钻具扩大器在胜科1井岩膏层段的应用

盐岩层在一定的温度和压力下会发生蠕变,导致井眼缩径。当起钻时由于井径缩小,钻头无法顺利通过,造成卡钻事故。由于一般使用的扶正器只有保径作用,没有切削功能,起下钻时无法切削井壁,同时由于其外径与井眼直径只相差几毫米,在易缩径的井段还增加了卡钻的可能性。根据岩膏层的特点研制的钻具扩大器增强了切削功能,具有破坏地层的能力。

膏盐岩层对油气成藏的影响

大量的勘探实践和研究结果表明,世界上许多油气藏的形成都与膏盐岩层有关。膏盐岩层对油气成藏的影响主要表现在:1膏盐岩的形成环境有利于有机质的保存和烃类的生成;2膏盐层有利于其下部岩层保持较高的孔隙度,并形成次生孔隙;3膏盐层有利于形成异常压力;4膏盐层具有很好的封盖能力,为非常优质的盖层;5膏盐岩层可以形成油气运移通道和含油气圈闭,为油气运移和聚集创造了条件。

秋探1井盐膏层扩眼技术实践与思考

秋探1井是中石油一口重点风险探井,位于塔里木盆地西秋构造带上。该井古近系发育盐膏层,因施工需要对部分井段进行了扩眼作业。针对施工中效率较低、扩眼质量无法实时评价问题,提出了利用破岩比能模型优化扩眼速度的新方法,在此基础上计算出的理论钻时与施工钻时之差,作为扩眼质量实时评价指标。实例分析表明,利用此方法可提高扩眼速度至原来2倍以上,并能准确找出扩眼井径不达标井段,从而有针对性划扩,大幅提高扩眼施工效率。

非均匀地应力下的套管损坏机理

通过建立非线性有限元模型,分析了不同条件下不同套管内壁临界应力的变化规律,得到了不同生产内压下的临界地应力方程。套管内壁临界应力的分布随着最小地应力的增大及临界地应力非均匀系数的减小,其变化规律由不规则形状最终趋于一缩腰椭圆形。套管岩压外载随着地应力非均匀系数的减小,其形状趋于椭圆,与最大、最小地应力的方向相反。根据中原油田的地应力资料,普通套管无法承受异常高的非均匀地应力,应开发专用于岩膏层油水井的特种套管。

四川盆地川东地区滑脱构造特征

川东地区发育多套滑脱层,多期次构造运动形成多种构造样式,查清构造发育特征及其与油气的关系非常重要。为此,以地震资料为基础,结合钻井、地质等资料,分析川东地区主要滑脱层的分布、滑脱构造特征、构造样式、成因机制及其与油气成藏的关系。研究发现,川东地区发育以寒武系和三叠系膏盐岩为主的多套滑脱层,挤压变形后形成多滑脱层构造。以两套膏盐岩顶底为界,纵向分为上、中、下三个构造变形层,上构造层发育北东向展布的"侏罗山式"褶皱,中构造层变形复杂,断裂发育,形成冲起构造、滑脱褶皱、断层传播褶皱、双重构造等多种构造样式,下构造层以发育大型宽缓背斜为主。构造挤压、差异负载和重力作用是川东多滑脱层构造发育与演化的主控因素;膏盐岩滑脱层、滑脱断层及相关构造与油气成藏关系密切,寒武系盐下构造是重要的油气聚集场所。

四川盆地龙门山前北段构造演化特征及其油气地质意义

基于地表地质、地震、电法、钻井等资料综合研究,对四川盆地龙门山前北段逆冲推覆前锋断层的构造变形特征进行精细刻画。研究表明,逆冲推覆前锋断层整体为隐伏断层,并发育断层传播褶皱,仅在香水场—江油一带出露香水断层,对应地表的厚坝高陡地层变形带,沿三叠系嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩滑脱层没有大规模位移量向盆地内传递。逆冲推覆前锋断层在厚坝以南部分为断坪-断坡多转折断层,沿嘉陵江组上断坪滑脱形成中坝背斜;而在厚坝以北部分则为铲型断层,深层寒武系被逆冲出露地表。以逆冲推覆前锋断层为界,断层上盘叠瓦构造带在印支期大规模逆冲,喜马拉雅期再次活化,下盘隐伏构造变形主要形成于喜马拉雅期。逆冲推覆前锋断层下盘隐伏构造生储盖匹配条件整体较好,具备形成大型气藏的有利地质条件;逆冲推覆前锋断层上盘在重华以北出露三叠系及更古老的地层,油气保存条件差,而重华以南至武都地区被侏罗系覆盖且嘉陵江组膏盐岩层较厚的断块油气保存条件相对较好,具备成藏条件。逆冲推覆前锋断层不仅是龙门山与四川盆地的盆山分界断层,也是川西北地区油气成藏系统的界线。

Quantitative characterization of sealing integrity by caprock of Paleocene Artashi Formation gypsolyte rock in Kashi Sag of Tarim Basin, NW China

Maintaining caprock integrity is prerequisite for hydrocarbon accumulation. And gypsolyte caprock integrity is mainly affected by fracturing. Composition, damage behavior and mechanical strength of Paleocene Artashi Formation gypsolyte rock that seals significant petroleum in the Kashi Sag of Tarim Basin had been revealed via X-ray diffraction and triaxial compression test. The results indicate the Artashi Formation can be lithologically divided into the lower and upper lithologic members. The lower member comprises gypsum as the dominant mineral, and the cohesion and friction coefficient are 8 MPa and 0.315, respectively. Similarly, the upper lithologic member consists mainly of anhydrite at the cohesion and coefficient of internal friction values of 18 MPa and 0.296. Given that the failure criterion and brittle-ductile transition factors during burial, the sealing integrity of Artashi Formation can be quantized for seven different stages. The reservoirs at the bottom of Artashi Formation caprock buried from 2285 m to 3301 m are expected to be the most favorable exploration target in the Kashi Sag.