普光气田台地建造过程及其礁滩储层高精度层序地层学研究

普光气田及近年来川东北地区一系列重大发现,实现了按海相深层构造-岩性复合气藏和岩性气藏勘探思路寻找大型礁滩气藏的目标。应用沉积学、层序地层学和地震沉积学的理论和方法,系统研究普光气田上二叠统长兴组至下三叠统飞仙关组典型的镶边型碳酸盐岩台地建造过程及巨厚礁滩和鲕滩复合体的发育和分布规律发现:普光气田长兴期台缘礁及开阔台地生屑滩和飞一、飞二段台缘和开阔台地鲕滩的垂向加积过程构筑了四川盆地和国内厚度最大的镶边型碳酸盐岩台地。普光气田长兴礁起源于二级层序海泛期的陆棚环境,它建造成台地镶边,在地震剖面上表现为丘状空白反射;普光气田飞仙关组台缘及台内鲕滩形成于二级层序高位期早期,在地震剖面上表现为丘状杂乱-不连续强反射。长兴礁及礁后沉积为后继飞仙关组鲕滩的形成提供了浅水高能背景。从碳酸盐岩层序地层学角度,普光气田长兴组和飞仙关组由5个三级层序组成,而每个三级层序又由2～3个四级层序组成。碳酸盐岩沉积学和层序地层学的结合揭示了普光碳酸盐台地的演化过程。随着探井的钻探,碳酸盐岩高精度层序地层序揭示出普光气田礁、滩白云岩储层对称的高频旋回特征。在每一旋回内,孔隙度随自然伽马和电阻率的减小、白云石晶体的变粗而增大。普光气田台地建造过程及高频层序内储层孔隙度分布特征,不仅为拓展今后礁滩勘探提供了理论依据,还对后继气藏开发具指导意义,是实现碳酸盐岩气藏勘探、开发一体化的重要研究内容。     

川东北地区普光气田长兴—飞仙关气藏成藏模式与成藏过程

四川盆地川东北地区随着普光1井、2井在二叠系长兴组和三叠系飞仙关组储层中喷出高产工业天然气流,发现了四川盆地有史以来储量最大的天然气田——普光气田。研究表明,普光气田主要以二叠系长兴组台地边缘形成的礁滩和白云岩组合以及三叠系飞仙关组浅海开阔台地相沉积的粒屑滩、鲕粒滩为储层,后期埋藏溶蚀孔为主要储集空间。天然气主要来自中下寒武统、下二叠统、上二叠统烃源岩。印支、燕山及喜马拉雅运动都对普光古圈闭及油气藏的形成有重大影响。普光气藏属于构造—岩性复合孔隙型气藏,其成藏模式与成藏过程经历了原生油藏阶段、气藏阶段和改造定型阶段。普光气田的成藏模式与成藏过程对广大川东北地区勘探类似天然气藏具有借鉴与指导意义。      

AVO技术在普光气田鲕滩储层预测中的应用

普光气田为长兴组一飞仙关组礁滩相白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭特大型气田,储层综合预测技术为气田勘探关键之一.基于叠前时间偏移资料进行AVO属性处理,较好地解决了AVO异常的归位问题,使AVO响应更清晰,提高了AVO资料的分析质量.在测井和地质资料综合分析的基础上,通过正演模拟,建立普光气田飞仙关组鲕滩储气层AVO异常的识别模式,开展AVO属性分析,取得了较好的应用效果,为在四川盆地川东北区油气勘探寻找到一条有效途径.     

元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理

借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×104 m3/d高产工业气流,发现了元坝气田。元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6 600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田。元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱。对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造。     

川东北地区礁滩相储层预测技术与应用

随着地质认识的深入和勘探思路的转变,川东北地区在原来认为是勘探不利区的海槽相区,相继发现了飞仙关组鲕滩孔隙型气藏、长兴组礁滩孔隙型气藏,探明了普光特大型气田。钻探表明,川东北地区长兴-飞仙关组气藏多为构造-岩性复合型气藏,加强储层预测研究是取得勘探成功的关键。为此,在达县-宣汉地区利用高分辨率三维地震资料,采用古地貌分析、地震相分析和多属性分析技术进行了礁滩相储层展布预测;应用地震波阻抗反演方法、岩性反演方法对礁滩相储层孔隙度、有效厚度进行了定量预测。在长兴组和飞仙关组预测储层发育区,毛坝3井、普光5井、普光6井均钻获长兴组礁滩相优质储层,完井测试获高产天然气流;大湾1井、大湾2井钻获飞仙关鲕滩优质储层:预测结果与钻探结果吻合。将以上方法技术应用于通南巴构造带和元坝地区,预测元坝地区可能发育大规模的礁滩相储层,是勘探有利区。     

