塔里木盆地轮南、塔河油田碳酸盐岩储层特征研究--以沙107井和轮古40井为例

塔河和轮南油田分处塔里木盆地阿克库勒凸起的南北两地,构造位置上具有北高南低的特点,构造活动差异及后期改造作用的不同造成两地储层发育具有不同的特征。根据沙107井和轮古40井储层发育特征的对比研究发现,轮古40井地处北部构造高点的轮南油田地区,奥陶系碳酸盐岩储层发育厚度较薄,缺失地层严重,奥陶系仅发育中下统的鹰山组,但由于该套储层距离上部不整合面近,风化壳储层发育,缝洞系统发达,形成了一套优质的油气储集体。沙107井所在的塔河油田地处南部斜坡地带,奥陶系发育较为齐全,但上部巨厚的上奥陶统非岩溶性地层阻碍了下部中下奥陶统储层的后期岩溶改造作用,又由于中下奥陶统储层远离上部不整合面,因此孔、缝、洞的发育均受到限制,储集性能远不如上奥陶统缺失的北部地区储层。

轮南油田注水系统结垢趋势预测

本文针对轮南油田油水系统的特点，对碳酸盐垢、硫酸盐垢的结垢趋势分别进行了理论预测，同时对室内仿真模拟实验结垢样品进行了Ｘ射线衍射分析。理论预测结果表明，轮南油田注水系统中可能会形成碳酸盐垢但不会形成硫酸盐垢，理论预测和室内仿真实验结果完全相符。本文为轮南油田注水系统选择合适的阻垢剂提供了依据。

阿克库勒凸起输导体系对油气分布的控制效应

针对塔里木盆地多油源、多旋回和多期生烃的特点,从油气成藏系统化、动态化角度综合运用输导体静态组合和演化动态的分析方法,根据阿克库勒凸起构造发育史及成藏过程将本区输导体系划分为加里东中、晚期限制性横向为主输导网络模式、海西期—印支期非限制性输导网络模式和燕山期—喜马拉雅期局部限制性横向输导为主输导网络模式。具体研究该区轮南、轮西和塔河三个典型油气藏的输导体系,分析了塔里木盆地阿克库勒凸起输导体系与油气藏成藏规律之间的关系,认识了阿克库勒凸起复杂的油气运聚过程,揭示其油气成藏规律,为发现油气富集区提供了理论模式。

测井资料在碳酸盐岩洞—裂缝型储层产能评价中的应用

介绍了一种基于测井资料来预测双孔结构碳酸盐岩储层产能的新方法。首先根据碳酸盐岩剖面中双孔结构储层的地质和测井特征,提取与储层产能密切相关的多个测井和地质参数,考虑到这些参数与产能的非线性相关关系以及产能数据的变化特点,采用BP神经网络技术建立其储层产能的预测模型,由此处理了轮南地区的多口井测井资料。所预测的储层段产能与试油产能较为一致,效果良好。

塔里木盆地轮南油田2、3井区三叠系沉积微相研究

三叠系作为塔里木盆地的主要含油气层系已逐渐被近几年来的油气勘探实践所证实。本文采取综合研究的技术思路和方法,通过取心分析、测井划相,结合开发动态资料,精细刻划各单油砂体在平面及空间上的微相展布。研究表明轮南油田三叠系砂岩,以含砾中粗粒砂岩为主,粒度较粗,重力流沉积特征较突出,以河湖相为主的碎屑岩沉积,其烃源岩主要发育于深湖-半深湖、浅湖和三角洲亚相,从大的韵律到小的层理都显示粒序递变的构造特征,为重力流悬浮搬运沉积的主要标志,存在辫状分支河道微相砂体,分支河道侧缘微相砂体和分支间湾微相砂体三种类型。中上三叠统粗碎屑岩,以及泥岩、粉砂岩,是以半深湖、浅湖至滨岸相环境为主的沉积,自下而上沉积环境分别发育有扇三角洲平原亚相、扇三角洲前缘亚相和前扇三角洲亚相。

