塔里木盆地哈得逊油田非稳态油藏

非稳态油藏是指在油气充注或调整过程之中、尚未形成统一的油水界面、油气水处于动态非平衡状态下的油气富集体,其主要特征是在相互连通的储集体内出现油水界面大幅度倾斜或油气水关系倒置等异常现象。以塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏为例,通过倾斜油水界面成因分析,认为现今东河砂岩油藏正处于油藏的调整充注期,油气富集具有明显的非稳态性,新构造运动是油水界面大幅度倾斜的主要原因。在物理模拟的基础上提出了非稳态油藏的概念,并将其应用于哈得逊油田的勘探开发实践,经过近3 a的滚动勘探开发,油田储量不断增长,目前已成为塔里木盆地乃至中国第1个探明储量超亿吨的大型海相砂岩油田。

塔里木盆地哈得逊油田成藏研究探讨

塔里木盆地哈得逊油田存在3个相互独立的油藏:石炭系东河砂岩油藏及中泥岩段薄砂层油藏、志留系柯坪塔格组上3亚段油藏。它们的油气来源于同一套烃源岩、具有相同的区域性盖层。多种成藏期次研究方法分析显示它们却具有不同的成藏时期。本文通过油气生排烃期、输导体系、断裂活动期等综合分析显示,它们都形成于海西晚期,但由于晚期的构造活动导致了它们经历了不同程度的油气调整过程,现今东河砂岩和薄砂层油藏的流体包裹体分析得出的结果,其实是古油藏晚期调整后形成的新油藏。提出了成藏研究过程中值得思考的几个问题:(1)常规和非常规生标是否适用古老烃源岩;(2)现今常规成藏期次的研究方法如何识别出调整改造后的油藏。

哈得逊地区东河砂岩沉积微相特征及其对流动单元的控制作用

从颜色、岩矿组分、岩性及结构、沉积构造等方面分析了哈得逊地区东河砂岩储层的沉积特征。根据区域地质资料及前人沉积相研究成果,确定了东河砂岩的沉积相划分模式,认为东河砂岩为无障壁滨岸沉积。结合东河砂岩沉积特征分析,将滨岸相划分为海岸沙丘、后滨、前滨、临滨4个亚相和12个微相,并分析了各微相的沉积特征。在流动单元划分的基础上,研究了沉积微相与流动单元类型的关系:海岸沙丘亚相和后滨亚相中E类流动单元较少,主要为G类、M类、P类和非流动单元类;前滨亚相和临滨亚相流动单元类型较好,P类和非流动单元类比例很少,以E类、G类和M类流动单元为主。沉积微相对流动单元的类型分布具有明显的控制作用。

塔里木盆地哈得逊隆起的发现及其勘探意义

哈得逊隆起是新近在塔里木盆地满加尔凹陷西部发现的一个向西南抬升、向北东方向倾伏的大型宽缓鼻状隆起 ,隆起构造主要发育在石炭系以上层位 ,以石炭系较为典型。构造演化史分析表明 ,哈得逊地区在前侏罗纪属于轮南古隆起的一部分 ,二者统一为一向西南倾伏、向北东抬升的大型古隆起构造 ,与现今哈得逊隆起的倾伏方向恰好相反。三叠纪末印支运动后 ,南抬北倾的哈得逊隆起开始形成。晚第三纪以来 ,满西地区石炭系地层也由区域南倾反转为区域北倾 ,并形成石炭系鼻状隆起。在石炭系地层发生翘式反转的过程中 ,哈得逊地区因正好处于翘倾运动的“支点”位置 ,构造位置适中 ,构造作用也相对比较稳定 ,因而对于油气聚集和保存十分有利 ,是满西地区寻找大中型油田最有利的地区。

