油气地质特征

油气地质特征（精选九篇）

油气地质特征 篇1

随着社会经济的快速发展, 人们对原油和天然气的需求也越来越多。在这种情况下, 提高油气生产率成为了油气田开发需要重点考虑的问题。而能否实现油气田高效开发, 则与开发单位能否清楚掌握油气田的地质特征有关。

因此, 相关人员还应该加强油气田地质特征研究, 以便结合地质研究结果和油气田开发动态实现油气田的动态开发, 进行更好地提高油气开采率。

1 油气田地质特征分析

1.1 区域地质特征

南八仙油气田位于青海省柴达木盆地东北部, 海拔高2700~2 800 m, 地面以风蚀残丘为主, 成排分布, 拥有雅丹地貌特征。

从区域地质特征上来看, 其属于南八仙背斜带上的三级构造, 与马海构造及冷湖七号构造相邻。而南八仙整体为断层复杂化背斜构造, 由于早期受到基岩隆升作用, 晚期受到冲断褶皱作用, 形成了深、浅层构造格局。其中, 深层受仙南断裂控制, 拥有简单构造, 为完整长轴背斜。而浅部受仙北断裂控制, 拥有复杂构造格局, 总体形态为背斜构造, 但有较多断鼻和断块。

1.2 地层及储层特征

从地层及储层特征上来看, 该油气田可划分为油砂山组、干柴沟组、路乐河组、大煤沟组和基岩等共八套地层, 其中油砂山组和干柴沟组均可以划分为上、下两个地层, 拥有不同岩性岩相。对二者进行各级次层序划分, 能完成多个辅助标准层识别。比如在旋回控制下, 就能完成23个砂层组和204个小层识别。

相比较而言, 干柴沟组地层拥有较好可对比性和明显旋回特征, 油砂山组可比性较差, 地层横向相变快。从储层特征上来看, 储层岩石由岩屑、石英和长石三种成分构成, 各层段石英和岩屑含量有较大变化, 长石含量变化不大。

储层岩石主要为细砂和粉砂结构, 粒径在0.05~0.25 mm范围内, 结构成熟度较低, 岩石类型主要为砂岩和杂砂岩。储层储集空间为孔隙, 裂缝比较少见, 类型包含残余粒间孔、晶内溶孔和粒内溶孔等[1]。

从总体上来看, 储层孔隙度为中等, 渗透率从下到上按低渗透到中等渗透分布。

1.3 构造特征

分析油气田构造特征可以发现, 整体为断层复杂的背斜构造, 断层可划分为正断层、逆断层和走滑断层等多条断层。

在工区东段, 应力背景为基底隆升拉张应力背景, 中西段为扭应力背景, 均以正断层为主。而控制深层构造和浅层构造的仙南断裂和仙北断裂均以逆冲推覆型错断为主, 将产生不同影响。在平移走滑和逆冲推覆作用下, 南、北两断层构造高点错移, 分别向西和向东发展。在南块上, 构造相对破碎, 断块较多[2]。北块结构完整, 为断鼻构造。受燕山期古隆起影响, 深部地层拥有披覆构造特征, 在仙南断层的上升盘上分布有圈闭, 所受后期破坏较小, 顶部拥有相对富集的油气。浅层受晚期喜山期作用, 构造破碎, 形成的圈闭为断块和断鼻型构造圈闭。而北盘构造运动幅度较弱, 目前是油气聚集最丰富地区。

2 油气田开发动态分析

2.1 开发现状

从油气田开发现状上来看, 南八仙油气田拥有108口油气藏井数, 油井、气井数分别为46口和56口, 剩余为注水井。如表1所示, 油井单井和气井单井的日产量分别为3.12 t和2.1×104 m3, 采油和采气速度分别为0.37%和1.2%。目前, 油井的采出程度以达4.09%, 天然气的采出程度则达到了11.24%。在46口油井中, 开井37口, 仅有2口井日产油量大于8 t, 产油量在4~8 t/d的有8口, 在2~4 t/d的有9口, 停产井9口, 其余井的日产油量在0~2 t/d之间。而从高产油井分布上来看, 均分布在仙中1断块、仙3断块和仙8断块的构造高部位[3]。在56口气井中, 开井35口, 日产气量超过30 000 m3的有3口, 日产气量在20 000~30 000 m³的有17口, 在10 000~20 000的有14口, 停产21口。从高产气井分布上来看, 主要在仙北断层两侧高部位分布。

2.2 开发动态

对油井开采动态进行分析可以发现, 在油田投产井数不断增加的同时, 新井产量占比则越来越低, 仅在10%~20%之间。由于地层能量长期未得到补充, 投产初期的新井产油量不断下降, 年产从3 073 t下降至249 t。从油气藏特征上来看, 多数井为中等产能, 开采油层相对单一[4]。而产层达到1 500 m的油田具有较高生产能力, 部分打开油层单层厚度超过4 m的油井在一段时间都保持较高产能。部分井层段为油气同层, 在后期随着气油比的不断提高, 最终转为气井生产。目前, 大多数油井缺乏天然能量, 而不同层位和断块油层拥有的天然驱动能量存在较大差别。对气井开采动态展开分析可以发现, 在投产气井中, 由油井转气井的达33口。各气井在平面上产能上有较大差异, 中浅层地层在纵向上的上气层也有较大产能差异, 深层地层纵向上气层的产能差异则较小。在开发初期, 气井生产产量较高。但在地层压力逐渐下降的情况下, 气井产能也在逐步降低。受早期测井判识误差影响, 同时由于油气田构造复杂等因素的影响, 油气、气水和油水的界面未能得到同一界定, 进而造成油气井误射, 并导致油井、气井频繁互换。

2.3 开发方案

力油气层的优选, 并对现有油气井进行充分利用, 通过采用衰竭式开发方式实现层间接替, 以延长气藏开采稳定期。具体来讲, 就是对50口老气井采取配产措施, 并完成新井部署, 将50口老井和22口新井划分为上层系、中层系和下层系, 以便使井网对气砂体的控制程度得到提高。措施工作量为17井次, 其中8井次为措施井, 9井次为转层系[5]。此外, 还要实现井型优化, 完成大斜度井和水平井部署, 以提高油气田开发效益。

3 结论

总之, 油气田地质特征与开发动态有着密切的关系, 想要使当前油气田开发工作得到有效改善, 还要做好油气田地质特征分析, 并结合现有开发动态制定合理的开发方案。因此, 相信本文对油气田地质特征和开发动态展开的分析, 能够为相关工作的开展带来启示。

摘要：在油气田开发的过程中, 做好油气田地质特征分析, 才能为实现油气田开发动态调整提供科学依据, 进而完成更多油气储层的开发。基于这种认识, 本文以南八仙油气田的开发为例, 对油气田地质特征与开发动态展开了分析, 以期为关注这一话题的人们提供参考。

关键词：油气田,地质特征,开发动态

参考文献

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[2]施和生, 代一丁, 刘丽华, 等.珠江口盆地珠一坳陷油气藏地质特征与分布发育基本模式[J].石油学报, 2015, S2:120~133+155.

[3]周福.油气田地质特征对油田开发的影响研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 10:190.

[4]杜美霞, 徐振中.西湖凹陷H油气田深层气藏地质特征与开发潜力[J].中国海上油气, 2013, 02:56~60+67.

低阻油气层地质成因分析 篇2

低阻油气层地质成因分析

影响低阻油气层形成的主要因素有地质因素、工程因素和原油性质因素.一般认为地质因素造成的低阻是真正意义上的低阻油气层,而人为因素造成的低阻并非真正意义上的.低阻油气层.高束缚水饱和度是形成低阻的主要地质因素,此类低阻油气层所占比例较大,是勘探开发的重点.

