测井资料划分川东北元坝地区长兴组有利相带

晚二叠世长兴期,四川盆地东北部元坝地区位于梁平-开江陆棚西侧,由西南向东北发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带。综合利用成像测井、常规测井及岩屑薄片鉴定等资料,在元坝长兴组单井相划分的基础上,对其沉积亚相和微相进行了划分,结合实钻成果分析,认为台地边缘生物礁的礁盖和礁核是优质储层分布区域。充分发挥测井信息纵向分辨率及地震信息横向分辨率的优势,在岩心标定测井资料的基础上,根据测井资料来标定地震资料,将测井相与地震相紧密结合,对长兴组有利相带沉积特征做了进一步的精细刻画。依据这些信息,能较为明显地划分出元坝地区长兴组的有利相带。结果表明：该区有利相带为台地边缘礁滩相沉积,亚相为生物礁和礁后浅滩,微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩,这类相带的储层是勘探开发的首选目标。     

川东北地区二叠系—三叠系礁滩相储层发育机理

川东北地区二叠系—三叠系天然气藏的规模受礁滩相储层发育程度的控制。为此,分析了川东北地区古地貌特征,并总结了古地貌背景下礁滩相储层差异发育的机理。研究发现:开江—梁平陆棚的形成与消亡控制着礁滩相储层的沉积演化。长兴组晚期,开江—梁平陆棚构造幅度最大,陆棚两侧礁滩相储层最发育;其他时期,开江—梁平陆棚构造幅度相对较小,陆棚两侧多数地区只发育台地边缘浅滩相储层。不同台地边缘坡度控制着礁滩相储层的发育模式。坡度越大,礁滩的垂向加积特征越明显,礁滩厚度越大,礁后浅滩与礁后礁越不发育,礁滩的面积越小。该研究对川东北地区二叠系—三叠系大中型天然气的勘探具有重要的意义。     

超深层礁滩岩性气藏中高产井成因分析——以川东北元坝地区长兴组礁滩相储层为例

元坝地区长兴组气田自2007年勘探突破以来,截至目前已有多口井获日产超百万方高产工业气流,成为我国目前最深的以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气田,勘探形势整体较好。为进一步明确其油气高产富集的控制因素,采用地质、测井及物探相结合的综合研究方法,指出优质储层发育是元坝长兴组获高产的主控因素和物质基础,同时输导体系特征、构造与优质储层发育的良好匹配共同控制了油气聚集及再分配,分析认为元坝地区西北部礁带区为元坝长兴组最有利的油气富集区,研究成果对下步挖掘研究区潜在有利勘探区或层系及扩大勘探成果有重要现实意义。     

开江—梁平海槽东侧长兴组台缘生物礁发育特征及油气地质勘探意义

四川盆地开江—梁平海槽东侧已发现普光、黄龙场等大气田,是礁滩重要的勘探领域。为了进一步明确海槽东侧长兴组台缘生物礁发育特征,利用钻井、地震资料,以台缘生物礁外部轮廓、内部形态、平面展布为基础,开展海槽东侧台缘带、台缘生物礁发育特征研究。研究结果表明,开江—梁平海槽东侧台缘依据坡角差异性可划分为陡坡型和缓坡型,平面上具有分段特征,且发育缓坡退积型和陡坡叠加型两种模式,以缓坡退积型为主;台缘生物礁发育主要受海平面变化、同沉积多级断裂及区域拉张共同作用;缓坡台缘生物礁发育经历微古地貌形成期(吴家坪晚期)、缓坡滩发育期(长一期)、弱镶边台缘礁滩发育期(长二早期)、镶边台缘多排礁滩发育期(长二中期—长三期)4个演化阶段。开江—梁平海槽东侧长兴组缓坡多排礁分布面积广,油气成藏条件优越,是天然气勘探值得关注的重要领域。     

