四扣洼陷西部沙四上亚段湖相碳酸盐岩沉积特征及沉积模式

综合运用微观薄片、岩芯、录井、测井等资料,总结了四扣洼陷西部地区沙四上亚段湖相碳酸盐岩的沉积特征,并根据古地貌特点建立了与之相应的湖相碳酸盐岩沉积模式。研究认为在洼陷缓坡带主要发育灰泥坪、岸滩、滩间和浅滩-藻礁沉积微相,而在洼陷陡坡带则主要发育灰泥坪、岸滩-藻礁沉积微相。     

苏里格致密砂岩气田储层岩石孔隙结构及储集性能特征

基于覆压条件下储层渗透率的变化特征,分析认为苏里格气田整体为致密砂岩气田。在50~60 MPa的覆压下,渗透率相对变化量的1/3次方与常压渗透率的1/2次方表现为线性关系。储层孔隙度表现出一定的覆压敏感性,覆压孔隙度与常压孔隙度比值的1/3次方与常压孔隙度表现出较好的线性关系。扫描电镜及常规压汞实验分析表明,储层孔隙半径表现为百微米级至纳米级尺度的连续分布,渗透率越小的储层微米级孔隙所占比例越少,纳米级孔隙越多;储层喉道半径总体小于1 μm,表现为纳米级尺度的连续分布。束缚饱和度与渗透率具有一定的负相关性,与特定渗透率值对应的束缚饱和度并非定值,而是一个数值范围。拟合分析表明常压孔隙度与单位厚度储能系数呈较好的幂函数关系。由于物性越差的储层覆压敏感性越强,含气饱和度越低,其储气能力也越差,因此蕴含的天然气资源也越小,物性较好的储层则反之。     

古地貌恢复及对流体分布的控制作用——以鄂尔多斯盆地高桥区气藏评价阶段为例

目前常用的古地貌恢复方法对于油气田的勘探开发起到了重要的指导作用,但是这些方法也存在着不足之处。在综合分析常用古地貌恢复方法的基础之上,结合各自的优点,形成了“双界面”古地貌恢复新方法。该方法以确定上覆地层标志面和下伏地层基准面作为古地貌恢复方法的基础,以完钻井和地震资料分别求取地貌值为核心,绘制古地貌值的平面分布图,实现了古地貌恢复的半定量化。最后依据区域古地貌分析结果,进行古地貌单元的划分。该方法操作方便、准确快捷。同时依据古地貌划分结果及分布特征,分析了古地貌对流体分布的控制作用,有效指导了油气田富集区优选和产能建设。     

致密砂岩气藏有效砂体规模及气井开发指标评价——以鄂尔多斯盆地神木气田太原组气藏为例

新层系有效砂体规模尺度不明确及作为新投产气田尚缺乏系统的开发指标评价体系是面临的两大问题.本文以储集层地质特征为基础,从静、动态结合角度出发,综合利用野外露头测量、密井区地质解剖、不稳定试井边界探测及生产动态泄流半径分析等手段,系统论证神木气田有效砂体规模尺度,提出气田合理的开发井网;以压降法和产量不稳定分析法为基础评价气井动态控制储量并建立低渗-致密气藏气井动态储量变化趋势图版加以修正;综合静态储层物性参数、生产测试及产能试井解释交汇分析,回归建立适合目标气藏的产能计算公式;指示曲线、合理生产压差及数值模拟相结合确定气井合理的生产制度.研究结果表明:神木气田太原组气藏有效砂体宽度范围452~650m,长度范围678~1 000m,合理的开发井网为600m×800m;形成了以动态控制储量、无阻流量、稳产3a合理配产3项关键指标为基础的分类气井开发指标综合评价体系,明确了气井的开发潜力,该评价成果可为气田实现"规模建产、高效开发"提供技术支撑.     

