准噶尔盆地彩南地区天然气干燥系数异常高原因分析

为明确准噶尔盆地彩南地区天然气干燥系数普遍偏高的原因,厘清天然气运移成藏规律,开展了天然气组分和碳同位素、储层中岩石矿物组成、方解石全岩碳氧同位素分析以及实验室烃类氧化模拟实验。该区侏罗系天然气以甲烷为主,干燥系数普遍大于0.95,δ^(13)C_(1)值基本大于-32‰,C_(7)轻烃中以甲基环己烷占优势,甲基环己烷指数大于50%,指示来源于高—过成熟石炭系烃源岩。从天然气运移判识指标ln(C_(1)/C_(2))与δ^(13)C_(1)-δ^(13)C_(2)图版来看,从彩47井区—彩31井区—彩003井,ln(C_(1)/C_(2))值逐渐增大,但δ^(13)C_(1)-δ^(13)C_(2)值并未呈现变小或变大趋势,说明运移或成熟度并不是研究区天然气组分与碳同位素变化的主控因素。烃类热氧化模拟实验显示,油气中醇类在125℃时会被MnO_(2)氧化生成甲烷和二氧化碳,当温度达到200℃时才能氧化甲烷生成CO_(2),从而改变油气的组成,造成天然气中甲烷含量增高。运用背散射电子探针技术,发现研究区侏罗系干气层段具有两类方解石,其中一类方解石中Mn含量较高,Mn含量可高达3%,在阴极发光下呈现亮橘红色、橘黄色特征,且方解石全岩碳同位素负偏,较正常方解石全岩碳同位素负偏5‰~10‰,随着方解石Mn含量越高,其全岩碳同位素越负,证实该区侏罗系干气层段存在普遍的弱烃类氧化作用。彩南地区侏罗系天然气干燥系数异常高的原因是腐植型烃源岩经过高成熟—过成熟演化后,在富含氧化性矿物的侏罗系储层中聚集成藏,后遭受烃类氧化作用,甲烷含量进一步增加,造成天然气干燥系数普遍偏高。

彩南油田多源混合原油油源(三)——油源的地质、地球化学分析

彩南油田原油属特殊类型,原油碳同位素和生物标志物分布研究以及地质分析表明它们属于二叠系、三叠系和侏罗系原油的混合原油。原油全油稳定碳同位素计算表明,无论是侏罗系原油与二叠系原油混合还是与三叠系原油混合,在彩南油田原油中侏罗系烃源岩的贡献均为50%～65%。生物标志物绝对含量拟合计算表明,侏罗系烃源岩的贡献平均为62%,三叠系为15%,二叠系为23%。与彩南油田原油类似的原油仅分布于阜康凹陷侏罗系三工河组以上地层中。因此,该类原油主要来源于阜康凹陷侏罗系烃源岩,其次为二叠系和三叠系烃源岩。

对准噶尔盆地东部彩南油田侏罗系油藏原油族(组)群类型的认识

彩南油田周围及外缘各凹陷内,不同程度地发育了石炭系、二叠系、三叠系以及侏罗系等生油层系,均发育有暗色泥岩。长期以来对彩南油田侏罗系油藏原油的来源没有定论。根据原油稳定碳同位素和生物标志化合物地球化学特征可以将研究区原油划分为5个族群,以彩南油田侏罗系油藏为主的第Ⅳ族群原油δ13C值分布在-27.9‰～-29.0‰之间,Pr/Ph值多数在2.5以上,生物标志物特征非常一致,该类原油在准东地区分布广泛,应该来源于中、下侏罗统煤系地层的湖相烃源岩,有机质类型为腐泥-腐殖混合型,而并非不同时代、不同有机相烃源岩生烃的混合产物。

