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塔河油田托普台地区钻井液技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。 1颗粒灰岩类是指颗粒含量≥50%的灰岩。塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。 1.1藻鲕灰岩。藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。 1.2粉-砂屑灰岩。粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。沉积环境为潮下浅滩。 1.3鲕粒灰岩。鲕粒灰岩是一间房组中比较典型和常见的灰岩，少量见于鹰山组、良里塔格组和桑塔木组。颗粒以鲕粒为主并含有少量的生物屑和内碎屑。鲕粒多为亮晶胶结的同心圈层状正常鲕和薄皮鲕，少量见有薄皮鲕和变形鲕，核心多为藻鲕和生物屑。为潮下高能冲洗带和浅滩环境的沉积物。一间房组的部分井下岩芯中可见该类灰岩构成礁体的基座，向上逐渐演变为具有骨架结构的海绵礁灰岩 1.4砾屑灰岩。砾屑灰岩主要见于鹰山组，也是该组较为典型和普遍的岩石

塔河油田TK860X井钻井液技术-最新资料

塔河油田TK860X井钻井液技术 1 地质简况 2 钻井液类型选择与施工难点2.1 钻井液体系的优选针对地层特点，钻井液必须满足以下要求：良好的抑制性，抑制地层岩屑水化分散；良好的屏蔽暂堵性能，形成优质泥饼，并封堵上部地层砂岩段；良好的润滑防卡和防塌能力；良好的造壁能力和护壁能力，确保井壁稳定，井径规则；能很好地保护油气层，减少油气层损害。特别三开井段“直-?斜- 稳斜- 降斜- 直” 井身特点，采用聚合醇聚磺混油钻井液体系，现场应用表明本体系具有良好的润滑防卡、悬浮携带和稳定井壁的能力，满足现场施工要求。 2.2 各井段难点一开、二开上部井段井段：一开地层疏松、渗透性强，地层可钻性好，进尺快，钻屑污染严重，渗漏严重。容易发生井口垮塌。采用固控除砂、化学絮凝和胶液稀释的办法控制钻井液自然密度。三开井段：地层压实性好，钻时较慢。砂岩段渗透性强，易形成小井眼，二叠系微裂缝发育，渗漏严重。石炭系地层泥岩粘土含量高、塑性强，易吸水膨胀发生泥包钻头。定向井段润滑、防塌和井眼净化是主要难点。四开井段，地层稳定，裂缝、溶洞发育，易喷易漏。井底温度高，控制钻井液整体高温稳定性能，保护好油气层。

3 钻井液维现场应用 3.1 一开0m-502m 表层地层松软、渗透能力强，采用高粘切膨润土-聚合物钻井液，防止井口垮塌。开钻前预配制200方膨润土浆，水化24 小时，加入适量CMC-H，V 以满足携砂、悬浮和防渗漏、防坍塌要求。 3.2 二开502m-4000m 本井段井眼大，钻速快，在保证排量和井眼稳定的前提下，尽量控制钻井液适当粘切，低密度，低固相，提高机械钻速，充分使用固控设备，严格控制劣质固相，防止固相污染。上部井段(502m-2500m，钻井液维护以补充聚合物KPAM交液和优质膨润土浆为主，根据粘切的高低而使用不同浓度的聚合物胶液。复配使用大中小分子聚合物，使钻井液具有良好的包被抑制性，包被钻屑。加入PB-1、QS-2封堵地层，降低渗漏。在进入吉迪克地层前把钻井液密度提至 1.18g/ cm3 ，防止吉迪克组地层蠕变，造成井壁缩径，导致起钻阻卡。下部井段(2500m-4000n)，随着井深增加，井底温度的不断升高，容易造成粘土过度分散。坚持使用聚合物加强钻井液的抑制能力，聚合物浓度维持在 ( 0.5-0.8 )%，同时严格控制劣质固相。钻进到3500m根据实际情况补充部分抗温材料，提高钻井液的抗温性能，控制钻井液的API失水小于5ml，HTHP失水小于15mL 3.3 三开4000m-5538.37m

