阿姆河右岸区域构造大剖面解析及成因探讨

阿姆河盆地右岸区块地理位置位于土库曼斯坦的阿姆河流域北侧至土库曼斯坦—乌兹别克斯坦国境线南侧之间,西南紧邻吉萨尔山脉,是中石油重要的海外油气勘探开发基地。开展其构造特征解析和成因机制探讨,对研究含盐盆地分层构造变形特征和促进能源勘探开发均具有重要意义。以构造建模和构造复原理论为指导,精细解释过阿姆河右岸区块的东西向地震大剖面,分析其地质结构特征和形成演化过程。结果表明:阿姆河右岸区块纵向上发育前二叠系基底和二叠系—第四系沉积盖层。以上侏罗统基末利—提塘阶膏盐岩为界,盐上和盐下构造形态具分层变形特征;盐上多发育陡窄的滑脱褶皱,断裂以倾向NW的小断距正断层和走滑断层为主;盐下多发育宽缓的冲断褶皱,断裂以倾向SE的大断距逆断层为主。受基底构造楔楔入影响,研究区自西向东构造抬升和挤压幅度逐渐增大。根据平衡剖面复原并结合区域地质背景,将研究区构造演化划分为前二叠纪基底形成期、二叠—三叠纪弧后裂谷期、侏罗—古近纪稳定沉积期和新近纪以来挤压抬升期共4期构造演化阶段。新生代多方向构造叠加影响、基底构造楔活动和膏盐岩对分层构造变形的调节作用是阿姆河盆地右岸地区纵向分层、横向分带构造特征的主要控制因素。

中亚阿姆河右岸东部地区侏罗系盐下碳酸盐岩储层特征及预测新方法

以岩心、薄片及测井资料为基础,分析了中亚阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层的岩性、储集空间及物性特征,利用三维地震数据,通过正演地震模拟、波形聚类技术、分频RGB融合技术以及集成学习等方法,对储层分布及厚度进行了半定量预测。研究结果表明:①阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层岩性主要为生屑灰岩、颗粒灰岩及泥晶灰岩,为裂缝-孔洞型储层,储集空间以生物格架孔、粒内孔和裂缝为主,裂缝为后期溶蚀流体提供了通道;储层平均厚度为41.6 m,平均孔隙度为4.65%。②研究区储层多发育于XVhp层,根据其在XVhp层的分布位置可分为顶部型、底部型和两期型,顶部型储层主要分布于研究区中部及东部,底部型储层主要集中于西部,而两期型储层大量发育于西北部;研究区西部和东北部储层发育较好,厚度为45~75 m,多沿断裂发育带分布,东南部储层发育较差,厚度小于30 m,距离断层更远。③利用集成学习方法计算研究区储层厚度时,采用异质集成方法中的Stacking方法进行模型运算,以基于箱线图的离群值剔除方法剔除极端数据,以交叉验证法评估模型的预测性能,得到的储层厚度与11口实钻井储层厚度的变化趋势相符,相关系数为0.74。

阿姆河右岸西部气田大斜度井安全快速钻井技术

土库曼斯坦阿姆河右岸西部气田储层为碳酸盐灰岩,其盖层为盐膏层,属于盐下气藏,用大斜度井开发时,盐膏层必然是斜井段,而大尺寸井眼、盐膏层井眼轨迹控制难度大,311.2mm造斜井段、215.9mm增斜段+稳斜段未能实现“一趟钻”完成,施工时间较长。为了提高机械钻速,缩短钻井周期,开展了井身结构优化、井眼轨迹优化、钻具组合简化、钻井参数强化、钻头及长寿命螺杆优选、固相控制和钻井液性能维护,轨迹控制的安全技术措施等方面的研究,提出了“一趟钻”钻井提速技术对策,通过现场应用,实现了311.2mm造斜井段一趟钻、215.9mm增斜段+稳斜段一趟钻完成,单井钻井周期缩短5天以上,取得较好效果,形成了一套安全快速钻井技术,对类似的盐下气藏快速钻井有一定指导意义。