准噶尔盆地彩南油田流体性质变化特征及其意义

在油气运移过程中,由于运移的层析效应、氧化变质、热变质作用及水动力条件的变化,使地层流体即油气水的物理化学性质产生一系列的变化,从而获知有关油气运移及保存方面的信息。研究结果表明,断裂是彩南油田深部油气向上运移、渗入水向下渗透的通道,上、下运移的流体均有水平顺层运移的特点。渗入水阻碍了油气继续向上散失,对浅层次生油气藏的形成起到了推动作用。侏罗系西山窑组在彩南北断裂以西与彩南断裂以东不是一个水动力系统;并且彩南北断裂以西地层水水动力较弱,有利于油气的保存。侏罗系八道湾组在彩南北断裂以西与彩南断裂以东应属于同一个水动力系统,且矿化度均较高,有利于油气的保存。

准噶尔盆地彩南油田彩003井区侏罗系辫状河三角洲相储层特征研究

为对我国西部盆地中广泛发育的辫状河三角洲储层特征进行研究,以准噶尔盆地彩南油田侏罗系辫状河三角洲相储层为研究对象,对储层矿物特征、孔隙结构特征以及储层物性进行了详细分析。通过岩石碎屑组分、粘土矿物、颗粒磨圆度、分选等方面研究对研究区储层矿物特征进行分析,发现研究区储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,碎屑组分中不稳定组分(长石+岩屑)含量高,成分成熟度低;利用孔隙半径平均值、平均孔喉比、孔隙配位数、孔隙均质系数、平均喉道宽度、排替压力等6个参数指标对孔隙特征进行分析,结果显示辫状河三角洲相储层孔喉特征中等;储层物性分析结果显示辫状河三角洲相储层的孔渗变化较大,整体上为中等孔渗储层,可以作为一种较好的油气储集层。

准噶尔盆地彩南油田油源研究

通过对准噶尔盆地白家海凸起及其邻区原油与烃源岩饱和烃地球化学特征的研究,取得了彩南原油及烃源岩有机质在生源构成、成烃环境、演化程度和原油运移模式四个方面的认识,指出白家海凸起和阜康凹陷中、下侏罗统尤其是三工河组泥质岩系是彩南油藏的主力烃源岩,为今后进一步勘探提供了科学依据.

油藏持续稳产和提高采收率的技术——以彩南油田三工河组油藏为例

着重介绍了如何根据油藏地质特征和开采过程中对油、水运动规律的认识,有针对性地综合运用天然水驱、封隔边底水、适时加密井网、注CDG凝胶调驱等多项技术,使彩南油田三工河组油藏的稳产期较方案设计延长一倍,平均以3.5%的采油速度高速稳产可达10年以上,稳产期平均含水上升率可控制在1.4%以下,油藏的最终采收率由原方案设计的35%可提高至60%以上,不仅大幅度增加了可采储量,而且经济效益十分显著。

彩南油田石树沟群油气成藏规律

2002年10月彩南油田C125井在侏罗系石树沟群获得高产油气流,标志着准噶尔盆地东部地区该层系滚动勘探开发取得了历史性突破。石树沟群油藏在剖面上的跨度为360m,储集层为薄互层砂体,横向变化快,油气层电阻率较低,是典型的低阻油藏,滚动勘探开发难度较大。通过对成藏机理分析,建立了彩南油田石树沟群成藏模式,认为断裂是油气运移的主要通道,大断裂对油藏的控制作用明显,断裂和砂体的搭配关系是油藏成藏的必要条件。

适于CDG凝胶调驱技术的有利条件——以彩南油田三工河组油藏为例

在充分调研了国内外CDG凝胶调驱技术现状基础上，根据彩南油田油藏室内试验评价，1999年在彩南油田三工河组油藏进行了6个井组的CDG凝胶调驱矿场试验，取得了较显著的经济效益，当年投入产出比达到了1∶3．9， 从而证实三工河组油藏适于注CDG凝胶，而且有必要继续实施此项措施以提高油田开发效益。

