神木气田低渗致密储层特征与水平井开发评价

鄂尔多斯盆地东部神木气田是长庆气区目前增储上产的重要组成部分，系统研究其储层特征、空间叠置结构及水平井开发适用性对气田科学开发具有重要意义。实验分析表明，神木气田山西、太原组储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩及石英砂岩，孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔及粒间孔为主，储层孔隙度分布于2.0%~10.0%，平均为6.6%，渗透率分布于0.10~1.00 mD，平均为0.83 mD，整体属低孔、致密砂岩储层。测试分析表明，孔隙度5.0%、渗透率0.10 mD、含气饱和度45%为有效储层物性下限标准。基于密井网解剖，将有效砂体空间结构类型划分为多层孤立分散型、垂向多期叠加型、侧向多期叠置型等3种。研究表明，神木气田不适合开展大规模水平井开发，可在有限地区进行局部式水平井部署。     

神木地区解家堡区块山西组储层“四性”关系及有效储层下限

针对致密砂岩储层物性差、“四性”关系复杂使得气水层识别难度大的问题,以鄂尔多斯盆地神木地区解家堡区块山西组为例,通过薄片、试气、岩心以及测井资料的收集、整理、对比分析,研究储层四性关系并确定有效下限。结果表明：山西组储层岩性以中细粒岩屑砂岩为主,属于致密储层,储层的岩性与物性、含气性,电性有较好的响应。建立了测井解释模型,确定了山1段与山2段孔隙度下限值均为5%;山1段渗透率下限值为0.07×10^-3μm²,山2段渗透率下限值为0.06×10^-3μm²;山1段含气饱和度下限值为39%,山2段含气饱和度下限值为47%;山1段与山2段深感应电阻率下限值均为12Ω·m;山1段声波时差下限值为65μs/ft(1 ft=30.48 cm),山2段声波时差下限值为67μs/ft。山西组储层电性复杂主要受沉积作用、成岩作用、黏土矿物与岩石矿物、孔隙流体4个方面的影响。     

致密油藏有效储层下限参数评价——以鄂尔多斯盆地中部Z区块长4+5油层组为例

鄂尔多斯盆地中部Z区块长4+5发育陆相致密油储层,致密油藏有效储层下限参数评价对甜点预测及油藏注水开发具有重要指导意义。运用该区长4+5大量岩性、物性资料、测井资料、压汞等资料,建立了致密油储层有效孔隙度解释方法,确定了适用于Z区块长4+5油层评价的岩性、物性、电性、含油性下限标准。结果表明,研究区主要发育长石砂岩。其主要孔隙类型包括粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔及长石溶孔,孔隙度集中分布在8%～14%,而渗透率则集中分布在0.04×10^-3～1×10^-3μm²。岩心观察、实验分析及测井参数综合解释结果显示,本区致密砂岩储层的岩性下限为细砂岩,对应油迹级含油级别下限;物性及电性参数下限分别为孔隙度9%、渗透率0.2×10^-3μm²、含油饱和度40%、电阻率15Ω·m、声波时差226.4μs/m。此外,砂岩厚度与有效厚度呈一定正相关关系,有效厚度与孔隙度也有一定正相关关系,当储层物性较好以及砂层厚度较大,油层厚度较大;反之,当储层物性较差以及砂层厚度较小时,则主要发育差油层。     

苏里格气田苏147井区盒8段二维地震储层预测

为提高致密低渗气田薄储层预测精度,对不同年度采集的二维地震数据从道集和提高分辨率角度进行特殊处理,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田苏147井区主力产气层盒8段河流相储层做弹性参数敏感性分析,优选出横波阻抗、纵横波速度比、泊松比这3类储层预测敏感因子,确定横波阻抗门槛值在7 000~8 500 g·cm-3·m·s-1之间为砂岩,纵横波速度比小于1.6或泊松比小于0.18为含气砂岩.由此开展二维地震反演和储层含气性预测,指明研究区盒8段砂岩和含气砂岩储层的平面分布特征,为气田平稳开发提供合理依据.     