苏里格气田苏南国际合作区开发效果、关键技术及重要启示

苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战,为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破,确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明,在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区,系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同,国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标,以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验,形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAPLite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术,通过与自主开发区技术对比,落实了5项可供借鉴的特色开发技术,并总结了3条重要启示：（1）持续深化地质研究支撑高质量部署;（2）加强顶层优化设计支撑科学有序实施;（3）强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。     

鄂尔多斯盆地中-东部下石盒子组八段辫状河储层构型

基于国内外研究成果建立了辫状河构型模式,并利用测井、野外露头及气井动态资料,对鄂尔多斯盆地中-东部下石盒子组八段（盒八段）辫状河储层进行构型解剖。在野外露头中识别出河道带,心滩与河道充填,单元坝与心滩内水道,大型倾斜层与中型交错层,中型平行层与小型交错层共5级构型单元。运用所测量交错层系厚度资料推算露头剖面中心滩长为1 163~1 592 m,宽为282~390 m,该推算值与实际测量值相符合。对野外露头和苏里格气田密井网区盒八段储层构型解剖表明：河道带砂体、心滩砂体之间发育多成因的、连续的渗流屏障,连通性较差;心滩内部渗流屏障规模较小,因此可将心滩视为独立的储渗单元。运用成像测井资料推算出苏里格气田盒八段辫状河心滩长为602~1 243 m,宽为143~302 m,大部分心滩规模小于目前气田的井距和排距;气井动态资料也证明目前的井网密度下,有效储层井间连通性较差,因此苏里格气田具备加大井网密度的潜力。     

致密砂岩气藏水平井差异化开发效果评价——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

基于苏里格气田丰富的水平井静、动态资料,从储层基本地质特征入手,开展实钻水平井有效储层精细解剖及开发动态响应分析,提出块状集中发育、中薄层叠加及薄层孤立3种有效储层空间展布模式,建立水平井部署储层分类标准.基于水平井动态储量、泄流范围、初期合理产量、递减率等核心指标,建立水平井开发效果定量识别与划分标准.3类储层水平井动态储量分别为大于8×10⁷ m³,6×10⁷～8×10⁷ m³,小于6×10⁷ m³;初期产量分别为6×10⁴,4×10⁴,2×10⁴ m³/d;初期递减率分别为32.9%,35.0%,40.0%.文中建立动、静态结合水平井开发效果评价体系可支撑苏里格气田未来水平井优化部署.     

大牛地气田太原组储集砂体沉积相研究

综合运用岩心、录井、测井、薄片及地震等研究资料，研究认为大牛地气田太原组太1段主要储集砂体为障壁海岸沉积，主要发育障壁岛和潮汐三角洲；太2段储集砂体主要为辫状河道沉积。该研究成果可能对气田的下一步的勘探具有一定的指导作用。     

中国致密砂岩气开发现状与前景展望

致密砂岩气(以下简称致密气)在世界各大含油气盆地广泛分布,是重要的非常规气类型之一,其中储层改造技术突破与开发成本的下降助推了致密气的规模化与工业化开发,中国是世界第三大致密气产气国,2020年致密气年产量已达470×10⁸ m~3。为评价中国致密气的开发前景,首先在简要分析全球致密气资源分布、开发历程的基础上,系统总结了我国在20年的致密气开发实践中形成的系列关键技术,进而结合中国石油第四次资源评价结果,预测了我国致密气的开发前景。研究结果表明:(1)中国致密气资源较为丰富,约占全球资源量的10%,其开发可划分为开发评价和开发调整2个阶段;(2)开发评价阶段中的关键技术包括有效储层成因单元确立与富集区优选、开发指标评价、井网井型优化、储层改造、开发方案优化等技术;(3)开发调整阶段的核心是提高采收率,其最主要的技术手段为井网优化与加密,可提高采收率10%～20%,查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气及增压开采也是有效的技术手段。结论认为:(1)中国致密气仍具有较大的上产潜力与发展前景,已动用探明储量挖潜、未动用探明储量开发、新增探明储量有效开发是保障致密气中长...     

大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km²的加密井网是合理的。