苏里格气田西区致密砂岩储层地层水分布特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区正常地层水的判别标准为:矿化度≥50 g/L,钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)<0.5,钠钙系数(r_Na⁺/r_Ca²⁺)<1,压裂液返排率≥100%。通过地层水化学特征、氢氧同位素和微量元素溴的综合分析认为,苏里格气田西区地层水来源于经过了强烈水-岩作用和蒸发浓缩作用的陆相沉积成因水。确认苏里格气田上古生界地层水封闭条件好,有利于天然气聚集和保存。进一步结合该区烃源岩、储层和盖层等成藏要素分析认为,该区地层水主要是弱动力成藏过程中的残余地层水,复杂的气-水分布源于低生烃强度和低构造位置背景下储层强非均质性和微构造的共同作用;而盆地东部的高矿化度地层水与奥陶纪盐岩的水-岩作用密切相关。     

苏里格气田36-11井区气藏地质特征研究

位于苏里格气田中部的苏36—11井区气藏,构造特征显示不具备形成构造气藏圈闭条件,属于砂体控制地层圈闭类型。气藏主要气层为：下二叠统下石盒子组的盒8上亚段1、2砂层组,盒8下亚段1、2砂层组。山西组的山1段1、2、3砂层组,共7个砂层组14个砂体;气藏储层可精细描述为8种沉积微相：河底滞留沉积、心滩、河道充填、天然堤微相、决口扇／决口河道、泛滥盆地、泛滥沼泽和废弃河道,其中河道砂体及心滩的大小和数量是影响天然气富集的重要因素。气藏类型定性为低孔、低渗、低产非均质岩性气藏。     

苏里格气田石盒子组地层水特征与天然气聚集

地层水(油气田水)是与油气共存的地下水,它与油气的生成、运移、聚集和成藏有着重要联系.本文通过对苏里格气田石盒子组地层水总矿化度、变质系数、脱硫系数、碳酸盐平衡系数、镁钙系数和氯镁系数等化学特性参数的实验分析表明,除苏20井及其附近地区外,苏里格气田大部分地区石盒子组地层水封闭条件较好,处于停滞状态,有利于油气聚集和保存,尤以苏里格南部地区为最好.     

苏里格气田开发进入实施阶段

2005年5月9日，中国石油长庆油田分公司关于苏里格气田30亿立方米天然气开发规划方案，通过了中国石油天然气股份公司的审查。这标志着苏里格气田开发正式进入实施阶段。     

苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理

苏里格气田西区气藏产水严重,气水分布规律及其形成机理认识不清,制约了气田滚动开发进程。利用钻井、测井、录井、生产测试资料进行综合研究,明确了气水分布规律及其形成机理,建立了气水成因演化模式。研究表明:①该区气水分布呈"渐变互补"特征,相对富水区在西北部;②控制气水分布的主要因素为烃源岩、储集层物性及构造等,地层水主要分布在烃源岩欠发育区、物性不佳区和连通体内构造低部位;③烃源岩对气水分布起关键作用,烃源岩成熟度低值区地层水发育、高值区天然气富集。该研究可直接指导研究区开发选区、选井工作。     

苏里格气田盒8段气藏富水层的识别与成因

苏里格气田盒8段气藏为河流相低效气藏，储层非均质性强，在开发过程中储层常产水。为此，对气层、水层和气水同产层的测井响应进行了分析比较，根据物性参数分布的差异，确定了不同流体的测井响应模式。盒8段的地层水主要来源于沉积压释水，属于油气伴生水。其形成的主要原因是与低渗透储层中的气水置换不完全、河流相沉积所形成的透镜状砂体以及地层倾向从西倾转为东倾造成的汇水集中有关。     

