鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量

致密气藏气井产水主控因素研究摘要:天然气开采过程中不可避免会出现产水这一情况,产水是导致气井低产低效的主要因素,由于缺少对产水主控因素的准确认识,采用常规排水采气方法复产的效率较低｡为了能够全面地研究产水的主控因素,引入大数据剥茧寻优算法,对可能影响产水的地质因素､工程因素､排采因素等资料建立大数据分析的样本库｡然后进行数据清洗,淘汰无效数据,在此基础上开展单多因素分析,明确各个因素对产水量的影响程度｡研究表明:对产水量影响较大的主控因素为测井可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等｡为了避免后期产水影响产气量,压裂段尽量优选可动孔隙度和总孔隙度较高､泥质含量低的储层,且在生产过程中要控制生产制度,防止压差过大加剧地层产水,为后期产水气井采取有效的治理措施提供依据｡关键词:主控因素;大数据;数据清洗;产水;消元法;多因素分析1研究区概况研究区A位于鄂尔多斯盆地东缘,主力层位为石盒子组,深度为1600~1900m,地层压力系数0.98MPa/100m,单层有效厚度3~8m,平均渗透率1.1mD,平均孔隙度9.2%｡构造是区块产水分布的一项重要影响因素,研究区块位于鄂尔多斯盆地东缘,气田的整体构造相对比较低的部位,对于整个气田来说,处于气藏的东缘边界区域｡反映出了气田整体上的气水过渡带的特点,因此气水同层为主要地层水分布特点,纯气层的储层仅有局部区域存在,因此很难确定天然气的富集区｡另外,在地层水纵向分布上,水层常常由于储层岩性及物性的影响,并没有明显的气水界面,往往是以透镜体的形式与气层交叉分布｡2产水类型通常来讲,气藏储层中的气和水的分布是相互影响的｡气藏中水,根据产出的来源,可以划分为以下三种产水类型:①可动水,②毛管束缚水,③泥质束缚水｡这三种产水类型,可动水最容易产出,指的是在气田开发过程中的气井的生产压差下就能够流动到井筒内的地层水;毛细管束缚水和泥质束缚水在正常的生产过程中的生产压差下,通常认为是不会产出的,但是如果通过人工压裂改造,就可以利用人工微裂缝沟通储层的毛细管束缚水,苏里格气田由于储层的低渗透性,气井在进行开发过程中,进行压裂改造施工是一种常见的措施,因此孔隙的毛细管束缚术很大程度上都会被人工改造裂缝范围内连通,在气井生产过程中,由于生产压差的作用,毛细管舒服水也会随天然气产出｡3分析过程3.1数据收集以单井日产水量为研究目标,收集研究区A气田生产井在整个开发过程中产生的地质资料､钻完井资料､储层改造资料､流体资料､生产资料等｡项目收集了284井次现场资料,其中含生产井92口,共整理出162个样表,2965个数据点资料｡在42类数据中,地质资料表格数据较多,共14类;试气资料次之,共12类;生产资料最少,共1类｡因此用常规的方法很难全面地判断各个因素对产水量的影响｡3.2数据整理计算数据的真实､有效性直接影响着输出结果的准确性,所以要开展数据整理｡所收集研究区电子数据中存在失值､重复､缺项等情况,为提高计算的准确性,需对原始数据进行数据清洗处理,包括数据标准化､缺失值处理､数据去重和野值剔除,为数据挖掘打下基础｡经过5轮数据清洗,将1979项因素淘汰了1857项,数据淘汰率93.84%｡通过数据清洗最终得到了122项参数,涉及储层参数､完井参数､测井参数､压裂参数以及生产动态数据等｡这93.84%的数据淘汰率说明研究区现场收集数据的杂音､无效数据多｡3.3单因素相关性分析研究区致密气井日产水量是多因素相互作用的结果｡多因素间的相互作用会掩盖单因素对目标函数的作用相关性｡