苏里格气田苏6井区块盒8段沉积相研究

根据苏里格气田苏6区区域沉积背景，充分应用工区取心井盒₈段岩心观察及分析化验资料，对盒₈段气藏储层岩石学特征、原生的泥岩颜色、粒度特征以及沉积构造等相标志进行了综合分析，确定苏里格气田苏6区块盒8段气藏为辫状河三角洲的沉积环境。在工区内划分出辫状水道、河漫沼泽、水下分支河道和河道间等沉积微相，并指出区块有利的沉积相带为辫状水道和水下分支河道微相，储层砂体的几何形态及分布规律受河道的走向及延伸距离的控制。该成果为苏里格气田苏6区块盒₈段气藏优质储层的预测指出方向，也为气藏滚动勘探开发方案的制定和调整提供了地质依据。     

苏里格气田苏54区块储层综合评价技术应用

苏里格气田苏54区块位于鄂尔多斯盆地西北部,前期勘探资料表明区块地质条件、气水关系异常复杂,因此开展储层综合评价对于目标区块的开发非常重要。通过对构造特征、沉积相、储层物性特征进行研究,分析了砂体展布及气水分布规律,确定了有效储集砂体的特征、类型以及主控因素,建立了储层综合评价的分类标准,并根据该标准对目标区的主力产层进行了分类评价。预测认为在目标区的东部、中部、西北部和西南部存在4个气藏富集区域,并根据研究成果部署下一年的产能建设任务,取得了良好的实施效果。该项研究成果为指导苏里格气田规模开发提供了技术支持,同时也为我国同类气田开展储层综合评价工作提供一定的借鉴。     

W区块石炭系气藏三维地质建模技术及裂缝预测

以多学科理论一体化为原则,以气藏精细描述为手段,充分利用地震、钻井、测井、试井及实验分析等资料,在沉积、成岩研究、测井综合解释等研究基础上,对W区块石炭系黄龙组气藏进行了三维地质建模,落实了该含气藏区块的三维地质结构模型、岩石物理相模型、相控属性模型、三维裂缝预测模型,从而确定了最有利的生屑滩、砂屑滩、粒屑滩等储集微相带位置、最佳属性参数位置和裂缝主体发育位置。通过研究深化了W区块气藏认识、弄清了气藏潜力、提高了该气藏勘探开发成效。     

低渗透气田合理井网井距研究

苏里格气田苏53区块盒8、山1段气藏为低渗低丰度岩性气藏。在分析该区块地质特征基础上,结合气井生产动态资料,采用经济极限单井面积法、技术最优单井面积法及数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性气藏合理井网井距。3种井距设计方案结果表明:采用南北向排距大于东西向井距的600m×1200m近似菱形基础井网能最大限度地提高采收率,并获得最佳经济效益,而且便于后期开发加密调整。     

岩性气藏地质建模研究—以苏59区块为例

苏59区块有效砂体连续性差,储层非均质性强,气水关系复杂。在对该区块气藏地质特征综合研究的基础上,以petrel软件为依托,结合单井资料、地震解释数据建立了工区的构造模型,通过对测井泥质含量曲线划分建立单井岩相模型,以砂岩密度、砂体宽厚比、趋势面约束等条件选取建模参数,采用序代指示算法建立三维岩相地质模型,进而在岩相控制下建立三维地质属性模型。建模结果表明:建模过程中选取的参数准确,地质模型与该区的地质认识符合程度较高,为准确评价气田的储层性质及开发潜力提供了可靠依据。     

地质工程一体化在苏里格致密气藏开发中的应用

受低孔、低渗、低丰度等基本地质特征的影响,苏里格气田面临单井产量低、压力下降快等开发难题。为提高单井产量和气藏采收率,实现区块优质、高效开发,以地质工程一体化理念为指导,在苏10、苏11、苏53区块开展一系列技术研究和现场试验。工程地质一体化主要体现在以下几个方面:1确定区块开发方式。苏10区块以直井、丛式井开发为主,井间产能接替;苏11、苏53区块分别以丛式井和水平井开发为主,区域产能接替。2优化方案设计。通过地质工程结合,优化水平井方位、水平段位置、储层改造方式等参数,实现储层最大动用。3实现水平井工厂化作业。在苏53区块优选13口井(10口水平井)开展水平井工厂化作业,探索出了一套以"方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化、队伍管理一体化"为核心的工厂化作业模式。4侧钻水平井技术取得重大突破。2015年实施的2口侧钻水平井,平均砂岩钻遇率均超过90%,平均单井控制储量0.96×108m3,初期日产量接近6.0×104m3,实现了地质到工程的整体突破。5地面流程合理化。按着地面服从地下的思路,水平井整体开发达到了简化集输流程、便于管理、节省投资的效果。     