塔河油田TK1040井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术

67 2010 年第 10 期西部探矿工程塔河油田 TK1040 井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术赵静杰 ( 华北石油局西部工程公司 ,新疆轮台 841600) 3 摘 : T K1040 井位于塔河油 S99 - T728 井 NN W 向的构造隆起条带南翼、要牧场北残丘群西翼斜坡。该井地层裂缝发育 ,存在两套压力系统 ,钻井过程中井漏和井塌问题非常严重 , 钻井作业十分困难。根据现场情况 ,对该井发生井漏的原因进行了分析 , 通过对室内小型实验研究出了适合该井堵漏、防塌钻井液工艺技术 ,并进行了现场应用 ,取得了良好的效果。现场应用表明 ,该桥塞堵漏钻井液技术可以很好的解决该井的井漏问题。针对该井地层坍塌问题 ,本井采用多元醇配合沥青类防塌剂 , 能很好的起到防塌效果。关键词 : 承压堵漏 ; 桥堵 ; 防塌 ; 塔河油田中图分类号 : T E24 文献标识码 :B 文章编号 :1004 5716 ( 2010 ) 10 0067 04 T K1040 井是塔河油田 10 区奥陶系油藏 , 该井三开钻遇三叠系、石炭系、泥盆系、奥陶系地层 , 到达目的层后 ,发生漏失和地层坍塌等问题的出现。该井钻遇奥陶系良里塔格组时发生严重井漏 ,其分析为存在两套地层压力系统。并且随后发生井塌等井下复杂情况。最后通过大量的室内研究及现场反复摸索 ,研究总结出适应该地区地层特点的堵漏、防塌钻井液工艺技术 , 并成功在该井进行了应用 , 收到了良好的效果 , 为塔河油田 10 区高效优质开发提供了有力的保障。 1 工程地质简介渐新统地层 ( 0 ～ 3440m ) , 岩性以棕褐色泥岩与灰棕色粉砂岩、细砂岩互层为主。古 - 始新统地层 ( 3440 ～3520m) ,岩性主要以砂岩为主夹棕色粉砂质泥岩。白垩系地层 ( 3520 ～ 4609m ) 岩性主要为灰白色细 - 中粒砂岩、含砾砂岩夹棕褐、灰绿色泥岩。该井段地层疏松 ,由于钻速快、砂岩多井壁易渗漏。侏罗系地层 ( 4609 ～4639m) ,岩性主要为灰色细粒屑长石砂岩、长石石英砂岩夹灰、棕灰色泥岩、粉砂岩泥岩及薄煤层。三叠系地层 ( 4639 ～ 5144m ) , 岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细粒长石岩屑砂岩、深灰色泥质粉砂岩。侏罗系、三叠系地层泥页岩地层易吸水膨胀、剥落、掉块。石炭系地层 ( 5144 ～ 5781m ) , 岩性主要为褐灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩 ,石炭系“双峰灰岩” ,顶部为黄段灰色泥晶灰岩夹深灰色泥岩 , 下峰含石膏 , 使用高密度钻井液体系易发生井漏。堵漏要根据实钻情况和地质解释有针对性进行。泥盆系地层( 5781 ～5821m) ,岩性主要灰色细粒、含砾细粒岩屑石英砂岩、粉砂岩夹灰、深灰色泥岩。 2 钻井液技术概况 T K1040 井是由华北西部 60817 HB 井队施工。T K1040 井 2007 年 9 月 2 日 15 : 25 钻至井深 5925. 58m ,层位 O 3 l , 开始发生井漏 , 漏失 1. 30g/ cm3 井浆 43. 71m3 。9 月 3 日 , 继续钻进至井深 5927. 79m 时再次发生 ,井漏漏失 1. 30g/ cm3 井浆 48. 91m3 。9 月 4 日～ 5 日期间漏失 1. 30g/ cm3 井浆 359. 09m3 。9 月 6

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比为了找出塔河地区奥陶系克拉通坳陷中的多层次迭加的含油气系统。本文采用三个统、八个阶的对比方案对塔河地区奥陶系的统、组岩石地层作重大调整。认为塔河地区奥陶纪盆地是塔里木盆地早古生代克拉通内和被动大陆边缘的一部分，奥陶系假整合在下丘里塔格组之上。沉积层序和充填特征∶早、中奥陶世，塔河地区为潮坪-碳酸盐岩台地相；晚奥陶世与塔里木盆地演化同步，为前陆盆地沉积-构造转换的重要阶段，碳酸盐岩台地经历两次淹没过程和向上变浅的沉积序列，晚奥陶世末转为陆源碎屑岩沉积。标签：塔河奥陶系沉积特征划分对比方案塔河地区位于塔里木盆地北部，现今的构造位置属沙雅隆起（塔北隆起）南侧阿克库勒凸起的南部[1]。塔里木盆地是个大型复合、叠加盆地，为一具有前寒武系结晶基底的陆板块。内部可能存在以深断裂分隔的不同性质的沉积-构造单元，发育了不同性质的原型盆地，形成多层次迭加的含油气系统，成为碳酸盐古岩溶储集成藏的最有利空间[2]。塔里木盆地的地层与沉积序列，除前寒武系外，主要包括五个叠加层次的构造-沉积层，限于专题本文只开展塔河地区奥陶系地层与沉积序列的研究。 1塔河地区奥陶系地层划分对比方案塔河地区奥陶系划分对比方案依据国际奥陶系划分方案（1998）及第三届全国地层会议建议方案（2000），结合柯坪大湾沟新设立的全球辅助层型剖面（2002），对奥陶系的划分作了重大调整。新方案将原划为下奥陶统的鹰山组上部及一间房组划归中奥陶统，将原划为中奥陶统的恰尔巴克组及良里塔格组下部划归上奥陶统。 2塔河地区奥陶纪地层与沉积序列 2.1塔河地区早奥陶世地层与沉积序列早奥陶世，在塔西克拉通内坳陷盆地还是一套碳酸盐岩台地-潮坪相沉积，沉积中心位于满西1井西南和塘古孜巴斯坳陷[3]。早中奥陶世为槽盆相深水碎屑岩沉积相区，以笔石页岩、陆源碎屑岩、黑色泥岩和放射虫硅质岩为特征。在巴楚、柯坪等地，该组底部为薄层状砂屑灰岩夹白云岩超覆在上寒武统古喀斯特面上，向上为砾屑灰岩与砂屑灰岩夹白云岩韵律互层，潮道冲刷面发育。沉积环境为潮下—潮间带，发育藻鲕和藻纹层灰岩，为建藻席和藻丘的沉积序列组合，在纵向上主要有两大部分：下部碳酸盐加积序列，潮道-潮坪序列；上部的藻席发育序列，局部可建藻丘。 2.2塔河地区中奥陶世地层与沉积序列

