玛湖凹陷风云1井陆相深层页岩气勘探突破及其油气地质意义

二叠系风城组是玛湖凹陷主力烃源岩和勘探层系,落实深层—超深层页岩油气潜力对玛湖凹陷勘探具有重要指导意义。基于风云1井风城组页岩气发现及前风城组油气勘探成果,系统分析该井的岩性发育特征、烃源岩成烃条件和储层条件,明确玛湖凹陷风城组页岩油气系统中页岩油、气分布序列特征及油气地质意义。研究表明,风云1井风城组岩性主要为盐岩、页岩与粉—细砂岩等;风城组烃源岩有机质丰度总体较低,其中风一段烃源岩最为发育,平均有机碳含量达1.06%;储层整体致密,孔隙度平均为4.65%,其中云质页岩和灰质砂岩储集性能较好。此外,随深度增大玛湖凹陷风城组具有完整的由页岩油、页岩油气到页岩气的演化规律。前风城组油气来源于超深层的另一油气系统,应是下一步勘探的重要领域之一。

玛湖凹陷玛页1井风城组页岩油地质甜点优选

玛湖凹陷风城组属于具有物源多、岩性复杂、整体含油、甜点分散等特征的混积型碱湖沉积,为了对页岩油进行高效勘探和开发,需要对页岩油地质甜点优选。以高压压汞、岩石热解等实验结果为基础,对玛页1井风城组储集层及其页岩油可动性等进行评价,构建页岩油地质甜点优选模型,评价页岩油地质甜点垂向分布特征。结果表明:孔隙度、总有机碳含量、脆性矿物含量和游离烃含量与100倍总有机碳含量之差分别是评价风城组储集层储集性能、含油性、脆性和页岩油可动性的参数;利用4个参数构建页岩油地质甜点优选模型,玛页1井风城组一类、二类和三类页岩油地质甜点的页岩油甜点因子分别为大于0.2823、0.0111~0.2823和小于0.0111;玛页1井风城组一类页岩油地质甜点主要分布在风二段上部和风三段,岩性以泥岩和白云质泥岩为主。

四川盆地PT1井区海相地层工程地质特征研究

PT1井区超深海相地层钻井过程中气侵和井漏频发,严重制约该区块的安全高效开发。文章基于有效应力法,利用最优化方法开展了海相地层孔隙压力评价;结合断层和裂缝发育程度探讨了PT1井区气侵和井漏纵横向分布特征。结果表明,受异常高压和裂缝发育程度的双重影响,气侵主要发生在龙潭组,占比达40%;井漏主要发生在筇竹寺组和灯影组,占总漏失量的80%以上。气侵与异常压力、裂缝发育程度、断裂情况等因素有关,异常高压是气侵内在的原因,而断裂带和发育的构造裂缝为气侵提供了必要条件。井漏层位和漏失量主要受一、二级大型断裂带控制,不同断裂带的影响具有显著的叠加效应,断裂带附近发育的构造裂缝为漏失提供了通道,距离F I7断裂越近越易出现漏失,且漏失量越大。研究成果为PT1井区钻井过程井下复杂预防和处理提供了科学支撑。

塔西南山前地区柯克亚周缘叶探1井油气勘探重大突破及意义

塔西南山前西昆仑冲断带柯东构造带叶探1井在二叠系普斯格组获得重大突破,标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料,根据野外露头、钻井、地震等综合研究,对柯克亚周缘二叠系普斯格组的成藏条件进行再认识。研究认为,研究区内二叠系普斯格组发育陆相湖泊—三角洲沉积体系,上段发育半深湖—深湖相烃源岩,面积1.0×10^(4)km^(2),厚度最大达到800m,集中段有机质丰度为0.92%~1.16%,以菌藻类生源为主,有机质类型主要为Ⅱ型,有机质丰度高;普斯格组下段发育三角洲前缘、滨浅湖沙坝优质砂岩储层,砂体厚度为42.5~63m,砂地比为27%~47%,是一套分布较广的区域性储层,与普斯格组上段泥岩组成优质储盖组合;柯克亚周缘发育印支期、喜马拉雅期两期构造变形,古生界叠瓦冲断、强烈逆掩叠置,圈闭成排成带,喜马拉雅期进一步挤压抬升改造,局部复杂化,形成的叠瓦冲断带为勘探有利区。根据普斯格组天然气干燥系数分析,折算Ro为1.31%~1.42%,与下盘烃源岩成熟度相当,表明油气来自下盘逆掩叠置烃源岩,经历早油晚气的成藏过程,成藏具有“逆掩叠置下盘供烃、下生上储、断裂输导”的特点。综合分析认为该地区二叠系普斯格组圈闭成排成带分布,已发现圈闭9个,面积301km^(2),天然气资源量约为2930×10^(8)m^(3),凝析油资源量约为2×10^(8)t,具有较好的勘探前景。

