鄂尔多斯盆地延气2-延128井区盒8段气藏储层特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞测试等方法对鄂尔多斯盆地延气2-延128井区盒8段储层的沉积特征和物性特征进行了研究。结果表明:延气2-延128井区盒8段气藏储层主要为三角洲前缘砂体,含气有效砂体受沉积微相展布的显著控制,不受局部构造控制,属于岩性气藏。该储层岩性主要为中-粗粒石英砂岩和岩屑石英砂岩,孔隙度平均5.85%,渗透率平均为0.47×10-3μm2,属于特低孔-特低渗储层。储层储集空间以次生溶孔和晶间孔为主;喉道类型主要为孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道以及片状或弯片状喉道,管束状喉道较为少见;孔隙结构分选中等,喉道分布略显粗歪度为主,排驱压力总体较高。     

延113-延133井区山1、山23储层特征及差异性研究

通过薄片、扫描电镜、压汞、核磁等分析手段,对比研究延113–延133井区山1和山2~3储层岩石学、物性、储集空间、孔喉结构等特征,结果表明,山1储层主要发育岩屑砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层主要发育石英砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层的成分和结构成熟度高于山1储层。山1储层发育较多岩屑溶孔和晶间孔,小孔喉占比高;山2~3储层以粒间溶孔为主,孔喉结构均一。两套储层特征的显著差异是沉积环境和成岩作用共同影响的结果,山1储层属陆相湖泊三角洲前缘沉积,粒内溶孔较发育;山2~3储层属海相三角洲前缘沉积,粒间溶孔发育。     

靖安油田ZJ2井区延10油层开发特征研究

对靖安油田ZJ2井区延10油层开发特征进行了综合研究,分析了延10油层地质、含水上升规律、地层压力变化规律及其产量递减规律。总结出延10油层在开发过程中面临的主要问题,进而提出了解决方案,为靖安油田ZJ2井区延10油层和整个靖安油田高效稳产开发提供了依据。     

浅水辫状河三角洲前缘砂体分布特征研究及应用——以南堡凹陷X油田东一段为例

南堡凹陷X油田东一段发育浅水辫状河三角洲前缘沉积,储层砂体空间展布认识程度较低。综合应用岩心观察、测井解释及分析化验等资料,结合研究区沉积背景及地理环境,建立研究区浅水辫状河三角洲前缘储层砂体层次划分体系及空间结构模式。研究表明：(1)研究区单一砂体界面识别标志,纵向上主要依据泥质夹层、钙质夹层和含砾砂岩层,侧向上通过砂体顶面高程差异、厚度差异及曲线形态差异等;(2)根据砂体接触关系,总结出侧向叠置式、垂向叠置式、分离式及水平搭接式4种砂体空间结构类型;(3)对砂体半定量统计分析发现,研究区砂体类型以水下分流河道为主,平面上多呈交织条带状,局部呈斑块状,砂体组合样式以侧向叠置为主,占比63.6%。根据研究成果开展优化注水、产液结构调整,有效指导开发生产。     

准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝发育特征及定量预测

针对准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝的发育情况及空间分布和尺寸难以定量预测的难题,在利用岩心、薄片、成像测井等资料对裂缝特征进行分析的基础上,利用Petrel的Kinetix裂缝模拟模块,基于地应力场的数值模拟技术,定量预测裂缝尺寸及空间分布,并对模拟结果进行验证。研究结果表明：玛2井区裂缝以剪切裂缝为主,裂缝密度为5～6条/m,并逐渐向两翼延伸,裂缝开度为0.00～0.20 mm;玛2井区裂缝分布具有明显的纵向非均质性和平面非均质性特征,裂缝集中发育段和裂缝不发育段相间出现,大部分断裂带附近裂缝发育程度高。利用水平井微地震监测资料与裂缝模型模拟结果相互证实裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征更合理。该研究成果可为玛湖油田玛2井区开发方案的实施与优化提供重要依据。     

