Practice and theoretical and technical progress in exploration and development of Shunbei ultra-deep carbonate oil and gas field,Tarim Basin,NW China

In this review on the exploration and development process of the Shunbei ultra-deep carbonate oil and gas field in the Tarim Basin, the progress of exploration and development technologies during the National 13th Five-Year Plan of China has been summarized systematically, giving important guidance for the exploration and development of ultra-deep marine carbonate reservoirs in China and abroad. Through analyzing the primary geological factors of “hydrocarbon generation-reservoir formation-hydrocarbon accumulation” of ancient and superposed basin comprehensively and dynamically, we point out that because the Lower Cambrian Yuertusi Formation high-quality source rocks have been located in a low-temperature environment for a long time, they were capable of generating hydrocarbon continuously in late stage, providing ideal geological conditions for massive liquid hydrocarbon accumulation in ultra-deep layers. In addition, strike-slip faults developed in tectonically stable areas have strong control on reservoir formation and hydrocarbon accumulation in this region. With these understandings, the exploration focus shifted from the two paleo-uplifts located in the north and the south to the Shuntuoguole lower uplift located in between and achieved major hydrocarbon discoveries. Through continuing improvement of seismic exploration technologies for ultra-deep carbonates in desert, integrated technologies including seismic acquisition in ultra-deep carbonates,seismic imaging of strike-slip faults and the associated cavity-fracture systems, detailed structural interpretation of strike-slip faults, characterization and quantitative description of fault-controlled cavities and fractures, description of fault-controlled traps and target optimization have been established. Geology-engineering integration including well trajectory optimization,high efficiency drilling, completion and reservoir reformation technologies has provided important support for exploration and development of the Shunbei oil and gas field.

关于塔里木盆地深层油气藏高效开发的实践与思考

塔里木盆地走向深层领域,油气藏的复杂性和高投资成本给经济开发带来了极大的挑战。从油气藏成藏、成储角度出发,重点总结了深层油气成藏条件、储集空间类型、储集体内部结构和烃组分变化4个维度的复杂性和特殊性,深入讨论了目前制约深层油气藏高效动用、提高采收率、开发经济性的3个核心问题及其对策,由此提出解决这些核心问题的4个攻关方向:①近源“生输储盖”组合下的油藏特征预测方法;②深层缝洞保存的量化参数表征方法;③分隔缝洞体边界及内部连通性表征方法;④建立超深层领域全生命周期经济评价体系和差异化开发策略。上述的思考和对策为高效开发深层、超深层碳酸盐岩油气藏、保障国家能源安全提供了借鉴性的意见和建议。

塔里木盆地顺北油气田少井高产地质工程一体化做法与关键技术

塔里木盆地顺北油气田埋藏深度为7300~9000m,脆性地层破碎形成的缝洞型储层沿高陡走滑断裂带发育,断裂破碎带内部非均质性极强,且流体性质差异大。面对这类超深复杂的断控缝洞型油气藏,高效成井面临世界级挑战,单井费用高,效益开发难度大,没有现成的经验、技术可借鉴。顺北油气田以项目管理为抓手,建立了独有的“五有五提升”地质工程一体化管理模式,创新形成了“少井高产”七要素关键技术。近几年,少井高产地质工程一体化实现了质的飞跃,落实了4号、8号断裂带2个亿吨级资源阵地,新增石油探明储量为1.53×10^(8)t、天然气探明储量为1620×10^(8)m^(3),4号断裂带共部署井位20口,两年建成了130×10^(4)t油当量产能阵地。与2016年开发动用的1号断裂带相比,高产井成功率提升了35%、单井产能提升了316%、单井发现探明储量提升了55%,实现了高效勘探,效益开发,其经验对其他同类型油藏开发具有较好的借鉴意义。

顺北油气田二叠系火成岩钻井技术研究与应用

塔里木盆地顺北区块二叠系火成岩地层厚度大、硬度高、裂缝发育、非均质性强,导致机械钻速低与堵漏耗时长,相比邻区平均钻井周期增加达1.5倍。近几年,通过持续强化钻井液堵漏技术与优选高效钻井工艺,漏失量与堵漏时间逐步缩短,钻井指标逐年提高。本文分析了影响堵漏时间长与机械钻速低的主控因素,提出堵漏浆中加入竹纤维、变形颗粒以改善堵漏工艺技术,明确了冲击工具的适用条件,优选攻击性与抗冲击性的PDC钻头,改进混合钻头结构以及配套大扭矩、长寿命螺杆等技术对策,提速降本成效显著,为加快顺北油气田的高效勘探开发提供了指导。

