一种利用断层岩泥质含量判断断层侧向封闭性的方法及其应用

为了更简便地判断断层侧向封闭性,在断层侧向封闭机理及其影响因素研究的基础上,通过断层岩 排替压力与所封闭储层排替压力对比,预测了断层侧向封闭所需断层岩泥质含量的下限值,以此建立了 一套利用断层岩泥质含量判断断层侧向封闭性的方法,并将其应用于南堡凹陷 5 号构造 f-np5-2 断层 对东三段下部 1～7 号储层侧向封闭性的判断中。 结果表明：f-np5-2 断层在东三段下部 1～3 与 6 号 储层处断层岩泥质含量均大于其侧向封闭所需断层岩泥质含量的下限值,断层侧向上封闭,有利于油气 聚集,钻探结果为油层;f-np5-2 断层在东三段下部 4～5 与 7 号储层处断层岩泥质含量均小于其侧向 封闭所需断层岩泥质含量的下限值,断层侧向上不封闭,不利于油气聚集,钻探结果为干层。 利用断层 岩泥质含量判断断层侧向封闭性的结果与目前 NP503 井东三段下部油气分布相吻合,表明该方法用于 判断断层侧向封闭性是可行的。     

复杂断块油藏建库圈闭密封性综合评价技术

以M储气库为例,通过室内实验与理论分析,从盖层和断层综合评价圈闭密封性。从宏观、微观和力学评价盖层密封强度,从侧向、垂向和动态评价断层密封能力,落实圈闭密封极限压力。研究结果表明：盖层岩性以泥岩为主,厚度大,岩石致密、孔喉细小、排替压力大,岩石力学性质优良。主控断层两盘砂泥对接为主,断层泥岩比率（SGR）均较高,断层开启系数低,断层断面正压力大于7.5 MPa,断层岩排替压力大于储层岩排替压力,示踪剂等动态资料证实断层两侧不连通。综合评价M储气库圈闭密封性良好。由圈闭气体散逸、盖层毛细管密封失效、拉张和剪切破坏及断层剪切滑移失稳条件下盖层和断层的承压极限,综合确定圈闭密封上限压力为44.6 MPa。形成的复杂断块油藏圈闭密封性综合评价技术对同类油藏的密封性评价具有一定推广意义。     

运用排替压力法定量预测断层侧向封闭能力——以济阳坳陷为例

断层对油气的封闭作用主要体现在侧向封闭上,而断层岩的排替压力是评价断层侧向封闭的主要参数,泥质含量和埋深则是影响岩石排替压力的主要因素.断层岩的泥质含量或埋深越大,其排替压力越大,对油气的封堵能力越强.通过实验测试手段可以建立不同泥质含量断层岩的排替压力与埋深的关系,从而可以实现对断层岩排替压力的预测.断层岩与储层的排...     

砂泥岩薄互层段中断层封闭性的定量研究

砂泥岩薄互层段内断层是否具有封闭性取决于断层岩与储层的排替压力差。断层岩的排替压力又取决于断层岩泥质含量和成岩程度,断层岩的成岩程度取决于断层岩承受的断面压力,断面压力的大小与断层倾角和断层岩埋深有关。而储层排替压力与其泥质含量和埋深有关。根据岩石的排替压力封闭原理,提出了砂泥岩薄互层段中断层封闭性的定量评价方法。操作步骤如下：①视断层岩的泥质含量等于断移地层的泥岩层厚度与地层厚度的比值;②建立不同泥质含量岩石排替压力随埋藏深度的变化关系;③计算断点处断面的正压力;④根据地静压力与地层埋深关系,计算该断面压力所相当的地层埋深;⑤在不同泥质含量排替压力与埋深关系图上确定断层岩排替压力;⑥根据储层的泥质含量及埋深,确定储层的排替压力,用断层岩排替压力减去储层排替压力,得到两者排替压力差,该排替压力差即为所研究断层点处的断层封闭能力。在海拉尔盆地贝尔凹陷已知封闭能力断层的验证表明,该方法具有非常好的可行性。     