合理高效开发边底水背斜油藏的基本原则——以彩南油田三工河组油藏为例

彩南油田三工河组油藏边底水活跃，天然能量较充足，并且油藏与边底水的连通性好、油层渗透率较高、油水粘度比低、导压系数高、边底水补充快，因此，适合于长期利用天然能量开发。文章介绍如何根据不同区块的不同特点，确定合理的注水时机、注水部位及合理的采油速度，最大限度地利用天然能量，以最少的注水井数和注水量来满足高速开发的需要，使整个油藏连续五年以２９％～３４％的采油速度高速开发，实现油田低中含水期稳产和获取较高采收率的目标，取得了较好的经济效益。

三相可循环微泡沫钻井液的研究及其在彩南油田的应用

根据新疆准噶尔盆地彩南油田 96口开发井资料统计 ,发生不同程度漏失的井为 70口 ,漏失率达 72 .9%。主要漏失井段为 4 0 0～ 70 0m ,次要漏失井段为 180 0～ 2 0 0 0m。漏失现象为随钻有进无出。随钻井漏严重影响了钻井速度 ,使钻井综合成本增加。针对上部井段低压裂缝地层严重漏失问题 ,研究出了三相可循环微泡沫钻井液体系。该体系主要采用起泡剂、稳泡剂、固泡剂配制而成 ,能反复循环使用 ,无需特殊脱气和充气设备 ,同时保留了普通泡沫钻井液的部分优点。室内对微泡沫钻井液体系组成、微观形态分析、稳定性评价、当量密度计算等方面进行了研究 ,形成了三相可循环微泡沫钻井液技术。现场应用效果表明 ,该钻井液体系具有稳定性高、现场配制简单、性能优良、抗污染能力强和防漏堵漏效果好等优点。

神经网络在彩南油田油藏描述中的应用

利用自组织神经网络,建立了彩南油田彩9井区岩性识别模型,通过检验,分类结果的符合率达93.75%.利用神经网络技术,建立了研究区的孔隙度和渗透率模型,利用该模型对未知样本进行预测,预测结果与实际测量结果具有很好的一致性,孔隙度平均绝对误差为0.54%,平均相对误差3.5%,渗透率平均绝对误差1.68×10-3μm2,平均相对误差32%,其精度较传统的方法有了很大的提高。

准噶尔盆地彩南地区下侏罗统沉积特征

根据岩心的精细描述,结合大量开发井的对比分析,研究了准噶尔盆地彩南地区侏罗系八道湾组上部和三工河组下部砂层组的沉积微相和骨架砂体的分布特点。认为研究区侏罗系八道湾组第3岩性段（BD3）和三工河组第1岩性段（S1）是一套网状河流相沉积。网状河流相可进一步划分为3种亚相（河道、堤岸和越岸湿地）和6种微相类型。主要的储集体是河道砂体和个别决口扇砂体。在平面上河道砂体呈狭窄、相互连接的条带状,砂体的宽度一般在1000,m以下,大多为300-800,m;决口扇砂体规模一般较小,在横剖面中呈凸透镜状,在平面上常常呈舌状或叶状分布。

彩南油田九井区人工裂缝系统研究

彩南油田九井区储层属于中孔特低渗储层 ,为了形成产能进行了整体压裂。整体压裂造成地下人工裂缝发育 ,储层含水急剧上升 ,油水关系复杂 ,产量递减快等现象。为了弄清人工裂缝系统的分布状况及发育程度 ,在对全区人工裂缝系统分析的基础上 ,根据压裂资料进行了人工裂缝系统评价 ,提高了人工压裂裂缝系统的认识 ,对油田注采调整措施起指导作用。