克拉美丽气田产能影响因素

克拉美丽气田主要由滴西 17、滴西 14、滴西 18 和滴西 10 等 4 个气藏组成,目前后 3 个气藏已陆续投入开发。初期开发表明,不但不同区块开发效果差异明显,而且同一区块不同井单井产能差异也明显。在气藏地质特征研究的基础上,分析了影响单井产能的因素,概括起来可分为地质因素和工程因素两大类,其中气藏火成岩体规模、储集空间类型和岩相岩性是影响气井产能的主要因素。     

苏里格气田苏54区块气水分布主控因素分析

苏里格气田西区苏54区块为典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,完钻井出水较严重,气水分布关系复杂,主要控制因素不明朗,开发难度较大。通过对苏54区块构造、沉积相、砂体及渗砂体展布及储层特征研究,认为苏54区块气水分布的主要控制因素有气源、沉积相、构造、物性及裂缝等因素,明确了主力目的层段的气、水分布特征及含气相对富集区。区块中东部含气性较好,是近期开发的有利目标区带,可在保证合理井网的基础上优先布井。西部及南北部相对富水,部署井位时应尽量避开富水区域。     

苏里格气田苏77区块气藏评价技术及应用效果

鄂尔多斯盆地苏里格气田主力气层下二叠统山西组山2段、山1段以及下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏,具有“低孔、低渗、低丰度且非均质性强”等特点,气田规模开发存在较大难度。为此,在勘探程度较低的新区块规模开发前期,开展有针对性的评价工作,寻找含气相对富集区就显得尤为重要。苏77区块在开发前期针对区块面临的地震测网稀、井控程度低、区块内尚未提交任何级别储量、局部存在富水区、单井产能不落实、区块地质认识有待进一步深化等主要问题,开展了地震、评价井及开发试验等方面的开发评价工作。采用“地震-地质相结合”的技术思路,通过二维地震测线控制,结合评价井钻探及沉积相、成岩作用、储层综合评价研究成果,评价河道发育带,预测有效储层分布,进而筛选出含气富集区。2010-2011年在筛选的含气富集区内集中进行产能建设,完钻开发井Ⅰ+Ⅱ类井比例大幅度提高,开发效果良好。该区块开发实践表明所运用的开发前期评价技术行之有效,值得同类型气藏开发评价借鉴。     

强非均质致密砂岩气藏剩余气分布定量描述与挖潜对策——以苏里格气田苏11区块北部老区为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏11区块北部老区经过十余年的开发，低产低压气井逐年增多、储量动用不均衡、剩余气分布复杂等问题越来越突显。为了改善其开发效果，在调研同类型气藏开发经验的基础上，应用复杂河流相砂岩储层精细刻画技术和地质建模、数模一体化剩余气评价技术，准确描述井间、层间剩余气的分布，然后在明确侧钻水平井、侧钻井和调层井选井选层技术界限的基础上，制订出具体的挖潜对策，指导了该区块现场挖潜工作。研究结果表明：①复杂河流相砂岩储层精细刻画技术可以实现单砂体级别的精细刻画，对优势储层进行定量描述，为河流相储层地质研究提供了模式指导；②“动态分析法＋数值模拟法”天然气剩余储量评价技术精准描述了剩余气的平面和纵向分布特征，为下一步挖潜指明了方向；③苏11区块北部老区天然气剩余储量分布可划分为井网未控制型、层内非均质型及层间非均质型3种模式，针对井网未控制型优先考虑侧钻水平井挖潜，针对层内非均质型优先考虑侧钻井挖潜，针对层间非均质型则优先考虑部署调层井挖潜；④确定了侧钻水平井、侧钻井、调层井选区选井选层技术界限，在苏11区块北部老区已累计部署侧钻水平井5口、侧钻井8口、调层井79口；⑤截至目前，现场措施井有效率达100%，累计增产天然气1.01×108 m3。结论认为，基于该项研究成果所提出的致密砂岩气藏开发老区挖潜对策，取得了较好天然气增产效果，值得借鉴和推广。     

苏里格气田苏10区块优化布井技术

中国石油辽河石油勘探局承担苏里格气田苏10区块开发后，为实现经济有效低成本的开发战略，将如何提高Ⅰ＋Ⅱ类井布井比例作为工作的重点。根据苏10区块气层砂体规模小、厚度薄，埋藏深、物性差、非均质性强等特殊复杂的地质条件，确立了“甩开勘探、滚动开发、集中建产”的指导思想，提出了地质与地震相结合的优化布井技术思路，综合应用物探、测井、地质等各种资料，按照筛选有利区、部署有利井和跟踪评价调整三个相互关联的环节开展井位优化部署工作，形成了独特的技术系列。通过技术运用和钻井实践，在苏10区块完钻的118口井中Ⅰ＋Ⅱ类井比例达到94.1%，新发现４个含气富集区，苏10区块天然气产能建设目标也由最初的4×10⁸m³调整为10×10⁸m³，取得了较好的经济效益和社会效益，这为今后同类岩性气藏优化布井工作提供了借鉴。     

