苏里格气田苏11区块山_1段储层展布特征

苏11区块是长庆油田公司在苏里格气田进行油气勘探开发的重点区块之一,油气勘探开发成效显著。为此,对该区块主要产层上古生界二叠系山西组山1段的构造特征、储层砂体展布特征等进行综合研究。运用测井解释等资料,进行区域小层精细划分和对比,建立该区统一的地层格架,研究山西组山1段顶面构造特征,对山1段的储层砂体及有效砂体展布特征进行分析研究,研究结果表明:1苏里格气田苏11区块山西组山1段顶面构造表现为一个宽缓的西倾单斜,具有东高西低的特征,发育多排宽缓且幅度较小的鼻状隆起构造;2该区山1段南北向砂体的连通性较东西向好,山1段有效砂体总体厚度小,分布零散,规模较小,仅局部叠置区厚度大,有效砂体非均质性强,连续性和连通性较差。     

苏里格气田苏14井区中二叠统下石盒子组盒7段有效储层综合评价

苏14区块盒7段是苏里格气田的次产层,研究程度低,为探明其储量规模,结合测井资料和试气产量,对盒7段有效储层进行综合评价,为下一步开发提供决策支持.本次研究利用经验公式和回归分析方法建立了泥质含量、孔隙度、渗透率、含气饱和度的测井解释模型;基于储层参数与试气产量的交会分析,确定盒7段有效储层参数下限标准;采用灰色关联法...     

苏里格东三区盒8-山1段成岩作用及储层物性

苏里格气田是我国典型的致密气储层发育,苏里格气田东三区储层砂岩较为致密,对盒8-山1段储层特征研究具有十分重要的意义。作者通过岩芯观察、岩心物性分析、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析等分析手段,对东三区盒8-山1段的成岩作用,以及其对储层物性的影响进行研究。经分析得出结论,目的层段压实、交代、溶蚀、胶结作用等对研究区储层物性影响较大。     

苏里格气田苏48区盒_8—山_1段砂岩储层物性主控因素研究

通过岩心观察、物性分析、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等方法,对苏里格气田苏48区块盒8—山1段储层岩心样品进行分析测试,研究储层物性的主控因素。研究表明,苏里格气田苏48区盒8—山1段储层属低、特低孔低渗储层,其物性主要受沉积作用及成岩作用的控制。沉积作用通过控制储层的碎屑成分及沉积微相来控制其物性,心滩、边滩物性最好...     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏20区块山1段气层特征研究

通过分析地震反射特征及AVO响应特征,结合监督模式识别、CM油气检测等地震属性,系统地对苏里格气田苏20区内主要目的层山1段气层特征进行综合研究。认为山1段气层在区内分布较为广泛,且主要受岩性控制,含气地层在地震剖面上主要表现为较强振幅中-低频反射与较弱振幅中-低频反射,AVO响应主要表现为近道强远道弱的特征。此外,除已知的中西部及东南部天然气富集区,研究区的北部及西南部地区均发育有一定规模的岩性气藏,为区内下一步的勘探重点。     

塔中Ⅰ号气田TZ83井区环状断溶体储层发育特征及油气聚集规律

TZ83井区鹰山组缝洞型碳酸盐岩凝析气藏是塔里木盆地塔中I号气田奥陶系大型碳酸盐岩凝析气藏的重要组成部分。通过井-震标定、地震资料精细解释,利用曲率、相干和波阻抗等地震属性识别研究TZ83井区环状断溶体储层。研究表明:(1)环状断溶体储层主要发育于鹰山组一段—良里塔格组五段,为环状洞穴层;(2)加里东中期广泛发育的不整合岩溶形成了环状断溶体的雏形,加里东晚期—海西期形成的X剪切断裂控制了环状断溶体储层发育的规模;(3)油气分布主要受环状断溶体储层发育规模的控制,可划分为3个相对独立的油气藏,这3个油气藏的硫化氢含量、气油比和开发特征均表现出极大的差异性。指出TZ83井区环状断溶体是在弱走滑条件下受X剪切断裂影响而形成,储层发育具有选择性、受控性、继承性和不均匀性的特点,这与塔里木盆地其他地区受大型区域性走滑断裂控制的断溶体,在储层形成机理及油气分布等方面存在较大差异。     