古地貌对礁滩储层的控制作用——以四川盆地元坝地区二叠系长兴组为例

近年,四川盆地在环开江—梁平陆棚的上二叠统—下三叠统礁/滩型储层中获得了重大勘探突破,发现开江—梁平陆棚的形成与消亡控制着礁滩相展布,即沉积相发育受古地形、地貌的控制。为进一步探讨古地貌对储层的控制作用,以元坝地区长兴组为例,运用印模法恢复了长兴组末期古地貌,分析古地貌的展布特征。结果表明:研究区可划分为古台地、古斜坡、古陆棚3种二级古地貌类型,其中古台地又可细分为台地边缘高地、台地内部洼地2个三级古地貌类型,古陆棚可以划分为浅水和深水2个三级古地貌类型。通过对比古地貌与沉积相及储层的平面分布,认为:(1)不同类型古地貌控制着不同沉积相,不同沉积相控制着储层的展布;(2)储层之间物性差异较大,台地边缘礁滩为有利的储层发育区,优质储层的分布与台地边缘高地的展布相吻合。     

川东-渝北地区长兴组礁、滩相储层预测

川东-渝北地区长兴组发育有台内海槽（深水盆地）、台地前缘缓斜坡、台地边缘生物礁滩和开阔台地4个相带,其中环绕开江-梁平台内海槽东段发育的台地边缘礁、滩相地层为最重要的油气勘探层段,储层岩性主要为礁、滩相的结晶白云岩,具有分布面积广、厚度较大和物性较好等特点。以沉积相分析为依据,以测井相和地震相分析为技术方法,通过已知礁、滩体的岩-电转换测井相响应特征与地震反射和地震属性分析,建立了礁、滩相白云岩储层的测井相和地震相模型．确定地震剖面中的烟囱效应是寻找礁、滩相白云岩储层和气藏的有效标志。在此基础上,以建立的礁、滩体地质模型作为预测有利相带的地震反演约束条件,结合区域地质资料预测有利生物礁、滩相白云岩储层发育区及白云岩厚度分布图。圈定出有利储层发育区的优选勘探目标。     

超深高含硫生物礁气田安全高效开发技术

川东北元坝气田上二叠统长兴组礁滩气藏埋深达7 000 m,气藏礁滩体小而分散、储层薄、非均质性强、气水关系复杂,加之高温、高压、高含硫化氢,国内外尚无成功开发先例。针对长兴组气藏的特点,采用井震结合的方法,对生物礁储层发育模式及展布特征进行研究,创新形成了以超深层小礁体气藏精细描述技术、水平井优快钻井技术、水平井轨迹实时优化调整技术、高含硫气井安全采气工艺技术、集输系统综合防腐技术等为核心的超深层高含硫气田开发关键技术,取得了良好的应用效果,建成了国内埋藏最深的高含硫生物礁大气田,达到了设计指标,实现了元坝气田的安全高效开发。     

川东北礁滩天然气勘探新进展及关键技术

川东北地区位于四川盆地东北部,是中国石化勘探南方分公司天然气勘探的主战场。该区地表地形复杂,二叠系、三叠系目的层埋藏深（5 500～7 500 m）,储层受沉积相带控制,识别难度大,经历多期构造演化且各区块差异大,给油气勘探带来极大的困难。近年来,该公司在已有成果认识的基础上,通过深化二叠系、三叠系台缘礁滩相油气地质综合研究及勘探技术攻关,进一步明确了台缘礁滩相储层发育特征和油气成藏富集规律;形成了独具特色的“相控三步法”礁滩储层有效预测技术和深部高精度三维地震采集处理一体化及复杂超深井钻井等先进适用配套技术,使得礁滩相勘探目标不断拓宽;探明了普光气田,新近发现了元坝气田,还取得了涪陵北部高陡复杂构造区复向斜部位礁滩相勘探突破,实现了天然气储量的快速增长。     

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。     

川东北开江-梁平陆棚两侧飞仙关组储层特征

川东北环开江-梁平陆棚地区是我国重要的油气勘探区域之一,该地区储层分布极为复杂,储集性差异很大。为此,基于前人已有工作,根据高分辨率层序地层学原理,综合地震、测井、岩相、露头及薄片等资料,对飞仙关组储集地层特征进行了描述。以层序体系域为单元,在单井高频层序地层划分和对比的基础上,建立了高精度的层序地层格架,并在层序地层格架内等时、动态地揭示了滩体发育特征及控制因素。以普光、元坝两个典型区块为代表,建立了开江-梁平陆棚两侧飞仙关组储层的精细结构模式。研究表明,普光区块储层纵向上可连续发育,横向上有较好的连续性,储层的孔渗性相对较好;元坝区块储层纵向厚度较小,往往靠高频层序的上部和顶部发育,储层总体孔渗性较差。进一步在层序框架内探讨储层的发育分布,对该区域飞仙关组的油气勘探开发具有重要的指导意义。     

