苏里格气田盒_8段沉积相及砂体展布特征

苏里格气田盒8段是重要含气层位。本次研究充分利用钻井岩心、录井和测井资料,对该地区沉积相和砂体展布进行分析。研究认为该段从盆地北部由北向南依次发育辫状河沉积相和毯式浅水辫状河三角洲相,辫状河沉积相包括河道亚相和洪泛沉积两种亚相,毯式浅水辫状河三角洲相包括三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相、前三角洲亚相。对盒8段砂体展布进行研究表明,在平面上顺物源方向呈现出条带状的分布特征,厚度变化差异较大,但平面上分布较为连续。     

苏里格气田苏6井区上古生界沉积相特征研究

目的探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6井区上古生界沉积相的特征。方法以井下剖面沉积分析资料为主,通过钻井岩心和测井资料相结合的沉积相分析为研究基础,对区内上古生界沉积体系、沉积相特征进行描述,研究各沉积体系的时空展布和演化规律,分析沉积相对砂体的影响因素。结果得出了苏里格气田苏6井区上古生界沉积相的特征,结合沉积盆地的构造演化历史,指出苏里格气田苏6井区上古生界的沉积组合特征。结论提出该区岩相古地理格局控制了砂体区域展布规律及演化进程的认识,为开发井的井位部署提供了可靠的沉积学依据。     

苏里格气田ZT1区块储层地质建模

对致密砂岩而言,确定优质储层和有效砂体的展布规律是气田开发的关键;而储层地质建模可从三维角度直观地实现储层精细描述,在油气田开发中得以广泛应用。在地震、测井、测试、钻井等各方面的资料基础上,遵循从点-面-体的步骤建立了鄂尔多斯盆地苏里格气田ZT1示范区的构造模型、沉积相模型和储层属性模型。构造模型描述了研究区北东高而南西低的西倾单斜构造的空间格架;沉积相模型展示了研究区盒8段辫状河三角洲平原和山1段曲流河三角洲平原的沉积相展布特征;属性模型直观地展示了研究区的低孔、低渗的物性特征。     

苏里格气田盒8段高分辨率层序结构特征

通过钻井岩芯观察,结合测井资料和地震解释成果,按基准面旋回原理,把鄂尔多斯盆地石盒子组第8段划分为一个超长旋回层序、两个长期、四个中期和若干短期基准面旋回层序,并深入分析了形成中期、短期层序结构类型(A,C型)的背景、层序结构特征及其与储集砂体的展布关系.研究表明:不同的层序结构类型的形成受控于沉积背景、构造活动等所决定的可容纳空间和A/S值的变化.为进一步研究盒8段乃至整个石盒子组高分辨率层序地层学特征奠定了基础.     

苏里格地区上古生界盒8储层成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射的分析,研究了苏里格地区盒8储层砂体的岩石学特征、成岩作用.储层砂体成分以岩屑石英砂岩为主,砂岩粒度较粗,分选磨圆中等一好.储层成岩特征表明:研究区砂岩的成岩处于中成岩B期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的主要原因.酸性及碱性介质条件下的溶蚀作用形成的次生孔隙对于砂岩的储集性能具有明显的改善作用.     

苏里格大气田盒8段、山1段气藏含气控制因素研究

依据油气成藏理论分析苏里格气田上古生界盒8段、山1段气藏的气水分布特征。研究结果表明,研究区各成藏要素对含气性的控制程度具有差异性,其中生烃强度、源储配置等因素决定了不同区域、不同层位气水分布差异的总格局;砂体的展布形态决定了气藏分布的空间形态为大面积分布、纵向多层叠置的岩性集群式成藏。在微观尺度下,物性的致密性及非均质性决定了天然气与地层水在储层内"弥漫式"分布,且不同部位的含气饱和度不均一;同等级别的孔隙度与渗透率条件下,大孔大喉的相对含量与含气饱和度呈正相关;由于充注方式的不同,储层之间的含气性也可能存在相对性差异。受成藏要素在不同区带、不同层段的差异性及共同作用的控制,研究区气藏表现为空间分布不稳定,气水含量不统一,气藏的形态介于连续与不连续之间。研究认为,苏里格气田盒8段、山1段气藏类型为准连续型致密砂岩气。     

苏里格气田苏36区块盒8—山1段沉积特征

苏里格气田苏36区块主产层为盒8—山1段,为了探究该区沉积微相类型及砂体展布规律,在前人研究成果的基础,通过岩心观察与描述、岩性分析、粒度分析、单井相解释及连井剖面分析等方法,对研究区沉积微相类型及砂体的空间展布特征进行研究,并模拟沉积演化模式。研究结果表明:盒8上亚段和山1段发育曲流河沉积相,可识别出点坝、决口扇、泛滥平原等微相;盒8下亚段发育辫状河沉积相,可识别出心坝、侧坝、沙泥坪等微相。从山1段到盒8段,沉积体系由曲流河到辫状河,又过渡为曲流河;物源主要来自东北方向,近物源碎屑物快速堆积;砂体平行物源供给方向呈条带状展布,沿长轴方向砂体连续性较好。有利储集体集中在盒8下亚段,储集性能优于盒8上及山1段。     

