四川盆地中部侏罗系大安寨段致密油高产稳产主控因素

通过系统分析四川盆地中部地区(川中地区)大安寨段致密油的基本地质特征,结合大量勘探开发数据,解剖致密油高产稳产主控因素及勘探方向。大安寨段致密油具有如下特征:资源量大,丰度低;储集层总体致密,发育相对优质储集层;源储一体(或紧邻),油气运聚有利;不同类型孔隙普遍含油,连续分布。开发实践揭示,致密油高产稳产井主要分布在滨湖沉积亚相中的裂缝-孔洞型储集层中,裂缝在大安寨段致密油高产稳产影响因素中至关重要,天然气在石油运聚以及油井的高产中起到了重要驱动(气驱)作用。结合高产稳产特征、勘探开发成效以及钻井投资成本等因素综合评价认为,川中南部地区的大安寨段为四川盆地侏罗系致密油效益勘探开发的现实领域。     

考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分——以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例

为提高致密储集层甜点预测的准确度与精度,根据储集层基质孔缝特征及其与岩石组构的关系,将四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段岩性进行细分,据此讨论不同岩性的物性、含油性特征及其对产能特征的影响。大安寨段灰岩中发育大量、多类型的微—纳米孔缝。以介壳为主的生屑、方解石/白云石晶粒以及硅酸盐矿物为影响储集层基质孔缝的三端元组构。据此将研究区灰岩划分为10种类型,每种岩石类型对应独立的沉积成岩演化史和孔缝特征。含硅介壳灰岩、含泥介壳灰岩等储集性好;介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩渗流能力强;含泥介壳灰岩含油性好;含硅、含云、含泥介壳灰岩可增加单井产量。岩性差异是造成大安寨段单井产能差异的重要原因。     

川中西部侏罗系大安寨段天然气成因及其对油井产能的影响

川中西部侏罗系大安寨段高气油比油井广泛分布,大安寨段油井也主要分布在高气油比井较多的地区,研究天然气成因对认识川中大安寨段油气富集规律具有重要的意义。通过川中西部侏罗系大安寨段天然气与其下伏上三叠统须家河组天然气组分和碳同位素对比分析,并结合大安寨段凝析油轻烃特征研究表明:川中西部大安寨段高气油比井的天然气呈现腐殖型或偏腐殖型天然气特征,与下伏须家河组天然气特征相似,认为川中西部大安寨段高气油比井形成原因是大安寨段烃源岩生成的腐泥型天然气与须家河组腐殖型天然气混合的结果。在存在断穿大安寨段地层的断裂区域内,下伏须家河组天然气沿断裂侵入:一方面溶解了大安寨段原始油藏中的轻组分,并沿断裂运移到大安寨段以上地层散失;另一方面引起脱沥青作用充填靠近断裂处的大安寨段储层孔隙及裂缝,从而使得紧邻断裂处大安寨段储层勘探效果较差。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20~80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

致密灰岩储层特征及发育模式——以四川盆地川中地区大安寨段为例

四川盆地川中地区大安寨段致密灰岩属于典型的“致密油”储层,在研究其储层特征的同时,重新划分了亮晶介壳灰岩、泥质介壳灰岩、泥晶介壳灰岩及结晶灰岩等 4 类主要的储集岩性,详细研究了溶蚀孔洞、次生微孔、裂缝及纳米级孔这 4 类储集空间的特征,建立了致密灰岩储层连续型似“网状”储集空间组合模型。 通过分析沉积微相、溶蚀作用和构造作用对储层的控制和影响,指出在低能介壳滩主要发育基质微孔储集层,在高能介壳滩主要发育溶蚀孔洞储集层,由此确定了多种储集空间类型组合叠置、大面积连续分布的储层发育模式。 基质微孔与溶蚀孔洞型储集层连续分布区是致密灰岩储层的“甜点”区。     

川中八角场构造大安寨段凝析气藏形成机制再认识

八角场构造下侏罗统大安寨段凝析气藏是四川盆地中部地区目前发现的唯一规模较大的凝析气藏,研究其成藏机制对认识整个川中该段的成藏特征具有一定的指导意义。为此,根据天然气及原油的碳同位素特征,分析了大安寨段的油气成因;结合地震资料解释成果上断裂的展布以及大安寨段油气的分布特征,指出了八角场构造大安寨段凝析气藏的形成机制,进而探讨了天然气对大安寨段油气富集的影响。结果表明：①该构造靠近断裂的井,其天然气、原油的碳同位素值以及凝析油的轻烃特征异常,明显存在来自下部上三叠统须家河组天然气的侵入;②断裂的分布及规模控制着下部须家河组天然气混入的规模,大安寨段之所以能形成凝析气藏,在于存在断穿须家河组烃源岩与大安寨段储层的断裂,使须家河组天然气得以大量侵入,从而改变了大安寨段油藏的原始气油比,形成气侵型凝析气藏;③邻近的金华构造断裂规模较小,天然气侵入较少,仅在局部形成高气油比的油气井,而未形成凝析气藏;④天然气是川中大安寨段致密储层中石油运聚的主要动力,影响着低幅度无水致密储层中石油的富集程度及油井的产能。     