四川盆地龙岗与元坝地区礁滩成藏对比分析

四川盆地长兴组—飞仙关组礁滩油气资源丰富,川东北台地—台缘斜坡地区是礁滩油气资源分布与勘探的重点地区。川东北龙岗与元坝地区礁滩气藏成藏条件优越,气藏分布受沉积相带、储层发育特征、白云石化与构造作用等因素控制;气藏类型多样,储集性、裂缝发育程度和构造活动性是富集高产的重要控制因素。目前元坝地区勘探成效好于龙岗地区,主要由于元坝地区礁滩规模较大、非均质性较弱、受潮道系统影响较小等原因,表现出更优越的气藏形成与富集条件;龙岗地区受构造作用与潮道系统影响显著,储层非均质性与气藏后期调整改造强烈,"一礁一滩一藏"特征明显。研究认为,地震资料品质攻关、沉积微相精细研究、储层预测与油气检测是进一步提高龙岗与元坝地区礁滩气藏勘探成效的工作重点,台缘区厚度大、面积大的礁滩体是重点勘探目标。     

川东北元坝地区长兴组生物礁发育模式与储层预测

元坝气田长兴组气藏主体为埋藏超深的缓坡型台缘生物礁气藏,为解决气藏开发评价面临的生物礁发育模式复杂多样、储层分布规律不清、超深薄储层精确预测难度大等问题,本文探讨了海平面升降变化与生物礁发育模式的关系,分析了礁相白云岩储层发育主控因素,提出了生物礁储层预测的思路与方法,明确了生物礁储层平面展布特征。研究表明：元坝地区长兴组地层中共发育4期生物礁,受古地貌和海平面升降变化控制,单礁体可分为单期礁和双期（多期）礁两种模式。礁群可分为纵向进积式、纵向退积式、横向迁移式、横向并列式、复合叠加式5种模式;元坝地区生物礁储层发育主要受沉积背景、海平面升降变化、建设性成岩作用及构造破裂作用控制,垂向上储层主要发育于礁盖,横向上主要发育于礁顶,礁后次之,礁前较差。     

四川盆地二叠系和三叠系礁滩天然气富集规律与勘探方向

通过系统的天然气组分、碳同位素以及微观薄片、包裹体分析,明确了二叠系和三叠系礁滩气藏中天然气主要为原油二次裂解气,龙潭组（吴家坪组）为天然气藏的主力烃源岩层,气藏经历了早期岩性古油藏聚集、古原油裂解和天然气调整再聚集3个阶段;天然气藏（田）具有多元供烃、近源聚集、岩性控藏、气油转化、晚期调整的成藏富集模式,现今气藏的富集主要受控于3个方面：一是二叠系烃源岩的生烃灶分布控制了油气来源的充足程度;二是礁滩相储层的分布与规模控制了油气聚集的场所与规模;三是晚期保存条件决定了天然气的最终聚集。通过系统总结已发现礁滩气藏（露头）沉积储层、油气富集规律,进一步探讨了下步勘探发展的方向,认为长兴组、飞仙关组和嘉陵江组台缘礁滩、台内浅滩和下二叠统浅滩勘探领域仍存在良好勘探前景。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。     

四川盆地二、三叠系碳酸盐岩大气田类型及其成藏规律

四川盆地二、三叠系碳酸盐岩大气田分属3种类型,即台地边缘礁滩气藏、台地相粒屑滩与白云岩气藏、风化壳复合圈闭气藏,分析研究其成藏规律对于寻找下一步勘探有利区带具有重要意义。研究结果表明：①台地边缘礁滩气藏储层相控特征明显,烃源供给与成藏过程受古隆起与现今构造控制,早期运聚,晚期调整;②台地相粒屑滩与白云岩气藏多为晚期成藏,多套薄储层叠加,有效的断裂疏导体系是获得规模气藏的关键;③风化壳复合圈闭气藏储层受沉积相、岩溶作用控制,颗粒岩叠加同生、表生岩溶改造是形成风化壳储层的关键,风化壳优化了烃源岩、储集层、圈闭、盖层搭配条件,断层、地层接触关系构成断面、侧面与上部“倒灌”等多种方式充注,早期成藏,晚期调整。     

