准噶尔盆地腹部高压和异常高压对油气生成和聚集的影响

高压和异常高压是准噶尔盆地腹部勘探及钻采试油面临的重要问题。马桥凸起盆参２井,盆４盆井均发现深层异常高压,其封闭层顶部埋深４４８５ｍ,封闭层以下为异常超高压,盆参２井在封闭层上下１３００ｍ的井段有油气垂向运移和混源特征。这种高压和异常高压对盆地腹部的油气生成成和降集有明显控制作用。本文应用“流体封存箱”理论探讨异常高压环境中的油气成藏模式。     

准噶尔盆地莫索湾地区异常地层压力与油气聚集

准噶尔盆地腹部莫索湾地区盆参２井于４５００ｍ和５７００ｍ深处侏罗系内存在异常高压层。根据异常地层压力形成理论、烃类有机成因理论、油气分带模式，探讨了异常地层压力的成因：岩性封闭是先决条件，粘土矿物成岩后生期释放大量层间水，下侏罗统生油层进入低成熟阶段，造成流体增温增压，形成一温跃层，导致异常高压出现。受温压条件控制，勘探目的层侏罗系存在明显的油气分带性：封闭层之上为石油聚集带，之下为凝析油、天然气聚集带。４５００ｍ封闭层以上的侏罗系应是目前勘探的主要对象。     

应用地层测试和电子压力计试井评价彩南油田储层(续完)

（二）断层及封闭性研究 1.三工河组油藏断层 如前面分析所述压力导数曲线上封闭边界干扰点比较明显,彩参2井压力导数曲线反映晚期受两条断层干扰,由（4）式计算出两条断层距本井均为915m,夹角约为70度。三维地震解释,彩参2井以东约1公里处有一断层（C101并断裂）,以北约1公里处也有一断裂（彩南断裂）存在,并且其夹角亦为70度左右,反映了试井解释的可靠性,彩005井也     

准噶尔盆地莫深1 井区三维压力分析

莫深1 井是中国石油在准噶尔盆地腹部部署的一口重点科学探井,完钻井深7 500 m. 该井钻探层位深、地层变化大,其钻井完井的顺利实施对认识莫索湾地区深层压力分布有重要作用。分析了莫深1 井区域地层压力的纵、横向特征,并在该区三维地震资料测井约束反演的基础上,获得了该区域三维层速度体,进而运用Bowers 方法计算出该区三维地层压力。有效提取了该区2 口重点探井莫深1 及盆参2 井位置上的地震层速度,分别与其测井声波速度进行了比较,结果吻合较好,表明此三维压力能较好地反映该地区压力分布。     

准噶尔盆地东部及腹部地区油气勘探取得突破性进展

最近我局先后在彩参2井、盆参2井、彩8井的侏罗系获得高产油气流及良好的油气显示。 彩参2井位于准噶尔盆地古尔班通古特大沙漠40km深处的白家滩隆起彩南构造上,在侏罗系发现了数十米油层。完钻后射开三工河组7.5m,未经措施用4.7mm油嘴试油,日产原油53.6m~3,气量3786m~3,原油密度0.8263g/cm~2,50℃     

盆5井区块三工河组油气藏控制因素研究

莫索湾油气田盆5井区块侏罗系三工河组（J1s^2-2）油气藏为带油环的凝析气藏,油气藏顶部的气层分布较有规律,有统一的底界（-3860m）,而在-3860m以下,位于构造北部的莫103、莫104、莫106和盆5井为油层,南部的莫101、莫102和莫105井为水层,油井与水井之间未发现明显的地质界限。结合地震剖面、沉积相、储集层结构等研究,该区J1s^2-2是由分流河道间湾沉积形成的隔层使各单砂层呈叠瓦状前积结构,通过对隔层封堵性研究发现,隔层不能封隔气层,却能很好地封闭油层,由此确定了盆5井区块J1s^2-2。油气藏控制因素,气硕为构造气藏,油环为岩性构造油藏。     

中孔砂岩盖层物性封闭能力研究

K1井珠海组Z1油层顶部存在一个厚度为1m的中孔砂岩盖层将上部5m的纯水层与下部3.8m的纯油层隔开。为合理解释这种油下水上的反常现象,通过大量岩心实验分析,结合物性封闭机理,综合考虑各物性因素,准确解释了中孔砂岩成为盖层的原因。研究表明,中孔砂岩也能封闭油气,孔隙度并非决定盖层物性封闭能力的直接因素;定量计算出Z1油层被封堵的条件和Z1油层的盖层物性封堵能力;结合油品与物性封堵油柱高度的关系,定量描述一般砂岩盖层的封闭能力,将其结论运用到其他井的盖层级别评价并取得了较好的效果。     

