靖边气田陕200井区马五1-4储层特征及控制因素

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鄂尔多斯盆地天然气地质特征

鄂尔多斯盆地天然气地质特征主讲：马振芳长庆油田分公司勘探部一、盆地勘探概况（一）盆地概况：是中国第二大沉积盆地，盆地范围北起阴山，南抵秦岭，西至六盘山，东达吕梁山。

盆地面积37万km2,本部面积25万km2。

行政区划分：内蒙15万km2, 陕西11万km2。

地形地貌：北部为沙漠、草原及丘陵区，地势相对平坦，平均海拔1200-1350m ；南部为黄土塬。

（二）地质概况1. 盆地演化：是典型的克拉通盆地,基底为太古界及下元古界变质岩系。

盆地演化经历了五个阶段,天然气主要在晚古生代,石油主要在中生代。

2. 构造单元划分：主要依据白垩系划分六个二级构造单元。

主要特征为南油北气。

a. 伊盟隆起：主要发育构造油气藏。

b. 天环坳陷：主要发育构造、地层油气藏。

c. 伊陕斜坡：主要发育古地貌油气藏和岩性油气藏。

d. 渭北隆起：主要发育构造油气藏。

e. 晋西挠褶带：发育构造油气藏。

f. 西缘掩冲带：发育构造油气藏。

3. 地层：除缺失上奥陶系（0）、志留系（S）、泥盆系（D）外，其余地层均发育存在。

沉积岩厚度平均约6000m，纵向上具有“上油下气”的特征，即中生界产油，古生界产气,天然气主要分布在山西组、太原组和马家沟组。

部分地区本溪组也有。

4. 含气层系：主要有两套层系十八个地层组。

下古生界：以奥陶系（O）马家沟组顶部马五1~马五4白云岩气田为主。

上古生界：以二叠系（P）、石炭系（C）砂岩气田为主。

二叠系又以石盒子组盒8底部砂岩、山西组山2、太原组太1 砂岩为主要产气层；石炭系以本溪组底部砂岩为主要产气层。

（三）勘探历史阶段：1907 年第一口油井到现在近百年历史。

分六个阶段：1.1907 年~1949 年：延1 井发现油苗经历了清末官办期（1907年~1911 年）和中美合办期（1911 年~1919 年）。

2.1949 年~1969年：构造指导期,发现断层。

3.1970 年~1979 年：长庆油田会战阶段,第一个储量增长阶段。

鄂尔多斯盆地靖西地区马五段白云岩储层AVO研究

随入射角的变化情况。其中ＳｈｕｅｙＲＴ给出的简化公式是目
２．１理论基础及ＡＶＯ正演模型制作方法
型的ＡＶＯ正演模型作参考，才有可能对复杂的实际地震资料中ＡＶＯ特征做出正确的解释。在理论基础分析、测井岩石物理分析和理论模型建立的基础上，我们开展实际测井数据的ＡＶＯ正演模型分析，在地震道集数据验证其在目的层具有ＡＶＯ特征情况下，最终从不同流体饱和度、不同厚度气层
和围岩阻抗差异小，由此造成含气性预测困难。
近年马家沟组中上组合一批高产井的相继发现，揭示盆地岩溶斜坡区白云岩储层具有广阔的勘探领域和巨大的勘探前景。通过系统的
模型研究有助于了解已知地层的ＡＶＯ响应，有了地层模
２ＡＶＯ正演模型特征研究
鄂尔多斯盆地本部地区最明显的地震反射标志层是石岩系底部附近的煤层反射，由于煤层的地震速度明显低于上覆砂岩层的速度，其顶部反射应是一个负极性的波谷反射。通常．由于我们的地震资料采用负极性显示，即所谓的ＳＥＧＮｏｒｍａｌＳｔａｎｄａｒｄ（ＳＥＧ正常极性标准），地震反射振幅的极性与实际地层的反射极性恰恰相反，即负极性显示成波峰，正极性显示成波谷。因此，合成地震记录的负极性显示应与实际地震资料得到最好的对比。

影响靖南区块气井水平井钻井周期的因素研究

１２１井身剖面因素。．．科学合理的井身剖面是节约水平井钻井施工周期的关键，时它又是现场定向同工程师对井眼轨迹进行控制的依据，而在实钻中水平井的井眼轨道控制钻进施工周期占总施工周期的６左右，５因此合理优质的剖面将大大缩短钻井周期。由于靖边南部气田目的层变化复杂，其是靖尤
由表２可以得出：目的垂深、层钻速等一定在地的条件下，靶前距５０面中，合井段达到７．５剖复１８，因此施工周期要大大缩短。
２４钻具组合优化分析．
２４１直井段。靖边南部上部地层采用双扶钻具，．．
边气田马五１目的层薄且受多沟槽构造的影响，。轨迹控制调整频繁，以要在轨迹设计中选择剖面类所型和合理的造斜率，行剖面优化，减少摩擦阻力进以
和扭矩，高机械钻速，短斜井段钻井周期。提缩通过对靖平４ —２、７２井靖平４ —１和靖平５８６井１
２１年第１期０１６
如表１所示：
曲等影靖南块气水井井期的素玉龙响区井平钻周因研究
１９３
薯年号目ｍ钻期械份的完深井机ｈ井层钻ｄｍ井周／钻速
２１年靖平４－２马五ｌ００７２井。靖平５－井马五１１８。
段的砾石层极大的限制了ＰＤＣ钻头的应用，同时水平段地层变化判断困难，轨迹控制比较困难，直接影响钻井速度。１１３刘家沟地层漏失，．．造成井身结构复杂。井身结构设计是决定水平井钻井周期的关键因素［，２刘］家沟地层漏失，造成井身结构复杂，并且它与地层压力、眼稳定、井井身剖面和全井施工难度等因素密切相关，因此缩短钻井周期的有效途径之一是简化井身结构。在靖南区块，层的非均质性较强，地同时气藏地层的垂深变化大，是为节约钻井成本一般采用直但导眼井。据近两年实钻工况，导眼钻进存在着钻根直井周期长、靶点水平位移大等问题，与对地质上参考性不强，因此靖边南部气井水平井直导眼井身结构设计有待优化。因此在安全精确的条件下怎样缩短靖边南部气井水平井的钻井周期成为开发靖边南部气田的关键和焦点所在。１２影响钻井周期的工程和设计因素．