定北地区盒一段致密砂岩储层“四性”关系及有效下限

针对鄂尔多斯盆地定北地区二叠系下石盒子组第一段(简称"盒一段")致密砂岩储层物性差、测井识别与评价难度大的问题,以沉积相、储层岩性等为基础,利用岩心、测井等资料对盒一段的岩性、物性、电性和含油气性(简称"四性")关系特征进行研究,在此基础上选取自然伽马、声波时差、中子等电性资料建立起泥质含量、孔隙度和含气饱和度的测井解释模型,同时,利用图版交会法确定了储层有效物性下限和电性的有效下限分别为:孔隙度为4.5%,渗透率为0.201×10~(-3)μm~2,电阻率为20Ω·m,声波时差为198μs/m,含气饱和度为50%;有效上限为:密度为2.55g/cm~3,泥质的质量分数为12%。确定了定北地区盒一段气层分类标准,认为成岩作用影响着储层发育进而影响着优质气层的规模。     

鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,系统研究了鄂尔多斯湖盆中部长7致密油储层岩石学特征、成岩演化、储层微观特征,结果表明:1研究区致密砂岩储层以(岩屑)长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;2储层物性差,孔隙度介于4%~10%,平均约为9.12%,90%以上样品渗透率小于0.3×10-3μm2,介于(0.16~0.25)×10-3μm2,研究区裂缝发育。建立了适于鄂尔多斯盆地致密油储层孔喉分类及定量评价体系,将孔喉分为微米、亚微米、纳米级三类,研究区致密储层以亚微米、纳米级孔喉体系为主,二者占总喉道的70%以上。依据砂体结构、沉积相、岩性、物性、水驱油、启动压力梯度等参数建立了致密油储层分类评价方法,将研究区储层分为3类,其中Ⅰ类是研究区的好储层,主要分布于华庆、合水地区。     

杭锦旗中部盒一段储层"四性"关系及有效储层下限

利用钻井岩心、录井、测井、试气及分析测试等资料研究鄂尔多斯盆地杭锦旗中部地区下二叠统下石盒子组第一段储层"四性"关系并确定有效下限.结果表明:盒一段储层岩性以粗-中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,属于低孔、低渗储层;储集空间以孔隙型为主,部分地区发育裂缝-孔隙型;储层的岩性影响物性,物性控制含气性,电性对岩性、物性和含气性的差异及变化有明显不同的反应.建立了孔隙度测井解释模型,确定了盒一段有效储层下限标准分别为:有效厚度>7 m、孔隙度>5％、渗透率>0.2×10-3μm2、声波时差>228μs/m、深侧向电阻率>12Ω·m、泥质含量(质量分数)<15％、含气饱和度>50％.     

鄂尔多斯长7致密砂岩储层体积压裂可行性评价

从储层岩石矿物组分、岩石脆性指数、天然裂缝发育状况以及体积压裂所需地应力条件4个方面分析了鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层实施体积压裂的可行性。结果表明:鄂尔多斯长7储层岩石石英质量分数为40.3%,脆性指数为35%~50%;储层微裂缝发育概率在60%左右,裂缝密度为3条/10 m,天然裂缝及水平层理较发育;水平两向主应力差为4~5 MPa,均可满足实现体积压裂复杂形态裂缝扩展的条件。体积压裂井试采效果表明,体积压裂后可形成一定程度复杂缝网。水平井体积压裂技术可成为该储层高效开发的重要措施。     

鄂尔多斯盆地南部深层致密砂岩气藏成藏特点及产能主控因素

针对鄂尔多斯盆地南部QT1地区上古生界深层致密单一砂岩储层如何有效开发这一难题,利用石油地质学理论和油气成藏原理,结合地球化学特征,对其烃源岩分布、生烃能力,储集层特征进行系统剖析,明确了研究区成藏特征,并对产能主控因素进行研究。研究认为:区内主力烃源岩的本溪组完全缺失,减薄的太原组地层和山西组山_2段煤系地层仍不失为良好的烃源岩;山西组山_1段发育一套薄层砂岩储层,是纵向唯一的优势储集层段,其上石盒子组盒_8砂体不发育,其间发育的细-粉砂岩和泥岩共同构成区域盖层;由于储层致密,岩性及储层含气饱和度对产能的影响最为强烈,且与苏里格气田相比,具有"含气饱和度有效下限低、单位饱和度产气量高,以中、低产量为主"的特点。以上认识指导了研究区水平井适应性评价并快速建成2亿m~3/a产能。     

