准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现

匡立春 吕焕通 王绪龙 杨迪生 孙中春 凌立苏

中国石油新疆油田公司

准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现

匡立春 吕焕通 王绪龙 杨迪生 孙中春 凌立苏

中国石油新疆油田公司

匡立春等.准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现.天然气工业,2010,30(2):1-6.

2006年初,中国石油新疆油田公司确定了准噶尔盆地天然气勘探的4大领域,根据“突破东西两翼、坚持南缘、探索深层大构造”的部署原则,将陆东—五彩湾地区作为主攻领域,由此发现了天然气探明储量超过1000×108m3的克拉美丽气田。总结陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏的勘探实践工作,具有重大意义。为此详细阐述了该区火山岩气藏勘探的7个步骤,即:①综合分析选择突破口——滴南凸起;②开展火山岩岩性岩相研究,建立火山岩序列结构;③解剖已知气藏,确定控藏因素与气藏类型;④开展地震采集处理攻关,改善石炭系内幕成像质量;⑤井震结合识别火山岩体,综合评价优选钻探井位;⑥加强组织管理,探索适宜钻试工艺,加快勘探节奏;⑦勘探开发一体化,加快产能建设步伐。归纳了在滴南凸起石炭系火山岩油气勘探实践过程中逐步形成的6项配套技术。结论指出:市场需求是驱动中国石油新疆油田公司天然气勘探快速发展的重要动力,勘探领域及其突破口的正确选择是发现该气田的关键;合理的勘探程序和适宜的配套技术是该气田能够快速探明并投产的保证。

准噶尔盆地 石炭纪 火山岩 气藏 勘探 克拉美丽气田

1 准噶尔盆地天然气勘探领域及其主攻区的确定

进入21世纪以来,准噶尔盆地周边城市对天然气的需求量迅速增大,中国石油新疆油田公司(以下简称新疆油田公司)天然气储量和产量不能满足日益增大的需求,由此驱动了新疆油田公司的天然气勘探工作,特别是对陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏的勘探和准南冲断带古近系构造气藏的勘探。

关于准噶尔盆地天然气的富集规律与勘探领域,已有不少研究者从不同角度做过分析和论述[1-7]。2006年初,根据气源岩分布特点,新疆油田公司确定了准噶尔盆地天然气勘探的4大领域:①以石炭系为气源岩的陆东—五彩湾地区;②以侏罗系为气源岩的准南冲断带;③以下二叠统佳木河组为气源岩的中拐—五、八区;④以高熟的中二叠统下乌尔禾组和下二叠统风城组为气源岩的腹部深大构造。

在这4大领域中,腹部深大构造目的层超深、储层风险较大、勘探投入大;中拐—五、八区目的层构造较陡,形成大中型气藏的可能性相对较小;准南冲断带大部分构造以工程难度大而著称。相比较而言,以陆东—五彩湾地区石炭系火山岩作为目标更为有利。因此,经过中国石油天然气集团公司专家讨论与领导决策,确立了“一年准备,三年突破,五年大发展”的总体思路,以及“突破东西两翼、坚持南缘、探索深层大构造”的部署原则。按照这一部署原则,确定了以陆东—五彩湾地区为主攻领域,发现了千亿立方米级的克拉美丽气田;坚持南缘勘探,发现了300亿立方米级的高产高效玛河气田。

2 陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏勘探的基本做法

在陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏勘探过程中,逐步建立了从综合分析选择勘探突破口到勘探开发一体化7个步骤的基本做法(图1)。其中第一步最为关键,它是后续6步的基础。第二、三、四步在初期为同步开展的工作。探井部署并开钻之后,各步骤的工作都处于不断的循环与完善之中。

图1 石炭系火山岩气藏勘探基本做法流程图

2.1 综合分析选择突破口——滴南凸起

陆东—五彩湾地区面积有数千平方公里,包含滴南凸起、滴北凸起、滴水泉凹陷、石东凸起、五彩湾凹陷、白家海凸起、东道海子凹陷这7个二级构造单元的部分或全部。2005年之前已有47口钻揭石炭系的探井散布于该区广大区域,只在滴南凸起、白家海凸起、五彩湾凹陷的个别探井获得少量的发现。新一轮勘探前,如何选择勘探突破口成为勘探能否取得成功的关键。为此,根据对石炭系烃源岩发育与相关气藏发现情况、石炭系火山岩发育程度与储层物性好坏、区域构造背景与区带性盖层发育情况、石炭系地震资料品质等4个条件的综合分析,选择了滴南凸起上的一个鼻状构造带作为勘探突破口。

