苏里格气田M区储层特征分析
浅析苏里格气田测井曲线与地层特征
浅析苏里格气田测井曲线与地层特征摘要：苏里格气田是目前中国陆上最大整装天然气田，天然气总资源量3.8万亿立方米，但是苏里格气田地表、地质情况复杂，储气层厚薄不一，大部分气藏储存在砂岩里，气田开发十分困难，本文结合工作实际，论述了苏里格气田主要的地层特征及其测井曲线在该地层的响应规律以及如何准确分层。
关键词：苏里格气田；岩性；测井曲线特征；分层引言：在苏里格气田，掌握好地层规律及其测井曲线在该地区的响应规律以及如何在正确的分层是测井工作人员和录井工作人员必备的知识，如想成为该地区测录井专业人员，还要求对以上知识要有更高、更深入的了解和掌握。
1、地区简介苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。
该地区地表主要为沙漠覆盖，主要含气层为上古生界二叠系中统下石盒子组的盒8段、下统山西组的山1段和太原组太一段、太二段及其奥陶系马家沟组气层。
气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏。
2、地质分层简介地层分中生界包括白垩系志丹统，侏罗系中统安定组和直罗组，侏罗系下统延安组，三叠系上统延长组，中统纸坊组，下统和尚沟组和刘家沟组；上古生界包括二叠系上统石千峰组，中统石盒子组，下统山西组和太原组，石炭系上统本溪组；下古生界包括奥陶系下统马家沟组。
3、石盒子组地层l、岩性：上部为暗棕色泥岩夹浅灰、灰白色砂岩：中部为暗棕色、浅灰色泥岩与灰绿、灰色砂岩互层，下部属半氧化环境下的内陆河流相沉积。
按岩性组合自上而下分为四个沉积正旋回——盒5-盒8，每个旋回一般都是由总厚度5—35米的一至三个砂层，其上封盖20—60米左右的泥质岩组成。
盒7盒8砂岩发育，厚度大、泥岩薄，砂岩以浅灰、灰绿色长石、岩屑质石英砂岩居多，以中-粗粒-不等粒为主，自上而下由细变粗，由北至南变细，厚度140—160米。
2、测井曲线特征：电阻率为低值，成小锯齿伏，井径不规则，自然伽玛曲线高低值变化明显。
苏里格气田开发技术探讨
苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—12%，常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率，发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。
根据目前勘探、开发认识，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
苏里格气田简介
苏里格简介
苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内，已探明地质储量6025.27×108m3，最终可探明储量达7000×108m3，为迄今中国最大的天然气气田。
苏里格气田区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，主要储集层为下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组盒8段，平均埋深3400米，是受三角洲平原分流河道砂体控制的大面积分布的低压、低渗透、低丰度，以河流砂体为主体储层的岩性气田。
其储集砂体纵向上多期重叠、横向上复合连片，有效砂体规模小，横向连续性差近。
100口井的试气成果表明，苏里格气田气井压力系数偏低、气井产量低、稳产能力差，除了少部分井（约10%）的无阻流量大于15×104m3/d以外，90%以上气井的无阻流量小于15×104m3/d，属于低产气藏。
苏里格气田有效储层横向展布变化大，单井控制面积小，含水饱和度高，具有较强的压敏效应，因而气井产能递减快，很难实现单井长期稳产。
苏里格气田规划建产期4年，稳产期10年，工钻井4000-5000口，稳产期末采出程度16.26%；区块生产期24年（递减期10年）。
开采期末采出程度20.16%。
区块的稳产是靠井的加密来实现。
在气田4年的建设期，仅钻全部开发井数的43%，而在气田10年稳产期，要钻全部开发井数的57%，待到区块稳产期结束以后，
就要用“扩边”或开发新的区块来补充天然气产量。
以上两个“滚动开发”的环节加上“富集区块的确定”、“井位的优选”，形成了苏里格气田“滚动开发”的全部内容。
苏里格气田不同沉积相建模方法及空间结构特征评价
苏里格气田不同沉积相建模方法及空间结构特征评价袁照威;强小龙;高世臣;文开丰【摘要】With the Su-10 Block in the Sulige Gasfield as an example, target-based modeling techniques have been deployed, together with sequential indicator simulation method and multi-point geological statistics to construct 3 models for sedimentary facies with different features of spatial structures.Markov chain model has been used to characterize spatial structure features of various types.In