盛军[1]2016年在《致密砂岩气藏储层综合研究及水平井开发对策》文中研究指明鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区上古生界下石盒子组盒8段储层为典型的致密砂岩气藏,致密砂岩储层与常规储层相比,孔喉结构更为复杂,储层表现在低孔、低渗以及含气饱和度低的特征,单井产能低、气井稳产时间短,气水矛盾突出、开发难度大等特点。致密砂岩储层需要对储层进行一定程度的措施改造下才能取得较好的经济效益。目前,水平井技术、水平井分段压裂、大型体积压裂等先进工艺措施已经成为当前经济有效合理开发苏里格气田致密砂岩气的关键技术手段,尤其是水平井钻井技术,提高单井产能效果明显,可以有效的增大单井的产能动用程度与储层控制面积,面对逐年增加的产能建设任务及稳产压力,水平井技术必将成为苏里格致密砂岩气藏的重要开发手段之一。本次论文研究以大量实验为基础,对研究区储层特征开展综合研究并进行分类评价,通过对研究区水平井开发可行性的分析,以储层综合评价结果为基础划分水平井开发有利区,为高效、合理、经济开发苏里格气田东南区上古生界下石盒子组盒8段储层致密砂岩气藏提供理论依据。论文具体研究内容主要包括：(1)以物性分析测试、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等实验为基础的储层岩石学、物性、成岩作用演化等方面的内容；(2)以高压压汞、恒速压汞实验为基础的储层微观孔隙结构特征研究；(3)以核磁共振、气水相渗为基础的储层微观渗流特征研究；(4)并在以上实验基础之上,开展了储层天然气充注程度研究、储层产能主控因素研究;(5)以各类实验与流动单元划分相结合的储层综合评价；(6)水平井适用性及水平井有利区划分研究。本论文研究主要取得以下结论与认识：(1)研究区盒8段致密砂岩储层成岩作用阶段达到中成岩阶段B期。机械压实作用以及胶结作用是造成储层致密化的主要原因,尤其是机械压实作用对储层致密的影响程度最为强烈,压实作用造成的孔隙度减孔率高达69.12%,而后经历的溶蚀作用是改善储层物性的首要因素,溶蚀作用造成的孔隙度增孔率为22.96%。(2)储层孔隙类型主要包括晶间孔隙、溶蚀孔隙,其中溶蚀孔以岩屑溶蚀为主,晶间孔-溶孔型、晶间孔型是研究区的主要孔隙组合类型,喉道整体细小,以管束状喉道为主,并存在一些点状与片状喉道。(3)盒8下2小层以较低的排驱压力与中值压力,较高的退汞效率表明其储层的有效储集空间相对最大,孔隙之间的连通性较好,渗流能力较强,物性相对其他小层最好。(4)储层划分为孔隙贡献型与喉道贡献型两类,其中孔隙贡献型样品较喉道贡献型具有更大的喉道半径范围,以及最终进汞饱和度。(5)储层的孔隙发育程度差异较小,孔隙半径、与孔隙数量接近。样品间微观孔隙结构的差异重要集中在喉道上,从而使得不同类型储层的孔喉半径比差异明显。(6)不同孔隙类型储层T2谱分布具有明显的规律性,以单一类型孔隙为主导的样品乃谱分布曲线呈弱双峰形态。(7)对于致密砂岩气藏而言,喉道的发育程度很大程度上控制了储层的渗流能力。(8)盒8下2段储层的渗流品质相对最好、但存在着非均质性强的特点。不同孔隙类型储层样品相渗特征差异较大。(9)早白垩世为研究区目的层天然气充注的主要成藏期,通过采用不同方法确定研究区孔喉流动下限值为0.1μm,并且标定出储层天然气充注物性下限,其中孔隙度下限为6.0%、渗透率下限为0.1×10-3μm2。天然气在充注储层运移过程中遇到的阻力以毛细管力为主,生排烃高峰期时古气藏状态下天然气充注的的最大毛细管阻力为1.17MPa。(10)流体过剩压力是本研究区致密砂岩气藏天然气运移的主要动力,天然气运移以垂向运移为主。