塔河油田奥陶系原油高蜡成因

文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４收稿日期：２００５－０５－１１第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。电话：（０９９１）３６００７４２。塔河油田奥陶系原油高蜡成因丁勇１，２（１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９；２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１）摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２文献标识码：Ａ塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油３５０多万吨的大型油气田———塔河油田。塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。塔河油田东南部的奥陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。１概况塔河油田发现于１９９６年。油田主体部位位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。经过多年的勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。第１卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳＡｕｇ．２００５

塔河油田地层简表

塔河油田地层简表
地界系第四系新上新统库车组康村组吉迪克组统层群系组统代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩性描述
灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。（1） T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。 1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅰ砂组。（1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。 3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。 2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。深灰色、灰绿色英安岩。底部为灰黑色玄武岩。（1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。为卡拉沙依组砂泥岩互层段。 1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。为上泥岩段。（1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ：棕褐色、灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩，即“下泥岩段”； 1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层，即“砂泥岩互层段”。上部为灰白色细粒石英砂岩。下部灰白色细粒石英砂岩与深灰色、绿灰色泥岩呈不等厚互层。深灰、灰绿、灰色泥岩与灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩略等厚-不等厚互层。上部灰色细粒砂岩与绿灰、深灰色泥岩；中部为绿灰、深灰色泥岩，下部绿灰、深灰色泥岩夹灰色细粒砂岩。灰色泥岩、灰质泥岩与灰色泥晶灰岩、灰岩略等厚-不等厚互层。灰、褐灰色泥微晶灰岩、泥灰岩。上部为棕褐色灰质泥岩、下部为浅灰色泥晶灰岩。浅灰色砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。灰白、灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。
3 2 4 2
上第生三系中新统界
渐新统苏维依组下第三系古-始新库姆格列统木群巴什基奇克组
K1bs K1b K1s K1y J1
白垩系
下统
巴西盖组卡普沙良群舒善河组 (K1kp) 亚格列木组
中生界
侏罗系
下统
上统
哈拉哈塘组
T3h
三叠系
中统
阿克库勒组
T2a
下统二叠系中统
柯吐尔组
T1k P2
晚古生界
卡拉沙依组石炭系下统巴楚组
C1kl
C1b
泥盆系志留系早古生界
上统
东河塘组塔塔埃尔塔格组
D3d
S1t S1k O3s O3l O3q O2yj O1-2y
下统柯坪塔格组桑塔木组上统良里塔格组恰尔巴克组中统中下统一间房组鹰山组
奥陶系

塔河油田盐膏层钻井液技术

塔河油田盐膏层钻井液技术孟庆生江山红石秉忠（中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州 253005）摘要：为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层，盐层中夹有泥页岩盐层和砂泥盐层，由于盐的溶解而造成井径扩大，钻井液性能不稳定，盐膏层塑性变形造成缩径卡钻，含盐泥页岩的水化分散造成井壁不稳定，钻井液增稠。针对盐膏层的复杂情况，我们研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。文中介绍了聚磺欠饱和盐水钻井液体系的室内研制及现场应用情况。关键词：塔河油田盐膏层塑性蠕动地层压力聚磺欠饱和盐水钻井液井眼稳定概述为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星石油公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层。由于盐的溶解易造成井径扩大和钻井液性能不稳定；由于上覆地层压力的作用，巨厚盐膏层塑性变形易造成缩径卡钻；由于含盐泥页岩中盐的溶解和泥页岩的水化分散作用易造成井壁不稳定。针对盐膏层的特点，并结合其他油田的成功经验，研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。难点分析及对策 1 难点分析 ①塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏深，均分布在5100m以下的深井段, 温度在110-130℃，极易引起钻井液性能恶化，滤失量、粘度、切力上升,泥饼变厚,泥饼摩擦系数增大,从而易造成粘卡事故。 ②石炭系盐膏层厚度差别很大，且夹有不等厚的泥页岩及石膏夹层，裸眼长，剥落坍塌井径扩大,井径扩大率可达33%。形成严重的糖葫芦井眼,造成电测遇阻,固井质量差。 ③盐岩的塑性变形。若使用的泥浆液柱压力不足以平衡地层压力时,就会引起盐岩的塑性变形，使井径缩小，造成卡钻甚至挤毁套管事故。密度过高又易引起压差卡钻。