addition, impacts of such models on restoration of spatial structure of data have been analyzed.Research results show the Markov chain model can satisfactorily represent spatial features of modeling results to facilitate assessment over modeling pared with the transcendental geologic phase maps, the multi-point geological statistics can effectively represent features of complicated sedimentary structures.The sequential indicator simulation can effectively characterize spatial structure of large-scale data;Compared with above 2 techniques, target-based modeling method can hardly characterize spatial structure with significant changes inamplitudes.Relevant research results may provide necessary theoretical supports for future development of the Su-10 Block.%以苏里格气田苏10区块为例,运用基于目标的建模方法、序贯指示模拟法和多点地质统计学方法建立3种不同空间结构特征的沉积相模型,利用马尔科夫链模型表征不同类型的空间结构特征,并评价模型对数据空间结构的恢复效果.结果表明,马尔科夫链模型能够很好地再现建模结果的空间特征,评价建模效果.对比先验地质相图,多点地质统计学能够再现复杂沉积体的特征;序贯指示模拟能够表征大尺度数据的空间结构;相比前2种方法,基于目标的建模方法不能很好地表征空间结构,变化幅度较大.该研究可为苏10区块后续开发提供一定的理论依据.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)001【总页数】6页(P32-37)【关键词】沉积相建模;多点地质统计学;马尔科夫链模型;转移概率;苏里格气田【作者】袁照威;强小龙;高世臣;文开丰【作者单位】中国地质大学(北京),北京 100083;中国石油长庆油田分公司,陕西西安 710000;中国地质大学(北京),北京 100083;中国石油长庆油田分公司,陕西西安710000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏，其非均质性较强，不同的沉积微相内，储层参数分布规律不同，相控约束下的储层物性建模变得至关重要［1］。
苏里格地区天然气勘探潜力分析.do
作者简介：杨华，１９６３年生，博士，教授级高级工程师，本刊第六届编委会委员；１９８４年毕业于原西南石油学院。
地址：（７１００２１）陕西省西安市。
苏里格地区天然气勘探潜力分析杨华 席胜利 魏新善 王怀厂 韩会平（中国石油长庆油田公司） 杨华等．苏里格地区天然气勘探潜力分析．天然气工业，２００６，２６（１２）：４５‐４８．摘 要 鄂尔多斯盆地苏里格地区发育有良好的广覆型煤系烃源岩、区域上近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层加之侧向的分流间湾、河漫相泥岩以及致密砂岩的遮挡，在空间上构成了理想的生、储、盖配置，区域平缓西倾的构造特点为岩性气藏的成藏与保存提供了条件。
本区资源量大、资源探明率低，探明储量区外勘探程度较低，成藏地质条件优越，仍具有较大的勘探潜力；苏里格气田的东部、北部、西部及南部地区为天然气勘探的有利目标区。
主题词 长庆气田 苏里格地区 天然气 成藏特征 勘探评价 勘探区一、天然气勘探概况 鄂尔多斯盆地自１９８９年部署的陕参１井在古生界产出工业气流以来，天然气勘探呈现持续、快速发展的态势，先后发现并探明了靖边、榆林、乌审旗、苏里格、子洲等千亿立方米大型气田，累计天然气探明地质储量已超过了１．３×１０１２ｍ３，形成近８０×１０８ｍ３的年生产能力。
鄂尔多斯盆地已成为中国天然气生产的重要基地之一。
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，西起内蒙古鄂托克前旗，东到靖边气田西界，北起鄂托克旗的敖包加汗，南止陕西省吴旗县，勘探面积约４×１０４ｋｍ２。
该区大规模天然气勘探集中于２０００～２００２年，主要勘探目的层系为上古生界下石盒子组盒８段和山西组山１段，历时３年高效、快速探明了苏里格气田，新增天然气探明地质储量５３３６．５２×１０８ｍ３。
通过对该区成藏地质条件和资源基础的分析表明，苏里格气田周边地区与苏里格气田成藏条件类似，天然气勘探仍有很大的潜力。
二、成藏条件分析 １．广覆式煤系烃源岩提供了较为充足的气源 晚古生代鄂尔多斯盆地的沉积环境发生了由海相到陆相、由潮湿到干旱的转变。
鄂尔多斯盆地古生代苏里格气田致密气的特征和成因