单因素相关性分析即通过目标函数对每一个单因素拟合,获得目标函数与单因素间的正负相关性,为多因素相关性分析提供指导｡以日产水量为目标函数,分别对122项影响因素进行了单因素线性拟合｡获得了122项影响因素与目标函数间的正负相关性关系｡拟合结果得出,日产水量对122项影响因素拟合方程的系数值分布在-14353至37826之间,分布范围广｡这说明单因素相关性分析,方程系数受参数本身的绝对值大小影响显著｡在不考虑多因素间相互作用的情况下,单因素相关性分析中方程系数的大小不具有参考意义｡但方程系数的正负性表征了各个单因素对日产水量的影响方向,具有一定的参考意义,可为多因素拟合提供指导｡3.4多因素相关性分析本步骤需要将日产水量和日产气量对122项因素进行多因素拟合｡为提高拟合精确度,需要对122项因素进行正负性和数值范围的限定｡(1)正负性限定:根据单因素相关性分析结果,对122项影响因素进行正负性限定｡(2)数值范围限定:根据各个因素的现场取值范围或理论取值范围,对每一项因素的取值范围进行限定｡在正负性限定和数值范围限定的基础上,将日产水量对122项因素进行多因素线性回归拟合,得到日产水量与122项因素间的数学关系式｡在此列出相关性比较紧密的部分因素与日产水量多元回归拟合结果｡通过对比可以看出:各个因素在单因素相关性分析和多因素相关性分析中的相关性系数差别较大｡说明单因素分析中,只考虑单因素对于日产水量的影响是不准确的｡同时说明各个因素之间的相互作用会影响相关性系数的大小,能够更好地反应各个因素对日产水量共同作用的效果｡3.5产水主控因素分析采用剥茧寻优算法对日产水量和日产气量的122项影响因素进行消元,得到49项主控因素｡然后利用主成份分析法分析每个主控因素的贡献率｡参照SPSS分析中贡献率要求,以主控因素对于日产水量和日产气量贡献率95%为指标进行筛选,共获得主控因素39项｡39项主控因素相关性系数､贡献率等信息见表1｡表1日产水量主控因素列表从建立的产水主控因素方程可以看出,对产水量影响较大的因素为测井的可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等｡因此,为了避免后期产水影响产气量,压裂段尽量优选可动孔隙度和总孔隙度较高､泥质含量低的储层,在生产过程中要控制生产制度,防止压差过大,地层产水｡4结论(1)现场收集的已作业气井数据呈现杂音大､有效与无效数据参杂等特征｡通过对原始数据进行诸如删除重复值､补充缺失值､统一单位等累计5轮次清洗处理后,筛选后的气井产气､产水潜在影响有效数据占比6.16%,保证后续大数据分析的准确性和可靠性｡(2)剥茧寻优算法筛选出影响研究区气井产水主控因素共39项,涵盖范围包括地层地质､气井开发工程､产气工艺等所有环节,这表明致密气藏气井产水特征是地层地质(内因)与工程工艺技术(外因)相互作用的结果｡(3)从建立的产水主控因素方程可以看出,对产水量起决定作用的主要是可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等,因此压裂井段尽量优选可动孔隙度高､泥质含量低的储层,同时生产过程中尽量控制生产压差｡参考文献[1]高树生,侯吉瑞,杨洪志,等.川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理[J].天然气工业,2012,32(11):40-42.[2]叶礼友,高树生,杨洪志,等.致密砂岩气藏产水机理与开发对策[J].天然气工业,2015,35(2):41-46.[3]张伟,韩兴刚,徐文,等.苏东气井产水原因分析及控水生产研究[J].特种油气藏,2016,23(5):103-105.。