研究区目的层天然气充注指数介于0.22～0.90之间,平均值为0.42；总体表现为中等充注强度；强充注程度占到20%。(11)水锁效应是气井生产中产能急剧下降的主要原因,合理的控制气井生产压差对于延缓气井见水、减缓气井产能下降有着重要意义。(12)对于致密砂岩气藏开发过程中,束缚流体是一个相对概念,当气相流体的流速超过某一定值,使得其对于孔喉管壁水膜的拖曳力大于水膜流动的沿程阻力时,从而导致束缚流体变的可动。(13)根据储层评价结果,盒8下相对盒8上优势储层分布比例相对较多,其中盒8下又以盒8下2小层为优,盒8下2小层以一类储层为主,占其所有储层类型的67.12%。(14)成岩作用演化的差异是造就现今不同品质的类型的储层主要原因。(15)通过水平井地质与经济两方面的可行性分析,盒8下2小层是研究区常规水平井开发的主力目的层,其适合水平井开发的储层比例相对其他小层最大,占到所有储层类型的87.67%。
黄勇[2]2003年在《鄂尔多斯盆地苏里格气田上古气藏储层特征研究》文中进行了进一步梳理苏里格气田上古气藏的砂体分布、储层物性变化很大，非均质性严重，因此，在开发过程中如何准确预测高渗厚储层的分布、准确选定开发井位，是高效开发苏里格气田急待解决的问题。本论文在前人工作的基础上，通过沉积相和沉积微相的研究以及储层非均质性研究，采用神经网络预测技术、非线性多元回归技术和相控克里金的方法，并定义和利用了储层综合评价指数，对本区储层特征进行细致的研究。 研究的主要结论：苏里格气田上古气藏下石盒子组-山西组的储层为低渗透率、低孔隙度储层，沉积相类型主要是河流沉积。控制储层发育的主要因素是成岩作用和沉积相、沉积微相。成岩作用中，压实作用、胶结作用、自生粘土矿物的沉淀是破坏孔隙的主要因素；不稳定矿物溶蚀形成的次生孔隙有利于储层的发育。在沉积相和沉积微相中，有利于储层发育的沉积微相为辫状河心滩沉积。研究区储层非均质性明显，主要表现为砂体分布不均匀、厚度不均，发育程度不一，渗透率纵横向差异均在10倍以上等；储层发育较好的层段是山西组山1段，是本区的主要产层；神经网络技术对于储层物性参数的预测是一种比较有效的方法；储层综合评价指数对于储层的评价具有一定的理论和现实意义。
陈占军[3]2016年在《苏里格气田不同区带盒8段、山1段气藏成藏要素差异性及含气控制因素研究》文中研究表明苏里格气田上古生界气藏特征复杂,不同区带成藏条件具有差异性。为了深入认识不同区带气藏含气控气因素的差异性及其与含气性的关系,本文以油气成藏理论为指导,以钻井、测井、分析化验及生产资料为依据,分析苏里格气田上古生界气藏不同区带、不同层段的源储配置关系、储层成岩演化与天然气充注动力的差异性,分析储层的含气物性下限、含气差异性的控制机理,并对气藏的形成机理及开发响应特征进行分析。研究取得如下认识：苏里格气田上古生界气藏中区储层物性最好,其次为西区,东区储层物性最差；盒8段储层物性整体好于山1段。各区带盒8段与山1段储层中溶孔比重最大,中区溶蚀作用最强,东区次之,西区最弱。盒8段、山1段储层孔隙主要为中孔、微孔,喉道主要为微喉、细喉。苏里格气田东、中、西区上古生界储层在主成藏期之前,受浅埋压实作用、深埋压实作用以及胶结作用的影响,物性变差并达到致密级别,主成藏期东区盒8段与山1段储层的孔隙度分别为7.59%、7.05%,中区盒8段与山1段储层的孔隙度分别为8.06%、7.89%,西区盒8段与山1段储层的孔隙度分别为7.95%、7.70%,中区盒8段与山1段砂岩成藏期孔隙度最高。主成藏期后至今,由于剥蚀作用使地层卸压回弹,东区储层孔隙度增加约0.60%,中区储层孔隙度增加约0.51%,西区储层孔隙度增加约0.31%,孔隙卸压回弹增加量与区域抬升剥蚀程度具有正相关关系。