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。     

苏里格气田东区二叠系盒8段致密砂岩储层特征及成岩演化

苏里格气田东区(以下简称苏东区)属于典型的低渗致密气藏,综合铸体薄片、阴极发光和扫描电镜等镜下观察法以及包裹体测温等实验测试法,深入分析盒8段砂岩储层物性控制因素、成岩演化、致密成因以及成藏耦合关系。研究结果认为：盒8段致密砂岩经历了3期硅质胶结作用、2期溶蚀增孔作用、3期自生黏土矿物充填胶结的特点,形成了以溶蚀孔、原生粒间孔以及晶间孔为主要储集空间样式的致密型储层。储层致密化时间约在150 Ma,结合天然气主成藏期(140～100 Ma),苏东井区盒8段致密砂岩表现为“先致密后成藏”。     

鄂西渝东区建南气田及周缘志留系致密砂岩储层评价

鄂西渝东区建南气田及周缘志留系为一套海相致密碎屑岩沉积.沉积厚度1 000～1 450m,为南方海相地层的重要油气勘探层系之一.据对该区志留系砂岩储层野外露头剖面和岩心的观察以及薄片分析,志留系砂岩主要岩石类型为富石英的长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,粒度以极细粒为主,少部分为细粒,成分成熟度和结构成熟度较高.储层类型主要...     

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层孔隙类型及其渗流特征

为了探讨致密砂岩气藏不同孔隙结构的控制因素以及其内部流体渗流行为的差异,本文利用铸体薄片分析、高压压汞、核磁共振、气水相渗等一系列储层岩心分析资料从定性到定量的角度分别对鄂尔多斯盆地苏里格气田东南地区盒8段储层的孔隙类型、渗流特征进行研究,将储层按照溶蚀孔与晶间孔的相对含量划分为四类:晶间孔主导型储层、溶蚀孔—晶间孔混合型储层、晶间孔—溶蚀孔混合型储层、溶蚀孔主导型储层,并重点分析了四种储层类型所对应的可动流体、气水两相渗流特征。研究结果表明:成岩作用差异是导致储层具有不同孔隙结构类型的主要因素;不同孔隙类型储层之间的孔隙结构差异显著;从晶间孔主导型到溶蚀孔主导型储层,储层孔隙结构特征具有明显的改善趋势,可动流体饱和度增加明显,同时气、水两相干扰程度也逐渐增强,气相渗透率对含水饱和度的敏感程度也随之上升;晶间孔—溶蚀孔混合型储层是研究区广泛发育的储层类型,沉积微相对不同孔隙类型储层在平面上的分布起到了较大的控制作用。     

大牛地气田盒2+3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料,对大牛地气田盒2 3段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行了详细的研究。研究结果表明,强烈的压实作用和胶结作用是研究区储层致密的主要原因,溶蚀作用和交代作用可以使储层的储集性能得到改善。沉积作用和成岩作用的双重影响使得盒2 3段储层孔隙结构异常复杂,粒间溶孔、粒内溶孔、晶间晶内微孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间,其中粒间溶蚀孔隙对储层的改善最为明显,可使孔隙度增大到8%~20%,粒内溶蚀孔的孔隙度平均6.27%,晶间晶内微孔的孔隙度一般低于4%。孔隙喉道组合类型以中孔小喉和小孔细喉为主。在此基础上,应用主因子分析、聚类分析等统计学方法,将盒2 3段储层孔隙结构划分为3种基本类型4种亚类,并勾绘出主力层的综合评价图,进一步分析表明,Ⅰ类、Ⅱa类储层为研究区的优质储层,测试结果为高产井,是今后致密砂岩气藏勘探开发的主要目标。     