作 者：陈华 陈小强 孙雷 廖明光 CHEN Hua CHEN Xiao-qiang SUN Lei LIAO Ming-guang  作者单位：西南石油大学,成都,610500 刊 名：重庆科技学院学报（自然科学版） 英文刊名：JOURNAL OF CHONGQING UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY(NATURAL SCIENCES EDITION) 年，卷(期)： 11(4) 分类号：P618 关键词：低阻油气层   束缚水饱和度   含油饱和度   识别难度  

油气地质特征 篇3

武川凹陷的勘查工作仅在2000年完成首钻武1井, 2 000m完钻, 岩性以火成岩为主, 含油情况还尚未摸清, 因此全面研究本区地层层序及生油条件对下一步勘查工作具有重要的指导意义。本文根据该区三维地震解释资料及周边钻孔显示, 系统研究了该区地层层序及构造发育状况, 并对该区生油条件进行了综合评价。

1 地质背景

二连盆地群所在区域构造位置为内蒙古自治区中部, 东起大兴安岭西坡, 西至狼山, 北接中蒙边界, 南达阴山山脉北麓;该盆地群是在海西褶皱基底上发育起来的中新生代断陷盆地:基底是古生界变质岩;沉积盖层自下而上依次为:中下为侏罗统阿拉坦合力群碎屑岩含煤建造, 上为侏罗统兴安岭群火山岩夹碎屑岩建造, 下为白垩统巴彦花群碎屑岩含油建造及新生界松散沉积。二连盆地群构造格局特征除了NW和SE边界隆起外, 总体格局是在大兴安岭隆起带与东乌旗隆起带以及宁城-化德隆起带之间展布的两坳一隆, 即中央隆起, 南北断陷成带, 近北东向斜列展布的区域构造格局。

武川凹陷行政区划隶属内蒙古自治区呼和浩特市武川县, 构造上位于二连盆地温都尔庙隆起南缘, 乌兰花凹陷西南边, 面积约1 400km2 (图1) , 推测基底最大埋深3 500m, 为北东走向[3]。

2 研究区地质

2.1 构造演化

本区进入侏罗纪前, 古生代褶皱基底以断裂运动为主, 即沿武川县-四子王旗一线发生大规模的北西、南东向拉张作用形成了北东向断陷凹陷, 首先沉积了河湖沼泽相含煤碎屑岩系-侏罗系五当沟组;随后凹陷范围继续扩展, 快速堆积一套类磨拉石红色碎屑岩建造-侏罗系大青山组;侏罗系末期, 武1井位置中央火山活动, 北洼槽强烈抬升, 造成侏罗系强烈剥蚀, 而南洼槽缓快抬升, 侏罗系地层得以保存;进入早白垩世, 断裂运动再次活跃, 南凹进一步扩张, 连续沉积了李三沟组, 固阳组, 早白垩世晚期由于断裂活动诱发了火山活动, 在凹陷南端堆积了一套基性火山岩建造 (白女羊盘组) ;新生代第三系凹陷进入坳陷期, 断陷“填平补齐”。

2.2 构造特征

2012年, 对武川凹陷96年采集二维地震进行重新处理17条557km, 测网密度达2×3-4×8km。通过对新资料的重新分析, 认为武1井钻遇的中央火成岩带把凹陷分割成南北两个洼槽, 南、北洼槽面积相当, 基底埋深南洼槽较深;南洼槽地震相为成层性较好的连续反射, 具有勘探的意义。通过地震资料解释, 研究区构造条件简单, 发育一条NE走向的正断层, 断距约30~200m。区内构造圈闭特征如下表1, 各地层顶面发育构造如图2、图3。

2.3 沉积特征

由于武1井对武川凹陷不具代表性, 地层划分主要根据地震、地质露头等资料, 识别地层不整合面, 对各层系的地震反射波阻特征进行划分, 划分了4套反射层系, 推测地质分层如下:

T8反射层:白垩系固阳组 (K1g) 与白垩系李三沟组 (K1ls) 地层分界, 为整合接触。

T11反射层:地震反射特征主要为中低频、中振幅、较连续, 是白垩系李三沟组 (K1ls) 与侏罗系大青山组 (J1d) 地层分界, 为角度不整合接触。

T11’反射层:地震反射特征主要为中高频、强振幅、连续, 是侏罗系大青山组 (J2d) 与侏罗系五当沟组 (J2w) 地层分界, 为整合接触, 如图4。

Tg反射层:侏罗系与古生界地层分界, 为区域角度不整合接触。

对应上述的地震反射层, 结合二连盆地集宁地区地质露头调查资料, 对武川凹陷地层及其特征进行初步推测。

本区发育的地层自下而上, 古生界 (Pz) , 侏罗系五当沟组、大青山组、白垩系李三沟组、固阳组, 上覆第三系地层, 见图5、图6。

(1) 凹陷内基底古生界地层仅依靠地震资料无法准确识别, 结合周边地质露头, 石炭纪—二叠拉纪花岗岩类沿凹陷边缘大面积分布, 推测古生界为一套花岗岩地层。

(2) 从早古生代开始, 推测首先沉积为侏罗系五当沟组 (J2w) , 该地层露头分布于凹陷南部, 由于该时期太平洋板块和华北陆块活动的加剧, 本区进入断陷时期, 在拉张作用下形成山间断陷凹陷, 于温暖潮湿的气候条件下沉积一套河湖沼泽相含煤碎屑岩系—侏罗系五当沟组, 岩性为砂岩、页岩、炭质页岩及煤层。

(3) 侏罗系中期, 断陷凹陷范围继续扩展, 快速堆积一套类磨拉石红色粗碎屑岩建造—侏罗系大青山组 (J1d) , 该地层露头分布于凹陷南部, 岩性为紫红色砾岩、砂岩、粉细砂岩、泥灰岩、页岩。

(4) 早白垩世初期, 构造体制总体上为伸展拉张, 沉降期先是在干旱炎热的强氧化环境下快速堆积一套红色粗碎屑岩系—白垩系李三沟组 (K1ls) , 角度不整合于大青山组之上, 该地层露头分布于凹陷西南部, 岩性为灰紫色、灰黄色粗砾岩、含砾粗砂岩及砂砾岩夹砂质泥岩。

(5) 早白垩世中期, 气候变得较为温暖。快速堆积灰绿、黄绿色调的含煤线粗碎屑岩系—白垩系固阳组 (K1g) , 该地层露头分布于凹陷北部, 岩性主要为黄褐色、黄绿色砾岩、含砾粗砂岩、中细砂岩及粉砂质泥岩、灰绿色砂质泥岩、泥岩、黑灰色炭质泥岩夹煤层、煤线, 在苦鸡壕赖钻孔中见下部层位为炭质泥岩夹煤线, 铝土质页岩及含油质页岩, 但未见底, 厚度249m。

3 生储盖条件

3.1 烃源岩

二连盆地南部凹陷中, 与油气有关的沉积地层主要为侏罗系和白垩系[4]。早中侏罗世发育湖相、扇三角洲相、河流相沉积, 局部为冲积扇沉积, 晚侏罗世以冲洪积相建造为特点;早白垩世早期继承了晚侏罗世的沉积, 仍以冲洪积相沉积为主, 到中晚期开始发育湖泊相和河流相, 末期局部地区接受火山岩和次火山岩相沉积, 晚白垩世为盆地的填充补齐沉积, 主要为湖泛和河泛沉积。

于温暖潮湿气候条件下沉积的河湖沼泽含煤碎屑岩系-侏罗系五当沟组, 岩性为泥岩、页岩、碳质页岩及煤层;湿暖气候下快速堆积的灰绿、黄灰色调的含煤线碎屑岩系-白垩系固阳组的灰绿色泥岩、灰色碳质泥岩、页岩、煤层。五当沟组及固阳组为两套生油岩, 两组烃源岩热演化均已进入成熟阶段, 并处于生油高峰期。其中五当沟组烃源岩有机碳含量为2.95%~5.79%, 氯仿沥青“A”含量为0.13%~0.50%, 平均0.101%, 总烃含量581×10-6~2 611×10-6, 镜质体反射率在0.68%~0.85%, 最高热解峰温 (Tmax) 达454°C。固阳组有机碳含量平均为1.99%, 氯仿沥青“A”含量为0.027%~0.329%, 平均0.101%, 总烃含量470×10-6, 镜质体反射率0.75%, 热解最高峰温为435°C[5]。