塔河油田油气地质特征1

塔河油田油气地质特征一、基本情况与勘探历程二、油气勘探成果三、综合研究成果四、勘探技术方法五、“十五”后期规划部署六、存在问题与攻关目标

1.历史沿革 1978年5月，原国家地质总局在第一普查勘探大队的基础上组建“新疆石油普查勘探指挥部”，由青海迁入新疆。 1983年改名为地质部西北石油地质局。 1985年地矿部党组决定依托西北石油地质局成立“地矿部塔北油气勘查联合指挥部”。 1997年1月中国新星公司成立,变更为中国新星石油公司西北石油局。

中国新星石油公司整体并入中国石化集团后的发展 2000年中国新星石油公司整体并入中国石化集团后，李毅中总经理、牟书令副总经理等集团公司领导十分关心西部油气勘探开发和西北石油局的发展，多次来新疆视察指导工作。 2001年重组改制为新星西北分公司和新星西北石油局。

2.油气勘探历程及主要成果准噶尔盆地主战场---塔里木盆地吐哈盆地1978年进入新疆，探区遍及新疆各盆地

奇克里克侏罗系油气藏，形成了塔里木盆地山前坳陷油气勘探第一次热潮。塔河油田（4）1997年塔河亿吨级海相整装油田的发现和1998年克拉2千亿方级陆相大气田的发现，标志着塔里木盆地油气勘探进入了新的阶段。克拉2气田 ⑵1977年柯克亚第三系凝析气藏的发现，又一次掀起中新生界油气勘探高潮。（3）1984年沙参2井奥陶系获高产油气流，开创了塔里木盆地海相古生界找油的新领域，为我国油气勘探战略西移提供了依据。迎来了地矿、石油系统大规模勘探会战局面。

沙参2井 1984年9月22日于井深5391 米奥陶系白云岩中获日产油1000方,天然气200万方, 发现雅克拉凝析气田. 沙参2井在海相古生界的重大突破，拉开了塔里木盆地新一轮大规模石油勘探开发的序幕；为国家制定“稳定东部，发展西部”油气资源战略提供了重要依据。

塔河油田流体包裹体及其地质意义

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层流体包裹体及其地质意义吕程地环S131 学号：201371327 摘要：碳酸盐岩在各成岩阶段均可形成流体包裹体，从近地表至深埋环境都有盐水包裹体分布，有机包裹体则主要集中在晚期粗大的胶结物中与盐水包裹体共生，在储层内成群成串出现不同成岩作用和不同成岩环境中的碳酸盐岩矿物包裹体有较大的差异，这就使应用流体包裹体研究碳酸盐岩储层成为可能。本文通过对塔河地区奥陶系碳酸盐储层流体包裹体的类型、均一温度、盐度、密度等物理和化学性质来综合分析塔河油田流体包裹体与油气储层关系及应用，从而为本区研究碳酸盐岩油气储层研究提供依据。关键词：塔河油田流体包裹体均一温度油气储层 1 地质概况塔河油田位于天山南麓，塔克拉玛干沙漠北缘的戈壁荒漠地区，地处新疆维吾尔自治区的库车县和轮台县境内。构造位置位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡，东邻草湖凹陷、南邻顺托果勒隆起和满加尔坳陷、西为哈拉哈塘凹陷、北部为雅克拉断凸（图1）。塔河油田先后经历了加里东期、海西期、印支—燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动。塔河地区奥陶系自下而上共划分为 6 个岩石地层单元（组），即奥陶系下统蓬莱坝组、下—中统鹰山组、中统一间房组、上统恰尔巴克组、良里塔格组、桑塔木组，本次研究除奥陶系桑塔木组未涉及到以外，其余奥陶系都均有涉及。在地层分布上，自西向东、自南向北、西南到东北，志留系科坪塔格组、泥盆系东河塘组、桑塔木组、良里塔格组、恰尔巴克组、一间房组等地层自上而下逐层尖灭。

