苏里格气田西部盒8段储层成岩作用及其演化

为揭示苏里格气田西部下二叠统石盒子组第8段（简称盒8段）相对优质储层的时空展布规律并给储层预测提供依据,基于铸体薄片、扫描电镜、X光衍射和电子探针等分析化验资料,对盒8段储层的成岩作用及其演化进行了研究。结果认为：①盒8段储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩,其次为石英砂岩,碎屑颗粒组合具有高石英、高岩屑、低长石的特点,填隙物以杂基和硅质为主;②该储层经历的成岩作用中,压实作用、胶结作用和交代蚀变作用对孔隙发育主要起到破坏性影响;溶蚀作用和破裂作用主要对孔隙发育起建设性作用,特别是溶蚀作用形成的大量次生孔,成为主要储集空间;③胶结压实相与强溶蚀相组合为最有利的储层发育区,胶结压实相与中等溶蚀相组合属于较有利储集层发育区,相对优质储层主要发育于冲积平原的主河道和三角洲平原的分流河道上且与溶蚀作用所形成的次生孔的分布及胶结物的类型、含量有着紧密的关系。     

苏里格气田东区致密砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有低孔低渗透特征,发育最为典型的致密砂岩储层。基于苏里格气田东区二叠系下石盒子组、山西组及太原组取心资料,结合电镜扫描、铸体薄片等技术手段对致密砂岩储层地质成因、岩石学特征、储集空间类型及储层物性特征进行实验和统计分析。研究结果表明:苏里格气田东区致密砂岩储层主要地质成因为埋深大导致强压实作用所致;孔隙演化过程主要受压实作用和矿物胶结作用影响;储层粘土矿物中高岭石含量较高,且易脱落并堵塞孔喉,片状伊利石和绿泥石充填孔隙形成分割喉道,其他矿物镶嵌胶结及蒙脱石强水敏性等因素使储层渗透性降低;另外,由于原生孔隙不发育,岩石颗粒分选差,粘土矿物充填粒间孔隙,也降低其渗透性;致密砂岩储层储集空间类型主要为岩屑溶孔、晶间孔及长石溶孔。     

苏里格气田下古生界储层特征及主控因素

苏里格气田下古生界马家沟组储层目前已成为该气田稳产的有力支撑,分析其储层特征及控制因素对维持气田稳产具有重大意义。利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光等资料,系统分析了马家沟组主力储层特征。研究表明：马家沟组储层以颗粒白云岩、晶粒白云岩和微生物岩为主,储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔、膏模孔、小型溶蚀孔洞及粒间孔等;储层展布主要受控于岩溶作用及古地貌分布,加里东期表生岩溶作用对储层改善贡献不大,甚至是一种破坏作用;岩溶古地貌高部位主要受表生岩溶作用的影响,对储层的储集空间和连通性有一定的改造作用,使储层物性较好,单井产气量高,而岩溶古地貌低部位主要受准同生期岩溶作用的影响,物性相对较差,单井产气量低。该研究成果可为苏里格气田下古生界气藏的有利区预测提供地质依据。     

苏里格召30井区盒8段储层特征及影响因素

召30井区位于苏里格气田东部地区,以岩心观察资料、铸体薄片鉴定、阴极发光观察、物性资料分析等为研究手段,对该地区盒8段储层砂岩的岩石学特征、孔隙类型、孔渗关系等进行研究,进而探讨其储层特征及影响因素。研究结果表明:鄂尔多斯盆地苏里格东部召30井区主要以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,石英砂岩较少,成分成熟度很高;孔隙类型以次生孔隙为主,原生孔隙含量很少,且孔隙面孔率含量很低;该地区发育辫状河-三角洲平原砂体,分流河道亚相居多,且主要经历了压实作用,胶结作用和溶蚀作用的改造。     

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T₂核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明：研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10^-3μm²,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。     

苏里格气田盒_8段气藏储层特征及气井分类评价

苏里格气田是鄂尔多斯盆地上的重要气田,尤其是盒_8段为其主要的产气层段。根据分析,盒_8储层以中粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩三种岩石类型为主,通过岩心分析得到储层孔隙度范围为3.05%～21.84%,渗透率一般在0.02～12.87 mD之间,含气饱和度平均值为60.8%。根据储层特征及参数分析,为了更好的对气井产能进行评价,将气井根据储层特征参数结合储层静态物性分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,便于气井稳产、配产的研究。     

