柴达木盆地南八仙地区渐新世浅水三角洲物源及沉积演化

以古近系渐新统下干柴沟组上段(E23)为研究对象,在精细岩芯观察和钻(测)井资料综合分析的基础上,结合重矿物组合、ZTR指数、砂岩碎屑组分、粒度累积概率图和砂地比等参数综合分析结果,对柴达木盆地南八仙地区E23湖盆扩张期弱退积型浅水三角洲物源方向、砂体展布规律和沉积微相发育演化进行了深入研究。结果表明:①南八仙地区E23沉积时期物源主要来自南祁连山中酸性岩浆岩和中高级变质岩发育区,物源方向为近北东—南西向,稳定重矿物(磁铁矿、石榴子石、白钛矿和锆石)含量高(质量分数介于81.0%~99.9%)、不稳定重矿物(绿帘石和角闪石)含量低。②南八仙地区E23沉积时期为浅水三角洲—滨浅湖沉积环境,主要发育水下分流河道砂体,岩性主要为岩屑长石砂岩,其次为长石岩屑砂岩,砂体的成分成熟度一般中等—较差、分选磨圆度中等—较差,粒度概率图以反映河流作用的一跳跃一悬浮式为主;沉积构造类型多样,主要发育块状层理、正粒序层理、平行层理和槽状交错层理。③E23沉积时期,南八仙地区继承性发育3条北东—南西向呈条带状展布的砂体富集带(砂地比值介于35%~65%之间),早期到中期砂体发育程度增强,呈进积式;中期到晚期砂体发育程度有所减弱,呈弱退积式。④E23沉积时期,南八仙地区处于浅水三角洲前缘亚相沉积环境,持续发育3个呈北东—南西向展布的沉积朵叶体,主要发育水下分流河道微相,其次为水下分流间湾微相,早期到中期浅水三角洲前缘发育规模增大,中期到晚期发育规模减小。

青海柴达木盆地南八仙油气田油源与成藏机理

柴达木盆地南八仙油气田不同油气藏间原油性质特征变化明显,油层在纵向井段上分布范围逾3000余m。通过地球化学实验并结合构造等地质条件分析,认为该区各种深、浅层油气藏中的原油具有煤成烃的基本地球化学特征,并且为同一来源,油源为临近地区较深部位中侏罗统煤系地层;该区深、浅层原油物性间的差异也反映在地球化学指标上,其成因或成藏机理是:深部早期油藏在断裂等地质作用下发生了明显的蒸发分馏作用,其分馏出的产物在浅部再次聚集成藏。

柴达木盆地北缘南八仙油气藏的蒸发分馏作用

对南八仙油气藏E13 与N22 —N1油层油气地球化学特征和油源的关系进行了分析 ,根据油气分异作用与其组成变化的相互关系研究了该油气藏的蒸发分馏作用 ,并从地质构造背景和油气及其烃源岩地化特征方面探讨了其成因机制。研究结果表明 ,虽然南八仙油气藏E13 与N22 —N1两层系的原油对比表明两者是同源 ,但它们在轻烃组成和正构烷烃系列分布上存在显著差异。E13 原油轻烃中正烷烃含量很少 ,而芳烃化合物含量异常高 ,其正烷烃摩尔分数对数曲线为折点在nC10 的折线 ,表明其经历了强烈的蒸发分馏作用。而N22 —N1原油轻烃中正烷烃占优势 ,高碳数化合物较少 ,说明该层原油是从E13 油气层通过蒸发分馏作用向上运移而来。

柴北缘南八仙油田储层特征与综合评价

柴北缘南八仙油田有近50年的开发历史,储层的综合评价对于剩余油的挖潜具有重要的意义。南八仙油田第三系储层岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,碎屑成分中杂基、胶结物含量较高;孔隙类型主要为原生孔隙和次生溶孔,分选较好;储层成岩作用相对较弱,碳酸盐析出是减少原生孔隙的重要因素;孔隙类型以粒间孔为主,喉道以弯片状—片状组合类型为主。储层物性为中孔—中渗类型,连通性较好;成岩相主要为早成岩B期,有利于次生溶孔的发育。应用聚类分析方法对储层综合评价表明,南八仙油田内Ⅲ类储层所占比例最大,其次为Ⅱ类储层,Ⅰ类储层比例相对较小。

