川中蓬莱地区须二段气藏特征及有利含气区预测

川中蓬莱地区须二段显示出了良好的天然气勘探潜力,但由于储层孔隙结构和测井响应特征较为复杂,直接影响了其勘探开发效果。为了寻找须二段天然气有利聚集区,综合利用钻井岩心和薄片等资料,对成藏要素,即生、储、盖、运、圈、保的自身条件及其匹配关系等进行了探讨与总结,并对有利含气区进行了预测。结果表明:研究区须二段气藏具有充足的油气来源,且位于油气运移的有利方向,上覆的须三段泥岩为其有效区域盖层;具有有利的生、储、盖组合及良好的保存条件;研究区总体位于有利的构造-沉积相带,沉积作用是储层发育的基础,成岩作用是决定储层质量的关键,裂缝是决定储层产能的重要条件。对须二段有利含气区的预测研究可为其下一步天然气勘探提供地质依据,同时也有助于类似气藏有利含气区预测的研究。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理

川中地区须家河组致密砂岩气藏因气源供应不足形成了气水过渡带;因成藏充注较早导致了区域大面积含气;因砂岩储层致密造成了气水混杂分布;由局部构造幅度控制了气水分异程度;由储层裂缝提供了气水渗流通道。该区须家河组气藏气水分布的形成机理可归纳为：晚三叠世末至晚侏罗世的未熟-低熟天然气在局部构造控制下于构造闭合高点处形成纯气顶;早白垩世—古近纪大量生成的天然气因砂岩储层致密而无法完全驱替出孔隙水,形成气水混杂分布格局;古近纪以来的喜马拉雅运动形成大量裂缝,改善了储层物性,在裂缝发育带聚集成藏。     

四川盆地川中地区须家河组气藏地震检测

四川盆地上三叠统须家河组蕴藏着巨大的天然气资源,是四川盆地重要的勘探开发层系。但勘探开发实践表明,须家河组储层厚度纵横向变化大、非均质性较强,气水分布关系非常复杂,严重影响了须家河气藏的勘探开发效益。准确进行气水识别,提高含气富集区预测精度,对须家河气藏规模效益开发至关重要。以岩石物理分析和模型正演为基础,分析了含不同流体储层的地震响应特征,建立了气、水层的AVO近、远道剖面识别模式,形成以AVO主振幅主频率为核心的地震气层检测技术系列,在川中地区安岳_高石梯等多个区块进行气水检测及含气富集区预测,预测成果的可靠性得到了大批新钻井的证实。     

川中-川南地区须家河组有利储集砂体地震识别及其分布预测

分流河道和河口坝砂体是川中-川南地区上三叠统须家河组主要的有利储集砂体.依据露头、岩心、钻井、测井资料设计单一河口坝、河道和叠置河道砂体的地质模型,开展模型正演,得出地震响应模型,并以此指导各种有利砂体在地震资料中的识别,预测了须家河组有利储集砂体的平面展布.河口坝砂体呈底平顶凸的地震反射特征,河道砂体呈顶平底凸的上超充填反射特征,多期叠置河道呈透镜状-波状、具有中强振幅、中低频率的特征,并验证了模型正演所获得的反射特征与地震相和测井相是吻合的.该区河道、河口坝有利储集砂体广泛分布,主要发育在除合1井-合川5井以南、河包场和合川13井以北、通4-岳5井以外的广大地区.     

蜀南低缓构造区须家河组岩性气藏形成条件与勘探潜力

与四川盆地川中地区须家河组岩性气藏相对比,近年来蜀南地区须家河组勘探和开发一直没有获得重大突破,蜀南低缓构造区须家河组是否存在岩性气藏形成条件和勘探潜力一直为众人所关注。综合分析露头、岩心和测井资料,并通过对该区须家河组构造背景、沉积砂体、烃源岩和储层等成藏条件、成藏主控因素研究认为：蜀南低缓构造之间存在大面积地层平缓区,具备大面积岩性气藏形成的构造背景;须家河组一段、三段、五段及六段二亚段为广覆式分布烃源岩,具备面式生烃特征,为岩性气藏的形成奠定气源基础;大型敞流型湖盆内须二段、须四段、须六段一亚段和须六段三亚段以砂岩沉积为主,砂体分布广并多层叠置,具备较好储集条件;源岩层与储集层间互沉积,源储一体使蜀南须家河组与川中须家河组具有相似的面状供烃、近源高效聚集成藏特征。蜀南地区须家河组具备岩性气藏形成基础,可形成大规模岩性大气区,勘探潜力巨大。该认识为低缓构造区须家河组勘探部署提供充分地质依据,并指明低缓构造之间的平缓区域是下一步勘探重要领域。     