多层合采气井产能指示曲线异常的原因与校正方法

多层合采气井产能试井解释过程中,产能指示曲线容易出现异常情况,有可能导致气井的产能方程和无阻流量无法求取。为了弄清上述异常的产生原因,建立了考虑储层渗流和井筒变质量流耦合的全井段计算模型,用以计算多产层气藏的产气剖面和井筒压力分布;基于对不同产量条件下的气井产气剖面与井筒压力分布特征的分析,剖析了多层合采气井产能指示曲线出现异常的根本原因,提出了校正方法并进行了实例验证。研究结果表明:(1)造成多层合采气井产能指示曲线异常的原因一方面是多层段的井筒中为变质量管流,流压梯度随井深增加逐渐变小,采用压力计所处位置以上的流压梯度折算储层中部的流压高于实际值,另一方面是由于短时关井后多产层段的压力未达到平衡,使测得的静压高于长时间关井各层压力平衡后的静压;(2)多层合采气井产能试井解释的流压宜采用储层顶部以上200 m以内位置处压力计所测得的压力进行折算,并且需采用井筒压力平衡后的静压值;(3)算例和实例均验证了所建模型的可靠性、异常原因分析的合理性和校正方法的正确性。结论认为,该研究成果为多层合采气井的产能评价提供了技术支撑。     

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自2井位于自流井气田阳新构造顶部,产气层位P_1~3_1—P_1~2_1,井段2202～2265m,产层中部井深2120m。1960年5月在钻遇产层时放空4.45m,喷大气,即由原钻具完井转入生产(井内钻具长2146.9m),生产测试资料为Pct 5.001MPa、Pct 9.169MPa,q_g 195.4×10~4m~3。该井1973年12月10日出地层水。1982年11月25日开始注泡助排。在产水量不断增大,地层能量不断消耗,井口生产压力极低,气井生产频繁受输气压力波动影响的情况下,进一步加强了自2井生产管理,坚持泡沫排水采气,取得了巨大的经济效益,使自2井泡排以来已连续稳产8年多。到1990     

压力封闭层的类型及成因刍议

压力封闭层是维持异常压力存在的必要条件。将压力封闭层定义为在某一地质时间内，能够维持异常流体压力存在的地质体和地质作用的总和。压力封闭层的成因类型包括成岩封闭、构造封闭、毛细管封闭和充填封闭。成岩作用、构造作用、毛细管力作用、差异渗透作用和充填作用等是压力封闭层形成的主要机制。对压力封闭层的研究改变了对封存箱本来的看法——它们当中有许多可能是开放的系统。因此，对于超压流体活动的认识，不应仅仅停留于周期性的或幕式的释放——它们可能表现为连续的和缓慢的差异渗透作用。     

准噶尔盆地腹部侏罗系烃源岩有机显微组分特征

以荧光显微镜为主,结合反光、扫描电子显微镜研究,可以准确评价烃源岩。准噶尔盆地腹部盆参2井、盆4井侏罗系烃源岩有机显微组分以藻类无定形体为主,占51%~96%;彩南油田三工河组泥岩无定形体可达93.88%或微粒体含量为83.95%,在R_0＜0.73%时已经生油。     

冀中霸县凹陷古近系深层油气资源潜力研究

以往认为冀中霸县凹陷主力烃源岩为沙三中下段和沙四上段暗色泥岩.通过兴隆1井的钻探,发现了厚度巨大的沙四中下段暗色泥岩.对该套暗色泥岩详细的地球化学研究表明,其有机碳含量在0.6%~6%之间,热解生烃潜力在0.5~14mg/g之间,有机质类型为Ⅱ₂-Ⅱ₁型,为中等-好烃源岩,而不是以往所认为的属于品质差的烃源岩.有机质成熟度研究表明,兴隆1井烃源岩成熟门槛为3200m,4700m进入生油高峰阶段,5100m左右进入凝析油、湿气阶段.该井沙四中下段暗色泥岩已经进入凝析油、湿气阶段,并已获得自生自储的原油和天然气,表明该套烃源岩具有生成油气的能力.应用盆地模拟法对霸县凹陷沙四中下段油气资源量进行计算,石油资源量增加2200×104t,天然气资源量增加561×108m3,大大提升了霸县凹陷深层的勘探价值.      