泥岩盖层内断裂垂向封闭油气能力综合评价方法

泥岩盖层内断裂垂向封闭油气能力主要受断层岩排替压力、泥岩盖层断接厚度和下伏储层油气剩余压力的影响,断层岩排替压力越大、泥岩盖层断接厚度越大、下伏储层油气剩余压力越小,泥岩盖层内断裂垂向封闭油气能力越强;反之则越弱。通过确定断层岩排替压力、泥岩盖层断接厚度和下伏储层剩余压力,根据油气在下伏储层剩余压力的作用下通过泥岩盖层内断裂渗滤、散失速度的相对大小,建立了一套泥岩盖层内断裂垂向封闭油气能力的综合评价方法。对海拉尔盆地贝尔凹陷呼和诺仁构造的断裂垂向封闭油气能力综合评价结果表明：油气在剩余压力作用下通过14个测点处大一段泥岩盖层内断裂F1渗滤、散失速度均小于0,表明大一段泥岩盖层内断裂F1垂向封闭油气能力均相对较强,有利于油气在南二段聚集与保存,与目前断裂F1附近南二段已发现大量油气分布相吻合,说明文中方法适用于综合评价泥岩盖层内断裂垂向封闭油气能力。     

活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法

关于断裂侧向封闭的地质条件前人曾做过大量的研究和探讨,但相关研究均未考虑断裂带内部结构特征对断裂侧向封闭性的影响,致使活动期断裂的侧向封闭性少有被提及。为此,在断裂带填充物成分和结构特征分析的基础上,依据静止期断层岩侧向封闭机理,对活动期断裂侧向封闭的地质条件及其研究方法进行了探讨,指出活动期断裂侧向封闭的地质条件应是断裂为反向且断移地层以泥岩为主,才会形成断裂带填充物排替压力大于或等于油气运移盘储层岩石的排替压力,断裂侧向封闭。进而通过比较断裂带填充物排替压力与油气运移盘储层岩石排替压力的相对大小,建立了一套活动期断裂侧向封闭性的研究方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡1号构造F1、F2、F3这3条断裂的侧向封闭研究中。结论认为:(1)在天然气成藏期(新近系明化镇组沉积晚期)F1、F2、F3这3条反向活动断裂断裂带的填充物以泥质成分为主,且其排替压力分别大于古近系东营组一段(F1、F3)、新近系馆陶组(F2)储层岩石的排替压力,在侧向上对天然气均是封闭的,有利于天然气的聚集与保存;(2)分析结果与目前Np101井、Np1-2井、Np1井分别在东一段和馆陶组和钻获工业气流相吻合,表明将该方法用于活动期断裂侧向封闭性研究是可行的。     

曹妃甸21-3构造馆陶组断层封闭性研究

位于渤海湾盆地埕北低凸起南侧斜坡区的曹妃甸21-3构造为馆陶组构造油藏,圈闭主要受断层控制,断层两盘"砂-砂"对接。分析控制断层的"砂-砂"对接封闭机理,结果认为,曹妃甸21-3构造断层封闭机制为断层岩封闭。文中建立了埕北地区泥质体积分数-排替压力-深度的关系图版,通过图版定量计算断层岩和储层排替压力之差来确定"砂-砂"对接含油气构造断层的封闭性,结果表明,控圈断层F1,F2断层岩的排替压力大于储层的排替压力,证明该构造控圈断层具有良好的封闭性。另外,文中还探讨了影响该类含油气构造断层封闭性的控制因素,认为断层岩的排替压力受其泥质体积分数、断面埋深、断层倾角三者共同控制,其中断层岩泥质体积分数和断层倾角的大小是形成封堵的关键因素。     

