鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块主力致密砂岩储层孔隙结构分析

为了弄清致密砂岩储层孔隙结构对储层物性的影响情况,以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块上古生界主力致密砂岩储层（上石炭统本溪组,下二叠统山西组2段、1段,中二叠统下石盒子组8段）为研究对象,通过孔渗测试、铸体薄片、高压压汞、核磁共振等实验,研究了储层的孔隙结构及其对储层物性的控制作用。结果表明：①自下而上,储层孔隙度有逐渐增大的趋势,但渗透性逐渐变差;②高压压汞表征本溪组和部分山2段储层的喉道相对粗大、分选较好,以微孔、中孔或宏孔为主,部分山2段、山1段和盒8段储层的喉道相对细小,分选较差,以纳米孔为主;③核磁共振表明山2段-盒8段储层的T2截止值平均为23.2 ms,山2段A型储层的孔隙以大孔隙为主,山2段B型、山1段、盒8段储层的孔隙以小孔隙为主;④综合孔隙和喉道发育特征,认为山2段储层有4种（Ⅰ～Ⅳ型）孔隙结构类型,其中Ⅰ、Ⅱ型储层的孔隙、喉道匹配关系较好,有利于储层渗流。     

大宁-吉县区块致密砂岩气储层压裂试气一体化技术

大宁-吉县含气区块压裂改造具有含气层序多,层间干扰大,储层埋深较浅,对压裂液性能要求高,储层物性差,储层岩性复杂,缝高难以有效控制的难点。采用封隔器分层压裂、压后快速返排整体试气的压裂管柱,针对山西组和石河子组储层物性,采用不同胍胶浓度和配方,分别做了特定情况下的黏温曲线和流变实验,优化出压裂液体系,同时优选支撑剂并对试气制度进行优化,实现了压裂液低温交联好、携砂能力强、破胶好和快速返排试气的目的。现场实验表明,压裂前6口井均没有产量,压裂后采用8 mm油嘴求产,均达到了工业气流,最大产量2.7×10~4m~3,压裂效果明显,成功率100%,为后续储层评价、选井选层和施工工艺选择提供了可靠依据。     

吐哈盆地柯柯亚地区致密砂岩气储层“甜点”类型及成因

柯柯亚地区中-下侏罗统水西沟群致密砂岩气资源丰富,对其储层“甜点”类型和成因的研究可为吐哈盆地乃至其他地区致密砂岩气的勘探开发提供借鉴。通过物性统计、岩心观察、薄片分析、裂缝统计、测井解释和产量对比等研究,认为吐哈盆地柯柯亚地区水西沟群致密砂岩气发育孔隙型和裂缝型2种“甜点”类型。在沉积微相、矿物组成、地层水研究及盆地埋藏史、盆地演化史模拟的基础上,指出特定的沉积微相（水下分流河道和河口坝）、相对较弱的压实作用和相对较强的溶蚀作用是孔隙型“甜点”形成的主要原因,而强烈的构造抬升运动和储层所处的特殊构造位置是裂缝型“甜点”发育的主控因素。综合研究认为,吐哈盆地孔隙型和裂缝型“甜点”是沉积、成岩和构造运动等多种因素共同作用的结果。     

鄂尔多斯盆地西南部延长组长7段致密油地质“甜点”评价

针对鄂尔多斯盆地西南部延长组长₇段致密油富集规律不清,致密油“甜点”分布尚未进行有效评价等问题,通过单因素地质参数统计手段,结合已知致密油油藏分布规律,深入分析延长组致密油成藏条件主控因素,预测致密油“甜点”有利区。研究表明,长₇段地质“甜点”主要评价要素为烃源岩、储集层、沉积相、裂缝发育程度及源储匹配性,预测研究区长₇段长官庙、富县等9个致密油勘探“ 甜点”目标,并在此基础上提出鄂尔多斯盆地大型坳陷湖盆致密油“甜点”分布模式。该研究对鄂尔多斯盆地西南部致密油勘探降低勘探风险和勘探成本等有重要的现实指导意义。     

沉积微相控制下的煤系地层致密砂岩气储层预测方法——以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块下二叠统山西组为例