顺北油气田“深地工程”关键工程技术进展及发展方向

为推动超深层油气资源开发,总结了顺北油气田的关键工程技术进展情况,该油气田研究形成了地质工程一体化、井身结构设计方法、破碎带垮塌防治技术、井眼轨迹与地质甜点优化技术、储层保护技术及超深超高温定向技术等钻井关键技术,高精度应力场反演算法、高性能酸压液体、工具–暂堵复合分段改造技术和高效支撑技术等完井关键技术,采油气管柱安全经济决策技术、经济效益配产优化、油气藏开发一体化方案设计和深层泡沫调驱、堵水技术等采油关键技术,构建了超深层开发工程技术体系。指出下一步的技术攻关方向,需聚焦于提高储量动用率的钻井技术、深井高效智能完井技术和深层油气藏提高采收率技术,以实现更低丰度储量区的高效开发,拓展油气藏类型,形成可持续发展的深层油气开发新局面。

超深断控储集体储层连通性的地震描述方法

新疆塔里木盆地顺北地区发育埋藏深度超7000 m的碳酸盐岩断控缝洞储集体,储集体内部非均质性强,地震资料成像精度无法分辨和识别储集体内部储层结构。在无井或井之外储集体连通性无法描述的条件下部署井位,导致同一连通单元钻井数量过多,或钻井直接命中主体规模性储集体概率低,增加大型酸压作业导致勘探开发成本增加,制约了超深碳酸盐岩断控缝洞储集体油气藏高效勘探开发。针对现有碳酸盐岩断控储集体储层连通性识别描述方法应用范围存在的不足,提出了一种适用于超深领域无井区域的碳酸盐岩断控储集体储层连通性地震描述方法。首先应用地震最大似然属性及门槛值,结合属性井震标定或地质规律认识,通过三维雕刻获得断控储集体的空间轮廓。其次在断控储集体空间范围内通过地震均方根速度获取同一海拔深度任意两点的地层压力,比较这两点的压力差从而判断该两点之间储层是否具有连通性。这种利用同一个连通缝洞单元内同一深度地层压力相等原理描述储集体连通性的方法经生产验证是有效适用的,能够为其他地区相似地质目标的储层内部连通性判别提供可实施的技术流程和方法借鉴。

顺北油气田超深井目的层测井施工技术探讨

针对顺北油气田超深井目的层测井免测率高、资料获取率低的情况,分析测井存在的难点,主要有以下四个方面:井漏造成测井井控风险高、测井仪器性能不满足施工条件、无配套测井井控操作规程以及无配套漏失井测井工艺。针对难点,从施工前准备、井控措施及测井工艺三方面着手,施工前做好井眼准备及测井施工方案准备,施工期间制定有针对性的井控应急预案,并引入仪器性能高、井控风险低的直推存储式工艺。实践表明,采用直推存储式工艺及配套方案,顺利完成了顺北油气田近100井次目的层的测井施工,测井资料获取率从2017年的31.25%提升至2022年的93.80%,为顺北油气田的地层认识与储层评价提供了可靠的测井资料保障,有助于加快油田勘探开发进度。

顺北油气田特深井钻井关键技术现状与发展建议

顺北油气田资源储量丰富,但油气埋藏深,储层具有超深、高压、超高温特点,被公认为钻完井的“世界禁区”。因此,探索适用于顺北油气田特深井的高效钻井技术系列,对加快该油气田高效开发具有重要意义。针对顺北油气田钻井技术难点,通过多年技术攻关和实践,形成了高效钻井技术系列,主要包括井身结构优化设计技术、古生界分层提速技术、复杂地层井筒强化技术、易漏地层高效防漏固井技术、高温储层高效定向技术和断控型储层保护技术。通过强化地质工程一体化并推广应用成熟技术,在井深逐年增加的情况下,钻井周期逐年缩短,保障了顺北油气田高效勘探、效益开发。指出需持续提升一井多控,断裂间安全钻井、异常高压工程应对能力,加强工具、材料耐温性能等关键核心技术攻关力度,提出应加大万米深井钻探的基础理论、关键技术与装备攻关研究,以进一步推动顺北油气田勘探开发步伐,保障安全成井,不断解锁“中国深度”。