本论文主要研究鄂尔多斯盆地古生界苏里格气田，该气田致密气探明地质储量5378×108m3，含气面积5715.9km2[1]，近两年苏里格气田又建成了部分上、下古生界气藏合采的气井，气质中H２S含量可达199.28mg/m３，无阻流量可达122×10４m３/d，是我国重要的致密气聚集区之一，同时也成为长庆油田致密气增储上产的重点地区。
鄂尔多斯盆地内发育油、气、煤等大型矿产资源，是中国西北部地区重点勘探和开发的主要地区，该盆地是古生代华北地台西端残余的克拉通盆地[9]，根据具体位置、现今构造形态和盆地构造演化史，可分为5个演化阶段，即前寒武纪拗拉原，早古生代古海，晚元古代沿海平原，中生代内陆盆地和新生代周缘断陷（图2）。
盆地上古生界为石炭系本溪组，太原组，上二叠系山西组，太原组，上石盒子组，二叠系组和石千峰组的过渡性和陆相相沉积。本溪组，太原组和山西组含煤地层为主要烃源岩，山西的河流三角洲砂岩和上石河子和石千峰组厚的湖相泥岩为区域盖层。苏里格，榆林，大牛地等大型气田已在鄂尔多斯盆地北部上古生界发现。其中，苏里格气田是中国目前发现的最典型致密砂岩气层，其东南地区含气层位为下石盒子组的盒８段和山西组山１、山２段，主力产气层位为盒８段，是目前中国最大的气田[9]。
上古生界苏里格气藏的砂岩储层（下二叠统山西组山１段和下石盒组盒８段）岩性致密，非均质性强，压实作用、胶结作用、交代作用、骨架颗粒的溶蚀作用，是形成低孔、低渗储层的主要原因[4]，盆地苏里格气田上古生界气藏含气面积大、资源总量大，但是丰度低、物性差，开发难度较大。其储层砂体多以透镜状、河道条带状或叠置形态不稳定发育，不同部位的物性具有差异性，加之烃源岩的分布、生排烃强度等在全区并不一致，导致气藏的含气特征十分复杂[7]。产层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段，气层压力为27～32MPa，气层埋深在3200～3410m，压力系数一般在0.83～0.89。对苏6井区进行的试采和开发前期评价初步结果表明，气层厚度较薄，平均气层厚度为8～20m；气层连续性差，单个含气砂体规模小，一般长为1000～2500m，宽为100～250m；单井产能变化较大，产量为(30～1)×104m3/d，在试气和试采过程中，地层压力下降快，后期压力恢复慢，这严重制约了该区致密气的规模开发[8]。
苏里格气田储层成岩相类型及测井识别
成岩作用形成的次生孔隙 、 微孔隙和受成岩作用改 造的残余粒间孔隙 占据 了主要地位 。测井识别和 评 价 低渗 透储 层 ， 重要 的 内容 就 是要 研究 成 岩作 很
度 及 深侧 向测 井 与成 岩相 的对应 关 系 ， 立 了相应 的测 井成 岩相 判 别标 准 ， 常规 测 井 资料得 到 建 使
了更深入 、 泛的应 用 。 广
关键 词 ： 苏里格 气 田 ； 成岩相 类型 ； 井识别标 准 测
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制 岩 性 、 性 主 导 成 岩作 用 、 岩 相 控 制 天然 气 富 岩 成 集 。 由于岩 性 的主 导 作 用 和 岩性 、 性 、 气 性 变 物 含
用 ， 原 始 沉 积环 境 控 制 的原 生 孑 隙很 少 ， 各 种 受ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱＬ 而
１ 成岩 相及 其 测 井解 释 意义
对 于 成岩 相 的定 义 不 同研 究者 表述 不 一 ， 一 从
般意义上来说 ， 成岩相是在成岩与构造等作用下 ， 沉 积物 经 历一 定 成岩 作 用 和演 化 阶段 的产 物 ， 括 包
隙度 、 高微孔率 ）双组（ 、 粒间孔隙、 微孔 隙并存 ） 孔 隙结构特点 ， 形成典型的低 阻气层 ， 这类低阻层是 苏里格地区低阻气层的主体 。 硅质是 苏里 格上古生界砂岩 中最重要 的 自生
作用在储集空间演化 中所起的作用 ， 研究储集层岩
石 组 构 、 隙构 成 、 孔 成岩 自生 矿 物 等 特征 及 其测 井 响应 ， 以期 通 过 测 井 资料 辨 识 成 岩 相 ， 别 有 利 储 识
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。
近年来，随着水平井开发技术的不断进步，水平井已成为苏里格地区致密气藏开发的主要方式。
本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究，以及开发指标的评价，为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于中国某省份，具有丰富的致密气藏资源。
该地区的致密气藏具有低孔隙度、低渗透率、高含气量等特点，给开发带来了一定的挑战。
水平井开发技术通过优化井眼轨迹，增加了井的接触面积，提高了气藏的采收率。
因此，对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究具有重要的实际意义。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立本文采用的方法是结合地质资料和工程数据，建立水平井产能模型。
模型考虑了致密气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，通过数学方法进行描述和计算。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们可以得到以下结论：水平井的产能与气藏的物理性质、井的轨迹设计、排采制度等因素密切相关。