塔里木盆地哈得逊油田石炭系地层水化学特征及成因

塔里木盆地哈得逊油田石炭系地层水化学分析结果表明,地层水是以阴阳离子分别为Cl-和(Na++K+)为主的CaCl2型水,具有高矿化度特征(112～291 g/L)。地层水的钠氯系数均值为0.78,脱硫酸系数均值为0.23,Schoeller碱交换指数(IBE)均值为128。地层水化学参数在平面上相对变化不大,在剖面上随深度的增加,HCO3-、SO42-含量具有减小的趋势,而其他离子变化相对较小,表明研究区内的地层水形成于深部封闭环境条件下。地层水化学分析表明,该区地层水经历了强烈的阳离子交替吸附和水岩相互作用。(铁)白云石化作用导致了Ca2+的富集和Mg2+的亏损,形成了现今的地层水离子分布特征。石炭系地层水在构造反转油气藏调整时期一直处于相对封闭的流体动力环境中,这种环境有利于油气的聚集与保存。

塔里木盆地上泥盆统—下石炭统东河砂岩沉积相与哈得逊油田的发现

哈得逊油田是塔里木盆地最大的整装油田之一,储量规模超过亿吨。在其发现过程中,东河砂岩的沉积相及其相变规律起了重要的指导作用。东河砂岩为晚泥盆世晚期至早石炭世早期海侵背景下沉积的一套海侵砂(砾)岩,主体为滨岸海滩相砂体,在全盆地范围内是一个明显的穿时沉积体。东河砂岩从古地貌低部位向高部位持续超覆变薄,以陆源碎屑滨岸—浅海相沉积为主。在靠近古海岸线附近,以滨岸海滩相的临滨—前滨夹后滨沉积为主,向盆地方向逐渐过渡为远滨的泥岩和台地碳酸盐岩。砂体发育主要受古地貌、海平面变化、物源等共同控制,沉积厚度在缓坡处减薄,在陡坡处增厚,遇孤岛或隆起减薄或尖灭。在海侵早期,东河砂岩分布在轮南隆起以西,砂体分布广、厚度大,南北向展布;在海侵早中期,砂体沿古海岸线近东西向呈带状展布。在海侵中期至晚期,古高地被分割为多个岛屿,向海方向为碳酸盐岩台地。东河砂岩这种纵横向的沉积相变为岩性地层油气藏的发育提供了良好地质条件。

哈得逊油田成藏研究

对哈得逊油田的原油成分、原油和储层沥青族组分碳同位素、储层自生伊利石年龄和包裹体研究,以及该地区沉积和构造历史的研究表明,哈得逊油田发生过两次油气充注,第一次油气充注发生在晚二叠纪,早期原油在油田范围内只是经过,并没有聚集成藏。由于当时储层埋藏较浅,储层成岩作用弱,没有包裹体的形成。晚海西期由于构造抬升,储层中残留的早期原油发生了降解,只保留了一些重质组分。目前油藏中保存下来的原油为喜马拉雅期注入的、由O2+O3源岩形成的原油。

中国海相油气田勘探实例之十 塔里木盆地哈得逊海相砂岩油田的勘探与发现

哈得逊油田位于满加尔凹陷哈得逊构造带的一个鼻状隆起上,是塔里木盆地发现的首个亿吨级海相砂岩油田。它发现于1998年2月,于2000年8月投入生产,2004年底累计探明石油地质储量8202×104t,2005年实现控制石油地质储量2820×104t,2006年原油年产量达到202×104t。油田由石炭系海相东河砂岩段油藏与中泥岩段2个薄砂层油藏组成,埋深超过5100m。主力油藏东河砂岩油藏是一个具有统一温度压力系统和倾斜油水界面的地层-构造复合型油藏,勘探开发难度大。论述了油田的发现、勘探开发历程及油藏的基本地质特征,总结了对超深层、低丰度大油田采用勘探开发一体化模式,边滚动勘探开发边科研攻关,使油田储量和产能规模不断上升的实践和认识。

哈得逊油田东河砂岩储层水淹变化机理研究

为了更加高效地封堵哈得逊油田东河砂岩储层水淹后的优势通道,利用各类岩心分析资料及水淹解释结论,对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行了研究。结果表明:哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低,大部分为速敏性的高岭石与伊利石,粒径主要为1~2μm,储层可分为孔喉半径小于2μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2~5μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5μm的中细喉-高渗储层;水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因,而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。这些因素造成了3类储层的水淹变化机理:细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降,由原状储层至低水淹逐渐减小,到中水淹时有所增大,高水淹时最小;细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升,由低水淹至中水淹逐渐增大,到高水淹时有所减小;中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大,且随着水淹程度的增高而增大,该类储层即优势通道发育所在,可采用粒径为3~4μm的微球对其进行高效、精准的封堵。研究区注水开发后剩余油规模较大,开展储层水淹变化机理研究,具有重要的现实意义。