鄂尔多斯盆地上古生界两大气田不同石英砂岩储层 特征对比研究

通过对鄂尔多斯盆地上古生界榆林气田和苏里格气田石英砂岩储层特征的对比,指出榆林气田山2段石英砂岩储层属于相对低孔高渗型储层,苏里格气田盒8段石英砂岩储层属于相对高孔低渗型储层;通过分析两类石英砂岩的物源、沉积条件和成岩作用等因素,认为沉积期海水改造及后期成岩作用形成了榆林气田山2段储层的低孔高渗,而沉积时的高杂基含量与后期成岩共同作用形成了苏里格气田盒8段储层的高孔低渗。     

苏里格气田西部二叠系盒8-山1段天然气成藏过程及富集主控因素

苏里格气田西部的二叠系石盒子组8段(He-8)和山西组山1段(Shan-1)是主要的天然气产层, 是致密砂岩准连续型气藏, 气水关系复杂.本文通过岩石薄片、电镜扫描、生烃模拟、古构造恢复技术, 分析总结了盒8段和山1段的油气基础地质条件和致密砂岩天然气成藏的主控因素, 并将成藏过程分为4个阶段.结果表明较低生烃强度和东高西低的构造背景决定了现今大面积的含水局面, 区块烃源岩(煤层厚度)、储层物性(规模和非均质性)和山1段隔夹层主要控制了局部天然气富集区(甜点).晚期的新构造运动导致早期天然气藏中已形成的气水系统再分配、调整, 从而造就了现今盒8段-山1段气藏复杂的气水格局.     

中国海相油气田勘探实例之八四川盆地磨溪气田嘉二气藏的勘探与发现

磨溪气田位于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带南部,其嘉二气藏为一中型海相气藏,含气面积为179.45km2,主力产层为三叠系嘉陵江组嘉二2亚段。气藏勘探始于1979年,于2004年勘探取得突破,至2005年底探明地质储量为326.59×108m3,年产天然气4×108m3。气藏储层为局限海—蒸发海台地碳酸盐岩微相,储层的发育分布主要受沉积作用和成岩作用控制,气藏类型为岩性—构造复合圈闭,气藏气水关系复杂。论述了气藏的发现和勘探开发历程及气藏的基本地质特征,总结了取得勘探突破的实践、认识与启示。     

低渗透致密气藏微观孔隙结构及渗流特征研究:以苏里格气田苏48和苏120区块储层为例

利用常规与恒速压汞、核磁共振等实验资料,对苏里格气田苏48和苏120区块低渗透储层的储集空间、孔隙结构类型及渗流特征的研究结果表明,溶蚀型次生孔隙为该区的主要储集空间,晶间孔相对发育、残余粒间孔分布较少,伴有微裂缝发育时,晶间孔转化为有利储集空间;该区储层的孔隙结构类型可分为粗态型、偏粗态型、偏细态型及细态型,4种孔隙结构类型的储集空间组合类型依次变差;低渗透储层的品质主要受喉道控制,喉道是决定其开发效果的关键因素;与常规气藏相比,苏里格气田低渗透储层相对渗透率曲线参数特征为:储层的束缚水饱和度较高,等渗点较低,共渗区较窄。其中Ⅰ类、Ⅱ类储层的储集空间类型较好,喉道发育程度较好,可动流体饱和度较高,稳产时间相对较长;Ⅲ类储层的储集空间类型较差,喉道发育程度较差,可动流体饱和度较低,稳产时间相对较短。     

中国海相油气田勘探实例之二鄂尔多斯盆地靖边气田的发现与勘探

靖边气田发现于1989年,它是我国首次在陆上海相碳酸盐岩地层中发现与探明的非常规隐蔽性大型岩溶古地貌气藏。2000年探明天然气储量2909.88×108m3。而后通过气田的开发及扩边勘探,又使气田面积向东延伸扩大,落实三级储量1011.4×108m3。气田主力产层由奥陶系马家沟组五1层溶斑白云岩与粗粉晶白云岩组成,具有沉积稳定、成层分布、低孔隙低渗透、低丰度、大面积、中低产、埋藏深、非常规、隐蔽性强的特点。论述了气田的发现和勘探开发历程、气藏的地质特征,以及在稳定地台区寻找海相碳酸盐岩气田的启示。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田北部下二叠统山1段和盒8段物源分析及其地质意义

