简介:孟加拉国(面积20.7万km^2)已钻探井不足70口,并且大多数位于东部陆上和海上地区,因此它是世界上勘探程度量低的国家之一。自早白垩世以来,构造运动控制了沉积物沉积所需的容纳空间。孟加拉国北部印度板块与欧亚板块的碰撞作用和东部印度板块与缅甸微板块的碰撞作用,为在孟加拉国东部地区发育渐新世—中新世烃源岩和中新世储层砂岩提供了有利条件。所形成的Jenam-BhubanBokaBil合油气系统是目前所确认的最有效的系统,立主要位于孟加拉国东部。烃类可能也由中新统Bhuban组富合有机质的页岩生成。迄今为止,仅在Jenam—BhubanBokaBil含油气系统发现的天然气地质储量就在16万亿ft^3以上,大部分位于Chittagong—Tripura褶皱带的缅甸盆地中。在孟加拉国还推断出了几个其它的含油气系统。包括已发现气田、预计的扩边气田以及新发现气田在内,最佳技术估算的总资源量约为6l万亿ft^3。除了一些地表渗漏气和两个地下气藏的气是细菌成因气外,孟加拉国的油气是热成因的。模拟结果表明,天然气及伴生凝析油源于至少6km的最大生烃深度。许多气藏与反转凝析油有关,它们的成分受两种明显不同的烃源岩相及垂直运移过程的溶解/离溶作用的限制。大部分凝析油约分子特征指示其烃源岩中有机质的主要贡献者为一种富氢的被子植物(有花陆地植物)。天然气中甲烷的碳同位素比值和伴生凝析油的同位素和分子特征表明,缅甸盆地北部的烃类与南部的烃类相比,具有明显不同的烃源岩相。当依据地质格局和我们的盆地模型进行解释时,我们发现这些同位素和分子特征表明渐新统Jenam组在北纬24.4°以北地区、中新统Bhuban组在以南地区是烃类的主要贡献者。
简介:本文将介绍一种综合利用静态和动态油井表征资料优化超薄砂岩油藏完井和提高石油产量的方法。厄瓜多尔国家石油公司公司在Limoncocha油田3英尺厚的砂岩油藏生产潜力评价和优化中使用了如下流程:通过精确的测井解释来识别薄砂层(纵向分辨率,静态数据)。通过裸眼井小型中途测试(MiniDST)评价渗透率、表皮效应以及地层压力与采油指数(动态数据)。采用800psi静态欠平衡压力的锚定射孔枪来避免泥浆侵入。利用钻机进行完井作业;这样就无需进行试井。在已下套管的井中进行PVT取样,用于进一步开展油藏描述和不断提高描述质量。在厄瓜多尔奥连特盆地(Oriente)经营的石油公司已经建立了一些常规的工作流程,这些流程在厚度超过20英尺的油藏中应用的效果通常比较好,而应用于薄油藏时会使部分层段的生产潜力被低估,从而被忽视。为了避免出现这种情况,负责Limoncocha油田项目的G&G团队建立了适用于这种薄砂岩油藏的综合性研究流程,用于在井筒仍处于裸眼状态的早期阶段对这种类型的层段开展正确的动态和静态表征,进而确定井的产能和最佳完井方案。在本文所讲的特定案例中,基于正确的分析,G&G团队成功地对埋深11200英尺厚度只有3英尺的薄层砂岩油藏进行了表征和产量预测。在整个过程中,小型中途测试(MiniDST)发挥了关键作用,成为衔接静态和动态数据的绝佳桥梁,确保了整个工作流程的一体化。利用早期综合性的油井表征资料可以确定最佳的完井设计,包括在不进行试井的情况下确定最优射孔方法和优化ESP设计,使厚度仅为3英尺的薄油藏的石油产量提高至850桶/日,目前其累计产量已达到12.6万桶(126MMSTB),这也突破了之前认为其产量过低或不具产能的认识。该方法可以很好的预测生产潜力,