苏里格气田西区低阻气层成因分析

苏里格气田西区上古生界二叠系的主要含气目的层为盒8段及山1段,而此区域高阻气层与低阻气层共存,运用电阻率难以区分气层与水层,这给测井评价带来很大难度。因此正确认识低阻气层的成因,对准确识别储层中流体类型十分重要。本次研究从沉积背景、储层岩性、储层物性和钻井工程的角度出发,对低阻气层的成因和特点进行了分析,认为粘土矿物分布,泥浆滤液侵入是造成气层低阻的主要因素,而高不动水饱和度是引起该区气层低阻的最主要原因。另外高地层水矿化度,也是造成该区低阻的成因。通过此次研究,其成果可为该区低阻气层的正确识别和评价提供重要依据。     

淡水储层中低阻油气层识别技术

相对于咸水储层的常规电阻率油气层,淡水泥质砂岩储层中的低阻油气层识别难度较大,其成因类型复杂多样,可归纳为5类,即高束缚水、高阳离子交换量、盐水泥浆侵入、砂泥岩间互和油层与水层矿化度的差异,而低阻油气层大多是多成因的。针对多成因低阻油气层,采用交会图、测井新技术、常规测井信息的有效合理分析等方法进行识别,通过合理选取泥质砂岩饱和度模型定量评价。由此确定的淡水储层中低阻油气层识别评价思路,在渤海湾地区的油气勘探中得到了很好应用,而且正在发挥着重要作用,低阻油气层识别评价是一种经济、实用、可靠的勘探开发技术。     

柴达木盆地涩北二号生物气田砂体产能分类评价

从柴达木盆地涩北二号气田砂泥薄互层滩坝相高孔-中低渗细粒储层特征出发,以气层产能为评价目标,在分析其内涵的基础上,选取孔隙度、渗透率、含气饱和度、有效厚度和泥质体积分数5个地质参数,厘清各参数的影响方式,并建立层次结构模型;以单砂体为基本单元,将消除生产压差影响的"视无阻流量"作为比较参数,采用相关分析结合层次分析法确定参数权重;结合现场生产实际从产能角度将气层分为3类。结果表明:气层分布特征与实际气井产能趋势吻合较好,气层产能分布不但受控于含气丰度、储层条件及原始地层压力,同时也受隔层质量及构造位置的影响。纵向上,由深至浅各气层组的气层数量逐渐增多,但高产能级别气层比例逐渐降低;气层组内部普遍具有气层下少上多,气层产能级别下高上低的特征。平面上,高产能级别气层较多分布在构造高部位即含气面中央部位,向构造边部逐渐过渡为低产能级别气层。通过评价气层产能潜力,可全面了解气层产能分布状况,便于优化调整部署方案。     

焦石坝背斜上部气层开发特征及影响因素

为研究上部气层（⑥~⑨小层）与下部气层（①~⑤小层）气井开发效果存在明显差异的原因,结合压裂数据、现场生产动态、可采储量预测和地质分析等手段,评价上部气层和下部气层在页岩岩性、地化特征和储层物性等方面存在的差异.结合气井生产特征分析,认为上部气层可能存在烃源岩内的一次运移,导致上部气层构造高部位天然气富集程度高,这是造成上部气层评价井开发效果差异以及上部气层、下部气层页岩气井差异的主要原因.焦石坝背斜高部位为上部气层开发有利区,但受技术工艺水平和气价控制,其有效开发范围需要根据页岩气井的可采储量、经济性来圈定,结合上部气层页岩气井稳产能力及可采储量评价,认为上部气层开发应从构造高部位开始,逐步向低部位扩展.      

欠平衡钻井随钻储层评价技术方法与应用

欠平衡钻井随钻储层评价技术是在欠平衡条件下采用地面监测设备,根据地层渗流及井筒多相流耦合模型分析来获取储层参数的一项新技术.分析了随钻过程储层渗流边界特点,建立和求解该技术的渗流数学模型.通过现场实例数据分析表明,理论评价结果与实测结果一致,验证了该技术的正确性与可行性.     