随着苏里格气田北部山1段、盒8段碎屑岩气藏的不断发现,其物源引起了人们的重视。为了查明苏里格气田北部山1段、盒8段的物源问题,应用数理统计的方法,结合碎屑组分特征、重矿物分布特征、岩屑类型、石英颗粒的阴极发光等特征,对苏里格气田北部地区山1段、盒8段的物源进行了系统的研究。结果表明：苏里格气田北部地区在山1段、盒8段沉积时期,受到北部和东北部2个物源方向的影响,物源区为盆地北缘的阿拉善-阴山古陆。物源与苏里格气田北部地区沉积体系的展布格局和储集砂体的物性具有密切的关系     

广安气田产能特征及其控制因素研究

广安气田勘探开发层位为上三叠统须家河组须六段和须四段。储层砂体为三角洲分流河道、水下分流河道和河口坝沉积,为典型低孔、低渗孔隙型储层。气藏分布受构造和或岩性控制,发育了构造气藏、构造—岩性气藏和岩性气藏。为指导气田开发井位部署与合理配产,根据试采资料研究了气井产能特征,并把气井产能划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ4大类7亚类,各类气井产能差异大,产水量差异也大,其中Ⅰ类、Ⅱ_1亚类和Ⅲ_1亚类气井产能较好或较稳定。通过分析控制广安气田气井产能的因素,认识到储层沉积微相、单井动储量、构造位置、产水量与工艺措施对气井产能有重要影响。在水动力强的分流河道、水下分流河道和河口坝沉积相带中,单井控制动储量越大,构造位置越高,产水量越小,压裂和储层保护措施相对合理,气井往往具有较高产能。     

苏里格东区苏77、召51井区山西组-下石盒子组沉积微相及气水分布规律研究

苏里格气田东区苏77、召51井区尚属新领域,研究程度还很薄弱,其气藏产水严重,气水关系复杂,气水分布规律及其主控因素认识不清,制约了气田勘探进程。利用测井、录井及生产测试资料进行综合研究,明确了研究区沉积微相类型、气水分布特征及其主控因素。苏77、召51井区山西组-下石盒子组发育曲流河-辫状河沉积体系,气藏主要发育于曲流河边滩及辫状河心滩微相,地层水水型为CaCl2型,显示出封闭还原的滞留水环境。控制气水分布的主要因素为烃源岩、沉积微相、储集层非均质性及局部微构造等。     

四川盆地普光大型气田H2S及优质储层形成机理探讨——读马永生教授的“四川盆地普光大型气田的发现与勘探启示”有感

四川盆地普光大型气田的发现刷新了中国海相碳酸盐岩油气田的多项记录：储量规模最大、储层埋藏最深、资源丰度最高，同时也是中国原油裂解气藏规模最大、天然气最于、硫化氢储量最多的气藏；另外它还是中国目前发现的碳酸盐岩储层次生孔隙最发育的气藏。深入研究后发现，普光超大型气藏的形成具有特殊的地质地球化学条件，即充沛的烃源、储层附近发育一定的膏质岩类、储层经历过较大的埋深〈较高的温度），这些条件是硫酸盐热化学还原作用（thermochemical sulfate reduction，简称TSR，）发生所必须具备的；而正是由于TSR的发生，一方面形成了富含H2S、CO2等酸性气体的流体；同时TSR过程及其形成的硫化氢等酸性流体具有腐蚀性，对深部碳酸盐岩储层进行强烈的溶蚀改造作用，促进了次生大孔洞的发育和优质储层的形成，因此TSR的发生是普光大型气田形成的关键因素之一。     

