潜山油气田

潜山油气田（精选4篇）

潜山油气田 篇1

1 概述

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)

[3]鄢捷年主编.钻井液工艺学[M].东营:石油大学出版社, 2001. (05)

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

[1]张厚福, 方朝亮, 高先志, 张枝焕, 蒋有录.石油地质学[M].北京:石油工业出版社, 1999:250-254.

[2]龚再升, 蔡东升, 张功成.郯庐断裂对渤海海域东部油气藏的控制作用[J].石油学报, 2007, 28 (4) :1-10.

[3]赵智民.大洼-海外河地区构造特征及有利地区预测[R].辽河油田勘探开发研究院报告, 1986:1-10.

[4]孟卫工, 李晓光, 刘宝鸿.辽河坳陷变质岩古潜山内幕油藏形成主控因素分析[J].石油与天然气地质, 2007, 28 (5) :584-589.

[5]谢文彦, 孟卫工, 张占文, 李晓光, 陈振岩.辽河坳陷潜山内幕多期裂缝油藏成藏模式[J].石油勘探与开发, 2006, 6 (33) :649-652.

[6]吴智勇, 郭建华, 吴东胜.大民屯凹陷静安堡西侧低潜山变质岩储层裂缝发育特征[J].石油与天然气地质, 2001, 22 (4) :322-325.

[7]刘海艳, 王占忠, 刘兴周.海外河地区变质岩潜山储层特征研究[J].断块油气田, 2009, 16 (6) :37-39.

[8]侯振文.辽河盆地太古宇变质岩储层特征研究[A].马玉龙主编.辽河油田勘探与开发[C].北京:石油工业出版社, 1997:192-202.

潜山油气田 篇3

古潜山是古地貌的一种形态,地层经过地壳变动后的长期风化剥蚀,造成表面形态的高低不平,后来再次下沉被新生代沉积层所覆盖,其中突起的山丘就称为古潜山。古潜山油气藏具有三个条件:一是油源问题,二是储层问题,三是圈闭问题[1]。古潜山已成为我国重要的油气勘探领域,即使是中小型的、隐蔽的、复杂的中低潜山,同样具有良好油气资源前景[2]。

1 研究区概况

1.1区域地质特征

塔南凹陷区域构造上位于海拉尔-塔木察格盆地中部断陷带的中部,是国内贝尔凹陷向南的延伸部分,呈现东断西超的复式断陷构造格局,平面上形成北北东向展布的“三凹三凸,凹隆相间”的构造格局,可划分为西部斜坡带、西部次凹、西部断裂潜山带、中部次凹、中部断裂潜山带、东部次凹和东部断鼻构造带。(见图1)

1.2地质层位特征

塔南凹陷的主力含油层系为南屯组和铜钵庙组,随着勘探进程的不断深入,加强对油气成藏模式的研究,在基底潜山中也发现了工业油流,扩大了勘探领域。

2古潜山油气成藏条件分析

2.1烃源岩特征分析

根据塔木察格盆地的有机地球化学及生物地层等资料,确定塔木察格探区主要发育两套烃源岩,即下白垩统铜钵庙组棕灰、深灰色泥岩和下白垩统南屯组深灰、灰黑色泥岩、油页岩,局部地区大磨拐河组底部深灰色泥岩也具备一定的生烃能力。目前塔南凹陷探井钻遇南屯组暗色泥岩最大厚度为628 m。南屯组烃源岩有机质丰度最高,其次是铜钵庙组烃源岩,属于中等-好生油岩。大磨拐河组下部烃源岩有机质丰度明显好于上部,总体上看属于中等生油岩。经地化指标分析证明暗色泥岩埋深在1 700 m进入生油门限。埋深增加到2 100 m时,有机质演化进入生油高峰。大磨拐河组下部烃源岩为低熟-成熟烃源岩,南屯组和铜钵庙组烃源岩为成熟烃源岩。

