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大牛地气田下古生界储层是典型的致密碳酸盐岩储层,水平井投产后产量递减较快,稳产难度大,因此如何提高改造体积和压裂后产量,实现较长时期的稳产,是本次试验的目的.本文从岩石脆性指数、天然裂缝发育状况、体积压裂所需的岩石力学特征及储层岩石矿物组分等四个方面分析了大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层实施体积压裂的可行性.结果表明:大... 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田致密低渗储层评价与开发对策 总被引:2,自引:0,他引:2
鄂尔多斯盆地大牛地气田为典型致密低渗气田,具有低渗、低压、低产的特点,经济有效开发难度大。针对气田不同层段储层开展了储集岩相、岩石学、物性、孔隙结构、含气性等特征研究,在此基础上划分出四大类六小类储层,其中Ⅰ类为高产型储层,Ⅱ类为中产型储层,Ⅲ类为低产型储层,Ⅳ类为非储层。根据不同储层类型及其空间分布的特点,采取了不同的开发策略,Ⅰ类储层物性好、厚度大、单层产量高,采用直井单层开采;Ⅱ类储层物性中等、厚度小、单层产量较低,选择发育两层以上叠合区,采用直井多层合采;对以单层发育的Ⅱ类和Ⅲ类储层,采用水平井分段压裂进行开采。通过不同的开发对策,有效提高了单井产量,实现致密低渗气田的经济开发,目前气田已建成天然气年产能25×108 m3。 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田山1段储层与沉积微相的关系 总被引:4,自引:2,他引:4
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。 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田三维储层精细描述 总被引:1,自引:0,他引:1
下二叠统下石盒子组是大牛地气田低孔、低渗透岩性气藏的主要产气层之一,分析其储层的非均质性,精细描述储层的各种属性特征,是气田进一步开发的关键。为此,综合利用地质、地震、测井等各种资料,应用三维随机建模技术,根据两步法建模理论和地质统计结果,采用地震、沉积模式控制等多信息融合约束的建模方法,建立了研究区储层的沉积微相模型,精细描述了下石盒子组辫状河沉积特征,剖析了各沉积微相砂体的展布形态与叠置关系;依据相控建模方法,分析各微相下的属性分布特征,统计属性分布变密度函数,以已经建成的沉积微相模型为基础,完成各属性的随机模型,分级、分层次详细地描述储层的非均质性,并指出心滩沉积的粗砂岩、砂砾岩等为相对高孔、高渗带,是主要的产气砂体。 相似文献
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大牛地气田是一个新发现的低渗致密气田,运用常规动态分析方法所确定的工作制度无法保证气井长期稳定的正常采气生产。为了解决此问题,从低渗气藏的渗流机理出发,提出了低渗致密气藏生产井动态预测模型,矿物验证符合率84%,该方法利用常规资料建立,简单易行、方便现场推广应用。 相似文献
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作为中国石化重要的天然气勘探开发基地之一,鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密砂岩气藏目前水平井压裂开采效果不理想。针对该气田上古生界致密砂岩储层岩石力学参数研究较为薄弱的现状,在对目的层岩心力学参数单轴/三轴压缩试验测试和纵横声波速度测试的基础上,首先建立了静态、动态弹性参数转换关系和纵横波速关系;在此基础上结合前人成果构建了岩石力学参数单井计算模型;并进一步运用测井资料和三维地震层速度资料确定了目的层力学参数场特征。结果表明,该区上古生界致密砂岩储层内聚力在2~10MPa之间,内摩擦角在30°~42°之间,抗张强度多数集中在5~15MPa之间,抗压强度多数集中在150~250MPa之间。太2段-盒1段弹性模量大部分在15~40GPa之间,泊松比在0.22~0.27之间,横向上每一层岩石弹性参数都存在明显的非均一性,垂向上随深度增加岩石力学参数呈变大趋势。该研究成果一方面可为该区地应力场模拟、气田钻完井设计及目的层压裂改造施工提供基础力学参数,同时研究中确定的动静态岩石力学参数转换、纵横波速等定量关系可为邻近地区相关研究提供参考或借鉴。 相似文献
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大牛地气田下古生界发育有裂缝-基质性碳酸盐岩气藏,气藏基质渗透率低,微裂缝发育。储层改造过程中存在储层段酸液滤失严重、实现深度酸压困难、直井效果差、建产难等问题。以大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层地质特征为基础,开展了水平井分段酸压工艺技术研究,优选出多级管外封隔分段酸压工艺技术+转向酸液体系。在此基础上,采用"高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透"的技术思路,对水平井分段酸压参数进行了优化,在大牛地气田水平井PG2井的现场试验中取得了良好的改造效果,为今后大牛地气田下古生界同类储层的酸压改造提供了借鉴意义。 相似文献
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鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系 总被引:4,自引:2,他引:4
鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有“两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注”的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系“垮塌”型岩溶储层发育规律 总被引:1,自引:0,他引:1
