苏里格气田桃2井区盒8～山1段储层特征
苏里格地区东南部下石盒子组盒8段储层物性特征及其测井解释模型建立
苏里格地区东南部下石盒子组盒8段储层物性特征及其测井解释模型建立阎媛子;孟凡美【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格地区盒8段储集层地质特征复杂,测井响应特征多变.开展储层孔隙结构的研究是正确认识储层地质特征的关键,也是测井储层评价中正确建立测井解释模型的前提.基于大量的岩心分析以及试气试产数据,得出该地区主要产气层位盒8段的储层孔隙度和渗透率区间变化范围都很大,说明储层孔隙结构复杂,并可能受裂缝的影响.研究区不同区域沉积体系以及物源的方向呈多样性和差异性,在本区没有建立统一的测井解释模型,采取分区分块的思路分别建立各自的测井解释模型.经验证,用这种方法建立的模型在研究区应用效果良好.【期刊名称】《地下水》【年(卷),期】2013(035)002【总页数】3页(P53-55)【关键词】苏里格;盒8;物性特征;测井解释模型【作者】阎媛子;孟凡美【作者单位】西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069;山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266590【正文语种】中文【中图分类】TE13苏里格气田东南部地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、陕西省榆林市榆阳区和靖边县境内，区域构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部。
苏里格气田东南部的区域构造为一宽缓的西倾斜坡，坡降一般3～10 m/km。
在单斜背景上发育着多排近北东向的低缓鼻隆，鼻隆幅度一般10～20 m 左右，宽度 3 ～6 km［1］。
苏东南地区地质条件非常复杂，是一个低压、低渗透、低丰度的以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主的岩性气藏，所以，物性特征是影响产量的首要因素［2］。
该地区盒8段主要为一套辫状河三角洲沉积，细分到微相主要发育分流河道(主要为心滩)、分流河道间(泛滥平原、河漫滩、天然堤、决口扇)，心滩发育部位砂体厚度达到较大，常成为有效储集层［3～5］。
因此，在此沉积微相特征的基础上搞清其物性特征并且建立适合该地区的测井解释模型对该地区下一步的勘探开发是非常必要的。
苏里格气田东区盒8段致密砂岩气藏孔隙结构特征研究
苏里格气田东区盒8段致密砂岩气藏孔隙结构特征研究苏东盒8段砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四大类。
其中以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量微裂隙。
储层孔隙组合类型多以复合型为主，主要有粒间孔+晶间孔+溶孔、粒间孔+晶间孔、粒间孔+溶孔、溶孔+晶间孔、溶孔+微孔、晶间孔+微孔等多种复合类型。
标签：砂岩孔隙致密砂岩储层物性差、成岩压实作用强、孔喉细小、孔隙结构非均质性强，储层岩石的微观孔喉结构直接影响着储层的储集和渗流能力，并最终决定气藏产能分布的差异。
薄片鉴定结果表明：盒8储层总面孔率为2.3%，以岩屑溶孔、晶间孔为主，二者约占总面孔率的62%，其次为杂基溶孔和粒间孔，占总面孔率的32%；山1储层总面孔率为2.1%，以晶间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的71%，其次为杂基溶孔和粒间溶孔，占总面孔率的25%；山2储层总面孔率为3.4%，以粒间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的56%，其次为粒间溶孔、晶间孔和杂基溶孔，占总面孔率的43%。
苏东上古生界砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四大类。
其中以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量微裂隙。
上古生界储层孔隙组合类型多以复合型为主，主要有粒间孔+晶间孔+溶孔、粒间孔+晶间孔、粒间孔+溶孔、溶孔+晶间孔、溶孔+微孔、晶间孔+微孔等多种复合类型等。
薄片鉴定结果表明：盒8储层总面孔率为2.3%，以岩屑溶孔、晶间孔为主，二者约占总面孔率的62%，其次为杂基溶孔和粒间孔，占总面孔率的32%；山1储层总面孔率为2.1%，以晶间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的71%，其次为杂基溶孔和粒间溶孔，占总面孔率的25%；山2储层总面孔率为3.4%，以粒间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的56%，其次为粒间溶孔、晶间孔和杂基溶孔，占总面孔率的43%。
苏里格气田东区中二叠统盒8—山1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素
苏里格气田东区中二叠统盒8—山1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素周锴;孙卫;王证;张一果;马永平【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密,渗流规律复杂.通过气水相渗实验、铸体薄片、高压压汞和恒速压汞等分析测试,对研究区盒8-山1段储层的相渗特征进行分析.尝试将研究区气水相渗曲线由好到差分为Ⅰ～Ⅳ类,其中具有Ⅱ类和Ⅲ类气水相渗曲线特征的储层分布最为广泛.分析认为孔喉半径大小、孔喉分选和孔喉连通性的好坏是决定储层渗流能力的主要控制因素.图7表4参15【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2016(039)002【总页数】5页(P31-35)【关键词】苏里格气田东区;致密砂岩储层;相渗;孔隙结构【作者】周锴;孙卫;王证;张一果;马永平【作者单位】“大陆动力学”国家重点实验室·西北大学地质学系;“大陆动力学”国家重点实验室·西北大学地质学系;中国石油长庆油田公司第四采气厂;“大陆动力学”国家重点实验室·西北大学地质学系;中国石油勘探开发研究院西北分院【正文语种】中文鄂尔多斯盆地苏里格气田东区盒8—山1段储层岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，储层致密，单井产量低[1-2]，渗流特征复杂，气藏开发技术难度大，深入认识其渗流特征对指导气田开发具有重大意义。
对于致密砂岩储层，前人分析了不同微观孔隙结构的储层所具有的渗流特征，其重点主要为储层的微观孔隙结构特征[3-9]。
还有一些学者[10-14]研究了物性、温度和压力、流体性质及储层敏感性的差异对渗流特征的影响。
本文依据储层物性和气水相渗曲线特征参数，本次研究区范围为苏里格气田东区，其主力产气层段为下石盒子组盒8段和山西组山1段。
将储层相渗特征进行分类，并进一步分析其影响因素。
