阿姆河右岸区块气藏特征

土库曼斯坦阿姆河右岸区块是中国石油天然气股份有限公司在海外最大的勘探开发区块,也是中国—中亚管线的主要气源地,分析该区气藏特征,提出下一步勘探开发建议非常必要。气藏储层特征、构造圈闭分析表明,该区域是在相对稳定环境下的台地相沉积,气藏分布主要与台地边缘堤礁及上斜坡的点礁滩有关,堤礁气藏的储层物性远优于点礁滩气藏。根据生物礁及构造特征,将气藏划分为构造气藏、构造—岩性气藏及岩性气藏等3类,气藏由北西向南东方向气水界面逐步加深,具有高含凝析水,气、水层划分不明显,气水过渡带较宽的特征;B区大型气藏多为边水气藏,而数量众多的小型气藏则多具底水特征。针对不同的气藏类型,如果采取不同的部署,即采用区域探井大胆甩开以及点礁滩气藏"一礁一藏"等原则,该区的天然气勘探开发将有可能取得很好的效果。     

中亚阿姆河盆地天然气成藏控制因素

中亚阿姆河盆地构造变形复杂,发育多种类型圈闭和气藏,不同类型气藏主控因素既有共性,又有一定的差异性。为了明确盆地气藏分布规律,寻找下一步勘探接替领域,利用油藏及单井产能资料、地球物理资料,结合区域石油地质特征,沉积背景、储层特征对研究区气藏特征进行了全面剖析。研究认为,阿姆河盆地气藏形成的共性控制因素包括两个方面：平面上,气藏分布受古隆起和礁滩体的发育控制,古隆起的地貌背景为礁滩体的发育提供构造背景,且容易发生暴露溶蚀,形成有效的储集空间,同时构造高部位,为油气运移的优势指向区,有利于油气聚集成藏;纵向上,气藏的分布受断裂、不整合和渗透性砂体等输导体系及圈闭封闭条件控制。两方面三个关键因素共同控制了气藏的空间分布。通过主控因素的分析,认为下部成藏组合的勘探应在古隆起背景下礁滩体发育区与断裂/不整合输导体系和膏岩盖层叠合发育区寻找有利靶区,而上组合则应在古隆起背景下礁滩体发育区与下部膏岩尖灭区以外的白垩系泥岩盖层发育叠合区开展勘探。     

阿姆河右岸区块构造演化与成藏条件

前苏联针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块做了大量工作,但所取得的地质认识尚不深入,尤其在区域构造演化史、圈闭及断裂形成机制与成藏关系等方面的认识较少,加上该区地质条件复杂,导致钻井勘探成功率低。针对上述问题,利用平衡剖面法和层拉平等技术,结合区域构造解释成果对区块的构造发展史进行了重新厘定;通过古构造的恢复明确了区域构造演化模式和碳酸盐岩沉积构造背景的差异;分析了古隆起对碳酸盐岩礁滩相储层的控制作用。进而分析了阿姆河右岸区块油气成藏条件,初步明确了该区的油气成藏模式。     

阿姆河右岸B区西部中上侏罗统卡洛夫-牛津阶储层特征及主控因素

利用单井取心及分析资料对阿姆河右岸B区西部中上侏罗统卡洛夫-牛津阶储层特征进行研究,明确了该区主要储层岩性以砂屑及生屑等类型的灰岩为特征,次生溶孔、残余原生空隙与裂缝共同作为有利储集空间,储层物性整体表现为低孔低渗。纵向上储层主要分布于XVac层、XVp层以及XVm层,但储层各单层厚度较薄,横向上分布不连续,平面上主要以加登、北加登及东伊利吉克区域最为发育。综合分析认为,该区储层的发育特征主要受到沉积期相控、成岩期溶蚀作用与后期构造裂缝的共同影响。     

土库曼斯坦阿姆河右岸地区盐下碳酸盐岩气藏类型及油气富集因素

土库曼斯坦阿姆河右岸地区盐下中上侏罗统卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩油气资源丰富,但是油气分布规律的研究相对滞后,通过对典型气藏解剖,分析了油气藏类型,探讨了油气富集高产的主控因素。结果表明,该区盐下碳酸盐岩发育有构造气藏、岩性气藏和构造-岩性复合气藏3大类及背斜气藏、断背斜气藏、逆冲断裂背斜气藏、生物礁岩性气藏和构造-岩性气藏等5小类气藏。海西期基底古隆起控制了大气田的形成,喜马拉雅期挤压构造运动形成了逆冲断裂油气聚集带,沉积相带控制了气藏含油气丰度,盐膏岩盖层保存条件好,形成断背斜气藏。大型完整背斜构造与高能礁滩体相配,是西部查尔朱阶地天然气富集高产的主控因素;逆冲断裂背斜构造圈闭与大规模的缝洞型储集体配合,是东部别什肯特坳陷和基萨尔褶皱隆起区天然气富集高产的主控因素。     