川东北元坝地区隐蔽气藏的勘探突破及其意义

隐蔽油气藏识别难度大,其勘探面临很大的挑战,但通过转变油气勘探思路,中国石化勘探南方分公司在四川盆地东北部元坝地区深层二叠系、三叠系礁滩相隐蔽油气藏勘探中获得了突破,分析其成功经验对于四川盆地隐蔽性油气藏的勘探工作具有指导意义。为此,归纳总结了发现元坝隐蔽圈闭采用的技术手段:①应用层序地层学理论指导沉积相研究;②应用地震沉积学原理指导沉积微相解释;③通过地震相转换为沉积相的地震沉积学解释,为储层预测奠定基础等。同时,分析了该区深层碳酸盐岩礁滩相岩性圈闭具备的成藏有利条件:烃源条件好,具有良好的侧向遮挡条件,油气配置关系良好,油气运聚保存条件好。最后,阐述了该区隐蔽气藏取得勘探突破的重要意义。     

中亚阿姆河盆地天然气成藏控制因素

中亚阿姆河盆地构造变形复杂,发育多种类型圈闭和气藏,不同类型气藏主控因素既有共性,又有一定的差异性。为了明确盆地气藏分布规律,寻找下一步勘探接替领域,利用油藏及单井产能资料、地球物理资料,结合区域石油地质特征,沉积背景、储层特征对研究区气藏特征进行了全面剖析。研究认为,阿姆河盆地气藏形成的共性控制因素包括两个方面：平面上,气藏分布受古隆起和礁滩体的发育控制,古隆起的地貌背景为礁滩体的发育提供构造背景,且容易发生暴露溶蚀,形成有效的储集空间,同时构造高部位,为油气运移的优势指向区,有利于油气聚集成藏;纵向上,气藏的分布受断裂、不整合和渗透性砂体等输导体系及圈闭封闭条件控制。两方面三个关键因素共同控制了气藏的空间分布。通过主控因素的分析,认为下部成藏组合的勘探应在古隆起背景下礁滩体发育区与断裂/不整合输导体系和膏岩盖层叠合发育区寻找有利靶区,而上组合则应在古隆起背景下礁滩体发育区与下部膏岩尖灭区以外的白垩系泥岩盖层发育叠合区开展勘探。     

中国石油“十三五”油气勘探重大成果与“十四五”发展战略

“十三五”期间,中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)油气勘探工作在地质理论和技术创新、油气勘探突破发现和增储等方面取得众多成果。文章在梳理总结“十三五”期间油气勘探成果、理论技术进展的基础上,提出了“十四五”油气勘探发展思路与战略。“十三五”以来,中国石油坚持创新和资源战略,突出高效勘探,加大新区新领域风险勘探,加强重点盆地、重点领域集中勘探,强化基础研究、整体研究和领域目标研究;创新和完善了凹陷区砾岩成藏、浅水三角洲大面积岩性成藏、深层海相碳酸盐岩“三古”控藏、走滑断裂“断溶体”控藏、前陆冲断带深层成藏、页岩油“四要素”成藏富集、页岩气“三控”成藏富集、深层火山岩“三元”控藏等地质理论与认识;攻关形成了“双高”和“双复杂”三维地震采集处理解释、深层—超深层钻完井、深层测试、长水平井压裂技术等为代表的勘探(评价)技术。在四川、塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、松辽、渤海湾等大盆地岩性—地层、海相碳酸盐岩、前陆冲断带、页岩油气、成熟探区、火山岩领域取得了34项重大勘探成果,油气储量实现历史性长期高位增长,为石油产量稳中上升、天然气产量快速增长奠定了资源基础。“十四五”期间,中国石油将科学谋划油气勘探的战略方向和战略重点,推动六大盆地和五大领域常规油气持续规模增储及非常规资源快速发展,加快落实油气规模增储大场面,积极准备战略接替区和重大接替领域,夯实高质量发展资源基础。