苏里格气田桃7区块盒8段、山1段储层特征

桃7区块是四川石油管理局与长庆油田公司在苏里格气田进行油气合作勘探开发的重点区块之一，油气勘探开发成效显著。为此，对该区块主要产层上古生界二叠系盒8段、山1段的储集岩发育的沉积相、储层岩性及物性、储层分布特征进行了研究。结果认为：桃7区块盒8段、山1段储集砂岩为粒度粗、质较纯的（含砾）粗粒-中粒岩屑砂岩；储集空间以次生的粒间、粒内溶孔及残余粒间孔为主，裂缝不发育，储集类型为孔隙型；储层孔隙结构具有中-小孔喉、分选中等、排驱压力高和主贡献喉道小的特点；储层具低孔隙度、低渗透率特征，非均质性强；横向上连续性较差，纵向上多套储层交错叠置，投影在平面上形成了南北向宽条带状或大面积连片分布的复合储集体，为天然气相对富集区，是有利的勘探部位。     

苏里格气田召51地区山西段储层控制因素

山西组是苏里格气田上古生界气藏的主力产区。依据对召51地区山西组岩石的显微薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的具体分析,得出山西组的岩石类型主要为岩屑石英砂岩,储集岩的特点为中-小孔喉发育,排驱压力较大、中值半径小和中值压力低,孔隙类型主要为溶蚀孔隙和晶间孔。研究区的储层平面上受沉积环境和填隙物的影响,垂向上受压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响。其中山2较山1对孔隙的保存更加有利。     

苏里格气田东区盒_8-山_1段储层岩石学特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区储层岩性致密,开展储层岩石学特征研究对于该区储层物性影响因素具有重要意义。本文通过岩心观察、岩心物性实验、薄片鉴定和X衍射分析等测试手段,对研究区盒8-山1段储层的岩石学特征进行研究,并分析其对储层物性的影响。分析认为碎屑颗粒的中值半径、碎屑组分中的石英含量和填隙物中粘土矿物的含量,尤其是伊利石与高岭石的含量,对储层物性影响较大。     

苏里格气田南部地区盒8段气藏储层特征及主控因素研究

通过大量岩石薄片、铸体薄片及其它常规分析,对苏里格南部地区盒8段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明,储集层的岩石学特征为:成分成熟度高、填隙物含量高、填隙物结构以胶结物-杂基混合填隙为主、富含塑性易变形岩屑、分选中-好、磨圆中—好、结构成熟度中等。孔隙类型以次生溶孔最为发育,微孔-中孔是主要油气储集空间。成岩作用对储层的影响有利有弊,压实与胶结作用使原生孔隙几乎丧失殆尽,溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性。     

苏西W区块盒_8、山_1、山_2段储层综合评价

苏西W区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部。通过对该区盒8、山1、山2段钻井、录井、测井和试气等资料的研究,利用岩心观察、铸体薄片、孔隙图像及扫描电镜等分析测试手段,从储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、储集空间类型、孔隙结构和储层分类评价等方面综合评价该区盒8、山1、山2段储层。最终将区内储层划分为:Ⅰ类(好储层)、Ⅱ类(较好储层)、Ⅲa类(中等储层)、Ⅲb类(一般储层)、Ⅳ类(差或非储层)。Ⅰ类~Ⅲb类储层中,Ⅲb类储层在平面分布最广,其次是Ⅱ类储层。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田山1段储层与沉积微相的关系

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山1段主要发育河床滞留、分流河道、河道砂坝、心滩、天然堤、决口扇、河间洼地和河漫沼泽8种沉积微相,储层主要发育在分流河道和心滩沉积微相。储层综合特征和沉积微相研究表明,影响气层产能的最敏感的参数是储层中值半径。储层喉道中值半径的大小、分布和连通性以及碎屑颗粒粒度和石英含量等地质特征决定于沉积微相展布特征。通过对区内山1段储层沉积微相和中值半径等参数的对比分析发现,天然气主要赋存于分流河道沉积微相,平面上分流河道沉积微相分布在研究区西南部河流交汇处。     

苏里格气田上古生界主要含气层系粘土矿物分布及其主控因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界主要含气层下石盒子组盒8段及山西组山1段储层中广泛分布粘土矿物,研究不同类型粘土矿物的含量变化及其主控因素对于低渗透储层的改造与保护具有重要作用。利用粘土矿物X-射线衍射、砂岩薄片、铸体薄片等资料综合研究,认为山1段、盒8^下亚段、盒8^上亚段的粘土矿物类型主要有绿泥石、伊利石、高岭石及伊蒙混层,并利用单因素分析法研究了主要粘土矿物的纵向及平面分布特征,同时对粘土矿物分布差异的主控因素进行了综合分析。研究表明,3个不同物源区的母岩类型决定了粘土矿物的原始成分,温暖潮湿到干旱气候条件的转化影响粘土矿物的风化或蚀变程度,河流沉积环境的强水动力条件、pH值及弱还原环境等为粘土矿物的沉积、转换及保存提供了条件;经历晚成岩阶段B期后长石蚀变导致伊利石增加,储层物性变得更差。     