图1 塔里木盆地北部地区构造单元及塔河油田位置（康玉柱，2005） 2 流体包裹体分析 2.1 样品采集和处理塔河油田奥陶系为碳酸盐岩地层,裂缝和溶洞十分发育,并且充填了丰富的成岩矿物,主要是方解石。在采集样品时,充分考虑了样品在平面和垂向上分布的均匀性,以确保测试结果在整个塔河油田具有代表性和有效性。 2．2 油包裹体荧光显示成岩矿物中油包裹体的出现是油气生成、运移和聚集等一系列活动发生的直接证据。识别油包裹体最迅速且有效的方法便是油包裹体在紫外光照射下表现出的荧光显示。不同的荧光颜色表明了烃类包裹体不同的成分,指示着烃类的热演化程度。荧光颜色的红色→橙色→黄色→绿色→蓝白色的变化规律,体现了烃类从低成熟到高成熟的变化特征。图2 塔河油田奥陶系储层中油包裹体荧光显微图片对所有样品的荧光观察结果表明,塔河油田奥陶系储层中捕获了发不同荧光颜色(强度)的油包裹体(表1和图2)。这些油包裹体的出现和普遍发育,标识了油气生成、运移和聚集等过程的发生。所观察到的油包裹体荧光颜色有火红色、黄色、绿色、蓝白色以及中间的过渡色。烃类中芳烃成分含量趋高，其荧光光谱主峰向长波（红外）方向偏移，荧光色偏暗偏红；反之，则出现蓝移。当烃类热演化程度增高时，石油裂解导致芳烃成分减少，低分子量

塔河油田加砂压裂返排流程设计方案与优化

塔河油田加砂压裂返排流程设计与优化-经济塔河油田加砂压裂返排流程设计与优化赵敏江柳志翔李洪文（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司完井测试管理中心新疆轮台841600 ）摘要分级加砂压裂及常规加砂压裂是国内外油田通用的针对低孔、低渗类低品位油、气藏开发的一项重要手段。但是，在压裂结束开井测试求产初期会出现支撑剂回流、地层出砂等问题。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程存在砂堵后整改必须关井，无法达到连续返排的要求，并且在关井期间存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。经过数年的摸索，试油技术人员通过改进排砂流程的配置，制定“四流程、六管汇、八通道”的新型返排流程，解决了加砂压裂施工后返排期间砂堵影响施工的问题。关键词加砂压裂支撑剂返排流程一、现状分析加砂压裂返排流程的配置是关系到加砂压裂完井储层改造工艺成败的重要项目。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程在压后返排过程中支撑剂回流造成对地面测试设备后就需要关井处理。如果处理不及时，就无法满足压裂结束后连续返排的要求，并且在关井期间存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。二、加砂压裂返排流程设计 1.高配置加砂压裂返排流程设计。2010年前西北油田分公司无针对加砂压裂后计量求产的返排流程，2011年一2013年通过对西北油田分公司加砂

压裂后返排情况的调查研究，逐渐摸索出专门应用于加砂压裂后计量求产的“四流程、六管汇、八通道”的高配置加砂压裂返排流程。见图1。 ■PR. ■ ■J*"***1 fl 1 (1)高配置加砂压裂返排流程的连接方法：主测试流程：29/16 〃K5法兰变3 〃1502由壬变扣+由壬直角+3 〃15由壬管线+由壬直角+3 〃1502 壬管线 +3 〃 150由壬三通+3 〃 15(由壬管线+由壬直角+3 〃150由壬管线+④号油嘴管汇+3〃15由壬管线+⑤号油嘴管汇+3 〃由壬管线+分离器+2 7/8 〃油管计量罐+打油泵+打油平台。见表1。戟I 高社＜"玖乓驰追曲:孔四；一各配豐 (2)1井排砂流程：3〃1由壬三通+3〃150由壬管线+地面采油树(15K) +②号油嘴管汇(70 MPa) +2 7/8 〃油管排酸三通+排酸罐、放喷口。 (3)2井排砂流程：3〃1由壬三通+3〃150由壬管线+地面采油树(15K) +③号油嘴管汇(70 MPa) +2 7/8 〃油管排酸三通+排酸罐、放喷口。

