超深层

摘要： 塔里木盆地北部地区奥陶系碳酸盐岩发现了埋深大于6000 m的断控型特大油田,关键成藏期厘定对油气成藏研究与勘探开发具有重要意义。在岩相学精细分析基础上,开展12口井断裂充填方解石的流体包裹体组合(FIA)测试分析,并结合烃源岩及其生油期、断裂与圈闭形成期研究断控油藏成藏期。结果表明,①FIA类型多样,主要存在坳陷区黄色荧光与隆起区黄绿色荧光2类不同成熟度油包裹体,指示2期石油充注;②FIA中盐水包裹体均一温度多遭受升温作用的影响,与油包裹体共生的盐水包裹体最小温度值更接近成藏期温度;③黄色荧光的FIA都检测到低于50°C的均一温度,黄绿色荧光的FIA均检测到70~90°C的温度数据,揭示中晚加里东期与晚海西期的2期石油成藏期;④中晚奥陶世为走滑断裂、奥陶系碳酸盐岩缝洞体储集层与圈闭的关键形成期;⑤下寒武统主力烃源岩的生油高峰期为晚奥陶世,坳陷区以晚奥陶世成藏为主,隆起区以早二叠世成藏为主。研究认为,塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期为加里东晚期,坳陷区保存了加里东期的原生古油藏,隆起区发育晚海西期从坳陷区调整过来的次生油藏;保存条件是该区走滑断裂带石油富集的关键,阿满过渡带坳陷区油气更富集、勘探开发潜力更大。

摘要： 我国煤层气开发主要集中在中浅煤层,深部-超深部煤储层地质条件更加复杂,储层压裂改造技术及排采管控技术是影响深部煤层气井能否成功开发的两大关键。渝东南地区龙潭组煤层埋深可达2 000 m,且该区没有超深煤层气井开发经验可供借鉴。基于此,以渝东南地区NY1井为例,通过优化压裂工艺,以减阻水压裂液体系为基础,按照大排量、低砂比、段塞式、不同粒径复合加砂的技术思路完成该井的压裂施工;在排采过程中,采用分段控制、逐步降速、适时调整、无套压生产的方式,尽可能增加煤层气井见气前返排率,扩大供气半径,并且避免液面大幅波动形成速敏效应影响煤储层渗流通道。结果表明:NY1井压裂过程中施工压力平稳,未见砂堵现象,排采过程中保持了日产气量2 800~3 000 m3。根据生产实际,NY1井实现了高产和稳产,该井的压裂工艺和排采制度的成功实施,对超深煤层气井的理论研究和实际开发具有一定的指导意义。

摘要： 基于原位方解石U-Pb定年、原油与储集岩烃类地球化学特征对比以及流体包裹体分析,恢复塔里木盆地塔北隆起西南部跃参地区YJ1X井奥陶系一间房组超深层油藏的充注与演化过程。研究结果表明:①原油、游离油以及包裹体油具有相似的地球化学特征,其对应的烃源岩在相同的沉积环境中形成;②原油、游离油以及包裹体油具有相似的成熟度,计算得到的等效镜质体反射率值为0.80%~0.96%;③储集层中识别出两种不同类型的油包裹体组合,其中Ⅰ类代表充注过程中最初进入圈闭、气体相对饱和的原油,Ⅱ类代表油藏发生轻微轻烃泄漏后残留的欠饱和原油;④该油藏在距今约425 Ma的早泥盆世发生过1期油充注,尽管在中泥盆世发生过部分轻烃泄漏,但之后一直保存完好。该研究表明在盖层发育良好、构造相对稳定的含油气盆地超深层中存在潜在的古老油气藏,可为下步的超深层油气勘探提供借鉴。

摘要： 12月11日,塔里木油田2021年油气产量当量突破3000万t,其中石油液体604.2万t、天然气300.7亿m 3,较去年同期增长92万t,实现“十四五”高起点、高质量开局。塔里木盆地是中国陆上最大含油气盆地,盆地超深层油气资源量占全国陆上超深层油气资源总量60%以上。作为我国第三大油气田,塔里木油田坚决贯彻集团公司党组决策部署,突出资源掌控,勘探不断取得新突破新发现。

