大牛地气田石英次生加大特征及其对储层物性的影响

以大牛地气田太原组、山西组和下石盒子组致密砂岩储层为研究对象,依据石英次生加大的点状式、环边式和多期式形貌,结合流体包裹体均一温度,将石英次生加大分为3期,其中第Ⅱ期在本区发育数量最多,含有一定量的有机包裹体,第Ⅰ期和第Ⅲ期见石英溶解现象。随石英次生加大期次的增加,加大边的宽度逐渐增大,对应的储层物性逐渐变差,但第Ⅲ期对应的孔隙度较前两期明显偏高。当大牛地气田的硅质胶结物含量大于3%时,将以孔隙充填为主,在第Ⅲ期石英次生加大之后,砂岩储层已完全致密化。在整体致密的背景下,碱性溶解作用形成的石英溶解型孔隙,为大牛地气田提供了大量的储集空间,是太原组二段次生孔隙的主要成因。     

大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素

致密砂岩储层的孔隙结构是决定其储层物性及油气产能的重要因素。应用铸体薄片及压汞等分析化验资料对大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素进行了研究。结果表明,研究区储层储集空间以次生孔隙为主,粒间溶孔及粒内溶孔是砂岩的主要孔隙类型。储层排驱压力平均值以及最大孔喉半径平均值在不同组的变化趋势相似,中值压力平均值总体呈现与排驱压力相反、随埋深增加而变小的特点,孔喉分选较差,孔喉分布极不均匀,且以细微孔及微细喉、微喉组合为主。孔隙结构的影响因素主要为埋深及碎屑颗粒组分。随着埋深的增加,孔隙和喉道变小,排驱压力增大;受选择性压溶及选择性次生加大作用的影响,长石及岩屑含量升高有利于孔喉的保存。     

大牛地气田上古生界储层物性差异影响因素

大牛地气田上古生界储层是典型的低孔低渗,从储层物性来看,盒3、盒2段最好,其次是山1段,较差的为山2、盒1段。造成上古生界主要储层物性差异的因素主要为沉积相、成岩作用、粘土矿物和裂缝等。沉积相是形成物性差异的基础,曲流河砂体物性最好,其次是辫状河砂体,而三角洲河道砂体最差;成岩作用是形成物性差异的重要因素,尤其是压实作用,从山1段至盒3段随着压实作用的减弱,储层剩余粒间孔隙增多,物性相对变好;粘土矿物成分、含量及裂缝对物性差异的形成有着不可忽视的作用,一般伊利石含量越高,物性越差;微裂缝越发育,物性越好。     

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。     

大牛地气田下古生界致密碳酸盐岩体积酸压试验

大牛地气田下古生界储层是典型的致密碳酸盐岩储层,水平井投产后产量递减较快,稳产难度大,因此如何提高改造体积和压裂后产量,实现较长时期的稳产,是本次试验的目的.本文从岩石脆性指数、天然裂缝发育状况、体积压裂所需的岩石力学特征及储层岩石矿物组分等四个方面分析了大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层实施体积压裂的可行性.结果表明:大...     

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界储层特征

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山本组和下石盒子组。气田具有石炭系太原组障壁沙坝、二叠系山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂3套储集体,储集体为低孔、低渗、致密性储层;下石盒子组、山西组和太原组储层孔隙特征基本相同;下石盒子组和太原组储层孔隙结构相对较好,山西组储层孔隙结构相对较差;上古生界储层共划分为4类,下石盒子组和太原组Ⅰ、Ⅱ类储层较为发育,而山西组Ⅲ类储层较发育。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩储层三维岩石力学参数场研究

作为中国石化重要的天然气勘探开发基地之一,鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密砂岩气藏目前水平井压裂开采效果不理想。针对该气田上古生界致密砂岩储层岩石力学参数研究较为薄弱的现状,在对目的层岩心力学参数单轴/三轴压缩试验测试和纵横声波速度测试的基础上,首先建立了静态、动态弹性参数转换关系和纵横波速关系;在此基础上结合前人成果构建了岩石力学参数单井计算模型;并进一步运用测井资料和三维地震层速度资料确定了目的层力学参数场特征。结果表明,该区上古生界致密砂岩储层内聚力在2～10MPa之间,内摩擦角在30°～42°之间,抗张强度多数集中在5～15MPa之间,抗压强度多数集中在150～250MPa之间。太2段-盒1段弹性模量大部分在15～40GPa之间,泊松比在0.22～0.27之间,横向上每一层岩石弹性参数都存在明显的非均一性,垂向上随深度增加岩石力学参数呈变大趋势。该研究成果一方面可为该区地应力场模拟、气田钻完井设计及目的层压裂改造施工提供基础力学参数,同时研究中确定的动静态岩石力学参数转换、纵横波速等定量关系可为邻近地区相关研究提供参考或借鉴。     