阿姆河右岸A区气藏成藏过程分析

阿姆河右岸A区是中(国)-土(库曼斯坦)阿姆河右岸项目的勘探区之一。通过论述区内储盖组合、烃源岩特征、构造演化史和已发现的气藏特征,总结了其天然气的成藏过程。分析结果表明,A区具有早期聚集成藏,晚期改造,并由东南往西北再分配的成藏特征,区内西北地区的构造高部位是油气聚集的最有利区域,而东南翼部位是岩性油气藏有利勘探区。这些认识对阿姆河右岸区块进一步的勘探开发部署具有一定指导意义。     

阿姆河右岸区块碳酸盐岩气藏H2S成因与分布规律

土库曼斯坦阿姆河右岸区块内的气藏天然气中普遍含有H₂S,尤其是西北部气藏H₂S含量相对较高,深入研究其成因和分布规律,才能最大限度地减少和控制由此产生的危害。根据该区地质条件和天然气组分特征,结合H₂S形成机理,分析认为：①天然气中的H₂S主要来源于硫酸盐热化学还原反应。由于西北部卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层顶部为石灰岩和膏盐岩互层,并直接被膏盐层覆盖,具有发生硫酸盐热化学还原反应的物质条件,故其H₂S含量高;东南部无石灰岩和膏盐岩互层,且有泥岩段将石灰岩储层与上覆膏盐岩层分隔,故其H₂S含量低。②H₂S含量的高低整体上受沉积相带的控制。在深水高伽马泥岩分布区及开阔台地深水沉积区,H₂S含量普遍较低;而在无高伽马泥岩分布区H₂S含量普遍较高。③东南部较大的逆断裂破坏了高伽马泥岩层的封隔性,使H₂S分布规律更复杂化。     

土库曼斯坦阿姆河右岸井漏现状及治理对策

阿姆河右岸盐下气田地质复杂, 钻井难度高、 风险大。前苏联和土库曼斯坦在该区块钻井事故频繁、钻探成功率极低。２ ０ ０ ８年以来, 川庆钻探土库曼斯坦分公司在阿姆河右岸已完钻３ ６口井, 钻井成功率１ ０ ０ ％, 取得了巨大成功。但仍然出现了不少复杂, 其中以井漏复杂尤为严重。根据阿姆河右岸实钻情况, 对井漏和堵漏进行综合分析认为： 储层裂缝发育、 压力系数低（ Ａ区） 和部分井使用密度偏高是引起井漏的主要原因。影响钻井工程进度的主要井漏因素是大裂缝 ～洞穴恶性井漏和长段低压高含硫孔隙性漏失, 针对性地采用隔离液 －固化类堵漏剂堵漏和低密度钻井液强钻 －承压堵漏是对付该区块复杂井漏的有效措施。     

阿姆河右岸B区井身结构优化研究与应用

阿姆河右岸天然气项目是中国石油和土库曼斯坦能源合作的重要项目。其中,阿姆河右岸B区地质环境复杂,钻井难度高、风险大,给钻探工作带来诸多困难和挑战,同时对井身结构的设计和优化提出了较高的要求。在简要分析了该地区地质复杂情况及工程钻井技术难点的基础上,结合前期的钻井工程实践,综合考虑各种因素,对该地区的井身结构进行了优化和研究,提出了应根据地层浅部有无次生气藏和高压水而采用四开和三开的井身结构,优化设计后的井身结构方案在该地区进行了推广应用,均大幅缩短了钻井周期71.85 d~126 d,提高了钻井速度5%~42%,取得了较好的应用效果。     

阿姆河右岸东部侏罗系盐下断层发育特征及其对天然气富集影响

中亚阿姆河盆地天然气资源丰富,断层对侏罗系盐下天然气聚集有着重要影响。通过对阿姆河右岸区块东部三维地震、岩心和生产资料分析,系统研究了不同尺度断层对卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩储层发育和天然气成藏的控制作用。结果表明：盐下碳酸盐岩主要发育NE、NEE向两组逆断层和NWW、EW、NNW、SN向四组走滑断层,构造样式以基底卷入的逆断层相关褶皱和压扭性的正花状构造为主;断层主要形成于新近纪,NEE向逆断层在喜马拉雅早期挤压作用下形成,NE向逆断层和走滑断层形成于喜马拉雅中晚期的压扭应力场;断层分布具有分带性,南北方向以阿高左行走滑断裂带为界,南侧逆断层以NE向为主、北侧逆断层逐渐过渡为NEE向,SN向走滑断层则主要分布于玛霍断裂带以东。根据规模可划分为控构造带断层、控圈断层、改造断层和微断层4类,前3类多从基底断至盐膏岩,控制了缝洞储层的发育和天然气运移,断层的活动强度越高,缝洞储层越发育,天然气富集程度越高。根据断层特征划分为3类有利区带：Ⅰ类为临近控构造带断层和控圈断层的强充注规模缝洞型气藏发育区;Ⅱ类为临近改造断层的局部低充注的缝洞型气藏发育区;Ⅲ类为临近微断层的裂缝—孔隙型或裂缝型气藏发...     

