滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系层序地层与沉积演化特征

根据三维地震、测井及钻井取心等资料,结合Vail的层序划分方案,在滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩台地内识别出7个地震层序界面及7个钻井层序界面,并将KT-Ⅰ油层组划分为3个半三级层序,KT-Ⅱ油层组划分为3个三级层序。纵向上层序格架内沉积环境由开阔台地、局限台地至蒸发台地演化。根据研究区层序格架内的古地貌恢复及沉积演化研究,将研究区古地貌—沉积演化划分为3个阶段:台地初始隆坳分异期(SQ2-SQ3层序)、差异抬升与沉积分异定型期(SQ4层序)及继承发育期(SQ5-SQ7层序)。进一步分析认为,层序格架控制下的隆坳格局分异控制了白云岩亚类在平面上的分布,低部位以泥晶云岩—膏盐岩组合和泥晶云岩—泥晶灰岩组合为主,主要为潟湖相沉积;而高部位则以泥粉晶云岩、细粉晶云岩和残余颗粒泥晶云岩为主,发育云坪相及云化颗粒滩相沉积。结果表明,区内KT-Ⅰ油层组沉积期并非前人认为的西高东低剥蚀后沉降充填,而是继承性差异沉降的结果,古地理格局总体具有“东台西槽、北高南低”特征,其始终控制着有利相带和优质储集层的发育展布。这一认识对滨里海地区油气勘探开发战略选区具有重要的指导作用。

滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层裂缝网络连通性评价

基于岩心、成像测井及裂缝网络建模结果,应用拓扑学理论,对滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层裂缝网络的连通性进行了评价,并分析了其对油田开发的影响。研究结果表明:(1)滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层裂缝切割类型可划分为高高切割、高低切割和低低切割,研究区A2,A3,G1,G2,G3及G4小层裂缝切割较为发育,且主要分布在构造高部位。(2)裂缝网络连通性可通过连通体面积占比、裂缝体密度、裂缝的平均长度和平均节点数4个参数进行定量评价,根据连通体面积大小、裂缝体密度大小及裂缝类型可对裂缝连通体进行定性分析和命名,研究区A2小层主要发育低低大连通体、高中大连通体和高高大连通体。(3)裂缝网络连通性和储层物性的耦合作用是油田水窜的原因,裂缝网络连通性主要与裂缝长度和裂缝体密度有关。

控制碳酸盐岩油藏单井产能的主要地质因素分析——以哈萨克斯坦北特鲁瓦油田KT-I油层组为例

目前国内外针对控制碳酸盐岩油藏单井产能主要地质因素研究还较少。本文以哈萨克斯坦北特鲁瓦油田KT-I油层组为例,基于岩芯分析、测井解释成果、储层微观表征与生产动态分析等资料,宏观上从沉积作用、成岩作用、构造作用以及微观上从储层岩性、储层类型、物性、有效厚度等两方面对单井产能主控因素进行了研究。研究发现单井产能主要受孔隙体积、渗透率与储层有效厚度的直接影响,而孔隙体积及孔隙空间类型受岩性、沉积微相与成岩相控制。在碳酸盐岩中,裂缝的发育可极大程度地改善孔隙连通性,从而增加渗透率,而其发育受断裂作用与构造变形及成岩作用、岩性控制。研究各种地质因素对碳酸盐岩单井产能的控制作用,可为制定初次油气开发方案提供有效的指导,为调整开发方案和老区扩边勘探、滚动开发提供更为可靠的依据。

滨里海盆地北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩沉积相研究与有利储层预测

北特鲁瓦油田是近年来在滨里海盆地东缘发现的大型油气田,石炭系碳酸盐岩是最重要的含油层系。通过岩心、测录井资料分析,以及大量薄片及扫描电镜微观观察,认为北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩地层属于碳酸盐岩台地相沉积,可进一步分为蒸发台地、局限台地、开阔台地3个亚相;以及膏岩坪、白云坪、潟湖等7个微相,各沉积微相的特征显著。剖面及平面上沉积演化分析表明,上石炭统沉积时期处于一个海平面逐渐下降的过程,在Б2时期,研究区全部为开阔台地亚相;到A2时期,研究区大部分为蒸发台地、局限台地亚相。通过总结平面上各微相分布规律,建立了适宜北特鲁瓦油田的碳酸盐岩沉积模式。通过微观孔隙类型及特征分析,结合沉积微相研究,发现局限台地内的白云坪微相及开阔台地内的台地滩微相储集物性最好,其内发育的粉晶生屑云岩、晶粒云岩及亮晶颗粒灰岩、生物格架灰岩是油田最有利的储集层。上述研究成果将为油田后续的评价开发提供新的地质依据。