SDTK1井钻铤接头二次上扣特性分析与井下等效冲击扭矩预测

基于8"(203.2mm)钻铤接头三维弹塑性有限元模型,分析复杂载荷条件下NC56钻铤接头内、外螺纹的受力特征和井下二次上扣特性,通过有限元分析,根据接头内、外螺纹台肩处相对偏移量计算井下等效冲击扭矩,形成井下等效冲击扭矩的预测模型,利用塔里木盆地GT1井井下实测结果验证该模型正确性,并应用于中国第1口超万米特深井——深地塔科1井(SDTK1井)。结果表明:复杂载荷作用下钻铤接头应力分布不均匀,台肩处和靠近台肩的螺纹牙处vonMises应力水平相对较高;对于按API(美国石油学会)标准上扣的203.2mm钻铤接头,当井下等效冲击扭矩超过65 kN·m时,钻铤接头的上扣预紧平衡被打破,钻铤接头发生二次上扣;随井下等效冲击扭矩的增大,内、外螺纹台肩处相对偏移量增加。SDTK1井井下存在较大冲击扭矩,井下载荷环境复杂,需要采用双台肩钻铤接头以提高接头的抗冲击扭矩能力或优化作业参数来降低井下冲击扭矩,从而有效防止钻具失效。

伊宁1井和伊宁2井井水温梯度测量及结果分析

通过对喀什河断裂带上、下盘的伊宁2井和伊宁1井进行水温梯度测量和水样水化学分析,结合区域地质资料和井孔柱状图,分析两口观测井的水温梯度变化特征及影响因素。结果表明,伊宁1井水温变化以地温控制为主,伊宁2井水温受补给水源水温和地温的综合影响;伊宁1井地下水的水岩反应程度和循环深度均高于伊宁2井,不同水岩反应程度和循环深度的补给水源会在一定程度上影响观测井的水温梯度变化。地层裂隙发育程度和含水层分布情况是导致水温梯度表现出复杂变化特征的主要因素,伊宁2井所处区域岩体相对破碎,裂隙发育,水温梯度波动大;伊宁1井所处区域岩体相对完整,水温梯度相对稳定。

2021年玛多7.4级地震聊古1井同震响应特征分析

整理了聊古1井流量、水位、水温和水化学离子含量等流体测项在2021年青海玛多7.4级地震中的同震响应变化特征。结合聊古1井的构造背景,分析了同震变化的影响因素,初步探讨了同震变化机理。结果表明:聊古1井流量、水位及水温等流体测项在青海玛多7.4级地震发生后呈阶升型同震变化,井水离子含量也出现较大波动,明显高于背景值。本次青海玛多7.4级地震的流体同震响应特征表明聊古1井对远场地震反映灵敏,具有良好的映震效能。

