潜山油气藏

潜山油气藏（共4篇）

潜山油气藏 篇1

华北油田潜山油气藏资源主要分布在冀中坳陷。冀中坳陷位于华北平原北部,是一个新生代沉积为主的坳陷,其东部凹陷带(武清、霸县和饶阳等地)以及廊固、大厂共8个凹陷为主要含油气区[1]。随着油气勘探程度的逐步提高及勘探技术的进步,埋藏浅、规模大且易发现的潜山头油气藏大多已被开发,近年来,以文古3井和牛东1钻探获得高产工业油气流为标志,冀中坳陷霸县凹陷牛东潜山带、饶阳凹陷长洋淀潜山带及肃宁潜山带等超深埋藏深度的碳酸盐岩潜山油气藏成藏区钻探成果表明:冀中坳陷深潜山、潜山内幕油气藏具有良好的勘探开发前景[2,3,4,5]。

通过对冀中坳陷20余口潜山内幕油气井地质和工程等资料分析知:下第三系地层和潜山内幕地层为井下复杂事故多发段,复杂事故的主要类型为井漏、井塌和卡钻等,以统计资料为基础分析了华北油田冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井难点,结合现场施工情况,针对性地提出了解决该区域钻井过程中井壁稳定性问题技术方案。

1 潜山内幕油气藏钻井井壁稳定影响因素

经过对冀中坳陷潜山内幕油气藏地质和钻井等工程资料分析,潜山内幕井井壁失稳问题主要集中在下第三系泥岩和潜山内幕碳酸盐岩地层,以下为影响井壁稳定的主要因素。

1.1 下第三系地层稳定性差

下第三系地层主要为厚层泥岩沉积,稳定性较差,究其原因主要有以下三个方面。

1.1.1 硬脆性泥页岩易垮塌

下第三系地层发育厚层泥岩,含有一定的黏土矿物,当与钻井液接触后会产生水化膨胀引起大量坍塌掉块(图1)。XRD分析知下第三系地层黏土矿物含量较高(35%~80%),其中主要是膨胀性较弱的伊利石(相对含量40%~70%),其次是伊蒙混层(相对含量40%左右),且脆性矿物含量较高,部分泥岩岩样脆性矿物含量超过60%,平均38.7%,符合硬脆性泥页岩特征(表1、表2)。其膨胀和分散性虽不强,但钻井滤液侵入地层内部,黏土矿物仍会发生一定的水化膨胀,且不同黏土矿物吸水膨胀率不同,产生不同膨胀压从而引起地层内部应力不均衡;石英、方解石等不膨胀矿物包括在膨胀性黏土周围产生膨胀压差;钻井滤液降低黏土颗粒与粉砂颗粒结合力等因素容易引起硬脆性泥页岩发生掉块[6,7]。

1.1.2 微米级微裂缝极发育

扫描电镜照片显示下第三系泥岩地层致密,观察不到黏土矿物完美晶型,晶间微米级微裂缝极发育,黏土矿物呈层片状定向排列增加了微裂缝的丰度[8,9],并有微孔隙发育[图2(a)]。泥岩岩心表面偶见裂缝发育(图1),薄片分析见0.01~0.15 mm微裂缝[图2(b)]。微裂缝形成主要有两个原因:构造应力释放导致地层微裂缝的发育;蒙脱石脱水转化成伊利石和伊蒙混层时的膨胀压造成泥页岩产生微裂缝[9]。微裂缝是影响硬脆性泥页岩垮塌的重要因素:钻井液通过微裂缝侵入地层深部,引起地层孔隙压力变化,并使微裂缝扩展演化并互相连通,致岩石破裂而坍塌掉块。

1.1.3 岩性复杂多变

沙河街沙一段发育有含砾泥岩,沙二段发育膏泥岩、盐岩层,沙三段泥岩和砂岩层中夹有褐色、黑褐色的油页岩和薄层的碳质泥岩,沙四段和孔店组发育有砂砾岩、砾泥岩和砾岩层。含砾砂岩和砂砾岩等胶结疏松,容易引起漏失;塑性较大的膏盐岩引起缩径、垮塌或卡钻,盐层溶解导致相邻地层失去支撑,石膏吸水膨胀和分散诱发井壁坍塌,另石膏和盐岩造成钻井液污染;碳质泥岩、煤层和油页岩地层破碎性垮塌和漏失。

1.1.4 存在多套压力系统

冀中坳陷下第三系地层存在多套压力系统。形成异常压力的原因是多方面的,形成异常低压的原因有:地层抬升与剥蚀、轻烃扩散作用和地下水化学作用等[10]。形成异常高压的原因有:厚层泥岩快速沉积致地层欠压实、烃源岩演化生成油气、和构造变动的压缩等[11]。钻遇异常低压地层时,钻井液易漏失,钻遇异常高压地层,易发生坍塌和溢流。沙河街组存在高压,兴隆1井压力测试沙河街压力梯度可达1.51 MPa/100 m,为平衡地层压力提高钻井液密度时,可能引起上部地层压力系数较低地层漏失。