随着鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块煤系地层致密砂岩气勘探开发的深入,常规的储层预测方法已不能满足精细开发井位论证的要求。为此,利用岩心资料、测井资料和分析化验资料对该区块下二叠统山西组23亚段煤系地层致密砂岩气储层进行精细沉积微相刻画,结合古地形分析山23亚段下砂岩发育的地质主控因素,研究主河道的分布规律,基于压制煤层强反射、90°相位转换等特殊处理方法,进行敏感属性优选和多属性地震相分析,精细刻画砂体分布,最终形成沉积微相控制下煤系地层致密砂岩气储层预测方法。研究结果表明：①大宁-吉县区块山23亚段发育2条北西-南东向主分流河道带,其水下分流河道砂体是主要的储集体,该微相砂体在测井曲线和地震反射特征上有着很好的对应性;②压制煤层强反射结合90°相位转换技术可以有效提高地震资料对储层的识别能力;③山23亚段下砂岩沉积受太原末期古地形控制,砂体发育时其对应的反射结构表现为一般呈顶平底凹或顶凸底凹的透镜状;④单井微相标定后开展多属性地震相分析有利于地质解释,减小单一地震属性地质解释的多解性。结论认为,该方法有效提高了大宁-吉县区块储层预测工作的精确度,为该区块下一步致密砂岩气勘探开发井位论证提供了技术支撑。     

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定,研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成,划分了岩石相类型,并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合,分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系.研究表明:纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀...     

鄂尔多斯盆地东部山西组山二段致密砂岩储层特征及评价

本文根据普通薄片、铸体薄片和高压压汞等分析化验资料,对鄂尔多斯盆地东部山西组山二段致密砂岩储层特征进行系统研究。     

大宁-吉县区块致密砂岩气井排水采气工艺技术探讨

针对目前大宁-吉县区块致密砂岩气井面临产水气井及产水类型识别难度大,常规助排工艺适用界限不明确两大技术难题,文章通过总结弱喷产水气井识别及生产阶段划分方法,根据常用助排工艺适应性,制定出致密砂岩气井的积液识别方法和排水采气工艺技术。通过现场试验及效果分析,论证排水采气技术对策的可行性,为大宁-吉县区块后期长期稳产提供强有力的技术支撑。     

鄂尔多斯盆地靖边气田山西组23段沉积相与砂体展布

靖边气田山西组23段为重要的含气层位和勘探层位,对其沉积相与砂体展布进行研究可预测有利储层分布.该段为浅水三角洲沉积体系,包括三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相.在沉积相分析的基础上,对山西组23段砂体展布的研究结果表明,三角洲平原亚相砂体在平面上和纵向上均较连续,发育稳定;三角洲前缘亚相砂体连续性差.综合分析认为,三角洲平原亚相分流河道微相的透镜状或带状砂体以及三角洲前缘亚相水下分流河道微相的条带状或指状砂体是有利勘探目标.     

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆交互相页岩气压裂技术

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部大宁-吉县区块海陆交互相的页岩气储层位于下二叠统山西组23亚段下部,页岩层的岩心、录井、测井数据资料分析解释结果显示储层渗透率、孔隙度较低,含气饱和度中等,发育天然微裂缝,脆性矿物含量介于32.2%～51.3%,黏土含量较高,黏土矿物以伊蒙混层为主,水平应力差异小,钻井过程中均有较好的气测显示。借鉴成熟的页岩气“体积压裂”思路,选择黏土控制、助排及降阻性能优良的滑溜水体系,采用套管注入,较大液量,低砂比、小粒径支撑剂,段塞式加砂,较大排量泵注,最大限度提高净压力,沟通天然微裂缝,增大储层改造体积（SRV）。现场应用效果表明：①直井的压裂施工均按设计思路顺利完成,测试求产阶段最高瞬时页岩气产量为14 000 m3/d,使用小粒径陶粒与小粒径石英砂作为支撑剂均获得了较好的产气效果;②优选的滑溜水体系实现了良好的黏土控制性能和助排性能,后续井将坚持使用该类型低伤害滑溜水体系,同时施工规模可以适度加大以增加裂缝网络体积。     

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块煤层气水平井分段压裂实践

鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县区块投入煤层气勘探开发近10年,直（斜）井平均单井煤层气产量约为300 m3/d,经济效益较差。分析认为：煤层气压裂裂缝长度较短,目前井网井距的丛式井组压裂后难以达到整体降压的效果;而如果采用水平井,水平段每级较短距离分段压裂改造,能够达到同层整体面积降压的效果,可极大提升整体开发效益。2013年该区开展了中国第一口煤层气水平井套管完井分段压裂试验,单井产气量达12 000 m3/d;2015年又陆续开展了3口煤层气水平井分段压裂试验,单井产气量介于6000～12000 m3/d（目前还处在稳定上产阶段）,取得了较好的产气效果。相对于常规水平井分段压裂,大宁-吉县区块煤层气水平井分段压裂主要在钻井压裂一体化设计、射孔方式、段间距选择、复合压裂液体系等几个方面进行了优化创新。总结该区煤层气水平井分段压裂方案（钻井压裂一体化设计、射孔方式、分段方式、压裂液体系优选、压裂规模优化等方面）的整体设计思路及现场应用经验,对于其他区域低渗透煤层水平井压裂具有指导作用。     

