塔里木盆地克深气田成藏条件及勘探开发关键技术

克深气田位于塔里木盆地库车坳陷中部,是继克拉2气田之后发现的又一大型气田。自2008年获得重大突破以来,克深气田相继发现了克深2、克深5和克深8等一批大—中型气藏,这些气藏具有超深、高压—超高压、特低孔和中—低渗等特征,其天然气地质储量达万亿立方米,建成产能近100×10⁸m³,是塔里木盆地的天然气主力产区。克深气田位于库车坳陷克拉苏构造带的叠瓦逆冲构造中,其结构包括由盐上顶蓬构造、塑形流变的盐岩以及盐下断背斜构造群构成的大型楔形冲断体。克深气田的白垩系巴什基奇克组三角洲砂岩广泛分布,与上覆古近系巨厚膏盐层形成优越的储-盖组合;深层三叠系—侏罗系的油气沿喜马拉雅晚期成排成带的断裂体系垂向运移,沿盐下储集层内的裂缝体系横向输导,从而形成背斜、断背斜型高压油气藏群。复杂山地三维地震采集处理、挤压型盐相关构造建模和裂缝型低孔砂岩储层评价等技术为克深气田勘探目标的落实奠定了基础;高温高压超深层低孔砂岩气藏测井采集与评价、裂缝型低孔砂岩气藏高效开发等技术为克深气田的高效勘探开发和快速上产提供了技术保障。     

苏里格气田成藏条件及勘探开发关键技术

截至2017年,鄂尔多斯盆地苏里格地区有利勘探面积为5.5×10⁴km²,天然气总资源量近6.0×10¹²m³,已探明(含基本探明)储量为4.77×10¹²m³,已建成产能为230×10⁸m³/a的天然气生产规模,是中国陆上发现的储量最大的天然气田。多年研究表明:①苏里格气田产层主要为上古生界二叠系石盒子组8段和山西组1段,为典型的致密砂岩气藏;②石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组广泛发育的煤系地层为气藏提供了充足的气源;③发育"敞流型"湖盆三角洲沉积模式,平缓底形、多源供砂、强水动力、多期叠加控制着大面积储集砂体的分布;④储层为河流-三角洲相砂岩,物性较差、非均质性强,平均孔隙度为4 % ~12 % ,平均渗透率为0.01~1 mD;⑤气藏具有广覆式生烃、弥漫式充注、近距离运聚、大面积成藏等特征;⑥气藏压力系数为0.62~0.90,属低压气藏,单井产量低;⑦沙漠区全数字地震技术、黄土塬非纵地震技术、测井精细评价技术、致密砂岩储层改造技术、水平井开发技术是苏里格气田勘探开发的关键技术。     

徐深气田成藏条件及勘探开发关键技术

火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征（以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主）,形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。     

四川盆地中江气田成藏条件及勘探开发关键技术

川西坳陷东部斜坡的侏罗系油气藏总体表现出上三叠统须家河组五段和下侏罗统优质烃源岩"双源"供烃、多期多套叠置河道规模砂岩储集体发育、烃源断层持续活动供烃以及古今断裂-砂体配置条件有利的特征,具备形成致密砂岩大气田的成藏地质条件与源-储时空组合.通过总结分析中江气田的成藏地质条件,提出了中江气田中侏罗统沙溪庙组油气藏为"河...     

鄂尔多斯盆地青石峁气田成藏条件及勘探开发关键技术

2022年探明的青石峁气田,其探明区域的面积为2 151 km²,探明储量为1 459×10⁸m³,是长庆油田第8个千亿立方米大气田。通过回顾青石峁气田的勘探历程,总结了其天然气成藏的地质特征,研究结果表明：青石峁气田的主力含气层为二叠系下石盒子组8段;主要烃源岩为石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组的煤层和暗色泥岩,具有广覆式生烃的特点;发育三角洲前缘亚相沉积体系,其中,多物源、多水系、强供给、多期河道控制了砂体的展布特征;储层为水下分流河道砂体,平均孔隙度为7.9%,平均渗透率为0.363 mD,储层致密,砂体的连通性受控于砂体的展布方向;气藏压力系数为0.78～0.90,属于低压气藏;低生烃强度背景下的长期连续充注、断裂系统对致密储层的调整改造、较高的源-储压差造就了岩性-构造控制下的改造型气藏;三维地震勘探技术、砂体精细刻画技术和复杂气水关系下的井位优选技术是青石峁气田勘探开发的关键技术。     