气藏盖储层压力配置类型及与储量丰度的关系

通过研究气藏盖层排替压力与储层压力特征,对其盖储层压力配置类型及与储量丰度关系进行了研究,结论为盖高储低压配置类型最有利于天然气富集,其次是盖高储常压配置类型和盖较高储低压配置类型,其它配置类型较差.通过统计得到:我国46个大中型气田盖储层压力配置类型有4种,以盖高储高压配置类型最多,其次是盖高储弱高压配置类型,再次是盖高储常压配置类型,盖高储低压配置类型最少;我国46个大中型气田中低储量丰度的大中型气田个数最多,其次是高、中储量丰度的大中型气田,特低储量丰度的大中型气田个数最少.通过我国46个大中型气田盖储层压力配置类型与天然气储量丰度之间关系研究发现,盖储层压力配置类型为盖高储常压配置类型和盖高储高压配置类型最有利于形成高、中天然气储量丰度的大中型气田.     

苏里格气田苏120区石盒子组盒8段储层评价及预测

通过资料调研和岩芯观察,结合岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X线衍射和压汞曲线等分析测试,对苏里格气田苏120区盒8段储层特征进行研究和评价。结果表明,研究区盒8段储集层岩石类型以岩屑石英砂岩为主,结构和成分成熟度均中等偏好,孔隙类型以粒间溶孔和晶间孔为主,孔喉大小分布不均,分选性较差,主要的孔喉组合以细—微孔、细—中喉型为主,属特低孔-低渗储层。基于储层微观和宏观参数特征,将研究区盒8段储层划分为3类,以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主,其中盒8下亚段储层较为发育,可作为该区进一步勘探开发的主要层位。     

鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清涧地区为例

清涧地区位于鄂尔多斯盆地东部,是子洲气田稳产的主力接替区块。研究区面积大,钻井数目少,地质认识程度低,尚处于开发评价阶段。以盒8段为研究对象,开展了沉积、储层等精细地质研究工作,并与苏里格致密砂岩气田进行综合对比,落实了有效砂体的厚度、规模、发育频率,总结了有效砂体在空间的分布规律,认识到区内有效砂体分布零星,连续性差,与心滩等优势相带对应关系较好,平面上主要集中在研究区的西砂带,垂向上在盒8上2、盒8下2小层相对发育。结合地质与试气资料,以“连续性有效厚度”为主要依据,将储层分成好、中、差、干层等4种类型,优选了富集区,按照开发级次将研究区划分为3类区,建议在一类区、二类区优选直井开发,不建议部署水平井开发。本研究为气田开发方案编制提供了地质依据,同时也可对类似气田的地质工作起到借鉴作用。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界气藏高产地质因素分析

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界气藏为一套致密低渗砂岩储层,产层分布在下石盒子组、山西组及太原组,其中测试高产层集中分布在盒3段及盒2段。这里在对产层特征进行研究的基础上,通过对各地质参数与产能的相关性研究,对控制高产的主要地质因素进行了分析讨论,结果表明,优质的储层条件是产层获得高产的基础,产层含气丰度及地层能量是控制高产的主要地质因素。产层电阻率的大小能反映出含气丰度大小,依据电阻率分布来评价高产层的平面分布,并提出了下一步主要勘探开发目标区。     

苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

以苏里格气田盒8段和山1段为例,开展了低渗透储集层微观孔隙结构特征的研究工作。以取心井压汞测试、扫描电镜、铸体薄片等分析化验资料为基础,通过分析储层的孔隙结构和孔隙类型,将储层微观孔隙结构分为4类,分析了各类微观孔隙结构的特征。沉积环境和成岩作用的双重影响使得盒8段和山1段的储层孔隙结构非常复杂,造成本区储层特低渗透率的主要成因机制为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。主要的储集空间为次生孔隙,孔喉组合主要为低孔小喉型。应用聚类分析和Bayes判别分析方法,选取7种宏观和微观非均质参数,在建立4类微观孔隙结构判别函数的基础上,对苏里格气田进行了微观孔隙结构识别,绘制了主力小层储层综合评价图。分析表明：Ⅰ类、Ⅱ类储层为研究区的优质储层,是今后低渗透盒8段和山1段的主要勘探开发目标。