准噶尔盆地中部地区胜利区块油气藏解剖

准噶尔盆地中部地区胜利区块已发现8套油气显示层位,6套获油流,含油岩性以粉-细砂岩为主,油气显示的深度界限差异大,最深可达6000多米,油柱高度低,以非构造圈闭为主;根据油气藏赋存特征与成藏地质条件的分析,明确不同区块主要的含油层位及含油气差异与主要的油藏类型,中1区块J1s22和J1s12为岩性及构造岩性油藏,中2区块J2t、J1s和J1b为鼻凸构造背景下的岩性油藏,中3区块J2x及K1q为地层-岩性油藏,中4区块J2t及K1q以岩性油藏为主.中1和中3区块西北侧高部位、中2和中4区块东斜坡是重点勘探方向.     

崖13-1气田天然气的混源特征

采用储层地球化学研究方法 ,分析了崖 13- 1气田储层流体的非均质性 ,结合包裹体均一温度及源岩有机相分析结果 ,研究了崖 13- 1气田天然气的混源特征。崖 13- 1气田存在两种不同生源构成的“烃源灶”所生天然气以及不同成熟阶段所生天然气的混合作用。从南块 3、6井区→北块 4井区→北块 1、2井区 ,天然气的“油型”(水生生物的贡献 )特征逐渐减少 ,“煤型”(陆源输入物的贡献 )特征逐渐增多 ,天然气的成熟度增高     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象。混合作用是一种物理过程 ,混合气体积为各组分在混合气中的含量 ,以其体积比例加权的和。因此 ,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定出各种被混合气的比例。根据这一原理对崖 1 3-1气田天然气的混合比例进行了计算 ,结果表明 ,崖 1 3-1气田北块区 ( YC1 3-1 -1、 2、 4井 )混合气有 50 %～ 75%可能是来自气田下伏崖城组、陵水组煤系源岩所生的煤成气 ,而南块区 ( YC1 3-1 -3、 6井 )混合气则有 75%是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组、陵水组浅海相源岩所生的海相油型气。     

准中地区三工河组三角洲砂体成因地质模型

综合分析了准噶尔盆地中部地区下侏罗统三工河组辫状河三角洲与曲流河三角洲砂体的成因机理及差异性,认为辫状河三角洲较曲流河三角洲水动力条件、搬运能力及侵蚀能力均较强,砂体连通性及颗粒分选性较好,从而建立曲流河三角洲"孤立砂体"、辫状河三角洲"砂夹泥"和"泛连通块砂"等3种砂体成因地质模型,并分别对应岩性圈闭、构造-岩性圈闭或低幅构造圈闭等3种圈闭(组合)类型采取不同的勘探方式。最终明确在研究区早期油气充注、后期构造掀斜调整的背景下,三工河组二段上亚段的"孤立砂体"模型所对应的岩性圈闭是目前准中1区块油气勘探的主要目标。     

不稳定试井方法在海拉尔油田的应用

1.贝301区块地质特征海拉尔油田贝301区块属于砂砾岩油藏,其储层物性变化大,孔隙度为8.1%~28.0%,空气渗透率为4×10-3~102.4×10-3μm2。该区块位于贝尔凹陷西南诺仁构造带中部,主要受三条NE向反向正断层控制,是一继承性断鼻构造。开发目的层为南二段上部和中部,油层埋深1110~1     

中国石油西部钻探工程公司导轨移动打井首试成功

截至2013年4月12日,中国石油西部钻探工程公司国际钻井公司40019钻井队施工的玉门鸭K1-14井钻至1 029m。这是玉门油田鸭K区块应用导轨移动打井首试成功,标志着鸭K区块钻井工厂化作业拉开帷幕。鸭K区块是玉门油田今年的提速重要区域,也是中国石油天然气集团公司大位移井和水平井施工的试验田。玉门油田在鸭K区块部署26口井,其中有2个作业平台实施钻井工厂化作业。按照玉门油田公司安排,鸭K1-14井被选为第一个工厂化作业平台。这个平台设计3口井,每口井间距8m,使用钻机为ZJ50D电动钻机。     

蓬莱19-3油田大事记

1994年12月7日,菲利普斯与中国海洋石油渤海公司签署渤海11/05区块石油合同。 1999年2月3日,菲利普斯、阿科、中国海洋石油三方召开技术会议,决定对蓬莱19-3构造进行钻探。 1999年5月10日,蓬莱19-3-1井     