1.2 潜山内幕碳酸盐岩地层裂缝孔洞极发育

潜山内幕奥陶系、寒武系和蓟县系碳酸盐岩地层裂缝和溶蚀孔洞极为发育。以蓟县系雾迷山组白云岩为例,雾迷山组岩心表面见网状裂缝和0.5~3 mm溶蚀孔洞(图3);经全岩矿物分析白云石含量达96%,可见脆性极强,在构造应力作用下极易形成大量裂缝;薄片分析显示白云岩发育有0.01~0.5 mm网状溶蚀缝,缝切割组构而角砾化,沿缝有溶蚀扩大而显孔缝相连特征,部分裂缝见白云石填充;扫描电镜照片显示白云岩极为破碎,张性微裂缝交叉发育,并见1~3μm孔洞(图4)。这些微、宏观孔缝为钻井液漏失提供了通道,当钻遇大的溶洞时还会出现钻具放空和失返性漏失。另外,潜山内幕地层压力系数较低,压力梯度0.94~0.99 MPa/100m,这也是碳酸盐岩地层易漏失的原因之一。任深2X井雾迷山组3 347.44 m钻井液(密度1.02 g/cm3)有进无出,前后经10次堵漏,最后采用粉煤灰堵漏成功,总计漏失15 961.60 m3,漏失原因为白云岩裂缝溶洞极为发育。

FMI成像显示碳酸盐岩地层低~高角度、斜交缝、网状缝和溶洞十分发育,地层较破碎,钻井时地层易破碎性垮塌(图5)。牛东1井雾迷山组5 686~5 712 m裂缝孔洞密集发育导致井壁破碎,测井资料显示扩径严重,部分井段大于500 mm,扩径率达233%。

1.3 潜山面风化壳和断层活动形成破碎带

古潜山在地质构造中隆起后,经风化剥蚀形成了破碎带。钻遇潜山面时,易漏失和坍塌并诱发卡钻,且经常漏、塌同时发生,导致严重扩径。如牛东102井雾迷山组5 987~5 998 m位于潜山风化壳顶部,裂缝极发育,井径扩大率达34%(图6)。断层使得地层中裂缝极度发育,从而形成的断层破碎带,钻遇断层破碎带时,井壁极易发生垮塌和恶性漏失,导致卡钻、划眼等复杂情况。务古4井预告孔店组4 832 m左右有断层,钻井时4 810.8 m发现漏失,至4 849.58 m共漏失248.93 m3,最大漏速19.7m3/h,说明断层发育处孔隙度好,渗透性强,造成了漏失。牛东2井在沙四段泥岩段发生卡钻,后分析原因为钻遇断层破碎带,破碎岩石块卡住了PDC钻头外侧的流道槽而造成了卡钻。

1.4 深层地层高温影响钻井液性能

冀中坳陷潜山油气井普遍完钻深度较深,据2000~2013年完钻的20余口井资料,实际完钻井深大于4 500 m的深井有18口,占总井数的75%,其中霸县凹陷达6 000 m的超深井有4口。饶阳凹陷宁古10井三开井底温度达170℃以上,牛东潜山蓟县系雾迷山组油气层深度在6 000 m左右,且地温梯度高,该区域已完成井资料显示平均地温梯度2.96℃/100 m,最高达3.28℃/100 m,牛东1井完钻深度6 027 m实测井底温度达201.2℃。井底高温不仅影响深部地层岩石的力学性质,且高温使钻井液性能急剧变化,如处理剂在高温环境下降解、交联、解吸附或去水化,严重影响黏土颗粒的稳定性,从而导致钻井液流变性差、滤失量大幅增大等问题[12],因此保持钻井液的抗温性能成为钻井施工的难点之一,表3列出冀中坳陷部分潜山井测温数据。

2 潜山内幕油气藏钻井井壁稳定控制措施

潜山内幕井地层复杂性是客观存在,钻井过程中频繁发生井漏、井塌、卡钻和大段划眼等井下复杂事故。通过对复杂事故的分析,针对潜山内幕油气藏钻井井壁稳定问题提出相应的技术措施。

(1)针对硬脆性泥页岩地层,首先,根据三压力剖面确定合理的钻井液密度;其次,增强钻井液的抑制性和对微裂缝的封堵能力,对微裂缝的封堵是控制下第三系深部硬脆性泥页岩井壁稳定的关键。可根据微裂缝宽度和孔喉大小分布选择合适架桥、填充和变形粒子,在钻井过程中形成快速封堵[6,8,13];最后,硬脆性泥页岩易产生大量掉块,钻井液应有良好的高温高压流变性能,及时有效地携带出垮塌岩屑。

(2)异常压力地层和复杂岩性段:工程方面,合理设计井身结构,用套管封隔压力异常和复杂岩性段,避免钻井液密度变化时异常压力地层漏失或溢流及复杂岩性段坍塌失稳。对油页岩等易塌地层,要优化钻具结构,接随钻震击器,增强处理复杂事故的能力。钻井液方面,异常压力层要及时调整钻井液密度,并加入各类防塌剂改善滤饼质量;膏盐岩地层应加大抗盐抗钙处理剂的用量,提升钻井液的抗盐和抗钙能力,并保证钻井液密度能有效控制盐膏层的塑性变形;页岩和油页岩地层应提高钻井液封堵和造壁能力,改善滤饼质量,控制滤失量(API失水<5 m L,HTHP失水<10 m L);遇大量坍塌掉块时,提高粘切和动塑比,保证有效携岩。