大牛地气田上古生界储层粘土矿物及敏感性分析

大牛地气田上古生界储层粘土矿物组合主要为高岭石、绿泥石、伊利石和伊/蒙间层(I/S)。粘土矿物对储层的影响几乎全是负面的,致使储层的物性变差。粘土矿物的成分和含量对储层敏感性影响很大,下石盒子组砂岩储层为弱~中等水速敏、水敏、HCl酸敏,中等盐敏、碱敏和强HF酸敏;山西组砂岩储层为弱~中等水速敏、水敏、HCl酸敏、HF酸敏,中~强盐敏和强碱敏;太原组砂岩储层为弱~中等的水速敏、水敏、盐敏、HF酸敏,弱HCl酸敏和中等碱敏性。     

大牛地气田上古生界储盖组合测井分析

大牛地气田区块西南部盒3、盒2层位出现了很好的天然气显示。有针对性地研究了产生高产气流的几口井及与其相邻的几口低含气量井的储层特性,在对其地质储层的岩性、物性以及其砂体（盖层）厚度、孔隙度、含砂量等参数进行分析的基础上,引入储盖组合分析,利用现有测井资料,着重从盖层封闭质量的角度,探讨气田盖层质量对气层产量的制约关系,进而对气层高产、低产及出水等几方面的问题进行分析。测井解释不仅要加强对储气层的研究,也要从气藏的封盖条件出发,分析评价气藏的封闭性能,深化对气储集规律的认识,以提高测井解释符合率。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层应力敏感性综合研究

致密砂岩气藏开发过程中有效应力增加所带来的渗透率应力敏感损害是导致气井产量快速递减的根本原因,故对应力敏感性损害机理研究能够为气层保护工作提供合理依据。在考虑岩石组分、裂缝、温度、含水饱和度和施压次数等因素的同时,对大牛地气田致密砂岩应力敏感性进行了评价,指出随岩屑含量增加和温度升高,致密砂岩应力敏感性增强,温度与有效应力联合作用使致密砂岩应力敏感性更强,水的存在对致密砂岩应力敏感性具强化作用;重复施压过程造成致密砂岩渗透率不断降低,裂缝岩样的渗透率应力敏感程度远大于基块;采用屏蔽暂堵储层保护工作液技术能够减轻致密砂岩气层的应力敏感性损害。     

大牛地气田致密砂岩储层测井相类型研究

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组,为致密砂岩储层。该区主要经历了晚石炭世海侵、早二叠世山西期海退形成的三角洲、下石盒子期河流发育的海–陆过渡沉积,形成的测井相类型多样,利用自然伽马曲线将该区储层划分为8种岩石相类型,明确了不同沉积体系储层及有利沉积相带;其中下石盒子组盒3、盒2、盒1段主要为辫状河流相沉积,有利相带为辫状河主河道,山西组山2、山1段为三角洲平原沉积,有利相带为分流河道,太原组太2段主要为障壁岛–泻湖沉积,有利微相为障壁砂坝。     

LX气田上古生界致密砂岩储层成岩作用分析

LX气田致密气勘探已取得了一系列进展,拥有较大的勘探潜力。主要目的层为上古生界地层。LX气田储层整体上为低孔低渗的致密储层,但局部发育高孔高渗层段,因此,成岩作用为影响该区储层物性的主控因素,对储层储集空间的形成、保存及破坏都有着极为重要的作用,最终决定储层物性好坏,搞清成岩作用类型对气田下一步勘探开发至关重要。本文基于普通薄片资料,系统分析了LX气田储层成岩作用类型及对储层物性的影响。     

一种低渗气藏单井产量递减计算方法及分析——以大牛地盒三气藏为例

低孔、低渗气藏关井压力恢复需要时间较长,不适宜采用试井的方法获取地层参数,因此,采用一种传统与现代相结合的方法来研究大牛地气田盒三气藏的产量递减规律。该产量递减分析方法以Arps产量递减方法为基础,引入Blasingame归一化产量、物质平衡时间和拟时间概念,将变产量/变压降生产数据转变为等效恒定压力系统,运用Fetkovich产量递减标准图版进行拟合,所得匹配点数值分别进行地层参数计算和用于Arps产量预测。该方法提高了产量递减分析的可靠性,具有操作简单的优点,同时可有效求取地层参数。     