塔里木盆地西南部晚白垩世——早古新世沉积环境演化:来自皮山PBX1井的地化证据

【研究目的】白垩纪与古近纪之交发生过地质历史上重大的灾变和异常事件,致使K/Pg界线成为全球最重要的地质界线之一。通过对塔里木盆地晚白垩世—早古新世沉积环境的研究,有助于重建特提斯北部盆地群塔里木盆地的古环境。【研究方法】本文通过塔里木盆地西南部PBX1井岩心的地球化学元素敏感指标研究K/Pg上下环境的变化。【研究结果】晚白垩世晚期古气候属于干热型,早古新世呈现短暂温湿型。古盐度由晚白垩世正常海洋环境向早古新世半咸水、海陆过渡盐湖环境转换,K/Pg界线位置处,古盐度达到最低值。氧化-还原环境由晚白垩世富氧→贫氧的弱氧化-弱还原环境经历了K/Pg事件之后短暂向早古新世富氧环境转化,而后整体上由贫氧的弱氧化-弱还原环境向极贫氧的还原环境演化。【结论】PBX1井地球化学元素敏感指标揭示了中生代—新生代之交灾变异常事件在塔里木盆地响应特征,也是特提斯洋北部盆地群晚白垩世—早古新世沉积环境演化的有效证据。

雪峰地区牛蹄塘组海相页岩脆性特征及影响因素——以湘张地1井为例

【研究目的】开展页岩储层脆性评价对页岩气勘探开发中的有利层段优选具有重要意义。【研究方法】基于矿物组成、地球物理测井、岩石力学实验与裂缝发育程度等基础资料,采用矿物组分法与基于地球物理测井的岩石力学参数法对雪峰地区牛蹄塘组海相页岩的脆性特征进行分析与评价,并以此探讨页岩脆性的影响因素。【研究结果】基于石英、长石、黄铁矿和碳酸盐含量的脆性矿物组分法对该区牛蹄塘组页岩脆性的评价最为适用,以区内湘张地1井为例,页岩脆性指数为59.2%~93.8%,平均值74.4%,受沉积环境、成岩演化、埋深、构造作用等因素共同影响。【结论】稳定的深水陆棚-盆地相沉积环境与晚成岩演化阶段决定牛蹄塘组页岩脆性整体较高,该环境下生物成因的硅质、黄铁矿等脆性矿物较为富集,并受沉积时水体深度变化影响自下而上呈现先升高后降低、整体逐渐降低的含量变化趋势,导致页岩脆性及天然裂缝发育程度具有相似的纵向变化规律,三者之间相辅相成;同时,此类脆性矿物与有机质含量具有良好的正相关关系,其对页岩脆性的贡献远大于有机质本身对塑性的加成。此外,岩石力学参数与脆性指数之间的相关性表明,杨氏模量在该区牛蹄塘组页岩脆性评价中的权重高于泊松比。

上扬子地区新地1井五峰组—龙马溪组下段高分辨化学层序地层学与页岩气关系分析

【研究目的】本文旨在综合地球化学、高分辨层序地层学理论和方法,探索厚层页岩地层划分对比的化学层序地层新方法,建立上扬子地区新地1井五峰组—龙马溪组下段高精度化学层序地层格架,为研究区页岩气勘探提供科学依据。【研究方法】本研究利用上扬子地区新地1井的岩心、测井及样品分析测试资料,优选出陆源输入强度相关元素组合、自生沉淀强度相关元素组合、有机质吸附及还原强度相关元素组合作为指标体系,进而划分四级化学层序地层。【研究结果】新地1井五峰组划分为LCW层序,龙马溪组下段自下而上细分为MCL1-1、MCL1-2、MCL1-3、MCL1-4四级层序。陆源输入强度相关元素组合总量在层序界面附近相对较高,而最大海泛面附近相对较低;自生沉淀强度及有机质吸附及还原强度相关元素组合总量在层序界面附近相对较低,而在最大海泛面附近相对较高。【结论】不同地化指标体系代表了不同的成因意义,陆源碎屑输入强度和自生沉淀强度越小、有机质吸附及还原强度越大的沉积环境有利于页岩中有机质富集,其旋回性变化对区域海平面变化有相应响应,具有区域一致性,是区域地层对比的重要依据和有力手段。

