四川盆地元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细刻画技术

四川盆地北部元坝气田上二叠统长兴组生物礁具有埋藏深、生物礁呈条带分布、单个生物礁规模小、纵向发育多期等特点,储层薄且非均质性强,生物礁地震识别与储层预测难度大。为了提高该区生物礁气藏的开发效益,在单井解剖的基础上,从多个维度开展生物礁识别,剖析生物礁形态,雕刻生物礁内幕结构,刻画生物礁空间展布,并利用叠后、叠前反演技术和最大似然裂缝预测技术开展储层及裂缝预测,采用频率衰减、数据结构变化等技术手段开展流体识别,最终形成一套针对元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细预测的技术体系。研究结果表明：①正演模拟和地震多属性技术能准确识别元坝长兴组生物礁,古地貌恢复和三维可视化技术能刻画生物礁的平面展布及其内幕结构;②长兴组单礁体可分为单期礁和双期礁,礁体组合可分为纵向进积式、纵向退积式、横向并列式、横向迁移式和复合发育模式;③相控叠后地质统计学反演技术能大幅度提高储层预测精度,较之于相干和曲率等裂缝预测方法,最大似然裂缝检测技术的精度更高;高低频属性和拉梅系数等多属性信息融合可识别流体。结论认为：①基于“相控储、储寻优、优找甜”的思路开展储层预测及流体识别,所建立的技术体系能有效预测生物礁储层分布;②运用该技术体系对元坝气田生物礁储层进行井位部署和钻井跟踪,提高了钻井成功率和储层钻遇率。     

四川盆地元坝地区长兴组生物礁储层形成控制因素与发育模式

通过岩心、薄片观察和地震资料,重点对四川盆地元坝地区长兴组生物礁碳酸盐岩层序、沉积相、储层类型和成岩作用进行了研究,分析了生物礁储层结构和发育控制因素,总结了储层发育模式。研究结果显示,长兴组生物礁主要发育在SQ2中的台地边缘相带,纵向上由两个明显的成礁旋回构成,横向上呈“东早西晚”不对称分布,是储层发育的有利相带。生物礁（滩）型优质储层以低孔、中低渗溶孔云岩为主,主要发育于四级层序上部生物礁礁盖部位,具典型“双层储层结构”。成岩早期大气水溶蚀和白云岩化是储层发育最重要的建设性成岩作用。综合分析认为,受高频层序控制生物礁沉积相是储层发育的基础,也是控制长兴组生物礁准同生期的大气水溶蚀和白云岩化作用的关键因素。埋藏溶蚀、埋藏白云岩化以及破裂作用进一步改善储集岩物性。元坝气藏长兴组生物礁储层具有“岩相控储、早期形成、后期改造”的发育模式。     

川东北元坝地区长兴组生物礁的识别

元坝地区长兴组具有发育礁滩储层的沉积背景,地震剖面上显示有礁滩反射异常体,对钻遇长兴组礁滩储层的井进行含气性测试,获得了工业天然气流。长兴组埋藏深,地震资料的分辨率低,生物礁储层预测困难。综合多种方法对元坝地区的生物礁进行了识别。首先基于正演模拟结果和连井地震剖面,归纳总结了生物礁的地震响应模式;然后基于三维地震资料,识别了长兴期末期沉积地层的沉积相;最后基于三维地震数据体,应用波形分类技术、分频处理技术、相干体识别技术和古地貌恢复技术对长兴组生物礁的平面分布特征进行了刻画。较好地描述了长兴组生物礁的形态和展布特征。     

黄龙场气田长兴生物礁储层认识及评价

黄龙场气藏属碳酸盐岩岩性圈闭气藏。黄龙场构造在长兴期地跨海槽、陆棚边缘及深缓坡3个相带,生物礁主要发育于开江—梁平海槽东侧的陆棚边缘相内,以北东向呈串珠状分布。礁储层纵向上主要发育于长二—长三段,属面积、礁组合厚度较大的边缘礁体,岩性以白云岩为主,礁储层非均质性强,不仅表现为横向分布上的非均质性,而且还表现为纵向上储层特性的非均质性,储集类型为裂缝—孔隙型。近年来,黄龙场生物礁储层预测取得了一定的进展,预测成果展示出了本区生物礁发育规律。     

元坝长兴组生物礁储层发育特征及预测技术

川东北元坝地区上二叠统长兴组气藏生物礁储层物性较差,岩石类型主要为各类白云岩,储集空间类型主要为晶间（溶）孔,其次为不规则溶孔及溶洞,储层类型为孔隙型和裂缝—孔隙型。储层发育程度主要受控于沉积环境及成岩作用,优质储层横向上主要分布在生物礁礁顶和礁后,纵向上主要分布于礁盖。根据生物礁储层发育分布特征,形成了以生物礁模型正演为基础,结合多属性融合地震预测技术,精细刻画生物礁空间展布规律;以沉积微相为约束,在稀疏脉冲波阻抗反演基础上进行伽马拟声波反演,祛除反演成果中的低能泥灰岩陷阱;以生物礁储层分布模式为驱动,开展相控叠前地质统计学反演,提高薄层识别及储层厚度预测精度的储层预测技术系列,并较好地应用于元坝长兴组生物礁气藏产能评价中。     

