研究和精细处理分析，研究了气层无阻流量预测方法--测井储能特征系数法和测井参数优化合成法。前者从测井比值法出发，用测井特征储能系数法建立大牛地气田主要含气层系测井产能预测的综合计算方法；后者用优化组合法建立了利用测井参数合成关系预测储层天然气无阻流量的评价方法。该方法在大牛地气田上古生界致密储层天然气无阻流量的预测中取得了好效果。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏储层建模

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏普遍具有岩性致密、低孔、低渗的地质特征,其地球物理异常往往较为微弱,先验地质模型特征模糊、地球物理数据体约束性差,从而导致最终构建的储层地质模型不能充分体现致密砂岩气藏储层较强的非均质性特征。为了解决该区致密砂岩气藏储层建模中遇到的实际问题,提出了将地质研究和地震数据信息充分结合起来的储层模型构建方案。在该方案中,在储层地质研究的基础上构建储层地质知识库,量化先验地质认识;通过地震属性优化和储层地震反演,构建对储层参数较为敏感的地震约束信息库;通过精细速度模型构建,将时间域和深度域的数据信息很好地进行匹配;通过构造建模、沉积相/岩相建模、相控下的连续型储层参数建模,建立起完备的致密砂岩储层地质模型。通过该方案在大牛地气田致密砂岩气藏储层建模中的实施和应用,证实了该方案的有效性。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组地震储层预测技术的研究和应用

 鄂尔多斯盆地大牛地气田属低孔、低渗、致密储层型岩性气藏，储层砂体较薄且纵横叠置，导致储层相变频繁、非均质性强，且与围岩的波阻抗差异小，因此精确地预测含气富集区带和提高单井产量一直是大牛地气田勘探开发中的两大难题。本文在充分研究大牛地气田储层特征和细致对比各种地震储层预测技术的基础上，精选多种储层预测技术对该地区下石盒子组储层进行了预测，取得了良好的应用效果。     

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。     

水平井地质导向技术在苏里格气田开发中的应用--以苏10和苏53区块为例

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,气田开发中面临着实施区域井控程度低,区内储层非均质性强、分布不稳定,局部地区微构造发育等困难,实施水平井的地质风险较高。为克服以上困难,确保钻井成功,提高储层钻遇率,从如何选取对比标志进行精细地层对比出发,进而开展工区微构造、沉积及储层展布规律研究。在此基础上,应用地震含气性预测成果,以构造及沉积相为约束,利用精细地质建模、微构造预测等技术进行储层3D精细建模,对待钻地层储层展布情况、微构造起伏情况进行模拟和预测。实钻过程中,综合利用研究成果、钻井、录井、随钻测量等多种信息,对地下微构造变化进行预测及井底岩性快速识别,实时修正地质模型,为水平井及时准确调整提供充分依据。     

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。     

叠前含气性检测和储层参数建模技术在大牛地气田的研究和应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于低孔、低渗致密储层的岩性气藏,储层的砂体较薄而且相变频繁,储层非均质性强,纵横叠置,规律性差,目前鄂尔多斯地区大牛地气田勘探开发中的难度非常大。针对大牛地气田的储层地质特征,提出了基于叠前近、远道差异的叠前含气性检测技术和基于地震属性的储层属性参数建模技术,实际应用中效果良好,提高了大牛地气田的储层描述精度。     

低渗透河流相储层建模方法与应用——以苏里格气田苏6加密试验区块为例

储层地质模型既是油气藏综合评价的地质基础,也是油气藏数值模拟的必要参数和开发调整方案的直接依据。在综合利用地质、测井和生产动态资料基础上,开展了低渗透河流相储层建模方法的研究。结果认为:细分沉积单元、分相进行储层参数变差函数结构分析能够精细地刻画储层的非均质性;应用相控条件模拟进行井间储层参数的预测,能有效地反映出低渗透储层物性的局部变化;应用储层属性模型,可以直接预测有效储层的规模大小及其空间分布,为气田开发井网的部署和调整提供地质依据。应用低渗透河流相储层建模方法预测的结果得到了生产实际的动态验证,该建模方法为同类气藏储层建模提供了参考。     

基于灰色关联分析的低渗气藏产水气井分类评价

大牛地气田是典型的低孔低渗气藏,对其产水气井进行合理的分类评价,为进一步认识和开发气田提供理论依据.总结了气田的地质概况和生产特征,优选了气井评价指标,基于13口产水气井的地质参数及生产数据,利用灰色关联分析方法,计算出各评价指标的权重系数,量化了各指标对气井生产的影响,排序结果与现场实际情况相符;以此为基础,根据各口...     