碳酸盐岩储层特征及影响因素分析——以靖边气田陕200井区马五4^1储层为例

研究区马五储层属平坦宽阔的陆表海清水沉
水成岩环境和埋藏成岩环境 ¨ 。成岩环境的变迁和交替，成岩介质、温度压力的不断变化，决定了成岩作用类型的多样性。这些作用强烈地改变着碳酸盐岩的成分、结构、构造以及储层孔隙类型、数量和
区，但呈条带分布；Ｙ２１一ｓ２ｌ８井区域平均气层厚度虽小于前者，但分布面积相对较广。
另外，西北部Ｙ１６井一Ｙ２０井区域和￥２６７井区
域远离膏云坪微相，天然气富集程度较差。Ｙ１６一
分布。
积环境，海水咸化，水体很浅，蒸发作用强烈，主要发
育含石膏、硬石膏的白云岩蒸发潮坪沉积，天然气的
分布严格受沉积相带控制
。
在天然气富集的西南部Ｙ２２井一Ｙ２８井区域
内，ｓ３井以南、ｓ７井以北范围内存在一大片的潮上带膏云坪微相，原岩主要为含较多石膏、硬石膏结核的白云岩；后期的溶蚀作用把石膏溶去形成大量
流渗透白云化作用和埋藏期的混合水白云化作用及
靖边气田陕２００井区奥陶系马五碳酸盐岩储层属于古老的沉积岩系。沉积期后，随着地壳运动
先后经历了海水成岩环境、近地表成岩环境、大气淡

靖边气田马五_4~1储层成岩作用及孔隙演化

生成岩环境、浅埋藏成岩环境、一深埋藏成岩环境中等等，而造成孔隙演化较为复杂。加里东末期的岩从
－ ●＿＿＿＿＿
一 ●■■Ｉ一
占据孔隙晶闻微孔藩蚀孔洞
晶间孔占据空洞无意义
溶作用形成最大的次生孔隙，虽经成岩阶段变化有所
４成岩演化阶段及孔隙演化模式
成岩作用受沉积期后的埋藏条件、海平面升降变
化、间溶液的变化、理和化学性质、粒物温度、以及所处体系的开放程度等成岩环境的影响，变迁受控而其于构造运动。研究区的成岩环境类型有近地表成岩
天然气勘探与开发
２１０２年１出版月
靖边气田马五４储层成岩作用及孔隙演化
陈凤喜王东旭
（中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院）
摘
要
鄂尔多斯盆地北部靖边气田奥陶系马家沟组马五气藏储集岩为颗粒白云岩、粗粉晶白云岩和细粉储层的最终形
・
２・２
第３卷５
第１期
天然气勘探与开发
中细晶结构，晶体之间镶嵌接触，隙没有因重结晶孔而得到改善。同时重结晶作用使得原砂屑结构仅有隐约轮廓依稀可见，转变为残余砂屑结构。
３储层孔隙结构
根据岩芯观察及薄片鉴定、描电镜分析，扫马五亚段的孑隙类型按照成因分类主要有原生孔隙Ｌ和次生孔隙两大类。其中原生孔隙主要有鸟眼孔隙；次生孔隙储集空问有八种孔隙类型（１。以次生表）

大牛地气田下古气藏硫化氢分布与产出特征

大牛地气田下古气藏硫化氢分布与产出特征摘要：大牛地气田马家沟组目前处于开发试验评价阶段，局部气井产硫化氢，本文通过调研，总结目前3类5种硫化氢成因，并通过临近靖边气田δ34S指标，分析明确气田硫化氢成因主要为热化学成因。

通过生产动态监测资料分析，含硫井硫化氢浓度主要集中在13~3000ppm，气田整体属于低、微含硫气藏，从平面上看，1大于100ppm气井集中在13井区，小于100ppm主要分布在12井区，其他井区零散分布低、微含硫气井，13井区整体硫化氢浓度高于其他井区。

纵向上看，含硫层位主要分布于马五5、马五6+7和马五1+2层，其他层位硫化氢含量较低。

该项研究对气田除硫工艺选择具有一定指导意义。

关键词：马家沟组；硫化氢；成因；分布Distribution and production characteristics of hydrogen sulfide in the Xiagu gas reservoir of Daniudi gas fieldWenHonggangNo.1 Gas Production Plant, Huabei Company, Sinopec, Zhengzhou,Henan, 450006)Abstract: The Majiagou Formation of the Daniudi Gas Field is currently in the stage of development test and evaluation, and localgas wells produce hydrogen sulfide. Through investigation, this paper summarizes the origin of 3 types and 5 kinds of hydrogen sulfide, and analyzes and clarifies the sulfidation of the gas field through theδ34S index of the adjacent Jingbian gas field. The origin of hydrogen is mainly thermochemical. Through the analysis of production performance monitoring data, the concentration of hydrogen sulfide inthe sulfur-containing wells is mainly concentrated in 13-3000ppm, and the gas field as a whole belongs to low and slightly sulfur-containing gas reservoirs. From a plane point of view, gas wells with 1 greater than 100 ppm are concentrated in well area 13, and those with lessthan 100 ppm are mainly distributed In well block 12, other wellblocks are scattered with low and slightly sulfur-containing gas wells, and the overall hydrogen sulfide concentration in well block 13 is higher than other well blocks. Vertically, the sulfur-bearing layersare mainly distributed in Mawu 5, Mawu 6+7 and Mawu 1+2 layers, and other layers have lower hydrogen sulfide content. This study hascertain guiding significance for the selection of desulphurization technology in gas fields.Keywords:Majiagou Formation；Hydrogen sulfide；Origin；Distribution1．硫化氢成因自然界存在3类5种成因硫化氢，一是生物成因[1-3]。

