阿姆河右岸扬恰地区碳酸盐岩气田富集高产因素

阿姆河右岸B区多种储渗类型试井特征研究
张李;张培军;冷有恒
【期刊名称】《天然气技术与经济》
【年(卷),期】2014(000)002
【摘要】阿姆河右岸B区中部气田储层类型多样，产能差异大，通过动态资料总
结出5类储渗类型。

其中第一、第二类储层自然产能高，地层能量相对充足，具
备高产稳产的潜力；第三、第四类储层具有较好的初期产能，但呈现出一定的递减趋势，稳产能力受限于单井控制储量或基质孔隙的供给能力；第五类储层相对较差，常规酸化基本没有效果，目前暂不考虑动用。

部署大斜度井、实施储层改造是B
区中部大幅度提高气田产能行之有效的手段。

【总页数】5页(P37-40,42)
【作者】张李;张培军;冷有恒
【作者单位】中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川成都610051;中国石油土库曼斯坦阿姆河天然气公司开发部，北京 100101;中国石油
土库曼斯坦阿姆河天然气公司开发部，北京 100101
【正文语种】中文
【相关文献】
1.低渗两区复合油藏注水井试井解释模型
2.复杂火山岩油藏储集空间类型及其有效性评价——以克拉玛依油田克92井区石炭系油藏为例
3.低渗厚层砾岩油藏试井解释模型及合理关井时间研究——以八区下乌尔禾组油藏试井解释为例
4.阿姆河右
岸B区多种储渗类型试井特征研究5.山东渤南油田三区下第三系沙河街组三段4砂组储渗结构特征研究
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海相油气地质摘要阿姆河右岸地区侏罗系发育三种类型的烃源岩,其有机质丰度均不相同,上侏罗统海相高伽马值泥岩的最高,其次为海相泥灰岩,中下侏罗统海陆过渡相煤系泥岩相对偏低,烃源岩的等级分别属于好烃源岩、中等烃源岩和中—差烃源岩。

对比表明,这三种烃源岩的有机质丰度高于中国含油气盆地的同类型烃源岩,说明盆地具有油气生成的较好物质基础。

本区海相烃源岩干酪根微组分中腐泥组含量高,但干酪根中氢原子含量低,有机质主要来源于藻类等低等生物。

根据干酪根H/C 原子比、氢指数I H 和碳同位素δ13C 三项指标判断,上侏罗统海相烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型母质。

上侏罗统高伽马值泥岩和泥灰岩已达生烃高峰阶段(R o 大多在0.8%~1.3%),有利于常规油、凝析油和湿气的生成,总烃/有机碳已达到15.88%~18.4%,接近Ⅱ型烃源岩液态烃的产烃率,说明侏罗系海相烃源岩具有较高的生烃能力。

关键词阿姆河盆地;阿姆河右岸;侏罗系;海相地层;烃源岩;生烃潜力;油源对比;有机质类型中图分类号:TE122.1+13曰TE122.1+14文献标识码:A第19卷第期勘探窑评价2014年1月阿姆河右岸地区侏罗系海相烃源岩生烃潜力文章编号:1672-9854(2014)-01-0008-11DOI :10.3969/j.issn.1672-9854.2014.01.002方杰:1958年生,博士,高级工程师。

主要从事石油地质综合研究工作。

通讯地址:100083北京市海淀区学院路20号中国石油勘探开发研究院;电话:(010)83598040收稿日期:2013-05-24;改回日期:2013-10-31方杰1,徐树宝2,吴蕾2,欧阳华2,聂明龙1(1中国石油勘探开发研究院;2中国石油阿姆河天然气勘探开发有限公司)基金项目:本文为中国石油天然气集团公司“阿姆河右岸中区天然气开发示范工程”资助项目(编号:2011ZX05059)部分研究成果1引言阿姆河盆地地理位置横跨中亚土库曼斯坦东部和乌兹别克斯坦西南部,部分延伸至阿富汗和伊朗境内,盆地面积约38×104km 2(图1)。

