苏里格气田苏6 区块盒8 段古河道砂体演化规律

苏6区块盒8段是鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层,但其沉积特征和砂体演化规律有待明确。分析岩性、沉积构造和旋回特征等沉积相标志,认为研究区目的层为河流相沉积,盒8下亚段为辫状河沉积,发育心滩、辫状河道、河漫滩和溢岸微相;盒8上亚段为曲流河沉积,发育边滩、废弃河道、河漫滩和溢岸微相。根据自然伽马测井曲线的多期正旋回特征和切割程度差异,将研究区目的层的正旋回叠置类型细分为加积叠加-强切割式、加积叠加-中切割式、退积叠加-中切割式和退积叠加-弱切割式4类,据此正旋回特征的差异,利用旋回和分级控制的对比方法,自下而上将盒8下亚段细分为2套小层6个单层,将盒8上亚段细分为2套小层4个单层。在此基础上,通过对单期河道的识别和河道构型要素的提取,将研究区河道砂体演化过程分为10期4个阶段,其中1—3期为砾石质辫状河演化阶段,4—6期为砂质辫状河演化阶段,7—8期为砾石质曲流河演化阶段,9—10期为砂质曲流河演化阶段。     

苏里格气田苏48区块主力层储集性能研究及评价

为了提高苏里格气田苏48区块主力层的天然气开发利用效果,综合薄片鉴定、压汞、扫描电镜、图像粒度分析等方法,对该区主力层盒8上、盒8下、山1段的砂体储集性能进行研究及分类评价。研究认为:主力层段砂岩的储集空间以溶蚀孔隙为主,残余粒间孔隙次之;物性较差、孔喉小、分选不好,总体上属于低孔低渗的石英砂岩储集层,并以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主。储集性能的好坏在很大程度上受沉积微相的制约,其中盒8下段的心滩储集性能最好,是今后最有利的开发层段,山1段次之,盒8上段最差。     

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。     

苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例

苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计。同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°;另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60%左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100%。     

苏里格气田相控建模及有利储层预测

苏里格气田含气面积几千平方千米,储层性质变化大,生产动态反映沉积微相明显控制有利储层的分布。通过研究该区古河流的几何形态参数,采用相控建模技术对苏里格地区储层进行预测。建模过程中优选砂体宽厚比参数在45-80范围内变化,河道的主方向在-10°-20°范围内变化,其中盒8下亚段的底部河道的弯曲度小,盒8下亚段的顶部河道的弯曲度较大,砂体的剖面几何形态为半圆柱体。在随机建模过程中考虑砂岩密度、各种厚度砂体比例、旋回性、砂体宽厚比、高效储层空间位置等地质参数为随机地质模型的约束控制条件。相控建模的结果反映出有利储层的分布,并与生产动态相吻合。     

应用随机模拟方法预测苏里格6井区有效砂体分布

开发苏里格气田的一个关键地质问题就是准确预测有效砂体的分布。以苏里格气田Su6井区为例,综合测井、露头和测试等信息,采用示性点过程随机模拟方法,分别建立了Su6井区含气目的层段的辫状河道体系三维模型和有效砂体分布三维模型,揭露了辫状河道和有效砂体分布规律。预测结果能较好地反映Su6井区有效砂体分布的复杂性,具有一定的可信性和预测性,这为开发井部署及数值模拟奠定了坚实的基础。     

苏里格气田二叠系砂体储集性能及其控制因素

为了揭示鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系砂体的储集性能及储层发育的控制因素,综合薄片鉴定、铸体、压汞、扫描电镜分析等多种方法,对该区上古生界石盒子组盒8段和山西组山1段砂体储层特征进行研究.研究认为:苏里格气田盒8段和山1段砂岩储层储集空间以次生孔隙为主,原生孔隙次之;沉积期火山作用形成的火山碎屑物质掺杂在河流砂质沉积物中,为后期溶蚀作用提供了物质基础;沉积环境控制了砂岩的物质组分和结构特征.综合分析认为,压实作用是砂岩孔隙度降低的主要原因;胶结作用对储层改造具有双重作用;溶蚀作用大幅度提高了砂岩孔隙度,是高孔、高渗储层形成的关键.     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏20区块气层分布特征及分类评价

