大牛地气田下二叠统叠合气藏开发地质特征

大牛地气田下二叠统叠合气藏由山1、山2、盒1、盒2和盒3等气藏构成,这些气藏纵向上交错叠置,平面上连片分布。气藏类型为低渗透致密砂岩定容弹性驱动岩性气藏。山1和山2气藏储层主要为三角洲平原亚相分流河道砂体沉积,盒1、盒2和盒3气藏储层主要为辫状河流相河道砂体沉积。盒2和盒3气藏所产天然气为干气,其余均为湿气。下二叠统叠合气藏为低丰度、中深层、中—低产大型气藏。采用衰竭式开发方式,结果表明,盒3和山1气藏单井产量相对较高,稳产性好,盒2气藏次之,盒1和山2气藏单井产量相对较低。多层合采可以提高单井产量,间歇生产有利于气藏的稳产和提高气藏采收率。对下二叠统叠合气藏开发地质特征的认识是编制气田开发方案,科学、合理、高效开发气藏的基础。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩地层确定岩性的测井方法

大牛地气田风化壳地层以海相沉积碳酸盐岩为主,岩性类型复杂,有白云岩、灰岩、泥云岩、泥灰岩、云质灰岩、灰质云岩等多种类型,地层岩性识别难度较大,在工作中利用孔隙度测井曲线,使用求标准岩性骨架值、求Pe (U)值、各种岩性交会图技术等测井方法来确定大牛地气田碳酸岩地层的岩性,能够真实地反映地下地层岩性特征。同时利用测井资料识别地层岩性能够为地质研究提供具有较高精度的岩性资料。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田三维储层精细描述

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价

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。     

鄂尔多斯盆地东胜与大牛地气田壳源氦气成藏差异性

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。     

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田产水规律

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界储层特征

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山本组和下石盒子组。气田具有石炭系太原组障壁沙坝、二叠系山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂3套储集体,储集体为低孔、低渗、致密性储层;下石盒子组、山西组和太原组储层孔隙特征基本相同;下石盒子组和太原组储层孔隙结构相对较好,山西组储层孔隙结构相对较差;上古生界储层共划分为4类,下石盒子组和太原组Ⅰ、Ⅱ类储层较为发育,而山西组Ⅲ类储层较发育。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密低渗储层评价与开发对策

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组高分辨率层序地层分析

下石盒子组是鄂尔多斯盆地大牛地气田的主要产气层位,沉积分布特征复杂,常规的小层对比方法难以准确识别其地层层序。在对测井、钻井及地震资料的基准面旋回识别标志进行分析的基础上,运用高分辨率层序地层学原理,在下石盒子组识别出3个中期旋回(MSC3—MSC5)和15个短期旋回(SSC13—SSC27)。中期旋回和短期旋回均可分为对称和非对称两种类型,其中对称型均细分为3个亚类:上升半旋回大于下降半旋回型(C1)、下降半旋回大于上升半旋回型(C3)两种不完全对称型及两半旋回近于相等的近完全—完全对称型(C2)。建立了中、短期旋回等时地层格架,并在此基础上进行了砂体追踪对比与分布模式分析,提高了储集层预测的准确性。图7表1参18     

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

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田山西组砂体组合类型及成因模式

根据岩心资料、录井资料及测井资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山西组的砂体组合类型及成因进行了仔细研究,认为山西组砂体成因类型包括水下分流河道砂体、河口坝砂体、远砂坝砂体和席状砂砂体;山西组为一套辫状河三角洲前缘沉积砂体组合,发育4种砂体组合类型,分别是叠覆冲刷水下分流河道砂体组合、叠置河口砂坝砂体组合、水下分流河道-河口砂坝砂体组合、远砂坝-席状砂砂体组合。同时认为,沉积物的供给方式、供给量及可容纳空间升降是控制大牛地气田山西组沉积时期不同成因砂体组合时空分布规律的主要因素。基于以上研究认识,建立了研究区进积式———可容纳空间降低模式和退积式———可容纳空间上升模式两种砂体成因模式。结合油田实际情况,综合分析认为水下分流河道及分流河口砂坝砂体仍为山西组下一步勘探最具潜力的目标。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒3段河道砂岩相控储层预测

