川中地区上三叠统天然气地球化学特征及成藏过程探讨

川中地区上三叠统是一套自生自储的天然气成藏系统，天然气中甲烷含量为88%～96％，重烃（C2＋）含量一般在6％～9％之间，二氧化碳和硫化氢等非烃气体含量普遍较低；天然气干燥系数（C1／C2＋）为5～15，并且随深度增加而呈现升高的趋势；天然气和凝析油轻烃中的甲基环己烷、庚烷和异庚烷值变化表明天然气主要来源于腐殖型母质；天然气甲烷和乙烷碳同位素分别为-39．00‰～-41．00‰和-25．00‰～-27．00‰，具有典型煤成气特征。川中地区上三叠统烃源岩在燕山期持续沉降埋藏过程中，达到高成熟早期阶段；在喜山期，该地区大约2500m地层的剥蚀，使地层温度和压力大幅度降低，故储层中早期低成熟残余天然气的卸压膨胀作用和水溶气的脱溶作用为晚期天然气聚集成藏提供了重要的气源，同时也使气藏中甲烷碳同位素变轻。     

川中地区M构造香溪群古构造恢复及气水分布关系探讨

针对川中地区具有硬性基底、沉积盖层受到的区域构造应力较弱等特点,应用压实校正的回剥法技术对川中地区M气田香溪群构造进行了沉积埋藏史恢复,模拟了M气田的古构造演化过程,并根据模拟的古构造特征对M香溪群气田的气水分布关系进行了探讨。认为M香溪群气田的气水分布受构造及物性控制,继承性发育的古构造高部位产气,低部位产水,但是由于储层非均质性强,气水分异不彻底,导致纵向上气水分布复杂,缺乏统一的气水界面。     

基于模糊综合评判和BP神经网络的气井产能预测新模型

综合模糊综合评判和BP神经网络的优点,采用模糊综合评判方法构造BP神经网络的输入矩阵,利用BP神经网络的学习功能求解连接权重,从而达到预测气井产能的目的.由于本文建立的气井产能预测模型不但可以考虑任意多因素对气井产能的影响,还可以考虑定性化因素的影响,因此预测结果就更能逼真地接近气藏的实际情况.     

四川盆地中部中二叠统热液白云岩储渗空间类型及成因

近年来,四川盆地川西北地区有多口井在中二叠统栖霞组、茅口组钻获高产气流,展现出该层系巨大的天然气勘探潜力,但有关该盆地中二叠统白云岩储层的成因机理则众说纷纭,一直未达成共识。为此,基于川中地区栖霞组、茅口组岩心及薄片等岩相学特征,以及碳、氧、锶同位素和包裹体均一化温度等地球化学特征,开展了中二叠统热液白云岩储渗空间类型及储渗相特征研究,分析了白云岩储层的成因及其控制因素。结果认为:(1)茅口组、栖霞组石灰岩地层经历了构造控制热液活动,发育萤石、鞍状白云石、天青石的热液矿物组合和膨胀角砾结构;(2)较之于宿主石灰岩,细—中晶云岩和鞍状白云石均呈现出δ18O负偏移、87Sr/86Sr正偏移;(3)中二叠统形成由热液溶孔、热液白云岩晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝等4种储渗空间构成的热液白云岩储渗体。结论认为:(1)热液白云岩储集相发育和分布受深大断裂的控制,呈"透镜状"分布在具"下凹"地震反射特征的区域;(2)中二叠统热液白云岩储集相与下伏烃源岩和上覆封堵层的有机组合可构成有利的天然气勘探目标。     

页岩柱塞样与碎样孔隙度差异性分析与启示

页岩孔隙度是评价页岩储层品质和页岩气储量计算的重要参数之一,因此准确测量页岩孔隙度十分重要。测量页岩孔隙度的方法较多,从样品形状上可分为柱塞样和碎屑颗粒样,从测量方法上可分为液体饱和法和氦气饱和法。目前对柱塞样孔隙度和碎样孔隙度测量结果比对研究较少,两者差异更是鲜见报道。首先通过测量典型柱塞样孔隙度,确定不同测量方法的适用范围;然后将柱塞样粉碎后测量其碎样孔隙度及分析影响碎样孔隙度的因素;最后比较柱塞样孔隙度和碎样孔隙度之间的差异。实验结果表明,页岩柱塞样氦孔隙度为页岩连通孔隙度,碎样氦孔隙度为页岩总孔隙度,且后者较前者高0.65%~2.40%,约占总孔隙度的11.21%~44.36%。柱塞样氦孔隙度偏小的原因主要有:(1)测量氦孔隙度的注入压力过低;(2)测量氦孔隙度前未对样品抽真空;(3)柱塞样中大量的不连通孔隙无法被氦气有效饱和。不同矿物组分与柱塞样、碎样孔隙度之间的相关性分析表明,不连通孔隙主要存在于有机质中,少量存在于黏土矿物中。为实现页岩气高效开发,可在压裂液中添加适当的化学剂,改造有机质和黏土矿物结构,释放不连通孔隙中的页岩气,以提高页岩气单井产量和页岩气采收率。     