在苏里格地区，合理的井眼轨迹设计和排采制度可以提高水平井的产能。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建本文构建了包括采收率、采气速度、经济效益等在内的评价指标体系。
这些指标可以全面反映苏里格致密气藏水平井的开发效果。
（二）评价方法及结果分析采用定性和定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行评价。
评价结果表明，苏里格地区的致密气藏水平井开发具有较高的采收率和经济效益，但同时也存在一些需要改进的地方，如排采制度的优化等。
五、结论及建议（一）结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究和开发指标的评价，我们得出以下结论：水平井开发技术可以有效提高苏里格地区致密气藏的采收率；合理的井眼轨迹设计和排采制度是提高水平井产能的关键；开发指标评价可以全面反映苏里格地区致密气藏水平井的开发效果。
（二）建议针对苏里格地区致密气藏的开发，提出以下建议：进一步优化水平井的轨迹设计，提高井的接触面积；加强排采制度的优化，合理控制采气速度；加强开发指标的监测和评价，及时调整开发策略，确保开发的可持续性和经济效益。
苏里格庙气田评价报告
表4.1 苏里格庙地区石盒子组、山西组主要气层段碎屑及填隙物含量(绝对含量)
%
4.主要储层段物性>4.2 成岩作用
成岩阶段划分： 成岩阶段的划分 依据主要有自生矿物 的特征，粘土矿物组 合及伊/蒙混层的转 化，有机质成熟度指 标，岩石的胶结特征 及孔隙类型和古地温 等。 成岩阶段可再分 为早成岩A期和B期, 晚成岩A、B及C期。
4.主要储层段物性>4.1岩石学特征
山1 和盒8 气层组碎屑岩储层的岩石类型主要 为石英砂岩、岩屑砂岩及岩屑石英砂岩。其中砂 岩的石英含量为72.9 %~ 85.9 % , 岩屑含量为 14.9 % ~ 27.1 % , 长石平均不足1 %（表4.1）。 砂岩的粒级较粗, 以中粒砂岩和粗粒砂岩为 主, 尚有含砾粗砂岩及细砂岩。 填隙物结构类型以胶结物—杂基混合填隙为 主,含量为4. 7%～32. 6%,主要由粘土矿物(水云母、 高岭石、绿泥石等) 、碳酸盐(方解石、白云石、 铁方解石、铁白云石) 、硅质及凝灰质组成。
图4.3 粒间硅质胶结物
4.主要储层段物性>4.2 成岩作用
4.2.2 胶结作用>粘土矿物
（2）粘土矿物胶结作用： 研究区的伊利石、伊/ 蒙混层、高岭石及绿 泥石等自生粘土矿物 成分相当复杂, 它们可 充填于各种孔隙之中, 或呈环带状薄膜包裹 在碎屑颗粒周围, 对砂 岩孔隙度的降低有直 接的影响。
图3.5 网状河湿地发育的炭质泥岩
植物化石 炭质泥岩 水平层理炭 质泥岩
厚层炭质泥岩段
3.沉积环境与沉积相特征>3.3小结
苏里格气田盒8-山1段储层整体为河流 相沉积，总体为潮湿气候环境，上部向较 干旱的气候转化，河流类型多样，既有辫 状河沉积、也有曲流河和网状河沉积。山1 段沉积期，气候潮湿，水动力较弱，河道 的限制性相对较强，为曲流河和网状河沉 积，盒8下段向较干旱气候转化，水动力增 强，同时河道摆动也增强，以发育辫状河 沉积为主。
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着全球对清洁能源需求的日益增长，致密气藏的开发已成为国内外能源领域的研究热点。
苏里格地区作为我国重要的致密气藏之一，其开发潜力和经济效益日益凸显。
本文针对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，以期为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于我国某盆地，具有丰富的致密气藏资源。
该地区的气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点，给开发带来了较大的挑战。
水平井技术因其能够增加泄油面积、提高采收率而被广泛应用于该地区的致密气藏开发。
三、水平井产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了水平井产能模型。
该模型综合考虑了气藏地质特征、工程参数及生产动态等因素，通过数值模拟方法对水平井的产能进行预测。
模型包括气藏物理模型、渗流模型、产能预测模型等。
2. 模型应用通过将模型应用于苏里格地区实际水平井的开发，验证了模型的可靠性和有效性。
同时，通过对不同参数的敏感性分析，为优化开发方案提供了依据。
四、开发指标评价1. 评价指标体系构建本文构建了包括经济效益、技术可行性、环境影响等方面的评价指标体系，对苏里格致密气藏水平井的开发进行全面评价。
2. 评价方法及结果采用定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。
评价结果表明，该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性，但需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。
