广安地区须家河组气藏成藏条件

广安地区是四川盆地中部上三叠统须家河组天然气最具勘探潜力的区块之一，也是目前的重点勘探区块。2006年该区已提交天然气三级储量共计1454.75×10⁸m³，其中探明储量近800×10⁸m³。因此，该区的成功勘探经验和研究成果对于整个四川盆地的油气勘探都具有指导和借鉴意义。为此，综合地震、地质、钻井、测井等研究成果，对该区须家河组气藏的烃源条件、储层特征、古今构造特征、裂缝特征以及上述诸要素匹配关系等成藏条件进行了研究。结果认为，该区须家河组气藏的成藏具备以下有利条件：①丰富的烃源；②储层或裂缝发育；③有利的古今构造；④多形成构造-岩性油气藏。同时指出，油气富集成藏主要受储层或裂缝发育程度的控制，平面上高储能系数区为油气相对富集成藏区；而储层及裂缝发育区与古、今构造圈闭叠合区则为油气富集成藏的最有利区。     

蜀南低缓构造区须家河组岩性气藏形成条件与勘探潜力

与四川盆地川中地区须家河组岩性气藏相对比,近年来蜀南地区须家河组勘探和开发一直没有获得重大突破,蜀南低缓构造区须家河组是否存在岩性气藏形成条件和勘探潜力一直为众人所关注。综合分析露头、岩心和测井资料,并通过对该区须家河组构造背景、沉积砂体、烃源岩和储层等成藏条件、成藏主控因素研究认为：蜀南低缓构造之间存在大面积地层平缓区,具备大面积岩性气藏形成的构造背景;须家河组一段、三段、五段及六段二亚段为广覆式分布烃源岩,具备面式生烃特征,为岩性气藏的形成奠定气源基础;大型敞流型湖盆内须二段、须四段、须六段一亚段和须六段三亚段以砂岩沉积为主,砂体分布广并多层叠置,具备较好储集条件;源岩层与储集层间互沉积,源储一体使蜀南须家河组与川中须家河组具有相似的面状供烃、近源高效聚集成藏特征。蜀南地区须家河组具备岩性气藏形成基础,可形成大规模岩性大气区,勘探潜力巨大。该认识为低缓构造区须家河组勘探部署提供充分地质依据,并指明低缓构造之间的平缓区域是下一步勘探重要领域。     

川东北元坝地区须家河组断层预测及发育特征

川东北元坝地区须家河组气藏受岩性、储层、裂缝等多因素控制,其中构造断层及其伴生裂缝的发育和展布特征是须家河组天然气聚集成藏、高产的主控因素之一。在构造导向滤波的基础上联合运用相干、体曲率技术,精细刻画了断层的空间展布,并在此基础上总结了断层分布特征与油气成藏的关系。     

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通过对须家河组天然气成藏地质条件、构造形成演化、储层孔隙演化、生排烃史及其相互间的配置关系的综合分析研究，取得了对川西坳陷须家河组非常规致密砂岩气藏的成藏特征和成藏主控因素的初步认识：①印支期、尤其是燕山期形成的古构造控制天然气的早期聚集和分布；②古构造—成岩圈闭是富集油气的主要圈闭类型；③天然有效裂缝系统是高产的关键；④古今复合圈闭是天然气勘探最有利的目标。这些认识和成果在指导勘探实践中取得了较好的效果。     

川东北地区须家河组“断缝体”气藏有利勘探目标和预测技术

上三叠统须家河组致密砂岩是川东北地区天然气勘探的重点领域之一,整体具有“埋藏深度大、储层致密,非均质性强,商业动用难度大”的特点。川东北地区须家河组发育“断缝体”气藏,通南巴构造带的通江-马路背地区是“断缝体”气藏勘探最有利区带,优势岩相和裂缝发育区是有效储层发育的有利勘探目标。利用动态构造识别技术、非线性岩性与物性反演预测技术以及综合裂缝预测技术等关键方法,有效地解决了烃源断层识别、相对优质储层预测以及裂缝预测等问题,实现储层“甜点”综合预测。这些技术在川东北“断缝体”气藏勘探中应用效果显著,储层厚度预测误差从16%降低到8%,裂缝预测吻合率从60%提高到85%;依据“断缝体”评价思路部署实施的4口井均取得了较好的效果,钻井成功率100%,提交天然气控制储量367.91×10⁸m³,落实了千亿方资源规模阵地,基本实现了川东北地区通江-马路背区块的高效勘探。     