盒8—山1段储层岩石类型以灰色、灰白色粗砂岩、中砂岩为主，部分含砾，碎屑组成以石英、岩屑为主，石英含量普遍较高；砂岩类型主要以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。
苏里格气田下二叠统盒8段异常低压成因及其分布特征
苏里格气田下二叠统盒8段异常低压成因及其分布特征陈义才;张胜;魏新善;刘新社;赵惠涛【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2010(030)011【摘要】苏里格气田下二叠统下石盒子组8段(盒8段)异常低压明显,但对其成因未达成共识.为此,统计分析了该区盒8段53口井的实测地层压力,发现产水层、产气层以及气水同产层的地层压力系数在垂向上均无明显变化规律,而在平面上呈南北向的条带状分布,形成多个异常低压系统.应用Fick气体扩散定律和盆地模拟技术,结合区域沉积、构造演化和天然气组成特征分析认为,盒8段河道砂体分布的局限性为异常地层压力的形成提供了必要封闭条件,天然气扩散作用虽然存在,但是扩散损失影响相对较小.盒8段异常低压的形成主要与晚白垩世以来的构造抬升、地层剥蚀以及构造热事件的消失有关.【总页数】4页(P30-33)【作者】陈义才;张胜;魏新善;刘新社;赵惠涛【作者单位】成都理工大学;四川煤田地质局141队;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【相关文献】1.苏里格地区中二叠统下石盒子组盒8段沉积相研究 [J], 段长江;罗顺社;周彪2.鄂尔多斯盆地苏里格气田北部下二叠统山1段和盒8段物源分析及其地质意义[J], 蔺宏斌;侯明才;陈洪德;董桂玉3.鄂尔多斯盆地乌审旗气田中二叠统下石盒子组盒8段下亚段滩坝砂体沉积特征[J], 杨西燕;沈昭国;方少仙;侯方浩;李安琪;傅锁堂;吴正;阎荣辉4.辫状河致密砂岩气藏阻流带构型研究——以苏里格气田中二叠统盒8段致密砂岩气藏为例 [J], 刘群明;唐海发;吕志凯;王泽龙;付宁海;郭智5.砂体构型成因模式及其对物性的控制作用——以苏里格气田西区二叠系盒8段为例 [J], 陈宇航;贾鹏;曹全斌;赵靖舟;吴和源因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田苏南区块上古生界盒8-山1段有效砂层分布特征分析
苏里格气田苏南区块上古生界盒8-山1段有效砂层分布特征分析苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸，距离物源区远，储层埋深大，成岩作用强。
落实有效砂体分布，是苏南等气田边部地区高效开发的基础。
本文以苏南盒8、山1段储层为目标，结合构造、沉积、储层、成岩分析，研究了有效砂体的空间展布特征，总结了有效砂体储层特征。
苏南虽位于苏里格气田边部，仍具有一定的开发潜力，按照沉积演化规律，苏南再往南的浅水辫状河三角洲前缘相储层，值得下一步的研究和探索。
标签：有效砂体;沉积相;砂体分布;储层1 基本地质特征①构造特征：苏南处在苏里格气田的南部边缘，位于伊陕斜坡以西，天环凹陷以东，整体受控于鄂尔多斯盆地宽缓的构造背景。
区域构造为一宽缓的南西倾大单斜，北东高，南西低，区内断层基本不发育。
坡角小、坡降缓的构造背景下形成的浅水辫状河三角洲，使得各亚相分布规模较常规的辫状河三角洲范围广，尤其是浅水辫状河三角洲平原沉积，更是大面积分布;②沉积特征：苏南储层岩性主要以以中-粗砂岩为主，偶见含砾粗砂岩和中细砂岩，而苏中储层岩性主要为粗砂岩、含砾粗砂岩。
与苏中相比，苏南距离物源远，水动力减弱，岩石粗粒组分减少。
结合区域沉积背景、岩心观察、测井相分析、沉积剖面等，将区内沉积环境判断为宽缓构造背景下形成的浅水辫状河三角洲平原沉积，可细分为心滩、分流河道、分流间湾3种沉积微相。
因浅水辫状河三角洲平原的分流河道与辫状河沉积具有一定的相似性，这里借用辫状河河道中“心滩”的概念，来指代分流河道的高能砂体。
a心滩：位于辫状分流河道的中心，水体能量最强，砂体厚度较大，沉积物粒度粗，分选好。
测井曲线呈齿化的箱型、钟形，是研究区最有利的储层;b分流河道：为浅水辫状河三角洲平原相的沉积主体，形成三角洲的大量泥沙都是通过它们搬运至河口处沉积下来的。
分流河道具有一般河道沉积的特征，即以砂质沉积为主，以及向上逐渐变细的层序特征。
但它们比中、上游河流沉积的粒度细，分选变好;以中砂岩、细砂岩为主，GR曲线以钟型、齿化钟型为主;c分流河道间：分布在分流河道之间，粒度较细，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩为主，沉积构造主要发育弱水动力条件下形成的水平层理、波纹层理，GR曲线幅度低，接近泥岩基线。
苏里格气田储层非均质性
苏里格气田储层非均质性摘要: 苏里格气田属于典型的岩性圈闭气藏，具“低孔、低渗、低丰度”的地质特征。
以苏里格气田东区z9区块为研究目标，利用实际地质资料分别对苏里格气田z9区块石盒子组8段储层平面非均质性、层内非均质性和层间非均质性进行研究。
结果表明，研究区石盒子组8 段层内和层间非均质性都非常严重，垂向上的层间和层内非均质性要强于平面非均质性; 石盒子组8下亚段砂体最发育，在沿河道方向砂体的连续性较好，而在垂直河道方向上河道砂体较厚更叠频繁，连续性较差，致使层间非均质性最严重。
关键词: 砂体;夹层;非均质性; 储层; 苏东z9区块; 苏里格气田abstract: the surig gas field belongs to lithologic gas reservoir geological characteristics of typical, with “low porosity, low permeability, low abundance .”. surig east block z9 gas field as the research object, using the actual geological data respectively 8 reservoir plane heterogeneity, intraformational and interlayer heterogeneity study of surig gas field z9 block stone box. the results show that, the study area shihezi formation of 8 layer and interlayer heterogeneity is very serious, vertical interlaminar and intrastratal heterogeneity is stronger than the plane heterogeneity; shihezi group of 8 low sub-member of zhiluoformation in the development, continuous along the channel direction of sand body is good, but in a vertical channel the direction of channel sand body is thick overlapping frequent, continuity is poor, resulting in the most serious interlayer heterogeneity.keywords: sand body; interlayer; heterogeneity; reservoir; su east block z9 gas field; surig中图分类号：te321 文献标识码：a文章编号：一、区域地质概况苏里格气田东区地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内。