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏原油特征和倾斜油-水界面成因初探

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏内部存在着由北向南原油密度等物性呈现规律变化的特征。西北部的＂重质油＂（密度〉0.934g/cm3）与中-南部的＂轻质油＂（密度〈0.934g/cm3）来源于同一套烃源岩，但原油族组成、原油成份等方面的特征存在着较大的差别。东河砂岩油藏的原油可能不是直接来自于烃源岩，而是来源于古油藏，原油物性的差异是晚喜马拉雅运动导致晚海西期形成的古油藏发生调整并在运移过程中造成的成份分异等原因所致。哈得逊鼻隆构造高点至今仍在迁移，东河砂岩油藏正处于充注、调整之中，导致了其油-气-水界面的大幅度倾斜。

海平面升降对海相临滨储层宏观非均质性控制机理——以塔里木盆地哈得逊东河砂岩储层为例

本文研究海平面变化对海相单一亚相储层宏观非均质性的影响。以经典层序地层学理论为指导,应用岩心测试、测井数据,对哈得油田东河砂岩段临滨亚相储层宏观非均质性进行了分析,提出了海平面升降对临滨亚相储层宏观非均质性控制机理,确定了海平面相对变化控制的储层宏观非均质性分布模式。结果表明,准层序、准层序组及体系域内不同级次的海平面变化,对沉积物形成的水动力条件及沉积后所处表生环境产生较大影响,各项储层宏观非均质参数表现出明显的规律性,使准层序内单一临滨亚相储层宏观非均质性表现为向上减弱的变化趋势;准层序组内由于准层序堆砌特征差异,使退积式准层序组内临滨亚相储层宏观非均质性呈向上变强的特征,而进积式准层序组内表现为由强到弱的趋势;高位体系域内单一临滨亚相储层宏观非均质性总体表现为向上逐渐减弱。

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气二氧化碳的碳同位素组成特征及成因初探

哈得逊油田东河砂岩油藏由哈得1号和哈得4号两个圈闭组成。16口油井原油伴生气中CO2的含量在0.46%～4.97%,δ13CCO2值分布在-12.3‰～-7.0‰,这两组数值在油田不同地区呈有规律的分布,由北往南,均逐渐增加,至哈得4号圈闭内δ13CCO2达到峰值。依据现有的CO2成因鉴别标准,它们既有有机成因,也有无机成因。与其伴生的氦气的3He/4He值为n×10-8,具有典型的壳源沉积特征。综合分析认为,东河砂岩油藏中的CO2主要来源于无机成因的海相碳酸盐岩和东河砂岩储层中钙质胶结物的热分解。δ13CCO2值和CO2含量分布的不均匀性可能与油藏正在充注调整有关。

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井合理配产影响因素分析

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井目前含水上升较快,产油量出现明显递减。研究以有效抑制外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率为目的,通过对比该油藏水平井生产情况与油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹和油水粘度比的关系,深入分析了影响该油藏外围水平井合理配产的因素,并利用了油藏数值模拟方法加以论证。研究认为,夹层发育较多、垂向渗透能力相对较低且夹层位于油水界面之上时,水平井配产可较高;水平井位于油层顶部,避水高度较高时,水平井配产可较高;油水粘度比较低时,水平井配产可较高。

哈得逊油田石炭系东河砂岩段油层下限标准研究

哈得逊油田位于满加尔凹陷哈得逊构造带上,主要开发石炭系东河砂岩段油层。储层的岩石类型为岩屑石英砂岩,孔隙度为13.7%,渗透率为172.7×10-3μm2。油层有效厚度和含油饱和度是容积法地质储量计算的主要参数,而划分油层有效厚度大小的基础是油层的下限标准。油层下限标准也是油层识别和容积法储量计算的前提,可以用能够渗流流体的最小孔隙度与渗透率来度量;油水层识别可以用含油饱和度来度量。采用含油产状法、频率分布法、最小流动孔喉半径法、试油法、阿尔奇公式等方法,对哈得逊油田东河砂岩段油层下限标准进行研究。结果表明,哈得逊油田东河砂岩段油层的岩性和含油性下限为油迹细砂岩,孔隙度下限为8.0%,渗透率下限为5×10-3μm2,含油饱和度下限为42%。研究结果为储量计算提供了依据,对油田的开发生产具有指导作用。

