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     

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。     

苏里格气田苏77区块特低渗储层成岩相识别及分布规律研究

苏里格气田苏77区块中二叠统石盒子组盒_8下亚段沉积时期辫状河道发育,储层岩性以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。储层经历了压实、压溶、自生矿物胶结以及后期溶蚀作用,大部分已进入中成岩B期,达到低孔—特低渗储层级别。根据主要的成岩矿物、填隙物、成岩作用及孔隙组合,将盒_8下亚段储层按照储集性能的优劣划分为石英加大溶孔相（Ⅰ）、黏土矿物充填晶间孔相（Ⅱ）、碳酸盐矿物胶结相（Ⅲ）和压实压溶致密相（Ⅳ）4类成岩相带。其中Ⅰ类成岩相为有利储集相,Ⅱ类成岩相储集性能次之,Ⅲ、Ⅳ类成岩相属于较差储集岩相。根据不同成岩相的测井响应特征可以识别出成岩相的同心、侧变和互层三类组合模式。     

苏53区块致密砂岩气藏水平井整体开发效果分析

苏里格气田苏53区块为致密砂岩气藏,2010年在苏53-4井区开展了水平井整体开发试验。通过对试验区投产水平井生产特征的分析,对水平井试验区井网、井距、水平段参数进行了合理性评价,结果表明,试验区储层特点适合水平井开发,采用的开发方案和生产指标合理,试验区具有稳产10年的能力。     

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%。     

苏里格气田东区储层分类评价

苏里格气田东区盒8段、山1段储层非均质性强,物性差异大,不同质量储层分布状况认识不清。利用砂岩厚度、砂地比、孔隙度、渗透率等参数,应用模糊聚类方法开展了储层分类评价。将储层划分为三类,各类储层相关参数均质为:Ⅰ类储层砂岩厚度11.4 m、砂地比0.65、孔隙度8.5%、渗透率0.7×10~(-3)μm~2,占16.3%;Ⅱ类储层砂岩厚度9.1 m、砂地比0.55、孔隙度6.9%、渗透率为0.32×10~(-3)μm~2,占27.9%;Ⅲ类储层砂岩厚度5.9 m、砂地比0.39、孔隙度5.2%、渗透率0.14×10~(-3)μm~2,占55.8%。其中,Ⅰ-Ⅱ类储层呈透镜状或条带状分布,对油气富集有利,可作为后续开发重点。     

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20区块开发效果评价

苏里格气田山1、盒8气藏为典型的低孔、低渗、低丰度、强非均质性的岩性气藏,表现出单井产量低、控制储量少、初期稳产较难、开发难度大等一系列开发特征。从井网井距、合理配产等开发指标对区块开发效果影响方面进行评价,为气田下一步滚动建产、扩大开放规模提供依据,为实现气田的稳产和合理、高效开发奠定基础。     

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。     

苏里格气田储层识别敏感参数分析及应用

苏里格地区储层段砂岩与泥岩的纵波速度、密度和纵波阻抗等参数相互叠置,造成常规叠后波阻抗反演难以进行储层预测和流体识别,为此,利用测井资料,开展了以地震岩石物理参数分析为基础的叠前储层预测与流体识别可行性研究。结果表明,利用岩石的弹性物理参数能很好地区分砂岩和泥岩;利用储层含气性敏感参数,可进行流体识别。储层舍气性敏感参数研究为此工区开展叠前储层预测和流体识别提供了依据。     

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。     

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。     

苏里格气田水平井开发技术优化

随着水平井开发规模在鄂尔多斯盆地苏里格气田的不断扩大,一些新的特殊情况又逐渐显现出来,不同程度地影响着水平井开发综合效益。为此,在前期形成的水平井配套技术的基础上,系统分析了水平井施工过程中出现的各类特殊情况和影响因素,重新对水平井选井、入靶和水平段地质导向等部分关键技术进行了优化,即：①水平井井口应选在目标层所处构造低部位,设计水平段延伸方向为沿局部砂体构造上倾的方向;②对于目标层由多个单砂体组成的砂层组,应根据实际钻遇情况灵活调整入靶位置;③水平段钻遇岩性相变,应按“先上后下”原则追踪砂层;④水平段井斜控制合理,30 m水平段井斜变化不应超过±2°;⑤水平段地质导向应以“先追踪砂体,后参考构造”为原则。现场应用结果表明,所实施水平井（包括5组丛式水平井）全获成功,完钻水平井平均砂层钻遇率达到88.2%,水平井施工单队首次实现6开6完,创下1 000 m水平段最短钻井时间（3 ｄ）记录,平均钻井周期为 48.27 ｄ。     

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。