(3)潜山内幕地层压力系数低,潜山井段采用近平衡低密度水包油乳化钻井液钻井时,井漏得到有效控制,表明潜山内井段采用降低钻井液密度,减少液柱压差是有效的防漏方法,可见钻井液密度是井漏的控制因素。另碳酸盐岩地层受构造等因素影响,网状裂缝发育导致地层较破碎,钻井液很容易大量漏入深部地层,加剧地层垮塌,同时损害储层,应增强钻井液造壁性,降低滤失量,强化孔缝封堵是重点。

(4)对潜山面和断层引起的破碎性地层钻井液方面应解决如下问题:能对地层快速有效的封堵;在此基础上保持适当高的密度平衡地应力;具有良好的悬砂携岩能力和高温高压流变性[14]。提高钻井液的造壁和封堵性能减少钻井液侵入地层,使破碎性地层得到有效支撑。软化点适当及粒度分布合适的可变形封堵材料(沥青类和生物聚合物类)具有很好的封堵破碎性地层裂缝、微裂缝的能力[15,16]。在良好封堵基础上,适当提高钻井液密度,调整钻井液性能,降低高温高压滤失、降摩阻、提高粘切、增强携岩等措施能有效解决破碎性地层的坍塌。工程方面,在钻破碎性地层时要简化钻具结构,下入强力震击器,并勤划眼修整井壁,降低排量以减少钻井液对井壁的冲刷。

(5)高温导致钻井液性能变化,维护井底高温条件下钻井液的性能是影响钻井安全的难点之一。现场针对高温情况,适时转换为抗高温钻井液体系,并加入防塌抗高温材料和润滑剂等处理剂,及时维护好钻井液性能。聚磺水基钻井液体系是目前国内高温井最为常用的抗高温钻井液体系,通过优选抗温能力强的聚合物包被剂、磺化类降滤失剂提高钻井液整体抗温能力,同时还可引入超高温稳定剂,进一步保持体系在高温状态下的胶体稳定性,稳定流变性能和滤失量。

3 结论与认识

(1)潜山内幕油气藏钻井井壁稳定影响因素主要有:下第三系地层井壁稳定性差(硬脆性泥页岩易垮塌、微米级微裂缝发育、岩性复杂多变和存在多套压力系统);潜山内幕碳酸盐岩地层孔洞缝发育;潜山面风化壳和断层活动形成破碎带和深层高温影响钻井液性能。引起的复杂事故主要有:井漏、井塌和卡钻。

(2)工程方面对策:合理设计井身结构,封隔复杂岩性和异常压力段;优化钻具组合,在复杂岩性段和破碎性地层尽量简化钻具结构,接强力震击器,增强处理复杂事故的能力,破碎性地层要勤划眼修正井壁;优化钻井参数,保证携岩的同时尽量减少钻井液对井壁的冲刷。

(3)钻井液方面对策:在合理钻井液密度的前提下,提高钻井液对下第三系硬脆性泥页岩的抑制和封堵能力,尤其加强微裂缝的封堵是关键;潜山内幕碳酸盐岩要求钻井液在有效封堵裂缝前提下,采用合适的钻井液密度;破碎性地层要有较好造壁性、封堵性及较强携岩能力,适当提高钻井液密度以有效支撑井壁;适时添加足量抗盐、抗钙、抗高温、润滑、防塌和堵漏处理剂,保证复杂岩性和高温高压等条件下有良好的流变性、降低滤失、增强造壁性、提高抑制封堵能力和携岩能力等。

(4)硬脆性泥页岩可根据微裂缝宽度和孔喉大小分布选择合适架桥、填充和变形粒子,在钻井过程中对微裂缝可形成快速封堵;潜山内幕碳酸盐岩井段采用近平衡低密度水包油乳化钻井液钻井时能有效控制井漏;利用软化点适当及粒度分布合适的可变形封堵材料(沥青类和生物聚合物类)能很好的封堵破碎性地层裂缝、微裂缝,调整钻井液流变性并适当提高密度能有效地解决破碎性地层的井塌。

摘要：冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井过程常面临恶性井漏、井塌和卡钻等复杂情况。通过对华北油田冀中坳陷20余口井的地质工程等资料进行分析,总结了潜山内幕油气藏影响井壁稳定因素:下第三系地层稳定性差(硬脆性泥页岩易垮塌,微米级微裂缝极为发育,岩性复杂多变和地层存在多套压力系统),潜山内幕碳酸盐岩储层孔洞裂缝极为发育,断层和潜山风化壳形成破碎带以及深层井底高温影响。针对井壁稳定影响因素提出相应技术措施:增强钻井液对下第三系硬脆性泥页岩的抑制和封堵性,其中对微裂缝的封堵是关键,异常压力和复杂岩性段要合理设计井身结构,优化钻具组合;碳酸盐地层重点是强化裂缝封堵,且密度是防漏控制因素,与地层压力近平衡的低密度水包油乳化钻井液防漏效果好;利用软化点适当及粒度分布合适的可变形封堵材料对破碎地层形成快速封堵并适当提高钻井液密度有利于井壁稳定;对井底高温情况要选用合适的抗高温钻井液体系,关键要维护好高温高压条件下钻井液的性能,提高其抗温能力,维持高温高压下胶体稳定,稳定流变性能和滤失量。