通过精细对比和解剖苏里格气田苏20区块气层分布,总结苏20区块气层研究区的分布特征,发现苏20区块横向上气层分布具有多层叠置的特点,石盒子组及山西组各个层段均解释有气层或含气层,气层纵向上主要集中分布在盒8段和山1段。综合沉积相、砂体展布及储层发育特征,认为该区以盒8下亚段为主要储集层位,其他层位作为补充,具有一定的开发潜力。同时对气井依据储能系数,将气层划分为3类,储能系数大于0．5为Ⅰ类气层,储能系数0．3～O．5为Ⅱ类气层,储能系数0．1～0．3为Ⅲ类气层。     

苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本,是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上,在进行充分的先导试验之后,优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践:1 200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井,包括10口水平井、2口定向井和1口直井;2 1部ZJ30车载钻机批量打表层,2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段;3采用"1+2+2"钻头模板和钻机平移技术,大大缩短了钻井周期;4分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造,连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h,比2012年提升了4.99 m/h,节约了大量接甩钻具和固井候凝时间,重复利用钻井液2 100 m3;对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d,比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日,平台平均日产97.231×104 m3,累产10 500.17×104 m3,其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104 m3,效果显著。     

苏里格致密砂岩气田水平井差异化部署新方法

苏里格气田是国内致密砂岩气田的典型代表,由于储层物性差,有效砂体规模小、非均质性强,现有的水平井布井方法难以在时间、空间维度上统一多学科多尺度数据,导致设计方案与实际情况差异较大,影响了水平井的开发效果。为此,以气田二叠系下石盒子组8段、山西组1段储层为研究对象,定量分析了辫状河体系带对沉积微相展布和有效砂体分布的控制作用,分辫状河体系叠置带、过渡带形成了水平井地质目标的优选标准,进而提出了以地质模型为基础的差异化部署水平井对策。研究结果表明：(1)该区有效砂体厚度薄、规模小,在空间高度分散,预测难度大;(2)叠置带储层规模大,稳定性和连续性强,应侧重于储层厚度、储量集中程度等整体性评价,整体式部署水平井;(3)过渡带沉积水动力弱,储层连续性相对局限,应在优选富集区的基础上,侧重于隔夹层描述、相邻直井生产动态分析等局部“甜点”评价后再部署水平井;(4)可将该区水平井分为4种类型,其中Ⅰ、Ⅱ类井主要位于叠置带,Ⅲ、Ⅳ类主要位于过渡带,4类井的合理配产分别为大于5×10~4m~3/d、(4～5)×10~4m~3/d、(3～4)×10~4m~3/d、小于3×10~4m~3/d。结论认为：(1...     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

苏里格气田储集层成岩作用及有效储集层成因

苏里格气田盒8段、山1段为河流相低渗透储集层，具有典型煤系地层成岩作用特征，强烈的压实作用是导致低渗的主要原因，有效储集层为低渗砂岩背景上的相对高渗单元。苏里格气田相对高渗储集层单元与砂岩岩石组构和成岩作用密切相关，沉积水动力条件控制砂岩结构和成分的分异，进而控制成岩作用和孔隙发育特征。粗砂岩石英颗粒和石英岩屑含量高，抗压实能力强，有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成，从而成为优质储集层；中细砂岩塑性岩屑含量较高，呈致密压实相，不利于原生孔隙保存和次生孔隙形成，为差储集层或非储集层。将苏里格气田储集层划分为6种成岩相类型，建立了成岩相与沉积微相、沉积序列特征的关系，可预测有效储集层的空间分布规律。图4表1参7     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层分布模式

苏里格气田是我国典型的致密气储层发育区,对其储层沉积类型和成岩作用过程历来多有研究且存在争议。 利用岩心实验及分析资料,研究了苏里格气田东区致密储层地质特征,从沉积和成岩 2 个方面阐述了储层物性差异,并指出强压实、铁方解石交代和硅质胶结等作用是导致该区储层致密化的主要因素。 在分析沉积微相的基础上,明确了分流河道砂体是苏里格气田东区主要的优质储层,并建立了三角洲平原分流河道单砂体的 4 种垂向组合模式和 3 种侧向接触模式。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理