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]。
苏里格气田桃2区块盒8、山1段储层成岩作用与孔隙演化
苏 里 格 气 田桃 ２区块 盒 ８ 、 山 １段 储 层 成 岩 作 用 与 孔 隙 演 化
杨 勃 ， 曾 伟
（１ Ｉ 西 南 石 油 大学 研 究 生 院 ， 四川 成 都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ； ２ ． 西南石油大学）
摘要 ： 苏 里 格 气 田桃 ２区块 盒 ８ 、 山 １段 储 层 物 性 较 差 ， 通过 大量的铸体 薄片观察 、 阴极 发 光 分 析 、 包 裹体 检 测 以及
平 均渗透 率 ０ ． ２ ８ ×１ ０ Ｆ ｍ ， 研 究认 为成 岩作 用 控
表 １ 储 层 主要 成 岩 作 用 及 对 子 Ｌ 隙 度பைடு நூலகம்的 影 响
有： ①片状 、 长条 状矿 物顺 层分 布 ； ② 石英 、 刚性 岩屑 等 刚性颗 粒 的局部 破 裂 与错 位 ， 在 阴极 射 线下 常 见 石 英颗粒 的压 裂缝 被 石 英 胶结 物 重 新 愈合 的现 象 ； ③ 片岩 、 千枚 岩 、 板岩、 泥 页岩 、 喷 出岩等塑 性颗 粒 的 塑性变形 与假 杂基 化 。 当沉 积物 的埋 深 到达一 定程度 （ 一 般为 １ ０ ０ ０ １ ５ ０ ０ ｍ） ， 颗 粒接 触 点 上 的压 力 超 过 正常 孔 隙 流体 压力 ２ ～２ ． ５倍 时 ， 就会 发生 压溶作 用 。压溶 作用 主 要通 过 固体 一溶 液 之 间 的物 质 平 衡来 完 成 ， 不 仅 能 引起 石英 颗粒 体积 的减小 ， 使颗 粒接 触更加 紧密 ， 而 且 压溶组 分 Ｓ ｉ Ｏ 。 还会 作 为胶结 物沉 淀下来 ， 进 一步
研 究层 段储 层 中常 见 的胶 结 物 有 石 英 、 方 解 石
一
。
盒 ８上 亚 段 石 英 胶 结 物 平 均 含 量 ３ ． ４ １ ％； 盒 ８
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。
苏里格气田东区上古生界盒8、山1段储层-测井特征研究
摘要：鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒8段显示出较好的含气性特征，通过铸体薄片观察与鉴定、渗透率、压汞分析和非均值分析，结果表明上古生界盒8段储集层砂岩中石英砂岩以粒内溶蚀孔隙、溶蚀粒间孔隙和残余粒间孔隙为主，岩屑石英砂岩以溶蚀孔隙为其特征，只有极少部分储集层为晶间孔隙-粒间孔隙型；岩屑砂岩以粒内孔隙和溶蚀粒内孔隙为发育。
通过铸体技术分析面孔率一般在2.3％以上。
最后通过参数综合评价将储层划分为4类，苏里格气田东区盒8储层主要为Ⅰ、Ⅱ类。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田东区；储层特征苏里格气田东区上古生界盒8、山1段储层-测井特征研究兰义飞1，陈志华1，石林辉1，刘莉莉1，曹艳2（1.中国石油长庆气田分公司勘探开发研究院；2.长庆科技工程有限责任公司）0前言苏里格气田是一个特大气田，不仅是我国现阶段规模最大的天然气田，也是我国第一个世界级储量大气田。
2007年股份公司提出了要将鄂尔多斯盆地建设成石油天然气重要能源基地，到2013年建成年生产天然气商品量200亿立方米的目标，而苏里格气田东区毗邻苏里格气田，特别是盒8和山1具有和苏里格相似的成藏地质条件，因此在总的规划方案中明确提出苏里格气田东区是苏里格气田建产能的主力区块之一，并在2011年形成年产50亿立方米产能规模，但从已有试气的成果来看，不同地区、不同层系产气能力差别较大。
2019年实现油气当量5000万吨稳产7年目标的关键一年。
作为长庆油田上产主力区块的苏里格气田东区，正在以建设稳产接替50亿立方米产能为目标，展开大规模的产能会战，因此，有必要对苏里格气田东区盒8、山1的储集砂体和产气能力进行研究。
1概况苏里格气田东区地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，气田南接乌审旗和靖边气田，东邻榆林气田。
区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部。
苏里格气田东区位于长庆靖边气田北部的乌审旗地区。
勘探范围西起乌审旗的嘎鲁图、北抵乌审旗的通岗浪沟，东达补兔、南抵乌审旗的巴音来登，勘探面积约5988km2。
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。
苏里格气田东区二叠系盒8、山1段储层特征及影响因素
据薄片资料统计表明， ８ 山１ 盒 、 段砂岩主要有 ３ 种 砂岩类 型 ： 石英 砂岩 、 屑 石英砂 岩 、 屑砂岩 。 岩 岩 盒 ８段 以石英 砂 岩和岩 屑 石英 砂岩 为 主 ， 山１段 以岩 屑
收稿 日期 ：ｏ ８ ８ ９ ２ ｏ 一Ｏ 一ｌ 作 者简介 ： 吴伟涛（ ９ ３ ） 男， １８ 一 ， 陕西户县人 ， 在读硕士研 究生 ， 究方向成藏地质学 。 研
（ １ 图 ）。
该 区上古 生界 含有 盒８ 山 ｌ 山２ 本溪 组等 多 层 、 、 、 系含 气 ， 要 含气 储 层 是 下石 盒 子 组 盒 ８段 和 山 西 主 组 山 １ 。 研 究该 区二叠 系下石 盒子 组 盒 ８ 、 段 而 段 山 西组 山 １ 两个 主力 含气 层 储层 特 征和 控制 因素 则 段 是 十 分 必要 的 ， 为后 期 的 勘 探开 发 提 供 重 要 的 地 可 质依据 。 ． １ 储 层砂 体展布 特 征 鄂 尔多 斯盆 地北 部 由东 向西近 南 北 向展 布 的 ４ 条河流一三角洲控制 了北部气田（ 米脂气 田、 靖边气 田 、 里格 气 田、 苏 榆林 气 田等 ） 的砂 体展 布 ［ ］ ２ 。苏 里 格气田东区受到杭锦旗三角洲砂体展布的影响。由 于北部 物 源的 充足供 给 ， 河道 的频 繁摆 动 ， 砂体 纵横 叠置 ， 从而 在 该 区 形 成 了 沉 积 巨厚 、 粒 相 对 较 粗 颗 的、 多条 河 道砂体 带 。 下 石盒 子组 盒 ８ 砂 体 为辫 状河 三 角洲 平 原沉 段 积 ， 层厚 度 大 ， 向叠 加连 片性 强 ； 合 砂 体 总厚 砂 横 复 可 达 ３ｍ 以上 ， ５ 多条 近 南 北 向 延 伸 的 复 合 砂 带 ， 砂 体 宽度 一般 １～３ｋ 厚度 普 遍大 于 １ｍ。 ５ Ｏ ｍ， ５ 山西 组 山 １ 砂体 主 要 为 曲流河 三 角洲 平 原沉 段 积， 南部出现三角洲前缘沉积 。与盒 ８ 砂体相比， 发 育 规模 相对变 小 。 砂体 规模 相 对较 小 ， 向连 片性 较 横 差， 砂体 在 平 面上 呈 近 南北 向展 布 ， 度 一 般 为 ８ 宽 ～ １ ｋ 厚 度一般 在 １ ｍ￣ １ ｍ 之 间 。 ５ ｍ， ０ ５ ２ 储层 岩石 学特 征 ２ １ 岩石 类型 ．