•22•录井工程2020年12月元素录井技术在鄂尔多斯盆地致密砂岩水平井地质导向中的研究与应用阎荣辉①田伟志②鲍永海②武星②杨森② 沈柏坪②(①中国石油长庆油田公司工程技术管理部；②中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)摘要鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩发育于不同类型的河流一三角洲沉积体系，由于河流一三角洲相砂体迁移摆动及纵向多期叠置，导致地层垂向序列复杂，加之局部地区微幅构造发育，水平井往往钻遇泥岩，给常规水平井地质导向增加了很大的难度。

为达到快速钻进、提高砂体钻遇率的目的，运用元素录井参数、元素比值对目的层及顶、底板泥岩进行精细刻画，建立小层元素响应特征标准模型，并在水平段施工过程中根据实钻元素参数与标准模型进行分析对比，可以快速判断钻头的相对位置，进而及时进行轨迹调整。

该方法在研究区S59井进行现场应用，钻遇率达到了90.26%。

在鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩水平井导向中的应用结果表明，元素录井技术能够有效地弥补现有地质导向方法存在的欠缺，满足井场生产需求。

关键词元素录井技术致密砂岩水平井地质导向钻遇率中图分类号:TE132.1文献标识码:A DOI：10.3969/j.issn.1672-9803.2020.04.004Research and application of element logging in horizontal well geosteering of tight sandstonein Ordos BasinYAN Ronghui①，TIAN Weizhi②，BAO Yonghai②，WU Xing②，YANG Sen②，SHEN Boping②(^Engineering Technology Management Department of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi'an, Shaanxi710018,China；②GWDC Mud Logging Company,CN P C,Panjin,Liaoning124011China Abstract：Tight sandstones of the Upper Paleozoic in Ordos Basin are developed in different types of fluvial-delta sedimentarysystems Duetothemigrationoffluvial-deltafaciessandbodyandverticalmulti-stagesuperimposition，the verticalsequenceofstrataiscomplicated Micro-structuresaredevelopedinsomeareas，andhorizontalwe l softendri l mudstones，whichaddsgreatdi f icultytoconventionalhorizontalwe l geosteering Torealizerapiddri l ingandincrease thedri l ingrateofsandbody，elementloggingparametersandelementratioareusedtofinelydescribethetargetlayerand thetopandbo t om mudstones A standard modelforelementrespondingcharacteristicsofsinglelayersisestablished，andcomparisonwithstandard modelonthebasisofelementparametersinactualdri l ingismadeduringtheconstruction ofhorizontalsegment，whichcanquicklydeterminetherelativepositionofdri l bits，andadjustthetrajectoryintime This method wasappliedinthefieldofwe l S59inthestudyarea，andthedri l ingratereached9026%Theapplicationinthe horizontalwe l geosteeringinthetightsandstoneofthe UpperPaleozoicin Eastern OrdosBasinshowedthatelement logging can effectively make up for the shortcomings of existing geosteering methods and meet the production needs on we l siteKey words：element logging technology,tight sandstone,horizontal well geosteering,drilling rate引用：阎荣辉，田伟志，鲍永海，等.元素录井技术在鄂尔多斯盆地致密砂岩水平井地质导向中的研究与应用[].录井工程，2020,31(4)2228YAN Ronghui,TIAN Weizhi,BAO Yonghai,et al.Research and application of element logging in horizontal we ll geos­teering of tight sandstone in Ordos Basin[J]Mud Logging Engineering202031(4):22-28阎荣辉高级工程师,1975年生,2003年毕业于西南石油学院矿物学、岩石学、矿床学专业，硕士学位，现在中国石油天然气集团有限公司长庆油田分公司工程技术管理部工作。

提高胡尖山油田元149区延101油藏单井产量摘要：元149区块地处陕西省榆林市定边县境内，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，主力油藏延101层属构造-岩性油藏。

本文在区域地质构造背景的基础上，本文通过研究该区目前开发现状、地层能量、注水见效、水驱状况，结合生产动态数据，从完善井网、注采调整、合理生产压差、控制采液强度、系统试井、油井措施等方面进行综合分析，探索并提出该区提高单井产量的方式方法。