在综合分析前人盆地演化、热演化史、生烃史及成藏要素时空组合特征等研究成果的基础上,运用泥岩压实法以及上部与下部限定的新思路对储层获得的充注动力进行分析。研究结果表明,苏里格气田上古生界烃源岩生烃增压产生过剩压力,在源岩与储层间形成流体势差,流体势的运移消耗作用是气藏充注动力的主要来源,浮力起次要作用；储层获得的充注动力与区域生烃强度呈正相关关系,东区的充注动力大于中区,中区充注动力大于西区；充注动力随充注作用的消耗向源岩之外逐渐降低,山1段充注动力一般大于盒8段。充注动力的空间分布特征表明上古生界气藏主要为垂向充注,局部存在一定侧向充注。在对不同区块不同层位充注动力恢复及变化规律研究的基础上,结合前人成藏研究成果,建立了苏里格气田上古生界气藏的逐级充注的新模式。本文研究认为储层的含气性除受储层物性外,还受源储配置关系、充注动力等因素共同作用的控制。储层含气性与储层物性呈正相关系,在其它成藏地质要素相近时,储层直接盖层越发育,天然气聚集能力越强,储层的含气饱和度越高；储层获得充注动力越大,含气饱和度越高；在同等物性条件下,近源储层容易获得较高的含气饱和度。山1段储层相对近源,充注动力一般大于盒8段,虽然整体物性较盒8段差,但整体气饱和度高于盒8段。采用统计方法与成藏机理法分别分析了苏里格气田不同区带盒8段、山1段储层的含气物性下限,研究结果表明：含气物性下限受充注动力、储层物性、孔喉结构以及源储配置的共同控制。储层的含气物性下限具有动态特征：充注动力越大,能够充注的孔喉越小,含气物性下限越低；盒8段储层的含气物性下限一般大于山1段；各区带盒8段、山1段储层的含气孔隙度下限介于1.5%～2.5%,渗透率下限介于0.005×10-3μm2～0.01×10-3μm2,中区的含气孔隙度下限最低。苏里格气田盒8段与山1段气藏具有“非均质的致密储层、准连通的圈闭分布,不统一的成藏系统”,天然气与地层水以“弥漫”的形式分布于储层之内；不同的储层之间、同一储层的不同部位之间含气饱和度具有差异性,气藏类型为具有“非均质离散”特征的致密气藏。
庞宏磊[4]2007年在《苏里格气田盒8气藏储层特征及地层水的地质成因研究》文中提出鄂尔多斯盆地苏里格气田是西气东输的主力气源地，其盒8气藏至2003年7月已合计提交天然气叁级储量8606.68×10~8m~3，但伴随着气藏的投产，也陆续有26口井出水，严重影响到生产气井的布署以及合理的开发。因此，本次研究主要目的是研究盒8气藏沉积相、砂体分布，致密性以及非均质性等储层特征，并探索盒8气藏气井产水的地质成因。苏里格气田盒8_下~2段～盒8_上~2段主要为辫状河河流沉积相，山1段和盒8_上~1段主要为曲流河河流沉积相。在其成岩过程中，压实作用和胶结作用强烈，导致其平均孔隙度仅为6.90％；平均渗透率仅为0.2640×10~(-3)μm~2，属于低孔低渗的致密砂岩储层。因河流摆动强烈，各小层砂体分布不均匀，厚薄不一，夹层分布广泛，平均渗透率级差大；且砂体内部孔隙结构特征也表现出强烈的非均质性，各层段的毛管压力曲线差别巨大。因而盒8气藏储层同时具有较强的非均质性。通过对盒8段地层水化学对比分析发现：盒8储层地层水水型多数为CaCl_2Ⅳ、Ⅴ型水，是岩层压释水，属于古代残留水。同时综合分析研究区构造、储层特征以及成藏过程等因素，认为构造平缓及演化过程中的地层倒置反转，辫状河河道频繁摆动所形成的大量分散的、互不连通的储气砂体，因砂体的致密性和非均质性导致低渗透储层气水置换不完全，这些是形成盒8气藏地层水分布十分广泛而分散的地质基础，也是气井产水的主要地质成因。