苏里格气田苏东北区块盒8段和山1段储层特征及主控因素分析
苏里格气田苏东北区块盒8段和山1段储层特征及主控因素
分析
陈志华
【期刊名称】《国外测井技术》
【年(卷),期】2024(45)1
【摘要】苏里格气田苏东北区块盒8和山1段储层以岩屑砂岩为主,结构、成分成熟度较低,属典型的低孔低渗储层。
通过岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料等分析,指出影响储层特征的主控因素为沉积环境和成岩改造程度。
沉积环境是造成储层渗透性偏差、产能低的基本原因,而储层储集性能后期的改造受成岩作用控制,骨架颗粒和填隙物则为成岩改造作用提供物质基础。
【总页数】4页(P77-80)
【作者】陈志华
【作者单位】中国石油长庆油田分公司研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P61
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1.苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素
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苏里格西部盒8段地层水化学特征及其地质意义
苏里格西部盒8段地层水化学特征及其地质意义姜文娟;冯乔;李颖莉;韩波;王千遥;周书昌;张洪美【摘要】苏里格气田石盒子组盒8段是气田的主力产层,其地层水矿化度为0.79～99.87 g/L,水型多为CaCl2型。
在盒8段同一层段的砂体中,有独立分布的气层或水层,也有气水互层和气水同层等几种分布类型。
通过119口井的试气资料及地层水化验数据的分析,绘制了地层水的矿化度图、离子含量比值分布图以及变质程度图等,最终确定了地层水性质及分布与天然气富集的关系,并预测出具有天然气勘探潜力的有利区域。
%The He-8 member of Shihezi formation in Sulige gas field is the main production zone,with the formation water salinity of0.79～99.87g/L and CaCl2 water type.It is found that there exists the independent distribution of gas layer or water layer in this member,and besides,there are 3 types of distribution features,including gas/water layer,interbedded gas/water layer and same gas/water layer in sand body of one interval.Through gas test data and formation water analyses from 119 wells,the formation water salinity,the ions concentration ratio distribution and metamorphosed degree are drawn.Finally,the relationship between the formation water property and distribution and the natural gas enrichment is determined,and the favorable areas with gas exploration potentials are predicted.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2011(032)004【总页数】3页(P399-401)【关键词】鄂尔多斯盆地;盒8段;地层水;矿化度;气水分布【作者】姜文娟;冯乔;李颖莉;韩波;王千遥;周书昌;张洪美【作者单位】山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510;山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266510【正文语种】中文【中图分类】TE124.9鄂尔多斯盆地二叠系气田是世界级大气田，古生代沉积岩分布面积为25×104km2[1]。
苏里格气田储层宏观非均质性——以苏53区块石盒子组8段和山西组1段为例
苏里格气田储层宏观非均质性——以苏53区块石盒子组8段和山西组1段为例叶成林;王国勇;何凯;徐中波【摘要】苏里格气田位于鄂尔多斯市苏里格庙地区,属于典型的岩性圈闭气藏,具有“低孔、低渗、低丰度”的地质特征.以苏53区块为研究目标,从宏观上明确其总体低渗背景下的相对高渗储集砂体的分布规律,优选出天然气相对富集区.结合区域基本地质特征,在地层系统划分的前提下,充分利用测井和试气等实际地质资料,对储层非均质性参数进行分析.同时借助三维地质建模的研究结果,结合微观分析数据,分别对苏里格气田苏53区块石盒子组8段和山西组l段储层层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性进行研究.结果显示,研究区石盒子组8段和山西组l段层内和层间非均质性都十分严重,但纵向上的层间和层内非均质性要强于平面非均质性；石盒子组8上段砂体最发育,在沿河道方向砂体连续性较好,而在垂直河道方向上河道砂体更叠频繁,连续性较差,致使层间非均质性最严重.%Sulige gas field, located at Sulige temple district in Ordos City, is a typical lithologic gas reservoir characterized by low porosity, low permeability and low abundance. In this paper, the distribution of sandbodies with relatively high permeability in the low permeability background is predicted and the relative gas enrichment zones are recognized in Su53 block. The reservoir heterogeneity is analyzed by using the logging and test data and combining with regional geological features. Meanwhile, 3D geological modeling results and microscopic analysis data are integrated to predict the in-layer, horizontal