北特鲁瓦地区裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性研究

北特鲁瓦地区石炭系中统巴什基尔阶(KT-Ⅱ)碳酸盐岩地层裂缝发育,钻井过程中井壁垮塌问题严重。为提高钻井效率,研究了KT-Ⅱ碳酸盐岩地层裂缝产状及缝间充填物质,测试了碳酸盐岩基质及缝间充填物组分,分析了裂缝发育对碳酸盐岩地层孔渗特性、力学强度的影响。同时,耦合地应力场、渗流场及裂缝力学弱面效应等因素,建立了裂缝性碳酸盐岩地层井壁失稳理论模型,开展了北特鲁瓦地区KT-Ⅱ碳酸盐岩地层井壁稳定性预测。结果表明:北特鲁瓦地区KT-Ⅱ碳酸盐岩地层裂缝发育,裂缝间力学弱面效应突出,是诱发井壁垮塌的主导因素;裂缝发育加强了钻井液沿裂缝的渗流运移,弱化了钻井液对井壁的支撑作用;裂缝的产状、井眼轨迹对碳酸盐岩地层井壁稳定性影响明显,与裂缝面倾向夹角180°方向钻井井壁稳定性最好,优化井眼轨迹可有效提高裂缝性地层井壁稳定性。研究成果揭示了裂缝性碳酸盐岩地层井壁失稳机理与主要影响因素,为裂缝性碳酸盐岩地层井眼轨迹设计及工程参数优选提供借鉴。

北特鲁瓦油田石炭系KT-I层碳酸盐岩储层沉积—成岩作用与孔隙演化

碳酸盐岩储层具有丰富多样的孔隙类型,沉积—成岩作用在其中扮演了重要角色,且对储层物性具有深远的影响。深入分析碳酸盐岩储层经历的不同期次、类型的成岩作用,明确储集岩空隙的形成、演化、规模和时空分布规律,对于碳酸盐岩油气储层的勘探开发具有重要的理论意义和实践价值。北特鲁瓦油田位于滨里海盆地东缘,其石炭系KT-I层主要发育局限台地和开阔台地沉积环境,从沉积至今经历了多期次多类型成岩作用的影响,并遭受数次构造运动的改造,形成了复杂的储层孔隙空间演化序列。

孔隙型碳酸盐岩储层分类与质量评价——以哈萨克斯坦北特鲁瓦油田KT-I油层组为例

为了研究北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层分类方法及其与产能的关系,笔者利用测井、岩石薄片、压汞、试油等资料,对北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层分类与质量评价,并建立了不同类型储层与产能的关系。研究表明,利用储层物性、孔隙结构参数、以及测井资料对孔隙型储层质量进行评价与分类是可行的,研究区KT-I油层组А2^1、А3^2层为优质储层,其余各层储层质量较差,本研究成果可为后期该油田开发方案调整和老区扩边勘探、滚动开发提供更为可靠的依据。

哈萨克斯坦北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层测井评价

哈萨克斯坦北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层受沉积作用、构造作用和差异成岩作用等影响,储层岩性复杂、储集空间多样、基质物性较差、测井响应复杂,使得该类储层在岩性识别、储层参数计算和流体性质识别等方面遇到了许多困难。针对北特鲁瓦油田复杂碳酸盐岩储层测井评价中存在的问题,在大量岩心观察、薄片分析的基础上,通过碳酸盐岩储层最优化测井解释方法,对碳酸盐岩储层的矿物组分进行可靠识别,进而计算得到准确的岩性剖面。基于取心、成像测井资料,建立孔隙、裂缝双重介质解释模型,结合不同储集空间类型储层的测井响应特征,对各类储集空间进行精细识别及分类。根据储层储集空间组合特征与孔渗关系,把储层划分为孔洞缝复合型、裂缝孔隙型、孔隙型、孔洞型、裂缝型等5类,基于储层分类开展了储层定性、定量评价方法和理论的研究,建立了储层参数计算模型,得出一套较为完善的复杂碳酸盐岩储层测井评价方法。

