鄂尔多斯盆地靖边气田陕155井区下奥陶统马家沟组马五储层水体分布规律研究

通过对新老资料的消化吸收并结合地质、测井、测试及开发动态情况,着重分析了控制地层水聚集的地质因素和地层水的聚集规律,划定出了水体分布范围,并把水体分布分为3种类型,即相对富水区、潜在含水区和无水区,进而指出区域构造特征、现今埋藏条件下的小幅度构造、储层的非均质性和构造反转前后的气排水形式等是影响气水分布的主要因素。     

苏里格气田召51井—统41井区储层成岩作用及致密性成因分析

苏里格气田召51井—统41井区储层属于典型的致密储层.因此,搞清楚致密储层的成因、寻找有利储层是该区施行天然气有效勘探与开发亟待解决的主要问题之一.通过物源分析与岩心观察,并结合岩石薄片、阴极发光及扫描电镜等实验分析,认为研究区砂岩以低成熟度的岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主.对储层孔隙结构进行分析,结果显示储层孔隙类型主要以晶间孔和粒内溶孔为主.研究区砂岩成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中压实作用和胶结作用是形成致密性储层的主控因素.通过对研究区砂岩成岩相的分析,认为中等压实、高岭石充填、溶蚀相与中等压实、高岭石充填、方解石充填、溶蚀相是储层的主要成岩相.研究认为研究区储层致密的根本原因是其孔隙空间细小、连通性较差所致.     

苏里格气田苏14井区盒8段储层成岩作用与孔隙演化

为揭示不同成岩作用与孔隙演化之间的变化关系,以物性、铸体薄片、电镜扫描、X衍射、包裹体等实验结果为基础,对苏14井区盒8段储层的成岩作用与孔隙演化特征进行了研究.结果表明,该区盒8段储层岩性以粗砂岩和中一粗粒石英砂岩和岩屑砂岩为主,磨圆度为次棱角状,分选中等,成分成熟度高,结构成熟度较低.主要经历的成岩作用有压实压溶作...     

昆北油田切12井区E_3~1砂岩储层成岩作用研究

通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射等分析,认为昆北油田切12井区E31砂岩储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、破裂作用。结合切12井区储层埋深、古地温以及黏土矿物混层比变化特征等资料,确定E31储层的成岩阶段处于早成岩B亚期,并总结出本区成岩演化序列的特点。中等压实作用、较强的石英次生加大、碳酸盐胶结作用是储层物性变差的重要因素;长石颗粒、变质岩岩屑颗粒、方解石胶结物等溶蚀作用和强烈的破裂作用使砂岩储渗性能得到改善。     

靖边气田下古储层岩溶作用差异性分析

储层发育受沉积、成岩、构造运动等诸多因素影响。靖边气田下古气藏属古风化壳气藏,储集层主要受控于古岩溶作用。靖边气田主力气层马五段主要经历了早表生期、裸露风化期、半裸露浅埋藏期,中深埋藏器、深埋藏器五期岩溶作用,这些作用互相叠加,形成了古风化壳岩溶孔洞储集体。在这五期岩溶过程中,裸露风化期属全开放的环境,马五段地层与生物圈、大气圈二氧化碳环境直接联系,作用最为强烈,影响作用也最大。本文重点针对裸露风化期的岩溶作用特点及岩溶差异性对储层发育的影响做以阐述,旨在寻找不同小层可能的储层发育有利区。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田北部苏75区块盒8段成岩作用及其对储层的影响

二叠系石盒子组8段是鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探的重要目标层之一,目前对影响储层储集性能的成岩作用研究较薄弱。基于苏里格气田北部苏75区块盒8段的岩心、薄片、扫描电镜、岩屑录井及物性测试等资料,对盒8段致密砂岩的成岩作用及其对储层的影响进行了综合分析。结果表明：盒8段储层岩性以长石石英砂岩为主,总体为低孔低渗的孔隙型储层。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主,其占比超过了90%,原生孔隙孔、晶间孔和裂缝的占比较少。盒8段处于中成岩A期—中成岩B期,其成岩演化序列为早期机械压实—石英Ⅰ期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀Ⅰ—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英Ⅱ期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英Ⅲ期加大。储层发育主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用使储层孔隙平均减小了22.36%,降至0%～28.6%,平均为12.65%。胶结作用使得孔隙度减少了9.12%,降至0%～9.45%,平均为2.22%。溶蚀作用使储层的孔隙度增加0%～22.4%,平均增加15.8%。其中岩屑、杂基、方解石和长石的溶蚀增加缝孔隙度分别为18.65%、12.3%、17.5%和14.3%。     