塔南凹陷西部、中部、东部三个次凹的南屯组及铜钵庙组的烃源岩均达到生油门限,成为成熟的烃源岩,为本区的油气富集提供充足的油源条件。塔南凹陷铜钵庙组、南屯组成熟的烃源岩是油藏形成的物质基础。

2.2古潜山储层特征

储集层的发育与油气富集高产关系密切,只有那些储集空间发育,储层厚度大的潜山部位,才容易形成富集高产油气藏[3]。本区裂缝普遍发育,储集空间以裂缝为主,主要为构造张裂缝和构造剪裂缝,其次为溶蚀缝洞。研究区裂缝几乎全被方解石充填,只能少数裂缝中见到了泥质、砾石、火山灰、凝灰岩和石英,表明了本区裂缝受后期构造运动的改造较弱。

经过对钻井孔隙度的统计分析,在中央潜山带构造高点发育5个孔隙度大于5%的区域,也是油气显示的集中分布区。

2.3古潜山油气藏圈闭和岩性分析

研究表明,塔南凹陷发育两排北北东向断块古潜山构造带,古潜山圈闭分布在断裂的交汇部位,主要的位置为西部断裂潜山带的北部和南部以及整个中部断裂潜山带(见图2)。

通过对钻井资料的分析得知,潜山岩性主要有凝灰岩、凝灰质砂岩、砂砾岩、玄武岩、安山岩、闪长岩、变质岩。

2.4古潜山成藏组合及模式

基底潜山储油以上生下储型成藏组合为主。从已有的有油气显示和工业油流井的情况来看,塔南潜山主要发育有四种成藏模式:

(1) 对接山,控制潜山圈闭断层落差较大,潜山地层与南屯组或铜钵庙组烃源岩直接对接。

(2) 反向断块山,主要是发育在洼槽区,反向断块潜山,断层落差小,潜山地层与部分烃源岩对接。(见图3)

(3) 顺向断块山,主要是发育在洼槽区,顺向断块潜山,断层落差小,潜山地层与部分烃源岩对接。

(4) 源下山,发育在洼槽区,潜山翼部裂缝发育带,不能与烃源岩对接,油气通过不整合面或裂缝运移至潜山地层中,形成岩性油藏。(见图4)

3塔南凹陷古潜山油气藏成藏主控因素

通过分析认为构造作用,断层活动、岩性分带和供油窗口侧向对接是潜山油藏成藏的主要控制因素。

3.1断裂活动和构造作用

断裂活动和构造作用决定了古潜山的发育形成与演化,基底地层抬升隆起遭受风化剥蚀,改善储层,断裂可以作为油气运移通道,沟通源岩和有效圈闭。另外,裂缝的产状和发育程度明显受断裂系统的控制。本区断层活动时间长,活动强度大,改造裂缝,易形成有效储层。(见图5)。

3.2岩性分带

不同岩性缝洞发育程度不同,中部构造带整体以碎屑岩和火山碎屑岩为主。中部构造带南部分布有安山岩,并发生白云岩化,且溶蚀孔洞发育。塔南潜山顶面是大型的不整合面,经历长期的风化淋漓,在距离顶面100米的范围内形成了溶蚀带,发育大量的溶蚀缝洞。

3.3供油窗口、侧向对接

供油窗口、侧向对接是古潜山成藏的主要控制因素,断层输导能力和储层非均质性差异均对油气的运移有控制作用[4]。塔南凹陷基岩古潜山油藏因铜钵庙组、南屯组烃源岩与基岩潜山之间空间位置关系不同,可以将其油运移输导形式分为两种类型不整合面侧向运移输导和不整合面+源断裂侧向运移输导[5],断层和不整合面是油气运移的主要通道,运移通道是多方向的,油源、优势运移通道和有效圈闭的组合是油气成藏的必要条件。塔南凹陷中部古潜山构造带生储盖匹配关系好,是最有利的成藏区带。