关键词：元149区延101油藏提高产量方式方法一、油藏特征1.地质概况胡尖山油田元149区地处陕西省定边县新安边乡，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段西部，紧邻天环坳陷，构造简单，总体上呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓，地层倾角不足1度，局部发育鼻状构造，这些鼻状构造对油气富集具有决定性作用，故属于构造-岩性油藏。

2.储层特征该区延10油藏为曲流河沉积，由于水域逐渐加宽，沉积范围扩大，沉积厚度约30m，砂体较宽，平面上呈条带状展布。

储层以岩屑长石砂岩为主，晶间孔—长石溶孔—粒间孔组合，属弱速敏、改善酸敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏。

3.物性及流体性质元149区延101油藏为边底水发育油藏，油藏埋深1590m，油层中深1480m，完钻65口井平均钻遇砂层14.8m，电测解释油层6.9m，声波时差248.6μs/m，视孔隙度16.48%，视渗透率14.03×10-3μm2，含油饱和度44.7%。

地层原油粘度5.47mpa.s，原始油气比15.7m3/t，地面原油比重0.8750g/cm3，地面原油粘度8.94mpa.s，地层水总矿化度12.63-36.03g/l，属于nahco3水型，凝固点12.0℃。

二、开发现状1.整体开发现状元149区采用250×250m三角形井网投入开发，动用含油面积4.1km2，动用地质储量238×104t；于2011年开始滚动建产，共完钻油水井65口，其中油井53口，注水井12口，累计建产4.5万吨。

23821世纪以来，全球范围内非常规油气藏勘探开发发展迅速，并已经成为油气供应体系的重要组成部分。

随着油气需求量的不断增加及常规油气占比的逐渐降低，非常规油气的有效动用对于缓解油气供需矛盾、保障我国能源安全、促进能源结构低碳转型、推动碳埋存具有十分关键的战略意义非常规油气是未来社会油田开采工作的主要发展方向，这为整个石油行业的发展带来新的发展机遇与挑战。

油气能源作为推动社会经济发展的重要能源，该能源的勘探水平与开采水平直接影响都社会经济发展速度。

盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障我国拥有丰富的非常规油气能源，非常规油气能源的勘探与开发成为我国油气产业的重要发展方向。

1 非常规油气开发关键技术1.1 油田侧钻定向井技术为提高剩余油挖潜效果，开展侧钻短水平井+31/2〞套管固井+小直径桥塞分段压裂技术试验，在AS油田试验27口，初期单井产量3.0吨，达到周围老井的3倍。

攻关形成油田侧钻短水平井技术，剩余油挖潜动用效果显著，攻关形成侏罗系底水锥进、三叠系水线两侧剩余油判识及布井技术，成功率90%以上，形成侧钻装备和钻完井技术，建立了提速模板，“一趟钻”全面应用，小直径深穿透射孔、多短簇细分层压裂等特色改造技术，初期单产达2.0吨。

LD部分超低渗油藏侧钻定向井单井产量低，将侧钻水平井技术由AS油田扩展至XF、JY油田。

通过优化水平段长度和储层改造工艺，试验回接重造井筒实现大排量体积改造。

1.2 气田侧钻裸眼水平井技术持续优化钻井参数，形成侧钻水平井轨迹精细控制技术，钻井周期由35下降至27.5天，研发小直径裸眼封隔器和低伤害压裂液，形成裸眼分段压裂技术，初产2.5万方。

探索研究气田侧钻水平井固井完井技术，单井产量大幅提升，针对裸眼完井分段压裂封隔有效性差的问题，将完井方式由裸眼向小套固井完井转变，攻关形成600m以上水平井窄间隙固井和31/2″小直径桥射联作分段压裂技术，试验5口井，初期单井日产气3.2万方，较裸眼完井提高28%。

致密气藏产水影响及开发措施为认清致密砂岩气藏的储层产水机理，以及对开发的影响，寻求有效的开发对策，本文开展了理论研究并结合现场情况进行系统分析。

利用水样化验、物质平衡方程和产水动态特征相结合可以判断大部分井层的产水来源于本层；积液会造成贾敏效应、气体的启动压力梯度升高以及水敏伤害；速度管、泡排措施是治理高产水井的有效措施。

