地质科学  2016, Vol. 51 Issue (1): 149-156   PDF    
塔里木盆地西部阿克莫木气藏地层压力特征

刘强1, 2, 徐怀民1, 江同文2    
1. 中国石油大学地球科学学院 北京 102249;
2. 中国石油塔里木油田公司 新疆库尔勒 841000
基金项目: 中国石油天然气股份有限公司重大科技攻关专项"塔里木油田勘探开发关键技术研究及应用"(编号:22131G2010900101)资助
刘强,男,1970年10月生,博士研究生,石油地质学专业。E-mail:liuq006@sina.com
2015-01-23 收稿, 2015-11-06 改回.
摘要: 阿克莫木气田目前已有多口井完钻,各井在钻揭白垩系砂岩储层前,对地层压力纵向上的变化规律认识不清,在什么层位及深度下7″套管意见仍不统一。本文根据目前研究现状和生产面临问题,对白垩系各组地层分布规律、压力特征进行了详细研究,认为白垩系克孜勒苏群、库克拜组分布稳定,压力窗口相近,白垩系东巴组与上覆古近系阿尔塔什组压力窗口相近。建议今后该区钻探7″套管应下至库克拜组顶部-东巴组底部,减少地层漏失和油气勘探风险。
关键词: 阿克莫木气田    白垩系    地层分布    压力窗口    地层漏失    

中图分类号:TE121.1    doi: 10.3969/j.issn.0563-5020.2016.01.013

阿克莫木气田位于塔里木盆地西南坳陷喀什凹陷乌恰构造带(图 1),自2001年阿克1井在白垩系试获工业气流以来,气田内已有完钻井9口。随着地质认识不断深化,对气藏认识更加明朗(孙宝生等,2003吴超等,2003周新源等,2005)。气源主要来自石炭系,白垩系克孜勒苏群为含气层段,盖层为古近系阿尔塔什膏岩(张秋茶等,2003赵孟军等,2003王招明等,2005张君峰等,2005)。但在油气勘探开发过程中,始终对即将进入白垩系储层的地层压力规律认识不清楚,造成下套管的深度和层位不确定,致使多井发生井漏和缩径。本文从白垩系各组岩性特征、 厚度分布及实钻压力分析入手,总结了该区白垩系压力分布规律,为该区油气勘探开发提供理论指导意义。

图1 阿克莫木气田位置及构造简图 Fig.1 Location and structure map of Akmomu gas field
1 喀什凹陷中新生代地层发育概况

喀什凹陷中新生代地层发育较齐全,自下而上分别有白垩系、 侏罗系、 古近系、 新近系、 第四系,缺失三叠系(张秋茶等,2003赵孟军等,2003王招明等,2005张君峰等,2005)。

侏罗系主要为山前断陷湖盆沉积,最厚厚度可达4 000 m以上,岩性主要为下部的叶尔羌群(自下而上分别为莎里塔什组、 康苏组、 杨叶组和塔尔尕组)含煤地层和上部的库孜贡苏组红色泥岩,横向变化快,分布局限,在气田内没有侏罗系沉积。

白垩系主要由陆相下白垩统克孜勒苏群砂岩和浅海相上白垩统英吉沙群(自下而上可分为库克拜组、 东巴组)泥岩、 灰岩组成,以“二红夹一灰”为特征,在喀什凹陷呈镶边分布,沉积范围要比侏罗系大,是阿克莫木气田的主力产层,厚度为700~850 m左右。

古近系自下而上可分为阿尔塔什组、 齐姆根组、 卡拉塔尔组、 乌拉根组和巴什布拉克组,为浅海相—潟湖相沉积,在喀什凹陷广泛分布,岩性为膏岩、 灰岩、 泥岩和粉砂岩组成,主要以阿尔塔什组白色石膏层、 卡拉塔尔组灰岩为特征,厚度约为300~900 m。

新近系自下而上分克孜洛依组、 安居安组、 帕卡布拉克组和阿图什组,是一套红色为主的陆相碎屑岩,中部夹较多灰色及灰绿色砂、 泥岩,分布广泛,底部发育一套底砾岩与古近系整合接触,厚度为1 500~3 000 m左右。