11塔河油田深井超深井钻井液技术

塔河油田深井超深井钻井液技术郭才轩1王悦坚2宋明全1 （1、中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，2、中国石化西北分公司）摘要塔河油田主力油藏深度一般在5300m以下，是我国目前陆上油气层埋藏最深的一个大型整装油田。由于油气埋藏深，钻遇的地层多、而且复杂，曾一度给油气田的开发和扩展带来了困难。后通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠、石炭系硬脆性泥页岩地层的坍塌，奥陶系地层大型裂缝溶洞地层漏失，塔河油田新区巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田的瓶颈问题。技术进步使塔河油田在解决复杂问题的能力上得到大幅提升，6000m左右的开发井建井周期从原来的100多天缩短到70天以内，新区超深盐层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在100%。主题词超深井井眼稳定欠平衡钻井承压封堵欠饱和盐水塔河油田是中国石化在西部地区的一个大油田，近年来原油产量一年一个台阶，2004年原油产量达到357万吨。原油产量的大幅提高，除了得益于油藏地质技术进步外，钻井技术，尤其是钻井液技术的发展也是重要的动力源之一。塔河油田的主力油藏位于奥陶系的裂缝型灰岩地层中，埋深在5300m以上，有二套地层，一套不含盐膏，位于塔河油田老区块；另一套含有巨厚盐膏层，位于塔河油田外围新区。中国石化西北分公司针对塔河油田存在的主要钻井液技术问题，组织联合攻关，通过近5年的努力，较好解决了三叠、石炭系井眼坍塌，巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻和奥陶系裂缝性油气藏的损害等技术难题，为塔河油田增储上产、降本增效做出了巨大贡献。一、塔河油田存在的主要钻井液技术问题分析 1、三叠、石炭系井眼坍塌问题长期钻井实践表明：塔河油田三叠、石炭系存在严重的井眼坍塌问题，钻井中经常会遇到大面积突发性井眼坍塌，严重时必须反复划眼和通井，不仅影响了钻井速度，而且影响了成井质量，给后期的测井、固井、测试等作业埋下了隐患。我们随机的对2002年和2003年施工的30口井进行了统计分析，5000m以下地层扩大率在0-10%的井7口、10-15%的井6口、15-20%的井5口、大于20%的井12口。统计数据说明塔河油田三叠系、石炭系地层存在严重的扩径问题。从井径曲线看，三叠、石炭系井径很不规则，小的缩径率达2%以上，大的井径测不到边。 2、巨厚盐膏层钻井液问题塔河油田外围新区石炭系的膏盐层具有埋藏深、厚度大、蠕变速度快，钻井中极易发生塑性蠕变卡钻。早期在该区及其外围施工30余口井，虽然沙10、沙24、沙42、乡1、轮南46等井成功地钻穿了巨厚盐膏层，但大多数井都发生了不同程度的井漏、阻卡、套管变形甚至挤毁等问题，半数以上井因井漏、盐膏层蠕变卡钻、井眼坍塌埋钻等事故而被迫提前完钻或弃井。综合分析认为：①井身结构上没有采取专打专封的方案，使上低下高不同的压力体系处于三开同一裸眼段，地层岩性特征、孔隙压力和坍塌压力变化大，为了安全钻进石炭系的膏盐层，需要提高钻井液密度以减少盐膏层蠕变速度，而高的钻井液密度会把上部地层压漏，因此在进入盐层前提高地层承压能力是盐层钻井的技术难题之一；②盐膏层塑性蠕变速度快，而钻井液密度因地层原因又不能提的很高，所以选择钻井液含盐浓度是一个技术关键，高了会降低盐层溶蚀速度，甚至在上返过程中形成盐重结晶，而低了又不能保证井眼稳定，因此控制钻井液氯根平衡范围也是盐层钻井成败的关键技术之一。