苏里格气田南部山1段致密砂岩储层成岩演化及成岩相划分

为探讨苏里格气田庆城地区下二叠统山西组第1段(简称山1段)有利成岩相的分布规律,基于铸体薄片、扫描电镜、X光衍射及阴极发光等分析化验资料对山1段致密砂岩储层的成岩作用及成岩演化规律进行了研究。结果表明:研究区山1段致密砂岩储层经历了压实作用、硅质胶结作用、黏土矿物胶结作用、碳酸盐胶结作用及溶蚀作用。结合石英次生加大级别、泥岩镜质体反射率(R_0)及I/S混层矿物中蒙脱石的相对含量,认为该区山1段已进入中成岩B期,局部处于中成岩A期。将储层划分为4种成岩相类型:中孔低渗岩屑石英砂岩杂基+岩屑溶蚀相、低孔低渗岩屑石英砂岩岩屑溶蚀相、低孔特低渗含岩屑石英砂岩强胶结相及特低孔特低渗砂泥岩压实相。其中Ⅰ类为最有利的储集相带,Ⅱ类次之,主要分布在山_1~1及山_1~3层中;而Ⅲ类及Ⅳ类基本无储集能力后者纵向上封隔有效储集相带形成岩性圈闭。     

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.     

苏里格气田东区马五5储层白云岩成因机理分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区马家沟组马五5储层白云岩的成因争议较大,通过对该区马五5白云岩沉积背景、地球化学特征和岩石学特征详细研究后,认为该区马五5段白云岩是以潮间潮下带沉积为主的沉积产物,主要发育准同生白云岩和埋藏白云岩两种类型,白云石化流体是高盐度海水与粒间孔隙内海水二者并存的海源流体,形成了准同生白云岩和埋藏白云岩两种成因模式。准同生白云岩以泥微晶白云岩为主,有少部分粉晶白云岩,具有水平纹层、膏模孔和鸟眼构造,常与石膏晶体共生,晶粒以自形为主,有序度较差,微量元素Sr和Na含量高,表明其沉积环境为水体较浅、高盐度及气候干燥的强蒸发环境,属于准同生白云岩成因;埋藏白云岩为粉细晶及中晶白云岩,晶粒总体较大,晶形以半自形为主,晶间孔较发育,有序度较高,与黄铁矿共生,呈团块状或不均匀状分布,微量元素Fe和Mn含量较高,δ¹⁸O_PDB值偏负,反映出埋藏还原条件下形成的产物,属于埋藏白云岩成因。     

苏里格气田盒8段成岩作用强度定量化研究

苏里格气田盒8段储层经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,它们各自对储层物性施加不同程度作用。通过定量计算5个成岩作用强度参数,详细分析成岩作用的定量特征及其对孔隙减小的效应。研究区视压实率普遍大于70%,视胶结率全区大于90%,成岩综合系数为0～20%,成岩减孔率为60%～90%,视溶蚀率普遍大于90%,这5个参数表明研究区储层以强压实、胶结作用和强溶蚀作用为特点。     

苏里格气田东区气井产能主控因素分析

苏里格气田东区强烈的储层非均质性和明显的"低渗、低压、低产"特征,是严重困扰天然气开发的关键问题。为了提高该区气井产能,从气藏地质特征入手,重点分析了影响该区气井产能的主控因素及其成因机理。研究认为:有效储层发育规模小、连通性差、储层物性特征差是制约苏里格气田东区气井产能的主要因素;压实作用、胶结作用是导致储层物性变差的主控因素;对于低孔低渗型致密砂岩储层,羧甲基压裂改造是提高气井产能的必要手段和有效途径。     

苏里格气田东区致密砂岩气藏孔渗特征的实验研究

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料,对苏里格气田东区盒8段致密砂岩储层的微观孔隙特征进行了详细的研究。研究结果表明,沉积作用和成岩作用的双重影响使盒8段储层孔隙结构异常复杂,粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间。致密砂岩储层岩心的孔喉中值半径与渗透率的相关程度明显低于主流喉道半径与渗透率的相关程度,说明主流喉道半径对渗透率起主要的控制作用,主流喉道半径0.7~1.8μm。大喉道对高渗透率岩心的渗透率贡献大,而小喉道对特低渗透率岩心的渗透率贡献大,从而导致致密砂岩储层渗流阻力大,开发难度增加。     