陆东—五彩湾地区钻揭石炭系的探井,钻揭石炭系厚度为52～1775m,平均为403m,其中烃源岩厚度为0～354m,平均为46.2m。烃源岩厚度分布平面上差别很大,相对而言,紧邻东道海子凹陷北部、滴水泉凹陷南侧厚度较大。石炭系烃源岩的母质类型主要为腐殖型,有机质丰度为中等—好,成熟度在平面上的分布特征大致为滴南凸起和五彩湾凹陷较高,向南、北两侧降低[8-10]。2005年前,陆东—五彩湾地区已发现许多来源于石炭系源岩的油气藏[11-12],产层层位既有石炭系也有侏罗系和白垩系。

在陆东—五彩湾地区磁力二次导数平面图上发现,滴西5井至滴西10井一带磁力二次导数异常,反映了火山岩的发育情况,这与滴西5井和滴西10井的实钻岩性相符合。并且,滴西5井和滴西10井火山岩的实测储层物性也较好,如滴西10井19块样品孔隙度介于2.2%～14.6%,平均为9.7%,渗透率介于(0.02～77)×10-3μm2,平均为6.88×10-3μm2;滴西5井14块样品孔隙度介于9.8%～23.7%,平均为15.5%,渗透率介于(0.17～3.63)×10 μm,平均为0.96×10-3μm2。滴西10井石炭系获得高产更充分证实了其良好的储集性能。

滴南凸起石炭系顶面构造为由东向西倾没的鼻状隆起,隆起带上发育与隆起带走向一致的大型挤压断裂带,构造变形强烈。石炭系之上梧桐沟组泥岩发育,厚度一般超过100m,盖层条件良好。

滴南凸起有5块三维地震覆盖,满覆盖面积1347km2,其中4块分别于2001、2002、2003、2004年度施工,面元均为25m×50m,石炭系顶界面较清楚且内部仍有较好反射,为进一步改善资料品质奠定了基础。

2.2 开展火山岩岩性岩相研究,建立火山岩序列结构

1)开展石炭系岩心的火山岩岩性复查和物性分析。这项工作在2006年上半年即已完成,其中复查了16口井92筒岩心的235张特征照片和631块岩石薄片观察鉴定结果,确定了岩性定名;并且补选岩性、物性样品334块,分析23口井的物性数据233个。

2)建立火山岩地球物理测井响应特征。首先完成了123块样品的全岩氧化物含量(特别是重矿物元素MnO、Fe2O3、TiO2等)和放射性元素(U、Th、K)含量分析,以针对性的实际资料证实了从基性到酸性火山岩U、Th、K的含量逐渐增大、放射性逐步增强以及重矿物含量逐渐减少的规律。然后以取心井为基础,用标准火山岩岩心标定到测井曲线上,确定了不同岩性火山岩的典型测井响应特征,强化了由基性岩到酸性岩自然伽马值升高、密度降低、声波时差值升高的基本规律。

3)通过岩心、薄片刻度测井建立火山岩常规测井岩性识别图版。火山岩岩性识别是建立火山岩岩相模式、识别火山岩体的基础,以岩心、薄片刻度测井建立火山岩常规测井岩性识别图版,充分发挥了各自的作用。基于47口井631块岩石薄片岩性分析数据建立的图版如图2所示,由图2可知,从基性岩到酸性岩, GR变大、D EN减小、A C增大的特征清晰,规律明显。

4)确立岩性识别的方法和流程。首先以自然伽马和电阻率曲线交会图区分沉积岩和火山岩,其次以常规测井自然伽马与密度、自然伽马与声波时差曲线交会图开展火山岩成分分析和初步的结构分析,再次以成像测井进行结构与构造印证,最后开展综合岩性解释。对工区内所有47口井进行了综合岩性解释,重新解释的岩性与岩心分析结果对比,更为合理。

5)建立以测井新技术为支撑的火山岩物性评价技术。针对火山岩多为裂缝、孔隙双重介质储层的特点,应用FMI、DSI进行裂缝评价(用FMI识别裂缝类型及裂缝参数,用DSI识别裂缝的有效性),应用CMR、ECS结合常规测井进行基质物性评价(用核磁共振测井可以较好的反映火山岩的物性和孔隙结构;用ECS测井、物性分析资料刻度测井可以较好的确定岩石骨架参数。上述两种方法相结合可以准确的确定储层的物性参数)。

图2 火山岩常规测井岩性识别图版

6)开展野外地质调查,建立野外石炭系火山岩序列结构。在克拉美丽山区共踏勘5条石炭系地质剖面,其中对白碱沟剖面进行了实测。野外剖面研究证实,石炭系自下而上岩性具有从基性岩到酸性岩演变的序列特征。