土库曼斯坦阿姆河右岸卡洛夫—牛津阶裂缝特征及形成期次

土库曼斯坦阿姆河右岸地区侏罗系碳酸盐岩气藏局部储层段物性差、非均质性强,裂缝发育状况成为制约气井产能的关键因素,研究裂缝特征及形成期次具有重要意义。根据该区卡洛夫—牛津阶18口取心井岩心裂缝的观察描述结果,发现该区储层主要发育水平裂缝和低角度斜交裂缝,按裂缝之间的切割、限制、组合关系及产状特征,可识别出成岩裂缝和构造裂缝2种成因类型的裂缝,其中构造裂缝对储层发育具有重要贡献。在认识裂缝特征的基础上,利用次生石英ESR年龄标定、非定向样品声发射实验、裂缝充填物稳定同位素(碳、氧、锶)测定及流体包裹体分析等技术方法,确定构造裂缝具有3个形成期次,分别对应于燕山晚期、喜山早期和喜山中期。研究认为,喜山早期和中期的2期裂缝(或断裂)具有极其重要的通源性质,油气充注成藏始于喜山早期,定位于喜山中期。

阿姆河右岸区块碳酸盐岩岩性气藏勘探实践——以麦捷让构造区为例

土库曼斯坦阿姆河右岸区块过去的勘探工作以寻找构造圈闭为主,钻井成功率较低,其主要原因是未重视岩性圈闭在油气成藏过程中的重要作用。为此,以麦捷让构造区为例,通过对老井勘探情况的深入分析,提出了在该区广泛存在的构造斜坡带上寻找岩性油气藏的勘探理念;结合该区新采集的三维地震资料,利用三维地震属性分析技术、随机地震反演技术及叠前弹性反演流体检测技术,在构造斜坡带成功预测了一批碳酸盐岩岩性圈闭,并圈定出了气藏的分布范围,探井均获得成功,打开了该区的勘探局面。麦捷让构造区岩性气藏的勘探实践,可为阿姆河右岸区块其他类似构造带的勘探提供新的思路和方法。

阿姆河右岸基尔桑地区牛津阶生物礁储层特征及控制因素

土库曼斯坦阿姆河右岸基尔桑地区的天然气藏发育在上侏罗统牛津阶生物礁灰岩中,为弄清其礁储层发育的控制因素,进行了岩石学特征、储层物性特征、储集空间特征、储层纵横向分布特征等储层特征分析。结果表明:礁灰岩储集空间主要是溶孔、溶洞和裂缝;储层物性为中孔低渗,非均质性强;气藏储集层类型以裂缝—孔隙型为主,局部发育裂缝—孔洞型;纵向上储层主要发育在XVhp、XVa1层;平面上储层主要分布在东北部Gir22—Gir2井一带。在此基础上,确定了礁储层发育的控制因素:①沉积相控制礁体分布,确定了储层整体格局;②溶蚀作用改善了储层品质,进而控制了优质储层的分布;③构造裂缝是储集体高产富集的重要因素。最后提出:基尔桑地区丰富的油气资源证实深水斜坡上也可能发育有利的礁滩储层,该认识对于国内"优质碳酸盐岩礁滩储层基本发育于台地边缘"的观点有较大突破。

阿姆河右岸区块生物礁特征与识别方法

土库曼斯坦阿姆河右岸区块储集层以礁灰岩为主,在该储层之上发育着巨厚的膏盐岩地层,使其地震勘探的难度增大。为此,依据该区块礁灰岩的分布特点,综合测井、地质资料建立了沉积模型、储层模型和地震正演模型,分析了礁体的地球物理响应特征。利用常规测井资料和测试资料,从单井上识别礁体;引入"地震相"的研究思路,利用地震属性,对礁体平面分布进行预测;根据上覆膏盐层厚度变化、目的层碳酸盐岩厚度的变化,采用"时差厚度"法进行礁体识别,初步探索出一套适合于该区的基于叠后地震资料的礁体识别方法。利用该方法提高了生物礁的识别精度,在该区块相继发现了一批可供钻探的生物礁,钻遇生物礁的探井成功率从中方接手前的33%提高到现今的100%。