靖边气田气井解堵技术研究及应用

Value Engineering0引言靖边气田位于鄂尔多斯盆地中东部，属于下古生界碳酸盐岩岩性气藏，目前处于气田开发中后期增压生产阶段，生产系统普遍存在腐蚀结垢现象，部分气井管柱存在着严重的腐蚀和结垢现象，由于气井产出水质高矿化度、井筒需周期加注缓蚀剂防止井筒腐蚀等生产特征，缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀产物、气井产出液及其他入井剂的共同作用，造成气井井筒和产层附近形成有机或者无机堵塞，严重制约了气井正常生产和产能的有效发挥，直接影响气藏的最终采收率[1-4]，因此，亟需开展靖边气田老井井筒及储层解堵技术研究，结合靖边气田地质特征及气井特点，开展气井井筒堵塞原因、堵塞物成分，老井潜力评价、配伍性解堵剂优选和施工工艺等方面的研究，确保区块老井井筒有机解堵工艺取得较好的实施效果，有效提高气藏最终采收率。

1井筒堵塞成因分析造成井筒堵塞的原因很多，如地层出砂、机械落物、地层产出的沥青质，或者开采期间入井的各种化学药剂及钻井液、压裂过程中入井的聚合物及气井生产过程中形成的水合物都能够造成井筒堵塞[5-12]。

对于靖边下古气井，利用通井过程中取得的堵塞物样品如图1，通过无机物X 衍射射线分析法和有机物色谱方法对堵塞物成分进行分析，从图2分析，堵塞物无机物主要以腐蚀产物FeS 、FeCO 3及无机杂质为主；有机物中有大量的C 7~C 14的有机化合物，各碳数含量呈平均分布，成分复杂，主要为壬烷基同分异构体、多乙烯多胺衍生物、吡啶衍生物、芳香烃衍生物等低分子碳水化合物，判断堵塞物有机成分主要来自缓蚀剂的重组份，而这些结构都是目前各类缓蚀剂中的主要活性成分，这些堵塞物粘度较大，容易堵死天然气流动通道，影响气井正常生产，导致减产及关井，天然气中含有极其微量的芳香烃或杂环化合物，尽管含量较少，但与气井产出矿化度水析出的矿物质共同作用，日积月累同样会逐步在管道壁上积累，造成管道堵塞[13-14]。

2解堵剂适应性评价针对井筒堵塞成因及堵塞物成分研究结果，优选适合靖边气田的解堵剂开展老井解堵，由于井筒形成堵塞物属于有机物和管柱腐蚀产物的共同体，其很难溶于水和普通酸，黏性强，易与井下其他无机杂质混合，形成一种固态物堵塞，同时气田在选择有机解堵剂时，充分考虑气井自身———————————————————————作者简介:姜庆波（1985-），男，四川泸州人，学士，高级工程师，现工作于中国石油长庆油田分公司第一采气厂，研究方向为天然气开发、井下作业等。

苏里格气田Z30区块储层物性特征及控制因素

或凹凸状接触，胶结类型以孔隙式为主，其次为基底式胶结，接触式胶结很少。
山东科描大学
学丰
黼
２第０１３３２年卷第１０月５期
ＶＯＯｃｌｔ３２２０１Ｎ３ｏ５
３储层物性特征
层非均质性和明显的低渗、低压、低产特征，严重困扰着天
然气的开发３］。
２储层岩石学特征
Ｚ３Ｏ区块山段主要为岩屑砂岩，盒。段主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩（图２）。颜色多为浅灰绿色、灰白色、灰绿色，偶见杂色，反映其沉积于半干旱一潮湿气候，弱氧化一还原环境，发育块状层理、平行层理、楔状交错层理、板状交错层理和冲刷面等沉积构造。
ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅ
因素，对下一步勘探与开发提供地质基础依据。
ｌ研究区概况
苏里格气田东区地处鄂尔多斯市乌审旗和榆林市榆阳
区境内，南接乌审旗和靖边气田，东邻榆林气田（图１）。区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部，呈北东高、南西低的西倾单斜构造，其内部发育一系列北东一南西走向鼻隆
岩等；岩浆岩岩屑次之，以喷出岩为主，隐晶岩少量；沉积岩岩屑少量，以粉砂岩、泥质岩为主，可见少量云母；

鄂尔多斯盆地靖边西南马五5储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地靖边西南马五5储层特征及主控因素分析霍俊洲;苏奎;许文壮;王建国;田翔;夏勇辉【摘要】奥陶系马家沟组马五5亚段作为鄂尔多斯盆地油气勘探的新层段已经取得了突破,显示出巨大的勘探潜力,马五5储层特征及主控因素的研究有助于进一步扩大鄂尔多斯盆地马五5的勘探成果.通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析等手段,对靖边气田西南部奥陶系马五5的白云岩储层特征进行研究,并对影响储层发育的主控因素进行探讨.研究表明:储集层岩性主要为粗粉-细晶白云岩及泥晶白云岩,属于白云岩型储层;储集空间以晶间孔和粒间溶孔为主,具有低孔、低渗特征;优质储层的发育明显受沉积相、成岩作用和岩溶古地貌的控制;颗粒滩为马五5储层发育的有利微相带;溶解-中等充填粒(晶)间孔白云岩相为有利成岩相带;沟槽对储层的岩溶改造作用改善了储集空间并提供了天然气运移的通道.最终优选出三个I类有利区.研究成果对于该区天然气勘探及储层预测具有重要指导意义.【期刊名称】《复杂油气藏》【年(卷),期】2018(011)002【总页数】7页(P6-12)【关键词】颗粒滩;沟槽;储层特征;主控因素;马家沟组;靖边西南;部尔多斯盆地【作者】霍俊洲;苏奎;许文壮;王建国;田翔;夏勇辉【作者单位】中国石油长庆油田第六采气厂,陕西榆林718600;中国地质科学院矿产资源研究所;国土资源部盐湖资源与环境重点实验室,北京100037;中国石油长庆油田第六采气厂,陕西榆林718600;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油长庆油田气田开发处,陕西西安 710000【正文语种】中文【中图分类】TE122奥陶系马家沟组碳酸盐岩是鄂尔多斯盆地的重要产气层之一，含有丰富的天然气资源[1-3]。