轮南油田中高含水期稳产技术研究与实践

轮南油田是塔里木盆地最早投入开发的百万吨级油田 ,已进入中高含水采油阶段 ,急需为油田实现稳产 8～ 10a目标确立稳产技术。利用精细油藏描述等技术对油田三大类潜力类型进行分析 ,确立了以水平井为主进行调整挖潜的稳产配套技术。通过稳产技术攻关与实践 ,基本肯定了确保轮南油田稳产的支撑技术是水平井技术、滚动勘探开发技术、注采系统综合调整技术和分阶段优化井网接替式稳产技术。这些技术在油田实践中便于操作 ,应用效果显著 ,使轮南油田 3a新增可采储量 12 5× 10 4t ,生产原油近 90× 10 4t。图 3参

高温高压水洗物性变化实验研究——以塔里木轮南油田T_Ⅰ油组为例

塔里木轮南油田TⅠ油组已有20年注水开发历史,近年对油藏开发过程中的水洗动用状况进行了一些研究,但所采用的实验手段均未在地层条件下进行。该文利用取自该油田的流体和岩心,进行高温高压下的水洗模拟实验,以弄清储层条件下油水渗流规律,研究储层长期水洗后微观孔隙结构、润湿性等变化特征。实验表明:水洗过后,岩心孔渗降低幅度随水洗倍数增加而略有增大,分选性变差;水湿性随水洗倍数增大而增强;相渗曲线的Swi与Sor均增大,Krw(Sor)降低,驱油效率降低;水洗后未形成大孔道,造成水提前突破的主要原因可能是TI层内存在平面与纵向非均质性。

中国海相油气田勘探实例之十二 塔里木盆地轮南奥陶系油气田的勘探与发现

轮南奥陶系海相碳酸盐岩油气田位于塔北隆起轮南低凸起中部,是中国第一个海相碳酸盐岩特大型油气田。油气田发现于1988年,至2008年底控制+探明油气地质储量为18.78×108t。塔里木盆地长期构造沉积演化形成了轮南奥陶系碳酸盐岩大型古潜山及内幕背斜,潜山背斜具有古隆起控油,岩溶斜坡油气富集及准层状油气藏等特征。油气田区域性盖层为中—上奥陶统、下石炭统、上三叠统泥岩,主力烃源岩为寒武系—下奥陶统与中—上奥陶统碳酸盐岩及泥灰岩,主要目的层为奥陶系石灰岩顶面之下200m范围内的潜山岩溶缝洞型储集体与内幕层间岩溶缝洞型储集体。通过缝洞系统预测评价、酸压储层改造、稠油掺稀开采等技术攻关,勘探开发一体化管理,创新了复杂碳酸盐岩勘探开发理论与配套技术,实现了轮南奥陶系油气产量储量的快速增长。论述油气田勘探与发现的历程,剖析了取得勘探突破的实践与认识。

应用地震低速异常带特征研究轮南地区奥陶系古岩溶

孔隙型储集层地震波速度越低，代表其孔隙越发育。但碳酸盐岩岩溶发育段却与此不同，地震波穿越这类岩溶段的速度与其缝、洞发育规模及缝、洞内的充填物质、充填程度有关，速度降低的程度与有效储集空间也有复杂的关系。利用塔里木盆地轮南地区合成声波测井剖面岩溶带低速异常特征，结合钻探获取的实际古岩溶及储集层特征信息，研究了该地区奥陶系古岩溶与低速异常的关系，进而研究古岩溶的横向分布特征。根据研究结果认为：岩溶发育段与致密碳酸盐岩段相比，速度要降低；Ⅰ类低速异常体速度（小于５ｋｍ／ｓ）降低较明显，主要反映被碎屑岩充填的大规模洞穴体，代表洞穴充填岩溶相带，对储油不利；Ⅱ类低速异常体（速度为５．０～５．３ｋｍ／ｓ）主要反映中、小型洞穴和裂缝发育段，被充填或部分充填；Ⅲ类低速异常体速度（５．３～５．７ｋｍ／ｓ）降低相对不明显，主要反映垂直渗流岩溶相带中未充填或半充填中、小规模裂缝发育段，这类裂缝发育段是轮南地区奥陶系油气聚集的主要场所。