关键词：冀中坳陷,潜山内幕,井壁稳定,硬脆性泥页岩,碳酸盐岩,微裂缝,封堵,技术

海外河潜山内幕油气成藏研究 篇2

1 海外河潜山油气藏形成条件

1.1 具有形成油气藏的构造环境

海外河潜山位于中央凸起南部倾没带, 中央凸起处于西部凹陷和东部凹陷的夹持地带。由于辽河坳陷基底构造的早期挤压、晚期断裂和走滑扭动构造应力作用, 奠定了中央凸起基本构造格局特点为西翘东倾、北高南低、隆洼相间的古地貌构造格局。在郯庐断裂带的控制作用下[2], 本区发育的大洼断层和二界沟断层分别是分隔中央凸起与西部凹陷和东部凹陷的边界断层, 见表1。大洼断层呈北东向展布, 延伸长约150km, 西掉, 最大落差6000m[3]。它控制了整个西部凹陷古近系地层的沉积, 特别是沙四、沙三、沙一二及东营组地层的沉积, 决定了凹陷的基本形态和构造分布。它断开的层位高, 为一条长期继承性发育的深大断裂, 早在古近系沉积前开始活动, 一直到新近系馆陶组均有活动。二界沟断层为东部凹陷的主干断裂, 控制了东部凹陷的发生和发展, 决定了凹陷的基本形态和构造分布规律, 具有断距大 (500～2000m) 、发育期长 (Ng～Ar) 、延伸较远 (本区达38km) 等特点。两大断层的形成演化对中央凸起构造格局的形成起到明显控制作用。

处于大洼断层和二界沟断层之间的中央凸起, 在太古界和元古界时期抬升, 经历了长期的剥蚀作用。到了新生代沉积时期, 长期发育的中央凸起仍一直处在上升阶段。由于不同时期的沉积物, 从东西两侧向顶部逐层超覆, 凸起范围不断缩小, 直到古近系整体被覆盖在新近系地层之下。而其南部倾没带的海外河潜山从中生代开始就成为一个孤立的山头, 且长期裸露于水面, 周围地层向其超覆尖灭, 直至披覆其上, 成为潜山披覆型构造, 上覆沉积了薄层的中生界、沙三段、沙一段和厚层的东营组地层, 加上大洼、二界沟断层的纵横切割平错, 构造活动剧烈, 易形成裂缝集中发育区, 为形成潜山油气藏创造了条件。

1.2 油源条件

海外河地区西接清水洼陷, 东临二界沟洼陷, 两大生油洼陷的古近系沙河街组发育沙三段、沙一段及东营组三套不同厚度的暗色泥岩, 尤其是沙三段时期, 由于湖盆急剧下降, 使盆地处于深湖相沉积环境, 形成了巨厚的沉积物, 发育了巨厚的有机质烃源岩, 为本区油气藏形成提供雄厚的物质基础, 见表2。由于本区周边并未沉积沙四段地层, 因此沙三段为较好生油岩, 沙一段次之, 东营组为差生油岩。从有机质类型看, 干酪根以腐泥—腐殖型为主, 沙三段有少数腐泥型, 东营组多数为腐殖型, 从而证实了沙三段较好的生油岩是本区主要油源岩, 沙一段次之, 东营组则不是油源岩。

1.3 输导条件

一般情况下, 油气从生油气中心 (通常也是沉降、沉积中心) 沿着阻力最小的路线作横向和纵向运移, 即由油气高势区向低势区运移聚集。这些低势区往往是生油凹陷中的隆起区或边缘隆起区, 尤其是长期继承性的隆起区是油气勘探的最有利地带。

大洼、二界沟两大断层长期活动, 成为油源断层, 生油洼陷的油气沿着断层向隆起的海外河潜山内幕运移。其中, 长期继承性发育的大洼断层断至清水生油洼陷中, 成为连接生油区和储油区的桥梁和纽带, 是海外河潜山主要的油气运移通道。其次为二界沟断层, 将二界沟洼陷的油气向海外河潜山运移, 其他一些规模较大的次级断层以及潜山顶面的不整合面也是油气运移的重要通道。油气沿着深大断层向潜山运移, 从侧面与潜山接触, 为“侧向供油”方式, 容易形成大面积的“供油窗口”。其中, 清水洼陷与海外河潜山接触处的“供油窗口”面积30km2, 纵深幅度为1500～2000m, 底界深度可达7000m, 为油气运移提供了广阔的空间范围。

1.4 储集条件

中央凸起潜山由太古界变质岩系和中生代岩浆岩岩脉组成, 太古界变质岩系在漫长的地质历史过程中, 储集空间经历了形成、发展、堵塞、再形成等一系列不同阶段的反复演变。对储集空间的形成及其演变, 起着主导因素的有混合岩化作用, 构造作用、古表生风化作用、交代溶蚀作用、充填作用以及岩石类型和主要造岩矿物类型等[4]。