随着水平井压裂技术在大牛地气田奥陶系风化壳气藏开发中的成功运用,低孔、低渗、强非均质性的岩溶储层显示出良好的天然气开发潜力,储层发育规律是风化壳成藏的关键。通过岩心观察,结合大量的测井资料,利用岩石相进行岩溶旋回和储层发育规律的研究,结果表明:①奥陶系马家沟组发育3期岩溶,上部两期岩溶规模较大,下部第三期岩溶规模较小,风化壳储层的发育主要与上部两期岩溶有关;②膏质云岩、泥云岩的长期溶蚀,导致水平洞穴层顶板发生破裂,部分上覆地层垮塌,最终形成一套厚层的岩溶角砾岩;③储层主要发育在岩溶强度相对较弱的区域,平面上主要发育在岩溶斜坡的残丘,纵向上则发育在上部两期岩溶保存相对完整的垂直渗流带,发育的岩石相为裂纹-镶嵌角砾岩相。利用岩溶旋回和岩相对有利储层发育区进行了预测,指明了下一步天然气勘探开发的方向。 相似文献
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针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。 相似文献
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当前研究发现,氦气的成藏与天然气具有耦合效应,二者表现为异生同储关系,但氦气的成藏理论尚不完善。研究从氦源岩、运移方式等方面入手,剖析鄂尔多斯盆地东胜与大牛地气田氦气成藏差异性,研究表明:(1)2个气田主要氦源均为基底岩石氦气,东胜气田可能氦源岩有富U、Th的基底岩石、煤层,大牛地气田可能氦源岩有基底岩石、煤层与铝土岩层;(2)东胜气田内部发育连通基底的断裂,为烷烃气与氦气运移提供通道,大牛地气田下方也存在基底断裂,但气田内部靠生烃作用产生的微裂缝进行运移;(3)对比二者成藏模式,认为连通基底与储层的深大断裂对于氦气成藏具有促进作用。 相似文献
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根据鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田的历史生产数据、水样分析资料及天然气饱和含水量计算方法,定性、定量地分析了产水来源。同时,根据平均产气量和累计水、气比对气井进行了分类,分析了气田不同层位与不同井型单井的产水规律。结果表明,鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田单井的产水量和产气量均较低;气田产出的水有凝析水、地层水和工作液,以地层水为主。不同层位表现出不同的生产特征。二叠系下石盒子组3层位和山西组1层位为低产水高产气层位,二叠系下石盒子组1层位和二叠系下石盒子组2层位为低产水低产气层位,山西组2层位和太原组2层位为高产水低产气层位。不同井型单井的产气量无明显差别,但水平井的产水量更大,水、气比更高。分析结果对选择排水工艺和分析生产情况具有重要的指导意义。 相似文献
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鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组古岩溶储集层特征 总被引:1,自引:0,他引:1
探讨了鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系碳酸盐岩储集层的岩石学及地球化学特征。应用显微光学方法分析了岩溶储集层的微观特征,应用同位素地球化学方法研究了储集层的成岩作用特征,应用残余厚度法和印模法开展了古岩溶地貌恢复及其对储集层发育的控制作用研究。大牛地气田奥陶系马家沟组古岩溶储集层以岩溶角砾岩和泥粉晶白云岩为主,发育溶蚀孔、洞、缝以及晶间孔隙,储集层碳、氧稳定同位素明显偏负,87Sr/86Sr值明显偏高。岩溶地貌划分为3种地貌单元,其中岩溶斜坡的溶蚀作用强烈,是储集层发育的有利部位,其上覆铝土岩为有效盖层,封盖能力较强,是天然气聚集的有利区域。研究结果表明,稳定同位素地球化学方法是研究碳酸盐岩储集层岩溶作用的有效手段,溶蚀及白云岩化作用是控制岩溶储集层发育的重要因素。 相似文献
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大牛地气田碳酸盐岩储层类型测井判别及应用 总被引:6,自引:1,他引:5
碳酸盐岩储层类型的测井解释评价难度很大,在利用常规测井信息构建能够反映碳酸盐岩储层特性的孔、洞和裂缝敏感性参数的基础上,选择声波时差比值、密度比值、中子孔隙度比值和深浅侧向电阻率比值等4个参数作为划分储层类型的参数,通过对90口井400余层不同类型的储层进行参数统计,确定了大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层类型的判别标准,并描述了各类储层的测井响应特征。经20口井的测试资料验证,认为采用多参数综合评判法来判别储层类型是可行的,与地质研究划分储层类型吻合程度较高。 相似文献
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大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层(或异层)二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明:采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现“三低”气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。 相似文献
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大牛地气田二叠系下石盒子组1段(盒1段)是典型的低渗透储层。为明确储层的应力敏感性,选取了不同类型的13块岩心开展了应力敏感性实验。结果表明,盒1段岩心普遍存在应力敏感,且存在渗透率滞后现象,这说明随净应力的增加,岩样发生了塑性变形。采用内应力敏感指数法对实验数据进行分析,结果表明物性较好的Ⅰ类储层应力敏感性较弱,Ⅱ类、Ⅲ类储层为弱~中等,13块岩心的平均内应力敏感指数为0.086,整体评价应力敏感性为弱。建立了Ⅰ-Ⅲ类储层的多级压裂水平井数值模拟模型,并将储层无因次渗透率随地层压力的变化关系加入到模型中。在定气井产量的条件下,对比应力敏感对水平井开发的影响。数值模拟结果表明:对于Ⅰ类储层,应力敏感对稳产时间和稳产期产气量影响很小,仅降低1.6%;Ⅱ类储层影响较小,降低了11.2%;Ⅲ类储层则影响较大,降低了23.6%。因此应加强Ⅱ类、Ⅲ类储层气井的配产研究和生产管理,保证开发效果。 相似文献