鄂尔多斯盆地乌审召地区山2亚段致密气“甜点”控因分析

在对苏里格气田东部乌审召地区的构造和气藏进行精细解剖的过程中,发现山2亚段局部存在规模较大的低幅构造圈闭,且对气水分布的控制作用明显。为进一步明确该地区山2亚段天然气富集控制因素,在铸体薄片、物性、压汞、扫描电镜和核磁共振等多种测试分析资料的基础上,对山2亚段储层、圈闭和气藏分布特征进行了探讨。结果表明：研究区山2亚段岩性主要为石英砂岩,孔隙度主体介于5%~10%之间,渗透率主体介于（0.1~10）×10^-3μm²之间,属特低孔、特低渗—超低渗储层,但孔喉连通性较好,渗流能力较强。气藏圈闭类型为构造—岩性圈闭,整体呈似穹窿状。圈闭内气藏分布连续,构造高部位含气,低部位为边底水,构造对山2亚段天然气的聚集与成藏具有明显的控制作用。低幅构造和砂体共同控制了天然气的聚集和保存。     

煤系地层致密砂岩气甜点区地震逐级预测——以鄂尔多斯盆地东南缘下二叠统山西组2~3亚段为例

鄂尔多斯盆地东南部下二叠统山西组2~3亚段(以下简称山2~3亚段)为该盆地重要的天然气勘探目的层,但该亚段储层薄、厚度变化快、非均质性强,储层预测和勘探目标优选难度大。为了准确预测该亚段煤系地层致密砂岩气甜点区、提高天然气勘探成功率,针对该套储层的特征和预测难点,提出了90°相移技术识别河道外形、模型约束波阻抗反演刻画砂体厚度和子波衰减梯度属性识别含气砂体的地震逐级预测技术。研究结果表明:①山2~3亚段上覆5号煤地震强反射层,下伏储层地震反射能量弱,加之为稀疏二维地震测网、井控程度低,致使致密砂岩气甜点区预测难度大;②所提出的技术方法通过地震逐级预测约束,可以有效地刻画河道砂体分布并识别有效含气储层,提高了对勘探开发目标预测的精度;③基于该技术方法指导部署的勘探开发目标实钻效果好,地震预测结果横向分辨率高,真实地反映了河道及河道砂体的变化特征。结论认为,采用该方法可以有效地解决二维地震勘探区煤系地层强非均质性、薄储层致密砂岩气甜点区预测的地质难题。     

鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深部煤储层孔隙结构特征及储气潜力

深部复杂的地质环境导致深部煤储层的孔隙、裂隙结构及气体赋存状态有别于浅部煤储层，多相态气体并存使得深部煤层气兼具“常规”与“非常规”双重地质属性。基于系统采集的鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县区块深部煤岩样品，通过场发射扫描电镜分析、高压压汞实验、低温N₂吸附和CO₂吸附联测，对深部煤岩全孔径的孔隙、裂隙结构进行了精细表征，并利用低场核磁共振技术分析了深部煤岩的可动流体空间及游离气可容纳潜力。研究结果表明：大宁—吉县区块深部煤岩的孔隙类型以气孔、粒间孔和压缩变形的植物细胞残留孔为主，裂隙由外生裂隙、内生裂隙和黏土矿物微裂隙组成，其中，在片状和手风琴状高岭石矿物中广泛发育微裂隙；孔隙多为一端封闭的不透气型孔和两端开放的透气型孔，含少量墨水瓶状孔。孔隙结构的跨尺度效应明显且非均质性极强。储集空间以孔径<2 nm的微孔最为发育，其次为孔径在50 nm～1μm的宏孔和孔径>10μm的裂隙，介孔(孔径在2～50 nm)及孔径在1～10μm的宏孔的发育程度最差。微孔具有极大的比表面积和强吸附势能，是吸附气的最主要赋存空间；宏孔和微裂隙中均存在一定...     