五、结论与建议1. 结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，本文得出以下结论：（1）建立的产能模型能够较好地预测苏里格地区水平井的产能；（2）该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性；（3）需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。
2. 建议（1）继续优化产能模型，提高预测精度；（2）加强地质勘探工作，为开发提供更准确的地质资料；（3）关注环境影响，采取环保措施，确保开发过程的可持续发展；（4）根据实际情况调整开发方案，确保经济效益和技术可行性的平衡。
苏里格大气田成藏地质特征
二、页岩气成藏地质条件分析
1、地层结构和沉积环境
四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。其中，志留 纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理 和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。
2、气源条件
四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主 要来源。在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量 的页岩气。同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。
4、钻探技术：针对苏里格大气田的地质特点，采用先进的钻探技术，如水 平井、大位移井等，以实现高效开发和低成本开采。
未来展望
苏里格大气田作为中国最大的整装气田之一，具有巨大的开发潜力。随着科 技的不断进步和新技术的不断应用，未来苏里格大气田的发展前景将更加广阔。
1、油气勘探和开发前景：在继续深化苏里格大气田勘探和开发的基础上， 应加强周边区域的勘探工作，寻找更多可开发的天然气资源。同时，应积极探索 非常规天然气资源，如煤层气、致密气等，以提高天然气资源的整体开发水平。
成藏地质背景
苏里格大气田所处的地质背景包括鄂尔多斯盆地、华北板块、松辽盆地等多 个地质构造单元。盆地内的地层发育完整，自上而下分别为新生代河湖相沉积、 中生代岩浆岩和古生代变质岩。地形地貌以沙漠和戈壁为主，气候干燥，属于典 型的温带大陆性气候。
成藏地质特征
苏里格大气田的成藏地质特征主要表现在以下几个方面：
结论
本次演示对苏里格大气田的成藏地质特征进行了详细分析，包括其所处的地 质背景、成藏地质特征、勘探与开发等方面。通过研究发现，苏里格大气田具有 较好的成藏地质条件和资源量基础，采用合理的开发模式和钻探技术可实现高效 开发和低成本开
苏里格庙地区X气田低孔—渗储层敏感性分析
苏里格庙地区X气田低孔—渗储层敏感性分析鄂尔多斯盆地苏里格庙地区X气田储层主要为下石盒子组，为辫状河为主体的辫状河-三角洲沉积，储层物性较差，属典型的低孔、低渗储层范畴，通过扫描电镜观察研究区储层内粘土矿物含量高，多呈伊/蒙间层出现。
该文对研究区岩心进行流动试验，结果表明，储层主要为中等偏强水敏、中等偏强速敏、中等偏弱盐敏，弱碱敏和弱酸敏，其中，水敏性和速敏性主要是由蒙脱石和伊利石造成的。
因此，在后期开发过程中，液体流速控制在0.4ml/min左右，并采用”超前注入高矿化度水”的技术，加强分层开采，提高动态管理，来起到保护储层的作用。
标签：储层敏感性流动试验低孔低渗储层苏里格庙地区X气田0引言近年来的油田勘探实践证明了，储层敏感性是影响后期油气田开发过程好坏的重要因素之一，不仅使储层的物性发生良好的变化，也可能对储层造成严重的伤害。
储层的敏感性主要是由储层中的粘土矿物种类、含量及其特性引起的，表现在储层的水敏、速敏、碱敏、酸敏和盐敏五个方面[1]，不同的开发进度下储层敏感性也会有相应的变化。
针对鄂尔多斯盆地苏里格庙地区X气田下石盒子组的储层、沉积分析，前人已经做了很多工作，但是对近阶段有所变化的储层敏感性分析及相应对策的探究相对薄弱。
鉴于此，有必要对储层敏感性进行细致分析，以期为下一步的油气田开发提供依据。
1储层基本特征鄂尔多斯盆地苏里格庙地区X气田主要采气层位为下石盒子组，埋深为2900-3300m，地层为辫状河为主体的辫状河-三角洲沉积，形成于上游河流流出口处，发育于冲积扇上。
储层由浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中-粗砂岩及灰绿色中砂岩组成，岩石类型以岩屑石英砂岩为主，成熟度中等-高，石英含量为46.0%-98.8%，平均82.9%，填隙物的含量平均为12.6%。
通过对10口取心井100余块样品的薄片资料统计分析，孔隙度主要分布在5.52%～19.2%，岩心测得有效孔隙度为7.2%，渗透率主要分布在0.1～1μm2之间，储层物性较差，表明储层主体属低孔、低渗储层范畴[2]。
浅谈鄂尔多斯盆地苏里格气田的成藏机理
浅谈鄂尔多斯盆地苏里格气田的成藏机理苏里格气田是上、下古生界含气层系叠合发育区，天气生成、运移和保存条件较好。
气源岩主要为石炭二叠系海陆过渡相至陆相的含煤地层，天然气为高成熟裂解气，苏里格气田处于就近运移的指向带上，条件非常利于天然气富集，并且地质构造没有对天然气构成影响，砂体的储集物性横向非均质性很强，有一定的规律。
成藏条件皆成大型化发育，源储紧密接触是大型化成藏的基础。
天然气大型化成藏的重要条件是源灶埋藏期规模储蓄能量，抬升规模排气。
它表现为岩性气藏集群式成藏，总体规模大。