大牛地气田上古生界沉积相与天然气富集规律的再认识

摘要：通过构造沉积演化与宏观地质认识和微观地质证据相统一的沉积相分析方法,针对鄂尔多斯盆地大牛地气田近400余口完钻井进行了录井、测井资料分析、解释、对比研究及岩心的观察、描述。研究认为,大牛地气田上古生界太原组沉积相为在区域陆表海背景下形成的陆表海碎屑滨岸-碳酸盐台地和三角洲沉积,主要发育了三角洲分流河道和潮汐沙滩砂体;下石盒子组盒一段是在地形高差显著的古构造-沉积背景下形成的湖泊-辫状河三角洲沉积体系,主要发育分流河道和分流间湾微相。上述两个沉积时期的沉积相及砂体展布特点决定了太原组二段砂体物性及产能具有由北东向南西变差的特点,高产区带主要集中在研究区北北东向砂体的中北部;盒一段研究区发育高产富集区带的可能性较小,中产区带主要分布在研究区中北部。     

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术

大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验。因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要。为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5～1/3,水平段长1 000～1 200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800～1 200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%。形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障。     

大牛地气田D66井区奥陶系风化壳储层预测思路与技术探讨

随着大牛地气田D66井区D66—38,D66—52等井在奥陶系风化壳发现高产气流,奥陶系风化壳气藏可能成为大牛地气田的重要补充气源。但该区储层类型复杂（裂缝、孔隙、溶孔（洞）、横向非均质性强、储层薄、地震资料分辨率低,储层地震预测困难,勘探开发进展受到制约。探索了“以地质认识为依托,井分析为先导,地震资料针对性处理为基础,通过储层分类预测和地质一地震结合进行综合评价,从而选取有利储层发育区”的储层预测思路与方法,对奥陶系风化壳储层进行了预测和评价,冀望能为该区勘探开发工作提供一定的参考依据。     

大牛地致密低渗透气藏启动压力梯度及应用

在相同含水饱和度条件下,大牛地致密低渗气藏的启动压力梯度随有效渗透率增加而减小;随含水饱和度的增加,气藏的启动压力梯度也增加。根据气体的不稳定渗流理论,推导出气井稳产期泄气半径的计算公式,并得出:在考虑启动压力梯度的条件下,产量相同时,有效渗透率增加,气井稳产期泄气半径增加;有效渗透率相同时,气井产量增加,气井稳产期泄气半径减小的关系。根据气井稳产期的泄气半径可以计算出一定配产条件下的最小井距,只有当气井的实际井距大于最小井距时,才不会因为井间干扰缩短气井的稳产时间。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界自然伽马曲线测井相分析

大牛地气田上古生界自然伽马曲线划分为四种基础测井相类型:钟形、漏斗形、箱形和指形。基础测井相在垂向上可出现六种不同测井相类型组合:漏斗形+钟形、钟形+漏斗形、钟形+箱形+漏斗形、钟形+箱形、箱形+指形和指形+箱形,基础测井相及其垂向上的不同组合反映相应的沉积微相。     

苏里格致密砂岩气田潜力储层特征及可动用性评价

苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成5大类6种类型,并明确Ⅲ₂类储层是未来最具有开发潜力的储层类型。潜力储层形成主控于同砂岩粒度密切相关的储层物性,即发育于高能心滩-辫状河道微相中上部、中-低能心滩-辫状河道微相主体及中下部物性较差的中-细粒岩相部分。总结了潜力储层的6种发育模式,提出了间接动用、组合动用和直接动用等3种开发动用方式。可动用性评价表明,直接和间接动用方式开发效果相对较好,潜力储层具备较好的开发前景。潜力储层特征及可动用性评价可为未来此类储层开发提供有力支撑。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密低渗储层评价与开发对策

鄂尔多斯盆地大牛地气田为典型致密低渗气田,具有低渗、低压、低产的特点,经济有效开发难度大。针对气田不同层段储层开展了储集岩相、岩石学、物性、孔隙结构、含气性等特征研究,在此基础上划分出四大类六小类储层,其中Ⅰ类为高产型储层,Ⅱ类为中产型储层,Ⅲ类为低产型储层,Ⅳ类为非储层。根据不同储层类型及其空间分布的特点,采取了不同的开发策略,Ⅰ类储层物性好、厚度大、单层产量高,采用直井单层开采;Ⅱ类储层物性中等、厚度小、单层产量较低,选择发育两层以上叠合区,采用直井多层合采;对以单层发育的Ⅱ类和Ⅲ类储层,采用水平井分段压裂进行开采。通过不同的开发对策,有效提高了单井产量,实现致密低渗气田的经济开发,目前气田已建成天然气年产能25×10⁸ m³。