气液两相嘴流回归模型在自喷井采油设计中的应用——以北特鲁瓦油田为例

滨里海盆地东缘中区块北特鲁瓦油田的油井具有较长的自喷采油期,合理选择油嘴对获得最优自喷产量至关重要。由于气液两相嘴流的理论描述的复杂性,一般采用经验关系式。但关系式中未考虑含水率的影响,因此应用时存在较大的误差。对实际生产数据进行回归得出经验常数,其综合评定系数均高于其他经验公式,更符合油田的生产特征。嘴流模型考虑了含水率的影响,使得自喷井油嘴设计与开发指标的对应性更强。

不规则盐岩层发育区下伏构造精细解释——以北特鲁瓦油田为例

本文以滨里海盆地北特鲁瓦油田为例,就盐岩层不规则发育区盐下构造精细解释、储层描述和综合评价技术进行总结,提出并应用多数据体联合解释技术和基于VSP综合标定的时深转换技术,很好地解决了盐丘发育区盐下油藏精细构造解释与储层描述难题,提高了盐岩层不规则发育区下伏构造解释的精度。

北特鲁瓦油田H814井钻完井及储层改造一体化设计及应用

H814井是阿克纠宾油气股份公司在北特鲁瓦油田试验的第一口采用套管固井的水平井,也是首次采用钻完井及储层改造一体化技术服务总包模式的井。针对该油田的地层及油水分布等特征,采用"逆向设计,正向施工"的思路,从储层改造的需要出发,反推井身结构,并进行一体化的钻完井及储层改造优化设计。取得了良好的应用效果,创造了多项记录。

哈国北特鲁瓦油田H814井提高油层钻遇率技术优化实践

近年来,针对哈萨克斯坦国北特鲁瓦油田开发面临的问题,在油藏储层薄、物性差、裂缝或孔洞欠发育区,为提高油田开发效益,开展了水平井开发研究。但由于该区域存在油层薄、非均质性强等地质特征因素,油层钻遇率低且差异大,影响开发效果。本文主要针对H814井从地质特征、邻井已钻井情况分析入手,分析了该区域水平井提高油层钻遇率技术难点,并提出针对性的优化措施。通过优化措施的应用,该井电测数据表明油层钻遇率达到了83.9%,创区块最佳指标。

酸化压裂技术在北特鲁瓦油田的应用

北特鲁瓦油田目的层为石炭系浅海台地相碳酸盐岩储层,位于滨,里海盆地东南缘,包括KT-I与KT-II两套含油层系,地质条件复杂且非均质性强。KT-I储层的原始地层压力为正常压力系统,地层温度55℃左右为中等地温系统。其H7井和H4井经过常规压裂改造后效果不理想。因此,针对北特鲁瓦油田储层及油藏特征,提出利用连续油管带底封拖动酸压技术,并且在H8水平井中得到成功应用,表明该技术适用于北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层的改造,为后续北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层的改造提供技术支持。

北特鲁瓦底水油藏水平井分段酸压技术应用研究

北特鲁瓦油田是岩性–构造双重控制的多断块边底水油气藏,具有低孔低渗、地层压力低、易压窜底水层等改造难题。通过对该油田多井开采层含水变化情况进行分析,得出油水预测界面,对比以往安全压裂改造规模与油水纵向距离间的关系,结合地应力解释和裂缝模拟等深入研究,最后针对H817井提出连续油管水力喷砂射孔环空酸压工艺改造方案,酸化和酸压同井实施,同时采用水力喷射、组合酸、多级交替注入等集成技术模式,顺利完成14段酸化作业,取得了多项成果,如区域内相同段数规模下施工周期最短,施工后自喷生产,日产液过百方,日产气过万方。该井解决方案解决了多项改造难题,为同类井提供了技术参考。

北特鲁瓦油田钻完体积压裂一体化技术研究

目前开发北特鲁瓦油田时,出现地层压力保持率低,油气层能量低,气油比上升快,水平段井眼轨迹难控制等问题,特从源头出发以地质研究、工程设计、工程施工、压后评估四大板块为基础,在综合考虑地质、钻井、完井、油气层改造、采油等工艺需要建立一个水平井钻完体积压裂一体化工作平台,以提高产量、降低风险和提高效益为目的,开展综合研究与评价、地质与工程方案设计、方案实施与实时监测调整、压后分析与生产预测、以及地区或区块知识积累与下步地质工程方案优化等。