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。     

普光气田长兴组台地边缘礁、滩沉积相及储层特征

普光气田长兴组不仅发育生物礁相储层,而且随着普光6井生屑滩相、砂砾屑滩相储层和302-1井鲕粒滩相储层的发现,表明滩相也是长兴组重要的沉积相类型.普光气田长兴组晚期演化为台地边缘,以发育台地边缘礁、滩相为特征,结合开发井礁滩相的测井模式聚类识别,生物礁相发育在普光5、普光6、普光8、普光9、毛坝3等井区,滩相分布在普光2、普光4、普光6、普光7、102-1、302-3、302-1等井区,其相带狭窄,近似呈北西-南东向条带状分布.长兴组储层主要为一套礁白云岩、亮晶鲕粒云岩和残余颗粒云岩,以高中孔、中高渗,孔隙型储层为主,储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔以及溶蚀扩大孔为主,裂缝和压溶缝合线次之,具有较好的物性特征.长兴组生物礁和边缘滩相储层是普光气田继飞仙关组鲕粒滩后又一个具有巨大勘探潜力的储层类型.     

川东北地区元坝气田与普光气田长兴组气藏特征对比分析

通过天然气地球化学特征、地层水地球化学特征对比分析表明,元坝气田和普光气田长兴组气藏天然气中烃类气体均以甲烷为主,非烃气体H2S含量普光气田高于元坝气田;元坝气田天然气甲、乙烷碳同位素明显重于普光气田;普光气田长兴组气藏水型为重碳酸钠型与氯化钙型,元坝长兴组气藏水型为氯化钙型,显示元坝气田长兴组在油气聚集和赋存方面可能...     

中石化普光气田储量规模正在扩大

2006年7月3日,中国石化南方勘探开发分公司部署在川东北探区普光构造上的普光8井完钻。该井和刚刚完钻的普光9井的钻探均显示,普光气田储量计算气层底界下延了160m,预计含气面积将在原来45.58km2的基础上增加10多km2,储量规模将进一步扩大。普光气田获得2510.7×108m3天然气探明储量后,为了进一步扩大其储量规模,南方分公司在普光构造上接连部署了普光8井、普光9井、普光10井、普光11井和普光101井等探井。普光9井在主要目的层飞仙关组至长兴组储层均钻获良好油气显示,共解释各类储层34层累计厚度370.3m。普光8井长兴组储层厚度超过普光9井…     

川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及其富集规律

利用普光、元坝气田勘探、开发所获取的相关资料,从生、储、盖、圈、运、保几个方面分析了川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及天然气富集规律。普光、元坝2个气田存在着共性与差异,普光气田主要为在古隆起背景上的构造—岩性复合圈闭,储层为垂向加积沉积形成,分布面积小但厚度巨大,天然气运移聚集的通道主要是断层;元坝气田主要为古构造与礁滩相灰岩、白云岩叠置的岩性圈闭,储层为侧向加积沉积形成,分布广、类型多、厚度小,天然气运移聚集的通道主要是构造微裂缝和渗透层的孔隙。礁滩相白云岩、灰岩的发育是普光、元坝气田成藏的主控因素,而礁滩相白云岩、灰岩储层的孔、渗条件则与成岩后期的白云岩化和溶蚀作用强弱成正相关关系,储层的物性条件决定了气藏的天然气丰度。     

时移地震在中国海上气田的应用

本文介绍了崖城13-1、东方1-1两个海上气田时移地震的应用与实践。文章通过介绍岩石物理实验、时移地震资料处理、综合解释等方面的研究与分析,对崖城13-1气田的生产动用区块、剩余气分布进行了分析和预测,并在此基础上对东方1-1气田进行了系统的时移地震综合研究。在东方1-1气田的时移地震研究过程中,克服了多批次地质资料的匹配处理、无法直接用井资料进行地震动态标定、气田开发导致开发区块压力下降而各气层组气水边界基本不变等难题,取得了很好的研究成果,研究成果已被应用于气田开发调整方案的设计。开发调整井资料显示东方1-1气田时移地震预测结果正确,可使气田提高一定的采收率。     

苏里格气田经济有效开发前景分析

基于市场供需状况分析了长庆气区天然气价格情况,认为苏里格气田天然气销售价格偏低,具有一定的上涨空间。测算了苏里格气田不同天然气价格单因素与气价、单井产量双因素影响下的税后收益率,认为当气价为0.855元/m3时,苏里格气田开发税后收益率可以达到难采气田基准收益率10%的水平;当气价为0.920元/m3时,其税后收益率可以达到常规气田基准收益率12%的水平。由此可见,苏里格气田实现经济有效开发前景较好。     