川中安岳气田须二段致密砂岩气藏开发有利区优选

文中针对安岳气田须二段致密砂岩气藏开展了储层甜点精细刻画,结合气井生产动态分析,明确了气藏效益开发的主要影响因素.有效储层规模是气井高产稳产的关键因素.将须二段划分为5个小层,储层甜点主要发育于工区中西部X2-5,X2-4小层的水下分流河道叠置砂体中,为中—中粗粒长石石英砂岩、岩屑石英砂岩,发育粒间溶孔、粒内溶孔和微裂...     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析

川中地区上三叠统致密砂岩气藏气水关系复杂,气水分布的研究对于气藏的有效开发有着重要意义。以试气资料为基础,通过对川中地区须家河组15个气藏80余口井的测井响应特征研究和含水饱和度的计算,证明高分辨率阵列感应电阻率曲线和可动饱和度大小可对气层、水层进行有效识别;根据单井和剖面气水分布特征的研究,认为川中地区须家河组纵向上有多个气水系统,单气水系统内部自上而下可动水饱和度逐渐增大、呈上气下水的分布状态,宏观上存在3种类型的气水分布模式:岩性型、裂缝岩性型及构造—岩性型,并以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明;结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,川中地区须家河组气藏气水分布受优质储层分布的控制,在砂体连通性、裂缝和构造等因素的影响下形成现今的气水分布模式。     

柴达木盆地三湖地区岩性气藏分布规律和有利区块预测

柴达木盆地三湖地区第四系的形成是在第三纪末期新构造运动作用下,盆地沉积中心由西向东整体迁移的产物,在第四系中发现了世界上最大的生物气田。近年来三湖地区发现岩性气藏,将现已发现的岩性气（层）藏分为砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型和物性侧向变化型3种。并提出岩性气藏分布规律是：分布于北斜坡,依附于构造背景,位于k9标志层以下,赋存于薄层砂体中,限于一定的深度范围内。根据分布规律,提出三湖地区岩性气藏的有利勘探区块,为研究区下一步进行岩性气藏勘探提供了理路依据和现实依据。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产。为此,采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明:①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L;Cl~-含量大于60 g/l,Br~-、Ba~(2+)+Sr~(2+)等为地层水典型的特征离子;②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2~10 m~3/10~4 m~3,远高于饱和凝析水水气比0.1m~3/10~4m~3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。     

川中-川南过渡带须家河组二段沉积相研究

在了解区域沉积背景的情况下,通过对大量野外剖面观察、地震剖面资料、测井资料、取心井段和单井沉积微相研究的基础上,确定了研究区须家河组二段为河流三角洲-湖泊沉积体系,主要发育三角洲前缘、前三角洲、浅湖3种沉积亚相。三角洲前缘亚相以水下分流河道微相占优势,先期形成的河口坝往往受后期水下分流河道冲刷侵蚀而得不到完整保存,所以须家河组二段河口坝不甚发育,在剖面上水下分流河道与河口坝多呈冲刷截切叠置关系。     

川中地区须家河组水溶气形成及脱气成藏有利地质条件分析

针对川中地区须家河组煤系烃源岩生气强度比较低但仍形成了一系列大气田（藏）的事实,针对其成藏研究存在的问题,采用地球化学分析手段对川中地区须家河组天然气、地层水进行了详细的研究。结合地质背景,对川中地区须家河组水溶气形成地质条件进行了详细剖析。研究表明,川中地区须家河组地层水比较发育,多层煤系烃源岩与多套砂岩相互叠置,具备很好的水溶气形成条件。气藏中地层水为CaCl₂型,矿化度高,H、O同位素值远离大气降水线,天然气在独立的成藏系统中近距离成藏,说明地层水保存条件较好。喜马拉雅期的构造运动使川中地区大幅度抬升,上覆地层遭受剥蚀,地层水中溶解的天然气发生减压脱溶作用,释放出天然气可为已有的气藏补充额外的天然气,或在储集层高部位形成游离气藏。经过计算,须家河组整体抬升后,每立方米地层水大概可以释放出2.4m的甲烷。     