and interlayer heterogeneities in the eighth member of Shihezi Formation and the first member of Shanxi Formation inSu53 Block, Sulige gas field. The results suggest that both their in-layer and interlayer heterogeneities are strong, and are stronger vertically than horizontally. Sand-bodies are highly developed in the upper part of the eighth member of Shihezi Formation. Their continuity is good along the channel but poor perpendicular to the channel, resulting in the strongest interlayer heterogeneity.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2011(032)002【总页数】9页(P236-244)【关键词】夹层;砂体;宏观非均质性;储层;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林;王国勇;何凯;徐中波【作者单位】中国石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010;中国石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010;中国石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TEl21.1鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，是我国最大的气田之一。
二氧化碳泡沫压裂液研究与应用
二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用摘要：苏里格气田地层条件复杂、储层物性差、非均质性较强，水锁伤害严重、地层压力低。
二氧化碳泡沫压裂技术具有入井水冻胶量减少、滤失量小、压裂液体系pH 值较低、降低入井液界面张力、缩短了液体在地层中的滞留时间等特点，能够有效降低压裂液对储层的伤害，因此对苏里格气田具有较强的针对性和适用性。
针对苏里格气田低压、低渗、水锁伤害严重的特点，开展了二氧化碳泡沫压裂技术应用研究及现场试验。
通过对比分析苏里格气田二氧化碳泡沫压裂井和液氮伴注水力压裂邻井的压裂试气及生产情况，分析研究了二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用情况。
从对比结果来看，二氧化碳泡沫压裂技术能够提高压裂液返排率、缩短排液周期，提高气井生产能力、具有较好的稳产效果，能够有效的改善苏里格气田天然气井改造效果。
关键词：苏里格气田；二氧化碳泡沫压裂；水力压裂；产量目录1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况 (3)2二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的适应性 (3)3长庆二氧化碳泡沫压裂研究成果 (2)3.1二氧化碳泡沫压裂设计优化 (2)3.2二氧化碳泡沫压裂液体系研究 (3)4二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的应用情况 (3)5苏里格气田二氧化碳泡沫压裂工艺应用效果 (5)5.1压后液体返排情况分析 (6)5.2压后试气情况分析 (7)5.3压后生产情况分析 (8)5.3.1日产气量对比情况分析 (8)5.3.2单位压降下累计产气量对比情况分析 (10)5.3.3采气指数对比情况分析 (11)5.3.4压后生产情况分析小结 (13)6下一步设想及思路 (13)1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况苏里格气田储层物性差，岩心分析结果表明：盒8储层孔隙度为3.0-21.8%,平均8.95%。
渗透率在0.0148-561×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2,主要分布范围0.1-0.9×10-3μm2。
苏里格气田地质特点
三.苏里格气田的地质特点1.大体地质特点该区山1期在区内为三角洲平原沉积环境，由西向东依次发育近南北向展布的分流河道。
盒8期在区内要紧以河流－浅水沼泽相沉积环境为主，由北向南依次发育冲积平原、三角洲平原亚相。
砂岩在平面上普遍散布，储集体由北向南延伸，厚度慢慢变薄，东西向呈透镜状叠加。
储集体砂纵向上彼此叠置，横向上复合连片，储层普遍含气。
储集砂岩粒度以粗、粗－中粒、中粒为主，砂岩储层结组成熟度比较高。
颗粒一样呈次棱角－次圆状，分选中等，要紧粒径散布范围为0.2mm～3.0mm。
研究区储层的面孔率一样在％以上，孔隙组合以晶间孔－溶孔为要紧孔隙组合，见少量的粒间孔。
主力气层岩性特点及其厚度转变特点描述如下：①奥陶系下统马家沟组（O1m）下古生界奥陶系马家沟组属华北海型沉积，依据区域性地层对照标志层、沉积旋回及古生物特点，可将其地层自下而上可划分为马一、马二至马六等6个岩性段，马六段在盆地内散布局限。
含气层要紧散布在马家沟组马五段，要紧岩性为褐灰色粉晶云岩。
马五14底部发育深灰色凝灰岩；马五41底部发育灰绿色凝灰岩，这两层为下古生界重要的标志层。
测井曲线具有高伽玛、高时差、低电阻、低密度等特点。
马五5为厚层块状泥晶灰岩，厚约25m左右。
该段测井曲线具有低平的自然伽玛和高电阻、高Pe值等特点，也是马家沟组马五段内重要的标志层。
②二叠系下统山西组（P1s）以“骆驼脖砂岩”之底为顶界，以“北岔沟砂岩”之底为底界，与太原组整合接触。
厚度约70m左右。
依照沉积序列及岩性组合自下而上分为山1、山2两段。
山2段区内主若是一套三角洲含煤地层，发育石英砂岩或岩屑砂岩，夹薄层粉砂岩、泥岩和煤层，厚度一样45m～60m。
山1段区内以三角洲平原沉积的砂泥岩为主，砂岩由细—中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩组成，厚度一样40m～50m，为本区的要紧目的层之一。
③二叠系中统上、下石盒子组（P2h）石盒子组以“骆驼脖砂岩”之底为底界，该砂岩的顶部有一层“杂色泥岩”，其自然伽玛值高，是进行区域地层对照良好的标志层。
苏里格气区盒8段地层古今构造特征及其对气水分布的控制作用