第四系主要由西域组组成,岩性为单一的灰色、 灰黄色、 灰黑色块状砾岩。分布广泛,厚度为1 000~1 500 m。

在阿克莫木气田中新生代地层厚约为3 000~3 300 m,白垩系克孜勒苏群砂岩为产气层段,上白垩统东巴组、 古近系阿尔塔什组泥岩、 膏岩为气田盖层和构造变形揉皱层。

2 白垩系各组岩性特征及平面分布规律

白垩系在气田内自上而下可分为下白垩统克孜勒苏群、 上白垩统库克拜组和东巴组(唐天福等,19891992周志毅等,2001)。克孜勒苏群为辫状河三角洲沉积体系的砂岩(张桂权等,2003杨俊丰等,2010石石等,2012),在阿克1井钻厚为644 m,岩性以褐色、 红褐色细砂岩、 含砾细砂岩、 砂砾岩为主,夹薄层褐色泥岩、 粉砂质泥岩。从地震反射特征来看,白垩系底界为一强波组,顶界表现为包络面特征(图 2)。总体上,克孜勒苏群在气田内分布稳定。该套地层是气田的含气产层,气藏仅分布在砂岩顶部200 m内。上白垩统库克拜组钻厚为47~72 m,岩性以褐灰色、 灰色泥岩、 膏质泥岩与薄层灰岩互层。岩性以含灰质为特征,泥岩颜色多偏灰色,与上、 下各组岩性特征、 颜色易于判别,厚度在气田内总体变化不大,表现为西部略厚,东部厚度基本稳定。东巴组钻厚为61~201 m,岩性主要为褐色、 灰褐色泥岩夹泥质膏岩、 膏岩,偶见薄层盐岩,塑性较强。岩性与上覆古近系阿尔塔什组大套纯膏岩和底部库克拜组灰岩分界明显,颜色以褐色为主。厚度变化较大,受构造挤压和沉积的原因,在气田南部和西部,东巴组厚度增厚,各井东巴组对比可明显看出西部的阿克4、 南部的阿克101井明显增厚(图 3)。

图2 阿克莫木气田过阿克401—阿克101—阿克5井的东西向地震解释剖面 Fig.2 Seismic line with well Ake4-Ake101-Ake5 of Akmomu gas field

图3 阿克莫木气田东西向古近系—白垩系对比图 Fig.3 The contrast map of Paleogene vs. Cretaceous in Akmomu gas field

在地震剖面上亦可看出,古近系底与白垩系克孜勒苏群砂岩顶面之间的上白垩统厚度明显向南、 向西增厚(图 2)。由于库克拜组厚度比较稳定,所以厚度变化主要体现为东巴组的厚度变化。井下地层变化趋势与地震剖面反射特征对比性良好,可根据地震剖面解释来预测东巴组平面厚度变化情况(图 4)。平面上,上白垩统在气田内南西厚、 北东薄,阿克5、 阿克1、 阿克1-2井厚度基本相当,在125 m左右,阿克101、 阿克401井、 阿克1-3H井上白垩统厚度基本相当,厚度为180 m左右,阿克4、 阿克1-1井在270 m以上。

图4 阿克莫木气田上白垩统厚度图及压力分区预测图 Fig.4 The isopach and pressure-predict map of Upper Cretaceou in Akmomu gas field
3 白垩系各组地层压力特征

气田内古近系和上白垩统岩性以膏岩、 泥岩为主,地层容易发生塑性变形,实钻中采用高密度泥浆钻井液钻进。若继续使用高密度的泥浆,进入白垩系砂岩常压储层时可能会造成严重井漏,所以各井均要在进入砂岩储层前下一层套管,以封隔古近系和上白垩统的高压层(彭永成,20112013),然后在白垩系砂岩常压储层使用较低密度的泥浆。其中阿克1、 阿克4、 阿克1-1、 阿克401井套管下在东巴组底部,阿克101、 阿克5、 阿克1-2井套管下在库克拜组底部,部分井因下套管的位置、 钻井过程中泥浆密度使用不当,发生井漏、 缩径等事故。究其原因,是对白垩系各组地层压力特征认识不清楚。通过各井钻进过程中钻井液密度(表 1)和进行地层承压试验、 井漏、 缩径等信息进行综合分析,能很好地反应地层最高承受压力和最低钻井压力,进而可分析出白垩系各组地层压力窗口。