4结论

塔南凹陷为典型的断陷盆地,经过多期构造转换,断裂系统复杂,不仅是油源和有效圈闭的运移通道,活动时间长、活动强度大的断裂有效改善潜山储集性能;主力烃源岩区控制了油气藏分布范围,紧邻生烃凹陷的断隆带和凹中隆为古潜山油气成藏提供构造背景;储层的发育程度,尤其是裂缝的发育程度决定了含油气性,良好的生储盖耦合关系是潜山油藏的有利勘探方向。

摘要：中部构造带是海塔盆地油气资源最为富集的地区,塔南凹陷更是中部断陷带中勘探程度最高和油气产量最高的凹陷之一。随着海塔盆地勘探进程的不断深入,塔南凹陷古潜山勘探也获得工业突破,展示出较好的勘探前景。作为重要的储量接替区,有必要对古潜山油气藏成藏模式进行研究。通过对塔南凹陷古潜山油源条件、储层发育特征、油气运移系统的分析,总结出油气成藏的控制因素,建立起塔南凹陷古潜山油气成藏模式,揭示了该区较好勘探潜力。

关键词：古潜山,成藏组合,成藏模式,主控因素

参考文献

[1]李军,刘丽峰,赵玉合,等.古潜山油气藏研究综述.地球物理学进展,2006;21,(3):879—887

[2]李丕龙,张善文,王永诗,等.多样性潜山成因、成藏与勘探——以济阳坳陷为例.北京:石油工业出版社,2003

[3]李坚,程慧,季敏.海拉尔盆地贝尔凹陷贝中次凹潜山成藏条件研究.内蒙古石油化工,2009;(17):122—123

[4]郭凯,曾溅辉,卢学军,等.断层纵向输导与储层非均质性耦合控运模拟实验研究.现代地质,2010;24,(6):1164—1170

潜山油气田 篇4

沈阳油田安1—安97潜山总体形态为北东高、南西低的断块潜山。潜山的东部和北部分别发育NE和NW的反向正断层, 为安1—安97潜山的边界断层并控制潜山形态。潜山内部发育着NE和NW两组次级断层, 但对潜山的总体形态不起控制作用。潜山高点位于东北部胜30-13井附近, 高点埋深2420m。

胜25-13井是安1-安97潜山的一口高产井, 位于潜山中部, 投产初期日产液86吨, 日产油37.8吨, 目前日产液78.9吨, 日产油35.5吨, 含水55%。其储层岩性为太古界变质岩、微裂缝性岩层。胜25-13井自1997年投产以来, 一直采用电潜泵方式生产, 泵型70 (排量70方/天) , 泵深2513米。

2 高产稳产对策实施效果分析

对策一:及时完善注采井网, 实现井组注采同步。

及早确定油田开采方式是关系到油田长远规划和地面建设的一个重大问题[1]。油层渗透率好, 产液量大, 不出砂 (潜山油藏) , 套管规格等诸多因素使得胜25-13井采用电潜泵方式开采。1997年12月投产, 初期该区域只有一口注水井胜23-10, 该井于1988年注水, 胜25-13投产时累注水24.2万方, 因此胜25-13井投产时能量较足, 显示出高产液的生产能力。但后期液量下降较快, 动液面大幅度下降, 从1200米降至1600米, 并且23-10还担负着另外静64-26注水工作, 负担较重。

从上面的介绍中我们知道, 胜25-13开发初期注采井网是极不完善的, 已不适应其高产稳产的要求, 尤其该井是电泵方式生产。为此, 通过大量油水井资料, 作了细致的研究工作, 制定了首先对胜25-11、胜23-010实施转注, 来保证胜25-13井稳产。2000年6月份液面开始呈下降趋势, 并且从油井平面构造图、剖面图中我们可以看出, 胜25-13注水受效方向和层位都是有限的。所以由胜2511、胜23-010注水保障胜25-13高产稳产的基础是不牢固的。为了使该井保持充足的供液能力, 从不同方向上驱油, 随后依次将胜2413、胜27-13、胜25-15油井转注, 扩大了驱油范围。至此胜25-13井近五个方向有水井驱油。注采井网得到完善, 动液面稳中有升, 产量基本稳定, 下降趋势得到有效控制。