苏里格气田西区储层微观特征研究

利用岩心观察、薄片鉴定和多种分析测试资料对苏里格气田西区储层微观岩石学特征和孔隙结构进行系统研究,结果表明该区盒8段、山西组储集砂岩岩屑含量较高、长石含量低、石英含量高,岩石类型主要为岩屑砂岩,成分成熟度低;储层经深度成岩改造,主要发育溶孔、晶间孔、粒间孔和微裂缝4种孔隙类型,其中,岩石中孔径较大的粒间孔和溶孔提供了油气赋存空间,微裂缝能有效沟通储层提高气井产能;气田整体孔喉组合为细-微孔、细-中喉型,其中主产层盒8下段、山1段孔隙结构整体偏好,对油气富集有利。     

苏里格气田致密气藏特征与开发技术

鄂尔多斯盆地广泛分布致密气资源,可能成为该地区天然气资源的重要接替。在对国内外致密气藏开发历程和现状进行总结回顾的基础上,对以苏里格气田为代表的鄂尔多斯盆地致密气藏储层特征进行了分析,并与美国已开发致密气田的地质特征和气藏特征进行了比较,划分出了致密储层的四大成因类型,依据目前开发现状和攻关试验研究进展,结合致密气藏开发难点和问题,指出了下一步攻关的方向。     

苏里格气田西区产水类型研究

苏里格气田西区87口井的试气资料显示有51口井产水,其中日产水量最高可达60.6m3,平均日产水气比高达5.2m3/104m3,产水现象突出,严重影响了气藏的采收率。为确定产水成因,就必须进行产水类型分析。从工区的试气和生产资料入手,结合天然气饱和含水量的经验公式计算方法、岩心分析、压汞实验、相渗实验等,分析苏里格气田西区产水类型,研究提出凝析水、自由水、可动水三类产水组成的确定方法,认为产水量高的产水井以自由水为主,产水量较低(5m3)的产水井则以自由水和凝析水为主,通过有效控制生产压差能够控制各类产水比例,甚至避免产水。给出相应的产水类型识别方法来确定各类产水构成,有利于工区做出相应的产水防范措施。     

中坝气田雷三气藏水特征及其开发意义

中坝气田雷三气藏水由三部分组成,即凝析水、地层水和技术用水。三者化学特征迥然不同。据此判断,该气藏投入试采至今,气井中末见地层水。因此,适当提高采气速度是可行的。     

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。     

苏里格气田经济有效开发前景分析

基于市场供需状况分析了长庆气区天然气价格情况,认为苏里格气田天然气销售价格偏低,具有一定的上涨空间。测算了苏里格气田不同天然气价格单因素与气价、单井产量双因素影响下的税后收益率,认为当气价为0.855元/m3时,苏里格气田开发税后收益率可以达到难采气田基准收益率10%的水平;当气价为0.920元/m3时,其税后收益率可以达到常规气田基准收益率12%的水平。由此可见,苏里格气田实现经济有效开发前景较好。     

低渗透岩性气藏含水特征分析与测井识别技术——以苏里格气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界发育低渗透砂岩岩性气藏。随着苏里格气田勘探向北部、西部的拓展,在大面积含气背景下,部分井、层出现不同程度的产水,出水井产水量大小、含水特征各异,平面分布规律复杂,影响了单井产量的提高和储量评价工作。为此,以苏里格气田为例,从低渗透岩性气藏成藏机理出发,分析了气藏充注不充分的条件下低渗透岩性气藏的含水特征,结合储层微观、宏观非均质特征,明确了束缚水、层间水和滞留水３种地层水赋存状态,分析了其测井响应特征及识别方法,结合试气工艺方案的优化,提出了有针对性的气层改造措施,以期达到控水增气的目的。     

苏里格气田低渗透储层成岩储集相特征

研究了苏里格气田二叠系储集层的沉积相、成岩作用及微观孔隙结构,分析了成岩作用对低渗透储层储集物性的影响.研究结果表明,造成本区砂岩储层特低渗透率的主要原因是成岩期强烈的压实作用及各种自生矿物的充填和胶结作用.选用流动层带指标、孔隙度、渗透率、粒度中值、泥质含量、孔喉半径均值和变异系数7项参数,建立了遗传神经网络的学习及预测模型.采用神经网络模式识别方法,对苏里格气田二叠系进行了成岩储集相的识别.识别出了4类成岩储集相,即不稳定组分溶解次生孔隙成岩储集相、碳酸盐胶结物溶解次生孔隙成岩储集相、强压实强胶结剩余粒间孔成岩储集相和极强压实强胶结致密成岩储集相.阐述了各类成岩储集相的特征,并结合沉积相,确定了各成岩储集相的时空展布.     