杨鹏[5]2016年在《苏里格气田X区山_1段砂体特征研究》文中研究表明X区位于苏里格气田中区东南部,面积约790km~2,于2007年正式开发,目前已有完钻开发井323口。多年的勘探开发实践表明,研究区的储层非均质性强,砂体变化快,目前还存在对砂体的规模、分布模式、成因类型、空间展布等特征认识不清的问题,增加了开发的难度。在此情况下,要实现天然气的高效开采,有必要对研究区砂体特征进一步研究。本文利用储层地质学与地质建模的相关理论与研究方法,收集并整理研究区的岩心、测井、试气和露头资料,在地层划分与对比的基础上,将主力含气层山1段作为目的层。通过层理特征、剖面二元结构特征和测井相特征,判定研究区山1段发育曲流河沉积,并进一步对砂体的岩石学特征、成因类型、分布模式、规模、砂体展布和有效砂体分布特征进行综合研究,建立研究区山1段叁维地质模型。研究表明,研究区上古生界地层分布稳定,构造平缓,山1段砂岩碎屑组分以石英和岩屑为主,孔隙类型以次生孔隙为主。砂体在平面上由北北东至南南西向展布,发育良好,厚度分布范围为10~20m,呈现曲流河道砂的局面。本次研究对研究区山1段的砂体特征形成了较为深刻的认识,为区块的高效开发提供了理论指导。
董桂玉[6]2009年在《苏里格气田上古生界气藏主力含气层段有效储集砂体展布规律研究》文中研究表明本论文运用沉积学、高分辨率层序地层学、储层地质学、矿物岩石学、地球化学、地球物理学、石油地质学以及储层评价等理论和技术方法,充分利用岩心、露头、录井、测井和地震资料,在前人研究成果的基础上,以“盆地演化-沉积层序演化-有效储集砂体展布规律”为主线,按照“五步流程+图表定砂体”的岩性油气藏有效储集砂体预测的评价程序,系统研究了苏里格气田上古生界气藏主力含气层段(山1段、盒8段)有效储集砂体的展布规律,取得了如下创新性成果和认识:①按照“宏观控局+微观定区”的研究思路,通过研究阴山古陆和伊盟隆起的构造演化,并对比分析物源区基岩与盆内沉积物的响应关系,首次明确了二者对研究区沉积物供给的影响。结合Dickinson叁角投点图、基岩分布特征、碎屑组分特征、重矿物分布特征、岩屑特征、石英阴极发光特征、稀土元素特征和碎屑锆石定年等方法、手段,揭示了苏里格气田上古生界主力含气层段沉积时期的物源供给区是阴山古陆。②在物源分析的基础上,按照“单井相-连井相-平面相-沉积演化-沉积模式”的研究流程,结合鄂尔多斯盆地上古生界的宏观沉积背景,根据盆地演化和浅水叁角洲的形成机制,确认苏里格气田在山1段、盒8段沉积时期,发育浅水叁角洲沉积体系,首次提出了苏里格气田盒8段的沉积环境为“毯式浅水辫状河叁角洲”的概念,并首次建立了指导苏里格气田储层评价和预测的浅水曲流河叁角洲沉积模式(山1段)和毯式浅水辫状河叁角洲沉积模式(盒8段)。③依据以Cross的基准面旋回为指导思想的高分辨率层序地层学理论和方法,结合苏里格气田主力含气层段(山1段、盒8段)已有的地层划分方案,系统研究了主力含气层段的层序特征、层序结构,建立了地震层序格架和以中期旋回为等时对比单元的高精度层序地层格架。明确了层序格架中大多数长期旋回层序具有区域性湖进-湖退沉积旋回性质,以长期旋回层序为单位,储集砂体的发育可分为2种类型,其一发育于层序分界面两侧,其二发育于层序内,发育于界面两侧的砂体产出层位相对较稳定,厚度较大,垂向上连续迭置,侧向上呈相互重迭的连通的毯状或宽带状展布,是储集砂体最为发育的位置;无论是平行或垂直物源供给方向,随着可容纳空间的增加,每个中期旋回层序的厚度,特别是洪漫细粒沉积的厚度,具有同步增厚,而储集砂体厚度和发育位置出现反向的退缩和减薄的变化趋势(局部地区受古地形影响有所增厚或减薄)。④通过系统研究储层岩石学特征、成岩特征、物性特征、孔隙结构特征、非均质性特征和储集砂体成因类型等,确立了储层评价参数和标准,进行了储层分类评价和综合评价。其中,未实施压裂改造的条件下即可获得中高产能的Ⅰ类储层和压裂后可获中高产工业气流的Ⅱ类储层主要分布在研究区的盒8段,部分Ⅱ类储层分布山1段,压裂改造后有可能获得工业气流的Ⅲ类储层和Ⅳ类非储层在山1段和盒8段均有分布。