鄂尔多斯盆地西南部上古生界盒8段沉积相分析

依据野外露头、岩心、测井及相关前人资料,对鄂尔多斯盆地西南部上古生界盒8段沉积微相类型及特征进行了研究。在前人对研究区该层位属于辫状河三角洲沉积相的基础上,对三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相的划分范围进行了调整,其中将三角洲平原亚相的范围向盆地中心扩大,形成所谓的"大平原,小前缘"格局。并以这种格局为指导思想,对下一步勘探提出建议。     

苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层次生孔隙成因探讨

利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、能谱分析、包裹体测温及拉曼光谱分析等方法,对苏里格气田苏6区块下石盒子组8段储层的孔隙发育特征进行研究。结果表明:储层残余原生粒间孔占现今孔隙的3.0%,次生孔隙中溶蚀孔隙占67.5%,黏土矿物晶间孔占29.5%;储层次生孔隙的形成主要经历两期溶蚀作用,Ⅰ期溶蚀为酸性环境下长石、岩屑等的溶蚀,形成的次生孔隙多在后期成岩过程中损失,Ⅱ期溶蚀为偏碱性环境长石、高岭石等的溶蚀,形成的次生孔隙对现今储层起到主要的贡献;偏碱性环境下钾长石的溶解为高岭石的伊利石化反应提供K+,促进了高岭石的转化,而高岭石的伊利石化使得孔隙流体中K+的浓度降低,促进了长石的溶解,两者的协同反应是次生孔隙形成的主要原因;Ⅰ期溶蚀作用的强弱直接关系到Ⅱ期溶蚀反应的程度,Ⅰ期溶蚀反应强烈,能够保证Ⅱ期溶蚀协同反应的充分进行。     

鄂尔多斯盆地东南部延长探区上古生界物源分析

为查明鄂尔多斯盆地延长探区上古生界的物源方向及物源分区,揭示该地区沉积体系的分布格局,应用碎屑组分、重矿物、稀土元素分析等多种研究方法,在对物源区构造演化背景分析的基础上,对延长探区上古生界各层段的物源特征及影响范围进行了系统研究。结果表明,研究区主要受到北、南两个方向的物源控制,其中北部物源是控制区内沉积的最主要物源,南北物源大致在甘泉—富县—宜川一带交汇。本溪组至山西组山23沉积期,南部物源并未影响到研究区;从山22沉积期始,南部物源开始影响研究区,至石盒子—石千峰期,南部物源的影响逐渐增大,成为研究区主要的物源之一。     

苏里格气田盒8气藏气水层测井识别研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,在开发中普遍见水.根据试采情况将气藏储层分为气层、水层、气水层三类,开展气、水层的测井识别研究.以区内26口井50个射孔层段各层的试油结果作为依据,选出了700个样本点作为判识建模的标本,以声波时差和中子孔隙度等8个原始测井值作为判识变量组合,采用模糊判别分析,建立了各层的判识模型.回判结果表明,模型对气层精度达到97%,水层为89%,气水层为94%.利用未参加建模的出水井射孔段对模型进行验证,判识结果基本符合实际情况,模型具有较高精度.     

靖边气田上古生界盒8段储层主控因素分析

对靖边气田上古生界盒8段储层特征及成因进行综合分析。在研究区评价井、探井资料解释和前人研究工作的基础上,通过岩心观察、薄片分析剖析储层特征及其控制因素。沉积作用是区内砂岩储层形成的基础,成岩作用是储层发育演化的关键,成岩作用类型主要包括：胶结作用、压实作用、溶蚀作用。根据对储层物性和岩石类型、成岩作用以及沉积相等综合分析,储层储集性能和岩石碎屑成分、泥质含量、砂岩厚度以及沉积相有着密切的关系。     

苏里格气田苏54区块山1段储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏54区块二叠系山西组1段(山1段)为曲流河背景下的沉积产物,储层纵向上多期叠置,砂体横向迁移变化快。以测井、取芯井资料为基础,山1段储层垂向上自上而下分为山11、山12、山13三个小层,系统研究了山1段储层宏观非均质性,结果得知各小层非均质程度各异;受沉积相控制,山1段砂体呈南北或近南北走向;孔隙度与渗透率平面上分布具有一定相关性。     

苏里格气田盒8段砂泥互层地层坍塌机理与防塌对策

针对苏里格气田水平井钻探中二叠系地层,尤其是石盒子组盒8段砂泥互层地层存在着严重的井壁坍塌导致的划眼、卡钻、电测遇阻卡、固井留塞等问题,采用X射线衍射、电镜扫描、阳离子交换容量测试、电动电位分析等实验手段,对苏里格气田盒8段泥页岩样的组构及理化特性进行系统分析。弄清了该地区复杂地层井壁坍塌机理,提出了"三元协同"防塌钻井液原理,进一步研制出了苏里格气田石盒子组盒8段砂泥互层地层特性的低固相"强化封堵"防塌钻井液体系。