受上述作用影响, 海外河潜山储集空间类型以裂缝为主, 溶蚀孔隙和粒间孔隙次之。裂缝主要是构造作用引起的宏观裂缝和微观裂缝[5]。海外河潜山裂缝十分发育, 以北东、北西向为主, 具有明显的方向性, 与该区断裂走向一致。本区裂缝又具有一定的岩性差异性, 表现为不同岩性段裂缝发育程度不同, 一般在含脆性成分高的岩石中裂缝较发育, 同一岩性段内又表现为早期裂缝被充填, 晚期裂缝切割早期裂缝的现象, 从而证实了本区潜山多期裂缝的存在, 如图1、2所示。这些裂缝的存在不仅本身可以作为储集体, 而且有利于风化剥蚀作用向潜山较深层进行, 更有利于扩大储集空间。

至于孔隙, 由于变质岩是一种超低孔隙储层, 一般不存在或很少存在原生的粒间孔或晶间孔, 根据常规岩心分析得到的孔隙是由细小的裂缝构成, 主要包括:长石矿物的解理缝, 长石、石英的裂纹缝, 层理、片麻理缝, 晶间缝, 粒内、粒间溶孔等几种形式, 这些“孔隙”具有类似基质孔隙的特征[6]。

海外河潜山发育的岩石类型包括混合花岗岩、斜长片麻岩、变粒岩、斜长角闪岩等, 以及中生代时期侵入的辉绿岩脉、闪长岩脉等, 见表3。利用密度与补偿中子两条曲线相互位置关系可以将其划分为三种岩石类型[7]。第一种类型是以长英质矿物成分为主 (K、Na、Si系列) , 密度与补偿中子曲线呈“正双轨”关系, 即补偿中子位于密度曲线右侧。这是由于长英质矿物密度小, 而岩石骨架中含氢指数也很小的缘故, 致使两条曲线向“正”方向分离。如混合花岗岩、混合岩、变粒岩等, 因其以浅色矿物为主, 暗色矿物含量少, 脆性强, 容易形成裂缝, 在变质岩潜山中已发现储量, 一般认为是储集岩[8,9]。第二种类型是以角闪石组成的岩石类型 (Fe、Mg、Ca系列) , 密度与补偿中子两条曲线呈“负双轨”关系, 即密度曲线为高值位于右侧, 补偿中子增大而位于左侧。如斜长角闪岩、辉绿岩、闪长岩等, 暗色矿物含量多, 塑性强, 不容易形成裂缝, 往往为非储集岩。第三种属于过渡类型, 当黑云母含量在岩石中大量增加时, 会使岩石骨架中的含氢指数增加, 密度也会随着暗色矿物含量的增加而增加, 使两条曲线向中间靠拢, 呈现“绞和状”, 如斜长片麻岩类, 如果其中的黑云母含量少则为储集岩, 否则为非储集岩。通过研究, 针对密度、补偿中子、自然伽马这些测井参数建立了一套判别岩性的测井参数交会图版, 由于不同岩性在交会图版上具有一定的分异, 从而确定出了不同岩性的测井参数范围, 见表4, 可增强潜山岩性识别的可靠性。

2 海外河潜山油气藏特点

在生储盖配置的控制下, 良好的烃源岩与物性好的潜山储层在横向和纵向上就近配置, 并且在盖层封堵条件也较好的情况下, 潜山易于成藏。海外河潜山主要有两种油藏类型, 基岩风化壳型油气藏和潜山内幕油气藏。

2.1 基岩风化壳型油气藏

基岩风化壳型油气藏是在潜山顶部以风化壳为储集层, 孔洞及裂缝为主要储集空间, 被后期沉积非渗透层所覆盖而形成的油气藏类型。海外河潜山经多期构造运动和风化侵蚀作用, 被新生代和部分中生代地层覆盖形成了此种类型油藏, 一般为不整合面, 是物理风化、化学淋滤和构造破裂复合作用而形成的一个连续的岩石破碎带, 岩石发育程度和厚度大小不一, 从几米到几百米不等, 一般为30～80m。来自清水和二界沟生油洼陷油源通过大洼、二界沟断层运移至潜山顶端风化壳处, 由于岩石破碎严重, 整体封堵条件较差, 油气容易散失, 一般只能小规模聚集, 很难形成大的油气藏。海外河钻遇潜山探井大都只钻遇到潜山顶端风化壳处, 有油气显示, 但未获得突破。

2.2 潜山内幕油气藏

此种类型油藏形成的圈闭位于潜山风化壳下部地层较深处, 一般靠近断层破碎带, 其发育程度除与构造作用密切相关外, 还和岩石类型有关。混合花岗岩、混合岩、变粒岩、部分斜长片麻岩等脆性较强的岩石在构造作用下较容易形成裂缝, 能够聚集油气, 而斜长角闪岩、辉绿岩脉、闪长岩脉等不易形成裂缝, 起到封堵油气作用, 这样便构成了一套特殊类型的“生储盖”配置。来自清水和二界沟生油洼陷的油源沿着大洼、二界沟断层通过“供油窗口”侧向运移至潜山内幕中, 在裂缝较发育的混合花岗岩等岩石类型中聚集成藏, 而斜长角闪岩等非储集岩阻隔油气散失, 容易在潜山内幕形成油气藏。正是基于这种考虑, 2009年将中石油股份公司级风险探井海古2井部署在了距离清水洼陷油源近的海外河潜山西侧, 如图3所示。海古2井完钻后, 油气显示良好, 测井解释低产油层166.5m/17层, 油层20.7m/3层, 说明在“储隔”组合的共同作用下可形成潜山内幕地层圈闭, 并呈现多层段含油的特点, 证实了在距潜山顶面一定深度下的潜山内幕同样具备形成油气藏的条件, 从而扩大了海外河潜山勘探空间。下一步, 我们将继续探索4000m以下的更深层和距离二界沟洼陷油源近的优质储层, 全面打开海外河潜山内幕勘探局面。