徐深1-平7井刷新徐深气田天然气产能的最高纪录

正2020年8月5日,大庆油田有限责任公司采气分公司徐深1-平7井投产,该井天然气无阻流量高达249.62×10~4m~3/d,刷新徐深气田天然气产能的最高纪录。徐深1-平7井是在徐深气田徐深1区块北部扩边储量区部署的一口水平井,储层预测难度大、入靶困难。该井在钻进过程中,采用实测地面海拔与套补距校正水平井轨迹,确保随钻数据实时传输,"线上线下"联动跟踪。线上,实行数据远程实时传输、邮件传输     

保德区块煤层气定向井黏附卡钻的分析与预防

山西保德区块保1向2井和保1-1向1井钻井过程中,在钻穿8/9号煤层后打口袋时在同一天同一层位发生了黏附卡钻事故。针对保德区块定向井施工中出现的这一共性问题展开研究,利用保德区块已施工定向井的录井、测井及钻井等数据资料分析黏附卡钻产生原因,从钻具组合、钻井液性能和钻进工艺3个角度出发,分别提出预防黏附卡钻的措施,经过现场试验,显示出良好的效果,能很好地预防保德区块定向井黏附卡钻事故的发生,保证煤层气定向井钻井工程的顺利进行。同时,研究结果对其他区块的煤层气定向井施工也有借鉴意义。     

地震属性在少井区沉积微相研究中的应用——以海6-38井区d3Ⅰ51小层为例

海6-38井区位于辽河坳陷海外河油田海1块东部,东三段1油层组5砂岩组1小层(d3Ⅰ51)发育构造-岩性油气藏。利用地震属性进行沉积微相研究在海6-38井区东三段油藏的水平井开发部署和扩边勘探中发挥了重要作用。     

准噶尔盆地中1区块J1s12有利储层及主控因素

准噶尔盆地中1区块三工河组二段1亚段(J1s12)有利储层主控因素及其分布规律是制约该地区岩性油藏勘探的主要因素,从有利储层宏观与微观特征入手,分析其主控因素,并展开定性分析与定量评价.通过对中1区块J1s12;储层特征进行分析,界定有利储层的物性下限为孔隙度9%,渗透率2.5×10-3μm2.通过对沉积相带、成岩作用...     

不同岩性低渗储层分形特征对比及成因分析

针对南海西部涠洲1-1、乌石1-1、文昌1-1等3个典型低渗油藏的储层岩性不同导致微观孔喉结构特征与渗流规律存在明显差异的问题,选取研究区173块岩样的压汞实验数据并利用分形理论进行了不同岩性低渗储层分形特征的差异对比,同时结合铸体薄片实验进行了成因分析。涠洲1-1油田细砂岩储层发育原生粒间孔,分形曲线呈线性特征;乌石1-1油田砂砾岩储层原生孔与次生孔共生,长石溶孔发育,分形曲线呈"凹"形折线特征,随孔喉半径的增大,分形维数呈现"小-大-小"的特点;文昌1-1油田粉砂岩储层原生孔与次生孔共生,泥质、有机质对粒间孔隙的充填增加了孔喉结构的复杂性,分形特征曲线呈"凸"形折线特征,分形维数随孔喉半径增大而增大。通过对比相同孔喉尺度范围不同岩性储层的分形曲线,认为影响低渗储层渗流能力的主要因素是微观孔喉结构的差异尤其是较大尺寸孔喉的分形特征与所占比例,因此研究区3种岩性储层渗流能力由好到差依次为涠洲1-1油田细砂岩、乌石1-1油田砂砾岩和文昌1-1油田粉砂岩。     

葡47-斜3大位移定向井钻井施工实践与认识

为开发葡47区块库里泡底部的油层,部署了葡47-斜3大位移定向井。本文介绍了葡47-斜3井井身结构与井眼轨迹,对葡47-斜3大位移定向井施工中的井眼轨迹控制、降摩阻和扭矩技术以及井壁稳定技术进行了详细论述。该井的施工成功为实现葡47区块库里泡底部的油层有效动用探索了一条新路。     