摘要： 为解决超深裂缝性气藏增产难题,研究发展了以地质力学为枢纽的地质工程一体化增产关键技术体系,形成从井位优选—井型、井轨迹优化—改造方案精细设计的多维度超深储层增产工作流程。结果表明:超深储层具有高温高压高应力条件,裂缝发育且非均质性强,增产机理异于中—浅储层,激活天然裂缝是超深裂缝性气藏改造提产的关键;地质工程一体化增产技术能够实现更精准、更有效增产;通过地质工程一体化工作方式可以降低施工难度,避免常规压裂改造面临的风险。研究成果在库车克拉苏构造带应用150余口井,气井无阻流量提升3~5倍,实现了超深裂缝性砂岩气藏的高效开发,助力克拉苏建成150×10^(8)m^(3)产能的大气田。

摘要： 超深层碳酸盐岩气田普遍具有基质致密、裂缝发育和强非均质性的特点,采用常规“一点法”对其进行的产能评价结果与矿场实际产能之间存在着显著矛盾。文中在回顾“一点法”理论和应用的基础上,明确了“一点法”产能评价的概念、内涵及应用局限;以安岳气田为实例,建立了视均质、缝洞Ⅱ型、孔洞Ⅰ型、孔隙Ⅱ型4类典型储层的经验数描述和试气测试时间与转换系数关系图版,并导出了不同试气测试时间下的扩展“一点法”计算公式。矿场应用结果表明:扩展“一点法”的适用条件为气井试气测试资料与生产资料中的油压、产量数据具有较好的一致性;与常规“一点法”相比,扩展“一点法”可提升视均质、孔洞Ⅰ型、孔隙Ⅱ型3类储层的产能评价可靠性。新方法的建立及应用为评价气井初期产能与合理制定超深层碳酸盐岩气田开发技术对策奠定了基础。

摘要： 超深层地质体伴随高压、高温、高应力聚集的高强度能量,易变形失稳,导致重大灾害事故风险高。深地钻探中特殊地质因素研究对于工程实践意义重大。以塔里木盆地为例,通过对钻探过程全层系地质因素进行系统梳理,特别是将非目的层当作目的层精细研究,分析了影响超深层油气钻探工程地质因素的产生背景和赋存环境,进一步从“沉积建造作用、构造改造作用,沉积—构造耦合作用”揭示钻探工程与地质因素之间的内在交互关联性,并着重论述了特殊地质因素研究与描述方法。结果表明:(1)相比中浅层油气藏,超深井钻探95%的进尺均在非目的层,非目的层钻探直接影响勘探开发进程;(2)相比中浅层油气藏,地表状况、复杂岩性、地质行迹、地层流体及超深层极高的温压场均是超深井钻探面临的巨大挑战;(3)系统科学地分析超深层钻探工程的特殊地质因素,提高对油气藏认识的全面性和对井控安全风险的评估,有利于风险防范和井位部署;(4)全地层特殊地质分析进一步构建了地质与钻井工程之间的桥梁,推动了地质工程一体化从理念走向实践。

摘要： 为应对超深层裂缝型砂岩储层常规完井工艺存在替液不充分、污染井筒等难题,研发了可溶筛管清洁完井新工艺技术,即在产层段配置可溶筛管+丢手短节。可溶筛管在完井替液时当油管使用,可替出射孔段下部的高密度压井液,保证替液的井筒清洁;在储层改造和生产期间,可溶筛管经酸液溶解可溶孔塞后当筛管使用,降低流体流动阻力。后期修井时,丢手短节通过压力剪切销钉,可实现分段打捞,具有降低打捞难度和缩短打捞周期的优势。通过对关键工具可溶筛管和丢手短节的承压、可溶孔塞溶解以及丢手短节销钉剪切的性能开展实验研究,验证了工具的可靠性。通过对常规完井管柱和可溶筛管完井管柱工艺特点对比,基于D304井现场应用发现可溶筛管清洁完井工艺在替液、高压气体流动、泄流面积、日产量等方面具有明显优势,且工艺简单,便于现场操作。该工艺已在库车山前超深层裂缝型砂岩储层高压气井中应用8井次,成功率100%,为同类型井完井工艺的选择提供重要参考。