致密砂岩含气区成藏条件与模式研究

在大量资料调研的基础上,总结出致密砂岩气藏(田)具有低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、复杂气水关系、地层压力异常、砂体多呈透镜状等一般特征;对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩含气区、川西坳陷超致密砂岩含气区及准噶尔盆地南缘高丰度致密砂岩含气区的成藏条件、成藏机理及成藏模式进行了系统对比分析。认为我国不同致密砂岩含气区的地质条件、成藏机理均有较大不同:鄂尔多斯盆地致密砂岩含气区构造平缓,储层的致密化程度中等,气藏具有明显的气水倒置关系;川西坳陷致密砂岩含气区的突出特点是储层超致密化,由于受喜马拉雅运动及超压的影响,形成大量的断裂和裂缝,气体沿裂缝运移至圈闭聚集成藏;准噶尔盆地南缘高丰度致密砂岩含气区超压产生的裂缝是气体运移的主要通道,气藏的分布主要受背斜构造带及优质盖层分布的控制。     

鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组储层特征

以物性分析、铸体薄片分析及压汞分析等实验室数据为基础,对鄂尔多斯盆地上里塬地区下三叠统延长组长7油层组致密油储层特征进行了系统研究,结果表明长7油层组储层主要为浊流沉积所形成的浊积砂岩,岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,填隙物含量高;储集砂岩经历了压实、压溶、绿泥石膜、溶解和破裂等成岩改造,微裂缝较发育。储集砂体孔隙结构表现为:孔隙半径平均为40.84μm,喉道宽度平均为13.22μm,具有中孔细喉特点。以上特点导致研究区储层具有储量规模大、定向井开发单产低、体积压裂能有效提高水平井单井产量的特征。     

鄂尔多斯盆地中东部石炭纪本溪组致密砂岩储层含气性测井综合评价

鄂尔多斯盆地中东部石炭纪本溪组致密砂岩粒度较细,泥质含量较高,孔隙度低、渗透率极差,使测井对其含气性的解释难度增大。基于化验分析资料,重点应用核磁共振、阵列声波、阵列感应等成像测井资料,结合常规测井,建立了4类7种方法的本溪组细粒致密砂岩储层含气性测井评价方法研究,利用测井资料综合开展储层含气性的有效识别。研究表明,综合运用常规和成像测井,对本溪组细粒致密砂岩储层含气性综合评价提供了更加有效的途径。开展本溪组细粒致密砂岩储层含气性测井综合评价研究,对煤系致密砂岩气的勘探和开发具有重要的理论意义和应用价值     

致密砂岩油优质储层形成机理--以鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为例

有别于国内外大多数致密油藏呈异常高压的特征,鄂尔多斯延长组长7油层组(简称长7)致密砂岩油呈异常低压的特征。因此,创新致密砂岩油藏的开发地质研究思路和方法是成功开发鄂尔多斯盆地长7致密砂岩油的前提。文中以鄂尔多斯盆地合水地区长7致密砂岩油为例,研究其储层现状特征、致密化成因和优质储层的形成机理,最终认为合水长7砂岩原始组成中的杂基含量高、塑性岩屑发育、火山灰物质丰富是导致储层致密化的内因,强烈的压实作用与泥质胶结作用是导致长7储层致密化的外因,烃源岩演化过程中的有机酸侵入溶解作用和区域构造应力控制下的破裂作用是长7致密砂岩油藏中存在优质储层的成因机制。研究结论为合水长7致密砂岩油的经济有效开发奠定理论基础,其研究思路和方法对于国内外其他致密油储层评价具有一定的借鉴意义。     

低渗透砂岩储层物性及含油性下限的综合分析研究

低渗透砂岩储集层是一个复杂的系统,其物性受储层特征、地层温度、地层压力等众多因素的影响,导致有效储层物性下限确定较为困难。本次研究以鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组为例,应用经验统计法、分布函数曲线法、测试法等多种方法相互对比、验证,综合标定储层物性与含油性下限分别为:孔隙度为11.7%、渗透率为1.2×10-3μm2;含油饱和度为43%。为油田的进一步开发提供可靠依据。     