“多元控储”储集层评价模型在准中地区的应用

针对准噶尔盆地中部1、3区块低孔低渗储集层的特征,分析储集层含不同流体情况下的物性特征,确定孔隙度大于9%且渗透率大于2.5 mD的储集层为该区有利储集层。根据孔隙度随深度变化关系,将储集层按埋深划分为可压实带与不可压实带,并分别遴选有利储集层的主控因素,最终确定可压实带有利储集层主要受沉积相带与埋深的影响,不可压实带储集层主要受沉积相带、地层异常压力和不整合面的影响,并建立可压实带"相控+深控"的二元控储储集层评价模型与不可压实带"相控+压控+不整合"的三元控储储集层评价模型,并分别对有利储集层发育区进行预测,结果为可压实带(准中1区块三工河组)Ⅰ类储集层面积约560 km2,不可压实带(准中3区块西山窑组)Ⅰ类储集层面积约70 km2.     

徐深气田升深A区块营城组划分与对比

运用精细层序地层学理论,利用岩性、岩相、电性、物性、沉积旋回、地震反射特征等的可追踪对比性,对徐深气田升深A区块营城组进行了精细划分和对比,建立了地层格架,明确了砂体平面展布规律。研究表明:升深A区块营城组纵向上可分为营四段和营三段2段,营三段可划分为4个层,其中第1层又可划分为2个小层;营三段岩性以酸性火山喷发岩为主,为主力产气层,其中Yc3-1、Yc3-2层钻遇率高,气藏有效储层厚度较大。     

埃尼公司宣布在安哥拉发现新的石油资源

<正>本周一(2019年6月3日),埃尼石油公司(Eni)宣布在安哥拉(Angola)深水区块15/06发现了新的轻质油资源,估计储量为3×10~8～4×10~8bbl。"西双子座"号钻井船在水深275 m的Agdigbo-1 NFW井中施工,该井总深度目前已达3 800 m。关于该轻质油资源进一步的评估工作计划在2020年初进行。埃尼石油公司在一份声明中表示:"Agdigbo区块与East Hub的设施和水下网络距离很近,约10 km,     

西南油气田四川长宁区块页岩气产量超6000×10~4m~3

<正>据悉,截至2014年9月1日,国家级页岩气示范区——西南油气田四川长宁区块已累计生产页岩气6592.4×104m3。其中,长宁H2-4井单井日产量突破20×104m3,H 2-2单井日产量突破15×104m3,示范区日产气量达70×104m3,显示了这一区块良好的开发前景。自2014年4月18日长宁页岩气外输干线投入运行以来,西南油气田渝西采气作业区加快推进长宁区块页岩气生产     

苏75-70-6H水平井裸眼封隔器10级分段压裂实践

苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性,压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案,并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业,累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅,测试无阻流量高达316.51×104 m3/d,压裂效果显著,标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破,并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。     

苏里格气田苏54区块多层系水平井开发技术研究

苏里格气田苏54区块主力储层为盒8段、山1段、山2段,为河流-三角洲沉积相环境。用统计学方法综合分析钻井资料、录井资料、测井资料,结果显示盒8下2、山13、山21砂体垂向厚度大、横向延伸距离远、平面上复合连片,储层物性好,含气性高,适合多层系水平井开发。针对区块储层特点,结合区块内完钻水平井在实施过程中的钻井、录井参数,系统研究了水平井在"入靶"过程中遇到的靶点提前、滞后及水平段实施过程中钻遇泥岩如何调整等问题,总结出了适合苏54区块水平井6种入靶导向方法、3种水平段导向方法,实施效果良好。     

准噶尔盆地中部油气成藏期次及勘探方向

综合利用圈闭形成时间法、生排烃史分析法、自生矿物同位素测年法、流体包裹体法和油藏地球化学法,分析准噶尔盆地中部已钻井揭示油藏的成藏期次与时间,认为中部1,3区块侏罗系油藏存在3期成藏:中晚侏罗世、早白垩世末和古近纪—现今;白垩系油藏存在2期成藏:早白垩世末和古近纪—现今;中部2,4区块侏罗系、白垩系仅存在1期成藏:早白垩世末—现今。指出各期次油藏的勘探方向:中部3区块北部是寻找早白垩世末形成的原生油藏的重点地区;中部1区块是寻找古近纪—现今形成的次生油藏的重点地区;中部2,4区块是寻找古近纪—现今形成的原生油藏的重点地区。