四川盆地川西气田多层系成藏条件及勘探开发关键技术

四川盆地油气资源丰富,在纵向上从海相到陆相发育多个成藏系统。近年来,川西气田在多个层系均取得了重大油气勘探成果。为了深化油气成藏富集规律认识,指导勘探开发,进一步扩大油气成果,梳理了川西气田的勘探开发历程并系统剖析了油气成藏条件。研究结果表明：川西坳陷发育多套优质烃源岩,物质条件充足;川西地区中三叠统雷口坡组四段发育局限台地潮坪相白云岩孔隙型储层,可实现四川盆地海相勘探领域由高能礁滩、岩溶等气藏向局限台地潮坪相白云岩气藏的拓展,丰富海相油气的勘探类型;上三叠统须家河组二段发育河口坝和水下分流河道高能砂体,呈广覆叠置发育,与下伏小塘子组烃源岩或自身烃源岩构成了完整的源-储组合;中侏罗统沙溪庙组发育近物源扇三角洲和辫状河三角洲水下分流河道高能砂体,与下伏须家河组五段烃源岩构成了完整的源-储组合。川西地区从二叠系到三叠系雷口坡组发育的“直接式”和“接力式”通源断层、雷口坡组网状分布的微断层和裂缝、须家河组断裂-裂缝-砂体复合输导体系、沙溪庙组断层-砂体输导体系,这些均为高效的油气输导体系,确保了天然气能够高效运移成藏。建立了超深层潮坪相薄互层储层精细预测技术序列,形成了须家河组二段的薄储层预...     

鄂尔多斯盆地横山大型气田成藏条件及勘探开发关键技术

2022年在鄂尔多斯盆地发现了第一个太原组灰岩大型气田——横山气田,累计提交天然气探明储量和预测储量超过2 000×10⁸m³,实现了华北地台太原组致密灰岩天然气勘探突破。基于横山气田的勘探开发实践,综合分析了太原组灰岩气藏的烃源岩条件、有利储集相带、输导体系及成藏模式,并系统总结了勘探开发关键技术。鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系海陆交互相煤系烃源岩广覆式供烃为太原组灰岩气藏奠定了坚实的物质基础;生屑滩和生物丘有利储集相带大面积分布,溶蚀孔、纳米—亚微米级晶间微孔和裂缝构成立体网络储集空间,是形成太原组致密灰岩大气田的关键成藏地质条件。横山气田二叠系太原组灰岩发育“丘滩控储、断裂体系输导、煤岩供烃”的源内成藏模式,具“三明治”结构。为实现太原组灰岩气藏的高效勘探开发,探索形成了高分辨率地震资料处理解释技术、致密灰岩气层测井判识技术和水平井缝网体积压裂技术等关键配套技术。研究认识丰富了鄂尔多斯盆地灰岩气藏的地质认识和勘探思路,对地质条件相似的地区开展天然气勘探具有重要借鉴意义。     

元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理

借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×104 m3/d高产工业气流,发现了元坝气田。元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6 600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田。元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱。对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造。     

元坝超深高含硫气田开发关键技术

元坝气田是目前世界上埋藏最深的高含硫生物礁气田,具有埋藏超深、礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂等特点,气田开发面临许多技术难题。通过技术引进、集成和创新,形成了以超深复杂生物礁储层精细刻画技术、超深水平井优快钻井技术、超深水平井轨迹实时优化技术、超深长水平段多级暂堵酸化技术等为核心的元坝超深高含硫气田开发关键技术。现场应用表明：储层预测符合率为９５％,开发井成功率为１００％,单井钻井周期同比缩短１００ ｄ以上,有效储层钻遇率提高６７. ５％,酸化增产倍比为２. ２～５.０,取得了良好的效果。为其他超深高含硫气田的有效开发提供了借鉴和参考。     

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7500 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...     