基于三维SGR模型的断层侧向封闭性定量表征——以尼日尔M油田为例

前人对断层封闭性的研究很多,但大多都基于断层受到的正压力大小对其进行表征,而对于断层压实成岩时间这一因素考虑较少。本文定义岩石压实强度,并利用该参数与断层岩的断层泥比率（SGR）值计算断层的排替压力;根据断层岩与储层的排替压力差定量表征断层侧向封堵性,最后将该方法应用到M油田。研究表明,在M油田,SGR值小于11时,断层岩没有封闭能力;SGR值大于40时,断层岩具有很强的封闭能力;介于两者之间时,断层岩SGR值与其能够封闭的最大烃柱高度（H_max）存在线性关系。     

断层对接型和断层岩型侧向封闭的差异性

在碎屑岩地层中,断裂侧向封闭分为断层岩型侧向封闭和对接型侧向封闭2种类型,过去对这2种类型封闭油气的机理、封闭能力强弱等未进行过对比研究。为正确认识断裂在油气成藏与分布中的作用,分析了断层岩型侧向封闭和对接型侧向封闭的封闭机理和封闭条件;在此基础上,对比研究了这2种断裂侧向封闭的差异性。结果发现,由于起封闭作用的遮挡物和封闭条件不同,造成了对接型与断层岩型侧向封闭的差异性主要表现在以下2个方面：①受其影响形成的圈闭,其油（气）—水界面分布的控制因素不同,受对接型侧向封闭影响形成的圈闭,油（气）—水界面分布受对接岩性控制,而受断层岩型侧向封闭影响形成的圈闭,油（气）—水界面分布受断层岩排替压力大小控制;②侧向封闭能力明显不同,断层对接型的侧向封闭能力明显强于断层岩型的侧向封闭能力。以歧口凹陷板桥断裂为例,相同条件下,板桥断裂对接型侧向封闭油气的能力为断层岩型侧向封闭油气能力的25~43倍。这一显著的差异,造成板桥断裂古近系沙河街组一段,其上部对接型侧向封闭段富集的是天然气,而在其之下的断层岩型封闭段却聚集的是原油。     

成藏期剩余压力与储层排替压力下限耦合恢复油气成藏过程——以济阳坳陷车西洼陷为例

通过对济阳坳陷车西洼陷主要油田储层孔喉半径与含油气性关系的研究,确定了现今储层排替压力下限,结合地层沉积速率和压实模型,得到了不同时期储层排替压力下限。基于成藏期剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系恢复了研究区主要油田源下油气藏的形成过程。在古近系东营组沉积末期有少量油气充注,在馆陶组沉积中期生烃范围恢复到东营组剥蚀期前的水平并再次充注,主体油藏大规模聚集形成于明化镇组沉积早期,南部斜坡带的潜山油气藏成藏期最晚,为明化镇组沉积末期（距今2 Ma左右）。根据成藏期油气运聚动力与阻力的耦合关系,预测源下油气藏分布范围为明化镇组沉积末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区。     

渤海海域QHD33-1S低幅构造变速成图方法

渤海海域QHD33-1S构造评价面临构造幅度低、圈闭面积小、构造-岩性和岩性圈闭等一系列隐蔽性强、勘探难度大等问题,而且构造区存在明显的低速度异常.为了更加精确地落实该区域的构造形态,针对该区地质特点和低幅构造特征探索出适合该区域的变速成图方法——地震平均速度场+井速度场+趋势种子点,有效地提高了速度场和变速成图精度.实践表明,该方法是针对海上低幅构造区勘探目标进行精细刻画的有效方法.     