四川盆地广安气田须四段、须六段致密砂岩气藏气水分布对比

四川盆地广安气田须家河组气藏内气水关系复杂,须四段、须六段气藏各区块产能差异大,对比研究须四段、须六段的气水分布对该致密砂岩气藏的高效开发有重要指导意义。根据广安致密砂岩气田气水层解释难度大的研究现状,提出了一种适合须四段、须六段气水层的解释方法。首先,分段建立须四段、须六段不同类型储层的含水饱和度计算模型,再联合核磁共振与相渗资料求取束缚水饱和度,进一步计算可动水饱和度,结合生产动态资料划分出研究区须四段、须六段气水层的定量识别标准。在广安气田须四段、须六段气水层平面、剖面分布特征识别的基础上进行对比研究,结果显示须四段为大面积气水同层分布,而须六段发育高产"甜点"区,并深入探讨了二者气水分布差异主控因素。表明气源条件差异使得须四段、须六段储层内气藏原始充满程度不一;须四段、须六段储层的构成特征控制着流体的空间分布差异;构造幅度的差异使得须四段、须六段内气水分异呈现不同的分布格局。     

安岳气田震旦系、寒武系气藏成藏条件及勘探开发关键技术

四川盆地震旦系-下古生界的勘探可追溯至20世纪50年代中期,其勘探过程曲折,对勘探经验进行总结可以为四川盆地深层碳酸盐岩油气勘探提供借鉴。安岳特大型气田成藏主要受德阳-安岳台内裂陷和川中古隆起共同控制;台内裂陷控制规模生烃中心和高效成藏组合,安岳特大型气田具有近源成藏的特征;台内裂陷边缘带、古隆起高部位控制储层发育,有利相带大面积分布,叠加古岩溶作用改造,储层规模分布;台内裂陷、古隆起联合控制规模圈闭的形成和油气富集。气田主力层系龙王庙组、灯影组四段、灯影组二段气藏特征和成藏主控因素有显著差异。龙王庙组气藏属构造背景下的岩性气藏,继承性发育的古隆起是储层形成、油气聚集成藏的关键。灯影组四段气藏主要受大型构造-地层复合圈闭控制,灯影组二段气藏为构造圈闭气藏。灯影组大气田分布受台内裂陷和古侵蚀面控制下的烃储近源匹配和上倾方向的地层封堵控制。针对安岳气田勘探开发形成了储层地震精细描述技术、气层测井精细评价技术、复杂地层快速钻井技术、高温高压气层改造技术等配套技术系列。技术的进步为特大型气田高效勘探、开发提供了有力的技术保障。     

川西南部须家河组勘探潜力再评价

一直以来上三叠统须家河组都是四川盆地川西南部勘探的重点层系之一,历经60余年的勘探开发,该地区已获得1个气田和5个含气构造,过去的研究大都以须二、须四、须六段作为目的层,对须一、须三、须五段并未引起足够重视。为此从烃源岩条件、储层特征、盖层条件、构造发育情况等方面,对川西南部须家河组整体的含油气地质条件及勘探潜力进行分析;在此基础上,将川西南部划分出5个构造区带并进行评价。评价结果表明,邛西区带仍为川西南部油气勘探开发最有利区带,并优选出霖雨场、银天坪、南山、沙坪铁厂作为下一步天然气勘探的有利目标。     

充西气田须四段气藏成藏条件研究

对四川盆地充西气田须四段气藏的烃源条件、储层特征、古今构造特征、裂缝特征以及各成藏要素匹配等进行了系统研究。通过这些特征综合分析，认为古今构造条件、储层和裂缝是须四段气藏最终成藏的关键，须四段气藏在古今构造背景下主要受烃源、储层、断层及裂缝发育程度的控制，进而指出发育的储层＋裂缝＋有利的古今构造叠合地区为天然气富集成藏的最有利地区。     

川西须家河组水文保存条件及其勘探意义

川西前陆盆地上三叠统须家河组具有良好的生烃条件和多套有利的储盖组合,目前勘探成果显示,须家河组主力含气层位从前渊坳陷向前陆隆起部位具有逐渐变新的特点。为了探讨这种气藏分布格局的主控因素,进一步分析天然气的勘探潜力,系统研究了不同地质因素对天然气保存的影响。研究认为,川西前陆盆地须家河组具有较好的盖层封闭性能,断裂对天然气保存的影响属于局部性的,而水文保存环境从总体上控制了区域油气的聚集与保存。须二段是整个川西前陆盆地重要的勘探目的层,须四段是川中地区的主力含气层系,须六段气藏的分布主要局限于川中-蜀南的东部地区。     

