南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术

为了解决南堡2号构造深层潜山水平井钻井过程中井漏、溢流、机械钻速慢和钻井周期长等技术难题,开展了深层潜山水平井钻井完井技术研究。根据地层地质特点、潜山储层压力敏感性和井漏、溢流等情况,深层潜山水平井设计为四开和五开井身结构,设计采用"直—增—稳—增—稳—增—水平"七段式井眼轨道,优选了抗175℃的造斜工具、MWD监测仪器和抗220℃的水包油钻井液,并开展了水平井微流量精细控压技术及抗高温冻胶阀完井技术的应用研究,形成了适用于南堡2号构造深层潜山的水平井钻井完井技术。南堡2号构造15口深层潜山水平井钻井完井情况表明,井漏和溢流等井下复杂情况得到了有效控制,完钻井深最深达5 600.00m,水平位移最大超过了4 000.00m。潜山储层水平井钻井完井技术实现了南堡2号构造深层潜山储层的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。

南堡2号构造东一段沉积微相研究

以南堡2号构造古近系东营组一段为研究对象,开展东一段沉积微相展布及演化规律研究。通过岩心观察,测井相分析,结合骨架剖面的沉积微相和地震相研究表明,东一段为辫状河三角洲前缘沉积体系,主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂和水下分流河道间沉积微相。其中水下分流河道和河口坝砂体等粗岩相与含油性的关系密切,为物性较好的储集相带,伴随着水体变浅,东一段整体上组成了一套向上岩性变粗、泥岩颜色变浅的反旋回沉积,反映了东一段沉积期湖盆不断萎缩、逐渐消亡的过程。该研究对研究区储层的认识和研究区的勘探开发具有一定指导意义。

南堡2号构造中深层油水相渗曲线分析及应用

针对南堡2号构造中深层高含水、低采出程度的问题,根据归一化油水相对渗透率曲线揭示了油水两相渗流特征,并利用相对渗透率曲线法进行了含水上升和产量递减规律研究,得出南堡2号构造中深层注水开发的基本生产特征。结果表明:南堡2号构造中深层的水相相对渗透率曲线呈下凹型,随含水饱和度的增加,水相相对渗透率的增幅变缓;进入中高含水期排液会比较困难,提液潜力较小;采出程度与含水率关系曲线属于凸型,理论曲线与实际数据吻合较差;开发应有效提高高含水期采出程度;在确定产液速度的条件下,含水上升率和递减率的变化规律一致。

冀东油田南堡2号构造古潜山成藏条件及模式

老堡南1井在奥陶系古潜山喜获高产油流,掀起南堡凹陷古潜山油气勘探的高潮。在对南堡2号构造潜山油气成藏条件研究基础上,分析了潜山油气成藏的主控因素,建立了成藏模式。结果表明,南堡2号构造潜山油气成藏条件十分有利,良好的油气供给、长期继承性发育的断层和储集空间的发育是潜山油气富集的关键因素。潜山油气成藏模式具有多样性:潜山顶部风化壳油气藏以新生古储新盖和多向供烃为特点;潜山内幕油气藏具有新生古储古盖和单向供烃的特点;与烃源岩隔断层侧向相邻的潜山底部风化壳具有新生古储古盖和单向供烃的成藏模式。断层和不整合在潜山油气藏形成过程中起重要控制作用。古潜山风化壳型和内幕型油气藏勘探潜力巨大,是今后南堡2号构造潜山油气勘探的重要方向。

冀东油田南堡凹陷南堡2号构造带烃源岩地球化学特征与油源对比

南堡凹陷南堡2号构造带主要含油层段为古近系东营组东一段砂岩及奥陶系灰岩。对典型井老堡南1井原油与烃源岩的多项有机化学指标分析表明:南堡2号构造带烃源岩形成的沉积环境为陆相浅湖弱还原环境;东一段与东二段烃源岩表现出未成熟的特征;东三段与沙河街组烃源岩表现出成熟的特征,其生烃深度门限在3100m左右,主力生烃门限为3700m以下的沙河街组。通过油、岩饱和烃色谱-质谱参数综合对比,东营组一段的原油主要来自沙河街组一段的烃源岩,为“下生上储”油气藏;而奥陶系原油主要来自沙三段的烃源岩,为“新生古储”油气藏。

