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大牛地气田下古生界奥陶系风化壳气藏属于特低孔低渗地层-岩性圈闭隐蔽气藏。受构造、风化淋滤和化学溶蚀作用,马五5及以上地层普遍发育裂缝,且裂缝发育程度对天然气富集高产有重要影响。通过对区内20口井钻井取心、薄片观察、岩石力学实验以及测井分析,明确了裂缝的三种成因类型、四种裂缝产状和裂缝参数、裂缝岩性分布及充填特征。同时,结合区域构造、古地貌研究成果,分析储集层裂缝发育的影响因素。结果表明,裂缝发育受多重因素综合影响,其中尤以岩层厚度、构造变形强度以及岩溶古地貌影响明显。 相似文献
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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。 相似文献
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通过对大牛地气田奥陶系风化壳碳酸盐岩储层分类及裂缝的测井响应特征研究认为,风化壳碳酸盐岩储层主要分为裂缝-溶洞型、裂缝型和孔隙型三类;并根据储层类型和裂缝识别敏感参数建立了裂缝识别技术及相应的裂缝型储层测井解释模型,确定了储层物性下限;同时根据水平井测井特点,利用综合测井处理解释技术,确立了风化壳储层水平井测井解释方法,建立了气、水层测井解释识别标准,为风化壳水平井的测井解释评价奠定了基础。该方法在大牛地气田取得了较好的应用效果。 相似文献
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大牛地气田高产井储层特征及主控因素研究 总被引:1,自引:0,他引:1
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,属于典型的致密低渗气田。通过对大气地气田高产井储层类型的研究,将储层划分为四种类型,分析了各类储层的岩石成分、物性特征及微观孔喉结构特征,并对高产气层的分布模式和天然气富集主控因素进行了分析,明确了沉积微相、岩石成分及微观孔隙结构等的有效组合是大牛地气田天然气获得高产的主控因素,对寻找天然气富集区和井位部署具有良好的指导意义。 相似文献
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鄂尔多斯北部大牛地气田特低渗储层地质特征研究 总被引:3,自引:0,他引:3
大牛地气田是鄂北塔巴庙大气田的一部分。储层为古生界山西组一段地层,该地层为辫状河三角洲平原辫状河道、分流河道及决口扇砂坝相沉积,对储层的发育最为有利。储集空间主要是充填后残余缩小粒间孔、次生溶蚀孔及少量的微裂缝。由于压实作用、高岭石充填粒间孔及石英次生加大的影响,储层孔喉半径偏小,孔喉结构复杂。孔隙度一般为2%~10%,渗透率平均为0.196×10-1μm2,按照储层物性划分标准,大牛地储层属低孔特低渗类储层。 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系“垮塌”型岩溶储层发育规律 总被引:1,自引:0,他引:1
随着水平井压裂技术在大牛地气田奥陶系风化壳气藏开发中的成功运用,低孔、低渗、强非均质性的岩溶储层显示出良好的天然气开发潜力,储层发育规律是风化壳成藏的关键。通过岩心观察,结合大量的测井资料,利用岩石相进行岩溶旋回和储层发育规律的研究,结果表明:①奥陶系马家沟组发育3期岩溶,上部两期岩溶规模较大,下部第三期岩溶规模较小,风化壳储层的发育主要与上部两期岩溶有关;②膏质云岩、泥云岩的长期溶蚀,导致水平洞穴层顶板发生破裂,部分上覆地层垮塌,最终形成一套厚层的岩溶角砾岩;③储层主要发育在岩溶强度相对较弱的区域,平面上主要发育在岩溶斜坡的残丘,纵向上则发育在上部两期岩溶保存相对完整的垂直渗流带,发育的岩石相为裂纹-镶嵌角砾岩相。利用岩溶旋回和岩相对有利储层发育区进行了预测,指明了下一步天然气勘探开发的方向。 相似文献
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大牛地气田奥陶系上组合岩溶地层测井响应特征 总被引:1,自引:0,他引:1
以钻井岩心观察、薄片分析鉴定、常规–成像测井等资料综合分析为基础,研究了大牛地气田下古生界奥陶系上组合岩溶地层测井响应特征,结果表明,奥陶系上组合从风化壳顶部向下依次划分为垂直渗流带、水平潜流带、深部缓流带。垂直渗流带主要分布于马五1+2亚段,自然伽马曲线形态起伏不平,声波时差、中子明显增大,电成像上见杂乱斑点状分布;水平潜流带主要分布在马五3+4亚段,自然伽马曲线齿化,电成像上岩溶角砾呈亮白色块状分布;深部缓流带主要分布在马五5亚段,自然伽马曲线值低且平直,高导缝表现为暗黑色不规则细条带,缝洞则呈现出黑色团状条带的特点。 相似文献
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大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,自上而下发育七套气层,2012年以前采用直井开发,之后采用水平井开发。为进一步明确水平井不同阶段的各段产气特征,不断优化压裂工艺及合理生产制度,选取部分有代表性直井和水平井,开展产气剖面测试。结果表明,气井生产是逐层段动用、接替开发的动态变化过程,其中多层合采的直井生产一定时间后,主力层会发生转变,渗透率、全烃含量和地质储量是影响转变的主要因素;水平井生产过程中,各段贡献率不一致,建议选取新投产水平井在投产90 d内、投产180~200 d各测试一次、之后每年测试一次,明确水平井全生命周期产出规律。 相似文献
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长庆气田奥陶系风化壳气藏中油型气成分的来源 总被引:6,自引:0,他引:6
鄂尔多斯盆地石炭系海相烃源岩与下奥陶统碳酸盐岩的对比结果表明,石炭系海相烃源岩虽然不如下奥陶统碳酸盐岩厚,但其生烃能力远高于后者,与奥陶系风化壳储集层的配置情况也好于后者,并且产物也具油型特征,表明奥陶系风化壳气藏的油型气成分来自石炭系海相烃源岩;奥陶系风化壳气藏的天然气是以上古生界煤成气为主、上古生界石炭系油型气为辅的混合气。这一观点既能够很好地解释鄂尔多斯盆地中部古生界自上而下气藏序列天然气成分及碳同位素组成的差异,还可以更好地说明为何风化壳气藏天然气以煤成气为主。 相似文献
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大牛地气田保护储层钻井液技术 总被引:3,自引:0,他引:3
大牛地气田为低孔低渗砂岩气藏,自产能力低,如不采取全面系统的油气层保护技术,完井后气层基本无自然产能,压裂改造后,单井产气量也普遍较低.通过对储层特征和钻井过程中造成地层伤害的主要因素进行研究,探索出了一套针对大牛地气田的钻井液保护技术,主要包括:屏暂暂堵技术、钾铵基钻井液、两性离子钻井液、聚醚多元醇钻井液、改性天然高分子钻井液等.保护气层钻井液技术的应用,提高了机械钻速和井身质量,减少了钻井液对气层的浸泡时间,解决了井壁失稳、气层伤害问题,提高了气产量.其中,屏蔽暂堵技术对于裂缝性气层具有较好的保护能力;钾铵基钻井液对基质渗透率损害非常小,适合于裂缝不发育的开发井施工,在裂缝发育的区块应结合屏蔽暂堵技术对气层进行全面的保护;聚醚多元醇和改性天然高分子钻井液可以进一步推广应用. 相似文献