川中广安地区须家河组须二段气藏储层预测

在对四川盆地中部广安地区上三叠统须家河组的钻探过程中频繁出现油气显示,展示了较大的油气勘探潜力,因此,对该区须家河组须二段开展储层预测及油气检测研究十分必要。为此,对过该区的剖面总长度达890 km的29条二维地震测线进行了分析,利用多井进行合成记录标定,开展了以须家河组为主要目的层的精细解释。在分析须二段储层地质、地球物理特征的基础上,根据已知钻遇出气层段并结合最新地质、钻井、测井等资料,对须二段气藏进行了储层预测,获得了储层厚度、孔隙度、储能系数等参数,同时圈定须二段有利含油气区的分布范围。结论认为：①须二段储层相对发育区主要分布在庙4井-合川151井,厚度大于10 m的分布面积为173.4 km²;②须二段油气检测有利区总体上呈现北西向或东西向分布,有利区面积共516.2 km²,主要分布在合川-白庙地区,呈条带分布。在此基础上,指明了下一步天然气勘探的有利区。     

四川盆地川中地区须家河组天然气大面积成藏的主控因素

川中三叠系须家河组地层具有砂泥岩交互、大面积分布的特征,已发现的广安、合川、八角场等大型气田以及充西等含气构造。这套含气组合平面上分布于川中地区各个不同的构造区域,纵向上各储层段交互发育。它们成藏背景相似,但又相互独立,互不连通,表现为大面积成藏的地质特征。通过对须家河组成藏地质特征的深入分析认为,大面积成藏的主控因素包括:①平缓构造背景下,大型开放式浅水湖盆广泛发育煤系与砂岩的交互组合,是大面积成藏的基础;②优质储层的广泛分布,是大面积成藏的重要条件,主要受早印支期古构造、沉积微相以及裂缝的联合控制;③白垩纪末盆地的整体抬升,天然气发生膨胀排烃以及储层的分隔化对气藏的保存作用是大面积成藏的重要机制。     

碳酸盐台内斜坡认识突破与重大发现——以川中地区中二叠统茅口组二段气藏勘探为例

目前川中古隆起规模性勘探发现主要集中在深部震旦系—寒武系的高能滩相,中部二叠系处于台内斜坡相,以低能环境为主,勘探未受重视。为了进一步落实川中地区中二叠统气藏富集规律,通过岩心描述、薄片分析、U—Pb测年与印模法古地貌恢复等手段,开展岩相古地理、储层成因及成储模式与气藏特征分析,对全盆地茅口组二段（茅二段）进行了重新认识。结果表明：（1）四川盆地茅二段发育南带、中带与北带3个北西向古地貌高带,川中地区处于南部古地貌高带中南部,发育规模滩体;（2）茅二段古地貌高带控制了沉积期滩体分布以及准同生期的岩溶、白云岩化作用,据此构建了川中地区茅二段白云岩储层发育模式,认为川中地区茅二段发育大面积优质白云岩储层;（3）创新建立茅二段薄层白云岩地震预测技术,古地貌高带控制了茅二段优质白云岩储层分布与气藏的高产富集。新认识带来勘探领域新突破,指导部署的潼深4井等5口井试气获超百万立方米高产,实现了四川盆地茅二段台内天然气勘探的重大突破,提交探明储量超千亿立方米。目前,川中地区茅二段气藏已成为“十四五”期间提交天然气探明储量的重要领域。     

四川盆地须家河组须一、三和五段天然气源内成藏潜力与有利区评价

目前四川盆地须家河组天然气藏勘探和发现主要集中于须二、四、六段,气藏总体表现出充满度不高、低部位含水饱和度偏高、储量动用比例偏低、储集层含气范围有限的特点,须一、三、五段则被作为烃源岩。在对须一、三、五段进行成藏条件研究和已知出气点解剖分析的基础上,提出川西北、川西南和川中部分地区须一、三、五段发育规模较大的砂体,各段有利含气面积约5 000～11 000 km2,储集层连续性较好,单层延伸长度达15～20 km,具备源内成藏的有利条件,可形成岩性或构造-岩性圈闭气藏,比须二、四、六段的成藏潜力和丰度更好,经勘探可形成工业规模的天然气储量,今后应该加强上述地区须一、三、五段源内天然气成藏研究与勘探力度,尤其是须三和须五段。图8表4参19     

川西深层须家河组气藏压裂改造的难点与工艺技术对策

川西地区须家河组砂岩气藏具有埋藏深,温度高,异常高压,岩性致密等特点,作为勘探开发核心技术的压裂改造技术能否获得突破,将直接制约深层气藏的勘探开发进程。章简要分析了该气藏的工程地质特征,指出：压裂改造的主要难点是破裂压力超高、闭合压力超高、施工压力超高、压裂液综合性能要求高和排量提升困难。详细论述了川合148井测试压裂和主压裂的成功作业过程,还介绍了川合139井不成功的压裂作业。通过这2口井现场试验的对比分析认为：深层须家河组气藏的加砂压裂改造是可行的。但由于异常复杂的地质特征,压裂改造的难度仍然很大。因此,提出了一系列有针对性的压裂工艺技术对策,为深层气藏下一步压裂改造技术攻关提供有益的参考。     