3.2 储油层

资料分析, 侏罗系中期, 断陷不断扩张, 快速堆积成一套类磨拉石红色碎屑岩建造-侏罗系大青山组;早白垩世初期, 处于总体拉伸、沉降期干旱炎热的强氧化环境下快速堆积成一套红色粗碎屑岩系-白垩系李三沟组, 为两套大的储集层系。

3.3 生储盖组合

从剖面沉积组合分析, 蒙南盆地群侏罗—白垩系的生储盖组合配置上具有下生、中储、上盖组合形式, 各层序还分别具备自生、自储、自盖的特点。

五当沟组下部发育的深湖—半深湖相厚层泥岩是盆地下部重要的生油层系, 中部发育扇三角洲河道厚层砂体是下部生油层系的理想储层, 上部既发育深湖—半深湖相泥岩又发育滨浅湖砂体, 有生有储。

固阳组深湖相泥岩是上部层位的生油层又是下部层位的盖层, 对于保存完整的盆地或生油凹陷, 下部侏罗系做生油层和储油层, 上部白垩系做盖层, 这将是最理想、最有可能的生储盖组合。

4 综合评价

4.1 邻井钻探成果

武1井未见良好的油气显示。

邻凹陷兰地1井录井在井段1 173.0~2 468.0m共见油气显示49.22m/15层, 其中油迹3.60m/1层, 荧光45.62m/14层。测井在井段780.60~2481.00m共解释79层311.00m, 其中差油层3层9.80m, 水层24层106.80m, 含油水层1层2.00m, 三类裂缝层4层42.60m, 致密层47层149.80m。综合解释在井段1173.0~2467.0m解释为差油层4层13.40m, 水层1层2.00m, 干层10层33.82m。

邻凹陷兰1井录井在井段857.0~2 209.0m共见油气显示114.96m/54层, 其中油浸1.89m/2层, 油斑3.17m/6层, 油迹23.24m/12层, 荧光86.66m/34层。测井在井段857.80~2209.40m共解释255.6m/94层, 其中油层3.8m/1层, 差油层7.4m/3层, 油水同层3.4m/1层, 含油水层26.2m/7层, 水层32.8m/9层, 干层182m/73层。综合解释为油层3.8m/1层, 差油层10.4m/4层, 油水同层3.4m/1层, 含油水层23.2m/6层, 水层13.2m/3层, 其余为干层。

4.2 油气藏分析及储量估算

研究区圈闭内有两套主要目的层, 其中侏罗系大青山组圈闭面积11km2, 预测圈闭含油面积8km2, 油层厚度10m, 单储系数3, 石油地质储量240×104t;侏罗系五当沟组圈闭面积16km2, 预测圈闭含油面积10km2, 油层厚度10m, 单储系数3, 预测圈闭资源量300×104t;两层预测总资源量为540×104t。

5 结语

武川凹陷南洼面积大埋藏深, 地震反射特征成层性好, 具有沉积凹陷的特点, 且靠近乌兰花凹陷, 因此推测武川凹陷也具有较好的成藏条件。建议下一步在该区施工1-2口预探井。通过地质井的钻探可实现明确武川凹陷地层层序及生油能力的目的, 同时对进一步开拓蒙南地区油气勘探战场有着重要意义。

摘要：为了明确武川凹陷构造特征、地层层序及生油能力。本文根据分析中石油华北油田公司2012年对武川凹陷重新解释的二维地震资料, 研究了该区构造及地层发育特征, 并结合邻井钻探成果, 综合评价了该区生储盖条件及油气藏特征。

关键词：武川凹陷,地质特征,油气藏

参考文献

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[4]赵贤正, 王权, 金凤鸣, 等.高勘探程度区富油气凹陷二次勘探方法及应用[J].中国石油勘探, 2012, 17 (6) :1-9.

油气地质特征 篇4

油气包裹体已成为油气成藏研究的有力工具,在划分油气运移充注期次、确定油气藏的形成时间、反映油气的成熟度及来源等方面均有重要的.应用价值.近年来,利用油气包裹体及其共生的盐水溶液包裹体估算油气藏形成时的pVT条件是油气包裹体研究中的一个新热点,它为更准确地计算油气藏形成的温度-压力条件提供了一种独立的、更准确的技术手段.研究表明,包裹体岩相学和流体体系的热力学研究仍将是今后的发展重点.油气包裹体的pVT模拟技术尚处于初始阶段,两种软件(VTFlinc和FIT)的准确性和精确性虽有待进一步提高,但已经成为今后一个重要的发展方向.

作 者：潘立银 倪培 欧光习丁俊英 PAN Li-yin NI Pei OU Guang-xi DING Jun-ying 作者单位：潘立银,PAN Li-yin(南京大学,成矿作用国家重点实验室,地质流体研究所,地球科学系,南京,210093;核工业,北京地质研究院,北京,100029)

倪培,丁俊英,NI Pei,DING Jun-ying(南京大学,成矿作用国家重点实验室,地质流体研究所,地球科学系,南京,210093)

欧光习,OU Guang-xi(核工业,北京地质研究院,北京,100029)

油气地质特征 篇5

自2002 年油砂被美国《油气杂志》 (《Oil & Gas Journal》) 列入世界石油储量统计以来, 加拿大原油探明储量跃居世界第二, 仅次于沙特阿拉伯。

加拿大阿尔伯塔前陆盆地油砂资源的油气地质特征、形成条件、资源潜力以及加拿大国家的资源投资环境等方面是在该区进行油气资源投资所关注的焦点。

1 区域地质背景

加拿大位于北美大陆北部, 一半以上的面积为地盾, 由前寒武系结晶岩、变质岩和一系列火成岩组成, 断裂发育, 是世界上前寒武纪地质研究程度很高的地区之一。该地盾发现的最老的地质体__格林兰伊苏阿表壳岩的地质年龄为 (3.76±0.07) Ga[1]。

加拿大区域地质构造格局的特点是东部发育广袤的地盾, 地盾内部陷落, 沉积有晚古生代地层, 称为哈得逊地台;地盾被东侧的Appalachia、北侧的Innuit和西侧的Cordilleran 3个造山带环绕。根据加拿大地质学家的研究, 将加拿大划分为17个地质省 (区) 4种类型:地盾、地台、造山带和大陆架;油气资源主要分布在地台和大陆架2种地质体内[2,3]。

2 油气地质特征及其形成条件

2.1 油气地质特征

加拿大地区沉积岩分布很广, 包括沿海大陆架的沉积岩面积647.5×104 km2。油气储层时代从寒武纪到第三纪, 主要是泥盆系礁相碳酸盐岩和白垩系砂岩。发育有比较重要的油气田421个, 油田和气田各占185个, 其余为油气田, 其中大油田3个, 大气田2个。根据地理分布和油气地质特点可分为东部、西部和北极三大含油气区, 26个沉积盆地, 9个重要含油气盆地。

加拿大是世界上重要的产油国之一。三大含油气区中西部含油气区是加拿大的主要油气生产区, 占全国储量的90%以上。西部含油气区包括阿尔伯塔、威利斯顿和马更歇3个主要含油气盆地, 其中阿尔伯塔盆地油气资源储量占西部储量的80%以上, 其生储盖特征较好[4,5,6]。

