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石炭系已在为川东地区天然气主力产层，为了实现“少投入，多产出”，提高综合勘探效益，必须选择合理的完井方法。既要根据纵向各层的地质特征，有利于减小钻井，完井过程中的风险系数，有利于保护油气层，又要注重完井的质量，有利于试不同、修井、开有等作业，从长远的经济效益和社会效益综合考虑。文章根据川东地区石炭系及其以上地层的特征，压力分布，并对石炭系的各种完井方法进行分析，探讨了适合川东地区石炭系储层的最佳完     

川东石炭系储集体地层压力弹性能量场势研究

提出了川东石炭系储集体系统中地层压力弹性能量场的概念模式，并用地层压力弹性能量场势描述了该区中等隆起幅度构造、地层构造复合圈闭气藏和各主要高陡背斜带上地层压力弹性能量场势的剖面特征。进而定量地评价出川东石炭系气藏的保存条件与地表侵蚀作用密切相关，而与构造断层无关。据剖面形态将该区地层压力弹性能量场势分为钟罩型、丘状平稳型和偏漏斗型三种，它们分别代表着各自气藏弹性能量的保存和散失的程度。     

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提出了川东石炭系储集体系统中地层压力弹性能量场的概念模式，并用地层压力弹性能量场势描述了该区中等隆起幅度构造，地层构造复合圈闭气藏和各主要高陡背斜带上地层压力弹性能量场势的剖面特征。进而定量地评价出川东石炭系气藏的保存条件与地表侵蚀作用的密切相关，而与构造断层无关。据剖面形态将该区地层压力弹性能量场势分为钟罩型，丘状平稳型和偏漏斗型三种，它们分别代表着各自气藏弹性能量的保存和散失的程度。     

利用井震结合刻画川东石炭系印支期古隆起特征及其意义

川东地区石炭系是四川盆地的主要产气层之一。然而,目前其勘探领域仅局限于构造背景的各类圈闭,广阔的向斜区及斜坡区亟需新的地质认识指导勘探。为此,从野外露头、实钻井及地球物理等资料入手,利用线性回归法,恢复了石炭系印支期古构造图,结合石炭系实际气藏分布,探讨了向斜区及斜坡区成藏的有利条件。结果表明:(1)川东地区石炭系在印支期发育3个地层—构造复合圈闭油藏;(2)石炭系印支期地层—构造复合圈闭古油藏控制了现今石炭系气藏的分布。结论认为:川东石炭系印支期发育的三个地层—构造复合圈闭气藏的古构造高部位石油充满度高,具备良好的油气成藏条件,是川东石炭系深化勘探的有利区带。     

川东北地区钻井难点及对策

川东北地区地质条件复杂,钻井中同一裸眼井段存在多套不同的压力系统.针对这种情况,对该地区钻井难点进行了分析,认为常规地层压力预测技术不适合于川东北地区地层.提出了裂缝性含气层对平衡钻井的干扰,给出了解决川东北地区钻井难点的具体对策.该对策对确保川东北地区钻井安全、提高钻井速度、降低钻井成本具有借鉴作用.     

川东石炭系尖灭带天然气聚集特征与勘探潜力

四川盆地东部大面积发育石炭系尖灭带,这些尖灭带储层的非均质性强,形成了复杂的天然气聚集规律。通过近期的研究与勘探实践,认为川东石炭系黄龙组地层尖灭带受地层、岩性、构造、断裂等因素的控制,主要发育岩性—构造复合气藏、构造—岩性—地层复合气藏、岩性气藏。这些气藏受构造特征的影响,在褶皱强烈的地区形成以岩性—构造复合为主的天然气聚集模式,在宽缓斜坡区形成以岩性—地层为主的复合天然气聚集模式;认为地层尖灭带岩性气藏,由于其储层薄,不仅气藏规模小、个数多、常发育异常高压与异常超高压,展示出局部岩性封闭性极强的特征,其储层致密带的发育为构造围斜区大面积岩性圈闭的形成创造了有利条件;认为川东还存在广安—重庆石炭系西南部尖灭带、明月峡—涪陵北石炭系南部尖灭带、梁平古隆起东侧石炭系尖灭带及开县—马槽坝石炭系东北部尖灭带等4个有利勘探领域,这些区带不仅是川东石炭系以岩性—地层为主的复合圈闭的有利发育区,而且也是未来石炭系天然气勘探的重要新类型。     