利用频谱积分属性评价碳酸盐岩储层

滨里海盆地东缘中区块北特鲁瓦油田的碳酸盐岩储层单层厚度小,同时具有缝洞储集空间、基质孔隙储集空间的双重介质储层特征,造成储层与非储层的常规地震属性(如振幅属性、波阻抗等)差异小,采用多维属性交会分析方法预测的储集体高产发育带与实际钻探结果误差较大。为此,本文利用频谱积分属性技术评价碳酸盐岩储层,通过加载基础资料(地震数据、层位、井等)、数据重采样、选择检测时窗、确定频率敏感段、提取相关数据等步骤评价碳酸盐岩储层,基于地震波通过流体储层时,出现"低频共振、高频衰减"的动力学特征,利用油气存储空间属性预测碳酸盐岩储层有利高孔、渗带,利用可动油气孔隙度—产能交会图预测碳酸盐岩储层高产带,利用研究成果指导油田滚动勘探,应用效果较好。

改进BP神经网络在裂缝预测中的应用

常规基于线性的测井计算方法不能很好地表征复杂的裂缝系统,而现有的成像测井技术虽然分辨率高,能较好地记录裂缝特征,但其成本高,实用性不强。因此,本文首先研究了改进BP(Back Propagation)神经网络算法,极大地提升了BP神经网络算法的收敛速度和全局收缩能力,然后将该算法引入到裂缝预测中,使利用常规测井曲线就能较好地达到预测裂缝的目的。结合实际的生产资料进行了效果分析,结果表明,对常规测井资料应用神经网络技术能较好地识别裂缝。

碳酸盐岩油藏线性复合试井分析模型及其应用

针对多个区域表现为条带状沉积特征的北特鲁瓦碳酸盐岩油田的渗流规律难以准确描述问题,建立了一种碳酸盐岩油藏线性复合试井分析模型。利用点源函数理论、傅里叶变换等方法,求解得到内外区都为均质的线性复合井底压力解,并引入一种均质油藏压力解与双重介质油藏压力解的简单转换方法,得到碳酸盐岩油藏线性复合井底压力解。典型曲线分为9个主要的流动段,并进行了参数敏感性分析。将研究成果应用于北特鲁瓦碳酸盐岩油田某区块的实例井,分析试井曲线并对其进行解释,表明该井处于内区与外区物性差别较大的线性复合区域,解释参数与已有的生产资料基本一致。该模型可以较为准确地描述具有条带状沉积特征的碳酸盐岩油藏的渗流规律,可为该类油藏的试井分析提供一定的理论依据。

滨里海盆地东缘构造缝形成期次及低角度构造缝成因

裂缝是碳酸盐岩油藏主要的渗流通道,对油田开发具有重要的影响。为揭示低角度构造缝特征及分布,进而实现有效注水开发,基于薄片、岩心和成像测井等资料,综合运用观察法和实验法分析了滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田构造缝的发育期次,并结合构造演化历史探讨了研究区低角度构造缝成因。研究结果表明:北特鲁瓦油田共发育了 3期构造缝,均以北东一南西走向为主。第1期发育于早二叠纪,以低角度构造缝为主,形成时埋深较浅,充填较早,阴极发光特征以不发光为主,古地应力的最大有效主应力为34.4 MPa;第2期发育于晚二叠纪,以斜交构造缝为主,少部分被充填,阴极发光特征以昏暗发光和明亮发光为主,古地应力的最大有效主应力为42.4 MPa;第3期形成于三叠纪,以高角度构造缝为主,几乎未充填,古地应力的最大有效主应力为52. 2 MPao研究区低角度构造缝主要与构造演化有关,早期的高角度构造缝在地层反转后演变为低角度构造缝。通过对低角度构造缝成因的分析,为北特鲁瓦油田下一步裂缝预测及开发方案部署工作提供了指导。

Periscope随钻测井技术在H844井的应用

设计H844井位于北特鲁瓦油田西南部构造斜坡区,目的层分为上下两个部分,中间为泥质夹层,上部目的层厚度大,往钻进方向存在尖灭风险,下部目的层厚度薄,分布范围广泛,但有水淹风险。采用斯伦贝谢Periscope随钻测井技术进行地质导向,及时调整井眼轨迹,顺利完钻,结果显示油层钻遇率达到93.4%,折算产油量120t/d,达到了地质设计要求,应用效果显著。