江苏句容坳陷青龙群原油演化特征及找油方向探讨

句容坳陷位于宁镇隆起区,茅山断褶带与溧水隆起之间,面积约1325平方公里。露头稀少,大部分被第四系覆盖。据重力、磁法勘探及钻井证实,坳陷北部有一个轴向北东,具南、北两个高点、被断层复杂化的背斜构造。背斜长7公里、宽1.8公里,圈闭面积约12.5平方公里。钻探揭露,背斜轴部附近上侏罗统直接覆盖在中、下三叠统青龙群之上,其间缺失中、下侏罗统象山群及上三叠统黄马青组,且青龙群上部多遭严重剥蚀。象山群仅在翼部保存。      

包裹体测温法在剥蚀厚度恢复中的应用

系统阐述了 包裹体测温恢复剥蚀厚度方法的原理、应用方 法和应注意的问题,并以东海盆地温州凹陷4-1-1井和塔里木盆地轮南1井剥蚀厚度的恢复为例来说明此法的具体应用。计算结果表明,温州凹陷4-1-1井E地层遭受剥蚀1900~2050m,轮南1井奥陶系不整合上遭受剥蚀2600m左右。研究表明,包裹体测温法是一种有应用前景.的恢复地层剩蚀厚度的方法。     

伊朗A油田碳酸盐岩储层测井参数评价(下)(储层分级及产能预测)

A油田新钻的两口水平井在试油段厚度、孔洞发育状况、井眼轨迹无显著差别的情况下,日产量差异近7倍!本文在对两口井岩性、物性、污染等角度分析的基础上,认为X4井高产的主要原因是在孔洞发育的背景下钻遇了多套高角度裂缝,实现了孔洞缝的良好配置。续而本文在储层分级的基础上预测产能,并得到新井试油的验证。     

济阳坳陷惠民凹陷热演化史分析

根据镜质体反射率数据和磷灰石裂变径迹数据对济阳坳陷惠民凹陷进行热演化模拟，分析了该区新生代的热演化状况。研究表明，惠民凹陷在地质演化过程中古地温是逐渐降低的，孔店组沉积末期到沙河街沉积末期地温梯度下降较快，孔店组沉积末期为4.4 ℃/100m左右，而到沙河街组沉积末期则降为3.7 ℃/100m左右，此后其地温梯度缓慢降低至现今的3.2 ℃/100m左右。同时，惠民凹陷内部构造的热演化亦存在一定差异，位于凹陷中部靠近临商断裂带的盘深3井的古地温梯度最高，其次为临82井；而位于凹陷东北部阳信洼陷的阳8井的古地温梯度最低。惠民凹陷的这种古地温演化特征是由该凹陷的构造运动演变决定的，并且和该凹陷新生代的断裂活动密切相关。     

临清坳陷沈参1井磷灰石裂变径迹分析

为深入对临清坳陷地质演化历史的研究，在坳陷东部沈参１井取样进行磷灰石裂变径迹分析。系统取样１９块，层位为东营组至沙四段上部。根据对磷灰石裂变径迹年龄，长度分布与井深关系的综合研究，认为：１沈参１井退火带古地温为６８－１２３℃，有效加热时间为３０－３８Ｍａ，２５００－２６００ｍ井深地层处于退火过渡带，深于２６００ｍ地层进入稳定退火带；２．沙三段上部地层沉积期构造活动频繁，物源区极不稳定，此后至东营组     

东溪气田优化钻井综合技术

川东东溪构造是一老探区，该构造2002年以来完钻的东浅1、东浅2、东浅3 井等均获工业性气流。近几年完钻的东浅1、东浅2、东浅3井的机械钻速均为2.0~2.5 m/h。经过综合分析，及时优化了东浅4井钻井设计，更改了井眼尺寸、井身结构及定向井工艺，优选钻井液体系，机械钻速提高到3.56 m/h，且钻井成本也大大降低。为此，以可比性最强的东浅3井与东浅4井作对比分析，指出了先期完钻井的各项设计不足和带来的钻井后患，阐明了东浅4井优化钻井后取得的各项优化指标，特别是套管成本、机械钻速、定向井工艺技术的提高，推进了该区块的滚动勘探工作。     

水平井选择性完井工艺

华北油田任平2井?177.8mm技术套管下至3150.36m潜山顶部,然后用?152.4mm钻头增斜和水平钻至井深3483m。根据测井资料,用3个封隔器和2个CMD滑套的完井管柱将目的层分为两段,先用换位工具将上、下两段的滑套都打开进行合试,然后关闭上段滑套只对下段试油,后又进行了酸化。实践证明,选择性完井工艺是成功的。文中介绍了选择性完井管柱各工具的结构、功能,并详细介绍了在任平2井的使用情况。