1989年发现的靖边气田以马五段1～4亚段(简称马五1～4)风化壳岩溶型储层为主要储层类型[4-5]，目前已累计探明天然气地质储量近5 000×108 m3，目前年生产能力为55×108 m3[1-2]，是我国最大的整装碳酸盐岩气田[3]。

大牛地气田马五5白云岩储层特征及分布规律研究

大牛地气田马五5白云岩储层特征及分布规律研究唐明远【摘要】以沉积岩石学、油气地球化学、碳酸盐岩储层地质学为理论基础,通过大量钻井岩心观察、测井分析、薄片和扫描电镜鉴定、物性及压汞分析,研究了大牛地气田马五5亚段白云岩储层特征及分布规律.结果表明,马五5亚段储层岩石类型以粉-细晶白云岩为主;储集空间以晶间孔隙型为主,裂缝-孔隙型次之;平均孔隙度为5.41％,平均渗透率为1.05×10-3μm2,属于低孔低渗储层.马五5白云岩是表生期向下渗流的岩溶水与地层本身沉积的泥晶灰岩交代作用形成,其分布与奥陶系风化壳岩溶古地貌密切相关,主要分布在大牛地气田西部、北部的侵蚀高地以及东部、南部的侵蚀沟槽区,中部的斜坡台丘及斜坡区白云岩欠发育.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2017(031)005【总页数】4页(P29-32)【关键词】大牛地气田;马五5储层;白云岩特征;古地貌【作者】唐明远【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】TE112.23鄂尔多斯盆地奥陶系以碳酸盐岩沉积为主，在盆地中部靖边地区已发现的大型岩溶风化壳气藏，地质储量达7 000×108 m3，展示了盆地下古生界奥陶系碳酸盐岩风化壳的巨大潜力[1–3]。

大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部[4]，与靖边气田具有相似的成藏条件，已有的勘探成果也表明奥陶系风化壳具有良好的天然气勘探潜力。

近年来，在大牛地奥陶系风化壳发现马五1+2、马五5两套具有一定规模的气层，马五1+2亚段储层位于风化壳顶部，为一套岩溶储集体，马五5亚段储层位于风化壳底部，为一套白云岩储集体，二者具有不同储层特征及分布规律。

本次研究以风化壳底部马五5亚段为目标层段，通过大量钻井、岩心、测井、分析化验及测试等资料综合分析，对大牛地气田奥陶系风化壳底部马五5白云岩储层特征及分布规律进行了深入剖析，以期为其后续的勘探开发提供一定的地质依据。

靖边气田水平井适应性评价及其应用

表 3 2010 年完钻水平井开发效果统计表
井号
水平井含气层有效储层
邻近直井水平井与
无阻流量日产气量
段长度长度 ( m) ( m)
钻遇率 (%)
( 104m3/d)
(
104 m 3 /
平均产气量直井
d)
(
104
3 m
/
d)
产气倍数
靖平 X- 8 1301. 0 781
60. 0
113. 96
[ 参考文献]
[ 1] 杨洪志, 陈友莲, 陈伟等. 气藏水平井开发条件探讨[ J] . 天然气工业, 2005, 25( 增刊 A) : 95～ 99.
[ 2] 周英杰. 胜利油田稠油油藏水平井技术经济政策界限[ J] . 新疆石油地质, 2008, 25( 1) : 76～ 78.
[ 3] 孙玉平, 陆家亮, 巩玉政等. 我国气藏水平井技术应用综述[ J] . 天然气技术与经济, 2011, 5 ( 1) : 24～27.
马五1+ 2储层参数对比表
项目
水平井适应性条件靖边气田马五1+ 2储层参数
气藏深度( m) 有效厚度( m)
气层系数有效厚度与气层系数乘积
气层渗透率( 10- 3Lm2) 单井可采储量( 108m3) 千米深产气量( 104m3/ d)
1 00 0～4 30 0 > 6. 0 < 4. 0 < 100. 0 > 0. 2 > 2. 0 > 1. 0
关键词: 靖边气田; 水平井; 适应性; 经济界限渗透率中图分类号: T E355. 6 文献标识码: A 文章编号: 1006—7981( 2012) 13—0124—03