阿尔伯塔含油气盆地是世界上典型的前陆盆地之一, 同时也是世界上著名的含油气盆地之一。该含油气盆地含有大量常规油气资源和非常规油气资源__油砂, 到目前为止, 常规油气资源的勘探开发已经非常成熟, 产量已经下降。随着人类对石油依赖程度的增加, 在全球常规油气资源剩余可采储量逐年降低的前提下, 人们将目光转移到了油砂资源上。

阿尔伯塔前陆盆地主要发育4个油砂矿区:阿萨巴斯卡、冷湖、瓦巴斯卡以及和平河油砂矿 (图1) 。

阿萨巴斯卡油砂矿:矿区面积为40 000 km2, 储量2 064×108m3。油层为白垩系砂岩, 深度660 m, 油层厚度26 m, 有效孔隙度39%, 渗透率5 μm2。

冷湖油砂矿:矿区面积为22 000 km2, 储量219×108m3。单斜构造, 油层为白垩系砂岩, 深度130～500 m, 有效孔隙度34%～46%, 渗透率0.3～30 μm2。

太平河油砂矿 (瓦巴斯卡与和平河两上矿区的合称) :矿区面积为8 000 km2, 储量205×108 m3。单斜构造, 油层为白垩系砂岩, 深度500～860 m, 油层厚度36 m, 有效孔隙度17%～30%, 渗透率1 μm2。

1—阿萨巴斯卡油砂矿2—冷湖油砂矿3—瓦巴斯卡油砂矿4—和平河油砂矿

2.2 形成条件

阿尔伯塔前陆盆地油砂资源的形成与该区特有的构造与沉积环境密切相关。油砂产于下白垩统马克马里组。白垩纪期间, 阿尔伯塔前陆盆地西侧的洛基山脉, 由于受太平洋板块向东俯冲于北美板块之下所产生的近东西向的挤压作用, 使得马克马里组地层从未深埋过, 该组至今仍为未固结的松散砂, 砂的孔隙度一般在30%～35%, 水平渗透率为3×10-7～6×10-7 μm2;同时也使得大量的石油由西向东、向上移动, 穿过长达100 km的岩石层, 直至达到接近地面的大面积的砂岩层。

该区有利的沉积背景为沉积巨厚的砂岩储层提供了条件。马克马里组充填于二级层序界面上的一超大型下切河谷内。在上述挤压作用背景下, 相对海平面总体不断上升的过程中, 有多期与三四级甚至五级层序相关的高频相对海平面升降, 因而出现多期下切河谷[9]。后期的下切河谷经常下切到前期的下切河谷内, 结果形成了一套多期下切河谷叠置的连续厚砂体, 这些叠置的厚砂体 (20～60 m厚) 成为主要的储层[10]。这些特殊的地质条件 (高孔渗、厚层砂岩及位于构造高部位) 使得盆地深部生成的石油源源不断地运移到该高孔渗储层里, 形成油气资源丰富的油层, 后经生物降解作用形成油砂。

3 潜力分析

据阿尔伯达省能源监督管理委员会 (AEUB) 统计, 油砂的原始地质储量约为1.63×1012 bbl, 3 150×108 bbl可用当今技术开采, 其中经济可采储量为1 740×108 bbl, 加上常规原油, 总的可采储量为1 790×108 bbl。

据美国《油气杂志》2005年底的最新统计, 阿尔伯塔省的油砂中储藏有1 780×108 bbl原油, 这比加拿大最大的常规油田Pembina油田产量高很多, 目前已从油砂中提炼出的原油产量累计达40×108 bbl, 占总储量的2%左右。

据加拿大国家能源委员会估算, 在目前的技术和经济条件下, 若按日产量1×106 bbl的速度进行开采, 该省的油砂资源至少还可开发700年。

截至2002年底, 由于对阿尔伯塔省丰富的油砂资源进行了重新评估, 加拿大剩余石油探明可采储量为246.6×108 t, 比2001年的6.65×108 t增长了36倍, 居世界第2位;2003年加拿大地区石油产量为1.1×108 t, 而包括油砂在内的剩余可采储量为240×108 t, 按照当年的开采水平, 剩余的石油储量还可以再开采200多年。

目前油砂年产油量已达到40×106 t, 占加拿大石油年总产量的40%左右, 并且正在开发实施一些新的油砂项目, 可望在2010年前后油砂油产量翻番。自1986年对油砂资源进行开采以来, 日产量一直呈上升趋势:1986年日产量为13.8×104 bbl, 1990年为34.5×104 bbl, 2000年为60.6×104 bbl;而后, 随着人们对油砂资源越来越重视, 日产量呈直线上涨, 2005年已经上升为104.7×104 bbl, 预计2015年的油砂日产量将达到270×104 bbl, 而高峰时期的开采水平将达到390×104 bbl。

近年来, 油砂越来越得到石油作业者的重视。这一方面得益于开采和炼化技术的进步, 降低了油砂的生产成本, 过去开采油砂提炼1 bbl石油需要花费25美元, 而现在1 bbl大概只需10美元, 甚至更低。另一方面, 近年来国际油价不断飙升, 居高不下, 从过去1 bbl 20多美元持续上升, 到2008年5月27日为止, 已经达到了133.28美元, 使得原来在经济上不可行的油砂开采变得可行, 开采油砂所能产生的利润空间加大, 也让国际社会意识到了油砂的价值。

从油砂资源的开采技术来看, 目前比较成熟的开采方法主要有两种:①距离地面较近 (一般埋深小于75 m) 的矿藏采用露天开采法;②对于深埋地下的矿藏 (一般在地下75～400 m之间) 采用热采分离的方法。从前文对该区油砂资源油气地质特征的介绍可知, 4个油砂资源矿区除阿萨巴斯卡的部分地区 (约20%) 油砂埋深小于75 m, 可用露天开采外, 其余大部分地区需要采用原位开采。

蒸汽辅助重力泄油 (SAGD) 法是目前原位开采技术中比较高效的方法之一, 即在油砂层中钻两口平行的井, 一个在上, 一个在下, 将蒸汽注入上边的井, 当蒸汽对油砂层进行加热时, 油砂将被软化并靠重力流到下面的井中, 然后被抽到地面。目前的生产技术可以采收井下油砂储量的25%～75%, 远远大于常规轻质石油的采收率。

4 投资环境

加拿大卡尔顿大学的经济学教授陈智琦认为:加拿大的商业投资环境在七大工业国中名列第一, 主要有以下原因:

◇ 加拿大基础设施完备, 商业运作成本在七大工业国里是最低的, 为个人提供平等的机会居第一。

◇ 加拿大实行的是联邦税率扣除120%的优惠政策, 其矿业税制既考虑了一般企业和个人的税收, 同时也注意到了矿业税收的特殊性, 设计了优惠的税收制度, 以鼓励投资矿业, 保证矿业生产的投资效益。该国的法定工业税率比美国低4.5个点, 非工业税率比美国低6.5个点。 税收在七国集团中是最优惠的, 连公司日常管理费均能减免税。

◇ 劳动力素质和技术水平较高。

◇ 政府财政连年有盈余, 财政政策稳健。

◇ 受到国际恐怖主义威胁比较小。

◇ 加拿大的贸易法规比较完备。

◇ 加拿大国内政局比较稳定, 经济政策有连续性。

英国权威机构“经济学家智囊团”的一项关于商业投资环境的最新调查显示, 今后5年 (2007_2012年) , 加拿大将成为世界上投资环境最佳的国家。

2006年加拿大Fraser 研究所发布了2005/2006年度全球矿业公司调查结果, 其加拿大的矿业投资环境得到了较好的评价。

2005年1月20日, 中国和加拿大共同发表了《21世纪能源合作声明》, 两国确认石油、天然气领域为双方合作的优先领域, 共同推动在石油天然气领域的合作, 包括在加拿大油砂方面的合作。

总之, 目前加拿大的投资环境是比较好的。因此吸引了大量的国际资本, 目前约有200家外国公司在加拿大从事矿产资源及其相关活动, 这其中就包括我国的中海油、中石化集团和紫金矿业集团等公司。