百21井区夏二段储层裂缝识别及裂缝发育特征

运用岩心及地层微电阻率扫描成像(FMI)测井资料、常规测井资料、声波时差分形分析及地震资料蚂蚁体追踪裂缝检测技术对百21井区夏子街组二段(P2x2)储层裂缝进行了识别。岩心及FMI测井资料表明,P2x2裂缝产状可分2组,为典型的剪切裂缝;常规测井响应特征可定性反映不同类型裂缝的发育程度,声波时差分形分析识别的裂缝发育段与试油结论基本符合;地震资料蚂蚁体追踪裂缝检测结果显示,P2x2主要存在北西向裂缝发育带和正北向裂缝发育带,且第四小层裂缝发育程度较第三小层高,其识别的裂缝发育段与试油结果中的产油、产水段也基本符合。声波时差分形分析与地震资料蚂蚁体追踪裂缝检测识别的裂缝发育段比较可靠。     

塔北隆起英买2井区碳酸盐岩储层特征及岩溶模式

中国海相碳酸盐岩储层具有鲜明的非均质性特征及复杂的形成机理。应用三维地震、岩心、成像测井、薄片等资料对英买2井区储层特征进行了研究,认为该区域储层并非典型的风化壳型岩溶储层,而属于断裂岩溶或断控岩溶储层,储集空间以方解石半充填或未充填的裂缝、小型溶蚀孔洞-裂缝为主,且分布受到断裂系统的强烈控制。结合构造活动背景以及包裹体盐度综合分析,认为该区断裂岩溶先后经历了地表水沿断裂向下溶蚀和深部热液沿断裂向上溶蚀2个阶段。前者以建设性作用为主,后者以破坏性作用为主。塔北地区油气勘探过程中,应突破以风化壳岩溶储层为主体的勘探思路,寻找多种类型的储层目标,其中断裂（控）岩溶储层可望成为该区域未来重要的勘探领域。     

扶余X10-2区块点坝储层构型刻画及剩余油分布

点坝是曲流河沉积的主体,点坝内部构型的描述是曲流河研究的重点.以A.D.Miall的层次界面分析法为指导,对扶余X10-2区块曲流河点坝砂体内部建筑结构进行刻画.曲流河点坝单砂体构型刻画研究为油藏分析建立更为精确的三维地质模型,形成对剩余油富集规律的新认识,为更准确查找剩余油分布提供了有利依据.     

扶余油田扶余油层储集层单砂体划分及成因分析

油田注水开发中后期,储集层单砂体的三维空间展布及相互间连通关系成为研究重点.应用岩心、录井及密井网测井资料,综合层序地层分析及储集层层次分析,把扶余油田扶余油层划分为4个砂层组、13个小层,识别出三角洲平原与三角洲前缘2种亚相以及9种沉积微相、7种单一成因砂体.在沉积微相研究成果基础上,利用顶面拉平的小层对比技术和测井曲线特征变化,提出了复合河道的4种叠加模式,在垂向上和平面上进一步对单体河道边界进行了识别.分析表明,单体河道砂体平均宽度150～500 m,平均厚度3～7 m,平均宽厚比为40～120.三角洲平原分支河道与三角洲前缘水下分支河道砂体相互切割、叠加形成了宽度和厚度较大的复合河道,构成了油气富集的主要储集体及剩余油挖潜的最有利部位.图6表2参25     

塔中26-24井区良里塔格组储层烃包裹体特征及成藏期次

塔中26-24井区奥陶系良里塔格组碳酸盐岩储层发育丰富的烃包裹体。通过对烃包裹体的赋存位置、生长关系、烃包裹体特征和烃包裹体及其伴生盐水包裹体的显微测温分析,认为塔中26-24井区存在Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ 3期烃包裹体。第Ⅰ期烃包裹体(Ⅰ:OL+OLG)以浅褐色、无色液烃包裹体为主, 在紫外光下发中等强度的黄白-黄色荧光。第Ⅱ期烃包裹体(Ⅱ:OLG+OG)多为无色、极浅褐色的气、液两相烃包裹体,在紫外光下气、液两相烃包裹体发强的蓝白色-蓝色荧光。第Ⅲ期烃包裹体(Ⅲ:OLG+OG+OA)多为浅褐色、褐色、深褐色的气、液两相烃包裹体,在紫外光下发强的黄-黄褐色荧光。其形成温度范围分别集中在80~90,90~100和97~110℃。结合本区地质背景,认为塔中26-24井区油气藏存在3个成藏期,即晚海西期中质油成藏、早喜马拉雅期轻质-凝析油气成藏和晚喜马拉雅期高成熟油。     