苏里格气区盒8段地层古今构造特征及其对气水分布的控制作用张新新;赵靖舟;马静辉;张洁【摘要】苏里格气区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,近年来的勘探开发表明该区盒8段储层有近1/3的探井不同程度地产水.盒8上亚段的产气、产水井主要分布在布拉格苏木-乌审旗一带,盒8下亚段则主要分布在毛脑海庙-雷龙湾的北部及东北部地区.剖面上气水分布关系复杂,多个不同含气性的渗流单元相互叠置,气水分异作用不明显.分析认为:古今区域构造背景对盒8段储层内气水宏观分布具有较重要的控制作用,表现为东部相对富气、西部相对富水,而局部构造对气水分布的控制作用并不明显;K1末盒8段地层的构造面貌比较复杂,气、水多产出于构造平缓的斜坡带上.多因素的分析表明,气源条件、沉积特征、储层非均质性是影响气水分布的首要因素,在这一背景下,构造演化特征控制了气水分布的宏观格局.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2011(026)003【总页数】7页(P14-20)【关键词】苏里格气区;气水分布;渗流单元;构造特征;控制作用【作者】张新新;赵靖舟;马静辉;张洁【作者单位】西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065;西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065;西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065;西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE111.2鄂尔多斯盆地苏里格气区主要位于内蒙古自治区的西南部，勘探范围约5.3×104km2，地质构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，是发育于上古生界碎屑岩系中的大型致密砂岩气藏，主力产层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段地层.气层埋深在2 650～3 900 m，气层压力为13.3～42.5 MPa，压力系数一般在0.41～1.20.随着勘探开发程度的不断深入，逐渐发现该气田有不少井区存在产水现象.截止2010年6月底，苏里格气区盒8段储层有近1/3的探井试气产水，其中气水同产井121口、纯水井12口.由于鄂尔多斯盆地上古生界储层致密、广覆式生烃、大面积含气、低效成藏的特征［1-6］，长期以来，在分析这种复杂的气水产出关系时，往往忽略了构造演化特征对其影响，或者在这方面的认识还不够深入［7-14］.因此，本文拟从苏里格气区构造演化特征的角度探讨其对盒8段气水分布的控制作用.1 气水分布特征1.1 产水井分布特征苏里格气区盒8段2010年6月底完试探井264口，其中近1/3的探井不同程度地产水，产水井主要集中在研究区的中北部地区(图1)，同时在研究区的其他部位均有零星分布，产水井95%以上都是气水同产，纯产水井并不多见，且都是孤立分布.在所有的产水井中，盒8下亚段的井数明显多于盒8上亚段，分布也比较集中.经统计，盒8段储层内有一半以上的单井产水量在10 m3/d以下，平均产水量为10.4 m3/d，其中盒8上亚段平均产水量为12.09 m3/d，盒8下亚段平均产水量为9.36 m3/d，而盒8下亚段的总产水井数要远多于盒8上亚段的产水井数.1.2 气水横向分布特征上古生界盒8段地层根据沉积特征从上到下可分为盒8上和盒8下2个亚段，是苏里格气区的主力产层之一.平面上，盒8上亚段气、水主要产出在研究区的中部、南部地区，产水区分布在加不沙—苏米图—额尔和图—鄂托克前旗—召皇庙—安边以西，并且产水区比较集中，主要集中在布拉格苏木—苏米图一带，产水量西高东低，南北向变化不明显.纯气井在布拉格苏木—三喜拉—好勒根计—乌审召—加不沙以西没有分布，盒8上亚段产气量在乌审旗、苏里格至召皇庙一带向四周递减(图1(a)).图1 苏里格地区盒8段气水分布平面图Fig.1 The gas－water distribution plane digram of 8th member of Xiashihezi Formation，in Sulige Gasfield盒8下亚段产水区分布在吉尔—额尔和图—哈不哈乌素—巴汉淖—什汗水利以西及其以北地区，水产量相对集中在北部地区，且北高南低，西高东低.纯气井的产区集中在乌审召—乌审旗—沙尔利、定边—三叉梁一带，且总体上也以这2个地区为中心向四周递减(图1(b)).1.3 气水纵向分布特征纵向上，气水的分布规律受储层砂体的展布特征影响较大.例如，以布拉格苏木—桃利庙—可可盖为南北界线，以盒8段现今－2 000 m构造等高线为东西界限(图2)，结合储层砂体的研究，可以看出由上述界限划定出来的西北部地区，盒8上亚段砂体比盒8下亚段砂体发育，物性也较盒8下亚段好，因而在此地区盒8上亚段储层有机会捕获相对多的天然气使之成藏，同时在这样相对厚层、连续的砂体内也产出了较多的地层水(图1、图3).总的来讲，盒8上亚段储层砂体厚度大于盒8下亚段，储层物性好于盒8下亚段，导致盒8上亚段有较多气、水产出，尤其是地层水的产出.整个盒8段自北向南砂体厚度逐渐减薄，导致地层水日产出量逐渐减少，而日产气量变化不大.储层内泥质隔层、相对更加致密的砂岩层对储层段的分隔作用非常明显［9，15］，因而在纵向上形成了多个储层渗流单元，且近源、厚层的流动单元更容易形成具有工业开采价值的含气层段.剖面上(图3)，研究区内自北向南、自西向东盒8段储层逐渐由气水同产区向产纯气区过渡，受气源和储层储集性能的影响，产出的气、水主要集中在厚层、连续展布的砂体内，薄层孤立的单砂体中少有气、水的产出.气层、气水同层、含气水层间多被干层、泥质沉积部分所分隔，气水分异作用不明显，而西部的S119井至S134井一带(图3(b))，储层在地质条件下满足了一定的渗流条件后，则具有形成下水上气的分异作用.图2 苏里格地区盒8段顶面现今构造与气水分布关系Fig.2 The relationship between the current top surface structure and gas-water distribution of8th图3 苏里格地区盒8段气水分布剖面Fig.3 The gas－water distribution profile diagram of 8th member of Xiashihezi formation in Sulige Gasfield2 早白垩世末构造特征对气水分布的控制作用受晚侏罗世—早白垩世构造热事件的影响，上古生界烃源岩在这一地质历史时期达到生气高峰期［15］，大量的天然气沿输导体系区域性运移至上部的山1、盒8段储层内，沿主河道砂体内聚集成藏［16］.晚白垩世至现今，地层抬升及大幅度的降温作用、天然气扩散作用使气藏内气水分布局部重新调整［4］.所以研究早白垩世末构造特征对气水分布的影响具有重要意义.应用声波时差压实曲线法，结合沉积地层厚度对比法的校正［17］，对苏里格气区500多口井进行下白垩统地层的剥蚀厚度计算，在此基础上，编绘了早白垩世末盒8上、下亚段地层顶面构造与现今气水分布关系图(图4).图4 苏里格地区盒8段顶面K1末构造与气水分布关系Fig.4 The relationshipbetween the top surface structure in the end of K1and gas－water distribution of 8th member of Xiashihezi formation in SuLige Gasfield受燕山晚期构造运动的影响，早白垩世末期盒8段的构造形态比较复杂，发育一系列西倾的背向斜构造，表现为鼻状隆起及其间的构造洼陷，而在苏里格—召皇庙地区发育一较大型的低幅度鼻状隆起(图4)，乌审召、巴拉素—雷龙湾、新召—定边处于平缓的斜坡地带.