川东地区石炭系气水分布规律与保存条件

川东地区石炭系是四川盆地的主要产气层。石炭系由碳酸盐岩组成,厚度一般为20—50米。孔隙层发育在白云岩内。有效储层厚度10—30米。1 气水分布规律 根据圈闭成因和形态,石炭系圈闭类型可分为构造圈闭和地层-构造复合圈闭两大类,其中构造圈闭又分为主体背斜和潜伏背斜两个亚类。主体背斜地表出露三叠系雷口坡组成嘉陵组,地表与地腹石炭系构造为同心褶皱,地腹构造轴线向缓翼偏移,地腹构造陡翼多直     

气藏伤害的评价及保护

本文从川东大天池石炭系气藏特征出发，通过对该储层的伤害原回进行分析与评价，提出了适合该地区储层特点的保护气层的钻井、完井、固井、射孔、增产等工艺措施．可供开发川东地区石炭系气藏参考。     

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川东地区石炭系储层岩性、物性及孔隙结构复杂，各向异性强，使得测井判别流体性质符合率一直不高，这是一直困扰测井资料解释工作的一大难题。综合分析储层性质、划分储层类型，分析研究各种流体性质判别方法的适应性，根据不同的储层类型选用不同的方法，是解决这一难题的有效方法。文章通过分析研究七大类11种流体性质判别方法在川东地区27个构造石炭系储层的适应性，提出了一套综合判别川东地区石炭系储层流体性质的方法，使该地区储层流体性质符合率提高到90％以上。     

川东地区上二叠统长兴组油气成因

本文以油气地化特征的分析为重点,配合不同类型气藏形成特点和上二叠统生油气条件的综合分析,查明长兴组生物礁气藏及非礁相气藏的凝析油都主要来自龙潭组黑色页岩和煤,基本上属高成熟煤成油。气属多源的混合成因,其中生物礁气藏的气主要来自龙潭组并混入了部分长兴组油型气;非礁相气藏的气属龙潭组煤系和长兴组碳酸盐岩混合来源的二次生成气。实际资料分析表明,上二叠统油气主要来自本身,不可能来自石炭系以下的深层气源岩。     

川东深井钻井技术

近年来随着川东气田勘探的不断深入，勘探范围不断向边缘地区拓展，钻井深度越来越深，地质情况越来戟复杂，钻井难度越来越大，严重地影响了川东深井钻井速度。本文综合分析了川东深井钻井地质特点，总结出了一套适合川东高陡构造的深井钻井技术。     

大斜度井防粘卡超高密度钻井液

防止泥饼粘卡、是钻大斜度高压差井的技术关键防粘卡超高密度钻井液,是钻大斜度高压差井急需解决的突出难题本文结合井斜21、最高压差14.5MPa的草16井实钻特点,介绍了大斜度井防粘卡超高密度钻井液的配方、工艺要领及组分特点,分析认为:单一的防粘卡技术工艺难以解决大斜度高压差井的粘卡,而以磺化体系混入柴油8-12%,添加乳化剂、石墨粉、沥青类处理剂和钢化玻璃球(或塑料小球)、并强化固控为内容,达到严格控制HTHPH、K及Kf三大指标,增强泥饼表面润滑性,提高泥饼可压缩性,降低泥饼渗透率和减小钻具与泥饼的接触面积为目的的综合防粘卡措施,能成功地解决大斜度高压差井极易粘卡的问题     

四川盆地东部中二叠统茅口组沉积与层序地层特征

川东地区中二叠统茅口组碳酸盐岩发育。通过详细观察钻井岩心、野外露头剖面,综合分析测井、录井资料,结合茅口组区域沉积背景,对该区的沉积特征进行了分析。结果表明:该区茅口期主要为浅水型碳酸盐岩开阔台地相沉积,发育深水开阔海、浅水台内滩及较深水滩间海等沉积相带。运用层序地层学方法,确立了该区层序关键界面的识别与划分标志,即隆升侵蚀不整合和海侵水淹没不整合2种层序界面。据此将茅口组划分为3个三级层序,分析了各体系域特征,建立了该区中二叠统茅口组层序地层格架。层序样式以TST(海进(海侵)体系域)大于HST(高水位体系域)为主,说明茅口期具有缓慢海侵、快速海退的特点,层序横向对比良好,川东地区在该期为一稳定的碳酸盐开阔台地沉积;受茅口期末东吴运动地壳强烈抬升影响,PSQ3期层序遭到不同程度剥蚀,保存不完整,局部地区甚至缺失HST期。     

利用常规测井资料识别碳酸盐岩储层储集类型

介绍了碳酸盐岩储集层储集空间类型的分类、储集类型的划分方法及识别。总结了常规测井资料在川东碳酸盐岩储层不同储集类型上的电性响应特征,为常规资料有效评价碳酸盐岩储层储集类型提供了依据。在川东地区的部分井中应用后,取得了较好的应用效果。     

四川盆地涪陵页岩气田构造变形特征及对含气性的影响

四川盆地东部涪陵页岩气田五峰组-龙马溪组页岩气藏目前已投入商业开发,从一期开发区的开发效果来看,单井产能具有较大的差异,页岩气藏的含气性平面上也具有差异性,而造成其差异的主控因素尚不明确。根据地质评价,该区的页岩厚度、矿物成分和有机碳含量等原始品质平面展布稳定,不是影响该区页岩气藏含气性变化的主要因素,含气性的差异可能与构造形变有重要关系。从区域构造变形特征入手,对该区的结构特征、构造格架、构造样式等开展了研究,认为研究区经历了多期构造运动,发育多层次滑脱构造,纵向上可划分为3个构造形变层、7种局部构造样式,平面上的构造变形强度具有明显差异性。初步尝试对构造变形程度进行定量化表征,认为断距、地层增厚比例、曲率、断裂密度为表征该区构造变形强度的关键参数。通过对构造变形的定量化表征,将研究区分为4个构造形变区,不同区的页岩含气性具有明显的差异,明确了构造变形强度是造成该区含气性差异的关键因素。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段页岩气(油)储层评价

以野外剖面观测和室内薄片鉴定为基础,结合沉积相、薄片鉴定、X-衍射、物性、孔隙结构和岩石力学分析,确定川东地区大安寨段有利储层为各类介壳灰岩与碳质页岩的不等厚互层组合体,以发育于大安寨段第二亚段（简称大二亚段）上部湖坡亚相的湖退型灰岩与页岩互层组合为相对优质的储集体,其脆性矿物含量明显高于下部,更易产生天然裂缝和进行储层的压裂改造。有机碳含量平均值为1.07%,明显大于下部的0.38%,对应的实测总含气量平均值为0.71 m³/t,明显大于下部的0.41 m³/t。运用岩石薄片、压汞资料、物性资料等多种常规技术分析大安寨段页岩储层储集物性特征,分析结果表明大安寨段储层均具有特低孔-特低渗性质。场发射扫描电镜分析结果证明了储集体纳米级孔隙的发育和分布规律。粒间孔隙中的粘土矿物层间孔在大二亚段最为发育,且连通性最好,与有机质有关的孔缝及刚性矿物边缘缝在大二亚段上部较为发育,颗粒内孔仅在大二亚段上部零星发育。综合分析确定大二亚段上部相对大安寨其他层位更具页岩气（油）勘探开发潜力,应给于足够重视。