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。     

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。     

靖边气田下古碳酸盐岩气藏储量计算新方法

长庆靖边气田下古气藏是以裂缝—溶蚀孔(洞)为主的层状碳酸盐岩气藏。为提高储量计算结果的可靠性,在容积法的基础上,充分考虑沟槽对于储量计算的影响,采用了单井控制面积法、落空井比例法、确定性模型法等多种方法进行计算比较,其中考虑沟槽分布影响后的确定性模型法计算结果最为准确,应用该方法对靖边气田下古气藏储量进行了计算。计算结果为气田深入开发、开发方案设计和扩边井网部署提供了可靠的依据。     

靖边气田马五1＋2古岩溶气藏储层连通性研究

靖边气田马五1 2气藏储层成层连片次生溶蚀孔、洞、缝发育,古沟槽和致密带广布,储层非均质性严重,尤其古沟槽和致密带分布、储层连通状况等与气田开发密切相关。综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在古沟槽识别和致密带研究基础上,结合井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对马五1 2气藏进行了储层连通性研究,对连通体进行了识别。确定连通体分布一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶云岩对应性好;同时受各级古沟槽夹持,在2个一级古沟槽之间往往共生多个连通体,而连通体又严格地受二级或三级古沟槽切割控制。连通体问题的研究将能够直接指导马五1 2气藏生产,对于类似气田也具有很好的借鉴和指导意义。     

靖边气田古岩溶及其控藏机制探讨

靖边气田碳酸盐岩储层次生溶蚀孔洞缝成层连片发育,古岩溶对孔洞缝的形成至关重要.利用岩心观察、薄片鉴定及多种测试资料,研究了储层古岩溶特征及其控制因素,进而探讨了古岩溶对气藏的控制机制.①靖边气田储层经历过同沉积-间歇性暴露环境下的层间岩溶、表生-大气淡水淋滤环境下的风化岩溶和埋藏-压释酸性水环境下的缝洞系岩溶等3期岩溶...     

靖边气田马五1气藏地层水形成机理及控制因素分析

结合储层特征及构造演化史，通过马五1气藏地层水形成机理和控制因素分析，将靖边气田马五1气藏地层水演化过程划分为6个阶段。研究认为马五1气藏既无边水，也非底水，无明显的气水边界。所谓气井产水，是成藏过程中由于受区域构造和储层非均质性影响而形成的局部成藏滞留水。     

靖边古潜台剥蚀特征精细刻画及对气藏发育的影响

通过对靖边古潜台剥蚀特征的精细刻画,识别出西部的剥蚀脊及中东部的沟槽,并对沟槽分布特征进行研究,对一级、二级、三级沟槽进行量化描述,对其之间的关系进行了一定研究。同时通过对古地貌与气藏发育的关系进行了研究,指出气井产能与沟槽的关系及气藏连通性与古地貌的关系。为靖边气田奥陶系风化壳气藏的精细描述及气田的深度挖潜,指出了攻关方向,对气田的高效开发有一定指导意义。     

靖边气田下古气藏相对富水区控制因素及气水分布模式研究

根据马五1地层相对富水区的平面分布特征,结合测井解释成果、区域构造演化及特征,对控制相对富水区的地质因素进行了分析.认为区域构造特征是控制相对富水区分布的基本条件,储层的非均质性决定其具体的分布形式.在此基础上,提出了4种气水分布模式.并指出由于岩性变化和储集条件变化形成的相对富水区是该区气水分布的主要类型.     