顺北油气田超深井分段完井技术

顺北油气田储层发育多条断裂,每个断裂内有一条或多条栅状储集体,储集体间分隔性强,需要通过分段改造动用多个断面储集体,提高油气井产能。为此,通过优化橡胶材料的配方、硫化工艺和完井工具的机械结构,研发了耐高温高压的大扩张比裸眼封隔器、投球分级滑套、压差滑套、完井封隔器等分段完井用关键工具。基于两性离子酸用稠化剂和有机–无机抗高温双重交联剂,研制了抗高温交联缓速酸;利用压裂液和酸液的黏度及密度差异,形成了远距离沟通深部酸压工艺。在研发关键完井工具、高温酸液、酸压工艺的基础上,基于地质工程一体化理念,研究形成了顺北油气田超深井分段改造完井技术。顺北油气田12口井应用了该技术,应用结果表明:裸眼封隔器、投球分级滑套和压差滑套耐温180℃、耐压90 MPa,分段级数可达5级;交联缓速酸耐温180℃,黏度提高2倍以上,酸岩反应速率降低20%以上,酸液穿透距离由100 m提高至120 m;现场应用分段级数最高达到4级,封隔器下深达8833 m,应用温度最高达182℃;压后折算产量同比邻井平均提高20%,SHB4-5H井等3口井达到日产油量超过千吨,实现了少井高产。

顺北油气田地质储量评估与油气勘探方向

顺北油气田是典型的断控型油气田,储集层的形成和演化与断裂活动关系密切,储集系统的基本构成和规模不受水-岩作用影响,与溶蚀缝洞型油气藏存在本质区别。因此,针对溶蚀缝洞型油气藏形成的地质储量估算方法,难以满足断控型油气藏的地质储量评估和油气勘探决策。针对顺北油气田断控型油气藏的独特性,通过对水平层状各项异性介质的绕射、低频、弱信号提取,提升高陡走滑断裂带的立体成像效果,形成了一套针对断控型油气藏描述、储量评估及资源优选评价的技术序列。基于上述断控型油气藏地质储量估算方法,开展了顺北油气田18条主干断裂带的地质储量评估工作,落实地质资源量17.00×10~8t油当量,并已建成年产能100×10~4t。此外,基于顺北油气田整体石油地质条件和勘探领域评价,提出顺北油气田整体成藏,主干断裂带之外勘探领域丰富,资源潜力巨大,指明了油气勘探方向和远景接替领域,为顺北油气田中长期发展奠定了基础。

塔里木盆地顺北油气田地温场对奥陶系超深层油气的影响——以顺北5号走滑断裂带为例

塔里木盆地顺北油气田走滑断裂带奥陶系超深层油气资源类型、油气性质呈现规律性变化,油气分布规律主控因素不清制约了资源类型与勘探序列评价。为研究温度场对深层油气的影响,开展了顺北5号断裂带现今实测温度资料统计分析、关键成藏期热史恢复、烃源岩热演化与奥陶系油气性质和油气成熟度对应关系研究。结果表明,顺北地区现今地温场纵向上呈现由浅层向深层地温梯度逐渐降低的特征,寒武系玉尔吐斯组烃源岩的现今地温和关键成藏期古地温均呈现由北往南逐渐升高的特征。在超深层低地温梯度背景下,顺北奥陶系超深层油藏温度未达到原油大量裂解温度窗,为液态石油的保存提供了有利条件;在关键成藏期——海西晚期,本地寒武系玉尔吐斯组烃源岩由北往南热演化程度逐渐增加,在高压抑制生烃演化作用下,顺北5号断裂带北段和中段以生油阶段为主,南段开始以生凝析油气阶段为主,演化产物与现今奥陶系超深层油气藏类型、原油密度、天然气干燥系数、生产气油比、油气热演化程度平面分布特征具有较好一致性,指示地温场控制下的烃源岩热演化差异是资源类型和油气性质差异分布的主要影响因素。