元坝长兴组气藏礁滩沉积微相地质特征及测井识别

元坝气田长兴组气藏主要发育生物礁相和生屑滩相储层。生物礁与非生物礁地层由于生长环境、形态及岩石结构特征差异,测井响应特征不同。利用电成像和常规测井资料,对这些特征差异进行了详细描述,论述了滩核、滩缘和滩间的测井响应特征。长兴组气藏礁相地层沉积模式纵向上表现为礁基—礁核—礁盖—礁核—礁盖,共发育2期礁盖储层,优质储层主要集中在礁盖。滩核、滩缘与滩间测井响应特征的区别在于滩间处于低能沉积环境,自然伽马较高(30~80API之间)、呈指型和尖峰状,滩核和滩缘处于高能和较高能沉积环境,自然伽马为低值(小于20API);滩核与滩缘区别在于滩核电阻率呈隆起状、电成像可见交错层理、溶蚀孔洞发育,滩缘电阻率呈锯齿状,为低角度层理,夹少量溶蚀薄层。滩体分布广泛,但优质储层主要集中在滩核,滩间几乎不发育储层。整合岩心、测井、地震资料和区域地质背景,建立了元坝气田长兴组生物礁及生屑滩的测井识别模式。     

中国南方二叠纪生物礁油气系统成因类型

根据相对海平面升降速率与礁生长速率之间的关系,生物礁可分为三种类型:进积礁,并进礁,退积礁.据此,中国南方二叠纪生物礁油气系统可划分为三种成因类型:进积型,并进型,退积型.南盘江地区茅口期、鄂西地区长兴期进积礁属进积型;南盘江地区长兴期并进礁属并进型;川东地区长兴期退积礁属退积型.含油气系统要素形成机理及空间配置关系受相对海平面升降控制,不同类型的礁体具有不同的含油气系统要素形成机理及空间配置关系.这一认识对钻前评估潜伏礁体的含油气潜力具有重要的意义.     

川东北元坝地区长兴组生物礁白云岩成因机理

上二叠统长兴组白云岩为川东北元坝气田生物礁气藏主要储层岩石类型。长兴组生物礁白云岩储层形成主要由白云石化作用和溶蚀作用影响控制。为了揭示生物礁白云岩成因机理,通过长兴组岩心观察、白云岩岩相学特征分析与地球化学特征分析多方法结合,对白云岩的不同白云石类型及特征进行了深入研究,明确了白云岩储层的白云石化作用类型和期次。长兴组生物礁白云岩储层白云石化类型可划分为4类,主要为同生期高盐度条件蒸发白云石化作用及回流渗透白云石化作用、浅埋藏白云石化作用、早成岩期热液白云石化作用,这3期白云化作用控制了元坝地区长兴组生物礁白云岩储层质量和分布。     

四川盆地高峰场地区长兴组生物礁气藏类型研究

四川盆地北部环开江—梁平海槽区带长兴组生物礁气藏是四川气田未来增储上产的重要领域之一。生物礁气藏系成因较复杂的岩性圈闭气藏,储层非均质性强。受地质认识程度、地震资料品质及处理解释技术的局限,长兴组生物礁储层和圈闭预测有着较大的难度。长期以来,对海槽东侧高峰场地区长兴组生物礁气藏的认识一直存在分歧,这对海槽东侧生物礁气藏滚动勘探开发部署决策有较大的影响。从沉积相、储层特征、地震响应特征以及气藏动态等方面进行研究,认为高峰场地区位于开江—梁平海槽东侧的碳酸盐缓坡相带,峰X井、峰Y井和峰Z井分别钻遇了两个规模较小的点礁,礁体规模有限。高峰场地区长兴组生物礁气藏属于小型的中深埋深、高压无水干气岩性圈闭气藏,在该区内进行生物礁气藏专层井勘探存在较大的风险,需谨慎部署。     

YB地区长兴期生物礁控制因素浅论

YB地区长兴期生物礁具有独特的平面分布形状,呈倒"W"状。其独特的生物礁带平面分布形态揭示了多种因素共同作用的结果,主要是古地理和海平面的升降变化造成。长兴期生物礁带共分为9个礁期,其中高位期成因5个,海侵期成因4个,并与钻井资料分析的沉积旋回相对应,研究该区礁期对研究长兴期的海平面变化和古地理环境有积极意义。     