苏里格地区致密砂岩矿物组成与微观结构及其对水力压裂的潜在影响

致密砂岩气是重要的非常规天然气资源,致密砂岩储层的矿物组成特征与孔隙微观结构不仅会影响致密储层中天然气的赋存状态,同时也对水力压裂改造效果具有重要影响。然而,有关致密砂岩矿物成分及其微观赋存形态对气井水力压裂潜在影响的研究尚不充分,针对这一问题,文章以鄂尔多斯盆地苏里格地区主开采层—二叠系下石盒子组盒8下段致密砂岩为研究对象,钻取5口气井岩心样品,利用XRF、XRD、铸体薄片、SEM及EDS能谱等技术系统分析了该段致密砂岩矿物组成、微观形貌、孔隙分布等储层特征。基于分析结果,探讨了上述储层特征因素对水力压裂的潜在影响。研究发现,苏里格地区盒8下段致密砂岩主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,密度介于2.44～2.56 g/cm3之间,孔隙度为7.7%～12.6%,渗透率为0.16～1.42 mD,属于典型的低渗透气藏。矿物成分主要为石英和黏土矿物,而长石矿物和碳酸盐矿物含量极低。其中黏土矿物含量占比为16.5%～47.4%,以高岭石、伊利石和绿泥石为主。高岭石在该区致密砂岩中广泛发育,呈书页状和蠕虫状填充于粒间孔隙及粒表,形成大量高岭石晶间孔。此外,致密砂岩中粒间孔隙、粒内溶孔、粒间裂隙及粒内...     

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。     

东胜气田致密砂岩气藏钻井储层保护研究及应用

东胜气田上古生界下石盒子组为致密砂岩储层,部分区域储层物性好,具备不压裂自然建产潜能,钻井过程中存在井壁失稳及储层损害问题,各因素叠合造成的储层伤害阻碍了气层的产能释放。为进一步提升储层自然建产能力和增加单井产量,在储层渗透率恢复率的基础上,通过储层伤害影响因素分析,引入钻井液侵入深度定量化评价方法,深化了储层伤害机理认识,明确了低密度、无土相、低失水和强封堵的钻井液对策,室内优选了防水锁剂和致密承压复合暂堵剂,优化形成了无土相复合暂堵高酸溶钻井液,储层渗透率恢复率提高至91.11%,泥浆侵入深度降低46.28%。形成的钻井液在锦66井区推广应用,平均单井产量提升11%,并实现3口井自然建产,进一步提高东胜气田致密砂岩储层高效勘探开发的效果。     

苏里格气田东二区砂岩成岩作用与致密储层成因

鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区主力气层储层岩性致密,成为制约该区天然气勘探开发的主要因素。为了查明储层物性变差的主要原因,利用砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射分析等实验手段,深入研究了对苏里格气田东二区主力气层二叠系山西组山1段、石盒子组盒8段储层砂体的岩石学特征与成岩作用。研究发现,储层砂体以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,砂岩成熟度较低;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。结论认为:成岩作用达到中成岩阶段B期;早成岩的压实作用是孔隙度降低的主要原因之一;中成岩期A期在酸性介质条件下由溶蚀作用形成的次生孔隙对砂岩的储集性能具有明显的改善作用;中成岩B期的胶结作用是储层物性变差的最主要原因。     

A Volumetric Model for Evaluating Tight Sandstone Gas Reserves in the Permian Sulige Gas Field,Ordos Basin,Central China

To accurately measure and evaluate reserves is critical for ensuring successful production of unconventional oil and gas. This work proposes a volumetric model to evaluate the tight sandstone gas reserves of the Permian Sulige gas field in the Ordos Basin. The reserves can be determined by four major parameters of reservoir cutoffs, net pay, gas-bearing area and compression factor Z, which are controlled by reservoir characteristics and sedimentation. Well logging, seismic analysis, core analysis and gas testing, as well as thin section identification and SEM analysis were used to analyze the pore evolution and pore-throat structure. The porosity and permeability cutoffs are determined by distribution function curve,empirical statistics and intersection plot. Net pay and gas-bearing area are determined based on the cutoffs, gas testing and sand body distribution, and the compression factor Z is obtained by gas component. The results demonstrate that the reservoir in the Sulige gas field is characterized by ultralow porosity and permeability, and the cutoffs of porosity and permeability are 5% and 0.15×10~(–3) μm~2, respectively. The net pay and gas-bearing area are mainly affected by the sedimentary facies, sand body types and distribution. The gas component is dominated by methane which accounts for more than 90%, and the compression factor Z of H_8(P_2h_8) and S_1(P_1s_1) are 0.98 and 0.985, respectively. The distributary channels stacked and overlapped, forming a wide and thick sand body with good developed intergranular pores and intercrystalline pores. The upper part of channel sand with good porosity and permeability can be sweet spot for gas exploration. The complete set of calculation systems proposed for tight gas reserve calculation has proved to be effective based on application and feedback. This model provides a new concept and consideration for reserve prediction and calculation in other areas.     