轮南油田回注水水质指标现状分析与评价

油田污水经处理后回注 ,既避免了环境污染 ,又达到了注水保压的目的。但注水过程中 ,注入水必然要与储层岩石、流体接触 ,并发生各种物理化学作用 ,从而导致储层渗透率恶化 ,使地层受到伤害。此外 ,不合格的注入水还会引起集输系统和井筒的腐蚀与结垢 ,从而大大降低注水效果。为了避免和减少这些不利因素 ,必须对注入水的水质进行评定 ,确定合理可行的水质指标 ,从而达到保护油气层、提高采收率的目的。文章立足于多年来轮南油田注入水水质的实验研究数据 ,对轮南油田注入水现状进行分析讨论 ;对化学指标 (铁含量、溶解氧、硫化物含量、二氧化碳含量、含油量、腐蚀率 )、细菌指标、物理指标 (悬浮物含量、悬浮物粒径 )和注入水与地层水配伍性等进行逐一评定。

轮南油田奥陶系油气藏裂缝研究

轮南油田奥陶系油气藏为裂缝油气藏,油气藏形成受裂缝发育控制。裂缝埋深在5000m以下,由多期构造运动产生,发育机理非常典型、复杂。通过观察、描述岩心的裂缝发育特征,分析在发育过程中深度、温度、围压等环境条件的变化以及后期发生的剥蚀、裂缝充填等改造作用对地下岩体力学性质的影响,确定裂缝发育的控制因素和数值模拟参数。进而通过数值模拟,计算了裂缝发育概率分布和发育方位。根据计算结果,探讨了轮南地区奥陶系裂缝的发育机理,结合井内流体测试结果,分析了裂缝分布对流体的控制和油气藏形成模式。因此认为,综合分析裂缝形成过程及各种控制因素,定量分析其影响程度,求取经验公式,应用于应力场计算和裂缝预测模型,可以对裂缝发育区分布和裂缝发育特点做出较为准确的定量预测;综合分析各种影响因素,逐期计算各期裂缝的发育情况和应用数理统计技术求取回归关系式,是预测现今裂缝分布的关键;结合实验结果,建立确定模型参数的多元统计回归方程,是模拟最重要的基础工作。

轮南地区奥陶系碳酸盐岩古岩溶特征

泥盆纪末期的早海西运动及二叠纪末的晚海西运动,均使塔里木盆地轮南地区抬升而遭受风化剥蚀,奥陶系出露地表遭受大气淡水的淋滤、溶蚀作用,形成潜山。轮南地区岩溶系统发育,大多数井在奥陶系钻有缝洞系统,发育的层位为一间房组、鹰山组的灰岩内。岩溶、构造作用是控制奥陶系储集层分布的重要因素。研究表明,垂向上储集层主要发育在风化壳300m范围内。平面上地表岩溶作用发育于轮南地区中部、西部,储集空间为裂缝、溶孔、溶洞;东部主要受构造作用影响,储集空间主要为裂缝。

塔里木轮南奥陶系碳酸盐岩高压油气藏水平井及大斜度井欠平衡钻井技术

塔里木轮南地区碳酸盐岩裂缝性油气藏地层压力系数与地层破裂压力系数相近，钻井液安全密度窗口小于循环压耗，钻井过程中井漏和溢流经常同时发生，无法进行正常钻进和起下钻作业。针对喷漏共存以及碳酸盐岩不能实现稳产等难题，通过对解放１２８水平井和轮古２大斜度井的欠平衡钻井实践，总结分析了水平井、大斜度井欠平衡钻井的准备及其相关钻井技术。采用了环空打一个重“泥浆帽”，关井，钻具内用清水作为冷却液边漏边钻，顺利地完成了一口造斜点５０６０ｍ，斜深５７５０．３０ｍ（垂深５３４１．７３ｍ），水平段长２５９．４７ｍ的水平井；使用边喷边钻钻井工艺，成功地钻成了一口造斜点５１０２ｍ，斜深５５００ｍ（垂深５３６８．１３ｍ），水平位移２７７．２ｍ的大斜度井（井斜６６°）。利用“吊罐”起下钻技术，解决了井漏情况下的换钻头、测斜、中测、电测、完井等作业。