《新疆石油地质》2023年第44卷总目次

第44卷第6期新疆石油地质Vol. 44，No.6 2023年12月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Dec. 2023《新疆石油地质》2023年第44卷总目次·油气勘探·塔北地区三叠纪拗陷湖盆异重流沉积特征及主控因素…………………………………………………………仲米虹，唐武（1-1）塔河油田岩溶峡谷区伏流坍塌型古暗河缝洞系统…………………………………………张长建，吕艳萍，马海陇，耿甜，张晓（1-9）玛湖凹陷与沙湾凹陷上乌尔禾组储集层差异及成因…………………况昊，周润驰，王钧民，刘豪，谭先锋，蔡鑫勇，肖振兴（1-18）川西坳陷须二段次生石英形成机理及其对储集层物性的影响………………………………章顺利，杨映涛，张玲，操延辉（1-25）塔里木盆地顺北5号走滑断裂带分层分段特征及构造演化…………………………陈平，能源，吴鲜，黄诚，王来源，郭曼（1-33）共轭走滑断裂形成演化的控制因素及物理模拟实验……………………代兰，邬光辉，陈鑫，朱永峰，陈思锜，罗鑫，胡明（1-43）塔里木盆地顺北4号走滑断裂带变形特征及有利区评价………………………………李海英，韩俊，陈平，李媛，卜旭强（2-127）玛湖凹陷乌尔禾组致密砂砾岩沸石特征及储集层识别…………………………………秦志军，操应长，毛锐，张浩，冯程（2-136）苏里格气田盒8段辫状河储集层构型空间展布……………………………………………………………刘金库，胡杨，伍燚（2-144）玛湖凹陷三工河组油层低阻成因………………………………………………………………齐媛，韩东威，杜引鱼，周伟军（2-151）甘泉油田长8油藏水下分流河道砂体钙质夹层特征及成因……崔耀科，杜贵超，王凤琴，王聪娥，陈奕阳，王颖，黄杏雨（2-161）吐哈探区深层油气勘探进展及潜力评价…………………………………………支东明，李建忠，陈旋，杨帆，刘俊田，林霖（3-253）准噶尔盆地东部隆起石钱滩凹陷石钱滩组层序划分…………………康积伦，付国斌，韩成，梁辉，马强，梁桂宾，陈高潮（3-265）吐哈盆地胜北洼陷中—下侏罗统致密油烃源岩评价及油源对比……刘锋，赵红静，金颖，甘应星，曾雁，温旺彪，徐桂芳（3-277）胜北洼陷三间房组致密储集层成岩作用及孔隙演化……………………周港，程甜，李杰，陈安清，李富祥，徐慧，徐胜林（3-289）三塘湖盆地芦草沟组细粒岩储集层微观特征……………………………秦恩鹏，张君莹，张生兵，刘俊田，张小芹，陈永慧（3-299）三塘湖盆地煤炭地下气化地质评价与有利区域………………………………王兴刚，范谭广，焦立新，东振，曹志雄，韩波（3-307）陇东地区HQ区块东部长8致密砂岩储集层成岩相划分………………彭晓勇，刘国利，王兵，魏涛，任利剑，王巍，任江丽（4-383）川中地区大安寨段陆相页岩岩相对孔隙结构的控制作用………………孔祥晔，曾溅辉，罗群，谭杰，张芮，王鑫，王乾右（4-392）鄂尔多斯盆地大牛地气田马五5亚段储集层特征及成因…………………………………高景云，丁晓琪，祁壮壮，田胤瑜（4-404）陆相混积型页岩储集层孔隙结构特征及其控制因素……………周新锐，王喜鑫，李少华，张昌民，胡凯，严春景，倪雪儿（4-411）塔北、塔中奥陶系碳酸盐岩异常高压形成、保存与分布…………段永贤，宋金鹏，郇志鹏，杨连刚，周鹏，吕端川，田志宏（4-421）鄂尔多斯盆地伊陕斜坡太原组碳酸盐岩气藏富集规律…………………………李妍蓉，李靖，苏文杰，石磊，孙睿，朱玉双（5-509）西湖凹陷C油田花港组浅水三角洲储集层构型…………………………………何贤科，娄敏，蔡华，李炳颖，刘英辉，黄鑫（5-517）黔东北铜仁地区牛蹄塘组烃源岩成熟度评价…………………………………………刘奎勇，吴滔，卢树藩，盘应娟，安亚运（5-528）鄂尔多斯盆地延长组裂缝特征及其控藏作用…………………………………肖正录，路俊刚，李勇，张海，尹相东，周翔（5-535）沉积岩中沸石类矿物成岩演化特征及其意义………………………………左如斯，曾翔，曹忠祥，蔡进功，张奎华，张关龙（5-543）苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜……………………………石耀东，王丽琼，臧苡澄，张吉，李鹏，李旭（5-554）古龙凹陷姚一段致密油藏成藏主控因素及成藏模式……………………………………………………………………刘萍（6-635）塔河油田海西运动早期岩溶水系统划分及特征………………………………张长建，杨德彬，吕艳萍，张娟，李杰，丁立明（6-646）2023年新疆石油地质基准面旋回控制下的浅水三角洲砂体分散体系特征……………………………………………………………赵春晨，刘豪（6-657）玛湖凹陷风城组碱性矿物特征及天然碱测井评价……………………………毛锐，赵磊，申子明，罗兴平，陈山河，冯程（6-667）鄂尔多斯盆地东南部长6段致密砂岩孔喉结构及演化………………………严敏，赵靖舟，黄延昭，杨振亚，方越，吴和源（6-674）·油藏工程·柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏水气体积比及水侵预警………………柴小颖，王燕，刘俊丰，陈汾君，杨会洁，谈志伟（1-51）基于核磁共振的天然气驱储集层孔喉动用下限……………………………………………………白振强，王清华，宋文波（1-58）超深层断控缝洞型油藏油井合理产能优化方法及应用……………………顾浩，康志江，尚根华，张冬丽，李红凯，黄孝特（1-64）新型油水相渗数学模型的建立与应用………………………………………………………………李婧，范晖，刘春茹，杨芳（1-70）吉木萨尔凹陷芦草沟组混积型页岩油可动性实验………………………郭海平，吴承美，张金风，徐田录，肖佃师，郭雪燚（1-76）南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏控水实验……………………………邱浩，文敏，吴怡，幸雪松，马楠，李占东，郭天姿（1-84）砂砾岩储集层水力压裂裂缝扩展规律与可压性评价………………………………刘向君，王小军，赵保伟，熊健，梁利喜（2-169）玛北斜坡百口泉组致密砾岩水力压裂裂缝表征……………………李向阳，季汉成，卞腾飞，陈亮，陈亮，郭心舒，李梦凯（2-178）玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化…………………………………张景，虎丹丹，覃建华，王英伟，唐慧莹（2-184）顺北一区断溶体油藏溶解气驱开发特征………………………………刘学利，谭涛，陈勇，解慧，朱苏阳，吴昊镪，向东流（2-195）顺北一区超深断控油藏注天然气开发的可行性………………………………………………………陈勇，朱乐乐，刘学利（2-203）强非均质超稠油SAGD 