一、成藏基本条件苏里格气田气藏压力为低压原因是埋藏深及沉淀配置、构造演化和油气成藏几种因素的共同作用。
苏里格气田经历了气藏压力逐渐降低的演化过程。
1、气源岩与储集层苏里格气田属上古生界含气系统天然气。
来源比较单一。
苏里格气田与附近的烃源岩生气强度分布于18@108-40@108立方米/平方公里之间，处于生气高峰期具备形成中型气田的烃源岩条件。
下石盒子组底部的盒砂体和山西组上部的山砂体构成了苏里格气田主力层。
中粒层、含砾层石英砂岩构成了盒山段储层，储层空间以各种类型次生溶孔为主。
2、盖层100米以上的稳定的河漫湖相泥质岩构成了上古气藏的区域盖层。
覆泥岩及上倾方向致密泥岩为藏的直接盖层及侧向提供了良好的封堵条件，形成了较强的封盖能力，形成了良好的盖层。
苏里格气田大型岩性气藏体系的基础地质条件的形成得益于丰富的烃源岩、近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层以及分流间湾、支间洼地、河漫相泥岩等致密砂岩的遮挡。
二、天然气成藏地质特征1.生、排烃特征受鄂尔多斯盆地晚古生代至中生代连续沉降沉积特征的影响，苏里格及邻区的烃源岩热演化为连续过程。
烃源岩在快速埋藏期溫度达到80-90e（Ro-0.6%-0.8%开始生气，整个侏罗纪时期由于沉降缓慢，烃源岩未达到生气高峰，生成的天然气较少；而在快速埋藏期恰好与热异常事件相对应。
晚侏罗世早白垩世已进入高成熟阶段，气田进入生、排气高峰期，从烃源岩生气的整个过程看，均有天然气的生成与排出，生气期主要在K1时期。
苏里格气田低饱和度气藏成因及分布规律
域盖层泥岩厚度变化没有明显的相关关系。
从产水气井分布来看，盖层泥岩厚度变化对气水分布无明显的控制作用。
因素二：储层孔喉结构及配置关系。
通过对区块5口取芯井的铸体薄片、扫描电镜照片和阴极发光等试验观察及对压汞资料、孔渗物性分析资料等分析的基础上，对盒8、山1段9个小层的岩石学特征、储层孔隙类型及其结构、储层物性特征进行综合研究，并在此研究的基础上分析了低饱和度气藏成因。
(1)储层岩性及孔隙类型：通过铸体薄片观察，对目的层段的碎屑岩岩石类型、砂岩组分特征、填隙物组分特征及砂岩结构特征进行了统计分析。
根据对367个薄片资料的统计结果表明，储层岩石类型主要为岩石类型以中-粗粒岩屑石英砂岩为主，平均粒径0.12～1.25mm 。
颗粒分选中等偏好，磨圆度主要为次棱-次圆状，结构成熟度中偏低，填隙物以黏土为主，钙质次之。
碎屑成分以石英、岩屑为主，岩屑成分以变质岩岩屑为主，少量岩浆岩和沉积岩岩屑；储层中石英含量是自上而下逐渐增加，岩屑含量则逐渐减少。
通过砂岩铸体薄片观察及相关鉴定报告的统计分析发现，颗粒间接触关系以孔隙型或压嵌型为主；孔隙类型主要为残余原生粒间孔、粒间溶孔、胶结物内溶孔及高岭石晶间孔，裂缝罕见；面孔率主要集中在1%～2%，普遍较低；孔隙直径主要分布在7.6～109.3μm ，平均值为82.6μm ，属于毛细管孔隙。
(2)孔喉结构及配置关系：苏里格气田砂岩储层孔隙类型及其结构特征是用于评价储层好坏的重要指标之一。
据苏里格气区苏南区块孔喉分选性参数统计分析表明：吼道半径中值主要分布在0.03～0.4μm 之间，喉道相对偏细且极不均匀；分选系数在0.15～0.75之间；平均孔喉比为0～13.48；平均配位数在0～2.42之间，平均0.71，配位数低；反映了储层渗透率较低，毛管阻力偏大，天然气成藏需克服较大的阻力。
根据毛细管压力曲线形态及孔喉特征参数，将储层孔隙结构分为3种类型：大孔-粗喉型、中孔-中喉型和小孔-微细喉。
鄂尔多斯盆地苏里格气田储层微观孔隙结构特征
收稿日期：２００８—１１—２７
编辑：禹华珍
基金项目：国家蕈点蔡础研究发展规划“９７３”项日（２００３（２８２１４６００） 作者简介：杨县超（１９６２～）。男，现正攻读矿产普查与勘探专业博十学位，主要从事油田勘探开发技术研究。
万方数据
７４
寥 ～ 静 曝
地质科技情报
零 、 替 骚
２００９卓
图２苏里格气田储层孔隙度、渗透率分布图 Ｆｉｇ．２ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｐｏｒｏｓｉｔｙ ａｎｄ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｉｎ Ｓｕｌｉｇｅ Ｇａｓｆｉｅｌｄ
Ⅲ型：孔隙类型以岩屑溶孔、杂基溶孔及晶间孔 为主，排驱压力为１．０～２．０ ＭＰａ，孔隙度为５％～ ８％，渗透率为０．１×１０ｑ～ｏ．５×１０～“ｍ２，分布在 盒８和山ｌ段水动力相对较弱的环境中，岩层中的 泥质沉积物使岩层物性变差，为中等一差储集层。
Ｔａｂｌｅ １
表１苏里格气田储层孔隙组成
Ｃｏｍｐｏｓｉｎｇ ｏｆ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｏｒｅｓ ｉｎ Ｓｕｌｉｇｅ Ｇａｓｆｉｅｌｄ
￥２２＋１５井１－１／６９—１号样品９２１９．５％，＊。６．４４ｘ１０—３ ｐｍ２；ｓ３８—１６井２－７０／１３８—２号样品９＝１１．ＯＨ，‘一ｏ．２１×１０—３／ａｍ２
万方数据
７６
地质科技情报
２００９年
４ 结论
（１）储层孔隙类型主要为溶孔、粒问孑Ｌ、品问孔、 微孔，孔隙组合类型为溶孔一粒问孔、溶孔一晶问 孔、溶孔一微孔。孔喉组合类型以小孑Ｌ一微细喉型 为主，最有利的孔喉组合类型是高孔一粗喉型和中 孑Ｌ一中喉型。
［３３ 肖军。王华。袁妒川，等．深埋藏砂岩储屡中异常孔隙的保存机