轮南潜山裂缝性油藏酸压工艺评价

酸压改造是轮南油田增储上产的主要技术手段。轮南潜山奥陶系储层埋藏深、地层温度高、孔隙裂缝发育等特征给酸压施工和酸压材料带来诸多困难。在分析了轮南潜山碳酸盐岩储层酸压改造技术难点的基础上,对该油田所采用的深度酸压工艺、泵注程序、施工参数、排液方式等作了详尽讨论,并提出了一些建设性的认识,对类似的储层改造具有一定的指导作用。

地震高频检测技术及其应用

地震高频检测技术是一项基于粘弹性波动理论 ,提取地震波相对高频成分用于检测储集层的孔隙度大小及含流体性质的新技术。虽然有许多学者在用地震波的频率参数预测储集层及含油气性质方面做过大量的研究工作 ,但多因为频谱的“时 频”性较差而影响了其实用性。而该文采用的小波谱具有优越的“时 频”特性 ,解决了傅氏谱不能解决的问题。理论及实际效果分析表明 ,高频检测是预测碳酸盐岩储集层的有效方法 ,该方法在充分利用地震波的频率信息预测岩性及油藏领域方面开辟了一新思路 ;该方法对储集层中含油或水反应灵敏 ,但对气藏预测效果不太理想 ;该方法要求上覆地层岩性变化相对简单 ,即目的层顶面处地震信号频谱应基本一致。该方法在实际生产中取得了理想的效果。图 3参 3 (邹冬平摘 )

塔里木轮南油田油井结垢影响因素研究

分析了塔里木轮南油田油井油管结垢的主要因素,油井结垢物以BaSO_4垢为主,Ba^(2+)溶解度受产出液介质温度影响极大,压力的作用使轮南油田油井BaSO_4结晶极其致密。

塔里木轮南油田寒武系坡折带的层序和储层

寒武纪西高东低的海底地貌显著控制着塔里木板块轮南区的岩相差异。轮南寒武系可划分为6个层序,每个层序的地震反射总体上显示较弱,从西到东可划分出3种地震相并分别对应3个沉积带:平行连续地震相指示碳酸盐岩台地、杂乱丘状地震相指示台缘高能带、斜交连续地震相指示斜坡。不同层序在坡折带附近相互叠置,从下到上显示为台地有西向东迁移的趋势,平面上呈南北向展布。坡折带规模大,与轮南隆起巨型台背斜构造配置好,紧邻寒武系油源区,白云岩储层发育,溶蚀孔洞、裂逢、晶间孔综合构成主要储集空间,台地相低能带致密碳酸盐岩可作为盖层,这些因素优化坡折带为油气勘探的最好靶区。

塔里木板块北部轮南油田中-晚奥陶世之交海进序列的岩相特征

本文分析轮南油田中奥陶统一间房组-上奥陶统吐木休克组灰岩生物多样性、沉积序列和时空展布,显示水深加大是控制地层分界上下岩相-生物相变化的主要因素。中奥陶统一间房组台地相沉积期,水体深度多在正常浪基面附近,岩性以中-高能滩相的砂屑生屑灰岩、砂屑灰岩为主并伴有小型台缘礁。从一间房组上部到上奥陶统吐木休克组,生物相-岩相有明显变化,总体表现为水体加深。吐木休克组发育深水缓斜坡型灰岩沉积,向南连接满加尔凹陷,红色灰岩岩性变化小,生屑和内碎屑含量少,灰泥含量显著增加。轮南油田中-晚奥陶世经历了一次从浅海台地演变为沉没台地的持续性海进过程,其岩相转换的时间节点基本与塔里木板块西北巴楚露头区一致,均发生在整合接触的中奥陶统一间房组-上奥陶统吐木休克组界线附近。