对LT33-1岩性体综合解释结果的分析与思考

LT33 1岩性体的综合解释与评价应用了多项地震识别技术 ,但该岩性体最终钻探失利。在对失利原因进行深入分析的基础上 ,探讨了地震识别技术应用中的有关问题 ,认为 :运用地震识别技术对非构造圈闭进行评价 ,要遵循一定的地质规律 ;基础工作要做得精细、扎实 ;对所用技术方法的适用条件、局限性要有透彻的理解 ,强调适当应用 ;要将各种研究成果有机地结合在一起 ,相互佐证。     

对LT33-1岩性体综合解释结果的分析与思考

LT33—1岩性体的综合解释与评价应用了多项地震识别技术，但该岩性体最终钻探失利。在对失利原因进行深入分析的基础上，探讨了地震识别技术应用中的有关问题，认为：运用地震识别技术对非构造圈闭进行评价，要遵循一定的地质规律；基础工作要做得精细、扎实；对所用技术方法的适用条件、局限性要有透彻的理解，强调适当应用；要将各种研究成果有机地结合在一起，相互佐证。     

处理霸33井特大井喷着火事故的技术对策

霸33高压气井因长时间大火燃烧造成井口完全失控,灭火和压井工作极难进行。本文通过该井事故处理的实践,介绍了一种水、粉结合扑灭气井大火的有效方法,并通过模拟试验和现场应用的结合,提出了水力喷砂切割的最佳参数及软金属密封垫的设计方法。     

渤海湾盆地新滩油田垦东32—33块隐蔽油气藏研究

渤海湾盆地新滩油田垦东32—33块已进入隐蔽油气藏勘探阶段,薄层河流相砂岩的地震预测是本区滚动勘探开发的关键。为此,应用尚未广泛推广的Conseis系统对研究区进行小波分频域高分辨率处理、测井曲线重构和构造—测井约束非线性反演储层预测,对薄砂层进行有效识别,预测砂体平面分布,结合油水分布特征,指导油气滚动勘探开发。经钻井证实,具有很高的成功率。      

SN7-33井表面活性剂驱油研究与应用

针对江苏ShaN低渗透油藏非均质性强、物性差、孔隙结构复杂、水驱采收率较低的问题,开展了粘稳型表面活性剂HLX1和驱油表面活性剂HLX2的界面张力、吸附、乳化、防膨和驱油室内评价试验。根据试验结果进行了表面活性剂驱注入工艺优化,设计1.5%HLX1为前置防膨段塞,0.3%HLX2为驱油主段塞,在SN7-33井进行表活剂驱油现场试验,取得了增油降水效果。     

苏里格苏10—28—33井沉积规律及测井相研究

苏10—28—33井在盒8段及山1段连续取心,总进尺达111.68m,通过仔细的岩心描述,获得了丰富的有关沉积地层方面的第一手资料,经过系统的理论分析,获得不少新的认识,如砂体的沉积地质特征、测井相规律等,为气田的下一步开发打下坚实基础。     

聚合醇水基钻井液在文33—196井的应用

文33-196井是中原油田文留构造南部文33断块上的一口大斜度双靶定向井,设计井深为3400 m,最大井斜角为45°,水平位移为696 m.该区块沙河街组粘土矿物以伊/蒙混层为主,亚甲基蓝容量高,膨胀性强,易坍塌掉块,油层易受污染,造成产量降低.文33-196井采用聚合醇水基钻井液体系.现场应用表明,聚合醇水基钻井液具有良好的润滑防卡性能、抑制性能和防塌性能,渗透率恢复值较高,对油气层有一定的保护作用,满足了文33-196井大斜度双靶定向井的施工要求.     

靖平33-13井下筛管完井技术分析与认识

靖平33-13井是2009年长庆油田完钻的1口气井水平井,由于储层垂深多次调整,导致井眼轨迹形成2个分支。针对水平段完井情况和下筛管完井过程存在的问题,进行了下筛管技术难点分析,下筛管固井附件优选。通过多次通井施工和细化下套管技术措施,最终顺利将生产筛管下到设计位置,保证了后期储层改造和生产。研究认为,选用具备旋转拨物功能的旋转引鞋,为套管顺利下入到井底提供了保障;选用合理的通井钻具结构及通井措施,合理加放扶正器,对保证φ114.3mm筛管顺利下入起到了关键作用。