低阻页岩电阻率主控因素研究

龙马溪组页岩是现阶段国内勘探的主要层位之一。川南扬子地区下古生界的龙马溪组气层存在低电阻率特征,仅从测井响应上很难与水层区别。为此,在现有常规测井、钻井取心、生产动态等资料的基础上,结合大量铸体薄片、QEMSCAN和X全岩衍射等岩心分析实验,对该地区低阻气层的成因机制进行了深入研究,结果表明:川南扬子地区下古生界的龙马溪组低阻气层的主控因素有3个:黏土矿物的附加导电性、过成熟有机质完全石墨化和有机质纹层分布形式。实际应用结果表明:研究区低阻气层的成因为发育的有机质纹层和有机质部分石墨化,即页岩气储层表现为低阻往往都是多种因素相互叠加、相互影响造成的,在分析时需要根据不同地区、不同层段分析相应地质、测井和岩心资料,并且需要利用上下层段对比和邻井对比等方法判断储层低阻的主控因素。     

低阻页岩电阻率主控因素研究

龙马溪组页岩是现阶段国内勘探的主要层位之一。川南扬子地区下古生界的龙马溪组气层存在低电阻率特征,仅从测井响应上很难与水层区别。为此,在现有常规测井、钻井取心、生产动态等资料的基础上,结合大量铸体薄片、QEMSCAN和X全岩衍射等岩心分析实验,对该地区低阻气层的成因机制进行了深入研究,结果表明:川南扬子地区下古生界的龙马溪组低阻气层的主控因素有3个:黏土矿物的附加导电性、过成熟有机质完全石墨化和有机质纹层分布形式。实际应用结果表明:研究区低阻气层的成因为发育的有机质纹层和有机质部分石墨化,即页岩气储层表现为低阻往往都是多种因素相互叠加、相互影响造成的,在分析时需要根据不同地区、不同层段分析相应地质、测井和岩心资料,并且需要利用上下层段对比和邻井对比等方法判断储层低阻的主控因素。     

准噶尔盆地西北缘二叠系上乌尔禾组低阻气层成因分析与识别方法研究——以K83井区为例

为解决常规测井方法难以有效识别低阻气层的难题,以准噶尔盆地西北缘K83井区二叠系上乌尔禾组乌二段气藏为例,利用岩心分析化验数据、录测数据、试油数据等资料,分析了低阻气层成因及识别方法。通过研究,认为目的层发育三角洲前缘亚相,与下部常规油层相比,储层岩石粒度较细,泥质含量高,储集空间类型与孔隙结构复杂,粘土矿物含量高,是形成该地区低阻气层的主要原因。利用气层在声波、密度和中子三条曲线上的响应特征,提出利用该地区的三孔隙度差值与比值法进行气层识别,对全区所有井进行了二次解释,并提出了试气井段。试气井段产气数据表明,该方法对低阻气层的识别结果较可靠,在生产中具较好适用性。     

川中地区上三叠统须家河组低阻成因

川中地区上三叠统须家河组气层普遍存在低阻特征,测井解释结论与试油结果矛盾的问题比较突出.为此,从造成低阻内因和外因的分析入手,利用黏土矿物分析、常规岩心分析、气水两相渗流实验结果等资料,对该区气层低阻成因的研究结果表明,造成该区气层低电阻率的因素有:①构造幅度低,气水纵向分异性差;②储层的孔隙度和渗透率都很低,孔隙结构复杂,造成高的束缚水饱和度;③地层水矿化度较高,通常大于150 g/L.另外气水两相渗流实验表明,当该区的含水饱和度低于60%时,水相对渗透率很低,造成该区高的不动水,同时也很好地解释了该区普遍存在的高含水储层为何产纯气的问题.     

疏松砂岩气藏低阻气层成因及识别研究——以柴达木盆地涩北气田为例

涩北气田为第四系湖湘沉积的生物气藏,埋藏浅、成岩差,储集层存在"高孔隙度、高矿化度、高黏土含量、含(黄/磁)铁矿高电导"等"四高"背景,形成了低阻气层和特殊的特低阻气层。本文基于低阻气层测井曲线电性响应特征,研究其空间展布与对生产特征的影响,开展低阻气层成因与机理分析。研究表明:①高孔隙度、高矿化度、高黏土含量等地质背景,是导致涩北气田气层电阻率低的主要因素,砂泥岩薄互层也有一定程度影响;②特殊导电矿物的存在则是异常低阻气层的直接原因;③提出自然伽马—电阻率交会方法,有效识别地质背景、储层特性形成的低阻气层,而侧向、感应测井双电阻交会剖面提升了薄砂体的识别效果;④在测井精细解释的基础上加强研究铁矿质层平面展布,通过试气手段利用动态法形成平面监测,提高低阻气层解释的精度。     