储集层升级扩容数值模拟………………………………………孟祥兵，孙新革，罗池辉，马鸿，王青（2-210）临兴低阻气藏高不动水饱和度成因及其对气层电阻率的影响……刘再振，李洋冰，胡维强，冷捷，蔡瑞豪，谢岚，柳雪青（2-217）吐哈探区非常规油气资源开发策略………………………………………………………………………徐君，杨春，孟朋飞（3-314）油藏型储气库与天然气驱油协同建设实验——以葡北油田三间房组油藏为例……司宝，闫茜，刘强，张彦斌，付春苗，齐桓（3-321）鄯善油田特高含水期CO 2吞吐增油与埋存试验…………………………………………李艳明，刘静，张棚，公学成，马建红（3-327）葡北油田三间房组油藏天然气重力驱特征及影响因素 ………………………肖志朋，齐桓，张艺桢，李宜强，姚帅旗，刘通（3-334）吐哈探区稠油油藏注气吞吐适应性评价…………………………………………夏正春，赵健，刘锋，秦恩鹏，蔡必金，王奇（3-341）低孔低渗稠油油藏注水增能效果影响因素……………………………………………………………万海乔，王盛，刘学良（3-347）多区块累计生产指标叠合对预估采收率的影响……………………………………………宋成元，杨小璇，袁玉英，李艳明（3-352）塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化………………………………………胡文革，李小波，杨敏，鲁新便，刘学利，刘洪光（4-429）基于动态渗流阻力的注水调整方法………………………………………………单高军，王承祥，王治国，姜雪岩，郭军辉（4-435）沉积岩致密油藏压裂裂缝导流能力及产能模型…………………………………王小兵，胡炎射，李森，陈敏，王路，朱晨阳（4-442）塔河油田块状底水砂岩油藏开发特征及挖潜对策………………………………刘丽娜，曹飞，刘学利，谭涛，郑小杰，刘蕊（4-450）顺北油田顺北4号断裂带中段断控储集体连通性评价……………………………刘军，廖茂辉，王来源，龚伟，黄超，查明（4-456）陆梁油田呼图壁组多层系砂岩油藏分层注水调控……………………………党思思，孙志雄，裴帅，吴丛文，牟蕾，周玉辉（4-465）广义气水混驱特征曲线的建立及应用……………………………………………………贾蕊，袁泉，汤欣，吕奇奇，高文君（5-562）三塘湖盆地马中区块致密油藏CO 2吞吐提高采收率……………李世瑞，赵凯，徐江伟，木尔扎提·艾斯卡尔，徐金禄，张星（5-572）某油田低渗透油藏水平井加密及跟踪调整提产………………………………………………………………………周佳美（5-577）碳酸盐岩裂缝-孔隙型储集层水侵特征及残余气分布规律…………………………………谢鹏，陈鹏羽，赵海龙，徐建亭（5-583）··2第44卷第6期《新疆石油地质》2023年第44卷总目次姬塬油田黄3区长8超低渗油层CO 2驱埋实验…………………………………陈小东，王进，宋鹏，刘建，杨卫国，张宝娟（5-592）压裂直井产量公式…………………………………………………李传亮，庞彦明，周永炳，战剑飞，臧伟，陆慧敏，朱苏阳（6-683）高含水期油藏剩余油聚集度表征方法…………………………………赵晨云，窦松江，窦煜，柳朝阳，黄博，王振宇，李刚（6-690）顺北油气田含水高含凝析油凝析气井产能评价………………………………………………………………………李冬梅（6-696）顺北油田超深断控缝洞型油藏注水开发实践………………………………………李小波，魏学刚，刘学利，张艺晓，李青（6-702）缝洞型油藏一井多靶分段压裂开发效果数值模拟………………………………………耿宇迪，刘礼军，王立静，郭天魁（6-711）页岩水平井水力压裂裂缝扩展及防窜三维地质模拟…………………………王挺，汪杰，江厚顺，续化蕾，姚自义，南冲（6-720）砂泥岩互层水力压裂裂缝穿层扩展影响因素数值模拟……………………………吕照，潘丽燕，郝丽华，邹娜娜，邹志坤（6-729）·应用技术·克拉美丽气田火成岩天然裂缝漏失压力模型…………………………………杨虎，薛晓军，陈向辉，李秀彬，解俊昱，张伟（1-93）涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用……………………廖丽，欧宝明，陈君，吴程，姜琪，倪勇，赵玉（1-100）华池—南梁油田长8油藏高阻水层解释方法……………………………张德梅，段朝伟，李高仁，李永胜，陆敬武，林伟川（1-105）对标产能的碳酸盐岩储集层测井分类评价——以塔里木盆地托甫台地区一间房组为例…唐军，何泽，申威，齐戈民，郭为民（1-112）基于双平方根算子的速度建模方法及应用…………………阿力甫江·热合木吐力，潘龙，李献民，林娟，马晶晶，窦强峰（1-119）库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测……………张辉，鞠玮，徐珂，宁卫科，尹国庆，王志民，于国栋（2-224）基于小样本数据深度学习的砂体厚度预测方法及应用……………………………陈雨茂，赵虎，杨宏伟，魏国华，罗平平（2-231）塔河油田缝洞型储集层类型综合识别……………………………………………………………巫波，杨文东，吕晶，罗君兰（2-238）基于动态有效应力系数的地层压力估算方法 ………………………………周云秋，贺锡雷，林凯，秦思萍，张陈强，刘宗杰（2-245）稀油油藏密闭取心流体饱和度校正方法…………………………………………朱永贤，姚帅旗，张彦斌，韩继凡，赵瑞明（3-359）油气藏产量旋回泛函数学模型的建立及应用…………………………………………门海文，张静，魏海军，赵阳，高文君（3-365）基于低频模型优化的相控地质统计学反演方法及应用 ……………………石楠，刘源，冷玥，文一华，潘海峰，孙博，王兵（3-375）陆相页岩储集层岩石力学特性及能量演化特征…………………………………甘仁忠，熊健，彭秒，刘向君，梁利喜，丁乙（4-472）碳酸盐岩裂缝型储集层全直径岩心水侵规律实验………………………胡勇，乐平，郭春秋，陈鹏羽，肖云，屈思敏，王鑫（4-479）中—低成熟度页岩油原位转化对储集层的改造能力…………………………………………………韦自健，盛家平，张潇（4-485）煤层气井两层合采气水同产井底流压计算方法……………………………张鹏，曾星航，郑力会，张吉辉，王相春，彭小军（4-497）基于数据驱动的油藏流场重构方法………………………………冯高城，李金蔓，刘玉明，尹彦君，魏志勇，张强，孟凡坤（5-598）深大断裂控制油藏油柱高度计算方法………………………………汪如军，王培俊，牛阁，王怀龙，张洁，梁芮晗，赵欣玥（5-608）不同成因岩溶储集体氮气辅助重力驱实验………………………………………………………………………………程洪（5-613）碳酸盐岩储集层岩溶洞穴垮塌的力学机制…………………………………………………张骥跃，康志宏，陈华鑫，康志江（5-618）库车坳陷秋里塔格构造带西段高精度地震成像………………………………………张向全，谷永兴，刘军，裴家定，顾小弟（5-626）·综述·中国老油田二次开发现状及前景…………………………………付亚荣，窦勤光，刘泽，焦立芳，季俣汐，杨亚娟，尹后凤（6-739）油气资源储量分类体系对比………………………………………周立明，张道勇，姜文利，张臣，张晨朔，张昊泽，郑媛媛（6-751）··3。