摘要： 2022年8月10日,中国石化宣布:公司在油气勘探开发领域实施的“深地工程”获得重大突破。顺北803斜井测试获高产工业油气流,折算日产原油244.3 t、天然气97万m^(3),油气当量达到1017 t,成为顺北油气田超深层第15口“千吨井”。

摘要： 元坝气田长兴组高含硫气藏D7礁群开采不均衡,实际生产与开发方案的预测情况存在很大差距,目前礁群累产气36.48×10^(8)m^(3)、采出程度仅22.9%,而地层压力由投产初期68.3 MPa降至40 MPa、降幅达41.4%。因此,重新核算D7礁群的动态储量是很有必要的,同时这也是D7礁群开发优化调整的基础。通过分析该礁群近6年的实际生产动态数据,采用物质平衡法、现代产量递减分析法进行D7礁群4口井动态储量的计算和对比,准确核算出D7礁群的动态储量在100×10^(8)m^(3);同时,通过实例分析表明:高含硫气藏天然气偏差系数值经验公式的压降法,基于Van Everdingen-Hurst非稳态的高低压分区物质平衡法、Blasingame现代产量递减分析法适用于高含硫气藏动态储量计算,为同类型气藏的动态储量计算方法的选取提供了有益借鉴。

摘要： 本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法、系统、设备，旨在解决现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。本发明方法包括：获取作用于海相碳酸盐岩储层孔隙度的地质因素，并对各地质因素的绝对值进行标准化；计算海相碳酸盐岩储层的孔隙度值；分析得到每M％的孔隙度区间里油层、水层、干层的比例，进而得到干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系；递推得到干层比例与埋深关系，确定深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限。本发明克服了现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。

摘要： 本发明提出了基于岩电解释模型对深层/超深层碳酸盐岩沉积微相精细划分的方法，该方法包括：利用显微镜、刻蚀、染色和阴极发光等技术，对岩石进行组构识别及分类，通过主成分分析法对测井曲线进行特征曲线融合处理，提取不同岩石类型的特征曲线，建立岩石‑电性解释模型，从而实现对深层/超深层碳酸盐岩岩石类型的识别及标定；分析岩石类型在纵横向的发育规律及叠置关系，确定区域沉积模式，进而对不同岩石类型的沉积微相精细划分，可进一步恢复海平面变化曲线。本发明不仅可以提高沉积微相划分的精度，保证地质信息的准确性，而且能够提升沉积相的认识，为实际勘探部署决策提供支撑，进而降低勘探风险和减少勘探成本的投入。

摘要： 本发明提供了一种深层‑超深层高演化天然气贡献率乙烷碳同位素评价方法，该方法包括获取研究区深层‑超深层高演化天然气样品中烷烃系列碳同位素数据；获取深层‑超深层的上部及下部层系高演化天然气甲烷碳同位素分布范围及甲烷碳同位素数据的平均值、乙烷碳同位素分布范围及乙烷碳同位素数据的平均值；确定乙烷碳同位素数据作为评价深层‑超深层不同层系高演化天然气古老烃源岩贡献率的参数；获得深层‑超深层上部古老烃源岩对上部层系高演化天然气贡献率范围；深层‑超深层下部古老烃源岩对下部层系高演化烃源岩贡献率范围。该方法可以对深层‑超深层不同层系高演化天然气的不同层系古老烃源岩的贡献率进行快速、高效、定量评价。

摘要： 本发明提供了一种深层超深层高演化天然气贡献率稀有气体同位素评价方法，该方法包括获取研究区深层‑超深层高演化天然气样品中氩同位素数据；获取深层‑超深层的上部层系高演化天然气氩同位素数据分布范围及平均值以及深层‑超深层的下部层系高演化天然气氩同位素数据分布范围及平均值；获得深层‑超深层上部古老烃源岩对上部层系高演化天然气的贡献率范围，深层‑超深层下部古老烃源岩对下部层系高演化天然气的贡献率范围。本发明所提供的该评价方法可以对深层‑超深层不同层系高演化天然气的不同层系古老烃源岩的贡献率进行快速、高效、定量评价。