复杂碳酸盐岩底水气藏单井产能主控因素研究——以土库曼斯坦阿姆河右岸B气田为例成友友;郭春秋;邢玉忠;程木伟【摘要】针对阿姆河右岸B气田广泛发育裂缝、储层非均质性强和气水关系复杂所造成的单井合理配产难题,通过因素综合分析,将单井产能的主控因素概括为物性因素、裂缝因素和底水因素;并建立特征参数对其进行了定量表征.分析特征参数与气井产能的关系发现:储层物性和裂缝发育程度主要影响气井的无阻流量,储层各向异性、裂缝发育程度和水体活跃程度主要影响气井的配产比.在此基础上进行了气井分类;并给出了相应气井的合理配产比,为气井合理配产提供了依据.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2016(016)036【总页数】5页(P20-24)【关键词】碳酸盐岩气藏;单井产能;裂缝;底水;主控因素;配产比【作者】成友友;郭春秋;邢玉忠;程木伟【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE371土库曼斯坦阿姆河右岸B气田为海相的碳酸盐岩气藏，具有天然裂缝发育、储层非均质性强和气水关系复杂等特点[1,2]，上述因素的综合作用使得气田的单井合理产能难以确定，严重制约着气田的高效开发。

这类复杂气藏主要面临着单井产能影响因素众多和各因素对单井产能的控制作用复杂等两方面难题。

因此，需要从气田的动静态特征入手，分析气井产能的主控因素，以及各主控因素对气井产能的控制规律，在此基础上开展气井的合理配产研究。

阿姆河右岸区块位于土库曼斯坦与乌兹别克斯坦边境的一个狭长地带之上，在构造上隶属阿姆河盆地，按照勘探开发程度的不同可以分为一期工程和二期工程两个部分，其中，B气田是二期工程的主力气田之一。

B气田主体上为古隆起构造上的背斜构造，目的层位于中上侏罗统的卡洛夫-牛津阶，属于缓坡礁滩相的碳酸盐岩沉积[3]。

中亚阿姆河盆地天然气成藏控制因素张长宝;罗东坤;魏春光【摘要】中亚阿姆河盆地构造变形复杂，发育多种类型圈闭和气藏，不同类型气藏主控因素既有共性，又有一定的差异性。

为了明确盆地气藏分布规律，寻找下一步勘探接替领域，利用油藏及单井产能资料、地球物理资料，结合区域石油地质特征，沉积背景、储层特征对研究区气藏特征进行了全面剖析。

研究认为，阿姆河盆地气藏形成的共性控制因素包括两个方面：平面上，气藏分布受古隆起和礁滩体的发育控制，古隆起的地貌背景为礁滩体的发育提供构造背景，且容易发生暴露溶蚀，形成有效的储集空间，同时构造高部位，为油气运移的优势指向区，有利于油气聚集成藏；纵向上，气藏的分布受断裂、不整合和渗透性砂体等输导体系及圈闭封闭条件控制。

两方面三个关键因素共同控制了气藏的空间分布。

通过主控因素的分析，认为下部成藏组合的勘探应在古隆起背景下礁滩体发育区与断裂／不整合输导体系和膏岩盖层叠合发育区寻找有利靶区，而上组合则应在古隆起背景下礁滩体发育区与下部膏岩尖灭区以外的白垩系泥岩盖层发育叠合区开展勘探。

%Amu Darya Basin in Central Asia features in complex structural deformations and multiple types of traps for natural gas accumulation.The major factors controlling gas accumulation in various reservoirs have both similarities and differences.In order to reveal reservoir distribution and select new targets for next phase of exploration in the Basin,reser-voir and single well production data and geophysical data are integrated with regional geological characteristics,deposi-tional settings and reservoir property to analyze the reservoir characteristics in the targeted area.It is suggestedthat two common controlling factors have played main roles in theformation of the natural gas reservoirs in the terally, gas reservoir distribution were controlled by the development of paleo-highs and reef complex,and the paleo-highs provid-ed favorable structure settings for hydrocarbon accumulation and formation of effective reservoir spaces from exposure and dissolution.Meanwhile,the structural highs are the preferential target areas for hydrocarbon migration and accumulation. Vertically,gas reservoir distribution was controlled dominantly by trap conditions and carrier systems like faults,uncon-formities and permeable sandstones.These factors jointly controlled the spatial distribution of natural gas reservoirs.Based on the analysis,it is recommended that exploration of the lower play should be focused on the target areas with well-develo-ped reef complex within paleo-highs,fault/unconformity carrier systems and evaporite cap rocks.In contrast,exploration of the upper plays should be focused on areas where well-developed reef complex within paleo-highs are overlain by the Cretaceous mudstone seals outside the pinch-out areas of the lower evaporates.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2015(000)005【总页数】8页(P766-773)【关键词】礁滩体;断层;古隆起;气藏;阿姆河盆地【作者】张长宝;罗东坤;魏春光【作者单位】中国石油大学北京，北京102249;中国石油大学北京，北京102249;中国石油勘探开发研究院，北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.3中亚阿姆河盆地是世界著名的大型含油气盆地之一，在地域上分别属于土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、阿富汗和伊朗4个国家，主体位于土库曼斯坦境内，总面积42.7×104 km2。