中国石油招标中心西北分中心_企业报告(代理机构版)

1.1 总体指标 ...........................................................................................................................1 1.2 代理项目趋势....................................................................................................................2 1.3 代理项目规模....................................................................................................................3 1.4 大额项目列表....................................................................................................................3 二、市场分布 .................................................................................................................................3 2.1 代理项目主要系统分布 .....................................................................................................4 2.2 地区分布 ...........................................................................................................................5 三、服务能力 .................................................................................................................................8 3.1 节支率分析 .......................................................................................................................8 3.2 项目节支率列表 ................................................................................................................8 四、服务客户 .................................................................................................................................9 4.1 主要客户项目情况 ............................................................................................................9 4.2 主要客户项目列表 ............................................................................................................9 五、信用风险 ...............................................................................................................................12 附录 .............................................................................................................................................13

油气藏工程课程设计2

靖边气田下古低渗低丰度气藏动态监测摘要：长庆气田下古气藏属于大型深埋藏常压无边、底水气藏，具有低孔、低渗、低丰度、非均质性强等特点。

同时，由于井网井距大（一般在3Km），古地貌形态复杂等因素影响，给动态监测工作带来了较大困难。

靖边气田针对这种特殊的地质情况，经过多年的实际工作，研究总结各项动态监测技术的实际应用情况，通过不断的改进完善，逐步形成了适用于低渗透气藏地质特点的动态监测技术系列。

主要包括：压力监测技术、流体监测技术、产量监测技术、压力系统划分技术、产能核实技术及合理配产技术。

通过一系列动态监测技术的综合运用，取得了大量的动态资料，为气田的有效合理开发提供了依据。

主题词：低渗低丰度气藏动态监测技术一、靖边气田基本概况靖边气田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，是典型的低渗、低丰度、低产的大型复杂地层-岩性圈闭气藏，主要开发层位为下古奥陶系马家沟组，马家沟组储层类型主要为白云岩溶蚀孔洞；靖边上古气藏与乌审旗气田主要生产层位为上古的盒7、盒8、山1。

储层主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。

全气田共探明含气面积8095.78km2，探明地质储量5534.78×108m3。

其中靖边气田本部探明含气面积4672.5km2，探明地质储量3377.33×108m3；靖边气田潜台东侧探明含气面积2709.98km2，探明地质储量1288.95×108m3；乌审旗气田上古探明含气面积713.3km2，探明地质储量868.5×108m3。

乌审旗气田陕231井区马五4提交控制储量440.39×108m3，含气面积754.7km2。

靖边气田本部以南高桥－杏河区提交预测储量1292.51×108m3。

截止目前，全气田共动用含气面积5591.07km2，动用地质储量3917.82×108m3，动用程度70.79％。

二、靖边气田动态监测技术及其应用靖边气田的地质特征及自然地理环境，给气田动态监测的开展带来了较大的困难。

井网控制程度对气藏采收率影响——以靖边气田A井区为例

井网控制程度对气藏采收率影响——以靖边气田A井区为例代金友;任茜莹;穆中奇【摘要】采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一.目前针对井网控制程度对采收率影响研究的较少,且缺乏规律性认识.以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法——泄流面积法.应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律.结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,介于3.2％～81.1％;现有井网对马五31较为适应(马五31井网控制程度81.1％),而对其他小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率线性正相关,井网控制程度每增加10％,采收率提高8.5％.该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2018(018)030【总页数】5页(P70-74)【关键词】井网控制程度;采收率;影响;靖边气田【作者】代金友;任茜莹;穆中奇【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE377采收率是衡量气藏综合开发效果的一项重要技术指标，也是开发方案编制、规划、动态分析、经济评价等的重要参数之一[1]。