7)地面、钻井、地震结合,建立井下火山岩序列结构。在前面6项工作的基础上,地面与井、震结合,建立了滴南凸起石炭系由1套沉积岩相隔的上、下2套从基性岩到酸性岩演化的火山岩序列结构。该序列结构的建立,为火山岩体与圈闭识别奠定了良好的基础。

2.3 解剖已知气藏,确定控藏因素与气藏类型

2005年底之前,按照石炭系顶面构造控藏模式在陆东—五彩湾地区钻探的47口井中,仅滴西5、滴西10、彩25等个别井获得发现,随后针对这些发现而部署的探井大多都失利。因此分析这些探井的失利原因,解剖气藏的控藏因素与气藏类型就至关重要。下面以滴西5井区和滴西10井区为例进行解剖。

1)滴西5井区。滴西5井是1998年12月在滴南凸起上钻探的一口预探井,1999年9月在石炭系顶面的3650～3665m段试油,经压裂改造7.5mm油嘴自喷日产气10736m3,日产水32m3。同年底,按顶面构造气藏模式提交滴西5井区及相邻的构造位置稍高的滴西8井区(滴西2号背斜,尚未开钻)预测天然气地质储量56.36×108m3。2000年8月滴西8井完钻,石炭系无显示,岩性为凝灰质砂泥岩层,与滴西5井的火山角砾岩、安山岩互层大不相同,试油2层均为低产水层。

2006年通过井震结合对滴西5井区进行了解剖,从岩性岩相变化模式确定滴西5和滴西8井区石炭系为不同的岩相岩体,认为滴西5井以火山角砾岩为储层,以安山岩为隔层,气藏类型为受火山岩(角砾岩)岩性控制的层状地层气藏,而不是以前认识的构造气藏(图3)。

图3 滴西5井区石炭系气藏解剖模式示意图

2)滴西10井区。滴西10井钻于2003年,石炭系岩性为流纹岩,2004年在石炭系试气2层均获得高产工业气流。按照顶面构造控藏模式,2004、2005年分别钻探滴101井和滴102井2口评价井,石炭系岩性均为凝灰岩,无油气显示。2005年底,按断鼻构造气藏圈定滴西10井井控面积4.74km2(图4中的上图),探明天然气地质储量20.20×108m3。2006年,对滴西10井区按岩性圈闭模式进行了重新解释,提出了新的气藏模式(图4中的下图),并对滴102井进行了加深钻探以验证新模式。滴102井于3310m开始加深,3460m完钻,至3340～3370m井段钻遇流纹岩与滴西10井出气段岩性一致。钻探结果证实了新模式的正确性,指导了后续探井的部署。2008年,按照岩性岩相控藏模式,钻探了滴103井和滴104井,均获得成功,新增含气面积13.57km2,新增探明天然气地质储量83.07×108m3。

图4 滴西10井区石炭系气藏模式对比图注:上图为按断块气藏井控圈定的含气面积,下图为新的岩性岩相控藏模式

通过对滴西5、滴西10井气藏的解剖,认识到滴南凸起石炭系至少存在两种类型的气藏,即地层型及火山岩岩性型。

2.4 开展地震采集处理攻关,改善石炭系内幕成像质量

要改善石炭系内幕成像质量,可以从两个途径入手:一是采集新的地震资料,二是重新处理老地震资料。为此,2006年新部署格架二维地震12条1229km、滴6井三维161km2、滴西5井西三维139km2,滴西三维连片处理8块1964km2;2007年开展滴西叠前三维连片处理1163km2。新采集的地震资料经处理解释,石炭系基岩的反射成像得到显著改善;重新处理也使石炭系火山岩成像明显改善,顶界不整合关系更清楚,上、下火山序列与沉积岩夹层显示更清楚。

2.5 井震结合识别火山岩体,综合评价优选钻探井位

首先,通过地质、测井、地震相结合,建立了4种识别火山岩岩性岩相的地震相模式(表1)。在此基础上,2006年3～7月利用连片三维,结合已钻井资料,识别火山岩体45个,面积2446km2。对火山岩体进行综合评价优选后,部署了滴西14、滴西17、滴西18这3口发现井。此后,结合钻探结果井震结合不断标定,完善对火山岩体的刻画,使目标岩体逐步清晰,并优选部署评价井。

表1 石炭系火山岩岩性、岩相的地震相识别模式表

2.6 加强组织管理,探索适宜的钻试工艺,加快勘探节奏

在滴南凸起石炭系火山岩勘探中,存在以下4个方面的工程难点:

1)纵向压力变化大,合理井身结构确定困难。纵向上存在3个压力系统:①白垩系和侏罗系为低压异常到常压压力系统,压力系数介于0.8～1.0;②三叠系和二叠系为高压异常压力系统,压力系数为1.2～1.35;③石炭系也为高压异常压力系统,但压力系数介于1.1～1.28,普遍低于三叠系和二叠系。

2)浅层成岩性差、深层裂缝发育,井漏严重。白垩系和侏罗系存在易漏井段,三叠系和二叠系存在易垮井段。井漏现象在第一轮井(主要为预探井)的钻进过程中普遍发生。

3)机械钻速低,钻头选型困难,提速难。

4)压裂液滤失严重,储层改造难度大。

为了克服以上工程难题,加快勘探节奏,首先从组织管理上采取了以下措施:①强化监督,做到从钻前到开钻、从测井到完钻、从完井到试油的无缝衔接;②靠前指挥,即时掌握动态,通过多方联席会议方式,做到及时决策,推动现场及时执行;③通过地质和工程结合,从钻头选型、防漏堵漏、中途测试和压裂改造着手,探索适宜的钻试工艺。

个性化钻头选型以提高机械钻速(后另文详述),取得了陆东会战各井区全井平均机械钻速提高17%～40%、月速度提高17%、生产时率提高4%、单井平均节约工期25d的效果。

在防漏堵漏方面:①通过积极开展地层孔喉特征分析、常用桥堵材料性能分析等方面的机理研究,为合理防漏堵漏技术措施的制定提供科学依据;②结合实钻地层及井漏状况,采用微泡沫钻井液、正电胶钻井液、超级凝胶技术和随钻堵漏剂,开展综合防漏堵漏。通过上述措施,克拉美丽气田的滴西14、滴西17、滴西18和滴西10井区单井漏失次数、漏失量及井漏处理时间总体呈大幅下降趋势。

中途测试在滴西14、滴西17、滴西18、滴西182井成功获得应用。为保证求得地层产能,在测试工艺要求时间内使地层产出更多的流体,采取一次流动的工作制度,大压差开井。采用中测程序可以比采用一般程序提前1～1.5个月的时间部署下一轮评价井。

对多裂缝储层的压裂改造,采用纤维加砂压裂技术。纤维对多裂缝储层降滤失效果明显,同时使得进入地层的支撑剂在压裂液破胶后均匀铺设在水力裂缝中,提高压裂改造效率。滴西182井采用纤维加砂压裂,后期退液试产地面未见压裂砂外吐,说明纤维对防砂、控砂效果明显。

2.7 勘探开发一体化,加快产能建设步伐

为了在2008年底前建成规模产能,满足乌鲁木齐市冬季供气需求,新疆油田公司成立了克拉美丽气田勘探开发联合领导小组,统一协调、管理勘探开发一体化工作。勘探开发一体化突出“三个结合、四个统一”。三个结合是指研究、管理、施工三方在研究与实施、地质与工程、勘探与开发上的结合。四个统一是指:通过资料共享、相互印证统一地质认识,统一制定部署方案与钻试方案,统一录、测、试油资料录取,统一协调钻机队伍和试油队伍。

在评价勘探的同时,2008年在滴西14井区和滴西18井区部署开发井11口,2009年又在上述两井区部署开发井4口。

通过勘探开发一体化,克拉美丽气田开发进展顺利。2008年12月,滴西14井、滴西17井、滴西18井、滴西10井(扩大)4个气藏全部探明(图5),新增天然气探明地质储量1033.14×108m3,与此同时,滴西14井和滴西18井气藏投产并向乌鲁木齐供气。

3 勘探成效

3.1 探明千亿立方米克拉美丽气田并投产

2006年9月滴西14井气藏的发现,表明了选择滴南凸起为突破口的正确性。2007年3月和5月滴西18井气藏和滴西17井气藏的发现,更说明了这一点。2008年12月15日,新疆油田公司第一个千亿立方米整装气田——克拉美丽气田竣工投产。投产当天,该气田探井和4口开发井日外输天然气水平达150×104m3,达到工程设计能力。2008年12月18日向乌鲁木齐供气;年底建成3.7×108m3产能。截至2009年6月底,已有9口开发井投产。

图5 克拉美丽气田石炭系探明含气面积图

3.2 配套技术

在滴南凸起石炭系火山岩油气勘探实践过程中,逐步形成了以下一些配套技术:①岩心刻度测井的火山岩岩性岩相识别技术;②以ECS及成像等测井新技术为支撑的火山岩物性评价技术;③井震结合的火山岩体刻画技术;④地震叠前反演预测火山岩岩性技术;⑤个性化钻头设计,防漏、堵漏的火山岩钻井工艺技术;⑥多裂缝储层压裂及中途测试为主导的火山岩试油工艺技术。

