用特态矿物法分析柴北缘部分井中潜在油气层分布井段和油气产量

简述特态矿物、特态矿物指标、持态矿物法慨念及其在油气勘探4个方面的应用。将柴达木盆地北缘地区特态矿物指标划分为3类：Ⅰ类预示油气井能获得数十立方米以上的日产油量或高产天然气流；Ⅱ类预示油井能够扶得数立方米的日产油量；Ⅲ类预示仅有油气显示或极低的石油产量。用特态矿物法分析认为，柴达木盆地北缘地区南八仙构造已获高产油气流的仙3井、仙6井、仙9井存在尚未发现的潜在含油气井段．鄂12井和冷七2井存在可能的油气层分布井段，冷湖五号构造深85井有深浅两个重要的含油气层段，其中对浅层含油气层段的分析已经得到试油结果的验证。表1参4     

柴达木盆地西部油区特态矿物在油气勘探中的应用

由于烃及非烃微渗漏而形成的多种不透明特态矿物普遍存在于柴达木盆地西部油区的油气藏(层)上覆地层中.根据这些矿物的存在与否、分布井段长短、含量多少和集合体的大小、形态特征等及其与下伏油气层油气产量的关系,划分出3类特态矿物指标,用特态矿物指标预测区内新井的含油气性获得成功.特态矿物法还可用于正钻井的含油气性预测、老探区及老探井含油气性的重新认识、获工业油气流井(构造)再挖潜、成油环境预测和确定油气富集成藏时间等.     

柴达木盆地西部油区特态矿物在油气勘探中的应用

由于烃及非烃微渗漏而形成的多种不透明特态矿物普遍存在于柴达木盆地西部油区的油气藏（层）上覆地层中。根据这些矿物的存在与否、分布井段长短、含量多少和集合体的大小、形态特征等其与下伏油气层油气产量的关系,划分出3类特态矿物指标,用特态矿物指标预测区内新井的含油气性获得成功。特态矿物法还可用于正钻井的含油气性预测、老探区及老探井含油气性的重新认识、获工业油气流井（构造）再挖潜、成油环境预测和确定油气富集成藏时间等。     

柴达木盆地北缘油气区特态矿物特征

介绍了柴达木盆地北缘油气区沉积地层中特态矿物的特征,总结出特态矿物在油气层上方的分布规律及其8种主要集合体类型。研究了特态矿物的交代现象、包容关系、与油质沥青的伴生关系、扫描电镜下的特征和x-衍射分析结果。阐述了高产油气层(井日产油量大于10t),一般产量油层(井日产油量1~10t)和仅见油气显示(或极低的产油量)层上方特态矿物的主要特征。     

胜利油田重点探井大型压裂获工业油流

夏943井是胜利油田的一口重点评价探井,完钻井深3910m,电测解释发现沙3上和沙3下井段有油层数层厚10 m多。地层有效渗透率为0．1 7×10-3μm2,表皮系数为-2．29,为常压特低渗透层,须对目的层进行压裂改造,以改善储油层的渗流特性及储集空间。该井采用耐高温高压封隔器进行压裂施工,历时7 h多,     

JZ251S 油田水平井控制压力钻井技术

JZ25-1S 油田水平井在钻进过程中,随着水平段长度增长会发生井漏问题,为此应用了控制压力钻井技术,控制井底循环压力低于地层漏失压力来解决该问题。首先根据地层漏失压力、井底循环压力和单位井段环空压力损失,计算井斜角90°时的安全钻进水平段长度,如果该水平段长度不符合开发要求,则再根据油气层厚度、油水界面、产层以上井段循环压力以及单位井段环空压力损失,计算安全钻进的最大井段长度和最大井斜角。JZ25-1S 油田JZ25-1S-A17 井水平段井斜角为90°时,安全钻进水平段长度只有965.00 m,通过计算得知,如果产层井段井斜角不大于86.67°便可以增加产层段长度,从而提高单井产量。实钻表明,该井控制产层井段井斜角不大于86.67°,使产层井段长度达到1 068.00 m,且未出现井漏。表明该方法能有效解决 JZ25-1S 油田水平井段钻进过程中,随水平段增长发生漏失的问题。      

沈625-H2井钻井液技术

辽河油田沈625-H2井斜深3833 m,垂深3290 m,从2900 m开始造斜,400 m长水平段钻遇沙四段易吸水的泥岩和油页岩及Pt段裂缝发育、地层压力低、易发生井漏的潜山地层。选择的钻井液为：一开0-302 m普通水基膨润土钻井液;二开302-2500 m氯化钾钻井液,2500-3259 m氯化钾/聚合醇钻井液;三开3259-3833 m水包油钻井液。介绍了现场采用的井眼净化、井眼稳定、润滑防卡、防漏、保护油气层措施及各钻井液的配方、配制、转化、维护及处理工艺。该井建井周期93天,起下钻顺利,未发生卡钻、井塌,井径扩大率小于5%,固井质量优,水平段油层得到了保护。表1。     