制探讨［Ｊ］．地质科技情报，２００７。２６（５）：４９—５６．
致密砂岩分类评价标准研究—以苏里格气田为例
致密砂岩分类评价标准研究—以苏里格气田为例储层特征研究的一个重要目标就是对储层进行分类评价。
储层特征研究的着眼点不同，分类参数的优选及评价指标的制定也会不同。
本文储层分类评价研究关注的重点是储层的物性级别、储集能力、储量可动用性等三个方面，主要是从开发地质的角度对储层进行分类评价。
一、储层评价参数的选择前述已从沉积及成岩、岩石学及物性、孔喉结构、流体特征、渗流规律等方面进行了苏里格气田储层特征的分析。
参考前人对特低渗砂岩储层评价参数的优选结果，紧密结合本文储层评价研究的重点，优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数：常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径、排驱压力和拟启动平方压力梯度，以此六个参数作为研究区储层评价的衡量指标。
除上述关键衡量参数外，还选择了其他几个参数作为研究区储层评价的辅助衡量指标，分别为地层渗透率、密度、孔隙类型、岩石类型、最大进汞饱和度、主要喉道半径等。
二、储层分类评价标准1.六元参数单因素分类法在前人对苏里格气田储层的划分的基础上，结合前述开展的储层特征研究，对研究区储层开展了单因素储层评价分类。
首先以常压渗透率作为原始分类评价指标，根据实验数据建立其与其他五个评价参数之间的对应关系，从而确定其他指标的分类评价界限值，分类结果如表3-10所示。
表2-1苏里格气田单因素储层评价分类标准上述分类法主要是基于单因素的单项评价，按照不同的评价参数，储层可能会分属不同的类别，综合考虑各单参数的分类结果，给出最终的储层分类评价结果。
此方法的优点是方便快捷，易于操作，缺点是评价结果带有人的主观因素，致使储层的优劣排序较为模糊。
2.“六元综合分类系数”分类法研究结果表明，常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径等与储层的优劣呈正相关关系，即上述参数值越大，储层质量越好；排驱压力和拟启动压力梯度与储层才优劣呈负相关关系，上述参数值越大，储层质量越差。
为解决上述问题，构建了一个能够综合反映分类参数特点并可以定量对储层进行分类的指标，即“六元综合分类系数”。
苏里格致密砂岩气田储层岩石孔隙结构及储集性能特征
何东博１
１０００８３；
王少飞２
程立华１
２．中国石油长庆油田公司勘探开发研究院陕西西安７１００１８）
摘要：基于覆压条件下储层渗透率的变化特征，分析认为苏里格气田整体为致密砂岩气田。在５０～６０ ＭＰａ的覆压下，渗透率相对
变化量的１／３次方与常压渗透率的１／２次方表现为线性关系。储层孔隙度表现出一定的覆压敏感性，覆压孔隙度与常压孔隙度比
关键词：致密砂岩；孔隙结构；纳米级孔隙；束缚水饱和度；储集性能；天然气资源 中图分类号：ＴＥｌｌ２．２ 文献标识码：Ａ
Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｏｒｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ａｎｄ ｓｔｏｒａｇｅ ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ Ｓｕｌｉｇｅ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓｆｉｅｌｄ ＷＡＮＧ
ｒｅｌａｔｉｖｅ ｖａｒｉａｔｉｏｎ ｒａｎｇｅ
ｔｏ
ｔｈｅ １／３ ｐｏｗｅｒ ａｎｄ ｔｈｅ ｎｏｒｍａｌ ｓｏｍｅ
ｅｘｔｅｎｔ
ｏｎｅ ｔｏ
ｔｈｅ １／
ｕｎｄｅｒ ５（）～６０ ＭＰａ．Ｔｈｅ
ｐｏｒｏｓｉｔｙ ｏｆ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｉｓ ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ
ｏｖｅｒｂｕｒｄｅｎ
ｓｔｒｅｓｓ
ｔｏ
ｗｏｒｄｓ：ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ；ｐｏｒｅ
ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ；ｎａｎｏ
ｐｏｒｅ；ｉｒｒｅｄｕｃｉｂｌｅ ｗａｔｅｒ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ；ｓｔｏｒａｇｅ ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ；ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ
非常规天然气作为全球天然气工业的重要组成部 分，近年来发展非常迅速，而致密砂岩气是目前开发规 模最大的非常规天然气之一。中国致密砂岩气具有巨 大的资源潜力和可观的规模储量，主要分布于鄂尔多 斯、四川、松辽、吐哈等沉积盆地［１。４］，其中鄂尔多斯盆 地苏里格气田是中国目前发现最大的致密砂岩气田， 苏里格致密砂岩气田的开发主要是针对物性相对较好 的“甜点”进行的口。６］。２００６－－２０１０年（“十一五”）期 问，苏里格气田探明储量的提交是以孔隙度５％、渗透