应用吡咯类化合物探讨彩南油田油气运移——以彩南油田东块侏罗系西山窑组油藏为例

吡咯类含氮化合物因其结构类型不同而具有明显的运移分馏效应,不失为一种研究油气运移方向的有效手段。彩南油田东区块西山窑组油藏原油属于同一组群类型,吡咯类含氮化合物组成以烷基咔唑为主,苯并咔唑含量低,烷基咔唑中又以C2-咔唑和C3-咔唑为主。对吡咯类运移分馏效应参数的分析表明,彩南油田东区块主要有西方、北方两个原油充注方向,油藏内部断裂对成藏过程起了重要的通道作用。白家海凸起西方的东道海子北凹陷侏罗系煤系地层可能是主要烃源灶,但也不排除凸起南方的阜康凹陷及其北斜坡供烃的可能性。

彩南探区二叠系平地泉组烃源岩展布与潜力评价

二叠系平地泉组是准噶尔盆地东部最好也是最主要的生油岩,但目前对于平地泉组烃源岩在彩南探区的具体展布情况研究较少,且各凹陷烃源岩的生烃潜力也需进一步分析。通过连井剖面对比分析、烃源岩热解资料评价以及生烃强度研究,明确了平地泉组烃源岩在研究区周缘凹陷的分布特征以及不同凹陷烃源岩的生烃潜力差异。结果表明:五彩湾凹陷平地泉组烃源岩厚度可达400 m且有机质丰度最高;研究区有机质类型整体以Ⅱ型为主,少数为Ⅰ型;各凹陷烃源岩均进入成熟阶段。综合评价生烃潜力认为,五彩湾凹陷平地泉组烃源岩生烃强度最高,达到形成商业油气聚集的级别;东道海子和阜康凹陷平地泉组烃源岩虽生烃潜力总体上不及五彩湾凹陷,但仍然具有一定的供油和供气能力。

彩南油田西山窑组储集层三维建模

储集层三维建模是近几年发展起来的高新技术，它可以实现对油气储集层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。在精细地层对比、微构造、沉积微相、储集层非均质性及储集层动态解释的基础上，以数据库为支撑，通过确定性与随机性建模方法，应用三维建模技术，建立了目标区储集层精细三维地质模型。该成果为开发方案的部署和调整，提高油气采收率，油藏数值模拟及预测剩余油的分布奠定了基础。

彩南油田彩003井区小型构造样式

通过彩南油田彩003井区三维地震资料的精细解释及综合地层、断层的研究后发现,工区内发育A型阶梯式、B型阶梯式、"y"字型和双"y"字型构造样式;分析工区内构造样式分布规律、应力场认为,4种构造样式是同一断层发育带在不同位置出现的不同构造样式,是由拉张环境下断裂带不同位置的不同应力释放程度形成的。依据工区油气来源和油气运聚规律,在4种构造样式中,储层在断层的封堵下均可形成断鼻油气藏,且因B型阶梯式构造样式内部地层与断层关系的特殊性出现在油气聚集过程中,从而形成断层两侧均发育油气藏的特殊规律。

彩南油田彩9井区三工河组高温油藏分层调剖技术

针对彩9井区三工河组油藏目前吸水剖面不均、油层动用程度下降的实际情况,提出了采用分层注水技术并进行层内调剖以改善吸水剖面、提高水驱效果的技术措施。以具有良好耐温性、稳定性和封堵性的酚醛体系为调剖剂,2006年7月在彩南三工河组油藏2口井中实施了调剖试验,一年内已累积增油1247t,取得了很好的效果。

彩南油田三工河组油藏提高采液量分析

准噶尔盆地腹部彩南油田三工河组油藏经多年高速开发,有相当一批采油井已进入中、高含水期,而这部分井大多都只有单油层生产,无堵隔水、补层等措施可采取。根据油藏原油粘度小、流度大这一特点,在对逐井油水接触关系等方面进行深入研究后,确定了针对不同类型井的提液时机,适当提高单井的产液量,使其含水率基本稳定或下降,产油量明显上升,从而对整个油藏的稳产起了重要作用,同时也可提高这部分井的最终采收率,经济效益十分显著。