老堡南1井钻探获得重大新发现

冀东油田滩海区南堡2号构造上的老堡南1井是一口探井,钻探中共计发现32层(厚154.4m)地层有油气显示。特别是上奥陶系4035.11-4215.10m井段,采用φ25.4mm油嘴进行裸眼测试,原油产量700m3/d,天然气产量16×104m3/d。该井馆陶组东1段2216.80-2508.2m井段,采用φ19.0mm油嘴进行裸眼测试,     

龙虎泡油田L126井区地质建模及优化水平井设计

龙虎泡油田L126井区为典型的低孔低渗油藏,经过多年开采综合含水率较高。通过对L126井区油藏三维地质建模及精细油藏描述,认为高Ⅲ3层孔隙度、渗透率、有效厚度、砂体连通性及剩余油含量均较高,适合作为水平井目的层。设计了L126-P14水平井,位于直井L124-14与L124-15之间,水平段长度440 m,水平位移787.74 m,地层倾角0.3°~0.5°,目的层标准层垂深1 699.0 m,完钻垂深1 849.6 m,钻遇层段2 067~2 503 m。油藏数值模拟结果表明,L126-P14水平井与周围直井相比产油量提升明显,验证了水平井设计的合理性。     

元坝地区页岩气勘探获重大突破

2012年3月4日,勘探南方分公司元坝探区重点探井元坝21井在陆相页岩层自流井组大安寨段常规射孔测试,获得日产50.7×104m3的高产页岩气流。此前,元坝102-侧1井、元坝11井、元坝101井、元坝5-侧1井等探井在大安寨段均试获中产页岩气流,目前元坝地区大安寨段已有5口井获得工业页岩气。     

我国西部地区首次发现硅硼钠石

1991年9月,新疆石油管理局勘探开发研究院沉积室岩矿鉴定人员,在风南1井中发现了硅硼钠石。风南1井位于克拉玛依乌尔禾区以东13km处。 硅硼钠石产自于该井二叠系风城组黑色泥质微晶白云岩中,其埋深井段为4200～4400m。该矿物呈条带和透镜状水平夹之于具纹层构造的泥质微晶白云岩中,局部呈互层状产出,条带宽1～20mm之间。矿物晶形以楔形状为主,粒径     

滇东北木杆向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气资源潜力评价

基于Xd2井和Ydd3井奥陶系五峰组—志留系龙马溪组岩心测试结果，结合邻区资料，总结滇东北地区木杆向斜黑色页岩岩性、分布规律、有机地球化学、储层及含气性特征，评价木杆向斜页岩气资源潜力。木杆向斜五峰组—龙马溪组一段主要为深水陆棚相黑色碳质泥页岩和粉砂质泥岩，其中龙马溪组一段可以分为1亚段、2亚段和3亚段，页岩优质段（总有机碳含量大于2.0%）厚40～70 m，平均有机碳含量为3.00%～3.61%，干酪根碳同位素值-30.21‰～-27.01‰，有机质含量高、类型好，等效镜质体反射率（VR_o）为2.73%～2.79%。矿物组成具有较低含量的石英和长石，较高含量的碳酸盐岩和黄铁矿，由下至上，石英、碳酸盐岩和黄铁矿含量降低，长石和黏土含量增加。页岩孔隙度为2.39%～8.53%，横向渗透率（0.000 01～15.0）×10-3 μm2，以中等孔隙为主，低—特低渗透率，孔隙类型主要为有机质演化形成的介孔和微孔。木杆向斜五峰组—龙马溪组页岩埋深约1 500～2 300 m，含气面积125.55 km2，资源量999.93×108 m3，主力含气层段位于五峰组上段—龙一段1亚段，厚度38～43 m，平均总含气量2.95～4.31 m3/t。木杆向斜五峰组—龙马溪组页岩厚度大，横向上和纵向上连续分布，埋藏适中，具有良好的页岩气资源潜力。      

孤东油田七区西Ng5(2+3)储层内部构型

针对孤东油田七区西Ng5^2＋3单元储量动用程度高、水淹严重和剩余油分布复杂等问题，对其曲流河沉积主体点坝砂体内部构型进行了研究。研究结果表明，曲流河活动河道满岸宽度约为300m，单一曲流带宽度约为2400m，点坝长度约为1430m，点坝砂体内部侧积层斜列式分布，单一侧积体宽度约为200m，侧积层倾角为3°-5°，侧积层间距为50～130m；点坝砂体内的剩余油分布主要受侧积层的位置与注采井射孔井段组合关系的影响。     