哈得逊油田HD1-7H井钻井技术

塔里木探区哈得逊油田采用钻双台阶水平井开发薄油层 ,效果十分明显。通过HD1- 7H井薄油层的钻井实践 ,对于如何克服哈得逊地区水平井钻井难点 ,加快钻井速度 ,提高油层穿透率摸索出了一套有效的办法 ,可用于指导此类型井的现场施工。

砂岩底水油藏水平井合理配产影响因素研究——以哈得逊东河砂岩油藏为例

为了有效抑制哈得逊东河砂岩油藏外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率,利用油藏数值模拟技术分析了油水粘度比、油水密度差、油层厚度、油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹及射孔段位置、水平井水平段长度等因素对该油藏外围水平井合理配产的影响。研究表明,影响该油藏外围水平井合理配产的主要因素是水平井避水高度、夹层发育程度及位置和油水粘度比,并提出了该油藏外围单井合理配产的对策。

塔里木盆地哈得逊油田断裂特征与油气运移

通过断裂分析及构造演化，并结合油气地化指标，综合研究认为，哈得逊油气的总体运移特征为“多期充注，晚期成藏”，即有垂向又有横向。海西末期-喜山期主干断层继承性活动，形成断穿石炭系底部的复活断层及伴生断层，沟通寒武系、奥陶系油源。晚加里东期、晚海西期来自寒武-奥陶系的油气沿羊屋2井区深大断裂纵向运移，哈得逊石炭系整体南倾，未发育有效圈闭，两期油气均未有效成藏。晚喜山期受南北向造山运动影响，石炭系地层发生翘倾作用，形成有效圈闭。同时，古生界的深大油源断裂复活，聚集在奥陶系古油藏中的油气沿断裂垂向调整至石炭系东河砂岩，并在北倾斜坡的背景下，油气自北向南短距离侧向运移，聚集于哈得逊石炭系圈闭中，形成现今哈得逊油藏。

水平井录井动态地质跟踪技术在哈得逊薄砂层油藏中的应用

哈得逊油田水平井地质跟踪存在油层厚度薄、地层横向变化较大使地质卡层较难等问题,鉴于目前国内水平钻井地质跟踪的现状,结合塔里木油田实际,将哈得逊油田水平井动态地质跟踪过程划分为4个阶段,即导眼段、斜井段、水平段和完井(投产)阶段。针对每个阶段涉及的有关录井、地质卡层、井眼轨迹调整等技术难点,提出了相应的解决办法,从而实现对水平井从导眼井至水平井完井(投产)全面精细的动态跟踪管理,达到了安全快速钻进、油层钻遇率最大化的目的。

哈得逊东河砂岩油藏含水变化特征分析

新疆哈得逊东河砂岩油藏自投入开发以来,经历了几个投入开发调整阶段,总体平均含水上升率比较低,但是外围两相区总体含水上升较快,因此本文以生产动态数据为基础对油藏不同区域内单井含水率变化特征以及油水两相区含水上升率进行了研究,进而对油藏油水两相区的开发效果进行评价。结果显示:油藏油井可分为纯油区边水侵入型,油水两相区底水缓慢上升型以及油水两相区底水锥进型,其两相区开发效果一般。

约束稀疏脉冲反演在哈得逊油田开发中的应用

约束稀疏脉冲反演作为储层预测广泛使用的方法,具有反演精度高、多解性少的特点。以哈得逊油田为例,通过对测井曲线标准化处理,利用多井密度-阻抗曲线分析储层地球物理特征,然后针对目的层进行精细井震标定和子波提取,最后对反演结果通过盲井进行验证,确保反演结果可靠。实例应用表明,该技术处理后的预测效果与钻井资料区域沉积特征相吻合,能够为后续开发提供依据。