这些技术不但为克拉美丽气田的快速探明并投产奠定了基础,同时也为其他地区的火山岩油气勘探提供了参考。

3.3 取得的地质认识

1)滴南凸起晚石炭世发育2期正序列火山岩,其间发育1套沉积岩;由于后期风化剥蚀严重,上石炭统分布很不完整。

2)火山岩储集性能受岩相、岩性及成岩后期改造作用影响明显:中酸性火山岩原生孔隙易于保存,后期易于产生裂缝;中基性火山岩原生孔隙易于被充填,后期易于发生次生变化及溶蚀作用;风化壳附近的块状熔岩及火山碎屑岩,经风化淋滤作用,易形成较好的储集体。

3)上石炭统与下石炭统一样发育烃源岩且不乏高丰度烃源岩,但其分布可能较为局限,有效烃源岩可能主要分布在东道海子凹陷及周缘。

4)有利的火山岩岩性岩相带、侧向封堵和盖层的配置关系是控制滴南凸起天然气成藏的主要因素。

4 结论

1)市场需求是驱动新疆油田公司天然气勘探快速发展的重要动力。

2)勘探领域及其突破口的正确选择是发现克拉美丽气田的关键。

3)对滴西5井区和滴西10井区气藏模式的正确解剖,保证了勘探的成功率。按照石炭系顶面构造控藏的气藏模式进行勘探,推迟了克拉美丽气田的发现;按照石炭系火山岩岩性岩相控藏模式进行勘探,促进了克拉美丽气田滴西14井区、滴西18井区、滴西17井区气藏的快速发现和滴西10井区气藏的扩大。

4)合理的勘探程序(本文前述基本做法所包含的7个步骤)和适宜的配套技术是克拉美丽气田能够快速探明并投产的保证。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.001

Kuang Lichun,professor,born in1962,holds a Ph.D degree,being mainly engaged in research of oil and gas exploration.He is now associate general manager of PetroChina Xinjiang Oilfield Company.

Add:No.66,Yingbin Road,Karamay,Xinjiang834000,P.R.China

Tel:+86-990-6883113 E-mail:klc@petrochina.com.cn

Exploration of volcanic gas reservoirs and discovery of the Kelameili gas field in the Junggar Basin

Kuang Lichun,LüHuantong,Wang Xulong,Yang Disheng,Sun Zhongchun,Ling Lisu
(PetroChina Xinjiang Oilf ield Company,Karamay,Xinjiang834000,China)

In the early2006,the PetroChina Xinjiang Oilfield Company made sure four domains for gas exploration in the Junggar Basin and adopted the principle of exploring giant structure traps in the deep formations from south base to east and west sides in this basin to chose the Ludong-Wucaiwan area as the primary domain,where the Kelameili gas field with proved gas reserves of over100bcm was discovered in the Carboniferous volcanic rocks.The exploration of the volcanic oil and gas reservoirs in this area has been carried out in the following seven steps:a.The Dinan salient was selected as the primary exploration target based on comprehensive exploration;b.The volcanic sequence was established based on lithologic and lithofacies study;c.Factors controlling hydrocarbon pooling and gas pool types were defined through analyzing the known gas pools;d.The imaging quality of the inner Carboniferous was improved by enhancing seismic acquisition and processing;e.Volcanic bodies were identified through seismic and well data integration and the emplacement of exploration wells was optimized based on comprehensive evaluation;f.Management was strengthened and suitable drilling and testing techniques were developed to speed up exploration;g.Production capacity construction was speeded up through integrated exploration and development.In addition,the six technology series that have been developed during the exploration of the Carboniferous volcanic reservoirs in the Dinan uplift were presented here.It is concluded that a.market demand was the incentive factor for the rapid growth of gas exploration of this company,b.the optimization of exploration domain and the selection of the primary target were the key to the successful discovery of the Kelameili gas field,and c.an optimal exploration procedure and suitable technique series guaranteed this field to be rapidly proved and developed.

Junggar Basin,Carboniferous,volcanic rock,gas reservoir,exploration,Kelameili gas field,discovery

book=1,ebook=91

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.001

2009-09-28 编辑 罗冬梅)

匡立春,1962年生,教授级高级工程师,博士;现任中国石油新疆油田公司副总经理,主要从事油气勘探研究工作。地址:(834000)新疆维吾尔自治区克拉玛依市迎宾路66号。电话:(0990)6883113。E-mail:klc@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.1-6,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)