整体上盒8段地层自东北向西南逐渐由构造高部位向低部位过渡.除乌审旗—沙尔利—靖边一带外，盒8上亚段的气、水主要产出于中部、南部构造平缓的斜坡带上(图4(a))，局部地区的鼻隆部位相对产气，而洼陷部位则相对产出较多的地层水，如位于沙尔利、苏里格—召皇庙的鼻隆构造部位相对产气，毛盖图—查汗特洛亥的洼陷构造部位相对产水.对于盒8下亚段来说，苏里格以北的产气、水井主要集中在构造平缓的斜坡带上，局部构造特征对气水分布的控制作用不明显(图4(b)).除盒8下亚段在研究区的东北部有一定量的地层水产出外，整个盒8储层的气水分布还是受到区域性构造特征的控制，即高部位相对富气、低部位相对富水，这与该时期天然气成藏的动力以及运移的动力有一定的关系［3，18-19］，加之致密的储层发育特征使这一问题复杂化［9，20］.3 现今构造特征对气水分布特征的影响发育在太古代陆核地块基础上，鄂尔多斯盆地经历了中晚元古生代克拉通拗拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代滨海平原、中生代内陆盆地、新生代周边断陷5个构造－沉积演化阶段后［21-22］，现今的苏里格气区横跨天环坳陷北段、伊陕斜坡中北部两大二级构造单元，表现为西部整体隆坳、东部呈平缓西倾单斜面貌(图2).从区域上考虑，现今苏里格气区的构造特征对气水分布的控制表现在位于察汗淖尔—鄂托克旗—苏米图—吉尔—砖井的西部构造低部位地区相对富水、而其东部构造高部位地区相对富气，这一点由盒8上亚段储层产气水井的分布情况表现得较为明显(图2(c))，而其砂体纵向上多期叠置，之间多被砂泥岩隔夹层分隔，横向上复合连片，储层强烈的非均质性和致密性所形成的不同性质的储渗单元，使气水分布关系异常复杂(图2(a)，图3).在平面上(图2)，局部构造特征对气水分布的控制作用并不明显，无论在构造的高部位还是构造的低部位，气、水都有不同程度的产出，中东部构造高部位以产气为主，而西部构造低部位以产水为主.在东部乌审召—乌审旗—河南一带，现今构造以典型的平缓西倾斜坡为主，由于近源、厚层、连续砂体的大面积展布，储层内气驱水的效果显著，以产纯气为主，而在西部地区情况有所不同，局部微构造特征与气水分布的关系较复杂［23］，例如盒8上亚段储层的哈汗兔庙地区发育的低幅度背斜构造有大量的天然气产出，而盒8上亚段储层的鄂托克旗地区发育的鼻状隆起构造在有天然气产出的同时，还有大量的原始地层水产出.结合已编绘出的构造与气水分布关系图(图2、图4)，产气水井数与古今构造关系直方图(图5)，对直方图分析可知，古今区域构造特征控制了气水分布的宏观格局，即区域构造高部位富气、低部位富水.区域构造因素对地层水分布的控制作用要比对天然气的明显，现今海拔－2 000 m等值线、K1末埋深3 800 m等值线分别对应着现今和K1末区域上的主要气、水产出区的分界线，主要的产气井点位于这一界限值以东，而主要的产水井点位于这一界限值以西.试气产量数据表明，构造因素对于产气量小于10×104m3/d的井点以及产水量小于10 m3/d的井点的分布的控制作用不明显;大于产气量10× 104m3/d的井点以及产水量大于10 m3/d的产水井点分布比较集中，主要分布在现今海拔－2 000 m等值线、K1末埋深3 800 m等值线所在的地区附近.鄂尔多斯盆地独特的地质条件使得天然气运聚成藏后处于良好的保存条件下，并一直处于封闭体系，这就为用现今的气水分布特征来反映主要成藏期末(K1末)的气水分布特征提供了理论依据［3，5］.对比古今构造特征对气水分布影响，发现在由K1末局部构造相对发育的特征演变为现今平缓西倾单斜的过程中，两者都在区域上限定了气水分布的宏观格局，而晚三叠世至中侏罗世时期，研究区内主力产层由古生代西高东低的古构造格局转变为东高西低的构造面貌，这种地层由东倾转向西倾使得天然气总体上向东部高部位富集，而可动的地层水向西部低部位汇集，最终导致西部产水区较多、气井产水量较大的基本格局［14］.微观上，以布拉格苏木—桃利庙—可可盖为南北界线，K1末研究区北部厚层、连续展布的砂体使天然气由西南向东北、由下向上运聚的过程中［3，16］，容易在构造平缓的“甜点”部位成藏，同时向周围的泥岩、砂泥岩段驱替地层水;南部地区由于储层性质相对变差，导致气、水产量不佳，且主要分布在幅度变化较大的构造带上.图5 苏里格气区盒8段产气水井数与古今构造关系Fig.5 The relationship between Paleo and current tectonic and gas-water distribution of 8th member of Xiashihezi formation in Sulige Gasfield综上所述，古今的区域构造背景控制了盒8段储层内气水的宏观分布，局部构造特征对气水分布的控制作用不明显;构造并不是影响苏里格气区盒8段储层内气水分布的惟一因素，如盒8下亚段加不沙地区的气水分布特征不能够仅用构造的因素来解释，与其并重的控制因素还可能是盒8段沉积、储层非均质性、压力体系及天然气充注特征等［19，24-26］.4 结论与讨论(1)苏里格气区盒8段储层内，产水井主要分布于研究区的西部和北部，而气井主要分布在研究区的中东部和南部地区.多期叠置又被致密隔夹层分隔的砂体在纵向上形成多个储层渗流单元，使气水关系复杂.气、水相对富集于厚层连续分布的储层砂体内，西部、北部地区为气水同产区.(2)早白垩世末期盒8段地层发育多个西倾的低幅度鼻状隆起构造，气、水主要分布在这一时期的构造平缓的斜坡带上.现今区域构造面貌控制了气水宏观分布的格局，表现为西倾单斜的东部富气、西部富水.局部构造对气水分布的控制作用并不明显，无论在鼻状隆起还是洼陷处，气水都有不同程度地产出.(3)古今的区域构造背景控制了盒8段储层内气水的宏观分布，而局部的微构造特征对气水分布的控制作用并不明显，这表明构造特征并不是影响苏里格气区盒8段储层内气水分布的唯一因素.气源条件、沉积特征、储层非均质性应该是影响气水分布的首要因素，在这一背景下，构造演化特征控制了气水分布的宏观格局.具体地讲，研究区西部大量产水主要由于烃源岩供气不足以及构造低部位富水，北部产水主要由于烃源岩供气不足，东部和南部是主要产气区，其源自烃源岩供气充足以及厚层连片砂体的广泛发育.沉积特征、储层非均质性决定了气水产出的复杂关系.参考文献:［1］刘圣志，李景明，孙粉锦，等.鄂尔多斯盆地苏里格气田成藏机理研究［J］.天然气工业，2005，25(3):4-6.LIU Sheng-zhi，LI Jing-ming，SUN Fen-jin，et al.Reservoiring mechanism of Sulige Field in in Ordos Basion［J］.Natrual Gas Industry，2005，25(3):4-6.［2］赵林，夏新宇，戴金星，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气富集的主控因素［J］.石油实验地质，2000，22 (2):136-139.ZHAO Lin，XIA Xin-yu，DAI Jin-xing，et al.Major factors controlling the enrichment of the upper paleozoic gas in Ordos Basion［J］.Experimental Petroleum 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苏里格气田盒8段致密砂岩气储层水力压裂设计