川东石炭系黄龙组层序地层研究

川东石炭系黄龙组由于优越的储集条件,近年来一直作为天然气勘探的主要对象。该文运用层序地层学的理论和研究方法对川东石炭系进行层序地层研究,阐述了层序顶、底界面的类型及其识别特征、层序内岩石组合特征、岩石的沉积环境、低频层序的划分及高频层序的划分。认为川东石炭系黄龙组为I型层序,通过界面识别和与邻区的对比,将川东石炭系划分为一个三级层序,三个四级层序,七个五级层序。通过联井对比,建立了研究区石炭系层序地层的等时格架。     

川东石炭系气水理化性质与天然气富集关系

通过对川东地区石炭系气、水资料的收集整理,表明天然气组份中的H₂S含量、干燥系数、地层水矿化度和水层压力,都与天然气的富集规律有踪可寻,能够为预测川东石炭系有利勘探地区提供依据.     

川东地区志留系-石炭系含气系统天然气运移聚集机理

根据川东地区石炭系、志留系天然气藏的形成与分布特点,结合地层压力分布特征,探讨了该区志留系-石炭系含气系统的天然气运移聚集机理,提出该系统具有箱外成藏和箱内成藏两种模式。下伏志留系高压封存箱生成的油气随箱体顶部破裂呈混相涌流进入石炭系,油气在石炭系中向继承性发育的古隆起运移聚集,形成大型古油气藏,后逐渐演化成古气藏。志留系封存箱内部的天然气可在有利储集层中聚集成藏。喜山构造运动使研究区天然气重新大规模运移聚集,形成充满度很高的残余气藏。石炭系储层气驱水实验表明,岩石渗透率与驱替后残余水饱和度呈负相关指数关系。在一般地层压力条件下,天然气很难通过岩层的细小孔隙运移并排替地层水富集,细小孔隙中的天然气是早期聚集其中的。水溶对流可能是石炭系天然气运聚成藏的重要机制。     

华蓥山构造带北端石炭系天然气勘探评述

华蓥山构造带北端已近川东石炭系残存区西缘，初探失利较多。本经与川东石炭系气区对比后，认为华蓥山构造带北端与川东石炭系气区其它地区相似具有气富集的因素，残余厚度较大，准同生白云岩发育，储层较好，有较多有利气聚集的低潜圈闭，章对这些低潜圈闭进行了分类后分别作了评述。     

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对张家场气田石炭系气藏的原始气水界面用４种方法进行计算，这些方法是：（１）据气，水井含水饱和度随海拔深度变化值确定气水界面；（２）据气，水井测井电阻率比值随海拔深度变化值确定气水界面；（３）用气水界面统计迭代方程确定气水界面；（４）用川东地区石炭系气藏气水界面经验统计法确定气水界面。     

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在研究川东地区已勘探开发的１０个石炭系整装气藏中，发现这些气藏的原始地层压力与原始气术界面压力，以及原始气水界面压力与原始气水界面海拔有着密切的线性关系。利用该关系，当新构造第一口探并获气后，便可应用录取的原始地层压力，早期预测新构造石炭系气藏的原始气水界面。实例检验表明，该方法简便、适用、可靠，其计算结果为加快勘探开发步伐提供了依据。     

川东石炭系气藏含气系统研究

从含气系统研究思路和方法出发,详细研究了川东地区石炭系气藏的生烃子系统、运移子系统和捕集子系统.石炭系气藏天然气主要来自下伏的志留系生油(气)岩,也有部分来自上覆的阳新统.川东地区志留系-石炭系含气系统的充注能力较强,其生烃潜力指数值较高;含气系统的持续时间从早志留世到早白垩世,而其保存时间从晚白垩世一直至今.志留系烃源岩排烃为垂向排烃,是通过压力封存箱的破裂而产生的混相涌流完成的.油气二次运移的排烃是通过流体对流实现的.川东地区石炭系气藏属于箱外成藏.气藏的成藏类型有:①低覆压准散失型常压气藏;②中覆压富(满)集型常压气藏;③高覆压富集型常压气藏.     