参考文献

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油气地质特征 篇6

辽河油田和渤海湾其他老油田一样，经过几十年的勘探开发，可采储量日益减少，产量逐年下降递减。因此，深入开展油田的精细地质研究工作，探讨油气聚集规律，就成为老油田勘探开发的必由之路（刘贵满，2003；李明刚，2010；陈学义，2000）。锦99块位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷西南段，1991年投入开发，共部署各类开发井46口，并进行蒸汽吞吐生产，但生产效果差。2007年进行二次评价，部署了一批直井和水平井，取得了单井日产油20t以上的较好效果，但也出现了水平井油层钻遇率低的问题。目前存在的主要问题是直井吞吐效果差、油井出砂、水平井钻遇率低、油层及分布认识程度低。本文试图通过精细地质研究，落实构造，研究油层及其分布情况，重新计算储量，为该地区油气田的开发提供科学的依据，同时为辽河油田乃至我国东部其他老油田的精细地质研究和挖潜提供一些技术借鉴。

1 地质概况

锦州油田位于渤海湾盆地辽河坳陷盆地西部凹陷西斜坡西南端段，平面上主要由两条北东向三级断层将整个油田分为三个断阶带：上台阶、高垒带、下台阶（李国玉，2002）。锦99块就位于锦州油田的上台阶上（图1）。研究区新生界从下到上依次发育古近系沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组和第四系，其中沙河街组是本区的主要勘探目标层段，从上到下进一步分为沙一段、沙二段、沙三段和沙四段。沙河街组发育有多套含油层系，自下而上发育沙四段杜家台油层，沙三段莲花—大凌河油层，沙一、二段兴隆台油层，沙一段于楼油层等。本次研究的目的层是兴隆台油层，该油层又可进一步分为兴Ⅰ、Ⅱ两个油层组。

2 构造特征

锦99块兴隆台油层自1991年投入开发以来，先后在1991年、1998年、2004年和2007年共经历了四次大的构造特征的变化(林畅松，2000；孙洪斌，2008；刘特阶，2010)。在2007年编绘的构造图的基础上，本文通过详细地层对比划分、编绘油藏剖面图、研究地层油气水分布规律、参考地震解释成果的基础上，完成了兴Ⅰ油层组顶的精细构造图（图2），研究了微幅度构造的分布特征。由图2可见，本区全区共发育有10条断层（表1），将锦99块划分为8个次级断块。

3 储层特征

3.1 储层岩性特征

锦99块兴隆台油层储层主要由砾岩、砂砾岩、不等粒砂岩、中细砂岩和粉砂岩组成，以中细砂岩为主（孙洪斌，2002；李晓光，2006）。砂岩的碎屑颗粒中石英、长石和岩屑的含量分别为37.9%、31.1%、31%，分选系数1.63，分选中等，磨圆度为次圆～次棱角状。

锦99块位于上台阶，离物源较近，粒径差异大，局部发育中砾岩。例如：在锦99-35-22C井957.94～981.1m的取芯井段中，砾石占65-70%，成分以石英为主，长石、燧石次之，局部火山碎屑集中，含少量暗色矿物，粒径一般1～3mm，大者40～50mm,次圆-次棱角状，砂占25%～30%，成分以石英为主，长石次之，砂以细-中粒为主，少量粗粒，次圆状，泥质胶结。

3.2 砂体发育特征

本区为西八千扇三角洲沉积体系的一部分，物源来自为北西向和北东两个方向（高延新，1985）。储层主要为扇三角洲前缘亚相的水下分支流河道砂体，砂体呈条带状展布（图3），沿物源方向砂体由厚逐渐减薄，砂体最厚处位于北部的锦2-14-5203井，为230.4m，一般为100-150m。

3.3 储层物性

以储层实测孔隙度资料基础为，对20口井的测井资料进行了二次解释，储层平均有效孔隙度为29%，平均渗透率为2.198μm2，为高孔高渗储层（表2）。

4 油水分布特征

锦99块兴隆台油层共发育有10条断层，将该区划分为八个次级断块。各断块的油水分布差异大，为了确保含油断块和各层系的含油性，在八个断块内共选取7口油井试采兴隆台油层（其中两个断块已经确定不含油）。根据需要，分兴Ⅰ、兴Ⅱ两个油层组、13个层段，共23个小层进行干抽试采，及时录取各项资料。

试采结果表明，除两个断块已确定不含油外，其中一个断块兴Ⅰ组不含油，兴Ⅱ组为油层，其余五个断块兴Ⅰ和兴Ⅱ组均含油，在确定含油断块的同时，也对含油层系进行了研究，通过“四性”关系图板，对油水层进行了重新解释，摒弃了先前老井解释水平低的问题。

利用本区试油试采资料，分别绘制了兴Ⅰ、兴Ⅱ组的声波时差（AC）与电阻率（Rt）交会图版（图4），做为判别油、水、干层的依据。由图版可见，兴Ⅰ组的油层分布在12Ω·m<Rt<15Ω·m、375μs/m<AC<450μs/m和含水饱和度Sw≤50%的范围内，兴Ⅱ组油层分布在25Ω·m<Rt<120Ω·m、335μs/m<AC<425μs/m和Sw≤50%的范围内。

根据新的油气水层判别图版，重新解释了锦99块各微断块兴隆台油层组的油气层，并研究了其油气聚集规律，各微断块的含油特征如下：

4.1 锦99-33-24块

构造高点位于锦99-33-24井附近，为一断鼻构造，地层倾角6-11°，油藏埋深852～940m，闭合高度90m，油水界面-940m，兴Ⅰ组和兴Ⅱ油组均含油，兴Ⅰ组含油面积0.22km2，油层平均厚度为14.2m，石油地质储量31.71×104t；兴Ⅱ组含油面积0.22km2，油层平均厚度为8.7m，石油地质储量19.43×104t。锦99-33-24块总含油面积0.22km2，油层平均厚度为22.9m，石油地质储量51.15×104t。

4.2 锦99-31-22块

构造高点位于锦2-12-02井附近，地层倾角1-2°，油藏埋深900-975m，闭合高度75m，油水界面-975m，兴Ⅰ组和兴Ⅱ均含油，兴Ⅰ组含油面积0.1km2，油层平均厚度为13.6m，石油地质储量13.81×104t；兴Ⅱ组含油面积0.1km2，油层平均厚度为10m，石油地质储量10.15×104t。锦99-31-22块总含油面积0.1km2，油层平均厚度为23.6m，石油地质储量23.96×104t。

4.3 锦2-14-03块

构造高点位于锦2-14-5204井附近，地层倾角3-5°，油藏埋深900-970m，闭合高度70m，油水界面-970m，兴Ⅰ组和兴Ⅱ均含油，兴Ⅰ组含油面积0.14km2，油层平均厚度为19.5m，石油地质储量27.71×104t；兴Ⅱ组含油面积0.14km2，油层平均厚度为14.88m，石油地质储量21.15×104t。锦2-14-03块总含油面积0.14km2，油层平均厚度为34.4m，石油地质储量48.86×104t。

4.4 锦2-14-3块

构造高点位于锦2-14-5003井附近，地层倾角4-6°，油藏埋深890-965m，闭合高度75m，油水界面-965m，兴Ⅰ组和兴Ⅱ均含油，兴Ⅰ组含油面积0.2km2，油层平均厚度为15.4m，石油地质储量31.27×104t；兴Ⅱ组含油面积0.073km2，油层平均厚度为11.7m，石油地质储量8.67×104t。锦2-14-3块总含油面积0.2km2，油层平均厚度为27.1m，石油地质储量39.94×104t。