阿姆河盆地右岸地区膏盐岩分布及其对盐下礁滩成藏的影响分析田雨;张兴阳;朱国维;张良杰;郭同翠;尉晓玮;张宏伟;杨钰【摘要】近年来,含盐盆地油气勘探成为研究热点,并取得了重要进展.以阿姆河盆地右岸地区为例,自中石油2007年进入以来,在中上侏罗统卡洛夫-牛津阶内部相继探明和发现了一系列的礁滩气藏,其上直接为上侏罗统基末利阶巨厚的膏盐岩覆盖,天然气地质储量丰富,展示了盐下碳酸盐岩良好的油气勘探前景.以阿姆河盆地右岸地区上侏罗统膏盐岩为主要研究目标,重点分析了膏盐岩空间展布特征及其对盐下礁滩成藏的影响.研究表明,基末利阶膏盐岩纵向上为“3膏+2盐”的地层组合,自西向东厚度呈先增大再减小的特征.膏盐岩对礁滩成藏具有重要影响,中东部地区下盐段发育的盐丘与礁滩体具有较好的空间配置关系,盐丘之间下伏卡洛夫-牛津阶往往有礁滩体发育,为右岸地区最重要的钻探目标;膏盐岩引起的硫酸盐热还原反应(TSR)所形成的次生溶蚀孔洞是礁滩体重要的储集空间;膏盐岩对油气的运移及富集具有明显控制作用,西部地区受牛津阶上部多层石膏限制,形成层状台内滩气藏,纵向上发育多套气水系统.中东部地区受盐丘侧向封堵,形成各自独立的构造-岩性复合礁滩气藏,气水特征复杂,具有“一礁(滩)一藏”的特征.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2016(016)012【总页数】8页(P220-227)【关键词】膏盐岩;分布特征;礁滩体;储层;成藏影响;基末利阶;阿姆河右岸;阿姆河盆地【作者】田雨;张兴阳;朱国维;张良杰;郭同翠;尉晓玮;张宏伟;杨钰【作者单位】中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油渤海钻探工程公司第一录井分公司,天津300457【正文语种】中文【中图分类】TE122.115在全球探明油气储量中，由含盐盆地控制的油、气储量分别占89%和90%[1]。

土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术刘伟;李华坤;徐先觉【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2016(044)003【摘要】土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层（厚度为700～1000 m ）是典型的异常高压地层，钻井过程中存在高压盐水侵的风险，钻井液密度高达2．48 kg／L ，常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。

为此，在现有饱和盐水钻井液的基础上，优选了抗高温、抗膏盐层污染处理剂，并与其他处理剂复配，研制了超高密度饱和盐水钻井液。

室内性能评价试验显示，该钻井液密度可达2．48 kg／L ，具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等特点。

30多口井的现场应用表明，该钻井液能解决长段膏盐层钻进中的地层蠕变、钻井液易污染及高压盐水侵等技术难点，并能大大提高机械钻速，缩短钻井周期。

【总页数】6页(P33-38)【作者】刘伟;李华坤;徐先觉【作者单位】油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉 618300; 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300;油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉 618300; 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300;中国石油川庆钻探工程有限公司土库曼斯坦分公司，四川成都 610051【正文语种】中文【中图分类】TE254+.6【相关文献】1.碳酸盐岩气藏气井出水机理分析——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例 [J], 成友友;程木伟;史海东;张良杰;穆龙新;朱恩永;张培军;郭春秋;冷有恒;魏占军;陈鹏羽;邢玉忠2.土库曼斯坦南约洛坦气田复杂盐膏层钻井液技术 [J], 杨晓冰;蔺志鹏;陈鑫;文虎;张长庚3.土库曼斯坦阿姆河右岸巨厚盐膏层钻井液技术研究与应用 [J], 吉永忠;伍贤柱;邓仕奎;马光长;刘翔;张琴4.复杂碳酸盐岩底水气藏单井产能主控因素研究——以土库曼斯坦阿姆河右岸B 气田为例 [J], 成友友;郭春秋;邢玉忠;程木伟5.土库曼斯坦加尔金内什气田复杂井钻井液技术 [J], 邓仕奎;陈鑫;高利华;杨晓冰;李华坤因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