塔里木盆地东北地区下寒武统烃源岩发育模式——以塔东1井为例

塔里木盆地早寒武世发育了一套富有机质黑色泥岩,是盆内重要烃源岩之一。目前对这套烃源岩在塔西北地区的研究较多,然而塔东北区研究程度相对薄弱。通过对塔东1井下寒武统泥岩进行矿物学和地球化学特征实验研究,基于实验结果分析了寒武系烃源岩形成主控因素,建立了这套烃源岩发育模式,并对比了其与塔里木盆地其他区烃源岩的差异。塔东1井下寒武统发育硅质泥岩和钙质泥岩;Al2O3、TiO2、Zr及总稀土元素含量较低,Lan/Ybn显示重稀土富集特征,表明受陆源碎屑影响较小;Cd/Mo与Co×Mn及TOC与地化图解显示塔东北地区广泛受上升洋流作用影响;样品整体TOC较高,均值达到3.52%,结合P2O5及生物成因硅含量特征,表明下寒武统泥岩具有较高有机质生产力,其中下部生产力极高;U、V及Mo远高于后太古界澳大利亚页岩(PAAS),有机碳与磷的比值(Corg:P)均值为242,表明该区早寒武世水体处于还原环境。结合区域构造演化,认为塔东北区下寒武统烃源岩受古地貌、海平面、上升洋流等多方面因素影响;塔里木盆地不同地区下寒武统烃源岩主要在沉积相带及受热液影响这两方面存在差异。

南华北盆地太康隆起地热调查尉热1井钻井技术

尉热1井是河南省国土资源厅在南华北地区太康隆起西段部署的一口地热调查井,设计井深3000 m,完钻井深3306.80 m,是南华北地区深度最大的地热井。区域内构造发育,且缺乏邻井参考资料,地热地质研究程度较低,所钻遇地层复杂,施工中易出现坍塌、掉块等孔内复杂情况。通过优选钻探设备、钻进参数选择、钻井液体系等措施,保障了钻井工程的顺利实施,为该地区深部地热钻探施工提供了借鉴和指导作用。对实物岩心资料、物探测井数据、降压试验数据等分析,获取了热储层厚度、岩性、孔隙度、渗透率、单井涌水量、出水温度等参数,揭示了该区深部热储发育特征及开发潜力,为今后地热勘探开发提供了指导方向。

元深1井超深井钻井提速关键技术

元深1井是部署在川北低缓构造带上的重点探井,钻井过程中面临地层压力体系复杂、井眼易坍塌、钻井液易漏失、陆相地层研磨性强、井控风险高等技术难题。根据地质特征,借鉴邻井钻井经验,应用泡沫钻井技术,提高浅部地层大尺寸井眼机械钻速;应用“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”和“旋冲钻具+混合式钻头”提速技术,解决陆相高研磨性地层机械钻速低的难题;应用耐高温防漏堵漏钻井液,配套“高效PDC钻头+大扭矩螺杆”提速技术,实现海相多压力体系复杂地层安全快速钻进;用微心PDC钻头钻进目的层,在满足岩屑录井需要的同时,提高了钻井效率。该井顺利钻至井深8866.00 m完钻,创中国石化四川盆地直井井深最深纪录,为四川盆地超深井钻井积累了经验。

准噶尔盆地玛页1井风城组生物标志化合物及其对古环境和生烃生物的指示

新疆准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷风城组是盆地内最重要的烃源岩之一,目前发现的周缘油田大多与这一套烃源岩有关。然而,玛湖凹陷风城组烃源岩的有机质大多被改造成无定形体,尤其是大量藻类原始生物结构都已被破坏而无法鉴定,导致其生烃生物尚不明确。生物标志化合物可以为探索风城组烃源岩生烃生物及古环境背景提供一定的指示信息。本研究选取玛湖凹陷西北缘第一口对风城组全取心的玛页1井岩心利用气相色谱–质谱(GC-MS)技术,通过对正构烷烃、类异戊二烯烃、藿烷及甾烷等进行分析,探索风城组沉积时期的生物组成及古环境特征。结果表明,玛页1井风城组烃源岩碳优势指数(CPI)与奇偶优势(OEP)均在1附近,不具有明显奇偶优势;Ts/(Ts+Tm)、C_(29)20S/(20S+20R)甾烷及重排甾烷/规则甾烷等指示的成熟度略有不同,但总体处于低成熟–成熟阶段;遭受了低–中等程度的生物降解,各层段生物降解程度差异不明显;姥鲛烷/植烷(Pr/Ph)值为0.44~0.82,呈现出明显的植烷优势;高伽马蜡烷丰度和Pr/n-C_(17)与Ph/n-C_(18)的关系,指示风城组沉积于具有明显水体分层且盐度较高的还原–强还原环境中。正构烷烃的碳数分布广,呈低碳数占优势的单峰型;三环萜烷丰富,藿烷以C_(29)和C_(30)为主,升藿烷呈C_(31)>C_(32)>C_(33)>C_(34)>C_(35)正常降序分布;C27~C_(29)规则甾烷呈现C_(28)和C_(29)占优势的特征;甾烷含量普遍高于藿烷含量;β-胡萝卜烷含量高,2-甲基藿烷指数低,说明生烃生物以耐盐藻类为主。