4.5 锦99-036-22块

构造高点位于锦99-036-22井附近，地层倾角4-6°，油藏埋深890-950m，闭合高度60m，油水界面-950m，兴Ⅰ组和兴Ⅱ均含油，兴Ⅰ组含油面积0.06km2，油层平均厚度为15.34m，石油地质储量9.34×104t；兴Ⅱ组含油面积0.06km2，油层平均厚度为8.7m，石油地质储量5.3×104t。锦99-036-22块总含油面积0.06km2，油层平均厚度为24.04m，石油地质储量14.64×104t。

4.6 锦2-14-5202块

构造高点位于锦2-14-5202井附近，地层倾角1-3°，兴Ⅰ组试采结果为水层和兴Ⅱ组为油层，油水界面-950m，含油面积0.2km2，油层平均厚度为8.5m，石油地质储量17.26×104t。锦2-14-5202块总含油面积0.2km2，油层平均厚度为8.5m，石油地质储量17.26×104t。

由上可见，锦99块兴隆台油层为一受断层控制的复杂断块油藏。含油面积为0.92km2，石油地质储量195.81×104t。

5 油气聚集规律

锦州油田平面上主要由两条北东向三级断层将整个油田劈分为三个断阶带：上台阶、高垒带、下台阶。而油源主要来自欢西油田东南部鸳鸯沟洼陷，在断层活动期，油气主要经各主力三级断层不断向北部高部位方向运移。锦99块就位于上台阶上，处于构造的有利位置，但距油源较远，资源量不足，导致油藏充满程度差。油气在运移的过程中，经过下台阶、高垒带之后，只有少量油气进入到上台阶，导致上台阶上的各个油藏的含油饱和度偏低，这也是上台阶上有部分区块生产一段时间后，就高含水的原因。此外，整个欢西油田的物源方向均为北西向或北东向，而上台阶位于最北端，碎屑颗粒搬运距离近，分选、磨圆差，这样的地理位置就决定了其储层物性较差（李海燕，2004；赵澄林，1997）。在局部地区，常常出现较大粒径的沉积，而且砂砾泥混杂，由此导致了储层的孔、渗较位于高垒带上的区块偏低，物性也相对较差。

总之，锦99块兴隆台油层油气运聚在宏观上主要受区域三级断层控制，在微观上主要受储层物性的影响。

6 井位布署

6.1 油层分布特征的研究

本区局部发育有砾岩层，砾岩层在测井曲线上表现为：电阻率为高值，声波时差表现为低值。以前的测井解释将砾石层错误解释为油层。而生产实践表明，这样的砾岩层注汽时吸汽，但投产后表现为低产能。（图1辽河坳陷锦州油田开发井位部署图）

重新研究后，本文摒弃了这样的层，根据声波时差（AC）与电阻率（Rt）交会图版进行了储层的二次解释，重新绘制了油层厚度等值线图（图5）。

6.2 有利区预测与井位部署

我们优选构造的有利位置，且油层厚度大于25m的地方，按照100m井距布署了29口井,从中精选9口（图5）,4口井完钻后，初期平均单井日产油8t，已累计产油3017t。

7 结论

(1)辽河坳陷锦99块全区共发育有10条断层，将该区划分为8个次级断块，含油面积为0.92km2，石油地质储量为195.81×104t。

(2)辽河坳陷锦99块兴隆台油层油气运聚在宏观上主要是受区域三级断层控制，在微观上主要是受储层物性的影响。

(3)通过测井二次解释，绘制了油层等厚图，部署油井29口，首批实施9口，已完钻4口，平均单井日产油8t/d，开发效果较好。

摘要：辽河油田锦99块构造特征复杂,储层砂体变化快,区块1992年投入开发,但初期投产油井生产效果较差,区块全面停产12年,属于尚未进行大规模开发的地区,为了正确识别油水层并为制定油田开发方案提供依据,建立该地区油水关系解释图版和识别标准显得尤为重要,通过储层“四性”(指岩性、物性、含油性、电性)关系研究,应用交会图版法来识别油水层。同时,结合对区块内各四级断块内的油井进行试采,来综合确定含油层系,为下部开发部署提供可靠依据。

油气地质特征 篇7

新世纪以来, 随着社会的高速发展, 石油的需求量持续增加, 常规油气藏已经进入了开发的困难期, 而页岩油气、致密油气以及油页岩等非常规油气藏储量的探明以及勘探开发的快速发展, 改变了石油勘探开发的方向和油气分布格局。随着科技的进步、科研的不断深入非常规油气资源将成为油气勘探开发的主要领域。非常规油气常储存于极其致密的储层中, 采用常规传统的理论和技术难以发现和开发。

进入21世纪, 我国地质学家通过纳米技术的应用, 发现页岩气主要存在于20~500纳米的页岩层空隙中, 致密油主要存在于50~900纳米的空隙中。这些富集于纳米级孔隙的储层中, 而且通过纳米技术才能开采的油气成为纳米油气。经由科学的统计分析发现, 纳米级孔隙占据致密岩层总孔隙体积的85%以上, 因此非常规油气的储集区主要为纳米孔隙。

因纳米级物体与常规的微米至毫米级物体的物理、化学特性截然不同, 纳米级物体具有量子效应、表面效应以及界面效应等“纳米效应”。因此传统的石油地质理论难以得到有效应用和指导。所以我们需要了解潜力巨大的纳米油气是如何形成、并在纳米级空间运移并滞留于致密储层中的, 以及其散失方式和分布规律等, 伴随着这些问题的出现、研究和解决, 纳米石油地质学继而诞生。

2 纳米石油地质学的科研思路和研究方法

因纳米油气富集于具有纳米效应的纳米尺度空间中, 与常规油气生储特征有巨大差异, 因此不可用常规石油地质学进行指导研究。因为纳米油气因其储层条件具有纳米效应, 纳米油气的研究需要以纳米科技思想和手段为基础, 纳米油气在纳米尺度空间的流动方式和规律是纳米石油地质学研究的核心, 因此油气运移动力以及纳米孔隙结构将是研究的关键步骤。

通过将理论分析与实例剖析相结合, 根据地质条件建立物理模拟实验并结合样品取芯进行分析, 对纳米尺度下有机质的生烃机制, 纳米级油气运移、聚集、散失机理进行模拟分析, 从而让研究更贴近客观实际, 从而为纳米石油地质学提供理论依据, 从而知道非常规油气资源的勘探和开发。研究方法主要从以下几个方面开展:

2.1 纳米级油气的源储组合机制

源储共生是纳米石油的主要地质内容, 研究目的就是要推断出油气形成的构造沉降的稳定性、发育条件以及岩层致密化的历史原因, 从而了解不同地质历史下源储组合的匹配关系以及分布规律。

2.2 纳米干酪根的成烃机制

纳米油气的来源可以是常规干酪根正常生烃形成, 也可以是纳米级干酪根生烃形成。纳米干酪根因其具有纳米效应, 其生烃机制将不同于常规干酪根, 因此, 需要从纳米干酪根的特征、生油条件以及演化过程进行深入研究。

2.3 纳米油气的运聚机制

干酪根生油气后在排出运移过程中大部分将滞留于纳米孔隙中, 形成了页岩油气或致密油气, 剩余进入常规孔隙系统的, 在有效储层及圈闭条件下聚集成藏, 也就是常规油气藏。而粘附于纳米孔隙中的则形成致密油气藏。

因此, 要通过研究纳米油气排出的动力条件、方式、效率、机理以及运移通道等内容, 明确纳米油气的排出、运移、聚集的方式及影响控制因素, 为非常规油气藏的分布规律以及勘探开发提供理论基础。

2.4 纳米油气的散失机理

地质构造变化、成岩变化等都极易引造成非常规油气藏的破坏, 导致油气的散失。因此, 纳米孔隙中油气的流动相态、动力以及散失通道都是研究该问题的主要方向。

2.5 纳米油气源储组合的空间关系

不同的源储组合会导致油气的冲注机制不同, 因此成藏机制上差异巨大。即使组合相同, 而时间配置不一样, 那么成藏结果也会存在差异。因此对不同源储组合纳米油气冲击机制、成烃作用与成岩演化配置对成藏的影响以及奈米油气聚集的时空匹配都是需要研究人员们要学习的方向。