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鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国迄今发现的陆上第一大气田，是继靖边气田、榆林气田之后鄂尔多斯盆地天然气勘探的又一重大突破，该特大天然气田的发现引起了国内很多地质学家的关注和重视。
苏里格气田是一个十分复杂的大型气田，储层低孔、低渗、低丰度且非均质性强，已成为制约天然气开发的瓶颈[1]。
本文对苏里格气田M区岩性特征及成岩作用进行了分析。
1 储层岩石学特征
储层岩石学特征主要包括岩石的成分及结构特征，是储层特征研究的基础。
岩石的组分及结构的好坏直接影响到储层的储集性能，是成岩作用和孔隙结构研究的基础依据。
研究区岩石学特征较为多变，其填隙物含量和石英含量都相对较高，研究起来较为复杂[2]。
据野外取芯井岩心观察及室内的岩石薄片及铸体薄片鉴定统计分析认为，研究区碎屑成分具有石英含量大于岩屑含量大于长石含量的特点，其中石英含量占碎屑总量一半以上，约平均为67.4%，最高含量为86.6%，整体含量相对较高；岩屑含量占碎屑总量约平均30.8%，最高45%；长石含量最低，平均含量只有0.8%。
研究区目的层具有高石英、低长石的特点。
2 成岩作用
压实作用、胶结作用、压溶作用、溶蚀作用等是低渗油藏常见的成岩作用。
其中，溶蚀作用可大大改善储层孔隙吼道，增加流体流动空间，对储层物性具有积极的作用；胶结作用、压实作用减小储层孔隙吼道空间，降低储层物性，对储层的影响是负面的。
铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料分析结果表明，研究区储层成岩作用主要包括了压溶作用、胶结作用、溶蚀作用[3]。
2.1 压实作用
研究区目的层的压实作用较为明显，颗粒间多呈线性接触或凹凸状接触，塑性颗粒多发生变形、脆性颗粒发生破裂，颗粒排列特征为定向-半定向。
压实作用对研究区的储层破坏作用较大，使得粒间孔隙变小部分区域甚至消失，进而导致储层的连通性变差。
储层的石英含量相对较高，且杂基的含量很低，机械压实作用不强，在一定程度上缓解了储层的变差程度，使得部分区域的粒间孔隙得以保留，增加了储层孔隙的连通性，为后期的油气富集提供了有利的通道。
2.2 化学压溶作用
研究区的化学压溶作用十分强烈，致使颗粒间呈嵌合接触，压溶作用发生于碎屑颗粒之间。
研究区目的层砂岩中可见黑色碳质薄膜的石英压溶缝合线，且压溶作用常常发生在杂基含量较高的砂岩中，主要是该类砂岩可以为压溶物质提供有利的扩散通道，使其为后续反提供空间。
2.3 蚀变作用
蚀变作用主要指在一定的环境条件下发生的物理化学作用，致使原岩的结构、构造发生变化并被新的物质所取
代的过程。
研究区的蚀变作用较为强烈，目的层常见黑云母的高岭石化或者伊利石化、长石的高岭石化或者绢云母化、中-基性火山碎屑的伊利石化或者绿泥石化等。
2.4 胶结作用
胶结作用主要是沉积物受其它因素的影响在孔隙中固结成岩，对储层的影响很大，常常致使储层的孔隙被占有、阻断，导致储层的孔隙度大幅度降低。
研究区的胶结作用十分发育，主要为绿泥石胶结、浊沸石胶结、方解石胶结等。
绿泥石是研究区主要发育的胶结物之一，该储层富含镁、铁离子，在成岩作用早期形成的蒙脱石、高岭石等转变为绿泥石，其主要以包膜绿泥石的状态存在。
包膜状绿泥石缩小孔隙喉道空间，降低油气渗流通道，但其又在一定程度上阻止了石英长石的加大，对储层孔隙空间又有积极的保护作用。
方解石也是研究区主要胶结物之一，主要以连生结构的方式存在，方解石含量高时，形成致密盖层。
另外，研究区还存在一定成分的硅质胶结，其主要为分散状晶体，减小储层孔隙空间。
2.5 溶蚀作用
研究区溶蚀作用可表现为对碎屑颗粒的溶蚀以及对杂基和胶结物的溶蚀。
在含煤地层酸性孔隙水作用下，研究区储层溶蚀作用表现为塑性组分填隙物普遍发生不同程度的溶蚀，并伴有泥质杂基高岭石化等，长石产生部分溶蚀，形成了较多的溶蚀孔隙。
2.6 微裂隙化作用
微裂隙主要是有构造作用和成岩作用引起的，对储层的影响较大。
研究区目的层可见成岩裂隙，多呈片状，主要是由刚性颗粒在一定的压实作用下发生破裂以及凝灰质失水后收缩而形成的裂隙。
综上所述，区域的成岩类型较多，其中溶蚀作用、化学压溶作用、蚀变作用以及微裂隙化作用对研究区目的层具有贡献性成岩作用，而压实作用、胶结作用等对研究区目的层的储层起到了严重的破坏作用，很大程度上降低了储层的储集能力。
3 结论
（1）研究区目的层具有高石英、低长石的特点。
（2）研究区储层成岩作用主要包括了压溶作用、胶结作用、蚀变作用、溶蚀作用以及微裂隙化作用。
其中溶蚀作用、化学压溶作用、蚀变作用以及微裂隙化作用对研究区目的层具有贡献性成岩作用，而压实作用、胶结作用等对研究区目的层的储层起到了严重的破坏作用。
参考文献
[1]杨鹏. 苏里格气田X 区山_1段砂体特征研究[D].西安石油大学,2016.
[2]曾云鹏. 苏里格气田桃2区块马五（1-4）亚段沉积和储层特征研究[D].西南石油大学,2016.
[3]罗亚婷. 苏里格气田东二区盒8段和山1段储层特征及成岩孔隙演化研究[D].西北大学,2016.
苏里格气田M区储层特征分析
张晶1,2 赵艳婕2 黄鹏程2
1.西安石油大学 陕西 西安 710065
2.中国石油集团东方地球物理公司研究院长庆分院 陕西 西安 710021
摘要：苏里格气田是我国的第一大气田，对该气田M区储层特征进行研究分析，对指导该区块储层有效开发具有重要意义。
本文对M区岩性特征及成岩作用进行了分析。
关键词：苏里格气田 储层特征 成岩作用 岩性特征。