标签：贾敏效应水敏伤害开发措施一、引言鄂尔多斯盆地东部临兴地区横跨伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，归属于吕梁地区。

区块内部构造相对简单，地层平缓（倾角一般不足1°），主要发育有幅度较小的鼻状构造[10]。

主要储层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。

区内的先导试验区2015年11月开始投产，其采气曲线如图1所示。

区块投产初期即见水，但由于生产井数较少（5口井），初期产水量较少。

2016年11月后，随着区块大量井投产，投产井数增加到18口，产水量随之迅速上升，并随区块产气量变化而变化。

区块总体产水量较小，日产水量约50m3/d。

水气比变化情况如图2所示，从该图可看出，区块大规模上产后水气比呈现总体稳定的趋势，水气比约3 m3/104m3。

二、产水规律统计先导试验区产水资料，盒8段单采，且进行了产水计量的井共5口。

生产过程中5口井产水量都逐渐递减，其具备明显的两段式特征：I阶段：产水量较高，但很快递减到低值，这是因为本层可动水较多，先采出的是大孔喉通道的地层水；II阶段：产水量保持在较低产量，这是因为后期主要是小孔隙的地层水[1]。

三、积液对气井的影响先导试验区气井积液后出现如下特征：积液之后产量迅速下降，递减速度加快，即使排采井筒积液后，产量损失仍难以恢复[2]。

以1井为例，采气曲线如图4所示，该井2016年11月20日投产，投产初期产量约2.0×104m3/d，稳定2.5月后产量降低，气井携液困难，导致井筒积液，积液2月后，该井采用速度管排液，措施后气井可稳定生产，但与积液前产量降低3/5。

我国致密气的A、B、C作者：汪焰来源：《石油知识》 2014年第3期汪焰世界范围内，致密砂岩气（简称致密气）作为重要的非常规天然气资源，已经逐渐成为天然气产量的主要增长点。

近年来随着我国天然气产业的快速发展，致密气也得到不同程度的发展。

我国致密气的特点众所周知，北美地区是全球致密气发展最快、最好的国家。

但是否就能全盘照搬别人的经验和技术呢？有学者通过对比分析中美的致密气成藏地质条件和气藏分布特征，得出我国致密气的特点，并在此基础上提出自己的发展路线。

中美致密砂岩气地质共性明显：如发育于煤系地层中，烃源岩分布广、热演化程度高，储层物性差、含水饱和度高和具有异常压力等。

但也有一定的差异性：沉积环境差异和储层差异。

美国以海相-海陆过渡相为主，中国以陆相-海陆过渡相为主，不同的沉积环境与构造演化特征是致密气源岩特征有别的主要原因。

另外，美国致密气砂岩储层分布稳定、厚度大，孔隙度较高，中国致密砂岩储层非均质性较强，厚度相对较小。

从成藏特征来看也有一定共性：气藏类型多样，包括构造型、岩性型、地层型、动态圈闭型和复合型；气体以近距离垂向运移为主；气藏规模大，储量丰度低；气水关系复杂、物性“甜点”区和裂缝发育区与气藏富集、高产关系密切。

但受气藏形成的沉积环境、成藏过程与区域构造特征等因素的控制，差异性更加明显。

差异之一：异常压力。

异常高压或异常低压是中美致密砂岩储层的普遍现象，但是导致异常压力的原因存在差异。

以北美落基山地区致密砂岩为例，压力系数一般为1.4～1.7，导致异常高压的主要原因是具有活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态。

中国鄂尔多斯盆地致密气表现为异常低压，平均压力系数为0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。