深地塔科1井钻井设计关键技术

深地塔科1井设计井深11100 m,预测井底温度213℃,预测地层压力133 MPa,钻井作业面临超深、超高温、超高压、高含硫“三超一高”的极端恶劣井况。通过开展地质工程一体化研究,确定了火成岩、膏盐岩及碳酸盐岩内裂缝的分布规律及其所带来的工程风险,在实现地质目标的前提下进行了井位优化,以降低工程施工难度。在地质工程一体化研究和五压力剖面预测的基础上,充分考虑深部地层地质、工程风险,设计了五开井身结构;开展了超深井套管设计及校核,除考虑套管抗拉强度、钻机承载力外,模拟计算了井口工具对超长超重套管的作用力,避免了套管下入过程中发生塑性变形;钻具组合设计时,充分考虑了水力学参数及振动的影响,在最优钻井参数范围内实现安全钻进和提速。现场施工进展表明,深地塔科1井钻井设计关键技术能够解决面临的系列钻井技术难点,实现万米钻探工程目标。

黔东北地区震旦系-寒武系黑色页岩含气性分析——以铜页1井为例

雪峰隆起西缘作为晚抬升型基底隆起带,寒武系牛蹄塘组经历深埋藏的持续时间相对较短,有机质演化程度普遍有利于页岩气保存,具有良好页岩气资源潜力。本文以黔东北地区铜页1井为例,通过分析寒武系牛蹄塘组和震旦系老堡组纵横向黑色岩系总有机碳含量、有机质成熟度、沉积厚度、优质页岩厚度等数据变化,探讨各参数与含气性差异的关系。基于对铜页1井的分析结果表明:牛蹄塘组富有机质页岩厚约56 m,TOC含量平均为4.49%;Ro平均值3.35%,总体达过成熟阶段;干酪根类型均为Ⅰ型,生烃潜力较好。脆性矿物含量>50%,储层孔隙度平均为0.81%,渗透率平均为0.37×10^(-3)mD,均较低,属于低孔超低渗储层。页岩孔隙多以孤立的不规则状溶蚀孔为主,有机质孔保存较差,孔隙连通性差。含气性测试显示,牛蹄塘组含气量总体较低,最高仅0.07 m^(3)/t,老堡组含气量最高仅0.33 m^(3)/t,老堡组含气性较牛蹄塘组相对更好。研究表明,牛蹄塘组有机质热演化程度越高,有机质孔及溶孔数量越少,储层连通性越差;储层岩性致密,缺乏可容空间,是牛蹄塘组含气性弱的主要因素。老堡组具有相对较好的页岩气显示,可能是牛蹄塘组底部的有机质受成岩后期改造,页岩气沿裂缝集中保存所致,具备一定的研究和开发利用价值。