—142—工装设计摘 要：水力压裂型增产措施能够有效的提高产气量。
随着水平井钻井技术的发展和钻井施工成本的下降，开发低渗透油田水平井的效益也逐渐增多。
如何形成一个独立的系统裂缝以及如何实现理想型的裂缝尺寸以及填充效果是水平井压裂改造的设计和施工关键之处。
利用压裂设计软件来研究这些因素与产气量的关系,从而我们可以对裂缝参数进行优化,从而得出最佳的压裂方案,来获得最佳的油气田开发经济效益。
关键词：低渗透性砂岩；水力压裂设计；参数优化；苏里格气田盒8段致密砂岩气储层水力压裂设计张 雪 张 明（长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100）1.水力压裂设计国内外研究现状分析近期水力压裂在总体优化压裂、重复压裂、大型压裂、高砂比压裂,端部脱沙压裂、CO 2泡沫压裂及特殊井、压裂技术方面进行完善,压裂的单项技术也有了很大进展。
国内压裂技术主攻设计软件、压裂酸化材料、施工技术指标等方面,并且已经接近国际水平。
2.水力压裂技术2.1压裂工艺技术水力压裂技术重点分为直井压裂技术和水平井压裂技术。
根据最小主应力的原理，当值最小，就会形成水平裂缝，当σy 值最小或者是σx 值最小，就会形成垂直裂缝。
垂直井通常穿透多个储层，并且布置在每个储层的井筒位置部分进行射孔以压裂，导致形成连接储层的单个裂缝。
2.2水力压裂优化设计2.2.1裂缝参数优化(1)压裂段数优化渗透性越低，就需要越多段被压裂，并且随着渗透性的增加，如果裂缝数目达到8条以上，井的累计产量将不再明显增加。
气田的平均渗透率为0.410×10^-3μm 2,水平部分的长度约1000m,最优压裂段数为5~8段。
(2)裂缝穿透比裂缝穿透比作为影响井采出程度的重要因素，裂缝穿透比增加，采气量也呈增加趋势。
但二者之间的增加关系并非线性模式，实际为后者的涨幅在缓慢减小。
涨幅在0.5的穿透比后趋于平稳。
这受制于人造裂缝中的渗流阻力，其在流动的方向上形成定值压力降，且支撑缝长越长压力降对其越有影响。
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苏里格气田桃2井区盒8～山1段储层特征
【摘要】文章从岩石特征入手，结合常规岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、图像分析分析成果，利用数理统计等方法，对盒8～山1段储层特征进行了较为详细的研究。
研究结果表明，研究区储层孔隙类型主要是原生残余粒间空隙、颗粒溶孔；储层非均质性严重。
【关键词】苏里格气田天然气储层
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，桃2井区位于苏里格气田东区南部，工区面积651km2，属低渗致密砂岩气藏。
地表主要为沙漠草滩区，地形相对高差20m左右，地面海拔一般为1330～1350m，年平均气温冬季-10℃～-15℃，夏季15℃～25℃。
1 储层岩石学特征
1.1 岩石类型
根据前人和邻区资料，桃2井区及邻区盒8～山1段以长石、岩屑、石英三端元进行岩石类型的分类，可知岩屑砂岩为主要的岩石类型，少量石英砂岩，偶见次长石岩屑砂岩。
这三大类岩屑中以石英岩屑类和火山岩屑类为主，千枚岩屑类含量较低。
1.2 砂岩结构特征
从粒度上而言，本区砂岩以粗、中粗和中砂岩为主，其次是中细、细和少量砾岩，砾石大小一般为2～4mm，属于细砾。
砂岩中颗粒形态为次圆-次棱角状，以次棱角状为主，分选中等-较差，标准偏差多数在1～3之间，部分不等粒砂岩中的粒度分布呈双峰态。
反映出河流水动力较强，沉积物快速堆积和距物源较近的特点。
1.3 胶结物特征
本区砂岩中胶结物类型多样，有菱铁矿、泥质杂基、铁白云石、绿泥石、铁方解石、硅质、高岭石、凝灰质、伊利石等，总胶结物含量一般不超过15%。
各胶结物种类在各类岩石中无明显差异。
在这些胶结物中以凝灰质、粘土类和硅质较为重要，这些是影响砂岩储层性质的最主要的因素。
虽然这些碳酸盐类胶结物分布较不均匀，但是由于它们的分布局限，总体含量较低，总体来说对储层特征影响不大。
2 储层物性特征
对苏里格桃2井区测井解释的孔渗数据统计表明：苏里格气田桃
2井区山1、盒8下以及盒8上储层物性特征主要为低孔低渗储层。
由沉积相分布特征我们得知：桃2井区盒8下段砂体最厚，山1段最薄，每个层段底部小层砂体厚度普遍高于该层段顶部小层砂体厚度，与之相对应，盒8下段砂体储层物性的孔渗性能最优，山1段的孔渗性能最差，但是每个层段小层间储层物性的分异性特征却不明显。
这说明在桃2井区，大段的厚砂体的物性要优于小段的薄砂体；砂体越厚，储层的物性越好。
3 储层孔隙类型与孔隙结构特征 3.1 孔隙类型
根据对所收集资料中铸体薄片的观察，主要的孔隙类型有：颗粒溶孔、原生残余粒间孔、晶间孔、粒内微溶孔、粒间溶孔等，另外，还有少量的微裂缝等。
颗粒溶孔的孔径较大，颗粒溶孔占总孔隙的55%，一般为0.2～0.6mm；粒间孔占总孔隙的8.7%粒间孔孔径较小，一般为0.03～0.06mm；粒间溶孔占总孔隙的26%，粒间溶孔孔径一般为0.05～0.15mm；微孔隙占总孔隙的10%，微孔隙孔径小于
0.01mm。
因此，苏里格气田储层埋藏深度大，成岩作用强，储集空间以次生孔隙为主，属于孔隙型储层。
山1段高岭石的含量高于盒8段，其中微孔隙所占比重也相对较高。
3.2 孔隙结构特征
储层孔隙结构主要由孔隙和喉道组成。
孔隙结构特征是指孔隙及连通孔隙的喉道大小、形状、连通情况、配置关系及其演化特征。
借鉴邻区山西组储层砂岩的压汞参数统计结果，研究区砂岩的孔、喉具有如下特征：
排驱压力范围在0.01mpa～9.38mpa之间，平均0.96mpa；中值压力范围在0.00mpa～121.81mpa之间，平均15.85mpa，反映岩石的渗透性差。
中值喉道半径分布范围在0.00μm～11.33μm之间，平均0.21μm，主要偏向于孔喉半径较小的一侧，反映研究区吼道半径普遍较小。
但部分样品的最大孔喉半径超过了10μm，与中值孔喉半径较小的情况不一致，反映出某些岩心样品吼道分布极度不均匀。
分选系数直接反映了孔喉分布的均匀程度，即喉道的分选的好坏，值愈小，孔喉分布愈均匀。
喉道分选系数范围在0.55～7.61之间，平均2.05。
歪度是反映喉道大小的一个主要参数，它是指孔隙大小偏于粗孔径还是细孔径。
一般来说，正值表示粗歪度，负值表示细歪度。
喉道歪度范围在-2.55～2.47之间，平均-0.02。
分选系数和歪度系数，以低值居多，表明大部分砂岩孔喉分布较均匀，以细孔径为主，但其中有部分砂岩孔喉半径变化较大，孔喉分布极不均匀。
最大进汞饱和度分布范围在18.80～96.95%之间，平均77.51%。
退汞效率分布范围在3.50～72.40%之间，平均41.08%，退汞效率低，说明岩样的孔隙度低，喉道半径小，而且分选较差，
喉道分布不均匀。
研究区存在有缩颈型、片状、弯曲片状及管束状喉道。
以弯片状喉道和管束状为主，片状有一定量的出现，孔隙缩小型相对较少。