另中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。

气藏空间分布规律具有的共性：源储一体、“三明治”式紧密接触、大面积连续分布等，但受不同构造背景、盆地性质、沉积特征与成藏过程影响，中美致密气具有不同分布特征。

鄂尔多斯盆地致密气藏特征鄂尔多斯盆地上古生界近8000块岩心样品统计结果表明，地表条件下砂岩孔隙度小于8％的样品占50．01％，孔隙度为8％～12％的样品占41．12％，孔隙度大于12％的样品只占8．87％；储集层渗透率小于1×10．3pm2的占88．6％，其中小于0．1x10.3 gm2占28．4％。

覆压条件下，基质渗透率小于0．1x10.39m2的储集层占89％，属于典型的致密储集层。

鄂尔多斯盆地上古生界致密气的成藏特征如下。

①含气层组多，从上古生界本溪组到石千峰组共发育19个含气层组，主力含气层段为上古生界下石盒子组盒8段、山西组山2段与山I段、太原组太。

段，单井平均发育气层5～10段，单个气层厚3～8m。

②天然气主要为煤成气，天然气组分中甲烷含量大于95％，以干气为主，不含H2S；地层水矿化度为22．38～230．00g／L，水型均为CaCl2型。

⑨气藏存在多个压力系统，除盆地东部地区存在常压和局部超压外(压力系数为0．95～1．12)，其余地区压力系数均小于0．95，最小压力系数为0．34。

④储集层具有“先致密、后成藏”的特征，非均质性强，孔喉微观结构复杂，毛管压力封闭条件好，不需要直接盖层，发育无明显界限的非闭合圈闭。

天然气生产井一般无自然产能，储集层压裂改造后直井日均产量lxl04～2x104m3，水平井日均产量5x104m3。

在气井生产过程中，初期产量递减快，后期低产(日产量lxl04m3)阶段可维持较长时间。

⑤天然气聚集一般不受浮力作用控制，超压为天然气运移的主要动力；渗流方式主要为非达西渗流；一般无底水。

无统一的气、水边界，存在上气下水、气水倒置、气水同层等多类型气水赋存状态；气水分异差，含气饱和度差异大。

⑥储量丰度低，含气面积大。

储量丰度为0．6×108～1．2x108m3／km2，天然气大面积连片分布；勘探证实苏里格气田含气面积超过3x104km2，储量丰度为1．2×108m3／km2。

天　然　气　工　业Natural Gas Industry 第41卷第４期2021年４月· 30 ·鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组致密气富集主控因素李剑1,2　张春林1,2　姜福杰3,4　裴煜3,4　王静怡3,4　王夕榕3,4　张嘉琪3,41.中国石油勘探开发研究院2.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室3.油气资源与探测国家重点实验室4.中国石油大学（北京）地球科学学院摘要：鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气勘探成效显著，较之于下二叠统山西组和中二叠统下石盒子组八段，上石炭统本溪组致密气的勘探潜力更大，但对于后者天然气成藏机理的认识却相对不足、致密气富集的主控因素不清，给油气勘探评价选区造成了困难。

为了给该盆地本溪组致密砂岩气的勘探提供依据和参考，在统计分析本溪组165口井测试结果、总结气水分布特征和气井产能变化特征的基础上，采用地质分析、物理模拟和数值模拟相结合的方法，研究了致密砂岩气富集的主控因素，探讨了本溪组致密砂岩气的成藏机理，进而预测了致密砂岩气富集的有利区。

研究结果表明：①本溪组致密砂岩气层在平面上主要分布在三角洲前缘分支河道相带和潮坪砂坝相带上，埋深在2 800 m左右；②气井产能与煤层厚度、砂体厚度及渗透率存在着一定的正相关关系，但相关性不强；③烃源岩排烃强度与储层孔隙度耦合关系、储层储能系数和超压分布为气层分布的主控地质因素，其中烃源岩排烃强度与储层孔隙度耦合关系控制着致密气的分布范围，储能系数控制着致密气的富集层位，而超压分布则控制着致密气的富集程度。