川中—川南过渡带须家河组砂岩储层次生孔隙成因与分布特征

川中-川南过渡带须家河组岩石学特征表明,砂岩储集空间以原生残余粒间孔和次生孔隙为主.次生孔隙的成因主要是煤系地层中有机质成熟时释放的有机酸和成岩过程中有机质脱羧作用产生的CO2形成的酸性水对长石、岩屑、碳酸盐胶结物以及粘土矿物等的溶解.另外次生孔隙还与烃源岩的厚度及分布、砂体所处的沉积微相和断裂沟通有关.次生孔隙在垂向上发育2个次生孔隙带,主要分布在1700～2050m深度范围内;平面上次生孔隙的分布主要受沉积物原始组分的影响.     

川中资阳地区须家河组含油气系统及勘探前景分析

川中资阳地区须家河组储层位于威远隆起北东向倾覆的斜坡地带,发育一个宽缓鼻状构造,须家河组岩性致密、非均质性强,勘探程度低。结合储层沉积岩石学、成岩作用、盆地模拟技术等研究资阳—安岳地区须家河组含油气系统特征,认为其在燕山中期以来构造演变为斜坡,烃源岩在燕山晚期进入生烃高峰期,充足的油气在储层优势通道中持续向高部位顺层运移,在沉积微相相变位置发生侧向封盖而聚集成岩性气藏;与资阳地区须家河组成藏地质条件相似的邻区安岳地区近年来岩性圈闭勘探获得重大突破,表明资阳地区须家河组岩性圈闭具有良好的勘探前景,其中沉积微相是须家河组成藏的主控因素,加强高分辨率沉积微相的研究有助于岩性气藏的预测识别。图4表1参15     

高含水致密砂岩气藏天然气富集模式及有利区评价——以安岳气田须二段气藏为例

四川盆地安岳气田须二段岩心分析结果表明,气藏储层致密,非均质性强,含水饱和度多在50%以上,为高含水致密砂岩气藏,规模效益开发难度大。气藏早期开发评价井针对低渗储层开发部署模式,成功率低,开发效果差,亟需通过研究深化气藏认识,为提高开发井成功率提供支撑。为此,利用致密储层特殊孔喉结构分析,结合不同类型储层含水饱和度分析,建立三种油气富集模式,分析安岳气田须二段气藏成藏特征,明确天然气富集于断裂发育区域;在断裂识别分析技术和裂缝地震预测技术基础上,利用薄储层叠前储层预测技术,结合试井解释成果,确定裂缝-孔隙储渗砂体范围,在储层建模和流体分布模型的基础上,掌握气藏储量和可动水分布特征,形成致密砂岩气藏裂缝-孔隙储渗砂体描述技术;并结合致密砂岩气藏裂缝-孔隙型含气砂体地震预测技术,对气藏进行有利区评价。基于气藏开发边界效益指标,建立了以三维地震断裂识别、叠前储层预测、裂缝预测、叠前烃类检测为主的开发有利区优选技术,优选出渗流条件好和天然气富集的气藏开发有利区块,解决了安岳气田须二高含水致密砂岩气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,为该类气藏效益开发奠定了基础。     

川中地区上三叠统须家河组二段和四段砂岩优质储层成因探讨

川中地区上三叠统须家河组砂岩储层虽然普遍具有低孔、低渗透-特低渗透的特点，但仍发育孔隙度相对较高的优质储层。从沉积作用、成岩作用和构造作用等方面探讨了该区优质储层的形成条件，为预测优质储层的分布提供了依据。研究认为：波浪和湖流作用较强的高能地带是该区形成优质储层的最有利区域，其中沉积形成的砂岩结构成熟度和成分成熟度较高，原生粒间孔隙发育，有利于在后期成岩改造中向好储层发展；在成岩过程中，这部分砂岩抗压实能力强，绿泥石环边对阻止早期石英次生加大胶结的进行和残余原生粒间孔隙的保存也起了重要作用；虽然晚成岩期自形或半自形石英胶结损失了部分粒间孔隙，但仍能形成孔隙度相对较高的储层。后期多次构造运动形成的裂缝改善了储层的渗透性能，是构成产层的重要条件。