薄产层水平井GP06-9井钻井技术

GP06-9井是长庆油田分公司在靖边中部气田下古生界薄气层实施的第一口水平开发试验井.钻探目的层为奥陶系下统马五13层.针对有效储层厚度0.5～1.0 m,并且埋藏深度超过3 180.00 m的地质状况,采取直井探明储层地质信息后,填井至造斜点以上50 m,再侧钻水平井.该井在优化井身结构设计的基础上,通过采取挤压封堵技术、裸眼侧钻技术、井眼轨迹控制技术等关键技术,解决了上部易漏层刘家沟组地层的漏失、下部"双石"层和石炭系"煤层"的坍塌及长水平井段的井眼轨迹控制、长裸眼井段的井壁稳定等技术难题,总结了在薄气层水平井钻井施工的技术措施.GP06-9井的成功不仅对提高该区块的产能具有重要作用,而且为有效开发该区块的薄产层积累了十分重要的实践经验.     

基于矿物学和岩石力学的泥页岩储层可压裂性评价

泥页岩脆性矿物含量对泥页岩油藏的开采有重要影响,脆性矿物含量高的地区一般被认为是有利的压裂段。但脆性矿物含量不代表岩石强度,有些脆性矿物(如白云石)压裂梯度较大,断裂韧性高,产生裂缝所需能量较多。为了弥补单一脆性筛选压裂有利层段的不足,采用一种利用矿物学和岩石力学综合评价泥页岩的可压裂性的方法。根据元素俘获测井技术评价连续地层脆性矿物含量高、针对断裂韧性难以测量,以弹性模量间接表征断裂韧性,认为脆性矿物含量高,弹性模量低的即为有利压裂段。将该方法应用于大民屯凹陷A井E_2s_4~2段的可压裂性评价并优选有利层段,结果表明该井E_2s_4~2段脆性矿物体积分数普遍大于50%,上段和下段的可压裂性好于中段,中段白云石较为富集,尽管脆性指数较大,但压裂所需能量较高,为非压裂有利区;上段和下段,认为可压裂指数大于O.7的即为有利压裂段,由此优选6个层段,为该井有效开发提供了依据。     

**1-H*复杂井“正注、反挤、中间分流”固井技术

**1-H*井二开穿越新近系库车组N2k、康村组N1-2k及吉迪克组N1j上段泥岩、砂泥岩和砂砾岩互层及吉迪克组N 1j层下段泥岩、砂岩、膏泥岩互层,于古近系E2-3s泥岩顶完钻固井,为三开低压层钻进创造条件。该开次5065～5360.53 m井段有多套高压盐水层,钻井液密度为1.51 g/cm3,静止状态出现水侵溢流,5318～5324.51 m井段为漏失层,开泵出现失返性漏失,井底仅有2.47 m泥岩隔板层,溢流层与漏层共存,形成又漏又溢的井下复杂状况,在不断压井、堵漏中完成钻进和电测作业,中途完钻井深为5363 m,下入φ244.5 mm套管。采用抗侵防窜、防漏、高韧性、三凝双密度抗盐水泥浆体系和“正注、反挤、中间分流”的注水泥技术完成固井作业,封固质量合格。     

中石化四川元坝地区页岩气勘探获重大突破

2012年3月4日,中石化勘探南方分公司四川元坝探区重点探井元坝21井在陆相页岩层自流井组大安寨段常规射孔测试,获得日产50.7×104m3高产页岩气流。此前,元坝102-侧1井、元坝11井、元坝101井、元坝5-侧1井等探井在大安寨段均试获中产页岩气流,目前元坝地区大安寨     

低密度新体系钻井液在高温超深井中的运用

介绍双一井整个钻进的5500．55m井段，使用1．05-1．08g/cm^3低密度钻井液技术及应用情况，取得较好的效益，并有效地保护了低压油气层，证明该技术具有较好的推广应用前景。     

涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术

焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。      

涪页HF-1井泵送易钻桥塞分段大型压裂技术

涪页HF-1井是中国石化部署在四川盆地的第1口页岩气水平井，以页岩气勘探有利层系下侏罗统自流井组大安寨段页岩层为目的层，完钻井深3 570 m，垂深2 272.06 m，地温梯度2.50 ℃/100 m。水平段2 433.25~3 570 m，长1 136.75 m，页岩层厚27.23 m。主要为灰黑色页岩、灰质页岩，夹薄层灰色介壳灰岩。?139.7 mm套管完井，采用泵送易钻桥塞分段大型压裂技术分10段进行压裂改造，注入总液量16 098.7 m3，加入支撑剂795.24 t。该井施工由多个专业化施工队伍协同完成，对我国页岩储层改造进行了有益的探索，所取得的经验和教训可供今后国内页岩气水平井分段大型压裂实施参考借鉴。