渤海湾盆地南堡2-1区馆陶组辫状河储层构型精细表征

【目的】辫状河储层砂体结构及其渗流屏障的空间分布是影响南堡2-1区块注水开发效果的关键地质因素。【方法】综合应用岩心、测井和三维地震资料,基于辫状河储层四级构型单元空间分布为目标开展储层精细表征。【结果】依据密井网解剖,识别出南堡2-1区NgⅡ-6小层心滩、辫状河道和溢岸三种成因类型的四级构型单元,建立了四级构型单元的三种垂向叠置样式(心滩—心滩叠置、辫状河道—心滩叠置和溢岸—心滩叠置)和三种侧向叠置样式(心滩顺流前积叠覆型、辫状河道分隔心滩型和心滩—分流辫状河道型),采用均方根振幅和分频RGB融合地层切片技术,预测了南堡2-1区NgⅡ-6小层四级构型单元的平面分布,揭示了心滩储集单元的几何形态、规模大小及其与作为渗流屏障的辫状河道的接触关系。【结论】该研究结果为油田注水开发方案的优化调整、提高油田开发效果提供了直接的地质依据。

南堡1、2号构造聚砂规律与储层发育特征

南堡1号和2号构造经历了多期构造运动,断裂与砂体关系不清楚。为了明确聚砂规律,寻找有利储层发育区,利用地震、钻测井等资料,分析古地貌;结合反演等地球物理手段,建立了南部物源"断槽输砂,坡折控砂"的沉积模式。研究认为,断裂对中深层砂体富集具有控制作用,沙河街早期发育的北东向基底走滑断裂控制了古断槽的形成,古断槽成为砂体运输及储存的主要通道;沙河街组沉积晚期发育与早期北东向基底断裂相交的近东西向断裂,构成断裂坡折带,紧邻坡折带的下方砂体富集。用该沉积模式指导南堡1号和2号构造中深层构造—岩性圈闭勘探,取得了新发现,为复杂陆相断陷盆地辫状河三角洲沉积体系下的精细岩性勘探提供了参考。

南堡油田2号构造中浅层储层保护技术研究

在全面了解南堡油田2号构造储层特征的基础上，分析了南堡油田2号构造储层的潜在损害因素，主要表现为一定的速敏伤害、严重的水敏伤害、中等偏强-强酸敏、中等偏强-强碱敏、中等偏强-强盐敏、较强的应力敏感性及结垢伤害。对南堡油田现有几种入井液体系的储层进行了保护效果评价，结果表明，2％KCl、2％NH4C1、1．20g／cm^2普通压井液具有较好的储层保护效果，其渗透率恢复值大于80％；1.20g／cm。优质压井液、微泡修井液具有优良的储层保护效果，其渗透率恢复值大于95％；固化水储层保护效果较差。渗透率恢复值只有53．1％，通过加入3％破胶荆后，渗透率恢复值达93．7％，储层保护效果好。

断裂致泥岩盖层封闭形成期滞后程度的预测方法及其应用

准确地预测断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度对于正确认识断裂附近油气分布的规律至关重要,但是目前相关研究却很少且缺乏理论依据。为了正确地认识断裂附近油气分布的规律,在研究断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度及其影响因素的基础上,厘定泥岩盖层和断层岩封闭形成的时间,提出了一套评价断层导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度的方法,并进行了实例验证。研究结果表明:①断裂导致泥岩盖层封闭形成时间的滞后程度主要受到泥岩盖层封闭形成时间和断层岩封闭形成时间相对早晚的影响,断层岩封闭形成时间相对于泥岩盖层封闭形成时间越晚,断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后程度越大,反之则越小;②新方法克服了以往的方法难以准确求取断层岩压实成岩埋深和将1 MPa作为盖层和断层岩封闭形成时间下限的不足;③新方法预测渤海湾盆地南堡2号构造F4断裂在古近系东营组二段(以下简称东二段)泥岩盖层内断层岩封闭形成时间为距今1.1 Ma,东二段泥岩盖层封闭形成时间为距今25.8 Ma,F4断裂导致东二段泥岩盖层封闭形成时间滞后程度为0.96,F4断裂不利于古近系沙河街组三段和沙河街组一段源岩生成的油气在东二段砂岩储层中聚集和保存。结论认为,新方法对F4断裂的预测结果与目前的油气勘探实际情况相吻合,可用于预测断裂导致泥岩盖层封闭形成时间滞后的程度。