元坝气田成藏条件及勘探开发关键技术

梳理元坝超深层生物礁大气田的勘探开发历程可以发现，"开江-梁平陆棚"的厘定奠定了元坝台地边缘生物礁滩发现的基础。通过对油气成藏关键地质条件进行系统解剖，元坝地区礁滩发育具有沿"开江-梁平陆棚"成排成带分布、早滩晚礁、前礁后滩的特点，以侧积、前积迁移生长为主，飞仙关组不发育滩相优质储层，长兴组是主要勘探目的层；三期破裂、三期溶蚀作用和白云石化作用控制了优质储集层的发育；二叠系大隆组与吴家坪组两套烃源岩的有效叠加为大气田的形成提供了充足的气源；微小断层、微裂缝及层间缝共同构成的"三微"立体输导体系能够满足油气运聚的需要；元坝气田的成藏模式为：近凹富集、"三微"输导、岩性控藏、构造控富。针对元坝气田超深层、多压力系统等复杂地质条件，在勘探开发过程中形成了超深层生物礁滩储层精细预测与气水识别、复杂小礁体气藏精细描述和薄储层精细刻画、超深水平井优快钻井技术、复杂礁滩体超深水平井地质导向等关键技术，实现了元坝气田的高效勘探开发，推动了超深层油气勘探领域理论技术与方法的创新。     

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。     

元坝气田开发经济合理井距研究

元坝气田长兴组气藏是国内目前发现的埋藏最深、高含硫化氢和二氧化碳、礁滩相气藏,储集层为中低孔、中低渗碳酸盐岩。目前国内外关于类似气藏井网井距研究的相关报道较少,因此,确定元坝气田长兴组气藏井网合理井距对于保证气田开发取得最佳开发效果和经济效益具有重要意义。文中从地质、气藏工程、数值模拟和经济效益分析等角度探讨了气田井网井距,分别按照经济极限控制储量法、渗透率与泄气半径关系法、定单井产量法、经济效益最大化法计算了经济极限井距和技术合理井距。综合考虑气藏地质特征、经济效益和井型,采用多种方法研究确定元坝气田长兴组气藏的经济合理井距为:直井1 800～2 000 m,大斜度井2 000～2 400 m,水平井2 400～3 000 m。     

元坝气田长兴组生物礁层序沉积及其对储层发育的控制

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏目前已全面转向开发,随着开发工作的有序推进,迫切需要精细描述储层结构,总结储层发育的控制因素。为此,基于岩心观察、薄片鉴定结果,结合物性数据、测井曲线等分析成果,重点研究了该区长兴组生物礁的层序地层、沉积相、储层特征以及储层结构。结果表明:①该区长兴组可划分为2个三级层序和6个四级层序,高频层序界面上、下电测曲线突变响应特征明显,电测曲线组合变化特征与高频层序所控制的沉积旋回具有较好的一致性;②长兴组生物礁主要发育在上部三级层序(SQ2)中的台地边缘外侧并呈条带状分布,纵向上由2个明显的成礁旋回构成,在横向上具有"东早西晚"不对称规模发育的分布特征;③生物礁(滩)型储层总体以低孔隙度、中低渗透率溶孔白云岩储层为主,主要发育于2个四级层序中部上部生物礁礁盖部位,具有"层数多、单层薄、不同类型储层呈不等厚互层、非均质性强"和"双层储层结构"的特征。结论认为.高频层序控制了该区生物礁沉积微相的分布,是影响储层发育与空间展布的关键因素。     

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。     

川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制

四川盆地是我国重要的含油气盆地,其中川东北二叠系长兴组碳酸盐岩是重要的产气地层。近年来发现的普光、龙岗、元坝等天然气田是重要的西气东输基地,对国家油气战略安全具有重要贡献作用。通过野外露头样品及钻井岩心分析,对川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制及主控因素进行了系统梳理。研究结果表明：①川东北二叠系长兴组气藏主要是一种白云岩气藏,生物礁灰岩储集能力较差与沥青充填有关,为气源层。野外露头考察发现礁盖白云岩具有更优的储集性能,但普光长兴组顶部的白云岩为一种非礁盖白云岩,揭示了长兴顶部的纯白云岩本身就是含气储层,与生物礁关系不大。②川东北长兴组白云岩储层的储集空间包括溶洞、晶间孔、晶内溶孔和晶间缝,为成岩过程中彻底云化而成。③川东北长兴组白云岩化存在5种成因机理：暴露淡水淋滤与蒸发泵流作用、渗透回流或盐水回流台地交代作用、埋藏成岩白云岩化、热液白云岩化、风化交代白云岩化,以前两种为主。表生和早期成岩的白云岩受沉积微相控制,不同区域具有不同的成因模式。川东北生物礁常常发生白云岩化作用,尤其是生物礁顶部,白云岩化后储集性能得到较大改善。④研究区长兴组中上部白云岩气藏的发现具有重要的理论意义和工业价值,尤其是长兴组顶部的白云岩自身具有良好的天然气储集能力,在封盖条件较好的广大区域均可形成工业气藏,川东北开江—梁平海槽台缘外（包括平昌海槽）长兴组也存在发育工业大气田的潜力。     

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。