⑤在上述研究工作的基础上,重点结合有效储集砂体沉积特征、层序地层学特征和储层综合评价结果,参考有效储集砂体的主控因素,明确了苏里格气田上古生界山1段、盒8段有效储集砂体的展布规律。其中,山1段砂体为带状分布,有效储集砂体为孤立状分布;盒8段砂体呈大面积毯式分布,有效储集砂体多呈孤立状分布或局部地区呈带状分布。相对富集区块分布在主(辫状)分流河道砂体范围内,其中Ⅰ类区块(有利区)和Ⅱ类区块(较有利区)应该是下一步勘探的重点地区,Ⅲ类区块(中等有利区)也有很重要的经济开采价值。
王喆[7]2016年在《苏里格气田苏59区块盒8段与山1段天然气富集规律》文中进行了进一步梳理作为典型的致密砂岩气藏,苏里格气田苏59区块的气水关系复杂所导致的气水同产已经成为阻碍该区块增产的主要问题。因此,明确该区气水的分布特征,总结分析该区上古生界的天然气富集规律是该区研究的重点。在前人研究的基础上,结合研究区测井、岩心的数据,确定盒8和山1的两个标志层,并将盒8段细分为盒81,盒82,盒83,盒84四个小层,山1段细分为山1’,山12,山13叁个小层。除盒84小层为辫状河叁角洲平原沉积外,其它小层均为曲流河叁角洲平原沉积。连井剖面上显示,各小层砂体均由多期河道砂体迭置而成,形成了多个向上变细的韵律组合,进而导致了垂向上明显的非均质性。研究区砂体微构造主要包括局部构造高部的鼻状构造、背斜和局部构造低部的向斜、洼槽。微构造对于天然气富集具有—定的影响,具体表现为：构造高部普遍产气,构造低部普遍产水。通过四性关系的研究,建立了盒8段和山1段的泥、砂、砾岩的判定方法,物性与电性的对应关系。同时得出了盒8段和山1段的储层物性下限,盒8孔隙度下限为4%,渗透率下限为0.01mD；对于山1段,渗透率下限为0.01mD,孔隙度下限为2%。同时发现,石英岩屑砂岩普遍粒度偏大,物性偏好,气水分异明显。岩屑砂岩,粒度普遍偏小,物性差,气水分布复杂。运用四性关系研究中建立的判别模型,可以判定岩性和物性,并且通过图版法和全烃气测曲线法来识别气水层,在气水识别的基础上绘制了气水分布图。参考前人研究成果,并综合上面所有的结果,对研究区的天然气富集规律进行了分析得出：研究区天然气的富集主要受到岩性、砂体构造、烃源岩生烃强度、区域构造运动的影响。最后,根据上述富集规律对有利区域进行了预测。
金文辉[8]2013年在《低渗透砂岩气藏气水分布规律研究》文中认为苏里格气田上古二迭系气藏储层无论是岩性、孔隙结构还是气、水分布均很复杂。位于该气田北部的苏54区盒8、山1气藏是一个典型的低孔、低渗的砂岩岩性气藏，其储层物性差，孔喉半径小，非均质性强。苏54区处于开发的前期，该区主要产层为石盒子组的盒8段与山西组的山1段，截止2012年11月共完钻82口井，其中探井39口，开发井43口。随着勘探开发的不断进行，有近30余口井在试气过程中出水，单井试气出水量最高可达72m3/d，从出水层段来看盒8、山1段均有出水，从出水井分布来看，出水井位分散，可见气藏普遍见水；目前对该区的研究程度较低，对苏54区主力产层的砂体展布规律、气井的出水成因、地层水的相互连通性、水体分布规律及其控制因素等内容的认识不够清楚，另外气、水层识别难度大。为了在钻井时尽量避开水体，高效建产，合理开发苏54区盒8、山1段气藏，因此，论文选择该区气藏为研究对象。