结论认为，鄂尔多斯盆地本溪组致密砂岩气富集有利区主要位于生气强度大于3×108 m3/km2的潮控三角洲与浅海过渡带以及浅海砂坝区。

关键词：鄂尔多斯盆地；上石炭统本溪组；致密砂岩气；富集机理；主控因素；有利区预测；沉积相带；生气强度DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.04.004Main factors controlling the enrichment ofUpper Carboniferous Benxi Formation tight gas in the Ordos Basin LI Jian1,2, ZHANG Chunlin1,2, JIANG Fujie3,4, PEI Yu3,4, WANG Jingyi3,4, WANG Xirong3,4, ZHANG Jiaqi3,4 (1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China;2. CNPC Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, Langfang, Hebei 065007, China;3. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Pros-pecting, Beijing 102249, China;4. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)Natural Gas Industry, Vol.41, No.4, p.30-40, 4/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract:The exploration achievement of Upper Paleozoic tight sandstone gas in the Ordos Basin is remarkable, and compared with the Lower Permian Shanxi Formation and the eighth Member of Lower Shihezi Formation of Middle Permian, the Benxi Formation of Upper Carboniferous is greater in tight gas exploration potential, but its hydrocarbon accumulation mechanisms are not understood sufficiently and the main controlling factors of tight gas enrichment are not determined clearly, which brings about difficulty to oil and gas explo-ration evaluation and area selection. In order to provide basis and reference for the exploration of Benxi Formation tight sandstone gas in the Ordos Basin, this paper carries out statistical analysis on the test results of 165 wells in Benxi Formation and summarizes gas and water distribution characteristics and gas well productivity variation characteristics. On this basis, the main controlling factors of tight sandstone gas enrichment are studied by combining geological analysis, physical simulation and numerical simulation. Finally, the tight sandstone gas accumulation mechanisms in Benxi Formation are discussed, and the favorable areas for tight sandstone gas enrichment are predicted. And the following research results were obtained. First, in plane, the Benxi Formation tight sandstone gas reservoir is mainly distributed in the delta front branch channel facies belt and tidal flat sand bar facies belt, and the burial depth is about 2 800 m. Second, gas well productivity is in a certain positive correlation with coal bed thickness, sand body thickness and permeability, but the correlation is not strong. Third, there is a coupling relationship between the hydrocarbon expulsion intensity of source rocks and the reservoir poros-ity. Reservoir energy storage coefficient and overpressure distribution are the main geological factors controlling the distribution of gas reservoirs. Among them, the coupling relationship between hydrocarbon expulsion intensity of source rocks and reservoir porosity con-trols the distribution range of tight gas, energy storage coefficient controls the enrichment horizon of tight gas and overpressure distribu-tion controls the enrichment degree of tight gas. In conclusion, the favorable areas for the enrichment of Benxi Formation tight gas in the Ordos Basin are mainly located in the transition zone between the tidal delta and the shallow sea and the neritic sand bar area with a gas generation intensity greater than 3×108 m3/km2.Keywords: Ordos Basin; Upper Carboniferous Benxi Formation; Tight sandstone gas; Enrichment mechanism; Main controlling factor; Favorable area prediction; Sedimentary facies belt; Gas generation intensity基金项目：国家科技重大专项“大型气田成藏机制、富集规律与勘探新领域”（编号：2016ZX05007-003）、“致密气资源潜力评价、富集规律与有利区带评选”（编号：2016ZX05047-001-001），中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“大中型天然气田(区)勘探关键技术及目标评价”（编号：2019B-06）。

一、概况鄂尔多斯盆地广泛分布致密气资源,是国内天然气资源的重要阵地。

大牛地气田位于陕西省与内蒙古自治区交界，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，上古生界发育石盒子组、山西组和太原组共7套层系，总体上具有储层类型多样、非均质性强，纵向气藏之间开发特征差异大，平面同类气藏井间生产特征变化快的特点二、直井开发区开采特征以盒3段单层开采井为例，地质上属于典型的深水辫状河沉积，砂体叠切关系复杂，横向变化快，有利沉积微相为心滩，规模较小，厚度3-15m，宽度300-800m，连续性较差；孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，喉道半径呈单峰分布，物性较好，高阻中高时差特征。