川中公山庙油田大安寨段致密储层特征研究

近年来在川中公山庙油田大安寨段发现了大量的工业油流井,但油藏分布极不均匀,油井产能有高有低。通过大量岩心、铸体薄片、扫面电镜、压汞及物性资料分析,对公山庙大安寨段致密储层的沉积特征、岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征、含油性及储层发育主控因素的研究表明:川中公山庙侏罗系大安寨段岩性主要以介壳灰岩和泥质(含泥)介壳灰岩为主,大安寨段物性较差,喉道均值小,为特低孔-低渗储层。储层的发育主要受灰岩中的泥质含量、高能滩和溶蚀作用的控制。图9参10     

四川盆地下侏罗统大安寨段沉积微相特征及对储层的控制

下侏罗统大安寨段是四川盆地致密油勘探的重点层位,但油气特征复杂。在对大安寨段的岩性特征进行详细研究时,将大安寨段划分为8种岩相:厚层块状重结晶灰岩相、块状亮晶介壳灰岩相、块状—薄层状泥晶介壳灰岩相、薄层状含泥质介壳灰岩相、泥岩与泥质介壳灰岩的薄互层相、薄层状含介壳泥岩相、黑色泥岩相、紫红色到灰绿色泥岩相。总结了大安寨段的沉积模式,划分为5种沉积微相,即滨浅湖泥、滩后、滩核、滩前和浅湖—半深湖泥。最后,通过对比不同岩性的孔渗特性并结合沉积环境进行分析,明确了沉积微相对储集层的控制作用,滩前微相具有较好的致密油成藏条件。     

四川盆地大安寨段介壳灰岩致密油储层特征

四川盆地侏罗系大安寨段油藏是一种未经过大规模长距离运移的源内或近源聚集的非常规致密油，其中大一亚段、大二亚段和大三亚段储层以介壳灰岩为主，大面积连续分布，是一类典型的近源型湖相介壳灰岩致密油。致密油储层岩性复杂、储集空间类型多、孔隙结构复杂，组构选择性微孔隙和微裂缝是重要的有效储集空间。岩石物理实验揭示，储层连通基质孔隙度平均值约为2.13%，虽然低于国内外其他致密油，但高于前期单一酒精法确定的有效孔隙度平均值（0.97%）。生产动态资料证实，大安寨段介壳灰岩致密油不是简单的孔隙型或裂缝型，其具有复杂的孔、喉、缝组合特征或储渗模式；较发育的介壳控制型微裂缝使储层内流体难进易出，虽然孔喉细、分选差、排驱压力高，但储层可动流体饱和度和退汞效率仅略低于部分储渗模式，且好于鄂尔多斯盆地长7油层组，大安寨段是少数具有较高自然产能的致密油储层之一。介壳灰岩致密油具有较大的开发潜力，但其规模有效开发仍面临基质渗流阻力大、单一开发方式效果差等问题，需要借鉴北美Bakken组和中国鄂尔多斯盆地长7油层组致密油的开发经验，研究基于体积压裂和精细施工的有效开发技术以实现规模效益开发。     

川中地区侏罗系自流井组大安寨段黑色页岩孔隙微观特征及主控因素

为研究川中地区侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层储集空间特征及控制因素,利用电镜、显微荧光、物性分析、氮气吸附、有机碳及热解等测试手段,开展页岩层系的储集空间、物性、含油性分析,并讨论了微观特征的控制因素。结果表明：①大安寨段页岩油储层储集空间包括微裂缝和孔隙,微裂缝主要为页理缝和介壳方解石解理缝,孔隙以粘土孔隙为主,其次为介壳方解石晶间孔、自生石英晶间孔,少量有机质孔、黄铁矿晶间孔。②大安寨段页岩油储层具有孔径-孔隙度负相关特征,即页岩孔隙度高（平均5.69 %）,粘土孔隙是主要孔隙类型,孔径小,孔隙与页理缝组成水平孔缝系统;介壳灰岩孔隙度低（平均3.27 %）,介壳方解石、石英晶间孔比例增加,孔径大,孔隙与解理缝形成网状的孔缝系统。③油相微观赋存具有较强非均质性,表现为富有机质页岩段含油性（热解游离烃含量S₁、油饱和度指数OSI）好,但油相分散分布于粘土微小孔隙中,显微荧光弱,流动性差;孔径大的介壳方解石/石英晶间孔隙、解理缝以及页理缝中烃类更富集,显微荧光强。④微裂缝对烃类的微观富集至关重要。油气生成之后优先进入页理缝,并在页理缝附近的介壳方解石孔缝系统中富集,而距离页理缝较远的介壳方解石孔隙含油性变差,建议以孔径和微裂缝发育程度作为大安寨段页岩油有利层段优选的关键参数。