采收率的影响因素众多，主要包括地质因素(如渗透率、有效厚度、储层非均质性等)和开发工程因素(如采气速度、井网控制程度、废弃压力、工艺改造措施等)两类。

目前已有学者对气藏采收率影响因素进行了相关研究：如邹建波等[2]以川西气藏为例，采用数值模拟方法研究了渗透率、有效厚度、井底流压对采收率的影响，认为渗透率对采收率的影响十分明显。

李炜静[3]应用Eclipse数模软件建立机理模型，分析了渗透率、废弃井底压力、地层压力系数、打开程度、采气速度、水体大小、垂直水平渗透率比值、含水饱和度等8种因素对采收率影响并进行了排序，表明渗透率对采收率影响最大，而废弃井底压力、地层压力系数和打开程度对采收率影响较大。

马家沟组地层标志

d. 马五11~马五13均为溶蚀孔
洞储层。
e. d.马五: 底部为深灰色灰
岩、凝灰岩，最厚就 70-
80m，深灰色、马五14底部
为页岩、呈片状分布。
f. 马五14中间有 2-5m 厚
凝灰岩
的白云岩，晶间孔储层。
储层地质特征: 靖边气田的储层层系多，单层厚度小，主力储层马五13和马五41。马五13储层厚度3-5m;孔隙度0.7%-14.8%,平均值5.39%;渗透率0.01-641×10-3μm2 ,平均值 13.3×10-3μm2。马五41储层厚度4-7m,孔隙度1.36%-18.8%,平均值5.64%;渗透率0.056-614.2×10-3μm2 ,平均值 7.95×10-3μm2。
凝灰岩
沉积旋回
知识回顾 Knowledge Review
祝您成功！
A、锡土质泥岩。位于本溪组底部,平行不整合于马家沟组地层之上,厚度4-8米,
B.马六段灰岩。发育于马六段底部,厚度10-20米,
C.泥质岩,位于马五1亚段顶部,厚度1-2米,全区普遍发育。电性上较容易识别。 D.石膏质、灰质白云岩,位于马五1亚段底部,厚度2-3米, 全区普遍发育。电性特征明显。 E.灰质白云岩。位于马五2底部,厚度4-5米,在勘探区普遍存在。 F.膏质白云岩。位于马五3底部,厚度2-4米,绝大部分井发育。 G白云岩夹膏质岩。位于马五4顶部,厚度8-12米,在勘探区普遍存在。
马五13为主力储层, 表现较纯的白云岩特征马五14为凝灰岩, 表现为泥岩的特征与上下白云岩区分马五41上部为第二主力储层, 表现较纯的孔洞白云岩特征马五3为泥质白云岩, 马五4中下部为含膏白云岩或膏盐岩马五5为块状灰岩, 厚度比较稳定, 25米左右。

鄂尔多斯盆地中部马五7亚段颗粒滩沉积特征及空间分布

鄂尔多斯盆地中部马五7亚段颗粒滩沉积特征及空间分布刘耘;谭秀成;刘显岩;何为;熊鹰;刘灵;刘明洁;杨清宇【摘要】鄂尔多斯盆地中部马家沟组地层蕴含丰富的油气资源,以马五7亚段为主要储集层位的盐下碳酸盐岩油气勘探近期取得了重要突破.基于钻井、测录井、岩芯及薄片等资料,对盆地中部马五7亚段颗粒滩沉积特征、纵横向展布规律进行综合分析,进而探讨了研究区沉积古地理格局及其颗粒滩发育控制因素.结果表明:研究区马五7亚段主要由晶粒白云岩及各类型颗粒白云岩构成,纵向上发育潟湖—颗粒滩—灰泥丘—台坪、潟湖—颗粒滩—滩间海—颗粒滩、潟湖—颗粒滩—灰泥丘三种沉积相序,颗粒滩位于向上变浅旋回的中上部,且常与微生物丘构成丘滩复合体建造,具有良好的储集意义.横向上,马五7亚段发育两套较大规模的颗粒滩,层位稳定且连续性较好,整体表现为中西部厚而东部较薄的特征,平面上则呈南北向发育并沿东部凹陷环带状分布.研究区沉积规律表明马五7亚段相对缺乏潮坪相沉积特征,推测其沉积环境更符合局限—蒸发台地.沉积期海平面的频繁变化控制了滩体发育规模及其垂向叠置样式,区内西高东底的古构造格局及其内部的微地貌起伏则决定了马五7颗粒滩平面分布的差异性.【期刊名称】《沉积学报》【年(卷),期】2018(036)004【总页数】11页(P796-806)【关键词】颗粒滩;沉积特征;空间分布;马家沟组;鄂尔多斯盆地中部【作者】刘耘;谭秀成;刘显岩;何为;熊鹰;刘灵;刘明洁;杨清宇【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),成都 610500;中国石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学,成都 610500;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),成都 610500;中国石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学,成都 610500;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石油长庆油田分公司勘探事业部,西安 710018;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),成都 610500;中国石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学,成都 610500;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),成都 610500;中国石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学,成都 610500;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),成都 610500;中国石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学,成都 610500;中国石油长庆油田分公司勘探事业部,西安 710018【正文语种】中文【中图分类】P588.24+5;P618.130 引言鄂尔多斯盆地靖边气田截至2013年底储量规模超过1×1012 m3，其中，下奥陶统马家沟组碳酸盐岩气藏储量占总探明储量的80%以上[1]。