压恢试井曲线形态表现为典型的地层线性流特征，反映出辫状河心滩的条带形渗流边界的特征。

储层含气饱和度高，弱应力敏感，平均含气饱和度下水相流动能力弱，产液对生产效果影响弱。

盒3段的Ⅰ、Ⅱ 类气井比例达到87%，在各类气藏直井开发中生产效果最好；综合单砂体描述和动态储量分析，不同类型心滩的纵向叠置关系显著控制着生产特征。

三、水平井开发区开采规律1.盒1段盒1段地质上为辫状河沉积，有利微相为心滩，厚度在2-3m，宽度200-300m，孤立的分散在大段致密砂岩中；储层为灰白色含砾中粗砂岩，物性较好，平均孔隙度9.1%，渗透率0.55mD；孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，分选中等，孔吼量细歪度，吼道半径量双峰分布，测井表现为低阻高低时差特征。

气层叠置程度、气层厚度、水平段钻遇的心滩规模及储层类型是气井高产的主控因素。

物性相对较差时水相流动能力较强，也使积液水锁成为制约生产效果主要矛盾，随液气比增加动态储量减小，生产效果变差。

I类井（高产井）初期产量高，液气比相对较低，但稳产时间较短，只有5个月，且产量递减较快。

II类井（中产井）初期产量低于I类井，液气比相对I类井要高一些，但稳产时间为6个月，产量递减比I类井缓。

III类井（低产井）初期产量低，液气比较高但相对稳定，稳产时间相对I、II类井要长，达到近1年，产量递减较缓。

一种提高致密油藏低产水平井产量的重复改造方法白晓虎;张翔;杜现飞;达引朋;苏良银;赵伯平【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2016(039)006【摘要】近年来，以华庆长×为代表的鄂尔多斯盆地致密油藏采用水平井分段压裂技术开发，单井产量得到了大幅提高，达到周围直井的3～5倍。

但是受到初次改造规模小的影响，出现了部分水平井低产低效的问题。

通过评价不同低产原因水平井的增产潜力，确定了体积压裂的重复改造思路。

另外，结合水平井老井固井质量、套管完善程度、施工管柱等因素，研究并形成了“组合油管＋大通径封隔器＋大通径喷砂器”三封单卡压裂工艺，配合低摩阻压裂液，排量可达5 m3／min以上，具备了储层形成复杂裂缝的条件。

现场试验2口井，措施后日增油量达到4～6t。

井底压力监测表明净压力达到了克服水平两向应力差的条件，表明该技术对水平井老井重复改造具有较好的适应性，对其他致密储层水平井重复改造具有借鉴意义。

【总页数】4页(P34-37)【作者】白晓虎;张翔;杜现飞;达引朋;苏良银;赵伯平【作者单位】长庆油田分公司油气工艺研究院;长庆油田分公司油气工艺研究院;长庆油田分公司油气工艺研究院;长庆油田分公司油气工艺研究院;长庆油田分公司油气工艺研究院;长庆油田分公司油气工艺研究院【正文语种】中文【相关文献】1.AN区块致密油藏低产水平井裂缝诊断方法 [J], 白晓虎;庞鹏;苏良银;达引朋;赵伯平;吴甫让2.致密油藏水平井重复压裂多级选井方法研究 [J], 陶亮;郭建春;李凌铎;李慧;贺娜3.大庆致密油藏水平井重复压裂及裂缝参数优化模拟 [J], 任佳伟;王贤君;张先敏;王维4.井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用 [J], 敖科;刘想平;黄晓峰;何龙5.致密油藏长水平井衰竭式开发产量影响因素及效果评价方法——以玛18/玛131区块为例 [J], 田辉;张旭阳;易星宇;赵丹丹;刘志强;汪洋;程时清因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。