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系下石盒子组盒3段属于典型的河流相沉积,由于地震属性预测受地震分辨率限制,造成河道砂体储层预测的多解性。应用高分辨率层序地层学,对盒3段目的层进行了沉积相展布规律研究,认清了盒3段顶界面地震反射层Tf9是一个在全区有近似等时地质意义的反射界面,盒3段上砂组的厚度与Tf9平均振幅的统计关系符合调谐振幅原理,从而优选出盒3段砂岩的振幅敏感属性。通过地震相、测井相及沉积微相综合分析,认为盒3段振幅敏感属性平面图与其沉积相展布规律一致,通过相关分析能较好地预测出砂岩发育的有利区。在D66井附近目标区的实践表明,砂岩预测结果与实钻吻合率达90%。由此表明,以沉积相、沉积特征约束地震属性预测能实现对复杂地质体的准确预测和描述。     

碳酸盐岩孔洞型储层分层次储集空间表征——以鄂尔多斯盆地大牛地中奥陶统马家沟组马五7为例

碳酸盐岩具有多尺度、多成因的储集空间,储集空间和储集物性的表征是难点。鄂尔多斯盆地大牛地奥陶系马家沟组马五₇储层发育毫米—微米—纳米级储集空间,为研究其储集空间和储集物性,分层次、多尺度对该储集空间进行了表征,并结合测井曲线,建立了孔、洞的计算模型。研究表明：①对于发育多尺度储集空间的碳酸盐岩储层,采用岩心拓片提取溶蚀孔洞（>1 mm）、铸体薄片提取晶间孔（>2 μm）、氩离子抛光—扫描电镜进行亚微米—纳米孔（< 2 μm）研究相结合,可以较准确地表征其储集空间;②在多尺度储集空间表征的基础上,对声波孔隙度和中子—密度孔隙度进行约束,可以建立对应的晶间孔孔隙度计算模型和溶蚀孔洞孔隙度计算模型,该模型具有更高的计算精度。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田地层水特征及成因分析

通过研究地层水中离子的富集或亏损程度,并结合前人研究成果,对大牛地气田上古生界太原 组、山西组和下石盒子组地层水成因进行了初步探讨。研究结果表明：研究区地层水受沉积环境、水-岩相 互作用、流体混合作用及蒸发浓缩作用共同控制,各层系地层水均具有富Br ^-,Ca ²⁺ ,Sr ²⁺ ,贫Mg ²⁺ ,略微贫 Na ⁺ 的特点;下石盒子组Br ^- 的富集及各层系地层水化学特征的相似性共同表明了地层水混合作用的存 在;煤系酸性地层水对储层砂岩的成岩作用有重要影响。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田中奥陶统马家沟组裂缝特征及成因

鄂尔多斯盆地大牛地气田天然气潜力巨大,但中奥陶统马家沟组风化壳岩溶储层发育多种裂缝,成因复杂。为探明该储层裂缝特征,应用岩石学和测井技术,从裂缝发育频率、有效性、期次、赋存层位、形态、倾角等方面,比较了陡坎成因裂缝与构造裂缝的差异性;并通过弹性理论和断裂力学理论分析了裂缝端部区域的应力分量,探讨了陡坎裂缝的成因。陡坎成因裂缝以垂直缝、高角度斜交缝为主;裂缝延展方向和裂缝形态不规则,裂缝面不平整,具有上宽下窄、尾端无分叉特征;缝间有溶蚀现象,裂缝呈未—半充填状态,裂缝有效性高。陡坎成因裂缝受控于古地貌陡坡地形的坡度、岩层倾角、初始裂缝密度及岩石力学性质等因素;与构造裂缝相比,陡坎成因裂缝更有利于油气的运移。研究陡坎成因裂缝特征及成因,有助于进一步认识风化壳岩溶储层的展布规律,落实大牛地气田下一步勘探开发有利区。     

鄂尔多斯盆地临兴气田临界携液流量模型

鄂尔多斯盆地临兴气田气井普遍具有低压、低产、携液能力差等特点,且大部分井为定向井,井深较浅,井斜角介于20°～30°,现有临界携液流量模型对该气田适应性较差.在Tuner模型、李闽模型、王毅忠模型的基础之上,引入临界携液流速系数(β),通过最优化算法,使用积液实测数据,优化、校正β,建立了适合于临兴的直井及定向井临界携...