多层系致密砂岩气藏水平井开发适应性评价

对于神木气田多层系气藏,若水平井开发地质目标选择不当,会降低储量动用程度和经济效益。研究神木气田储集层砂体发育规模及叠置模式,采用剖面储量集中度概念,建立单层式、双层式和多层式气藏模型。以水平井增产倍比作为经济效益评价依据,评价多层系气藏水平井开发储集层界限。研究表明：神木气田下二叠统太原组及山西组二段局部发育较大规模复合有效储集层,有效厚度为6.0~9.0 m,长度为1 600~3 200 m,储量集中度大于75%,主产层与次产层渗透率比值为0.8~3.9,具备水平井开发的最佳储集层条件。     

临兴致密砂岩气藏地质特征及开发潜力分析

针对鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩气藏非均质性强、储量动用不充分的技术难题,以临兴地区石盒子组盒四段为研究对象,利用钻井、测井与地震资料相结合的方法,进行立体空间层序地层格架精细刻画,并在此基础上开展石盒子组小层级别沉积微相精细描述和致密砂岩“甜点”优质储层定性与定量预测。研究结果表明:临兴地区致密砂岩优质储层主要为孔隙度大于6%、密度小于2.55 g/cm³、v_P/v_S小于1.8的厚层致密砂岩河道砂体,其地震反射特征为中低频连续中强反射;根据优质储层“甜点”预测结果,部署空间立体井位,临兴地区致密气藏储量动用程度提高15.3个百分点,优化井位部署50口,预计增加天然气可采储量100×10⁸m³。研究成果可为临兴地区致密气藏未动用储量立体勘探开发部署提供有利的技术支撑,对同类型致密砂岩气藏的勘探及储量有效动用具有重要的参考和借鉴意义。     

川西新场气田蓬莱镇组气藏老井挖潜选井原则

川西新场气田主力气藏已进入开发中—后期,挖潜增产是维持气田效益开发的重要手段。随着高品质气层动用程度增大,原有挖潜选井标准不再适用,亟需建立新的选井选层评价标准。为此,通过对新场气田蓬莱镇组气藏典型挖潜井开展挖潜效果评价,分析挖潜层段气层品质和储量动用程度,结合单井生产情况,建立了适用于研究区现今开发特征的挖潜选井原则。结果表明,需综合考量录井、测井、地震响应、邻井动用等多因素确定挖潜井及层段,降低挖潜失利风险;在同一有利区带或同一裂缝走向选取挖潜井时,邻井井距下限为350 m,相应井距下的邻井单层累计产气量上限为0.20×10⁸ m³;次级有利微相多层合采更适用于老区中—后期开发,可增大挖潜获产几率。     

The Effects of Richness,Relative Permeability Curves,and Skin in Well Test Analysis of Gas Condensate Reservoirs

Abstract

Gas condensate reservoirs have more complicated performance than other categories because possessing intermediate compositions leads to more complex thermodynamic and phase behavior. When the well bottom hole flowing pressure falls below the dew point, condensate liquid builds up around the wellbore, causing a reduction in gas permeability and well productivity. Well test analysis is now commonly used to identify and quantify near-wellbore effects, reservoir behavior quantifying the skin and reservoir boundaries. Finding all this information from well tests in gas condensate reservoirs, however, is challenging. The present article demonstrates the effect of the richness, relative permeability curves, and skin in well test analysis of gas condensate reservoirs.