中国石化超深井钻井技术现状与发展建议

为了促进中国石化超深井钻井技术进步,加快深部油气资源勘探开发步伐,在统计、分析钻井数据的基础上,介绍了近年逐步成熟和得以有效应用的气体钻井、"PDC钻头+螺杆钻具"复合钻井、"孕镶金刚石钻头+涡轮钻具"复合钻井、"PDC钻头+扭力冲击器"复合钻井、35 MPa高压喷射钻井、自动垂直钻井系统等超深井钻井提速技术。分析了普光气田、元坝气田及塔河油田等中国石化三大重点区域的超深井钻井技术现状:普光气田已钻井平均井深5 999.00 m,平均钻井周期232.06 d;元坝气田已钻井平均井深7 049.67 m,平均钻井周期439.47 d;塔河油田12区已钻井平均井深6 441.80 m,平均钻井周期102.85 d。分析认为,中国石化超深井钻井技术已达较高水平,但与欧美等石油工业发达国家相比尚有差距。最后,对中国石化超深井钻井技术的发展进行了思考,给出了发展建议。      

西南油气田含锂气田水资源调查分析

截至2020年底,国内锂资源供应对外依存度高达70%。据统计,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)各气田在开发过程中普遍产水,目前西南油气田拥有生产井1 900余口,其中超80%的生产井产水,2020年常规气气田累计产水超120×10⁸ m³。据研究报道,气田水与油气等烃类物质共同经历了漫长的油气成藏阶段,通常含有更多的微量元素,甚至部分锂资源含量高于盐湖卤水。通过气田水取样分析证实,西南油气田17口井气田水中锂离子质量浓度最高达131.6 mg/L,约50%取样井气田水中锂离子含量高于最低工业品位,同时还含有较为丰富的溴、钾等伴生资源。通过对重点井气田水跟踪评价证实西南油气田气田水锂、溴资源长周期稳定性较好,此外,西南油气田地层水资源丰富,3处重点区块地层水储量达13.3×10⁸ m³,初步估算了3处区块锂资源(以Li₂CO₃计)总价值超3 100亿元,具有较大的开发利用价值。     

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长庆气田储层非均质性强，气层薄而多，单层产能较低，开采难度大，降低成本是气田经济有效开发的必由之路。文章介绍了长庆气田气井多层分压合采工艺技术，提出了探井、开发评价井及开发井的分压合采工艺。现场应用表明：气井分压合采工艺技术对于开发长庆多层系气藏，提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

双相不锈钢在克拉2气田中的应用

双相不锈钢，由于具有很高的机械强度和优异的抗腐蚀性，特别是抗CO2和Cl^-腐蚀，在化工、造纸、海水系统、电站、船舶等行业得到了广泛的应用，近年来在国外石油天然气行业、特别是海上油田中逐渐推广。克拉2气田属海相沉积气田，气田水矿化度高、CO2和Cl^-含量高，对一般钢材具有强腐蚀性，根据腐蚀试验结果，双相不锈钢是最佳的材料选择。     

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中国长庆气田所生产的商品天然气主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川等城市作为民用燃气 ,部分用于发电和化工原料 (例如合成甲醇 )等。长庆气田主要包括靖边、榆林、乌审旗及苏里格等气田 ,其中靖边气田已建成产气规模 34× 10 8m3 /a。在简述了长庆气田主要基础条件诸如天然气性质、单井配产及地面自然条件等之后 ,着重介绍了具有长庆气田特点的地面工程技术现状及今后发展设想 ,其中包括高压集气、脱硫脱碳、酸气处理、低温分离及其他配套的小型发电、甲醇集中回收技术 ,以及今后回收CO2 的初步想法等。     

气体渗流启动压力实验测试及应用

对于致密储层气体渗流是否存在启动压力或启动压力梯度以及对气藏开发有何指导作用等问题,目前还存在较大争议。为此,采用逐级增压气驱实验和仿真物理模拟技术两种实验方法对上述问题进行了研究。结果表明：气体在致密岩心中渗流时存在启动压力,而且是岩心长度的函数;利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径,启动压力与启动压力梯度两者结合可以计算定容气藏不同井控范围内的理论最大可采程度。采用该理论对苏里格气田进行了计算,其结果为：覆压40 MPa下渗透率为0.12～0.312 mD（平均值0.24 mD）的不含水储层最大井控半径约为474 m,理论最大采出程度在15％以上;覆压40 MPa下渗透率为0.015 mD的不含水储层最大井控半径约为193 m,理论最大采出程度在7％以上。     

克拉2气田成藏方式初探

根据对克拉2气田成藏特点、烃源岩生排烃过程、地热异常、储集层流体包裹体及克依构造带中、新生代构造活动等综合分析，幕式充注是克拉2气田的主要成藏方式，并初步推断克依构造带多期间歇性的构造活动是造成克拉2气田多期不连续充注的主要原因。图1参16