靖边气田南部Mu_(1-4)储层特征研究

根据钻井岩心及薄片观察,结合压汞及测井等资料对鄂尔多斯盆地靖边气田南部Mu1-4碳酸盐岩储层特征进行研究。储集岩以膏核、膏模溶蚀孔洞状泥—细粉晶白云岩为主,其孔喉结构多为大中孔,粗中喉;储层类型以裂缝—溶蚀孔洞型为主;测井响应特征是声波时差值高、中子值高、自然伽马值低、密度值低、有效光电吸收截面指数值低、电阻率值相对降低;总体是一低孔低渗的岩溶储层。本次研究以测井解释资料为基础,结合取心井的储集岩类型、孔喉结构和物性特征等对研究区Mu1-4储层进行有利区域的评价。     

储层随机模拟中的多尺度变差函数估算方法

鉴于常规储层建模中平面变差函数获取途径单一，难以求取切合实际的变差函数的问题，提出多尺度平面变差函数求取策略。在多尺度变差函数适用性分析基础上，利用扶余油田平台12井区内测井资料（包括直井和水平井）、地震资料获取了6号小层的平面变差函数，通过分析、对比以上三种资料的平面变差函数，模拟不同尺度储层的特征。结果表明：①不同尺度的储层具有不同尺度的变差函数结构，而某种特定的资料只会获得某一尺度储层的变差函数，由多种资料得到的多尺度平面变差函数适用于不同尺度的储层描述。②研究区200m井距的常规直井测井资料砂岩变差函数的主、次变程分别为144.54m和100.03m，在大、小尺度上都不能很好地表征空间变异性；地震波阻抗数据体的砂岩变差函数的主、次变程分别为533.82m和409.10m，反映了大尺度（小层复合砂体）的变异特征；不同方向水平井测井资料砂岩变差函数的主、次变程分别为39.71m和11.22m，反映了小尺度（小层内单砂体）的变异特征。该方法为建立分层次储层地质模型提供了合理的平面变差函数，对具有类似资料特点地区的储层建模有借鉴作用。     

苏里格气田下古低渗碳酸盐岩气藏有利区评价方法

苏里格气田下古生界科斯特风化壳气藏是苏里格气田的兼顾开发对象,该类气藏具有储层薄、丰度低、非均质性强、局部地层水发育、气井产能差异大的特征;受开发方式及气藏地质特征影响,该类气藏开发过程中面临气层钻遇率低难题.勘探开发实践和研究成果认识,进一步明确古地貌是控制优质储层发育的关键、孔隙结构及局部微构造影响气水分布,三者共...     

长庆靖边气田碳酸盐岩储层加砂压裂工艺技术应用效果分析

针对靖边气田下古生界奥陶系马家沟组碳酸盐岩Ⅲ类储层孔隙充填程度高，渗透率低，酸化改造等措施效果不好等情况，提出加砂压裂改造。从碳酸盐岩人工裂缝形态的判识入手，在设计优化、液体性能和裂缝导流能力的认识上取得了突破。前置液中加入固相微粒段塞，采用40—60目的陶粒作为主支撑剂，使单井压裂规模超过了34m^3，基本解决了碳酸盐岩压裂的携砂、水化、返排等难题，现为长庆靖边气田碳酸盐岩Ⅲ类储层的主体开发技术。     

靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践

靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。     

靖边气田低孔隙度碳酸盐岩储层有效厚度下限研究

储层孔隙度下限是确定有效厚度的核心,尤其对于低孔隙度非均质性强的碳酸盐岩储层。靖边气田奥陶系马家沟组马五1+2段碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝及微裂隙相对发育,随着储层改造工艺技术的提高,低于原下限标准的储层测试获得一定产能,储层下限存在进一步降低的空间。通过确定与储层储集能力和气水产出密切相关的喉道半径、含水饱和度等参数,重新标定有效储层下限,马五1+2储层孔隙度下限由2.5%降低至1.5%,为靖边气田新增天然气探明地质储量提交做出了重要贡献。     