阿姆河右岸气藏主控因素杨浩珑;时迎;魏春光【摘要】阿姆河盆地是中亚地区含油气丰富的沉积盆地,阿姆河右岸是中亚地区主要气源地.近十年来,研究区科研攻关成果显著,但对天然气成藏研究仍然不足,其主控因素尚不明确.为寻找阿姆河右岸项目下一步有利勘探目标,对研究区气藏进行剖析,重点分析构造及岩性气藏主控因素.综合利用地球物理解释、天然气成藏及沉积分析、圈闭及储层评价和单井产能分析等方法,认为阿姆河右岸气藏主控因素主要分为构造和沉积2方面.其中构造因素包括基底古隆起控制圈闭分布、断层为重要的油气运移通道和新近纪以来的构造事件使油气再分配,沉积因素包括膏盐岩有效遮挡是必要的封盖条件、生物礁滩体控制高产气井分布和储层类型影响气水界面及气藏类型.不同类型气藏由一种或几种主要因素控制,使气藏具有呈团块状聚集、带状分布的特点.%Amu Darya Basin is an exploration area with huge potential of natural gas.It is known as the most important source of Mid-Asian nature gas pipeline.There is still a shortage in research of reservoir forming rules even though many researches have been carried out in recent 10 years,and controlling factors for gas reservoir forming are also uncertain.In order to find the next gas reservoir target in the further exploration,a series of comprehensive analysis was conducted.It focused on the main controlling factors that led to various types of gas ing a combination of geophysical data interpretation,gas reservoir accumulation analysis,trap evaluation,sedimentary facies analysis,reservoir evaluation and single well production capacity analysis,etc.,the research concluded the main controlling factors of gas accumulation from two aspects-structure andsedimentation.The former includes basement paleo-uplifi which controls the trap distribution,faults which are pathway for hydrocarbon migration and tectonic movement since Neogene that results in hydrocarbon redistribution.The latter includes anhydrock and salt shelter which is necessary for the trap of effective hydrocarbon,reef-beach bodies which are closely related to high-production gas well and reservoir type which determines gas-water interface and types of gas reservoirs.The distribution of each type of gas reservoir is determined by one or several main factors,forming bulklike gas accumulation and stripped distribution.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2017(024)004【总页数】6页(P61-66)【关键词】气藏;主控因素;构造;沉积;古隆起;断层;阿姆河右岸【作者】杨浩珑;时迎;魏春光【作者单位】重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆401331;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE112.31中国在阿姆河右岸开展油气项目合作以来，对含盐盆地天然气成藏规律分析、盐下含气构造识别等方面均取得了丰硕成果，在阿姆河右岸不断获得油气勘探新发现。

阿姆河右岸H区块致密碳酸盐岩储层裂缝综合预测GUO Kai;FAN Leyuan;LI Yang;ZHANG Ming;ZHANG Chunwei;LI Lirong【摘要】针对阿姆河右岸H区块卡洛夫—牛津阶致密碳酸盐岩储层有效裂缝预测问题,综合应用岩心、成像测井、地震及测试资料,在分析裂缝发育特征的基础上,提出了构造应变模拟与地震体曲率属性相结合的有利裂缝带预测方法.首先由三维构造应变模拟揭示受构造应变分布控制的裂缝发育区,经过分析发现应变强度高的褶皱枢纽带、陡前翼及陡后翼部位的裂缝发育程度(密度、长度与开度)明显优于应变强度低的缓后翼部位;然后通过井震标定优选地震体曲率属性并识别裂缝发育带,建立了构造应变与最大正曲率综合预测裂缝发育情况的方法,并指出高应变区的最大正曲率高值带为最有利的裂缝发育带,可形成优质裂缝型储层;最后根据已钻井资料对预测结果进行了验证,验证结果表明高应变区的最大正曲率高值带储层连通性好且生产压差低,单井产气量高且产水低,证明了该预测方法的有效性.【期刊名称】《石油物探》【年(卷),期】2019(058)001【总页数】12页(P112-122,138)【关键词】裂缝预测;致密碳酸盐岩;断展褶皱;裂缝特征;构造应变;体曲率【作者】GUO Kai;FAN Leyuan;LI Yang;ZHANG Ming;ZHANG Chunwei;LI Lirong【作者单位】;;;;;【正文语种】中文【中图分类】P631裂缝不但可以提高储层的渗流能力,而且控制着溶蚀孔洞缝的发育,对油气的运聚和分布以及油气藏产能具有重要的意义[1-2]。