小波分析在致密砂岩气层识别中的应用

致密砂岩储层孔隙度低、渗透率低、非均质性强,气层所对应的测井响应特征较为复杂,气层识别和评价难度较大,多解性突出.以三水模型、岩心、地质和试气资料为基础,采用能量谱峰值与能量加权累计法定量分析致密砂岩气层的电阻率与自由流体孔隙度组合曲线的小波多尺度能谱特征,以及小波包能量谱特征.组合曲线的多尺度小波能量谱分析方法在致密砂岩气层识别中气层的能量谱与水层的能量谱明显不同,并用其识别苏里格地区的致密砂岩气层.结果表明识别致密砂岩气层能量加权累计法定量分析比小波能量峰分析效果更好.      

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。     

苏里格气田致密砂岩储层物性下限值的研究

苏里格气田东区盒8层段属致密砂岩层,具有低孔低渗的特点。采用经验统计法、孔隙度—渗透率交会法、岩芯饱和度分析法、最小孔喉半径法、有效孔隙百分含量法、相渗分析法和试气法等7种方法综合分析,确定了苏东地区盒8层段孔隙度和渗透率下限值分别为4.7%和0.08×10-3μm2,并运用试气结论和试气产量证明了储层物性下限值的合理性。     

改进 GＲNN 网络预测致密砂岩气层压裂产能

致密砂岩储层孔隙度小、渗透率低、含气饱和度低,基本上没有自然产能,需要进行压裂,所以压裂产能的预测很重要。广义回归神经网络 ( GＲNN) 稳定,对样本数量的要求低。产能预测关键是样本的选取以及扩展因子的选取。在原有的 GＲNN 预测产能的基础上,利用交叉验证法改进 GＲNN 网络,选取最优的样本确定最优的 GＲNN 网络结构,利用循环判断法,选取最优的扩展因子。改进的 GＲNN 神经网络可以避免确定 GＲNN 网络结构和扩展因子过程中过多的人为影响。笔者利用灰色关联分析法分析压裂产能的影响因素,利用改进的 GＲNN 网络有针对性地建立适合苏里格地区致密砂岩气层的压裂产能预测模型。结果表明该方法在苏里格地区气层压裂产能预测中有较好的应用效果。     

致密砂岩储层变岩电参数法饱和度计算模型:以苏里格气田西区盒8段例

致密砂岩储层是油气勘探的重点方向之一,由于致密砂岩储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、非均质性强和岩电参数变化等特点,在测井解释过程中不同于常规储层。Archie公式在致密砂岩地层中使用时,强非均质性导致岩电参数a、b、m和n会随着储层的变化而变化。针对苏里格西区盒₈段致密砂岩储层提出利用变岩电参数建立饱和度模型。依据研究区盒₈段储层25块岩心岩电实验分析发现胶结系数m与lgϕ呈二次函数关系、m与岩性系数a呈幂函数关系、束缚水饱和度S_wb对饱和度指数n有较大的影响。因此,在对孔隙度、束缚水饱和度和孔隙结构指数等因素分析的基础上,综合各因素影响特征建立了变岩电参数的饱和度模型。结果表明,该方法相对传统Archie公式饱和度解释,模型精度更高,为解释复杂孔隙结构砂岩储层提供了一种有效预测方法。     

苏里格气田东二区气水分布及产水控制因素分析

针对低孔、低渗的致密砂岩气藏高效持续开发急需解决的气水分布及产水控制因素问题,通过苏里格气田东二区气藏地质和生产动态资料的综合分析,得出以下主要认识：地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局,高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造上;储层物性参数对气水分布起着关键的控制作用,物性好的砂体毛细管阻力小,天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水形成气层,研究区气层孔隙度介于7%~14%之间,渗透率为（0.50~2.00）×10^-3 μm²;泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化,随着下伏山1段泥岩隔层厚度的增大,对应区域盒8段日产气量减小,日产水量增加;致密砂岩气藏产能受开发方式的影响很大,在气藏合理配产过程中,需要考虑压敏及速敏效应的影响：投产时间越长、配产及生产压差越大,气井出水速率越快,出水量越大。采用水平井开发,可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比,可以实现延长无水或低水采气期,从而提高采收率。     