本文在前人研究成果的基础上，结合岩心、测井、录井、水化学分析、薄片观察和试气等资料，以沉积学、石油地质学、油田化学，储层地质学和开发地质学等学科理论为指导，运用储层评价技术、测井分析技术等现代油藏描述技术和方法，综合鄂尔多斯盆地上古气藏开发现状，对地层水化学特征、气水层识别、砂体的物性及展布规律、水体分布规律及其控制因素进行了综合研究，以确保气田的高效开发，通过研究取得了以下的成果和认识：1、以沉积学理论为基础，充分考虑研究区的沉积背景、沉积特点，遵循“先大后小、循序渐进”的原则，综合运用高分辨率层序地层学、标志层法和等高程等对比技术与方法，对苏里格气田苏54区盒8、山1段进行了精细地层划分与对比，建立了苏54区的等时地层格架，制定了适用于本区地层划分与对比的标准，统一了研究区所有井的分层。2、依据测井综合解释、水化学分析资料和试气资料，将苏里格气田气井的产水类型划分为叁类：正常地层水、淡化地层水和残液；并在此基础上分析了苏里格气田盒8、山1段储层的正常地层水的水化学特征，两段正常地层水化学特征差别不大，地层水中阳离子以Na~++K~+和Ca~(2+)占为主，Mg~(2+)次之，阴离子以Cl-为主，以总矿化度、水化学特征系数等，不能将这两段所产地层水区分开来。通过对地层水化学特征系数综合分析认为：苏里格气田盒8，山1气藏总体上封闭性较好，有利于天然气的保存。3、运用盒8、山1段岩心、薄片等资料，经分析、观察和化验,对储层岩石的颜色、沉积构造、岩石学特征、粒度特征等相标志进行了分析,结合测井特征，认为山1段、盒8段均为辫（网）状河分流河道沉积，划分出河道滞留沉积、河漫滩沉积、心滩沉积、泛滥平原和天然堤等微相。4、根据取心井的铸体薄片、扫描电镜、物性测试等分析资料对盒8、山1段储层特征进行了评价。盒8、山1段储集层主要发育四类孔隙，原生粒间孔隙、次生溶孔、高岭石晶间孔和微裂隙。储层物性方面，盒8、山1段储层属典型的低孔低渗储层；孔隙结构分选差、粗-细歪度型为主；整体来看，盒8下段储层物性较好。5、运用测井和岩心资料，对盒8、山1储层砂岩电性特征进行了分析，对山1、盒8段各小层进一步细分，并分析了研究区的砂体展布规律，砂体整体近南北向展布，砂体在平行物源的方向上连续性较好，延伸较远，而在垂直物源方向上连续性较差，砂体多呈孤立状；砂体分布的不均匀性、砂体的连续性和储层物性变化直接造成该区砂体很强的非均质性。6、综合射孔试气资料、测井、岩性、水化学等资料，分析了研究区低阻气层的成因认为主要由储层物性、泥浆滤液侵入与泥质杂基引起；采用两级识别原则，首先将识别渗透层与非渗透层，而后采用多种方法在渗透层中对气、水进行识别，通过对比，筛选出适合本区的气、水识别方法，主要使用孔隙度-电阻率法，辅助使用可动水法和多元判别分析法。7、结合研究区地质等多种因素，分析认为控制气水分布规律的主要因素中储层地质结构是基础、由于受砂体展布方向等的影响，研究区多为局部水体。储层的纵横向变化（非均质性），是控制独立气水系统分布的关键因素；在独立的气水系统中，气水分布受局部砂体微构造的控制。以沉积微相和砂体展布规律为背景，结合气水识别结果，预测水体在纵向和横向上的分布规律，总体而言，在纵向上各层段均有出水，横向上散布于该研究区。通过追踪水体，分析地层水的成因，地层水类型。
刘成林[9]2004年在《鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气储层与输导体系研究》文中研究说明苏里格气田是中国迄今发现的最大气田,属于克拉通盆地的岩性气藏。本文通过相似地质背景下典型天然气藏和非天然气藏储层和输导体系的对比研究,结合盆地模拟结果和流体-岩石相互作用物理与数值模拟实验,建立起不同富集度的天然气藏孔隙演化模型,明确了优质输导层和输导格架的时空演化以及输导机制等科学问题。采用类比分析的研究方法,对储层成岩相进行了划分,明确了天然气储层原始的沉积物及后期成岩演化。气层主要发育在粗粒岩屑石英砂岩溶孔相和含泥粗粒岩屑石英砂岩溶孔相中,非气层则主要发育在含泥(中)细粒岩屑石英砂岩致密压实相和含泥(中)粗粒岩屑石英砂岩残余粒间孔相中。