鄂尔多斯盆地北部盒1段致密砂岩储层动态评价

砂岩储层在关键成藏期以后仍然经历了一个较长时间的成岩作用,储层性质一直在发生变化,属于一个“动态演化”过程,利用现今储层物性去评价成藏期储层含油气性,其效果往往不太理想。针对上述问题,以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区独贵加汗区带致密砂岩气储层为例,从油气成藏动态角度出发,结合分析测试、测井解释、试气成果等多种地质资料确定了致密砂岩储层现今含气物性下限,然后利用盆地模拟和孔隙度埋深回推等方法恢复了储层成藏期后孔隙度变化增量,从而确定了致密砂岩气成藏期储层的临界物性下限,通过古孔隙度恢复方法分析储层在成藏期是否为有效储层,并进一步利用过剩孔隙度评价了砂岩储层的含油气性。研究结果表明：(1)研究区盒1段现今储层含气孔隙度下限为4.25%,储层成藏期后孔隙度变化增量平均值为3.1%,储层成藏期临界孔隙度为7.35%;(2)通过古孔隙度演化定量恢复方法确定盒1段砂岩储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度,判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力;(3)过剩孔隙度与天然气日产量具有更好的相关性,揭示了利用过剩孔隙度评价致密砂岩储层含油气性是有效的。综合确定砂岩储层成藏期临界物性以及运...     

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。     

海陆过渡相页岩气储层特征与主控因素 ——以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块二叠系山西组为例

鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区二叠系山西组山2段为海陆过渡相沉积,其中山23亚段具有页岩厚度大、夹层少而薄的特点,是目前中国海陆过渡相页岩气勘探开发的重点目标层段,但其储层特征等相关研究相对较少,特别是优质储层发育的主控因素有待进一步明确.综合利用有机地球化学分析、矿物成分分析以及储层微观刻画等技术手段,对大宁—吉县区...     

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部山西组致密砂岩储层特征及物性控制因素

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部地区是近几年天然气勘探与开发的重点区域。山西组上部砂岩为主要含气层,下部煤层为主要气源岩,具有储层致密、非均质性强的特征。目前针对杭锦旗西部地区山西组储层特征及有效储层成因尚缺乏系统研究,制约了该地区后期油气勘探进程。综合利用钻测井、岩心资料、岩石铸体薄片、扫描电镜、物性测试及压汞等多种分析测试资料,系统分析了杭锦旗西部地区山西组储层的岩石学、物性及成岩作用等特征,在此基础上明确了其优势储层成因。结果表明：优势储层主要分布在心滩和河道砂体,以砂砾岩和中粗砂岩为主;储集空间以粒间孔为主,渗透率主要分布于（0.2～2.4）×10-3μm2之间,属于低—特低渗储层,孔喉组合关系以细孔—中小喉为主,微裂缝较发育;储层整体成岩作用较为复杂,包括压实、胶结、交代蚀变和溶蚀作用,储层整体处于中成岩B期;优势储层主要为粒间孔隙,主要受控于沉积作用,溶蚀孔的发育也是储层物性得以改善的主要原因,受到沉积作用、成岩作用的双重控制。     

鄂尔多斯盆地长7_3隐蔽型致密砂岩储层测井评价

鄂尔多斯盆地长7_3发育隐蔽型薄砂岩致密储层,其孔隙度渗透率极低,紧邻油页岩且自然伽马测井呈高值。该类储层经过压裂试油能获得工业油流,甚至高产油流。常规测井不能有效评价该类储层。利用元素俘获谱或岩性扫描测井识别该类储层的岩性,通过改进高分辨率核磁共振测井的采集参数,尽可能捕获到地层小孔隙信息,有效评价该类储层的孔隙结构和计算储层参数。5口井的实际应用证明,元素俘获谱测井和高精度核磁共振测井能有效识别评价该类储层。     

鄂尔多斯盆地盒8段致密砂岩气储层微观特征及形成机理

鄂尔多斯盆地盒8段致密砂岩气是国内典型的致密气勘探领域,为了明确盒8段致密砂岩气储层微观特征及其形成机理,开展了相关研究。在钻井岩心观察的基础上,进行了铸体薄片、场发射扫描电镜、CT扫描及恒速压汞等多种实验,研究认为盒8段致密砂岩类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,总体特征表现为中—粗粒、分选中等,颗粒以棱角状、次棱角状为主,颗粒间以点、线接触为主,填隙物种类多样。储层储集空间类型主要包括残余粒间孔隙、溶蚀孔隙、微纳米孔隙及裂缝等,微纳米孔隙占储层孔隙90%以上;喉道类型包括缩颈型、弯曲片状及管束状等,孔喉特征总体表现为喉道细、连通性好—中等,平均喉道半径与渗透率的相关性最好。沉积作用和沉积组构控制了储层原始物性差异,辫状河心滩砂体和三角洲分流河道砂体物性比冲积扇扇中水道砂体物性好,后期经历的强压实作用是储层致密的主控因素,胶结作用加剧了对储层孔隙结构的破坏,而普遍、强烈的溶蚀作用在一定程度上改善了致密储层的储集性能。