川东褶皱带海相碳酸盐岩气层产能预测

川东褶皱带飞仙关组飞三段、长兴组储集层为海相碳酸盐岩地层,非均质性强,产气量高,资源量丰富。为进一步评价非均质性储集层性质,通过对该区气层的测井、录井特征参数研究,提出了含气指数的概念,探索了该区气层初始稳定产能的定量预测方法,并建立了相应的评价模型,对位于川东褶皱带石柱复向斜建南构造新近钻探的JP12井飞三段水平气层产能进行了预测,经试气验证JP12井的应用获得了成功。     

鄂西马（鞍）1井储层特征研究

通过对马(鞍)1井三叠系飞仙关组三段(T1f^3广)、二叠系长兴组二段(P2ch^2)和石炭系黄龙组(C2h)三个勘探目的储集空间、储层物性等特征分析研究,在此基础上进行储层评价,指出本井区石炭系黄龙组为好的储集层段,长二段和飞三段为差储集层,并对石炭系黄龙组储层进行横向预测,预测结果表明石炭系黄龙组在整个构造部位均有分布,但构造主体部位分布稳定,连续性好．厚度较大。     

普光地区飞仙关组礁滩相储层类型研究

普光地区二叠系长兴组和三叠系飞仙关组储层多分布在台缘礁滩相带,其中长兴组储层主要为礁滩复合体,飞仙关组储层以滩为主。储层非均质性强,孔隙类型多样,孔隙结构复杂,储层类型确定是目前储层评价的重点和难点。本文在储层岩性、物性、孔隙结构等资料综合分析的基础上,结合试气资料明确储层类型取得了较好的成果。     

河坝飞三段储层发育期次划分及有利区预测

较之长兴组、飞仙关组一、二段而言,川东北飞仙关组飞三段鲕滩储层发育的整体格局不清楚,制约了飞仙关组飞三段的油气勘探。为此,结合区域沉积演化分析,通过河坝地区单井层序划分对比,将飞仙关组飞三段下部鲕滩储层分为5个高频旋回,通过储层地震响应特征分析和属性提取,指出了不同期次储层发育的有利区。结果表明鲕滩储层由早到晚有逐渐向东迁移的趋势,并且不同期次鲕滩储层的发育受沉积古地貌高的控制。     

川东北南江区块储集特征及储层预测

南江区块为米仓山前缘的东西向潜伏逆冲构造带，主要发育有上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组一段礁滩相白云岩储层、飞仙关组三段浅滩-暴露浅滩相鲕滩储层、嘉陵江组二段粒屑滩砂屑白云岩储层、雷口坡组中上部白云岩储层。通过地表露头资料、邻区钻井资料、地震资料综合分析，嘉陵江组、飞仙关组三段为区域性储层，而南江地区东部长兴-飞仙关期则具有发育类似普光地区的礁-滩相白云岩储层的沉积环境，储层预测结果表明南江区块具广阔的勘探前景。     

川东北部地区铁山坡构造飞仙关组鲕滩气藏勘探获重大进展

2001年1月8日,位于四川东北部铁山坡构造南段的坡2井在测试中获104.89×104m/d的高产气流,它是川东北部地 区飞仙关组鲕滩储层最厚、产量最高的一口井,是铁山坡构造飞仙关组鲕滩气藏勘探继坡1井获气后取得的重大进展,是川东 北部地区飞仙关组鲕滩气藏高效勘探的又一成功范例.坡2井的勘探成功,可望在铁山坡构造获得500×108m3以上天然气 储量大气田.铁山构造近高点的坡1井在飞仙关中测获气,1999年上报的飞仙关组气藏天然气预测储量184.05×108m3,为 评价了解铁山南段飞仙关组鲕滩储层情况、探明南段气藏含气范围、使预测储量升级,按项目总体设计安排,在构造南段部署 了飞仙关组专层评价井-坡2井.该井于2000年5月4日开钻,同年12月4日钻至井深4 246 m(进入飞三至飞一360 m)完 钻.录井及测井资料表明:坡2井飞仙关组鲕滩储层岩性主要为溶孔及含溶孔云岩;孔、洞、缝发育;取心钻进中见气测异常: 综合测井有效储层厚度大于100 m,其中Ⅰ+Ⅱ类储层厚近50 m.2001年1月8日用APR-射孔测试联作工具,对飞仙关组 4022.40～4161.80 m中的5个层段射孔(总射击孔厚78.1 m).用两条测试管线,50 mm临界速度流量计(35 mm孔板)经 分离放喷测试,获天然气产量104.89×104m3/d.     