随着对低渗或致密储层勘探开发的不断重视,加强裂缝研究,提高储层裂缝分布预测及裂缝型储层建模的准确度变得更重要[2-3]。

储层天然裂缝主要包括构造成因的张裂缝和剪裂缝、成岩成因的收缩缝和压溶缝、异常高压成因的水力破裂缝、应力或应变卸载缝以及复合成因的溶蚀缝等,而碳酸盐岩储层中各种构造成因的裂缝及其相关溶蚀缝洞分布范围和尺度范围都更广泛[1,4-5]。

阿姆河右岸扬恰地区碳酸盐岩气田富集高产因素张良杰1　王红军1　蒋凌志1　冷有恒2　刘荣和3　武重阳4　张宏伟11.中国石油勘探开发研究院2. 中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质研究院4.中国地质大学（北京）摘　要　土库曼斯坦阿姆河右岸区块扬恰地区在盐下碳酸盐岩中发现了丰富的天然气资源。

早期静态资料分析认为气田各自具有统一的气水系统，随着气田开发的不断推进，发现储层非均质性强，气田具有多个独立的气水系统。

为高效开发气田，通过对构造—沉积环境、地震、岩心及测试资料综合对比分析，结果表明：①该区发育NE向、NWW和NNW向断层，其中NE向逆断层是油气纵向运移主要通道，而NWW和NNW向断层是油气横向运移的主要通道；②不同组系断层对储层的改造作用不同，邻近NE向断层在构造破裂和埋藏溶蚀作用下易形成缝洞型储层，而NWW和NNW向走滑断层可连通不同丘滩体，易形成裂缝—孔隙型储层：③邻近NE向逆断层易形成“多礁一藏”的缝洞型气田，远离逆断层则形成“一礁多藏”的裂缝—孔隙型气田。

结论认为：①裂缝和储层发育程度是天然气富集高产主控因素；②邻近断层的裂缝—孔隙（洞）体系是天然气有利富集区，是开发井部署的首选目标区，可通过大角度斜井有效提高天然气单井产量。

关键词　土库曼斯坦　阿姆河右岸　碳酸盐岩　沉积微相　储集层　裂缝　天然气　富集因素DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2019.01.003Factors influencing accumulation and high yield of carbonate-rock gasfields, Yan-gui-Chashgui region, Amu Darya Right Bank, TurkmenistanZhang Liangjie1, Wang Hongjun1, Jiang Lingzhi1, Leng Youheng2, Liu Ronghe3,Wu Chongyang4 and Zhang Hongwei1(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 2. CNPC (Turkmenistan) Amu Darya River Gas Company, Beijing 100101, China; 3. Geological Exploration & Develop-ment Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan 610051, China; 4. China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China)Abstract: Abundant gas resources have been discovered from pre-salt carbonate rocks, Yangui-Chashgui region, Amu Darya Right Bank, Turkmenistan. It's indicated from previous data analysis that there is only one united gas-water system. Along with field devel-opment, however, it's found that reservoirs are featured by strong heterogeneity, and there is multiple independent gas-water systems. In order to develop them very efficiently, a lot of data on structural and depositional environment, seismic, core, and test were ana-lyzed and compared. Results show that (1) some NE-, NWW-, and NNW-trending faults are developed. Among them, NE-trending re-verse faults act as main vertical migration pathway, and other NWW- and NNW-trending faults are the main lateral ones; (2) fractures among different formations have various reworking effects on reservoirs. Fractured-vuggy reservoirs easily generated close to the NE-trending faults as the product of tectonic fracturing and burial solution, whereas fractured-porous reservoirs formed owing to the communication of various mound-beaches by NWW- and NNW-trending strike-slip faults; and (3) fractured-vuggy gasfields featured by multi-reefs in one reservoir formed near the NE-trending reverse faults, whereas fractured-porous ones characterized by multi-res-ervoirs in one reef formed far away from reverse faults. In conclusion, both fracture and reservoir development are important factors affecting accumulation and high yield. In addition, the fracture-pore (vug) systems near faults should be favorable gas-accumulating areas, as well as the preferential target zones of development well deployed, and their single-well production can be improved effec-tively by means of highly deviated wells.Keywords: Turkmenistan; Amu Darya Right Bank; Carbonate rock; Sedimentary microfacies; Reservoir; Fracture; Natural gas; Accu-mulation factor基金项目：“十三五”国家科技重大专项“丝绸之路经济带大型碳酸盐岩油气藏开发关键技术”（编号：2017ZX05030-003）。