对策二:适时转变注水方式, 精细动态调配

转变一:根据该油藏的特点, 初期我们采取小排量、温和注水原则, 避免了在注水期间油井液量、含水波动大, 可能导致的水淹水窜现象, 延长注水见效期。

转变二:轮替注水

轮替注水:即井组内一口注水井注水后, 其余注水井停注或“接力式”注水, 一段时间以后该井停注;另一口注水井接替注水, 其余注水井再停注, 以此类推。最后形成井组内水井轮替注水。

实施该方法目的在于, 井组总注水量虽然减少, 但油井产量不递减, 供液能力仍保持充足;减缓水淹速度。

此外, 按照潜山高产井长期稳产的要求和产量形势来看, 为避免油井带病生产, 影响该井组有效生产时率、动态分析和调配效果, 我们对该井组实施了“资料一致性” (油井的液量、含水、液面、生产参数, 注水井的注水量、油压、套压要互相对应一致) 的油水井动态分析法, 就是油井或水井的各项数据要互相匹配, 如果其中有一项资料与其它资料不对扣的话, 我们就认为这口油井有问题, 为此我们必须深挖、细查, 直至查出原因, 否则不会轻而易举地进行调水, 避免作无用功。

不等量、轮替注水实施近5年, 对胜25-13阶段性的高产稳产起着重要的保证作用。

转变三:2010年以来, 我们通过对井组内注水井实施转变方式即不等量、轮替式改为恒量、中强度注水, 使油井胜25-13井获得了较长时间的高产、稳产期, 并使含水得到了有效控制。

对策三:精细日常管理, 维护稳定井组开发效果

(1) 有好的注水开发井网和调配方案固然重要, 但同时也必须精细化井组的日常管理。为此我们制定了严格的管理制度, 简单概括如下:

一是加密资料录取频率 (见表1) 。

原油计量 (次/天) 12原油取样 (次/天) 12油井巡检 (次/天) 34液面测试 (次/月) 12-3油嘴校验 (次/年) 12

二是在采油小队建立三级监控网络。巡井工、站长、队干部三级管理网络来管理监控。巡井工在每一次巡检时都要检查电流卡片运行情况并作上记号, 装取卡片时还要填写好相关数据, 以便核查和油井的分析。做到层层管理, 不放过油井的每个细小变化。

三是不断完善各种规章制度, 加强油井管理。如停电、大风雪应急程序、汛期管理措施等。

(2) 在已改造注水井由普通井口 (15MPa) 更换成高压井口 (25MPa) (注水井的井口一般都采用CY250型采油树[2]) 的基础上。2009年又对注水间水表进行了更换, 可自动恒定调节注水量, 存储注水数据。注水间采用多井配水间到各注水井工艺流程[2], 保证了注水平稳, 尽可能做到了注够水、注好水。

3 结论及认识

通过以上适时、细致的各项工作, 胜25-13井自投产以来, 共检泵作业7井次, 平均检泵周期660天, 最长检泵周期4年, 目前该井累计产油量近29万吨, 使得该井实现了16年之久的高产、稳产。其原因归纳为以下几点:

早期注水奠定了油井高产、稳产的基础。

完善的注采井网是实现油井高产稳产的必要和关键手段。

不同的注水开发阶段需要摸索出相适应的注水方式来做稳产保障。

离不开油井的精细化管理。

参考文献

[1]刘翔鹗, 著.采油工程技术论文集[M].石油工业出版社, 1999

[2]邹艳霞, 主编.采油工艺技术[M].石油工人技术培训系列丛书.石油工业出版社, 2006