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龙门气田位于大天池构造带中段断下盘,其石炭系气藏探明储量183.99×108m3,气藏生产井6口,日产能151×104m3,年产能5×108m3。《龙门气田石炭系气藏初步开发方案》认为,气藏存在边水,且气水界面海拔－4420m。1997年12月7日气藏投入试采,动态资料表明6口气井彼此相互连通为同一压力系统。以构造鞍部相连的任市高点与龙门高点气区相互连通为同一压力系统。气藏存在两个独立水体,天东9井附近存在一个有限水体和气藏较大范围内的边水。气水同产的天东9井多次加大气量提水的生产管理方式在川东气田开发史上属于首例。位于构造北端的水井动态资料表明与气区可能不连通。生产动态表明气藏的气水界面比原气水界面低50m左右。试采对气藏水体的认识与气藏初步开发方案的结论有较大差异。文章结合气藏大量生产动态资料,对水体进行分析研究,为正在进行的气藏开发方案的编制提供依据。     

四川盆地天然气成藏动力学初探

四川叠合盆地是我国主要的天然气区之一。天然气成藏动力学是今后四川盆地天然气地质和勘探研究的重要内容。可将川西地区上三叠统须家河组视为一个完整的含气高压封存箱。川东地区在纵向剖面上存在两个压力封存箱,第一个压力异常带(下三叠统嘉陵江组―二叠系)为上部流体高压封存箱,第二个高压异常带(志留系)为下部流体高压封存箱,石炭系位于两个压力封存箱之间。生烃增压为上列封存箱内主要的升压机制。川西地区致密碎屑岩储层和川东地区碳酸盐岩储层初次运移排烃方式主要为垂向排烃,并且是在异常古高压驱使下通过封存箱破裂产生的混相涌流完成的。异常古高压是促使川西地区须家河组须二段和须四段储层流体调整并使天然气聚集成藏的动力。浮力和水动力(成藏动力)控制了川东地区天然气的成藏。     

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川东地区石炭系气藏的气水界面主要分布在两个范围内，一是潜伏构造气藏的气水界面海拔较深，一般为-3800～-4700m；另一是主体构造气藏的较浅，一般为-1600～-2600m。各构造带之间相邻的潜伏圈闭气藏往往受同一大向斜内的水域相隔，并在原始状态下相互维系了气水的压力平衡，因此同一向斜内某一构造的水井资料就可用于计算另一构造同一气藏的气水界面。基于这种认识，章根据同向斜域内相邻构造的水井资料计算卧龙河、双家坝、云和寨、高峰场、胡家坝等气田的原始气水界面，得到的气水界面与实际误差为-3～-18m。说明该方法在实际应用中可靠性较好，可节省钻井投资，缩短气田的评价周期。     

川中地区龙王庙组油气差异聚集演化特征及其对气藏形成的影响

针对四川盆地川中地区安岳大气田龙王庙组气藏在不同构造位置上存在的显著特征差异,对整个川中构造带开展详细的气藏解剖与分析,明确了川中地区龙王庙组气藏存在着压力系统的差异、气水界面的不统一、储层沥青含量平面分布的不均以及烃类充注时间的不一致。通过对岩石矿物成岩次序厘定、包裹体拉曼成分分析、捕获温度测定、区域构造演化过程恢复,开展液态烃和气态烃的充注演化过程对比分析。结果显示:（1）川中地区存在三个明显的气藏压力系统,含气带与含水带间隔分布,从北向南气藏压力平均值逐渐降低,三个压力系统具有独立的气水界面;（2）不同含气系统中烃类的初始充注温度并不一致,早期液态烃充注的温度西高东低,具有从西向东差异聚集的演化过程;液态烃裂解时气态烃充注温度东、西构造高,中部温度略低。在气藏压力带划分和气水界面值确定的基础上,预测了不同含气系统有效气藏分布范围。      

大池干井构造带含气特征及勘探方向

按气田勘探应抓准宏观控矿规律的思路,此文以实钻资料为基础,并应用水文地质学的渗流理论,对控制气藏分布的气水分异、构造圈闭、岩溶水水侵等主要因素进行了分析论证,指出:阳新统岩溶裂缝性气藏是主要挖潜方向,“平衡钻进”理论不适用于裂缝性气藏。     

柴达木盆地第四系倾斜式气藏的形成机理

柴达木盆地涩北1号气田的气水界面不是一个水平面,呈现向北东倾斜的斜面,气田东北翼的气水边界比西南翼低30余米。其形成机理是,来自西南方昆仑山的地层水流经涩北1号气田,并在东北方向露头区渗出,在独立的流体流动系统内形成的水动力压差,导致涩北1号气田的气水界面发生倾斜(约0.5°),气水界面与构造等值线不一致,称其为气水界面倾斜式气藏。这类气藏的研究对该区天然气勘探、含气面积、储量计算和开发井网部署等方面的研究都有密切的关系。