鄂尔多斯盆地山西组致密砂岩成分特征及其对储层的制约

鄂尔多斯盆地二叠系山西组具有较为丰富的致密气勘探潜力。目前,对于山西组致密砂岩储层精细成分特征及其对储层物性、成岩作用的影响还未开展深入研究,制约了山西组优质储层的评价及空间分布预测。以大牛地气田A区山西组为例,基于详细的镜下观察和统计分析,结合孔渗和压汞资料,查明致密砂岩主要成分类型及特征,明确成分含量与储层类型和成岩作用增/减孔率的关系,进而探讨优质储层形成机理。研究区山西组致密砂岩储层以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,主要成分可分为4个大类16个小类,其中石英、岩屑和凝灰质杂基是主体,并可将主要成分归为刚性、半塑性、塑性3类。致密砂岩成分含量及物理性质对储层的控制作用主要表现在抗压实能力、溶蚀流体流通性、可溶成分含量3个方面。粒径粗（粗砂级及以上）,较高的石英含量（70%~90%）、较高的刚性颗粒含量（60%~80%）、低含量的半塑性+塑性成分（20%~30%）有利于抗压实,降低砂岩的致密程度,并为溶蚀流体的流通提供有利条件,但也加剧了胶结作用;一定量的岩屑（20%~30%）和凝灰质杂基（10%~20%）可以为溶蚀提供母质;而一定量的凝灰质也有利于阻止胶结作用。综合来看,A区北部和中部的储层优于南部,W14井区储层最为有利,W12井区和W10井区次之,其他井区储层相对较差。     

可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用

大牛地气田是典型的致密低渗气藏,使用水平井分段压裂工艺技术是开发此类气藏的有效手段,该技术的成功应用已成为目前大牛地气田高效开发的重要保障.大牛地气田主要采用裸眼预置管柱水平井分段压裂工艺,但该工艺存在裂缝起裂位置无法确认、管柱永久留在井里和无法后续改造等局限性.为了解决这些问题,在DPH-47井对可钻桥塞射孔联作水平井分段压裂工艺进行了现场试验.文中论述了该工艺的技术特点,并针对不同技术难点介绍了井下工具水力泵送、水平井钻塞和井口捕屑等3大关键配套技术.现场试验表明,该工艺时效性高,改造效果好,具有一定的推广价值.     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

大牛地气田太2 段致密砂岩气层识别研究

大牛地气田太原组太 2 段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因,使气层识别和评价存在一定难度。 根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点,依据测井资料,建立了测井解释参数模型;应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2 段有效气层进行识别,建立识别气层标准。 通过 23 口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验,其符合率达到 86.96%,证明了该方法的有效性。     

大牛地气田大15井试采研究

具有大面积、非均质性强、低丰度、低渗低产特点的大牛地气田P1x3-1气藏,其单井稳定产能、动态储量比例及最终采收率等问题一直为人们所关注.为了解决上述问题,选择具有代表性的、测试资料比较完整的大15井进行研究、探讨.通过修正等时试井、试采评价和单井数值模拟研究,认为该井P1x3-1段按无阻流量的1/6配产基本可以稳产;利用压降法和容积法储量计算得到该井动态储量比例为69.83%;利用动态法得到该井段最终采收率为48.62%.为其它井的合理配产、气藏评价和气田开发设计提供了依据.     

大牛地气田致密砂岩储层测井评价

针对大牛地气田低渗、低孔致密岩性气藏,建立了一套适用的测井识别与评价技术。通过分析大牛地气田上古生界致密储层的"四性"关系,深化了对大牛地气田上古生界低孔、低渗致密含气储层测井响应特征的认识;分类提取了测井特征参数,建立了大牛地气田的气层测井划分标准和分类评价标准,为正确评价储层及气层提供了技术条件。提出了对储层进行产能预测评价的方法——测井参数优化合成法,利用孔隙度、有效储层厚度、密度、电阻率、泥质含量、声波时差和含气饱和度,分不同层组建立了无阻流量的合成系数公式以及无阻流量的估算公式。实际资料处理结果表明,预测产量与实际产量较吻合,为油气井后期测试投产提供了依据。     

大牛地气田储集层应力敏感性研究

大牛地气田具有低渗、低产、低压、低丰度的特征，而低渗透气藏常伴随着应力敏感性影响。为了研究大牛地致密气藏的应力敏感性，特别是多次开井和关井条件下的应力敏感性，开展了闭合回路下的应力敏感实验研究。结果表明，低渗透砂岩储层的应力敏感性是客观存在的，而且这种应力敏感性对储层渗透率造成的伤害不可忽视。随着有效压力的升高，渗透率逐渐降低，并且在有效压力升高的早期渗透率降低的幅度最明显，在后期则趋于平缓；而在有效压力恢复过程中，渗透率不能恢复到原来大小，即应力敏感对渗透率的伤害具有永久性。研究结论为大牛地气田开发方案的制定提供了依据，也为其它低渗透气田的开发提供参考。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理

鄂尔多斯盆地苏里格气田是一个地质储量为5336.52×10⁸m³、含气面积为4054.6km²的大气田,同时也是一个低丰度储量、开发难度大的气田。对该气田低效形成机理的研究结果表明,储集体内部非均质性强,平缓构造背景导致气柱高度小,因而气层连通性变差,异常低压使天然气穿透流动能量不足,这些是导致气藏低效的主要因素。