从宣汉-达县到巴中的储层勘探——以飞仙关-长兴组为例

宣汉-达县探区超大型普光气田的发现不仅揭示了区内长兴组-飞仙关组储层沉积演化及其分布规律，还为其他区块相应层位的构造-岩性复合气藏勘探提供了思路。巴中探区位于宣汉-达县探区的西北侧，是中石化四川盆地另一重要勘探区块。邻区龙4井和区内二维地震资料为本区长兴-飞仙关组层序地层及礁滩分布研究提供了基础。通过经龙4井层序标定的地震剖面以及地震相的沉积解释，获知从长兴礁和飞仙关组内部各滩体的空间分布样式及其演化的内在联系。飞一、二段各发育两期滩体，飞三段发育三期滩体，各滩体的分布样式具有一定继承性，且滩体面积从飞一到飞三逐渐增大。由于四川盆地的储层研究是油气勘探突破的关键，因此这一研究成果为井位部署工作奠定了基础。。     

四川盆地长兴组生物礁储层录井预测与识别方法

近年来,二叠系长兴组生物礁气藏在四川盆地的海相勘探中屡被发现,其埋藏较深、一般具有高产、高含硫化氢特征,储层多为生物礁白云岩。通过研究长兴组生物礁上覆地层飞仙关组底部地层的厚度变化规律和录井特征,提出了一种在钻井过程中快速预测和识别生物礁储层的录井方法,现场应用简便、符合率高,易于在录井现场推广。     

宣汉地区长兴组-飞仙关组储层物性特征研究

普光气田的发现预示着宣汉地区晚二叠世长兴组与早三叠世飞仙关组巨大的天然气勘探潜力.在沉积相研究的基础上,利用测井解释资料以及样品实测资料,对该地区长兴组一飞仙关组中不同岩石类型及不同沉积相带的岩石物性特征进行了统计与对比研究.结果表明:①长兴组中的储层主要为礁滩白云岩,飞一-飞三段中的储层主要为鲕粒白云岩,②岩石平均孔...     

建南地区飞仙关组三段白云岩储层成因探讨

建南地区飞仙关组三段发育白云岩储层,是研究区物性最好的储层,但一直以来对白云岩储层的展布及成因缺乏系统认识,从而制约了白云岩储层勘探的进展。将建南地区飞三段划分为3个Ⅳ级层序,弄清了白云岩储层一般分布在颗粒灰岩的上部,位于每个层序的高位域晚期。在此基础上进一步利用C、O同位素和稀土元素等分析手段,首次指出建南地区飞仙关组三段白云岩为浅埋藏成因。     

普光气田与建南气田长兴组、飞仙关组储层对比研究

普光气田和建南气田位于四川盆地东北部,两气田的主力产层二叠系长兴组、三叠系飞仙关组均为礁滩沉积,但储层规模、储集性却差异很大。普光气田储层厚度大、物性好,以中孔中渗、高孔高渗的大套溶孔白云岩为主,而建南气田储层厚度小、物性差,以低孔低渗为主,岩性为灰岩和少量白云岩。研究认为,白云岩成因的差异造成了2个气田储层的差异。普光气田以准同生白云岩化为主,形成了大量早期白云岩;建南气田以埋藏白云岩化为主,形成的白云岩数量少。白云岩成因的差异与沉积环境密切相关,普光气田礁滩沉积毗邻局限台地或蒸发台地,容易获得高Mg/Ca比咸水,有利于准同生白云岩化发育;而建南气田礁滩沉积毗邻开阔台地,不利于准同生白云岩化的发育。因此,毗邻蒸发台地或局限台地等环境的礁滩相更有利于优质储层的发育。     

川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因

四川盆地川东北元坝气田的气藏类型为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气藏,勘探形势整体较好,然而其海相主要产气层上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组的气藏规模差异较大。为找出二者产能差异性的成因,对其储层、输导体系、压力系统及储源关系等特征进行了地质与成像测井相结合的综合分析。结论认为：该区下三叠统嘉陵江组上部-中三叠统雷口坡组膏盐岩盖层分布稳定,长兴组与飞仙关组气藏气源均主要来自上三叠统吴家坪组（P₂w）和龙潭组（P₂l）烃源岩;储层特征上的差异导致长兴组主要为中高产气藏,飞仙关组主要为低产气藏;而输导体系、压力系统、储源关系的不同,也对富集程度产生了一定影响。     

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采用地层—复合参数约束反演的方法，对鄂西渝东地区石炭系、下二叠统长兴组、上三叠统飞仙关组的储层进行了预测。章介绍了地层—复合参数约束反演的方法和具体步骤，并根据预测结果圈定出12块有意义的储层发育带：即黄龙组龙驹坝异常、建南北异常、建南异常、上水坝—张家祠异常、青岗坪异常、瓦窑坪异常；长兴组龙驹坝南段—建南西异常、上水坝—张家祠—栗子湾异常、茶园坪异常；飞仙关组龙驹坝异常、建南—栗子湾异常、茶园坪—瓦窑坪异常。     