致密砂岩储层孔喉结构差异对可动流体赋存特征的影响——以苏里格气田东区和西区盒8储层为例

为探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构参数对可动流体赋存特征的影响,本文以苏里格气田东区和西区盒8储层为例,利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等实验方法,对比并分析了微观孔喉结构差异对可动流体赋存特征的影响。结果表明:喉道大小及分布特征是造成致密砂岩储层渗流能力不同的主要因素,喉道半径分布范围越宽,峰值越大,渗流能力就越强;相反,喉道半径分布范围越窄,峰值越小,渗流能力就越弱。致密砂岩储层在可动流体赋存特征方面的差异本质是源于喉道发育程度不同,特别是在孔喉结构非均质性越强的储层中,喉道对可动流体的赋存特征影响越为显著。致密砂岩储层的有效孔隙体积相比于有效喉道体积对可动流体的影响更大,也更能表征流体的赋存状态。     

苏里格气田西区 S47区块石盒子组八段沉积微相

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上产能最大的气田,其主力产气层---二叠纪石盒子群八段岩性致密,储层的分布主要受沉积微相控制。但S47区块作为苏里格气田西区一个重要的新区,有关沉积微相的认识仍存在分歧。在岩心观察、钻井资料及样品分析的基础上,重点研究了S47区块盒8段沉积微相,认为该区盒8段属辫状河三角洲前缘沉积,并识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、水下天然堤、分流间湾等5种微相;最有利的储集砂体主要为水下分流河道叠置砂体,其次为河口坝砂体。沉积微相及其展布特征的新认识为该区储层预测、水平井整体开发提供了地质理论依据。     

鄂尔多斯盆地苏里格大气田天然气成藏地球化学研究

苏里格大气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部,属于典型的低渗砂岩气田。对天然气组分和同位素组成研究表明,苏里格大气田上古生界天然气以干气为主、湿气为辅,甲烷含量为82.729%~98.407%,干燥系数为84.7%~98.8%,δ¹³C₁值为-36‰~-30‰,δ¹³C₂值为-26‰~-21‰,属于高成熟度的煤成气;气田范围内各井区天然气组分和碳同位素组成变化较小,暗示其来源和成藏过程的一致性。根据储层流体包裹体镜下观察、包裹体均一温度、含烃包裹体丰度、颗粒荧光定量(QGF)、包裹体激光拉曼分析,苏里格大气田上古生界储层发育盐水包裹体、气体包裹体、液态烃包裹体、CO₂包裹体等不同类型流体包裹体,主要产于石英次生加大边、微裂隙及胶结物中;包裹体均一温度分布呈连续的单峰态,分布范围为80~180℃,主峰温度为100~145℃;上古生界砂岩储层样品的含烃包裹体丰度不高(多为1%~5%),QGF强度较低(1~10pc)。研究认为,苏里格大气田天然气充注可能是一个连续的过程,主要经历了一期成藏,其主要成藏期为晚侏罗世-早白垩世。通过生气动力学与碳同位素动力学的研究表明,苏里格大气田天然气主要来源于苏里格地区及周缘的石炭-二叠系煤系烃源岩,为近源充注、累积聚气成藏。     

Evidence of the Near-Source Accumulation of the Tight Sandstone Gas in Northern Ordos Basin, North-Central China

The tight sandstone gas in Upper Paleozoic Formation of the northern Ordos Basin is a typical giant unconventional tight gas province. Evidences from geochemistry, reservoir geology and paleo-tectonic setting all verify that the present-day tight sandstone gas accumulation in the Ordos Basin is the result of near-source accumulation. The evidences are listed as following: tight sandstone gas is mainly distributed in the area with high gas-generating strength; gas composition was not subjected to fractionation; gas saturation significantly decreases with the distance away from the source rocks; gas isotopes suggest their origin is the same and maturity is consistent with in-place source rocks; reservoirs have experienced three types of densification digenesis, including intense compaction, siliceous cementation and calcareous cementation, which took place before the formation of a large amount of tight sandstone gas, forming tight reservoirs with low porosity and permeability, fine pore throat and great capillary resistance; the paleo-structural gradient ratio is small from the main hydrocarbon generation period to present. It is indicated the present distribution of tight sandstone gas in the northern Ordos Basin is the result of near-source and short-distance migration and accumulation.