阿姆河右岸区块碳酸盐岩气藏H_2S成因与分布规律

土库曼斯坦阿姆河右岸区块内的气藏天然气中普遍含有H2S,尤其是西北部气藏H2S含量相对较高,深入研究其成因和分布规律,才能最大限度地减少和控制由此产生的危害。根据该区地质条件和天然气组分特征,结合H2S形成机理,分析认为:①天然气中的H2S主要来源于硫酸盐热化学还原反应。由于西北部卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储层顶部为石灰岩和膏盐岩互层,并直接被膏盐层覆盖,具有发生硫酸盐热化学还原反应的物质条件,故其H2S含量高;东南部无石灰岩和膏盐岩互层,且有泥岩段将石灰岩储层与上覆膏盐岩层分隔,故其H2S含量低。②H2S含量的高低整体上受沉积相带的控制。在深水高伽马泥岩分布区及开阔台地深水沉积区,H2S含量普遍较低;而在无高伽马泥岩分布区H2S含量普遍较高。③东南部较大的逆断裂破坏了高伽马泥岩层的封隔性,使H2S分布规律更复杂化。

礁灰岩储层孔隙流体敏感性参数分析——以阿姆河右岸区块生物礁储层为例

储层流体敏感性参数的分析和提取是地震资料解释、反演和储层流体识别的基础。实验室含流体样品的岩石物理参数测试是寻找储层流体敏感性参数的重要研究手段之一。根据土库曼斯坦阿姆河右岸区块油气勘探需要,选取该区卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩生物礁储层的石灰岩样品,利用MTS系统进行了岩石物理参数实验测试,通过相同测试条件下饱气和饱水岩样的测试分析,发现岩样含不同流体时地震响应特征有着明显的差异;进一步的分析结果表明:拉梅常数等参数对含气性较为敏感。同时,通过分析不同流体因子的组合,得到对含气性更为敏感的高灵敏度组合式流体识别因子。从Gassmann方程入手,分析了不同流体识别因子敏感性差异的内在机理。最后,利用实验获取的含气敏感性流体识别因子,对研究区的测井资料进行了定量交会图分析。结果表明,该方法对礁灰岩储层的气水识别有较好的效果。

土库曼斯坦阿姆河右岸区块礁滩体地震地质综合识别方法

土库曼斯坦阿姆河盆地含气储层以碳酸盐岩礁滩体为主,由于其上部发育的巨厚膏盐地层对地震信号的屏蔽作用,导致阿姆河右岸区块礁滩体存在不易识别和难以预测的难题。通过开展地震地质综合识别技术研究,形成一套包含正演模型辅助解释、古地貌恢复和地层厚度识别、非连续性地震属性提取、波阻抗反演以及等时地层切片等技术的地震地质评价方法。综合多种方法的研究成果进行互相印证和补充,明确研究区膏盐层下部礁滩体圈闭的形成条件和空间展布特征。在此基础上,对阿姆河右岸区块礁滩体的发育特征与展布范围进行预测与评价。该研究成果有助于阿姆河右岸区块钻探目标的识别与优选,使得研究区探井、评价井成功率保持在90%以上。

酸气回注--以土库曼斯坦阿姆河右岸封存场地适应性评价为例

酸气回注技术既是碳减排技术之一,又可在一定程度上缓解硫磺供需矛盾,降低酸雨发生频次,并有利于环境保护的绿色执行技术之一,因此,正日渐受到全球关注。土库曼斯坦阿姆河右岸区块是中国海外天然气的重要来源地之一,在中石油国际合作开发过程中,考虑到硫磺市场价格波动性及后续运输距离的不确定性等不利因素,与传统硫回收工艺相比,酸气回注技术值得研究与分析。限于中亚特殊地缘与环境特征,其酸气封存场地的选择尤为重要。本文参考二氧化碳封存选址原则,提出运用酸气回注的地质工程学方法,对阿姆河右岸酸气回注封存场地进行适应性评价。首先,选择适应酸气封存选址的指标,包括研究区地质构造稳定性、地震和断裂发育情况、地层压力、地温、储层孔隙度和渗透率、盖层封闭性等;然后根据区域实际地质情况,对每个指标进行权重赋值,运用层次分析法来进行盆地级评价;最后,参照利用沉积微相和更细的储层物性资料,进行了更细级别的封存场地优势带分析,为下一步工作指明方向。