纳米石油地质学的研究基础是微观领域的科学技术知识的应用, 特别是针对流动机制的研究, 为了能够更贴近实际, 在宏观上反映出底线纳米油气的生成、运移和成藏, 那么数据的准确、全面以及物理模拟、微观分析和实例剖析的匹配将对理论研究和结果评价产生重要意义。

3 纳米石油地质学研究的意义

随着常规油气藏油气储量急剧缩减, 非常规油气藏的已然成为了油气勘探开发的重点领域, 作为非常规油气藏的主体纳米油气的勘探开发将成为研究重点, 因此纳米石油地质学的的重要性也就显而易见了。

3.1 新领域的开拓

通过微观世界的科学机理对纳米尺度油气进行生成机理和分布规律的分析, 这与传统常规油气藏地质学的研究方式截然不同, 因此纳米石油地质学的建立并不是单纯理论上的创新, 而是以新的理论体系建立并存在, 是石油科学历史上一次革命性的巨大进步。

3.2 油气勘探开发理念的转变

传统常规油气强调的生成、储集、盖层、运移、圈闭、保存条件六大成藏要素的研究核心、思路和重点在非常规油气藏都不是研究重点。具有纳米效应的独特油气生成、滞留、运移、富集和散失的激励和规律将成为研究的核心和重点。虽然当前对纳米油气资源的认识还处于初级阶段, 但随着纳米技术的不断发展、对纳米油气认识的不断深入、各类非常规油气藏的不断分析, 纳米石油地质学的发展将更加接近客观实时。在这个过程中纳米石油地质学的理论体系也将更加丰富、全面。

3.3 开拓了勘探开发的新视野

纳米石油地质学的科研方向是纳米级的油气藏, 揭示纳米油气的生成、富集、分布和扩散, 其科学依据、研究方式、技术手段都有别于传统常规油气藏所应用的石油地质学。

纳米石油地质学将油气的研究从宏观拉入了微观世界, 由主要的局部含有区域扩展到整个含油源覆盖区域, 实现可“勘探无禁区”, 扩大了油气资源开发领域。随着纳米石油研究工作的不断进步以及勘探开发手段的不断创新, 之前未被探明的大量石油资源将被开发和利用, 实现油田储量的保持, 延长了油田的寿命。

4 总结

纳米尺度的非常规油气藏的勘探开发是油气资源开发的未来方向, 纳米油气藏油气资源丰富, 但因油气及孔隙吼道具有纳米效应, 因此其研究方式不能从常规油气藏进行类推, 其开发难度更大, 技术要求更高, 所涉及的科研内容更广泛。常规石油地质学侧重的是宏观世界的研究, 而纳米石油地质学则延伸到了微观世界, 是石油地质学的新世界、新领域。为了实现我国经济社会发展的需求, 为人们提供充足的物质保障, 需要我们所有石油工作者共同进行努力, 为我国石油行业贡献各自的力量。

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油气井地质导向钻井技术现状 篇8

关键词：地质导向,钻井技术,应用现状,不足

由于大规模整装油田的稀缺性, 为了维持油田开发和生产的需求, 人们将目光投向了原本认为没有工业开发价值的低品质油藏, 包括薄油层、小油层、断层油层、阶梯式油层等。客观上分析, 这类油藏所处的地质环境构造复杂、分布不均, 传统钻井施工作业中由于测量仪器、钻井设备等限制, 钻井轨道需要单独测量和控制, 一旦出现误差就必须重新起下钻, 再核对轨迹数据之后重新施工;如此反复, 会消耗大量人力、物力和财力, 降低油气开采工业化水平。为了避免重复起下钻操作, 人们基于导向钻井技术展开研究, 通过优化轨道设计、改良钻井设备和井下工具, 同时提高测量仪器性能, 从而探索出一套不需要重复起下钻、可在地下完成轨道调整的方法, 这就是地质导向钻井技术。

1 地质导向钻井技术概述

地质导向钻井技术在上世纪九十年代初具雏形, 它的完善得益于地质评测仪器、钻井技术、钻探设备等相关技术的发展进步。相应地, 随着多样化随钻地质评价设备的不断涌现, 以及地质导向工具的日渐完善, 地质导向钻井技术逐渐从小众试验阶段迈入规模化应用阶段, 目前我国主要在水平井、定向井中应用。

地质导向钻井技术的核心问题是把“几何导向”转化为“地质导向”, 在传统勘探钻井作业中, 通常会在一定区域内设置“几何靶”, 以地面为施工基础进行不断地调整。而地质导向钻井技术则不需要重复起下钻, 而是根据油藏情况随时展开调整, 从理论层面阐述, 就是将“固定靶”变为“移动靶”, 随测随钻、随时调整, 这样可以有效地缩短钻探周期、提高施工效率、节约生产成本。

结合我国地质导向钻井技术发展过程来说, 该技术充分借鉴了导向钻井技术的特点, 但在技术体系上又存在很大的区别。地质导向钻井技术以“地质”问题解决为出发点, 提出了地质评价设备和地质导向设备更新的需求, 通过人机对话控制, 极大地提高了地质参数的准确性。

2 我国地质导向钻井技术现状研究

新中国成立以来, 受限于国内工业技术条件的落后局面, 我国在地质导向钻井技术研发方面较为落后, 直到上世纪80年代, 胜利油田通过引进美国NL Sperry-Sun公司的DWD系统, 才有效地解决了水平井勘探开采难题。此后, 随着改革开放国内经济稳定发展, 极大缓解了科研投入不足的问题, 到上世纪九十年代, 我国已经研发出水平井、导向钻井的成套技术体系, 并先后在南阳油田、中原油田、青海油田、克拉玛依油田等进行推广使用, 并不断地收集数据, 为我国地质导向钻井技术提供了发展条件。

1996年西江24-3-A1大位移井首次应用了地质导向钻井技术并获得了成功, 该技术采用的是ANADRILL公司的M10型号CDR/CDN系统和MWD系统, 通过与美国菲利普斯公司合作, 改装为适应于中国油藏开发的LWD随钻测井系统, 在作业过程中通过收集地层密度、自然伽马、电阻率、声波、环空压力等参数, 满足了随时调整的人机对话需求, 与传统钻井施工相比省时、省力、省钱, 同时也创造了当时定向井位移量最大的世界纪录;但对中国内油田钻井技术而言, 它的价值在于带动我国地质导向钻井技术全面开展。在随后的几年中, 以胜利油田为技术攻关主导, 通过自主研发和技术引进的方式, 带动大庆、中原、青海、江汉等油田对该技术的迅速普及。

目前而言, 我国海油、陆油水平井、大位移分支井等钻井施工中都广泛采用了地质导向钻井技术。实践证明, 这一技术的应用不仅可以解决低品质油藏开采问题, 同时在储量丰富的整装油田中, 同样发挥着节约成本、提高效率、压缩流程的优势。同时, 我国在该项技术上也明显存在不足, 尽管在随钻测量仪器方面已经满足了需求, 但主要是有线类型, 无线测量仪器依然需要通过进口。

同时, 在应用层面也存在一些不足, 主要涉及测量技术、轨迹控制、钻具组合选用等, 这从侧面表明我国在地质导向钻井技术应用机制上还有待完善。

3 结语

总体上说, 我国目前对地质导向钻井技术的依赖程度较大, 但在技术水平上与国外发达国家还存在一定距离, 应用范围相对狭窄, 主要是水平井和大位移定向井, 其他复杂类型的油藏尚需要进一步完善。结合胜利油田在技术攻关中取得的成果分析, 在利用这一技术的过程中, 应该加强底层污染钱的参数分析, 与实时地质参数展开对比, 才能更有效地控制井眼轨迹走向。

