论文部分内容阅读
目前国内大多数油田已进入勘探后期，笼统地探讨宏观的油气成藏理论和油气分布规律，对油气实际勘探工作指导意义不大。而小规模油气分布不均一性的精细研究逐步成为油田精细勘探和开发的基础。本文针对鄂尔多斯盆地苏里格西部气田盒8段低渗透岩性气藏开展研究，取得以下主要研究成果：
1、研究区目的层段孔隙度值在0.3％～20％之间，主要分布在6％～12％，平均孔隙度9.4％；渗透率主要分布在0.2～10×10-3mm2，平均渗透率为0.89×10-3μm2。本区属于低孔低渗储层。
2、统计表明孔隙度与孔隙结构特征参数相关性不好，与渗透率也不具备相关性。结合与渗透率最相关的几个孔隙结构特征参数和毛管力曲线的形态，选取排驱压力、最大连通孔喉半径、中值半径、均值半径、平均孔喉半径、分选系数和结构系数七个参数将储层的孔隙结构划分Ⅰ～Ⅲ三种类型。
3、研究区目的层段为孔隙-裂缝型双孔介质强非均质的低孔低渗储层。
4、根据提炼出的气水层的典型特征，利用“微相+非均质性+厚度”的“三因素综合评价法”寻找气层。
5、确定了位于苏西二、苏西一与苏西二的边界带范围的“相对富水区”，并研究了其形成机理。
6、确定了门限吼道半径及有效吼道半径百分比是控制低渗透岩性气藏天然气富集程度和气水分布的根本因素。
7、总结出产层出水的两种主控因素及应对措施。产层出水的两种主控因素其一是储层非均质性(内因)，它对出水的影响提示我们在以后的工作中要尤其重视射孔井段的优选，尽量优选位于大段储层中的“相对均质的有效储层段”；其二是压裂施工等工程因素(外因)，在选层合理的前提下压裂等储层改造环节自然就成为制约产层性质的关键因素，工程上要尽量从设计到施工和测试的各个环节做到位，保证质量以期反应产层的真实面貌，达到多产气少出水的目的。
8、低渗储层气水识别需要建立基于岩石物理学和现代测井技术的低渗储层测井评价理论和技术方法。