塔北—塔中隆起奥陶系富油气三角带断裂特征及控藏分析

针对塔北—塔中奥陶系碳酸盐岩富油气三角带断裂控储控藏欠缺系统性认识的问题,通过地震精细解释和构造力学机制分析,对塔北—塔中地区走滑断裂和油藏分布特征进行系统性研究,尤其从断层形成的力学机制、断层规模、断层分段性及断层组合样式等方面,剖析富油气三角带的发育特征及油气富集机制。研究表明：塔北—塔中地区的油气受控于2条区域级走滑断裂,其组合形成的富油气三角带内各断裂级别差异明显,且存在明显分段特征;塔中地区断裂带一般分为线性段、斜列段和羽状段,塔北地区断裂带可分为辫状堑垒段、拉分段和羽状段;断裂分段性导致同一断裂不同段油气富集特征具有明显差异,针对不同段可采用不同程度的开发方式,能有效提高储量整体动用程度。该研究可为国内外相似地质条件的碳酸盐岩油气藏勘探提供有益的借鉴。     

缝洞型凝析气藏注气吞吐提高凝析油采收率机理研究

基于凝析油采出的数学理论模型,以及凝析气典型PR状态方程,建立静态零维模型,并通过数模软件的相态软件包对缝洞型凝析气藏进行注气吞吐模拟,研究了注入气组成、注气时机以及注气量对凝析油采收率的影响规律。结果显示,在最大反凝析压力之前注气效果更佳,且越早注气越好;注气量越大效果越好,注气量过小反而将增大反凝析损失;注入气降低反凝析液量和露点压力有利于成功的注气吞吐。     

塔里木盆地富满油田成藏地质条件及勘探开发关键技术

塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,已发现中国最大的风化壳型油田和最大的凝析气田,但勘探开发长期局限在古隆起及斜坡部位。近年来,随着勘探上突破"古隆起控油、斜坡富集"的传统理论认识以及地震、钻井与开发配套技术进步,在坳陷区发现了超深层（大于7 500 m）走滑断裂断控型油田——富满油田。富满油田的勘探开发实践与研究表明：（1）走滑断裂的发育不仅沟通了深层下寒武统烃源岩,而且控制了中奥陶统碳酸盐岩缝洞体储层的发育,并与上奥陶统巨厚泥岩构成了优越的走滑断裂断控型油气成藏体系;（2）油气沿走滑断裂破碎带呈条带状差异分布,具有圈闭类型特殊、油柱高度大、油品性质好、单井产量高等特点;（3）发现三级石油地质储量达4×10⁸t,石油资源量达10×10⁸t,开发高效井多,快速建成了原油产量达160×10⁴t/a的产能。通过持续攻关,逐步形成了沙漠区超深层高密度宽方位三维地震采集、弱走滑断裂刻画、碳酸盐岩破碎带圈闭评价、高效井位部署、超深层钻完井等配套技术,支撑了超深层复杂断控型碳酸盐岩油藏的规模与效益勘探开发。     

深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

为了实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的规模、高效开发,以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例,结合该气田的勘探开发实践,针对该类气藏开发面临的难点问题,总结梳理了以缝洞型储层精细描述、井位优化部署为核心的勘探开发专项技术。研究结果表明:(1)缝洞型储集体的空间展布不规则,储层非均质性强且埋藏深导致对储层的精细描述难度大,并且随着凝析气藏开发的持续进行,储层中流体会发生反凝析现象,由于缝洞型储层储集空间类型的复杂性导致凝析油的赋存状态描述难,上述两方面原因的叠加影响使得该类气藏井位优化部署难度大;(2)所形成的以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术,使获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度的提高,可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层;(3)以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术可以展示出缝洞在空间上的分布特征及发育情况,实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究,为缝洞型气藏的储量计算和井位部署打下了基础;(4)以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术,可以精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体,解释结果符合率达到87%;(5)以水平井型为核心的井位优化部署技术可以提高储层钻遇率和钻井成功率,同时,将水平井轨迹部署在缝洞储集体的中下部,可以大幅度提升油气的一次采收率;(6)以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术,可以实现水平井的顺利钻进和入靶。结论认为,所取得的研究成果为塔中Ⅰ号气田的高效开发提供了有力的支撑,可以为深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发提供借鉴。     