3 海外河潜山油气藏形成模式

邢志贵[9]认为, 在大面积的区域变质岩中, 各种不同类型的区域变质岩具有层状结构的特点。海外河潜山主要由变质岩和中生代侵入的岩浆岩脉构成, 潜山岩性受抬升、褶皱、断裂等多期多种构造运动作用, 内幕具有一定层状褶皱岩层样式, 由混合花岗岩、混合岩、变粒岩、斜长片麻岩、斜长角闪岩以及辉绿岩脉、闪长岩脉等呈互层状产出。结合已钻探井油水分布特征, 海外河潜山内幕油藏为“层状油藏”模式。大洼断层和二界沟断层附近裂缝发育, 容易形成裂缝集中发育区, 且存在区域性的“供油

窗口”, 油气自洼陷沿着断层侧向运移并在裂缝发育区成藏的条件优越。潜山内幕的混合花岗岩、混合岩、变粒岩以及部分斜长片麻岩等岩石类型为储层, 易聚集油气;斜长角闪岩和岩浆岩脉为致密隔层, 隔层的发育程度和产状变化控制了油藏的分布, 是潜山内幕多套油层之间的主要封隔层。这样, 在“储隔”组合的共同配置下, 形成了海外河潜山内幕多套新生古储型的“层状油藏”, 为海外河潜山深层勘探打下了基础。

4 结论

1) 海外河潜山两侧紧邻清水和二界沟两大生油洼陷, 中间的大洼断层和二界沟断层为油源断层, 古近系油气沿着两大断层向潜山内幕运移, 以“侧向供油”方式为主, “供油窗口”面积大。

2) 为潜山披覆型构造, 上覆薄层的中生界、沙三段、沙一二段和厚层的东营组地层。

3) 发育了多种类型多期构造活动, 在断层附近出现裂缝集中发育区, 发生油气多期充注, 为形成潜山内幕油气藏形成提供了便利条件。

4) 海外河潜山发育的混合花岗岩、混合岩、变粒岩、部分斜长片麻岩等岩石类型暗色矿物含量低, 容易成为储层, 而斜长角闪岩、辉绿岩脉、闪长岩脉等暗色矿物含量高, 为隔层, 起到封堵油气作用。

5) 受多期构造运动影响, 潜山内幕形成层状褶皱岩层, 结合油水分布特征, 认为海外河潜山内幕油藏为“层状油藏”模式。

参考文献

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潜山油气藏 篇3

位于大港油田北大港构造带的千米桥潜山奥陶系灰岩裂缝型油气藏, 孕育着丰富的油气资源。2008年, 大港油田再度把千米桥潜山评价工作列为重点专项, 设计的2口评价井千16-16井、千18-19H井均获得了良好的油气显示。2012年、2013年在该区块采用奥陶系专打技术完成了深化潜山油气田的勘探开发工作。

2 技术难题

大港油田千米桥潜山奥陶系为裂缝型油气藏, 该区块地层自上而下经历平原组、明化镇、馆陶组、东营组、沙河街、中生界、奥陶系。目的层为奥陶系, 油气层埋藏深, 一般都在4000m以上。该区块地层压力分布存在多套压力体系, 其中沙河街下部、中生界地层属于异常高压地层, 且地层坍塌压力较高。而奥陶系地层孔隙压力偏低, 且为裂缝发育地层。钻井过程中, 上部沙河街泥岩易发生坍塌;奥陶系存在埋藏深, 温度高、易漏、可能含有H2S且含量高等钻井难点。

小井眼钻井的技术难题在于环空间隙小, 循环系统泵压消耗高, 大多消耗在钻柱与井壁的摩擦损失上, 泵效低;起下钻容易导致较高的激动和抽吸压力, 容易发生溢流和井漏。

2.1 井身结构优化设计

针对上述情况, 2012年完钻的板深16-17井, 设计井深4767m (垂深4660m) , 实际完钻井深4727m (垂深4628.07m) , 采用套管射孔完井。井身结构采用四开, 508mm表套封固平原组地层, 339.7mm技术套管1封固东营组底部, 244.5mm技术套管2封固沙河街和中生界异常高压地层, 四开采用低密度钻井液在奥陶系实施专打。四开井眼采用常规的215.9mm钻头, 完钻后下139.7mm尾管, 回接139.7mm套管至井口, 回接139.7mm生产套管采用的是高抗硫套管。这种大井眼井身结构在大直径的井眼钻井中, 常因钻井液返回速度低、井眼净化不好等原因, 加上易塌泥岩和渗透性好的砂岩, 容易导致起下钻遇阻遇卡、井壁坍塌、井漏等复杂情况。该井在施工过程中就发生过泥岩垮塌、井漏等情况, 漏失70 m3。2013年在该区块又布置了三口井, 通过前期完钻井情况, 本着有利于提高钻井速度, 缩短建井周期, 降低钻井成本的目的, 采用小井眼四开井身结构, 即用152.4mm的钻头对奥陶系实施专打。小井眼钻井技术以千4-18为例, 井身结构如下:

2.2 井眼轨迹控制

由于该区块布井少, 防碰上不存在难题, 井眼轨迹设计为平滑的三段制, 选择三开深部造斜, 采用小井眼井身结构后, 可以避开大井眼造斜, 即在215.9mm井眼内实现造斜, 缩短造斜周期。造斜段采用导向马达+MWD+欠尺寸稳定器组合实现造斜, 并继续跟进100多米的稳斜段;小井眼采用常规满眼钻具组合进行稳斜钻进。施工过程中注意钻井液性能的维护, 及时添加防塌剂、提粘剂、降失水剂, 保证钻井液良好的携岩性能和较低的失水。

2.3 小井眼钻井钻井液

奥陶系小井眼钻井对钻井液性能要求很高, 要具有良好的润滑性, 并能在温度较高的范围内保持性能稳定, 具有良好的剪切稀释特性, 因此设计上优选了低密度无固相钻井液对小井眼实施专打。钻井液添加了0.8%-1.2%BZ-BBJ的提粘剂, 密度范围在1.00-1.05g/cm3, 实施近平衡钻进, 实际钻井液密度控制在1.02-1.03 g/cm3。钻井液摩擦系数控制在≤0.08的范围内, p H值控制在9.5-11之间, 马氏粘度在28-32 S之间, 膨润土含量控制在≤28 g/l, 保持钻井液性能相对稳定, 添加1.5%-2%Zn2 (OH) 2CO3预防H2S的侵入。控制合理的钻井液排量, 并加强固控设备的使用, 保证设备能正常运转。做好防漏防喷工作, 现场坚持专人坐岗制度。

2.4 小井眼钻头优选

快速钻进是小井眼降低成本的关键。应选用能在高转速 (600-800r/m) 下热稳定性好、抗研磨性高的PDC钻头。针对奥陶系白云质灰岩特点, 优选了152.4mm的MD3641LZC金刚石钻头, 该钻头下入新度100%, 起出新度90%, 钻进井段自4200m, 钻止井段4380m, 进尺180m, 实现了奥陶系小井眼专打。

2.5 小井眼套管及固井

四开采用152.4mm钻头钻进奥陶系, 完钻后, 采用悬挂器悬挂127mm尾管完井。潜山油气田奥陶系可能含有H2S气体, 由于奥陶系埋深都在4000m以上, 井底温度高于93°, 悬挂尾管就不考虑抗H2S侵, 尾管采用常规的P110钢级套管, 尾管下入情况见下表。

小井眼固井技术难度大, 由于小井眼环空间隙小, 水泥浆流动性能变差, 流动阻力增加, 顶替泵压要求较高, 施工难度大;小井眼环空间隙小, 水泥石薄弱, 固井质量难以保证。该区块小井眼固井采用常规水泥浆, 密度1.88 g/cm3, 添加8%微硅、35%硅粉、35%抗腐蚀剂BCE-750S、10%缓凝剂BCR-300L、10%降失水剂BXF-200L、2%纤维F27A、4%膨胀剂HLP-1等添加剂, 加入的一定百分比的纤维和硅粉, 较好地改善了固井水泥石的强度, 保证了固井质量。

2.6 小井眼专打实施效果

以板深16-17井与小井眼千4-18井施工情况进行对比。

3 结论

(1) 对千米桥潜山奥陶系裂缝型油气藏, 井身结构上实施奥陶系专打是科学合理的;

(2) 奥陶系小井眼专打能有效提高钻井速度, 缩短钻井周期与建井周期;

(3) 奥陶系小井眼专打更能满足潜山油气藏安全快速钻井的开发要求。

参考文献

[1]张发展主编.复杂钻井工艺技术[M].北京:石油工业出版社, 2006, (05)

[2]大港油田科技丛书编委.钻井工程技术[M].北京:石油工业出版社, 1999, (09)

潜山油气藏 篇4

关键词：富集规律,气藏特征,奥陶系,埕海潜山

埕海潜山带构造上位于渤海湾盆地黄骅坳陷埕北断阶带, 勘探面积约800 km2, 自北向南由张东下降盘潜山、张东 (g1) 潜山和z1井潜山构成 (图1) 。埕海潜山带钻探程度极低, 仅有6口井钻至下古生界奥陶系, 其中g1与评价井g101井分别在奥陶系峰峰组和上马家沟组碳酸盐岩中获得高产天然气流, 展示出较大的油气勘探潜力, 成为黄骅坳陷潜山勘探的重点地区。

1 埕海潜山带奥陶系气藏特征

1.1 天然气组份高H2S、高CO2, 气源具有混源性

埕海潜山带g1井和g101井天然气组份分析结果表明奥陶系天然气具有H2S和CO2含量较高, 重烃含量低, 甲烷系数高的特点 (表1) , 研究认为埕海潜山带天然气属于高-过成熟的煤型气, 而且经过了强烈的TSR反应 (硫酸盐热化学还原作用) , 结合埕海潜山带的区域地质背景、天然气类型和成熟度特征, 初步认为天然气可能来自沙三段偏腐殖型烃源岩与石炭—二叠系煤系烃源岩 (腐殖型) 的混源气[1], 并且天然气形成后运移至奥陶系储层中, 在储层中与硫酸盐接触, 发生了强烈的TSR反应, 形成了目前的天然气混源气特征。

