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。
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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。