苏里格气田水平井地质三维导向技术-以盒8段辫状河储层为例

探讨苏里格气田水平井地质三维导向技术,为水平井规模化开发提供新的思路和技术。以区域地质背景、区块砂体展布规律为基础,由常规二维地层对比求取地层视倾角发展为地层三维空间对比求取真倾角,精细对比地层及储层展布情况,并结合辫状河沉积微相及其发育特征和随钻参数分析评价开展水平井地质导向分析。研究区盒₈段辫状河道主要发育河道充填、心滩微相、废弃河道、越岸沉积4种微相;以沉积微相分析技术为基础的地质三维导向能够有效保证水平段钻遇率。在储层三维空间对比闭合基础上,形成了以沉积微相赋存规律、砂体地质规模及特征分析为核心的水平井地质三维导向技术,完善了水平井地质导向方法。     

苏里格低渗砂岩大气田天然气充注运移及成藏特征

苏里格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大气田.苏里格气田上古生界天然气组分和碳同位素组成特征变化较小,反映其来源和成藏过程的一致性.基于对成藏地质背景、储层物性、天然气地球化学特征、烃源岩成熟度、甲烷碳同位素动力学的综合分析,认为苏里格气田天然气主要为近源充注、近距离运移和聚集,为石炭系一二叠系煤系烃源岩生成的累积聚气.天然气运移输导体系主要包括砂体一孔隙、微裂缝及小断层等,由孔隙和裂缝构成的网状输导体系在成藏过程中起了重要作用,表现为动力圈闭成藏.苏里格气田形成过程经历了早侏罗世末期、晚侏罗世至早白垩世末期、早白垩世末期至今3个演化阶段,存在下生上储和自生自储两种成藏方式.     

DX14井区火山岩气藏水平井适应性分析

KL气田DX14井区为一火山岩气藏,现有4口水平井。通过对该区火山岩气藏水平井地质条件适应性和设计适应性进行分析,结合已投产2口水平井的生产情况,预测即将投产2口水平井生产效果。提出了该区水平井适应性的评价指标：1、应从气藏类型、气藏深度、气层有效厚度、气层各向异性指数等8个方面,来分析气藏水平井开发的地质适应性;2、认为该区水平井段应沿气层上部部署,水平段长度应根据火山岩体范围控制在600--800m左右,效果较好。     

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。     

苏里格气田储层含水特征与测井识别方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8、山1气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,压裂试气部分井出水。根据测井响应特征及非均质性将气层含水情况分为束缚水、层间水、滞留水3类,分析了3类含水气层特征,并在天然气测井响应机理研究的基础上提出了侵入分析与感应侧向联合解释法、分区图版法及气测综合判识法等气水层判识技术,使该地区气层测井解释符合率从70%左右提高到80%以上。     

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点“井工厂”钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

致密砂岩气藏成藏过程的物理模拟实验

致密砂岩气藏具有广阔的资源前景，可以有效地弥补常规天然气资源的不足。但其成藏过程和气水分布关系的研究是一个相对不足而又非常重要的领域，它的完善直接关系到勘探的成败。本文正是针对这一研究领域，采用物理模拟实验方法，通过实际资料的调研，建立了二维的实验模型，对致密砂岩气藏的成藏过程和气水分布关系进行了模拟。实验结果表明，致密砂岩气藏的成藏过程可以分为三个阶段，分别为：充注前期(能量积累阶段)、充注期（幕式充注成藏阶段）、充注后期（气藏保存阶段）。其中，幕式充注成藏阶段是致密气藏成藏的关键时期。而导致气水分布关系复杂的原因在于储层的非均质性。     

苏里格气田西区地层水成因、分布规律与控制因素

苏里格气田西区气井产水严重,地层水成因、分布规律及控制因素不明确,成为制约该区致密砂岩气开发的关键科学问题.在大量测井数据、生产动态数据收集的基础上,分析了苏里格气田西部地层水性质及地球化学特征,结果发现:地层水矿化度高,整体属于盐水;水型主要为CaCl2型;pH值范围为6～6.9,呈弱酸性.分析认为:1)地层水主要为...