石泉煤矿瓦斯地面抽采治理先导1井精细化排采管理实践

精细化排采是煤层气排采的一种管理实践。精细化排采管理是在排采过程中有效应用排采生产数据,进行科学合理的生产管理,达成提高排采产量的目标。瓦斯地面抽采时,煤矿开采导致地层能量降低,套管压力下降快,需要精细化排采管理技术来保障地面瓦斯抽采井获得预期产量并形成稳产。以石泉煤矿瓦斯地面抽采先导1井为例,在研究井区构造、埋深、地层压力的基础上,对比煤矿与周缘盆地煤层气开采区地质特征,解剖先导1井压裂改造特征,对先导1井阶段排采过程开展精细化排采管理制度研究,为后期先导试验井组及大规模地面抽采管理提供技术参考,形成了先导1井精细化排采管理技术。分5步划分先导1井排采阶段:1)明确先导1井排采实现日产400 m^(3)超过30天的目标;2)认清先导1井煤层气禀赋特点及地层严重欠压的事实;3)开展煤层气井排采气水两相流演化特征研究;4)划分先导1井“平衡产水阶段、控制井底流压不放气阶段、稳定提产阶段、稳定产气阶段、衰减阶段”的排采阶段管理预案;5)通过控制井底压力来平衡排采各阶段地层压力,确定临界解吸压力,确定出水点、解吸点、放气点和稳产点等四大关键点。建立了各排采阶段可能出现紧急情况应对措施库;合理设置现场组、研究组和决策组3个工作组及制定排采生产管理流程。全过程排采生产管理流程的实时反馈和联动决策机制促成先导1井在2个月内实现日产气量从100 m^(3)、200 m^(3)、400 m^(3)到600 m^(3)的阶梯式提升和日产气1041 m^(3)的产量突破。精细化排采管理是先导1井阶段瓦斯地面抽采治理获得预期效果的关键。煤矿开展大规模瓦斯地面抽采,形成排采管理预案、建立紧急情况应对措施库、制定完整排采生产管理流程的精细化排采管理是保障排采过程正常运行,实现预期的重要技术保障。

泡碱处理粘卡在皖亳地1井的应用

当钻柱贴靠井壁时,在钻井液液柱压力与地层压力的压力差作用下,易发生粘附卡钻,给后续钻井施工带来挑战。本文分析了基于粘土的低固相钻井液体系泡碱解卡机制,探讨了不同浓度氢氧化钠溶液对滤饼的影响,结果显示:随时间变化OH^(-)与Ca^(2+)等结合对滤饼作用呈现递增趋势,同等条件下6%浓度氢氧化钠溶液对滤饼“消融”效果优于其他浓度。通过处理皖亳地1井粘卡效果表明,泡碱处理基于粘土的低固相钻井液解卡相比泡酸、泡油快速有效,同时能够减少对后续钻井液干扰,降低钻井成本。该经验可对同类粘卡处理提供借鉴作用。

鹤峰地区中上二叠统海相页岩储层非均质性特征——以HD1井为例

以鹤峰地区参数井HD1井为例,通过有机地球化学测试、全岩矿物X衍射、扫描电镜、高压压汞、等温吸附以及现场解吸等实验分析,对湘鄂西褶冲带鹤峰地区中上二叠统孤峰组—大隆组海相页岩的非均质性展开了系统分析。结果表明:中上二叠统孤峰组—大隆组海相页岩主要发育硅质、混合质、钙质和黏土质4类页岩岩相。受岩石相控制,不同岩相的宏观构造裂缝线密度差异较大,且发育不同类型、不同尺度的微观孔缝结构。位于孤峰组和大隆组下部的硅质页岩相有机碳含量高,具有较大的比表面积和总孔体积。渗透率参数指标极差、突进系数和变异系数显示大隆组混合质页岩相和钙质页岩相的层内非均质性较弱,硅质页岩相的层内非均质性强;下窑组和孤峰组不同类型岩相均表现出较强的层内非均质性特征。孤峰组—大隆组页岩生气能力和储集能力的非均质性致使不同类型岩相含气性亦具有较强的非均质性。总体上,有机碳含量高,脆性矿物、宏观裂缝、微观有机孔及矿物内部微裂隙较发育,储集物性好、解吸气含量高的层段均位于孤峰组和大隆组下部的硅质页岩相。

精细控压钻井技术在乐探1井应用与实践

乐探1井是新疆油田公司在准噶尔盆地南缘部署的一口超深重点探井,井深7050m,5开井身结构。该井首次钻达吐谷鲁背斜构造下组合,5开井段上部地层压力系数为2.46,下部地层漏失压力系数为2.42,为负压力窗口。该井采用堵漏承压与集中排水相结合,多梯度浆柱结构起钻,近平衡、欠平衡多种钻进方式等精细控压工艺实现了控压钻井、控压完井作业的安全。介绍了乐探1井精细控压钻井的施工过程及取得成果。