轮南塔河油田稠油油源对比

基金项目:国家九五重点科技攻关项目(99-111-01-03) 第一作者简介:马安来,男,34岁,副教授(中国石化勘探开发研究院博士后),石油地球化学收稿日期:2003-12-24 文章编号:0253-9985(2004)01-0031-08 轮南、塔河油田稠油油源对比马安来1,2,张水昌3,张大江3,金之钧1 (1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;　2.长江大学,湖北荆州434023; 3.中国石油勘探开发研究院,北京100083) 摘要:运用G C ,G C -MS ,G C -MS -MS 、配比实验、沥青质钌离子催化氧化技术,研究了塔里木盆地轮南、塔河稠油油源。轮南、塔河油田稠油中含有252降藿烷,但正构烷烃分布完整,色谱基线呈不同程度抬升,油藏经历了两期成藏过程。稠油具有三环萜烷含量高、C 24四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C 28甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、42甲基2242乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、242降甾烷含量低的特点。油源对比表明轮南、塔河稠油来源中、上奥陶统烃源岩。配比实验表明,原油中若混入了25%寒武系生源的T D2井原油,混源油也会呈现寒武系生源的特点,表明寒武系烃源岩生成的原油并未大规模混入到轮南、塔河油藏中。轮南、塔河稠油沥青质钌离子氧化降解产物在一元酸及甾烷酸、42甲基甾烷酸的分布与T D2井稠油明显不同,进一步证明中、上奥陶统烃源岩可能为轮南、塔河稠油的主力源岩。关键词:生物标志物;油源对比;稠油;钌离子催化氧化(RIC O );沥青质;塔里木盆地中图分类号:TE122.1 文献标识码:A Oil and source correlation in Lunnan and T ahe heavy oil fields Ma Anlai 1,2　Zhang Shuichang 3　Zhang Dajiang 3　Jin Zhijun 1 (1.Exploration and Production Research Institute ,SINOPEC ,Beijing ;2.Changjiang Univer sity ,Jingzhou ,Hubei ; 3.Petroleum Exploration and Development Research Institute ,CN PC ,Beijing ) Abstract :Several technologies ,including G C ,G C 2MS ,G C 2MS 2MS ,match experiment and ruthenium ion catalytic oxi 2dation of asphaltenes ,are used to study the s ources of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields ,T arim basin.The heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields contain 252norhopane ,while the distribution of normal paraffin hydrocarbons is com 2plete and chromatographic base lines are uplifted in varying degrees ,showing that the accumulations have been formed in tw o stages.The heavy oil are characterized by high content of tricyclic terpane ,low content of C 24tetracyclic ter 2pane ,gammacerane ,C 28sterane ,triaromatic sterane ,42methyl cholestane 2242ethyl cholestane ,aromized sterane ,and 242norsterane.Oil and s ource rock correlation indicates that the oil in Lunnan and T ahe oilfields come from the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician.Match experiments show that the oil w ould have als o the characteristics of Cambrian s ource rock if it is mixed with 25%of T D2well ′s oil generated from Cambrian s ource rock ,indicating that the hydrocarbons generated from Cambrian s ource rocks have not extensively migrated into Lunan and T ahe reserv oirs.Ruthenium ion catalytic oxidation of asphaltenes further verifies that the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician are the main s ource rocks of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields. K ey w ords :biomarker ;oil and s ource correlation ;heavy oil ;ruthenium ion catalytic oxidation (RIC O );asphaltenes ;T arim basin 自20世纪80年代塔里木盆地沙参2井发现古生界油气以来,油源研究一直是争论的焦点。1978年,康玉柱[1]首次提出寒武2奥陶系碳酸盐岩是盆地重要的生储油岩系,“八五”至今,地矿系统及中石化系统认为塔里木海相原油源岩为寒武系至下奥陶统。在中石油系统,“九五”以来油源争　第25卷　第1期石油与天然气地质 OI L &G AS GE O LOGY 2004年2月

塔河油田常用封隔器资料大全

塔河常用封隔器资料汇总中国石化西北油田分公司完井测试中心完井监测队 2007年7月

前言塔河油田常用的封隔器的资料汇总作为完井监测队技术积累的一部分已经完成。事实上该项资料的收集在很早以前就已经开展，此次汇总主要得益于完井监测队行管在驻井的过程中和现场工具方的交流和队委对技术积累的重视。本次封隔器资料汇总主要沿用两个方面的思路，其一，塔河常用的封隔器作为我们收集的对象，其二，下工具的过程中的注意事项是我们考虑的重点。除此以外，封隔器的基础参数、座封原理、解封过程等都有所提及。封隔器的使用在完井过程中有相当重要的意义。本次资料整理的目的主要在于将我们手头的资料进行整合，提供现场行管以必要的技术支撑。但是由于牵涉到的工具方较多，各家提供的资料侧重点有别，我们的资料直接反映了该特点，这给查询相关资料带来不便还请读者谅解。封隔器作为重要的井下工具，其技术在一步一步发展，完井监测队将持续推动该工作的进行，读者若发现资料的残缺及错误请及时同我们联系以便对该项工作的完善，共同推进我们对封隔器的认识，分享资源共享的成果。

目录前言............................................................................................................................... 错误！未定义书签。川局CYY系列封隔器. (1) 1、CYY211封隔器使用说明 (1) 一、作用 (1) 二、管柱结构（自下而上） (1) 三、工具主要技术指标 (1) 四、施工程序 (1) 五、CYY系列封隔器主要参数 (2) 六、使用和操作要求 (2) 七、入井前工具检查 (3) 2、CYY344封隔器压裂酸化管柱使用说明 (4) 一、作用 (4) 二、主要技术指标 (4) 三、管柱结构（自下而上） (4) 四、工具主要作用及工作原理 (4) 五、入井前工具检查 (4) 六、施工程序及要求 (5) 七、注意事项 (6) 附：管柱结构示意图 (6) 3、CYY453插管封隔器管柱使用说明 (7) 一、作用 (7) 二、管柱结构 (7) 三、主要技术指标 (7) 四、工具作用及工作原理 (8) 五、管柱主要参数 (8) 六、各工具主要参数 (8) 七、入井前工具检查 (9) 八、施工程序及要求 (9) BAKER封隔器 (11) 1、PIP裸眼封隔器技术手册 (11) 一、用途： (11) 二、技术参数： (11) 三、结构说明 (11) 四、PIP 封隔器选择 (12) 五、工作原理 (13) 六、完井过程 (13) 七、注意事项 (13) 2、EA封隔器 (15) 一、特征/优点 (15) 二、使用说明 (15) 三、液压因素 (16) 3、FH封隔器技术手册 (17) 一、简述: (17) 二、应用： (17) 三、特点: (17) 四、产品系列及适用范围 (17) 五、技术参数 (18) 六、坐封原理 (18) 七、解封原理 (19) 八、注意事项 (19) 克拉玛依采油院 (20) 1、KCY211系列封隔器 (20) 描述 (20) 特点 (20) 操作 (20) 规格 (20)