成像测井在台缘斜坡礁滩微相研究中的应用——以土库曼斯坦阿姆河右岸中部卡洛夫阶—牛津阶为例

以成像测井资料为基础,开展了土库曼斯坦阿姆河右岸中部的中上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶台缘斜坡礁滩沉积微相研究。首先利用岩心、薄片等资料对成像测井进行标定,在成像测井上识别出障积礁、粘结丘、高能生物碎屑滩、低能生物碎屑滩、低能砂屑滩、礁(滩)间和斜坡泥等7种沉积微相。然后通过对不同类型沉积微相的成像测井响应特征进行研究,建立了研究区碳酸盐岩成像测井相模式,主要包括亮斑相、暗斑相、低阻交错层状相、低阻变形层状相、互层相、块状相等6类,并以此为依据进行了连续的单井成像测井相划分与沉积微相解释。最后对沉积微相与储层物性关系进行了研究,认为研究区卡洛夫阶—牛津阶储层主要为裂缝-孔隙型礁滩储层,有利于储层发育的沉积微相主要为高能生物碎屑滩、低能砂屑滩、障积礁、低能生物碎屑滩和粘结丘,礁(滩)间和斜坡泥微相的岩性相对较致密,储层一般不发育。

土库曼斯坦阿姆河右岸巨厚盐膏层钻井液技术研究与应用

土库曼斯坦阿姆河右岸盐膏层平均厚度达750m,最厚达1100m,具有埋藏深、非均质、盐岩与石膏互层等特点。部分构造存在高压盐水层并含硫化氢,压力系数最高达2.30。要确保钻井工程的顺利实施,应针对性地从钻井液体系选择、处理剂优选和抗盐膏污染能力评价等方面开展研究。56口井现场应用证明,研究的高密度(欠)饱和盐水钻井液性能优良,能够满足巨厚盐膏层安全钻井的要求,突破了过去长期困扰该地区钻井的技术"瓶颈",为阿姆河右岸盐下气田100%钻井成功率提供了重要的技术保障。

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。

阿姆河右岸地区侏罗系海相烃源岩生烃潜力

阿姆河右岸地区侏罗系发育三种类型的烃源岩,其有机质丰度均不相同,上侏罗统海相高伽马值泥岩的最高,其次为海相泥灰岩,中下侏罗统海陆过渡相煤系泥岩相对偏低,烃源岩的等级分别属于好烃源岩、中等烃源岩和中-差烃源岩.对比表明,这三种烃源岩的有机质丰度高于中国含油气盆地的同类型烃源岩,说明盆地具有油气生成的较好物质基础.本区海相烃源岩干酪根微组分中腐泥组含量高,但干酪根中氢原子含量低,有机质主要来源于藻类等低等生物.根据干酪根H/C 原子比、氢指数IH和碳同位素啄13C三项指标判断,上侏罗统海相烃源岩属于域-芋型母质.上侏罗统高伽马值泥岩和泥灰岩已达生烃高峰阶段（Ro大多在0.8%耀1.3%）,有利于常规油、凝析油和湿气的生成,总烃/有机碳已达到15.88%18.4%,接近域型烃源岩液态烃的产烃率,说明侏罗系海相烃源岩具有较高的生烃能力.

土库曼斯坦阿姆河右岸地区断裂特征及其控藏作用

钻井和地震剖面解释资料表明,土库曼斯坦阿姆河右岸地区发育了早期基底正断层、晚期盐下逆冲断层与盐上走滑断层及长期活动断层。早期基底正断层是由海西-印支伸展构造运动形成的,发育在古隆起构造带边缘;晚期盐下逆冲断层与盐上走滑断层是喜马拉雅挤压构造运动形成的,发育在盐膏岩厚度大、挤压应力强的地区;长期活动断层是早期基底正断层在喜马拉雅期挤压构造运动中继续活动形成的,发育在盐膏岩厚度薄、挤压应力弱的地区。早期基底断裂控制了烃源岩的分布,晚期盐上断裂未破坏盐膏岩盖层保存条件,晚期盐下断裂提供了圈闭条件,长期活动断裂破坏了盐膏岩盖层保存条件,对油气聚集不利。