南八仙构造带水文地质演化与异常高压形成机理

柴达木盆地北缘新生代构造活动剧烈,断层十分发育,但是位于该区中部的南八仙构造带在深层发育异常高压。弄清异常高压的形成机制,对该区油气成藏研究有重要意义。根据地层温度、压力及流体地球化学资料,分析了该区压力分布特征。从沉积埋藏史和流体演化史的角度,探讨了异常高压的形成机理。研究表明,南八仙深层异常高压是在构造挤压作用背景下,泥岩压榨离心流的快速充注引起的邻源型高压;该异常高压的分布,明显受沉积相带和区域封隔体范围的控制;该异常高压的存在,有利于深层油气藏的持续充注及浅层油气藏的垂向运移聚集。

柴达木盆地北缘冷湖南八仙构造带油气成藏条件及成藏模式

冷湖-南八仙构造带是柴达木盆地油气勘探的重点地区之一。综合地质、地震和分析化验等资料,应用现代油气成藏、地球物理学、地球化学等理论和方法,对该地区油气成藏的地质条件及成藏模式进行了分析。结果表明,该区带油源丰富,储集条件好,发育多套有效的储盖组合,多种类型圈闭(尤其是构造圈闭)发育且成排成带分布,各成藏要素配置良好,具有形成大中型油气田的有利条件。在此基础上,提出了该区带油气有近源断层输导纵向成藏、远源不整合输导侧向成藏、近源不整合输导纵向成藏和近源混合输导成藏4种模式。其中,近源断层输导纵向成藏模式和近源混合输导成藏模式是本区主要的油气成藏模式,而近源不整合输导纵向成藏模式的油藏可作为本地区下一步勘探的方向。

视电阻增大率在南八仙油气田油气水研究中的应用

南八仙油气田油气水分布规律复杂,不同层段的典型水层电阻率明显不同,有时会误判储层。针对此问题,认为视电阻增大率判断油气水层方法的关键是分层统计南八仙油田水层电阻率,把细分层段后的地层电阻率与同层段典型水层电阻率之比定义为视电阻增大率。然后在视电阻增大率-声波时差及视电阻增大率-补偿密度2个交会图上标出所有层段的试油、试采的油气水结论,建立起储层评价综合解释的统计经验判别标准,供认识油田的油气分布规律和编制开发方案时参考。

柴达木盆地北缘南八仙地区下干柴沟组沉积相研究

通过对南八仙地区岩心、钻井、录井和测井等资料的研究,认为柴达木盆地北缘南八仙地区下干柴沟组(E3)主要发育三角洲相和湖泊相,进而可细分为分流河道、天然堤、分流间湾、决口扇、水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝、远砂坝-席状砂、前三角洲泥、滩、坝和泥坪微相。E13(下干柴沟组下段)沉积时期为干燥气候下的咸化坳陷湖泊环境,研究区主要为滨浅湖沉积和远砂坝-席状砂沉积;由于构造抬升,E23(下干柴沟组上段)沉积时期,水体变浅,物源由东北进一步向西南推进,研究区逐步演变为三角洲和滨浅湖滩坝多期叠加沉积,其中三角洲前缘沉积尤其发育。

测井方法识别南八仙油气田N2^2-N1储层的油气

柴达木盆地南八仙油气田N22—N1油气藏储层分布不稳定,横向上岩性变化大,进行地层对比和细分层工作存在着很大的困难;油气藏无统一的油气水界面和统一的压力系统,油气性质及油气比也存在较大差异,用常规的处理手段和处理程序无法计算和预测储层的产油气比例,导致解释结果符合率低。为此,采用CONGAS凝析油气藏解释评价软件,根据三孔隙测井曲线对天然气的响应特征,通过计算三孔隙测井响应方程,计算出地面条件下的气油比和可动油气密度等参数,将计算的油气饱和度与气油比进行交绘,形成综合测井解释图版。通过对该图版的综合分析,结合储层物性,得到N22—N1油气藏储层油、气、水层的综合定量区分解释标准。应用该标准的综合解释符合率达到94.8%。