开江—梁平海槽西侧飞仙关组不同类型鲕滩储层特征及其控制因素研究

针对开江—梁平海槽西侧飞仙关组鲕滩储层特征及主控因素存在较大差异的问题,基于鲕滩沉积演化规律,结合物性与地球化学分析,对开江—梁平海槽西侧飞仙关组鲕滩储层进行了研究。结果表明:伴随区内飞仙关期高能坡折带不断迁移,对应形成三期鲕滩,发育鲕粒云岩和鲕粒灰岩2类储层,物性及孔隙结构以鲕粒云岩型储层最优,次为鲕粒灰岩型储层。在鲕滩沉积的物质基础上,轻度蒸发海水诱发的回流渗透叠加深部热液白云石化作用共同控制鲕粒云岩型储层的形成,而有机酸主导的埋藏期保孔-扩孔作用既进一步改善先期形成的鲕粒云岩型储层,又影响了鲕粒灰岩型储层的形成。该研究对鲕滩储层的差异性成储机理相关研究有很好的借鉴意义。     

四川盆地侏罗系凉高山组页岩油地质特征

近年来,四川盆地侏罗系湖相页岩油勘探取得了重大突破,展现出巨大勘探潜力。为了进一步支撑深化勘探,基于野外露头、测井、钻井取心和系统取样分析资料,开展了四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合条件下页岩地球化学特征、岩石脆性、孔隙结构及含油气性等研究,明确了优势页岩岩性组合类型。结果表明：凉高山组页岩发育层段可细分为纯页岩组合、介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合3类5种岩性组合;5种岩性组合中页岩均处于热成熟阶段,但有机质含量、类型、脆性矿物含量存在差异,纯页岩组合中页岩TOC平均值大于1%,有机质类型为Ⅱ₁型,脆性矿物含量大于52%;介壳型页岩组合中页岩有机质特征与纯页岩组合相似,但脆性矿物含量大于65%;粉砂型页岩组合中页岩TOC平均值小于1%,有机质类型为Ⅱ₂型,脆性矿物含量大于65%。不同组合储集空间主要为微裂缝及无机孔(孔径10～500nm),但粉砂型页岩组合喉道较宽,孔隙连通性优于纯页岩组合及介壳型页岩组合。纯页岩组合游离烃含量大于1mg/g,含油性好,纯页岩组合和粉砂型页岩组合部分OSI大于100mg/g,可动性较强。综合分析认为,纯页岩组...     

页岩气储层的基本特征及其评价

页岩气独特的赋存状态,"连续成藏"的聚集模式,区别于常规天然气储层的特征以及评价内容等决定了页岩气储层研究的特殊性。目前,国内针对页岩气储层特征及评价的工作开展得相对较少,需要建立相应的评价标准。在大量调研国外文献的基础上,综合利用四川盆地最新的浅井钻探和野外露头取样资料,从常规储层研究思路入手,详细分析了页岩气储层的基本特征(有机质特征、矿物组成、物性特征、储渗空间特征),进而总结了页岩气储层评价的主要内容;同时,借鉴美国页岩气勘探成功经验,从实际资料出发,筛选出有机质丰度、热成熟度、含气性等8大关键地质因素,进而提出了一套较为适用的储层评价标准。据该标准评价后认为,四川盆地下古生界筇竹寺组和龙马溪组2套海相黑色页岩具有良好的勘探开发前景。     

荷包场地区须家河组须二段有效储层研究

川中-川南过渡带荷包场地区上三叠统须家河组经几十年的勘探已经取得了良好的效果。通过对该区多口井的岩石学以及电性、物性的分析研究,认为须家河组须二段储层岩石类型为长石岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,平均孔隙度为9．75％,平均渗透率为0．214×10^-3μm2,为典型的低孔低渗储层。根据这一特点,结合孔渗关系曲线以及含气性等参数,在有效储层下限研究的基础上,对该区有效储层的平面展布规律进行了研究。     

遂宁-蓬溪地区须二段储层成岩作用与孔隙演化

遂宁一蓬溪地区须二段是重要的天然气储层,目前已显示出良好的勘探前景,但由于该砂岩储层具有低孔、低一特低渗以及非均质性强等特点,直接影响了油气的勘探开发。通过薄片、扫描电镜、包裹体温度、镜质体反射率、有机质热降解温度等资料,对该区须二段储层成岩作用类型、强度及孔隙演化史进行了系统研究。结果表明：该砂岩储层经历了中等一强压实、强胶结、弱交代、强溶蚀等成岩作用;目前处于中成岩阶段A—B亚期,且在A亚期末储层已基本致密化：孔隙类型以次生孔隙为主。通过对砂岩储层致密化进程的深入阐述．可为该地区有利储层发育区的预测提供一定的地质依据。