阿姆河右岸区块生物礁特征与识别方法

土库曼斯坦阿姆河右岸区块储集层以礁灰岩为主,在该储层之上发育着巨厚的膏盐岩地层,使其地震勘探的难度增大。为此,依据该区块礁灰岩的分布特点,综合测井、地质资料建立了沉积模型、储层模型和地震正演模型,分析了礁体的地球物理响应特征。利用常规测井资料和测试资料,从单井上识别礁体;引入"地震相"的研究思路,利用地震属性,对礁体平面分布进行预测;根据上覆膏盐层厚度变化、目的层碳酸盐岩厚度的变化,采用"时差厚度"法进行礁体识别,初步探索出一套适合于该区的基于叠后地震资料的礁体识别方法。利用该方法提高了生物礁的识别精度,在该区块相继发现了一批可供钻探的生物礁,钻遇生物礁的探井成功率从中方接手前的33%提高到现今的100%。     

阿姆河右岸区块地质特征与钻井设计

针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块原钻探的190余口探井中,工程报废井40余口,干井、水井等地质报废井70余口,探井气井率仅占1/3的现状,正确认识阿姆河右岸地质特征,科学合理地钻井设计与钻井施工,提高钻井成功率和气井率,是阿姆河右岸项目需要突破的关键技术问题。在对卡洛夫组—牛津阶组气层储渗特征与几何形态特征研究的基础上,提出卡洛夫组—牛津阶组储层类型主要为堤礁相块状高孔渗储层、点礁相透镜状中—高孔渗储层和滩相层状中—低孔渗储层,应根据不同储层类型设计水平井、大斜度井和直井,以提高单井产能。并建议开展麦捷让等构造老井挖潜研究,筛选1～2口井进行修井、酸化或压裂等老井挖潜改造,获气可能性极大。新的钻井设计不能效仿原来部分井使用钻井液密度过大导致储层损害的做法,而应把该类不当做法视为勘探失败的教训,结合新的钻探成果认真地归纳、总结出符合该区地质特点的方法。     

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井关键技术

为了解决土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井中因井喷、井漏以及卡钻事故造成大量井眼报废的钻井难题,在分析已钻井发生的事故案例的基础上,深入研究"次生高压气藏"、高压盐水层和高压气层对钻井安全的影响,跟踪研究新钻井出现的问题,通过11口井的钻井实践,形成了由井身结构设计、钻井液体系、井控装置配套和以"液量稳定"控压钻井方法为核心的钻井工艺等组成的阿姆河右岸B区块钻井关键技术。在B区块现场应用后,钻井成功率由原来的18.46%提高到100%。实践表明,该钻井关键技术能够保证土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井施工的顺利进行,也可为其他类似区块安全钻井提供了借鉴。      

阿姆河右岸基尔桑地区牛津阶生物礁储层特征及控制因素

土库曼斯坦阿姆河右岸基尔桑地区的天然气藏发育在上侏罗统牛津阶生物礁灰岩中,为弄清其礁储层发育的控制因素,进行了岩石学特征、储层物性特征、储集空间特征、储层纵横向分布特征等储层特征分析。结果表明：礁灰岩储集空间主要是溶孔、溶洞和裂缝;储层物性为中孔低渗,非均质性强;气藏储集层类型以裂缝-孔隙型为主, 局部发育裂缝-孔洞型;纵向上储层主要发育在XVhp、XVa1层;平面上储层主要分布在东北部Gir22-Gir2井一带。在此基础上,确定了礁储层发育的控制因素：①沉积相控制礁体分布,确定了储层整体格局;②溶蚀作用改善了储层品质,进而控制了优质储层的分布;③构造裂缝是储集体高产富集的重要因素。最后提出：基尔桑地区丰富的油气资源证实深水斜坡上也可能发育有利的礁滩储层,该认识对于国内“优质碳酸盐岩礁滩储层基本发育于台地边缘”的观点有较大突破。     

《石油钻探技术》2015年总目次

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土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工。为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:(1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;(2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和—饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全。相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区",较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题。     

阿姆河右岸B区块盐膏层固井技术及应用

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块的深部地层分布有巨厚盐膏层,在钻井过程中会发生盐层段井径扩大和石膏层段缩径、甚至出现盐岩的塑性流动,挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的威胁.文章在分析盐膏层的特点和对固井工程产生的危害的基础上,着重论述盐膏层固井的工艺难点、措施,并简要介绍了San-21井盐膏层固井的施工情况.