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W区盒8段储层特征与快速气水识别方法

苏里格气田W区属于典型的特低渗透岩性气藏,其岩性、孔隙结构复杂,物性差,非均质性强,测井响应特征变化很大.由于局部存在滞留水,在富集区内很多高电阻率储层试气出水,造成测井气水层识别难度增大.结合测井与地质特征,在大量的岩心化验分析、测试、测井及录井等资料统计分析的基础上,研究盒8段储层的宏观和微观地质特征,提炼出有效储层和无效储层(干、水层)的典型地质及测井特征,进而建立快速、简便、有效、实用的地质与测井相结合的“沉积微相+非均质性+有效厚度”的三因素综合气水识别方法,以实现低渗透岩性气藏多产气少出水高效开发的目标.该方法的应用提高了测井解释精度,拓宽了测井评价思路.     

苏里格气田上古生界主要含气层系黏土矿物特征及敏感性分析

苏里格气田上古生界主要含气层盒8段及山1段储层中黏土矿物广泛分布,黏土矿物含量变化影响着储层孔隙结构,易引发储层敏感性,改变储层的渗流能力,影响着研究区天然气的产能。对研究区黏土矿物特征分析及其储层敏感性分析认为,影响储层渗透性的敏感性强弱依次为水敏、酸敏、应力敏感、速敏、盐敏,其中损害较大的是水敏,其次是酸敏,并提出了相应的储层保护及改造措施。针对伊利石及伊/蒙混层含量高、易水敏的地区,进行储层压裂改造施工时需要提高砂比,少进压裂液。针对绿泥石富集区要注意酸敏对储层的伤害,但是对于改善型酸敏储层,可以采用合理的前置酸加砂压裂工艺进行改造,改善渗透率,提高单井产量。     

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。     

AVO技术在苏里格气田SQW区块的应用

SQW区块与苏里格气田总体构造特征相似,主要表现为地层平缓,构造圈闭不发育,以岩性气藏为主。由于区内各类岩石速度和密度等参数相互接近,应用传统的波阻抗反演方法难以识别盒8段气层,因此本文选用基于泊松比分析的AVO技术进行储层预测。参考Verm等提出的基于泊松比反射率的AVO技术,在区内利用岩石物理分析建立NI-PR彩色标定图板,通过彩色交会图解释技术分析实际地震道集AVO反演的NI和PR属性,可以获得较准确的含气储层空间展布信息。AVO储层预测结果与研究区内各井盒8段实际情况吻合率达80.5%。     

横波预测技术在苏里格气田储层预测中的应用

横波资料的缺乏严重制约了苏里格气田A区储层岩性、物性及流体识别等工作的开展,以往横波预测结果精度低,识别能力差,已不能满足储层预测需求。为此,基于地质、钻井、测井、地震等资料,针对苏里格气田A区上古生界砂泥岩地层的实际情况,确定了构建Xu-White模型所需的各项岩石物理参数,进行了横波预测研究,结合岩石物理分析、叠前弹性参数反演等技术实现由点到面的储层预测,获得的预测横波曲线与实测横波曲线吻合度较高。结果表明:①使用纵横波速度比、剪切模量以及拉梅模量/剪切模量、体积模量/剪切模量可有效划分砂、泥岩,利用拉梅模量/剪切模量—纵波阻抗、体积模量/剪切模量—纵波阻抗、泊松比—纵波阻抗交会等是识别流体的有效手段;②利用文中方法预测的盒8段储层、气层厚度与实钻数据误差小,储层分布与该区地质规律一致。