阿姆河右岸B-P气田群综合治水关键技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B-P气田群地质条件复杂、气水关系复杂、产量高,气水矛盾日益凸显,直接影响气田稳产和安全生产。针对该气田群的非整装特性,为解决气井出水问题,开展出水机理和治水相关研究,制定了适用于气田群的控、找、堵、排综合治水技术对策,同时形成了适用于单井的"一井一策"治水指导原则和与单井治水配套的控、找、堵、排单项工艺技术及工艺技术组合。目前治水已初见成效,通过理论计算和工艺优化,将XX-204D井配产由30×104m^3/d进一步降至20×104m^3/d,成功实现无水稳产试采70d;给出了适用于该气田群大斜度开发井的连续油管+Flow Scanner测井仪器的找水工艺,并根据大斜度井在趾端、中段、跟端不同出水位置给出了适用的堵水工艺,对于探井转开发井的直井底水上窜,则直接封堵出水层位;根据B-P气田群气井水产量的不同给出了单井排水采气方案。通过上述研究与工艺方案的实施,形成了适用于阿姆河B-P气田群的综合治水关键技术。

阿姆河右岸气藏主控因素

阿姆河盆地是中亚地区含油气丰富的沉积盆地，阿姆河右岸是中亚地区主要气源地。近十年来，研究区科研攻关成果显著，但对天然气成藏研究仍然不足，其主控因素尚不明确。为寻找阿姆河右岸项目下一步有利勘探目标，对研究区气藏进行剖析，重点分析构造及岩性气藏主控因素。综合利用地球物理解释、天然气成藏及沉积分析、圈闭及储层评价和单井产能分析等方法，认为阿姆河右岸气藏主控因素主要分为构造和沉积2方面。其中构造因素包括基底古隆起控制圈闭分布、断层为重要的油气运移通道和新近纪以来的构造事件使油气再分配，沉积因素包括膏盐岩有效遮挡是必要的封盖条件、生物礁滩体控制高产气井分布和储层类型影响气水界面及气藏类型。不同类型气藏由一种或几种主要因素控制，使气藏具有呈团块状聚集、带状分布的特点。

土库曼斯坦阿姆河右岸井漏现状及治理对策

阿姆河右岸盐下气田地质复杂，钻井难度高、风险大。前苏联和土库曼斯坦在该区块钻井事故频繁、钻探成功率极低。2008年以来，川庆钻探土库曼斯坦分公司在阿姆河右岸已完钻36口井，钻井成功率100％．取得了巨大成功。但仍然出现了不少复杂，其中以井漏复杂尤为严重。根据阿姆河右岸实钻情况，对井漏和堵漏进行综合分析认为：储层裂缝发育、压力系数低（A区）和部分井使用密度偏高是引起井漏的主要原因。影响钻井工程进度的主要井漏因素是大裂缝～洞穴恶性井漏和长段低压高含硫孔隙性漏失，针对性地采用隔离液一固化类堵漏剂堵漏和低密度钻井液强钻-承压堵漏是对付该区块复杂并漏的有效措施。

阿姆河右岸区块盐下地震资料叠前保幅高分辨率处理

土库曼斯坦阿姆河右岸地区地表大部分被沙漠、戈壁覆盖,目的层卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩上覆的巨厚膏盐层对地震波高频成分能量吸收比较严重,采用常规方法处理的地震资料分辨率一般较低。为此,在分析CRP道集有效高频成分的基础上,采用共反射面元叠加进行保幅去噪,在去噪的道集数据上分析有效低频和高频信息的可靠性,拓宽地震信号的有效频带,使地震资料的振幅谱在有效频带范围内接近反射系数的振幅谱,从而提高了地震资料的分辨率。对比发现,高分辨率资料比常规资料频带展宽20Hz以上,主频提高15Hz以上,信噪比得到了明显提高,能有效分辨目的层内厚10m左右的薄储层,为构造精细描述和储层横向预测提供了较好的地震资料。