南八仙复杂断裂系统形成机理及油气富集模式

深入研究南八仙地区主控断裂、各级微断裂的形成机理、组合关系以及对油气的控制作用,可以有效预测含油气砂体分布。综合应用地震、钻井、测井等资料,结合几何学、动力学对南八仙地区的断裂及微构造进行了梳理,在此基础上,通过分析油气成藏演化史及储层岩性、物性特征确定了复杂断裂系统的油气富集模式。研究认为,仙北断裂是受马仙断裂影响下的反S型右旋三级走滑断裂,控制南八仙中浅层构造带的形成,伴生各级张性微断裂由西向东发散,发育斜列带、羽状带、马尾带3种微断裂构造样式。南八仙油气田属于同源油气,两期成藏,其中,中浅层油气藏是构造-岩性次生断块油气藏类型。建立了断层控油、微构造控油、沉积相控油3种油气富集模式,确定了仙北断裂羽状带中单层厚度小的滩坝砂体内微构造是油气富集区域,据此在油气富集区部署5口开发井,试气效果良好。

南八仙油气田中浅层天然气处理技术

为了避免天然气在输送过程中形成天然气水合物而造成管线堵塞,在管输前必须对天然气进行油、气、水的分离处理,使天然气的水露点、烃露点能符合管输要求。柴达木盆地南八仙油气田中浅层天然气处理采用了加拿大进口橇装天然气处理装置,该装置具有自动化程度高、易于操作、占地面积小的优点,能有效地对天然气进行油、气、水的分离。为此,详细介绍了该天然气处理技术,并根据实际情况对处理系统的参数进行了调整与优化,保证了处理系统的安全、高效、平稳运行。

柴北缘南八仙油田古近系上部～新近系下部储层特征研究

基于岩心、测井、薄片、扫描电镜、物性及压汞分析等资料,对柴达木盆地南八仙油田古近系上部～新近系下部砂岩储层特征进行了细致的研究,为油气藏勘探开发提供地质资料.结果表明：该套储层发育辫状河三角洲储集砂体,粒度较细,具有成分成熟度较低、结构成熟度中等的岩石学特征;储层物性中等,孔隙度、渗透率呈正相关关系,受成岩作用影响较弱;储集空间以原生粒间孔为主,孔隙结构为细喉道,孔喉分选中等,连通性较好.

柴达木盆地南八仙油气田油气相态特征

柴达木盆地南八仙油气田发育两套含油气层系深层的E31油气藏和浅层的N22—N1油气藏。7个样品的油、气高压物性实验结果揭示了凝析油气藏的相态特征和相态分布规律。浅层油气藏属于饱和烃类体系,油气藏类型包括油藏、油环凝析气藏、凝析气顶油藏和凝析气藏;深层油气藏属于未饱和烃类体系,油气藏类型包括湿气藏、凝析气藏和油藏。研究表明,由于深、浅气藏流体组分及温度、压力条件不同,烃类相态也就不同。深入了解地下流体相态特征并确定油气藏类型对于高效合理地开发油气藏、提高油、气采收率具有重要的意义。

南八仙气田排水采气工艺先导性试验及效果研究

南八仙气田于2001年投入试采,天然气年生产能力为2.5×108m3,年井口产水量为669m3,平均单井日产气为2.1×104m3,水气比为0.04m3/104m3。目前有生产气井32口,单井平均产气量为2.09×104m3/d。随着南八仙气田开发周期的延长,气井出水趋势越来越严重,造成井口压力下降,携液困难,许多气井无法生产;通过对南八仙气田气井积液量的识别和积液程度的诊断,以及井下节流、涡轮工具排水、泡沫排水工艺的现场试验实施效果的分析,根据井深实际流速及对应的最小临界携液流速,优化涡流工具参数,设计了对应位置的涡流工具。选择涡流排水采气技术来改变井筒气液两相流态,降低了气井的临界携液流量。为下一步南八仙气田排水采气工艺的推广应用提供了依据。