气层的原始物质是中粗粒沉积物,粒径粗,填隙物少,抗压实强,在有机酸进入前,有较大空间待酸进入,发生较强的溶蚀作用,为天然气的注入提供了较大的储集空间。非气层的原始物质大多是细粒沉积物,粒径细,填隙物多,压实程度强,原生孔隙消失殆尽,次生孔隙少,总孔隙度很小。通过天然气成藏过程中的流体-岩石相互作用物理与数值模拟实验,证实在晚成岩A 阶段,大量有机酸的排出,溶蚀凝灰质和长石等易溶组分,形成了有利的储集相带。采用高分辨层序地层学和沉积微相分析方法,建立了苏里格气田现今输导体系地质模型。输导体系主要类型为砂体型,也有少量断裂型、砂体-断裂型。砂体型又可进一步分为厚层带状砂体、薄层带状砂体与透镜状砂体等类型。输导性能受构造运动、沉积相和成岩作用的影响,结合盆地模拟技术,确立了输导体系时空演化地质模型,进而采用岩石薄片鉴定、电镜分析等储层分析技术,通过成岩作用研究,分析了不同类型油气输导体系输导能力以及演化,晚侏罗世-早白垩世为苏里格气田的油气成藏关键时刻,输导体系为砂体、断裂与裂缝,输导效率高。
刘梅[10]2017年在《鄂尔多斯盆地苏里格气田盒_8和山_1段产能影响因素》文中研究表明鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8和山1段为该区主力产层之一。近年来,在研究区中部陆续完钻投产大量加密井,以弥补产量递减,资源基础基本已经得到落实。目前,研究区中部尚未投入规模开发,投产井数较少,气井普遍产能较低,且产能差异较大。因此,为了保证研究区较长期稳产,搞好资源产量接替,有必要对研究区中部的储层特征和气井产能状况进行评价,为气藏富集区优化井位部署,进一步向中部地区实行滚动开发提供有力的理论依据。本论文在结合前人研究成果的基础上,充分利用各种现代分析测试技术,采用岩石学、储层沉积学、油层物理学等多学科相结合的研究方法,对研究区中部的构造特征和储层特征详细研究,并对储层进行了评价。根据气藏地质特征并结合开发动态资料分析了地质参数、沉积微相、储层物性、烃源岩分布、气井出水、压裂工艺、压敏效应等因素对气井产能的影响。通过分析认为影响气井产能的主要因素有:地质参数,沉积微相,成岩作用,烃源岩分布,气井出水,压裂工艺,压敏效应。其中气井出水是影响气井产能的主要因素。由于压敏效应的存在,控制产量的生产井,生产动态优于放压生产井,能保证较长时间的稳产。
参考文献：
[1]. 致密砂岩气藏储层综合研究及水平井开发对策[D]. 盛军. 西北大学. 2016
[2]. 鄂尔多斯盆地苏里格气田上古气藏储层特征研究[D]. 黄勇. 成都理工大学. 2003
[3]. 苏里格气田不同区带盒8段、山1段气藏成藏要素差异性及含气控制因素研究[D]. 陈占军. 西北大学. 2016
[4]. 苏里格气田盒8气藏储层特征及地层水的地质成因研究[D]. 庞宏磊. 成都理工大学. 2007
[5]. 苏里格气田X区山_1段砂体特征研究[D]. 杨鹏. 西安石油大学. 2016
[6]. 苏里格气田上古生界气藏主力含气层段有效储集砂体展布规律研究[D]. 董桂玉. 成都理工大学. 2009
[7]. 苏里格气田苏59区块盒8段与山1段天然气富集规律[D]. 王喆. 西南石油大学. 2016
[8]. 低渗透砂岩气藏气水分布规律研究[D]. 金文辉. 成都理工大学. 2013
[9]. 鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气储层与输导体系研究[D]. 刘成林. 石油大学（北京）. 2004
[10]. 鄂尔多斯盆地苏里格气田盒_8和山_1段产能影响因素[D]. 刘梅. 东北石油大学. 2017