摘要： 本发明提供了一种考虑温度效应的深层‑超深层岩石力学参数预测方法，适用于油气开发地质与岩石力学领域。取自深层‑超深层的岩芯其实已经历了慢速升温、快速降温的过程，为消除其对岩石力学性质的影响，通过建立温度差异加载路径前后岩石力学参数之间的关联性，预测深层‑超深层岩石力学参数，其步骤简单，效果好，测算结果可靠性高。

摘要： 本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法、系统、设备，旨在解决现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。本发明方法包括：获取作用于海相碳酸盐岩储层孔隙度的地质因素，并对各地质因素的绝对值进行标准化；计算海相碳酸盐岩储层的孔隙度值；分析得到每M％的孔隙度区间里油层、水层、干层的比例，进而得到干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系；递推得到干层比例与埋深关系，确定深层‑超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限。本发明克服了现有技术无法通过直接建立钻遇干层比率和深度的关系来预测油藏赋存深度下限的问题。

摘要： 本发明公开了一种相控约束下的深层‑超深层碳酸盐岩薄储层预测方法，涉及石油勘探与开发技术领域。本发明包括步骤：获取研究区的基础资料；根据基础资料确定研究区目的层段沉积相类型及特征和地震相带；建立地震相带和沉积相类型及特征间的对应关系，刻画沉积相的平面展布特征；以沉积相的平面展布特征为约束条件，开展高分辨率波形指示反演；根据反演结果及沉积相确定研究区薄储层纵横向展布规律，对研究区碳酸盐岩薄储层进行定性、定量预测。本发明能有效提高目的层地震分辨率，确保碳酸盐岩储层的地震响应特征。

摘要： 本发明公开了一种深层‑超深层烃源岩正构烷烃轻质组分及同位素分析系统及方法，包括以下步骤：老化5A分子筛色谱柱；热解烃源岩，热解组分逐渐进入到5A分子筛色谱柱，正构烷烃组分被其所吸附，不被吸附组分流出5A分子筛色谱柱并通过分馏平板，再经过空色谱柱或弱极性色谱柱流出；然后开启色谱柱柱箱的程序升温，5A分子筛色谱柱和HP‑5或DB‑5色谱柱随之升温，吸附在5A分子筛色谱柱上的正构烷烃组分会从小分子到大分子开始解析，通过分馏平板，然后经过HP‑5或DB‑5色谱柱再次进行分离，最后通过质谱检测器进行组分或单体同位素检测。本发明不仅得到了C13以前轻烃组分的正构烷烃单体碳碳同位素值，而且得到了比索氏提取链长更长的正构烷烃组分及其同位素值。

摘要： 本发明公开了一种联合开采深层‑超深层页岩气和地热的系统和方法，系统包括平行布置的页岩气开发垂直井和地热开发垂直井，地热开发垂直井的井口连通有水平的残余页岩气分离通道，页岩气分离通道的末端设置页岩气收集器。可实现在不建设新压裂井的前提下，联合开采深层‑超深层页岩气与地热资源，使同一页岩气生产井区的能源采收效益空前增加，显著减少同等效益下的工程开发成本；同时能最大化实现页岩气资源采出率，最优化发挥水力裂缝的效能，延长深层‑超深层页岩气生产区的服务寿命和效能，改善目前深层页岩气资源开采活动中主要侧重于克服高地温带来的不利影响、没有合理关注将深地环境变害为利的认识，为深部能源持续稳定开发利用提供新思路。

摘要： 本发明涉及深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，包括：计算改造储层的破裂压力；在低于破裂压力下向改造储层注入A剂，A剂为低浓度常规酸；在低于破裂压力下向改造储层注入B剂，B剂为常规压裂液；关井10‑30min；在高于破裂压力下向改造储层注入B剂，使地层产生裂缝；将C剂和D剂同时注入改造储层，C剂为常规酸，D剂为粒径小于20目的固体酸颗粒或粉末，C剂与D剂的重量比为10:1‑10:10；低排量下向改造储层注入C剂；注入常规顶替液；关井1‑5h；开井返排。本发明用于温度超过180°C以上深层超深层碳酸盐岩储层的酸压改造施工，在地层中形成一条兼具深穿透和更持久导流能力的酸蚀裂缝，大幅提高酸压井压后产能和延长酸压有效期。