应用频率衰减属性预测TNB地区储层含气性

下三叠统嘉陵江组二段和飞仙关组三段是TNB地区钻井揭示的主要产气层段,具有埋藏深、厚度薄的特点。尽管目前勘探获得了重大突破,但有利含气性分布预测仍然是进一步扩大勘探成果的关键所在。基于小波变换的频谱分析技术为储层含气性预测提供了有效的手段。针对研究目的层的储层特征,通过衰减属性与地质录井全烃检测资料对比、储层正演模拟和井-震含气性过井剖面检验,分析了利用频率衰减属性预测储层含气性的可行性。预测结果表明,嘉陵江组二段和飞仙关组三段在平面上和纵向上均具有不同的含气分布特征。嘉陵江组二段砂屑滩气藏面积大,发育单一气藏;飞仙关组三段鲕粒滩气藏面积相对较小,但纵向上异位叠置、多气藏发育。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

X井礁滩储层测井精细评价

在介绍四川盆地东北地区下三叠统飞仙关组和上二叠统生物礁测井解释的经验和技术基础上,对X井飞仙关组、长兴组的地质和储层特征进行了对比分析,并充分利用该井的常规测井和成像测井的信息,精细地评价了该井的礁滩储层,准确地进行了气水解释,较为精确地获得了储层的参数。研究认为：在飞仙关和长兴组同时找到的礁滩叠合体具有储层发育程度高、溶蚀作用强、产量高的特点,具有较大的勘探潜力,这也得到了试油结果的验证;有效的测井组合是常规测井、电阻率成像、阵列声波、重复式地层测试器,可选择的是核磁共振测井,该井气层的测井解释成功为ＬＧ地区油气勘探提供了技术支持。     

元坝地区须二段低电阻率气层成因与测井评价方法

针对元坝地区须二段储层气层判识难度大、传统测井评价方法解释符合率较低的问题,开展了低电阻率气层成因分析及测井评价方法研究。在深入分析须二下亚段沉积微相、储层特征和测录井、测试及试验分析资料的基础上,认为储层矿物组分、孔隙结构、岩石粒径和胶结类型等是影响气层电阻率高低的主要因素,石英含量与测井电阻率呈正相关关系;建立了储层内岩性细分及识别有效储层的测井模式,综合岩性、电阻率和含水饱和度等参数,形成了不同岩性气层的评价标准和低电阻率气层的测井评价方法。该评价方法在元坝地区多口探井陆相致密砂岩气层评价中进行了应用,提升了致密砂岩气层的测井评价成功率,使元坝地区陆相致密砂岩气藏勘探取得了突破性进展。研究与应用表明,利用建立的低电阻率气层测井评价方法可以解决低电阻率气层的漏层和错判的问题,提高解释的成功率。      

缝洞型碳酸盐岩储层测井识别——以塔中东部良里塔格组良二段为例

塔中东部地区良里塔格组良二段碳酸盐岩储层缝洞发育,储层类型多样且非均质性较强。在岩心和成像测井上可以比较清楚地识别出各种储层类型,但对于缺乏岩心和成像测井资料的井段难以有效识别,影响了储层预测与评价。为了解决此问题,结合岩心、薄片和成像测井资料划分了4种储层类型和2种非储层类型,储层类型包括裂缝型、孔洞型、裂缝孔洞型和洞穴型,非储层类型包括泥质充填型和致密型;依据这些类型标定常规测井信息,通过因子分析对优选出的6个测井参数提取了3个主因子,并分别解释为孔洞因子、裂缝因子和含泥因子;最后计算出因子得分,根据因子得分交会图可以有效地识别出各种储层和非储层类型。利用此方法对XX井进行储层识别,识别结果与岩心、成像测井资料吻合度高,为缝洞型碳酸盐岩储层测井识别提供了新的技术方法。     

随钻录井快速识别储集岩与烃源岩的方法及应用

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油属于典型源储共生的非常规油气藏,储集岩与烃源岩共生,常规录井过程中对储集岩及烃源岩识别约束条件较多。地化录井作为录井技术的一种特殊手段,在储集岩评价方面具有独特的优势。通过对二叠系芦草沟组资料重新认识,利用完井试油结论进行验证,利用岩石热解色谱技术、岩石热解-气相色谱技术、三维定量荧光技术、核磁共振技术建立了一套适用于二叠系芦草沟组地化录井技术评价标准,在储集岩与烃源岩的识别方面发挥了重要作用。依照储集岩与烃源岩评价标准,共提出试油井段7层,其中6层结论准确,解释符合率85.7%,为区域勘探开发提供了新的技术手段,提升了录井技术在本区块的应用效果。