1.2 储层孔隙类型为孔隙-裂缝型, 裂缝发育程度较高

黄骅坳陷奥陶系碳酸盐岩为海相沉积, 属于加里东—海西期构造运动残余地层。自下而上分为冶里组、亮甲山组、下马家沟组、上马家沟组和峰峰组。目前研究区钻井揭示的地层仅有顶部的峰峰组与上马家沟组。峰峰组地层厚度为76m-165m, 岩性为灰色灰岩、泥灰岩夹薄层泥质白云岩及浅褐色白云岩, 灰岩与酸反应强;上马家沟组上部岩性以白云质灰岩、灰质白云岩为主, 从上到下白云岩发育程度降低, 下部以厚层状泥晶白云岩和块状灰岩为主, 泥质含量低, 陆源碎屑少见, 由于尚无钻井揭开全部上马家沟组地层, 推测地层厚度大于200m。

通过对g1、h101井微电阻率扫描成像 (FMI) 测井资料分析, 埕海潜山带奥陶系碳酸盐岩为孔隙-裂缝型储层, 次生溶孔与隙裂缝比较发育, 孔隙度最高可达11%, 多数孔隙度分布在3%-5%, 裂缝以高导缝为主, 倾角50°-80°, 在微电阻率扫描成像测井 (FMI) 图像中裂缝呈正弦曲线 (图2) , 构造缝成因居多。从g1与h101井的综合测井评价结果来看峰峰组的储层物性要好于上马家沟组, 裂缝发育程度更高, 与其更接近古风化壳, 经历的剥蚀淋滤作用更强有关系。

1.3 受多次构造运动影响, 发育多套储盖组合

受印支和燕山构造运动影响, 埕海潜山带中-古生界地层遭受了强烈的挤压和断裂作用和长期的风化剥蚀作用, 形成了下古生界碳酸盐岩为褶皱基底, 新生界、中生界地层覆盖其上的大型潜山披覆构造, 潜山自下而上发育多套储盖组合:下古生界峰峰组奥陶系灰岩储层与石炭系泥岩或煤层;二叠系石盒子组碎屑岩与三叠系紫红色泥岩;侏罗系陆相河流砂体与古近系暗色泥岩。目前, 埕海潜山带已在奥陶系灰岩和侏罗系砂岩储层中发现了油气流, g1、h101井二叠系发现多套油层, 证实了这几套储盖组合均可以有效的保存油气资源。

研究区早古生代经历了加里东期的稳定地台沉降阶段, 为一套以海相碳酸盐岩为主的沉积建造, 岩性单一, 之后经历过多次沉降, 至晚古生代末期区域上升, 广遭剥蚀, 普遍缺失上奥陶统部分地层, 形成了长时间的淋滤和剥蚀作用[2、3], 为奥陶系碳酸盐岩储层改造提供了良好条件, 随后在印支期和燕山期的区域挤压背景下, 奥陶系储层发育大量构造裂缝, 形成裂缝与溶孔双重储集空间, 该套储层与其上覆盖的石炭系海陆交互—滨海沼泽含煤建造相匹配, 形成了良好的储盖组合, 为奥陶系潜山油气藏形成奠定了基础 (图3) 。

1.4 圈闭类型以断层-背斜型和背斜型为主

埕海潜山带内部为多条次级断裂切割, 形成三大内部构造单元:张东下降盘潜山、张东潜山和z1潜山 (图1) 。

北部张东下降盘潜山为西、北两大断裂夹持, 形成一系列受断层控制形成断背斜或断块圈闭;张东潜山位于中部断层下降盘, 潜山背斜轴向北北西, 东西向褶皱形态明显, 南北向呈断垒特点, 推测是在中生代古褶皱构造基础上, 断层强烈活动形成的垒式潜山, 存在构造反转的迹象;z1井潜山位于中部断层以南, 整体形态为背斜圈闭, 圈闭高点位于z1井附近。

研究区是由具有相同构造背景的多个潜山组成的潜山构造带, 圈闭的形成主要受印支—燕山构造运动影响, 并为后期断裂活动所改造, 尤其是新生界以来的断陷运动使得大型断裂长期活动, 不仅形成了大量与断裂活动相关的构造圈闭, 也使得歧口凹陷古近系沙河街组烃源岩可以通过断裂与潜山地层接触, 为油气运聚提供了运移通道。

2 结语

2.1 埕海潜山带天然气组份高H2S、高CO2, 低重烃含量, 高甲烷系数特征, 具有古近系成熟—过成熟裂解气与石碳—二叠系煤层气混源特征, 奥陶系碳酸盐岩储层裂缝发育, 自下而上具备多套优质储盖组合, 是潜山油气藏形成的有利地区。

2.2 埕海潜山带圈闭的形成主要受印支—燕山构造运动影响, 并为后期断裂活动所改造, 形成了大量与断裂活动相关的构造圈闭, 也使得歧口凹陷古近系沙河街组烃源岩可以通过断裂与潜山地层接触, 为油气运聚提供了运移通道。

参考文献

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[2]王世谦, 罗启后, 邓鸿斌等.四川盆地西部侏罗系天然气成藏特征[J].2001 (02) .