致密砂岩储层“四性”关系及有效储层下限研究——以鄂尔多斯盆地东部王庄区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地东部王庄区长6油层组为致密砂岩储层,储层物性差,非均质性强,明确其储层“四性”关系及有效储层参数下限对甜点预测具有重要意义。通过岩心、测录井以及物性分析资料,明确了王庄区长6储层“四性”关系。其中细砂岩物性整体相对较好,声波时差与储层物性具有较好的对应关系,深感应电阻率则对含油性具有较好的指示性,油水层的深感应电阻率平均值为20～40Ω·m,水层为12～16Ω·m。在此基础上综合岩心、测录井、试油试采及多种分析化验资料,采用多种方法,最终确定王庄区长6油层组有效储层各项参数下限,分别为：孔隙度为8.0%,渗透率为0.2 mD,岩性下限为细砂岩,含油级别下限为油迹,含油饱和度为38.0%,深感应电阻率为20.0Ω·m,声波时差为215μs/m。     

储层特征与真实砂岩微观模型实验研究——以鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为例

目的 探讨鄂尔多斯盆地华池地区长3储层特征.方法 利用真实砂岩微观模型实验对储层进行研究.结果 鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为致密型砂岩,真实砂岩微观模型实验直观地显示出鄂尔多斯盆地华池地区长3储层具有很强的微观非均质性.结论 砂岩的成岩作用和孔隙结构是影响鄂尔多斯盆地华池地区长3储层微观非均质性的主要原因.在低渗透砂岩中,溶蚀作用引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长3储层的高渗带.     

致密砂岩气含量试验测试技术

为了准确对致密砂岩气储层参数有更加全面透彻的认识,采用非常规天然气的气含量解吸法和等温吸附试验对致密砂岩气储层参数进行测试分析,测得鄂尔多斯盆地东北部致密砂岩气井气含量参数值与等温吸附常数.同时,研究了砂岩气储层特征和砂岩气含量试验测试技术方法.结果表明:鄂尔多斯东北部致密砂岩气井所采平均气含量为9.94 cm3/g;根据致密砂岩气储层的等温吸附常数与储层压力得出砂岩含气饱和度为57.8％,临界解吸压力为7.26 MPa.作为现阶段测试砂岩气参数指标的主要手段和方法,砂岩气储层气含量实验测试和等温吸附特征得出的砂岩气参数为勘探区砂岩气资源评价提供了比较基础数据,对砂岩气勘探开发有重要的指导意义.     

子洲地区山23段致密砂岩储层特征与气水分布的相关性研究

以鄂尔多斯盆地子洲地区山₂³段致密砂岩为例,在分析储层特征和气水分布特征的基础上,探索二者的相关性,揭示强充注源内成藏致密储层气水分布的主要控制因素。研究表明,研究区山₂³段砂岩以低孔低渗的致密砂岩为主,山₂³段储层孔隙度主要分布范围为4%～8%,渗透率主要分布范围为(0.1～0.5)×10^-3μm²。子州地区山₂³段储层部分样品渗透率为(1～100)×10^-3μm²,是典型的孔隙裂缝双重介质。研究区储层非均质性强,微观孔隙结构特征主要以Ⅱ类和Ⅲ类细喉道类型为主。子州气田山₂³段砂岩天然气充注强度高,含气饱和度主要分布在60%～80%。通过压力系统分析可知,气田由多个岩性圈闭构成,气层呈不连续分布状态,现今气藏类型以典型的低渗透岩性气藏为主。子州气田山₂     

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1 段致密砂岩储层具有典型的低孔–低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用。采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系。结果表明：盒8 砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45%。山1 段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45%。岩性、沉积微相起主控作用;机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素;溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏;砂体厚度对有效性的控制作用较小。     

川西拗陷新场构造上沙溪庙组储层下限分析

川西拗陷新场构造中侏罗统上沙溪庙组为致密砂岩储层,储层物性非均质性强.为提高储层评价精度,选择与油气实际产能关系最为密切的渗透率为主要研究对象,并根据储层微观孔隙结构非均质性特点,对不同孔隙结构的3类储层分别进行评价.综合运用最小含气喉遭半径法、经验统计法、产能系数法和气藏工程法等方法研究渗透率下限特征,确定出储集渗透率和有效渗透率下限分别为0.07× 10-3μm2和0.1×10-3μm2.依据3类储层各自的孔渗关系,进一步确定各类储层的储集孔隙度下限:Ⅱ类为9.4％、Ⅲ类为14.6％;有效孔隙度下限:Ⅰ类为4.6％、Ⅱ类为10.3％、Ⅲ为16.0％.