柯克亚地区卡拉塔尔组沉积特征及演化

以工区内的录井、岩心精细描述、薄片鉴定、测井曲线及野外露头剖面资料为基础,通过对柯克亚及邻区古近系卡拉塔尔组岩石结构组分类型及特征、古生物化石、沉积结构、沉积构造和沉积序列等沉积相标志的详细研究,指出了本区总体上为海湾泻湖沉积环境,以潮坪、障壁滩坝、台内滩、半局限泻湖、局限泻湖、滩间海等亚相沉积为主。卡拉塔尔组沉积水体总体较浅,容易浅滩化,以多旋回滩体向上变浅序列发育为特征,沉积特征受控于海平面变化,其沉积演化经历了2个海侵—海退的沉积旋回,受大气淡水淋溶改造的台内滩亚相为本区最有利的储集相带。     

缝洞型碳酸盐岩定容油藏形成机理及开发技术

碳酸盐岩定容油藏多分布在分支断裂周围,储集层类型以洞穴型为主,具地层能量弱、地层压力下降快、单井控制范围小、无地层水产出等特征。综合分析认为,油气成藏后,伴随着构造运动及油气充注的停止,分支断裂油藏油水界面之下的地层水处于相对静止状态,方解石从地层水中析出,堵塞了油水界面下的早期流体运移通道,油水界面以上油气被封闭,形成无水的定容油藏。基于定容油藏的动静态特征及开发实践,提出了一井多靶点注水替油开发技术。     

小油环储量评价方法及开发对策：—以柯克亚油田为例

我国带凝析气顶的油环一般不大,储量只有几百万吨,油环由于窄,打井相对较难命中,这样造成油环区井很少,给评价开发带来困难,特别是因为井少,储量无法计算。塔西南地区黑油储采比很低,只有5：1左右,为了保持稳产,对开发难度大的柯克亚七二油环进行了评价,探索出一套估算小油环储量的方法－－砂层厚度外推法估算小油环储量。并针对西七二油环油层众多且薄的特点,建议采用定向穿层水平井技术,以提高油环储量动用程度。     

柯克亚凝析油气田先导试验区循环注气开发

柯克亚凝析油气田西五一(3)凝析油气藏循环注气先导试验区从1994年9月2日开始注气,至1999年6月结束,累积注气382ｘ108ｍ3,累积采气3．47ｘ105ｍ3,注采比1．05,累积采凝析油6．83ｘ104ｔ．循环注气维持了地层能量,遏制了地下反凝析的进一步恶化,改善了地层的渗流能力,大大提高了凝析油的采收率。截止到1999年6月,凝析油采出程度达38．6％,比衰竭式开发的采收率提高17．6个百分点,开发效果良好。     

柯克亚柯深102井地层水水型差异原因分析

塔里木盆地柯 克亚古近系凝析气藏为超深(6400m)、超高压(128MPa、压力系数2.0)碳酸盐岩气藏,目前只有柯深102井在生产,该井于2003年8月7日投产,2003年12月28日开始产地层水,分析认为,水来自产层本身,有CaCl₂型和Na₂SO₄,型两种类型。地质分析认为,前一种水是地层压力降低,超高压气藏泥质岩中的残余水被挤出而形成,而后一种是由于局部透镜状水体或边水侵入所致。     

塔中西部奥陶系碳酸盐岩潜山精细古地貌研究

碳酸盐岩潜山的古地貌形态对岩溶储层的形成、发育、有效性及含油性等有极为明显的控制作用。基于"等时层序厚度对比法"得到相应的古高程控制点,以不整合地震精细构造解释层面进行约束,恢复了塔中西部奥陶系的古地貌层面。并结合钻探资料,深入剖析了岩溶储层发育的控制因素、连通性以及充填特征,为下一步油气勘探开发工作指明了方向。