安岳气田震旦系、寒武系气藏成藏条件及勘探开发关键技术

四川盆地震旦系-下古生界的勘探可追溯至20世纪50年代中期,其勘探过程曲折,对勘探经验进行总结可以为四川盆地深层碳酸盐岩油气勘探提供借鉴。安岳特大型气田成藏主要受德阳-安岳台内裂陷和川中古隆起共同控制;台内裂陷控制规模生烃中心和高效成藏组合,安岳特大型气田具有近源成藏的特征;台内裂陷边缘带、古隆起高部位控制储层发育,有利相带大面积分布,叠加古岩溶作用改造,储层规模分布;台内裂陷、古隆起联合控制规模圈闭的形成和油气富集。气田主力层系龙王庙组、灯影组四段、灯影组二段气藏特征和成藏主控因素有显著差异。龙王庙组气藏属构造背景下的岩性气藏,继承性发育的古隆起是储层形成、油气聚集成藏的关键。灯影组四段气藏主要受大型构造-地层复合圈闭控制,灯影组二段气藏为构造圈闭气藏。灯影组大气田分布受台内裂陷和古侵蚀面控制下的烃储近源匹配和上倾方向的地层封堵控制。针对安岳气田勘探开发形成了储层地震精细描述技术、气层测井精细评价技术、复杂地层快速钻井技术、高温高压气层改造技术等配套技术系列。技术的进步为特大型气田高效勘探、开发提供了有力的技术保障。     

沁水煤层气田成藏条件及勘探开发关键技术

沁水盆地历经了油气普查和煤层气勘探开发2个阶段（共60余年）的探索，现已成为中国最大的煤层气产业化基地，也是世界上高煤阶含煤盆地煤层气成功实现商业化的典范。尽管高煤阶煤层气田具有低压力、低渗透率、低饱和度、非均质性强的"三低一强"特征，但勘探实践和研究表明，沁水盆地煤层气成藏条件优越，主力产层太原组15#煤层和山西组3#煤层为陆表海碳酸盐台地沉积体系及陆表海浅水三角洲沉积体系，煤层厚度大、多由腐殖煤类构成，主要含镜质组。受燕山期构造热事件影响，煤层煤阶高、吸附能力强、含气量大。煤层气成藏经历了两次生烃、气体相态转化和水动力控制顶、底板封闭的3个阶段。针对沁水盆地地形及高煤阶特征，形成了山地地震采集、处理和解释技术，丛式井钻完井技术，"复合V型"为主的多水平井钻完井技术，解堵性二次压裂增产技术，高煤阶煤层气排采控制工艺，煤层气集输技术等一系列关键勘探开发技术，有效支撑了沁水盆地高煤阶煤层气的规模开发和工业化发展。     

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。     

元坝超深高含硫大斜度气井射孔技术

元坝气田主力气藏埋深在7 000 m左右,温度最高达157 ℃,射孔时面临高温带来的射孔器材性能不稳定等一系列难题。通过采用钻井液中射孔、及时上提射孔管柱、分单元延时起爆、增设定位销等措施避免了卡枪、管柱脱落等问题;耐高温射孔弹、导爆索、传爆管、延时装置等一系列工具的灵活使用保证了射孔成功率和气层打开程度。采用以上措施对井底温度150 ℃、井斜79.14°的元坝YB10-C1井162 m射孔段成功实施了射孔作业,发射率99.7%,有效地沟通了地层,为同类井的射孔作业提供了借鉴。