参考文献

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非常规油气地质理论与技术研究 篇9

油砂和重油的成藏需要原油生成所需的烃源岩、原油储集的储集层、防止原油扩散的盖层以及防止原油扩散的盖层等成藏要素, 但在成藏过程中原油受到水洗、构造、生物降解等作用形成, 具有分布面积广、开采潜力大的特点。油砂和重油具有粘度高、密度大的特点, 因此即使在高孔渗的储层, 因其流动所需克服的摩擦阻力高, 在常规储层压力条件下也难以流动。因此该类油藏所需开采技术要求高, 开采难度大, 成本高。

油砂、重油、中质油、常规油、轻质油在重度和粘度上是连续降低的, 油砂和重油的形成是因原油在成藏过程中受到不同程度破坏产生的, 造成破坏的主要因素有三个。

1.1 盆地的抬升

原油在成藏早期阶段, 受构造运动影响, 盆地开始抬升, 使油气储集层外漏于地表, 造成原油中的轻质组分全部逸散到空气中, 原油也被地表水进行水洗, 还有生物降解等综合作用, 在短时间的暴漏后, 在古油藏还未全部被破坏前又有新的地层沉积, 因此便形成了新的重油油藏。

1.2 盖层的封盖能力

盖层通常是通过毛细管力阻挡油气向上逸散。盐层岩性致密, 是最好的盖层, 但大部分油藏的盖层为泥页岩, 当该类盖层的砂纸含量增多时, 盖层的封盖能力便下降, 使轻质组分逐渐散逸, 储层中的原油也易受到水洗和生物降解作用, 使原油便稠, 形成重油油藏。

1.3 底水作用

当储层中所含的水, 水温低于80℃时, 原油易受到水中的生物降解作用, 使原油变重便稠, 形成重油油藏, 同时在油藏底部形成沥青垫。油砂和重油油藏的形成需要盆地具有丰富的烃源岩, 为原油形成提供丰富的条件。油砂形成环境受构造运动影响的程度要大于重油, 因此重油存在的盆地类型较多, 分布较广, 而油砂多出现于前陆盆地。油砂、重油的油质都很稠, 难于流动, 特别是油砂, 通常油砂和重油储层埋深较浅, 当该类油藏埋藏深度小于120 m时通常应用露天开采方式, 当埋深处于120~175 m时通常采用巷道开采方式。当埋深更深时则需要水平井配合热注蒸汽的工艺进行开采。

2 页岩油气和致密油气

该类气藏主要是储集于物性极差的储集层中, 因开采该类油气对储层改善技术要求极高, 所以难于开采、开采成本高, 因此归于非常规油气。该类气藏都具有连续油气聚集的特点, 也是当前油气开采的热点方向。

2.1 页岩气

页岩气通常游离或吸附于有机质丰富、渗透率极低的页岩中, 分布不受圈闭的控制, 而取决于烃源岩的分布范围, 因此具有连续聚集的特点, 通常大量存储于盆地的中心和斜坡区。

页岩气的储集方式通常有三种: (1) 以游离态的方式储存于天然裂缝或页岩基质的空隙中; (2) 以物理吸附或化学吸附的状态存在于页岩基质细密孔隙吼道中; (3) 溶解于沥青中。因为页岩孔隙度和渗透率都极低, 所以通常以水平井采集和配套水力压裂的方式进行开采, 开采过程中最先采出的为游离气, 伴随着储层压力的下降, 吸附气将随之被开采出, 吸附的储量要远大于游离气, 而且在开采过程中无水产出。随着页岩气勘探发现储量的增加以及开采技术的提高, 页岩气的勘探开发将成为石油地质和勘探开发的未来主要发展方向。

2.2 致密气

致密气通常储存于渗透率不大于0.1毫达西的储层中, 它的形成和储存方式与页岩气不同。致密气通常是从烃源岩富集区运移到相邻地层中进行聚集。储层主要为:致密的沉积岩和低孔低渗、连通性差、岩石胶结紧密的储集层中。致密气的主要开采方式也是通过钻进水平井然后水力压裂配合开采, 与页岩气开采方式基本相同, 但采收率较之页岩气要高。

页岩气和致密气的储藏没有统一的地质构造特征, 所以开采前都要进行仔细的资料搜集研究, 然后依据实际情况和分析结果进行相应开采方式的确定。从当前页岩气和致密气的开采趋势来看, 页岩气的开采前景更为宽阔。

2.3 页岩油和致密油

页岩油和致密油的成因和分布都存在密切的关系, 都是由烃源岩的成熟度处于生油窗阶段成油, 然后运移到了低孔渗的致密储层就形成致密油, 如运移到了页岩中就形成了页岩油。页岩油和致密油的储层通常受构造运动的影响而呈现多样性。

页岩油和致密油的资源分布广、潜力大, 开采方式也多以水平井配合水力压裂完成, 但目前开采技术还不成熟, 需要继续深化研究。

3 油页岩

油页岩为细粒通常呈现黄褐色或褐黑色可以燃烧的干酪根组成页岩或碳酸盐岩。实质为有机质丰度很高的未成熟干酪根与黏土类细粒物质的混合物。其形成的环境也比较广泛, 可以形成于淡水或咸水湖, 也可形成于沼泽和近岸海盆或潮下陆棚中。其厚度可从几米到几百米, 覆盖范围达到数千公里的大型沉积区。

未成熟的干酪根处于生油窗阶段之前, 当埋藏较深时便是烃源岩, 当埋藏较浅达不到油气生成条件便是油页岩。页岩油气的形成与油页岩有着密切的关系, 是干酪根不同成熟度的三种状态, 未成熟的干酪根继续保存在页岩就为油页岩;当该类干酪根处于生油阶段, 经过排烃过程后, 残留的处于游离或吸附状态含油烃源岩就为页岩油储藏;当干酪根处于生气阶段, 经过排烃过程后, 残留的处于游离或吸附状态含气烃源岩就为页岩气储藏。

由于存在形态不同, 所以油页岩的开采方式有别与页岩油气, 后者主要侧重对低孔低渗储层的改造, 而油页岩则需要为其创造成油条件然后再行开采, 当前主要开采手段为热采, 与油砂和重油的开采方式有共性, 但由于存在环境不同所以开采方式也不同。当前国内外采取的主要方式就是将油页岩输送到干馏器进行加热, 让未成熟的干酪根转化成油气然后进行分馏处理, 再进行深加工进行提炼, 但会面临环境污染的问题。通常油页岩中的矿物成分会影响干酪根转化为油气所需要的能量, 但不会影响石油产量, 热开采通常是要将温度升高到500℃, 为干酪根进入成熟阶段生成油气创造条件, 但是此种开采方式难度大而且开采成本高, 因此要油页岩的含油足够高才能实现开采价值, 因此要对油页岩干酪根的风度以及含油率等属性进行评价, 这又会需要较高的技术要求, 所以油页岩的开采还没有实现商业化的程度。

具有远大前景的非常规气藏还有天然气水合物, 但由于开采技术需求较高, 当前技术还不能实现理想的开采效果, 所以还需要不断进行探索和研究, 短时期内不能成为开发目标, 因此不进行详述。非常规油气藏在不同的研究领域其定义范围不同, 部分专家认为深海和极地油气也属非常规油气藏, 但由于环境条件和技术条件的限制并不能实现开采, 但由于其地质构造与油气聚集方式与常规油气藏相同, 所以本文视为其为常规油气藏, 不予讨论。

4 结束语

当前国内外的石油开采均由对常规油气田的开发向非常规油气田的开发方向进行转变, 常规油气开采与非常规油气开采并举的局面将成为油气开采的主流方向。同时相应的, 石油地质及勘探技术也将随之不断变化和创新, 因此石油勘探开发工作者应将研究课题由常规气藏向非常规油气藏进行转变, 期待我们科研技术工作者们能够做出更大的贡献。

参考文献

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