川东北普光气田下三叠统飞仙关组储层成岩作用研究

川东北普光气田下三叠统飞仙关组储层主要为台地边缘鲕滩沉积,岩性以白云岩为主,主要成岩作用有:泥晶化、压实压溶、胶结充填、白云化、新生变形和重结晶、溶蚀、构造破裂。对储层形成有重要贡献的成岩作用有:白云化、溶蚀作用和构造挤压。根据白云石标型特征、有序度及碳氧同位素分析,储层白云岩形成于高盐度流体、快速结晶环境,是准同生期渗透回流白云化的产物。储层发育3期溶蚀作用,其中早期大气淡水溶蚀形成的孔隙与原生粒间孔一起在早成岩期—中成岩早期多为胶结物填塞,现今有效孔隙为埋藏溶孔。埋藏溶蚀有2期,Ⅰ期发生在构造挤压作用之后、大量石油充注之前;Ⅱ期发生在充注石油热演化为沥青之后。构造挤压作用是飞仙关组储层形成的另一重要控制因素,一方面构造挤压作用有利于重结晶;另一方面构造挤压产生裂缝,使晶体破碎,为埋藏溶蚀酸性流体提供通道,并极大地增加了水—岩反应的接触面积,促使埋藏溶蚀广泛发育。     

崖13—1气田陵三段储层特征与成岩作用研究

崖13－1气田砂具高孔渗性的储集特征，主要原因是：具三角洲相及滨海相的沉积环境；砂岩粒度粗、长石多、杂基少；长石淋滤溶蚀作用强烈，次生溶孔发育等。长石、石英的次生加大作用普遍。石英第二期次生加大作用成岩温度最高达182℃，这是气田气态烃形成的主要时期。压实作用是损失原始孔隙最多的成岩因素；长石颗粒溶解则又使砂岩孔隙度得到明显回升。砂岩的储集性与其粒度大小、长石含量多少有明显的相关性。砂岩粒度粗，长石含量多，则孔、渗条件好。据此规律，对琼东南盆地崖南凹陷的崖21－1构造陵三段砂岩的储集性进行了预测，获得较好的预期效果。     

靖边气田马五41储层成岩作用及孔隙演化

鄂尔多斯盆地北部靖边气田奥陶系马家沟组马五41气藏储集岩为颗粒白云岩、粗粉晶白云岩和细粉晶白云岩;储集空间以溶蚀孔洞为主,裂缝是提高储层渗流能力的有利通道;溶孔-裂缝型、晶间孔-裂缝型储层是研究区最主要的储层。压实与压溶作用使原生孔隙几乎丧失贻尽,表生期的溶蚀作用对马五41储层的最终形成起到至关重要的作用。加里东末期的岩溶作用形成最大的次生孔隙,其对于储集空间的贡献优于原生孔隙。以上因素相互匹配形成了研究区良好的天然气储层。     

苏里格气田S6井区山1段储层特征及影响因素

下二叠统山西组1段（简称山1段）是苏里格气田S6井区的主力产气层之一，由于该储层经历了长期的压实、胶结等致密化成岩作用改造，原生孔隙几乎消失，储集物性较差，属低孔特低渗型储层。利用岩心、岩石薄片及其它常规化验资料，对山1段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入研究，并分析了影响储层性能的主控因素。结果发现，影响山1段储层物性的主要因素为沉积环境、碎屑以及成岩作用的改造，这些因素共同改善或破坏了山1段储层的物性。     

苏里格气田苏49区块盒8下亚段致密储层非均质性特征

苏里格气田苏49区块盒8下亚段发育典型致密砂岩气藏,气水分布规律复杂且单井产气量差异大,为了明确储层非均质性对气藏分布和气井产能的影响,实现气田高效开发,在精细地层划分对比的基础上,充分利用钻测井、测试分析和气井生产资料,对储层层内、层间和平面非均质性进行系统研究.结果显示:①研究区盒8下亚段层内和层间非均质性均较强,...     

准噶尔盆地滴西12井区呼图壁河组储层研究

利用岩心常规分析资料研究准噶尔盆地滴西12井区呼图壁河组储层特征,分析油气开发过程中油气储层敏感性因素。滴西12井区呼图壁河组砂岩储层主要岩性为细砂岩和粉砂岩,储层中具膨胀性能的蒙伊混层矿物质量分数高。储集空间主要为原生粒间孔,其次是剩余粒间孔。储层孔渗性分别以中孔高渗-粗喉和中孔低渗-中喉为主。呼图壁河组储集层具有强盐敏、中等水敏和体敏、弱速敏的特征。油田开发措施：提高注入水速度;由于油层水敏为中等,注水前注入稳定剂;注意水的矿化度,防止由于盐敏造成储层的破坏。     