鄂尔多斯盆地苏里格气田是一个地质储量为5336.52×10⁸m³、含气面积为4054.6km²的大气田,同时也是一个低丰度储量、开发难度大的气田。对该气田低效形成机理的研究结果表明,储集体内部非均质性强,平缓构造背景导致气柱高度小,因而气层连通性变差,异常低压使天然气穿透流动能量不足,这些是导致气藏低效的主要因素。     

苏里格气田地震预测技术效果分析及对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田的气藏属于大面积分布的低压、低含气饱和度气藏，主要储集层为上古生界河流相叠合砂体，以高分辨率二维地震为基础的储集层预测在该气田的发现中发挥了关键作用。在分析近年地震预测效果的基础上，从野外采集、原始资料品质、处理及解释等方面分析影响预测精度的主要因素，根据寻找富集高产区的开发生产需求，建议加强基于全三维数据体的叠前多属性分析、以测井资料和地层等时格架约束储集层反演、开展弹性波反演技术研究，并建议在积极开展地震资料品质攻关的基础上，进行适量的三维VSP及多波地震的试验攻关。图6表2参12     

流体封存箱与天然气成藏——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

引入流体封存箱理论,探讨了异常压力与流体封存箱形成的关系,并建立了流体封存箱模型。通过气源岩埋藏史、构造热演化史、次生孔隙发育史、成岩圈闭孕育史及天然气运聚史等五史分析研究,并结合气液包裹体均一温度及自生伊利石K—Ar同位素测年资料,将鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8、山1气藏的形成时间确定为晚侏罗世—早白垩世。并在此基础上,总结了研究区天然气成藏演化模式。通过对研究区生、储、盖、圈、运、保等天然气成藏要素的综合研究,总结了天然气富集规律:生烃强度控制了天然气的富集程度;优势运移通道是天然气运聚的基本途径;储层物性优劣是影响天然气富集的关键因素。     

苏里格气田储层的新型辫状河沉积模式

鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠纪下石盒子组盒8段和山西组山1段表现出明显的岩石学、沉积学和古气候特征:①碎屑颗粒粒度粗,成分成熟度和结构成熟度低;②反映强水动力条件的交错层理和块状构造发育,垂向粒序变化大;③砂体侧向叠置普遍;④存在暴露标志;⑤在沉积期,古气候为季节性干旱气候。这些特征表明苏里格气田储层属辫状河沉积。根据这些特征以及目的层与其他相似的古代和现代沉积的沉积学类比结果,建立了新的苏里格气田储层的沉积模式。与传统的辫状河沉积模式相比,新建立的沉积模式强调:气田盒8、山1沉积时期发育了废弃河道、决口扇以及泛滥平原沉积,使得储层砂体的隔层、夹层发育。不稳定试井数据揭示的有效砂体规模以及有效砂体的岩石相构成研究表明,苏里格气田储层骨架砂体连片性好,但有效砂体仅呈透镜状分布在骨架砂体中。     

苏里格气田水平井高效建产技术

实践证明,苏里格气田采用常规开发技术难以实现高效开发。面对这一开发难题,近年来以开发试验区为载体进行了针对低渗透气田的水平井高效开发技术攻关,在气藏精细描述、钻井、储层改造等关键技术上均取得了新的突破,形成了以水平井井位优选及部署、地质导向、快速钻井、储层保护及改造等为主体的建产配套技术,即：①逐步形成了水平井选井及部署的５种有利砂体模式、４项部署原则、３种部署方式等３项成熟技术;②水平井入靶及地质导向形成了９项关键技术;③快速钻井形成了靶前距、井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井参数等优化技术;④钻井和试气过程中形成了储层保护技术;⑤储层改造形成了工艺优选及其相关工艺措施系列。现场应用结果表明：所实施水平井全部获得成功,平均钻井周期为57.8 d,平均砂层钻遇率达80.4% ,平均无阻流量为55.6×104 m3/d,开发效果良好。水平井高效开发技术的日益成熟对同类型气田的开发具有指导意义。