苏10区块低渗透气藏动态储量预测研究

气藏开发初期气藏工程的重要工作之一是确定气井的动态储量,特别是非均质性较强的低渗透气藏,单井动态储量预测更是一项复杂、困难的工作。根据苏10区块低渗透气藏生产动态及渗流特征,系统研究了压降法、产量递减法和流动物质平衡法3种动态储量计算方法,分析了3种方法的适用条件及应用效果。计算实例表明,3种方法的计算结果都比较接近,但是应用压降法计算气井动态储量需要地层压力测试资料或关井后井口压力恢复资料,要求测试时地层压力恢复程度较高,对于低渗透储层需要花费较长时间和较高费用;产量递减法更适用于持续递减期动态储量计算;流动物质平衡法较其他2种方法操作简单、资料录取容易,更具有适用性。     

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏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,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,进一步提高开发效益,转换开发方式,开展气藏水平井开发技术攻关,取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验,利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力,是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响,继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究,可以促进水平井整体开发技术的推广,更多地应用于类似气藏的开发。     

相控建模技术在河流相复杂断块的应用

港东油田二区一二断块为河流相复杂断块油田，为提高油气资源开发水平，挖掘剩余油潜力，通过构造、沉积微相、属性三步建模的方法，在二区一二断块建立了定量三雏可视化地质模型，并将其结果应用于数值模拟和地质综合研究。取得了明显的效果；为河流相复杂断块油藏相控地质建模提供了先例。     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

新疆三塘湖盆地低煤阶煤层气成因探讨

针对新疆三塘湖盆地煤层气生产试验井产量较低的问题,通过对煤层特征分析、含气量测试、甲烷同位素化验等实验数据进行分析,结合盆地煤及煤层气成因模板及数值模拟,根据煤层气地质理论、结合地质分析,对盆地汉水泉、条湖、淖毛湖三大凹陷煤层气成因类型进行了判别分析。结果表明：汉水泉、条湖凹陷深部煤R_o为0.80%,其中,1000m以浅9号煤层生烃强度为18.6m³/t,26～35号煤层R_o平均为0.52%,生烃强度平均为39.2m³/t,主要为热成因气;淖毛湖区块R_o为0.26%～0.50%,平均为0.34%,含气量为4～10m³/t,以生物成因气为主,背斜轴部附近为高含气区。该研究可为该区块进一步科学高效开发提供参考。     

构造应力场与油气运聚规律探讨——以鄂尔多斯盆地苏10区块为例

地应力是影响储层流体压力和驱动油气运移的主要动力之一。首先根据鄂尔多斯盆地苏10区块地质及区域构造应力场的特征,建立了该区块三维有限元模型。通过数值模拟分析,得到了目的层的平均应力、最大水平主应力等地应力等值线分布图,在此基础上进一步计算了油气运移势场。其次,综合分析了构造应力场与流体势场数值模拟结果和气井的生产情况,发现气井的高产井区为地应力场和流体势场的低值区。由此分析认为:在构造应力场作用下,油气易于从地应力场的高值区向低值区运移与富集,从流体势场的高势区向低势区运移与富集。     

缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测方法及应用

针对缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测难度大的问题,运用物质平衡理论、井控动态储量评价及已投产储集体动态、静态参数回归分析等方法,建立了由孤立缝洞型油气藏到区块整体的关键开发指标预测方法,可相对准确地预测单井及区块的可动用储量、可采储量、采收率及气举措施增产油气量等关键开发指标。研究方法应用于中古I区块,结果表明:该区块天然能量情况下油、气可采储量分别为85.8×10⁴、26.6×10⁸m³,油、气采收率分别为27.8%、59.2%,区块内未投产储集体可动用储量规模为36.4×10⁸m³,气举措施后油、气采收率分别为32.6%、68.4%,气平均举措施油、气采收率增幅分别为4.8、9.2个百分点。该方法可以有效预测此类油气藏单井储集体及区块的关键开发指标,为开发方案编制及技术政策制订提供依据。     

地震技术在苏5、桃7区块中的应用

苏里格气田苏5、桃7区块储层具有非均质性强、砂体纵横向变化快、有效厚度薄的特点。原开发评价中Ⅰ＋Ⅱ类井仅占62％，成效很低。为实现经济、高效的开发目标，对从采集到处理和解释的全过程技术都进行了认真细致的研究，以提高地震预测的分辨率和成果的可靠性。在储层预测中，紧密跟踪钻井动态，滚动研究，反复认识，通过对不同类型储层、不同含气性储层的地震反射特征进行深入研究，建立储层（尤其是含气砂岩）的地震响应模式。运用三维地震属性分析、多井约束叠后地震反演等多种手段研究储层段砂体的纵横向分布规律。在此基础上，通过多子波分解及重构技术进一步研究储层的含气性特征，预测有效储层的分布和油气富集区。特别运用三维地震资料，在苏5区块寻找到了3个油气富集区带。利用上述地震预测技术，目前苏5、桃7区块的钻探成功率大大提高，Ⅰ+Ⅱ类井达到91%。