山西省临汾市区域地层简表

表3-1 区域地层简表各地层由新至老分述如下：

1、第四系（Q）（1）全新统（Q4）全新统地层主要分布于河流两侧及山前地带，是组成河流一级阶地的主要物质。 1）冲积层（Q4al）主要分布于汾河及其支流沿岸，组成河流一级阶地和河漫滩，沉积物具明显的二元结构，上部为粉土，下部为砂、碎石类土，厚2～30m。（2）上更新统（Q3）：上更新统地层在测区内极为发育，广泛覆盖在山坡谷地，是组成黄土地形的主要物质，主要有冲积和坡洪积两种成因类型，其特征分述如下：1）坡洪积层（Q3pl）分布于汾河两岸的山前斜平原。岩性为浅黄色黄土状粉质粘土及粉土，富含钙质，具大孔隙，垂直节理发育。局部夹有薄层砂砾石及砾石透镜体，厚度一般为3～20m。 2）冲积层（Q3al）主要分布于汾河两岸，形成河流的二级阶地。岩性上部为灰黄色新黄土，具大孔隙、垂直节理，含钙质结核；中部为浅棕黄色粉质黏土、粉土与粉、细砂互层，夹碎石类土透镜体；底部为砂层及卵砾石层，该层最厚达85m。 3）风积层（Q3eol）4-1 主要分布于吕梁山以西地区，组成黄土塬、梁、峁的顶面，岩性为新黄土，具大孔隙，垂直节理明显，厚度一般5～20m。 pl）洪积层：7-2 （3）中更新统（Q 2 广泛分布于吕梁山东麓、西麓海拔1500m以下的山岭之上，组成黄土塬、梁、峁。岩性为红黄及浅红棕色黄土状粉质黏土，夹有多层古土壤层，底部有冲积相砂，砂砾石层及粉土互层，一般为40～95m。 pl）洪积层：（4）下更新统（Q 1

广泛分布于吕梁山东麓、西麓海拔1500m以下的山岭之上，与组成黄土塬、梁、峁的中更新统老黄土呈角度不整合接触。岩性为一套棕黄色黄土状粉质黏土，夹明显古土壤和钙质结核层，致密、坚硬，由石质黄土之称。具放射状孔和植物遗留根孔，无节理。古土壤为深棕红色黏土，一般发育4～8层，往往形成两组致密的古土壤条带，每组由2～5条组成，每条厚0.2～0.5m，间距0.5～1.0m，以3～5°的角度倾向原始沟谷。古土壤底部钙质结核富集成层，愈近山前地带结核层愈发育，核径愈大，成层性不明显，本组岩性、层位稳定，厚一般10～20m，部分地区可厚达25 m 2、上第三系上新统（N2）主要分布于深切黄土沟谷中，面积较小，且分布零星，海拔标高500～1300m 之间，与上下地层皆呈不整合接触。岩性多为半胶结之钙质黏土、粉质黏土、砂砾石层和淡水灰岩，厚度一般为20～80m，钻孔揭露厚达400m。 3、三叠系(T) 三叠系主要分布吕梁山西麓的隰县，蒲县一带，在黄土冲沟中出露。由砂岩、砂质页岩、页岩、泥岩组成的陆相沉积。按其岩性、岩相特征及植物化石组合，进一步划分为上、中、下三个统。（1）上统（T ） 3 延长组（T3y）：主要岩性为发育麻斑状构造的黄绿色、肉红色、土黄色厚层中粒长石砂岩夹暗紫红色泥岩、紫红色砂质泥岩及灰色钙质粉砂岩，厚度362～474m。）（2）中统（T 2 铜川组（T2t）：由肉红色、灰红、灰白色、土黄色及黄绿色厚层中～粗粒长石砂岩和暗紫色泥岩，少量的黄绿色页岩、煤线等组成，厚度502～634m。二马营组（T2er）：由黄绿色厚层长石砂岩夹暗紫色、紫红色泥岩、砂质泥岩组成，厚度512～703m。（3）下统（T ） 1