靖边气田下古储层岩溶作用差异性分析

储层发育受沉积、成岩、构造运动等诸多因素影响。靖边气田下古气藏属古风化壳气藏,储集层主要受控于古岩溶作用。靖边气田主力气层马五段主要经历了早表生期、裸露风化期、半裸露浅埋藏期,中深埋藏器、深埋藏器五期岩溶作用,这些作用互相叠加,形成了古风化壳岩溶孔洞储集体。在这五期岩溶过程中,裸露风化期属全开放的环境,马五段地层与生物圈、大气圈二氧化碳环境直接联系,作用最为强烈,影响作用也最大。本文重点针对裸露风化期的岩溶作用特点及岩溶差异性对储层发育的影响做以阐述,旨在寻找不同小层可能的储层发育有利区。     

靖边气田陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌研究

陕330井区是靖边气田东部扩边建产新区,储层由一套以溶蚀为主,经深度成岩改造的蒸发潮坪沉积组成,喀斯特古地貌对油气分布有着极其重要的控制作用。结合钻井分层资料,在喀斯特期古构造、地层出露、沉积厚度及残留厚度特征研究基础上,采用地貌剖面标定法进行了奥陶纪喀斯特古地貌恢复与刻画,分析了地貌与油气富集关系。结果表明,陕330井区发育台丘、斜坡、沟槽3类地貌单元。地貌单元控制了油气富集,台丘对油气富集最有利、斜坡次之,台丘区可作为下一步产能建设重点区。     

河口砂坝变差函数研究──以印尼某气田为例

在河口砂坝储集层非均质性研究基础上,利用多方向水平井孔隙度资料,求取并拟合了平面储集层变差函数。结合直井变差函数分析认为,三角洲前缘河口砂坝平面上储集层参数统计分布规律与垂向上分布是相似的,二者的变差函数都以球状模型为主。直井垂向变程平均为1.2m,代表了单个河口砂坝的垂直厚度,水平井平面长轴主变程为24～36m,短轴次变程为8～16m,分别代表了单个河口砂坝的平面长度和宽度,长轴主变程与短轴次变程比为2:1～3:1.平面长轴主变程与垂直变程之比为20:1～30:1,短轴次变程与垂直变程之比为6:1～13:1.     

靖边气田陕181—陕400井区奥陶纪古地貌研究

靖边气田是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田,陕181-陕400井区是靖边气田扩边建产的重点区,由于前期钻井较少,对古地貌形态尚缺乏详细认识,制约了区块扩边建产进程。结合近年来最新钻井资料,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行刻画,分析了地貌单元与油气富集关系。研究表明,该区存在剥蚀区、台丘、斜坡、沟槽4类地貌单元,其分布规律呈现西部剥蚀区-中部斜坡-东部台丘的特征,台丘和斜坡区是下一步产能建设有利区。     

靖边气田低效储量评价与可动用性分析

靖边气田是风化壳型碳酸盐岩气藏,目前处于开发中期,保持气田稳产是靖边气田面临的核心问题,而低效储量是靖边气田储量接替的重要领域。在低效储量分布特征的基础上,将靖边气田低效储量分布分为3种类型：低效储量与优质储量垂向叠加型;低效储量与优质储量侧向连通型;低效储量孤立分布型。研究结果表明,孤立型低效储量规模小,垂向叠加型和侧向连通型低效储量是靖边气田储量接替的重要类型。针对垂向叠加型和侧向连通型低效储量分布特征,采用数值模拟方法对低效储量可动用性进行分析和评价。研究结果表明,低效储层渗透率、低效储层布井方式（井距)、低效储层气井配产是影响低效储量动用程度的最主要因素。     

气藏精细描述技术在苏里格气田的应用

由于苏里格气田储层分布的高度复杂性,目前对气层分布预测基本上以定性预测为主,还不能做到真正意义的定量预测。现有的地震预测技术在苏里格气田复杂地质背景和地球物理条件下存在多解性,其原因主要是地震资料的分辨率和保真度问题、砂岩储层与围岩波阻抗关系的不确定性和叠后反演预测方法的局限性,因此,需要用科学的思路来对目的层进行更为精细的描述及预测,对气藏产能、储能做客观实际的评价,密切指导下一步的开发。