鄂尔多斯盆地姬塬-堡子湾地区长4+5油层成岩作用与储层评价

利用岩石铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜分析等测试手段，对鄂尔多斯盆地姬塬一堡子湾地区延长组长4＋5油层储集岩的岩石学特征、成岩作用和物性特征进行了分析。结果表明，该储集岩为细粒的长石砂岩和岩屑长石砂岩，颗粒呈次棱角状，成分成熟度普遍较低，结构成熟度中等一较好；经历了压实、胶结、压溶和溶解等一系列成岩作用；储集岩具有低孔、低渗的特点。在以上研究基础上，结合压汞分析、孔隙组合分析，对储层进行综合评价认为，长4＋5储层可分为4类，研究区以Ⅱ、Ⅲ类（中等一差）储层为主。     

苏里格气田苏120井区盒_8段储层特征研究

综合利用剖面观察、岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞测定等方法,对苏里格气田苏120区块盒8段沉积微相及砂体展布特征、储层岩石学特征、储集特征和储层物性特征以及成岩作用进行了深入系统的研究。结果表明:苏里格气田苏120区块盒8段储层属低孔低渗储层;储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主;研究区储层孔隙空间主要有岩屑溶孔和晶间孔;成岩作用对该储层物性及储集空间有着重大影响作用。通过对该区储层特征的研究,可为下一步勘探开发提供地质依据。     

柴达木盆地东坪基岩气藏的特征及合理开发指标

柴达木盆地东坪基岩气藏为变质岩气藏,是我国发现的首个基岩气藏,2015年该气藏天然气年产能规模达到12×108m3,后续随着水侵影响的加剧,产气量大幅度下降。国内外基岩气藏开发实例均较少,对该类气藏的静、动态特征尚缺乏系统的认识,为了给今后同类型气藏的高效开发提供技术借鉴,在深化储层特征评价和气井生产历史跟踪分析的基础上,结合数值模拟技术与气藏工程分析方法,确定了该气藏适宜的井型、井网和合理的开发指标。研究结果表明:(1)东坪基岩气藏储层致密、裂缝和局部溶蚀孔洞发育,具有低孔隙度、高渗透率、大渗透率级差的特点,垂向上划分为风化破碎带、裂缝发育带和致密带,该气藏属于典型的整装构造底水气藏,底水活跃;(2)气藏初期单井产量高、压降速率小,后期受水侵影响,气井产量大幅度下降,甚至水淹停产;(3)以"整体评价、少井高产、均衡开采"为部署原则,宜采取高部位部署水平井与边部部署直井的混合井网进行开发;(4)直井合理产气量应介于3.2×10~4~7.5×10~4 m~3/d,水平井合理产气量应介于12.4×10~4~25.6×10~4 m~3/d,气井合理产量应为其无阻流量的1/4~1/3,气藏的采气速度宜控制在3%以内。     

胡5块严重非均质极复杂断块油藏数值模拟研究

针对油藏存在的问题,在精细地质研究的基础上．根据渗流等效的原则,进行了网格粗化,应用数值模拟软件对严重非均质的极复杂断块——胡5断块进行了油藏数值模拟研究。通过模拟研究,得出了该断块的剩余油饱和度分布．对比分析了不同方式下的4个开发方案,推荐出了指导该油藏下一步生产的综合调整方案。     

玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

针对艾湖油田玛18井区低渗透砂砾岩油藏直井压裂单井可采储量低、经济效益差的问题,通过油藏数值模拟法、油藏工程方法、经济极限法和矿场试验法对多级压裂水平井参数设计和产能预测开展研究。结果表明:玛18井区“甜点”深度为3 876~3 881 m,水平井走向应为南北向,推荐水平井水平段长度为1 200~1 400 m,井间距为500 m,裂缝半长为150 m,裂缝间距为50 m。采用优化参数设计6口多级压裂水平井,第1 a平均日产油为29.0 t/d,符合产能预测数据(25.0~33.0 t/d)。该研究建立了砂砾岩储层含油饱和度预测方法,并形成砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测方法,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

车21井区裂缝性油藏地质建模与工程设计一体化研究

为研究车21井区人工裂缝在地层中与天然裂缝沟通情况及裂缝真实展布形态,实现车21井区石炭系裂缝性油藏的经济有效开发,基于地质工程一体化研究思路,在建立储层真三维空间模型基础上,考虑油藏在纵向上岩性的展布和平面属性分布的非均质性,在真三维岩石力学储层中进行压裂裂缝模拟,形成了从地质建模到裂缝模拟的一体化研究流程。结果表明:真三维地质力学模型可真实表征储层岩石力学性质,CHHW2101、CHHW2102井的平均最小水平主应力分别为22.0 MPa和26.0 MPa,与2口井的井底停泵压力23.0 MPa与27.0 MPa相吻合。真三维裂缝模拟技术可更高效、更精准、更直接地对裂缝模拟效果进行评价,判断与天然裂缝连通情况。研究结果可为车21井区后续压裂井提供理论和技术支撑,填补中国国内一体化压裂的空白。     

苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算

运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×10⁴ m³,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×10⁴ m³,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×10⁴ m³。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。