南八仙油气田三维地震资料综合评价

南八仙构造是一个被断层复杂化了的背斜构造,通过以新采集的三维地震资料为基础,充分结合钻井、测井、试油试气资料,开展精细构造解释。充分发挥人机联作系统的各种显示手段,把常规三维地震数据体、相干数据体、多种属性数据体相结合,进行全方位解释。检验和修正断层的解释方案。确定了新的有利区域,对下步南八仙的滚动开发实际应用起到指导作用。

柴达木盆地南八仙油气田的出砂机理与控制方法

柴达木盆地的南八仙油气藏储层分布井段长,岩性疏松,试采以来出砂较为严惩影响到了油气田的正常生产和开采效果。本文根据储层岩性特征并结合完井和实际生产动态倩况,分析了气井出砂的原因和机理,认识到钻井完井方式不合理及完井液对地层的伤害是造成地层出砂的人为因素。研究还提出了制定合理生产工作制度控制地层出砂的方法,对同类型油气田实施有效开采具有指导作用。

南八仙构造特征及其对油气的控制作用

在综合分析钻井、地震、测井等资料的基础上，建立了南八仙构造模式，落实了整体构造形态。指出南八仙构造整体上为一个近东西向的被断层复杂化的背斜构造，在纵向上，深层是以仙南断层为代表的基底卷入式背冲断垒与断展褶皱相结合的构造样式，构造形态相对简单；浅层是以仙北断层为代表的盖层滑脱型构造样式，构造形态相对复杂。在横向上，构造西段为挤压冲断模式、构造中段为右旋走滑模式、构造东段为扭动拉张模式。分析研究表明，在燕山晚期至喜山早期形成的仙南断层与南八仙深层构造，与烃源岩生、排烃期配置良好，形成了E3^1原生油气藏。喜山晚期形成的仙北断层，对原生油气藏起破坏作用，从而形成浅层次生油气藏。

南八仙油田油藏特征认识及下一步开发建议

由于受构造、沉积相、储层影响,南八仙油气藏属于复杂断块油气藏。构造十分复杂,油藏类型多样,导致对油田油气水关系分布规律认识不清,油田增储上产、注水开发、扩边挖潜均十分困难。充分利用现有资料,对南八仙油气藏开展油藏评价综合研究,重点解决油气藏断裂特征、油砂分布规律和油气水规律等关键问题,为下一步油田滚动扩边和油田的稳产上产、高效开发、储量接替作出贡献,提高南八仙油气田的整体开发效益。

南八仙油田地层对比合理性研讨

南八仙油田是位于柴达木盆地北缘断块带，大红沟隆起亚区马海一南八仙背斜带上的一个三级构造。从1999年开始进行试采评价、滚动开发，经多年的试采开发证实，该油田是复杂断块油气藏，由于南八仙油田N1-N2^2储层沉积环境为前三角洲一滨浅湖沉积相，水体升降频繁，储层横向非均质性强、相变快，导致标志层特征不明显；因断层、岩性影响，流体平面分布复杂化，地震资料受各种因素的影响，品质较差，横向追踪困难，导致地层对比难度大。构造精细认识不足，油气砂体分布规律不清楚，制约南八仙稳产、上产方案的制定。本文综合应用层序地层学、沉积旋回、典型特征曲线法等地层对比方法，结合地震、试采动态资料，以仙8区块为例，进行地层对比，油藏地质研究，取得较好的效果。对指导南八仙油田地层的对比、油气藏地质研究具有重要意义。

南八仙油气田N2^1-N1低阻油层成因分析及识别方法

柴达木盆地南八仙构造是一复杂断块、带油环的凝析油气田,具有多套水动力系统,油气藏类型复杂多样,油气层的识别难度大。经多年试采开发,发现该油田存在一定规模的低阻油层。本文在参考大量文献资料的基础上,结合南八仙油田的地质特征,分析了低阻油层的成因主要有沉积环境、高束缚地层水、导电矿物、构造位置、钻井泥浆等因素,同时总结出在南八仙油田识别低阻油层的主要方法有多参数判别、视电阻增大率、测井相判别等方法,进行综合分析,优选措施层位,经现场生产实施,取得明显的增产效果。