表1 阿克莫木气田钻井液密度/g/cm3统计 Table 1 The mud density/g/cm3 of drilling fruids in Akmomu gas field

白垩系克孜勒苏群从各井钻井泥浆使用情况可以看出,泥浆密度在1.10~1.30 g/cm3时基本不漏。阿克1、 阿克1-1在使用泥浆密度为1.31 g/cm3和1.46 g/cm3时均发生漏失,结合本气藏为正常压力系统,该套储层测井平均孔隙度为10.5%,渗透率为2.03×10-3 μm2(杨俊丰等,2010),本套地层压力窗口不宜高于1.30 g/cm3

白垩系库克拜组从各井钻井泥浆使用情况可以看出,泥浆密度在1.20~1.48 g/cm3时基本不漏,可正常钻进。阿克5、 阿克101井泥浆密度在1.80g/cm3和1.79g/cm3时漏失严重,阿克1-2、 阿克5、 阿克101井在该套地层承压试验,当压力大于1.48 g/cm3时,地层发生破裂,结合本套地层灰岩具有一定储集性能,本套地层压力窗口不宜高过 1.48 g/cm3

白垩系东巴组受构造挤压变形,其压力平面分布规律与上白垩统厚度相关,构造挤压越严重,上白垩统厚度越大,地层压力增大。根据上白垩统厚度及钻井情况,研究区可分3个压力区(图 4)。常压区分布在气田北部,上白垩统厚度为120~125 m之间,地层厚度稳定,未受构造挤压,压力窗口的钻井液密度在1.25~1.35 g/cm3之间。如阿克1、 阿克1-2井钻井过程中均在压力窗口内,未发生漏失,而阿克5井使用1.80g/cm3过高的泥浆密度导致发生漏失; 强压区呈东西向分布在气田中部,上白垩统厚度在125~250 m之间,压力窗口钻井液密度为1.35~1.8 g/cm3之间,阿克101、 阿克401井钻井过程中泥浆密度在压力窗口范围内,未发生漏失情况,阿克1-2井使用1.29g/cm3过低的泥浆密度,发生缩径; 研究区高压区主要分布于气田的南部,上白垩统厚度大于250 m,压力窗口的钻井液密度为1.8~2.2 g/cm3之间,阿克4井使用泥浆密度为2.0 g/cm3钻进,井况正常,而阿克1-1井使用1.25~1.70 g/cm3过低的泥浆密度钻进,缩径频繁。

4 各井实例分析及压力差异原因

目前分布于3个压力区的完钻井在古近系—白垩系钻探过程中表现出一定的规律性。

位于常压区的阿克1、 阿克1-2、 阿克5井在钻遇古近系阿尔塔什组时泥浆密度为1.3 g/cm3左右,未出现地层漏失、 缩径现象,同时东巴组地层压力具有继承性,在钻遇东巴组、 库克拜组泥浆密度也在1.30 g/cm3左右,正常钻进。阿克5在阿尔塔什组初期采用1.30 g/cm3的泥浆密度正常钻进,并未出现缩径现象,后因按设计人为提高泥浆密度至1.80g/cm3,致使在库克拜组漏失泥浆1 058 m3。根据邻井情况及本井白垩系地层厚度特征,该井白垩系钻井泥浆密度不宜超过1.30g/cm3

位于强压区的阿克101、 阿克401井在钻遇古近系阿尔塔什组因有缩径现象,泥浆密度被迫提高到1.7~1.8 g/cm3左右。随后在东巴组仍需保持该泥浆密度才能正常钻进。阿克101井在进入库克拜组后仍采用1.79 g/cm3的泥浆密度,致使漏失泥浆510 m3。因库克拜组建议泥浆密度不宜超过1.48 g/cm3,强压区的阿克101井套管应下在库克拜组顶部—东巴组底部。后期的阿克401井下在了东巴组底部,井况正常。

位于高压区的阿克4、 阿克1-1井,在阿尔塔什组、 东巴组均表现了异常高压,密度均提高到2.20 g/cm3,以解除缩径现象。阿克4井套管下在东巴组底部,随后采用低密度钻井液钻进,工况正常。阿克1-1井因套管下在东巴组中部,下套管的深度不够,造成随后的东巴组、 库克拜组、 克孜勒苏群钻进过程中,缩径、 漏失严重。不得已,又在库克拜组底部下一层套管,才解决问题。