顺北超深水平井环保耐温低摩阻钻井液技术

为解决顺北油气田超深水平井高摩阻难题,缓解环保压力,根据润滑机理,研制了抗高温环保润滑剂(SMLUB-ET),并以SMLUB-ET为核心,形成了适用于顺北油气田超深水平井的环保耐温低摩阻钻井液体系。研究表明:SMLUB-ET抗温达180℃,极压润滑系数降低率为92. 8%,生物毒性、生物降解性、重金属含量等指标均满足环保要求;该环保耐温低摩阻钻井液体系抗温达180℃,高温流变性稳定,极压润滑系数为0. 12。现场试验显示,顺北1-16H井钻进过程中未出现黏卡、托压问题,且摩阻低,机械钻速快,表明该环保低摩阻钻井液体系具有优异的抗温稳定和润滑降摩性能。该项研究为实现顺北深层油气钻井安全、快速、环保开发提供了技术保障。

塔里木盆地顺北油气田不同层系原油地球化学特征对比及成因分析

塔里木盆地顺北油气田在奥陶系、志留系和白垩系多个层系都可见挥发油—轻质油或油砂。通过地球化学特征对比发现,不同层系的原油(油砂)存在较大差异。根据其成因总体上可以划分为2类:(1)奥陶系和志留系:姥植比较低(Pr/Ph<1),原油族组分及正构烷烃单体烃类的碳同位素偏轻,三环萜烷C21TT/C23 TT比值小于1.0,三芴含量中硫芴占绝对优势,均表现为海相腐泥型原油,但两者成熟度略有差异,志留系为成熟油,奥陶系为高熟油;(2)白垩系:姥植比较高(Pr/Ph>1.6),原油碳同位素相对较重,C21TT/C23TT比值大于1.0,C24四环萜烷及C30重排藿烷相对丰度高,表现为陆相原油特征。综合分析,志留系及奥陶系原油来自寒武系烃源岩,为同源不同期的油藏,而白垩系原油可能来自北部库车坳陷陆相烃源岩。

顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术

顺北油气田二叠系裂缝发育,地层承压能力低,固井漏失风险大。针对该问题,优选了抗高温抗盐的蛋白质发泡剂和高聚物稳泡剂,二者加量分别为2%~4%和0.4%~0.8%时,泡沫可在120℃下保持稳定;研制了密度1.10~1.30 kg/L可调的防漏泡沫水泥浆体系,其流动性好,120℃下API滤失量小于50 mL,泡沫水泥石密度差小于0.03 kg/L,密度1.10 kg/L泡沫水泥浆形成的水泥石在低温常压下养护72 h的抗压强度可达7.2 MPa,泡沫水泥浆综合性能优良;研究形成了基于井深、温度和压力的环空分段充气设计方法,充气量根据井深、水泥浆密度和注水泥浆排量实时调整,以保证环空泡沫水泥浆密度上下均匀。基于上述研究成果,形成了顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术,并在该油气田2口井封固存在低压易漏层的二叠系时进行了应用,泡沫水泥浆均成功返至地面,固井质量优良。该技术为顺北油气田低压易漏层安全高质量固井提供了技术途径,也可为其他区块裂缝性地层防漏固井提供了借鉴。

塔里木盆地顺北地区超深断控缝洞型油气藏地质-工程一体化实践与成效

塔里木盆地顺北地区超深断控缝洞型油气藏目的层埋深大,储层非均质性强,上覆地层岩性复杂,多期断裂破碎带发育,钻完井工程难度大,无现成经验可借鉴,勘探开发面临巨大挑战。通过搭建地质-工程、勘探-开发一体化协同管理平台,将地质研究、工程设计和组织实施纳入一体化协作体系。针对超深断控缝洞型油气藏的地质特点与工程难点,形成“钻井设计(储层建模与井型设计、储量估算与井网构建、井轨迹优化)、钻完井工程(风险预测与优快钻井、分段酸压与衬管完井、储层描述与分类改造)”一体化技术体系,钻井成井周期明显缩短,单井产能明显提升,新发现顺北4号、8号断裂带两个亿吨级规模增储区带,为顺北油气田勘探开发提供重要技术支撑,对国内外超深层油气勘探开发具有借鉴意义。

顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力(孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力)剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短27.8 d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%~40%,钻井周期缩短33~45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。

塔里木盆地顺北油气田1号和5号断裂带奥陶系油气藏特征

综合运用油气地球化学分析技术对顺北油气田1号和5号主干断裂带奥陶系油气藏进行研究,并结合油气物理性质和烃类相态特征等数据资料来开展不同断裂带上油气藏特征精细对比,从而探讨不同断裂带油气藏特征差异成因。结果表明,两条不同断裂带油气藏的油气源特征相似,均来自于还原性较强的腐泥型生烃母质,且均处于高成熟演化阶段,但顺北1号断裂带为未饱和挥发油藏,顺北5号断裂带为未饱和轻质油藏,1号断裂带油气成熟度明显高于5号断裂带。两条断裂带油气藏特征出现差异主要与顺北地区不同的油气充注过程和后期改造作用有关:顺北地区可能存在3期油气充注,5号断裂带油气藏为前两期油气的混合充注,最早一期油气遭到破坏,以第二期油气充注为主,而1号断裂带油气藏以最晚的第三期油气充注为主;两条断裂带油气藏均未经历明显的热裂解作用,但是1号断裂带原油经历轻微的硫酸盐热化学还原改造作用(TSR),而5号断裂带早期充注原油经历过生物降解作用(BSR)。不同的油气充注过程是导致顺北地区不同断裂带油气藏特征差异的主要因素。

顺北油气田防漏固井用封隔式分级箍研制与应用

顺北油气田二叠系固井极易发生漏失,环空水泥缺失长度超过2000 m,导致生产期间套损严重。针对该问题,研制了封隔式分级箍,并进行了室内性能评价试验和现场应用。室内性能评价试验发现,该分级箍不仅具有常规分级箍的功能,还可以在一级固井后胀封封隔器,封隔漏层,防止二级固井时发生漏失,提高环空水泥环完整性;封隔器胀封后,环空封隔能力可达20 MPa;循环孔关闭后,管内密封能力不低于套管抗内压强度。顺北油气田9口井应用了封隔式分级箍,二级固井平均漏失量由105.1 m3降至3.5 m3,环空水泥缺失长度由2048 m缩短至350 m,节约固井成本约1100万元。封隔式分级箍解决了长裸眼易漏失井段固井时的漏失问题,为顺北油气田的高效开发提供了技术支撑。

塔里木盆地顺托果勒低隆起走滑断裂带流体时空分布及油气成藏意义

塔里木盆地顺北油气田走滑断裂对成储和成藏具有重要的控制作用。本文采集研究区8条主要走滑断裂上23口钻井岩心中的构造成因裂缝充填方解石脉,开展断裂流体耦合活动研究。根据方解石脉微观岩相(成岩矿物类型和阴极发光特征)、岩石化学(稀土元素、碳氧锶同位素)和方解石原位U-Pb定年结果,将方解石脉分为3期。第一期方解石脉在东西部数条断裂带内普遍发育,方解石岩石化学特征指示流体来源于中下奥陶统地层水;方解石原位U-Pb年龄为474~444 Ma,时代为加里东中期。第二期方解石脉主要在顺北5号带以东断裂带内发育普遍,方解石岩石化学特征指示来源于下部寒武系地层水和埋藏期深部热流体;方解石原位U-Pb年龄为441~403和374~326 Ma,时代集中分布在加里东晚期—海西早期。第三期方解石脉在5号带、4号带和顺南地区少数样品较为发育,方解石岩石化学特征指示埋藏期深部热流体特征,方解石原位U-Pb年龄为295.9~232 Ma,时代主要为海西晚期。三期方解石脉形成时期与断裂活动期次相吻合。方解石脉含烃包裹体产状和特征指示加里东晚期—海西早期和海西晚期液态烃充注和液态烃热裂解演化过程。本文利用构造成因裂缝充填方解石微区原位U-Pb定年,确定走滑断裂形成时间的方法,以及结合烃类包裹体分析直接确定油气成藏时限的方法,对于研究多旋回盆地多源多期油气成藏过程有推广应用价值。