徐深气田火山岩气藏气井产能的影响因素

松辽盆地徐深气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索,已经试采的井表明火山岩气藏的气井产能特征复杂,搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试采、试井及室内岩心实验等资料,从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论：宏观上,火山机构的分布范围、构造位置及储层类型对气井的产能有控制作用,火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差;微观上,受到井控可流动区域形态、规模、物性的影响,较窄的流动区域加上较低的地层系数,使得许多井采气指数下降较快,而气井的表皮系数、特殊的渗流特性（启动压力梯度和压力敏感性）、出地层水等都不同程度地影响了气井的产能。此外生产测试中存在的各种情况（如压裂液返排、气井清井期、测试时间等）也可导致对产能认识的偏差。     

苏里格庙气田西区盒8段储层流体特征及意义

苏里格庙气田西区盒8段储层天然气甲烷化系数和密度差异较大,两者在平面上分布散乱,没有一定的方向性,证明研究区砂体在横向上连通性较差。研究区北部全烃曲线饱满系数差异较大,且普遍较低,而南部的饱满系数普遍较高,且研究区北部烃源岩生烃强度明显弱于苏西南,说明天然气以垂向近源运移为主。地层水以CaCl_2水型、Cl~-水组为主,反映出地层封闭性较好,研究区南部南封闭性更好于北部。矿化度高低与产水的可能性有一定的相关性,矿化度越高地层产水的可能性越大而以上差别主要受沉积微相控制。     

苏里格低渗致密气藏阈压效应

低渗致密气藏孔吼细小,束缚水饱和度普遍较高,气-水关系复杂,存在阈压效应。采用苏里格低渗致密储层的岩样,开展了低渗致密气藏阈压效应的研究。实验采用气泡法与压差流量法相结合测试并研究了阈压梯度及其引起的气体非线性渗流特征。通过核磁共振和恒速压汞实验测试了赋存水的分布规律和岩样孔喉结 构,分析了阈压效应产生的机理及其影响因素。实验结果表明可动水和孔喉特征是影响阈压效应的主要因素,可动水比例越高、孔喉越致密,阈压梯度越大,阈压效应越强。并得出了通过气藏的绝对渗透率和含水饱和度定量表征苏里格低渗致密气藏阈压梯度的公式,进一步建立了通过渗透率和含水饱和度预测存在阈压效应的气井产能数学模型。IPR曲线表明,阈压效应会降低气藏的储量动用程度,导致一定的产能损失,因此减少气藏含水饱和度是提高开发效果的有效途径。     

页岩储层含气性评价及影响因素分析——以涪陵页岩气田为例

页岩气赋存形式多样,主要以游离态、吸附态为主,且不同赋存状态的页岩气主控因素差别较大,页岩含气性综合评价体系尚未形成。为此,依据四川盆地东部涪陵国家级页岩气示范区生产特征实际资料,以五峰-龙马溪组页岩为研究对象,主要通过地球化学分析测试、岩石物性测试、等温吸附实验和岩心现场解吸等手段,研究影响不同赋存状态的页岩含气性的主控因素,提出页岩含气性评价主要包括2大类6项参数的评价指标：直接指标（实测含气量、气测显示值和含气饱和度）和间接指标（孔隙度、电阻率和地层压力）的含气性定性-半定量评价体系。     

苏里格气田下二叠统储层改造难点及对策

苏里格气田储层具有“低孔、低渗、低压”的特点,水力压裂改造成为开发该气田的主要手段。由于储层物性变化大、多薄层等原因,单井压裂改造裂缝参数在井网中效应的优化难度很大,施工参数很难考虑地应力剖面的纵向控制效果。因此,针对压裂改造中的突出难点,提出了相应的解决对策：建立单井与井网匹配优化模型,充分利用数值模拟、裂缝参数优化、应力剖面分析技术和裂缝闭合优化等技术。应用上述配套技术,使得压裂改造的裂缝参数与储层的匹配更加紧密;根据应力特征优化的参数更有针对性,有利于获得合理裂缝剖面;利用所提出的小型压裂技术进一步增强了对储层的认识和对压裂工艺的提升。为苏里格气田的储层改造和压裂效果的评估提供了技术支持。