乌恰构造带在喜马拉雅造山期受南天山自北向南挤压,导致古近系阿尔塔什组膏岩、 东巴组泥岩变形,软地层在南部聚集增厚。由于膏盐层密度小、 抗压强度弱、 塑性强、 易流动的特点,具有极高的突破压力。据克拉2井测井推算,库姆格列木群盖层的突破压力高达60 MPa(周兴熙,2000),在盖层级别中属特级盖层。石膏的塑性流动机理与盐岩相似,当埋深超过2 000 m时,石膏就会变成硬石膏,析出近一半体积的水,而当石膏与盐、 泥层交互沉积时会大大增加盐、 泥岩的塑性。同时石膏转化为硬石膏而释放出的近一半体积的水因流通不畅而滞留在膏泥岩地层中,引起泥岩欠压实而形成局部地区压力增强形成超压区(徐士林等,2004)。超压与物性双重封闭机制,对盐下油气藏的保存极为有利。盐构造运动中形成的逆掩断层和滑脱层也能增强盖层的有效封盖能力(李振生等,2005)。阿克莫木气田南部膏盐层普遍厚于300 m以上,受构造挤压形成高压区,对油气勘探造成一定影响。

5 结论及讨论

(1)地层分布特征。明确了白垩系各组平面分布规律: 下白垩统克孜勒苏群为辫状河三角洲沉积体系的砂岩,在气田范围内厚度分布稳定。上白垩统库克拜组以海相灰岩、 泥岩为主,表现为西部略厚,东部厚度基本稳定。上白垩统东巴组为湖相、 潟湖相泥质膏岩、 膏质泥岩,厚度变化较大,在气田南部和西部,受构造挤压和沉积的原因,东巴组厚度明显增厚。

(2)压力分布规律。通过气田多口井实钻压力数据分析,白垩系克孜勒苏群钻进过程中泥浆密度在1.10~1.30 g/cm3基本不漏,压力窗口不宜高于1.30 g/cm3。库克拜组钻进过程中泥浆密度在1.20~1.48 g/cm3基本不漏,压力窗口不宜高过1.48 g/cm3。东巴组压力分布规律受构造挤压强度和上白垩统厚度影响,分3个压力区,气田北部的常压区,未受构造挤压,压力窗口在1.25~1.35g/cm3之间; 气田中部的强压区,东巴组受构造挤压厚度在125~250 m之间,压力窗口在1.35~1.8 g/cm3; 气田南部的高压区,受构造挤压上白垩统厚度大于250 m,压力窗口在1.8~2.2 g/cm3

(3)油气勘探开发中的意义。通过白垩系各组厚度、 压力特征及已完钻井实际钻探情况分析可以看出,白垩系库克拜组、 克孜勒苏群地层承压能力低,泥浆密度不宜超过1.48 g/cm3,应作为一套地层钻进,对气藏后期开采也无影响。白垩系东巴组与古近系阿尔塔什组压力特征具有一定继承性,尤其是在受构造挤压严重的强压区和高压区,东巴组厚度较厚,应作为一套地层进行钻进。今后该气田的钻进,应充分考虑东巴组厚度的平面分布规律和阿尔塔什组的压力情况,套管尽量下在库克拜组的顶部-东巴组底部,以减少地层漏失和后期开采风险。

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The characteristics of formation pressure in Akemomu gas field of the western Tarim Basin

Liu Qiang1, 2, Xu Huaimin1, Jiang Tongwen2    
1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249;
2. Tarim Oilfield Company, PetroChina, Koala, Xinjiang 841000
Abstract: There are multi-wells completed in Akemomu gas field right now, but in which formation and how deep to put down 7″pipe before drilling into sandstones reservoir of Cretaceous formation are not uniform till now. The thesis based on the previous research and producing problem at present, detailed analyze the formation distributions and pressure characteristics of each groups in Cretaceous formation, then we conclude that the Kezilesu and Kukebai Groups of Cretaceous distribute steadily, and the pressure windows are close to each other, however the pressure window of dongba group of cretaceous is close to Atashi Group of Paleogene. So we suggest to put down the 7″pipe at the top of the Kukebai Group in order to reduce formation leaking and engineering risks.
Key words: Akemomu gas field    Cretaceous formation    Formation distribution    Pressure window    Formation leaking