断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

上三叠统须家河组二段气藏是四川盆地川西坳陷致密砂岩气勘探开发的重要区块,但须二段气藏气水分布关系复杂、勘探开发难度较大。为了给川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路,以新场构造带须二段气藏为研究对象,根据地层水化学特征,结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析,探讨了SN走向断层对须二段气藏天然气成藏及气水分布的影响。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式,该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件,含气性好;(2)断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为"古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气",构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键;(3)根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性,结合单井生产数据,将断层输导型天然气成藏模式细分为"高产稳产、气水同产""中产稳产、低产水""低产气、高产水"3种气水产出特征;(4)具有"高产稳产、气水同产"生产特征的钻井,表现出"断层、储层在构造高部位相接"的特征,而具有"中产稳产、低产水"生产特征的钻井,普遍具有"断层、储层在构造高部位、低部位均相接"的特征,单井以产气为主,天然气产量稳定,仅产少量低矿化度地层水,可以通过实施水平井钻井来提高单井产量,以获得较好的经济效益。     

广安气田须家河组天然气大面积成藏的条件

广安气田是目前川中地区在上三叠统须家河组发现的最大气田,由于其地质条件特殊,对该气田天然气的成藏机理和富集条件一直认识不清。根据大面积成藏的定义,结合广安气田的地质特征,认为广安气田具有大面积成藏的特征。从气田烃源岩和储层的结构、气层分布特征、裂缝与气藏分布的关系以及包裹体的测试分析入手,认为大面积成藏的主要条件为平缓构造背景下,源储的大面积间互;有效储层的分布范围控制了气层的分布,构造起伏与裂缝发育有利于气层的分布与产能的提高;煤系地层的吸附解析机理和平缓构造造成晚期构造抬升是大面积成藏的重要条件。这一认识与前人关于构造抬升对油气成藏不利的观点不同,将增加抬升区油气成藏的资源潜力。     

陈国民，刘全稳，徐剑良，胡海涛，张学才

上三叠统须家河组是四川盆地的主要烃源岩层和勘探目的层之一,对四川盆地须家河组天然气储集特征和成藏规律的认识也取得了很大进展，但针对蜀南地区须家河组天然气赋存地质条件的研究不多。该地区上三叠统须家河组可供勘探面积大，以此作为目的层的探井少，研究程度低。文章分析了蜀南地区须家河组烃源岩母质类型与生成时期、储层主要发育层位与控制因素、圈闭、保存条件及它们之间的匹配关系，搞清了影响蜀南地区须家河组天然气赋存的各项地质因素。认为蜀南地区油气来源较为充足、有利储层广泛存在、裂缝发育程度较高、盖层条件良好；圈闭的生储盖组合良好，烃源区油气大量生成时间、运移时间与圈闭形成时间和构造改造配套，具有良好的成藏地质条件，有望获得较好的勘探效果，这为蜀南地区须家河组下一步勘探工作提供了依据。     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组二段气藏高产机制

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组二段致密砂岩气藏具有"高产、稳产、不含水、可动用程度高"的开发特点。为推进其所属通南巴构造带须家河组气藏的勘探工作,基于大量的分析化验资料,从烃源岩、储集体、断裂输导体系等方面深入探讨了马路背地区须二段气藏的高产稳产机制。结果表明:(1)海、陆相优质烃源岩双重供烃,提供了天然气的资源保障,是该气藏形成的基础;(2)规模网状裂缝与大面积致密储层叠加形成网状有效储渗体,为天然气的赋存提供了场所,是该气藏形成的重要条件;(3)断裂输导体系有效沟通深层海相烃源与陆相网状有效储渗体,是该气藏形成的关键。结论认为:考虑到通南巴构造带总体表现为一个被断层切割复杂化的大型特殊构造,类似于马路背的构造成排成带分布,因而寻找在烃源岩、储集体、断裂输导体系等方面与马路背须二段气藏类似的气藏,是该构造带下一步天然气勘探的重要方向。     

四川盆地常规天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

四川盆地纵向上从震旦系—侏罗系共发现了包括常规天然气、致密气、页岩气、致密油4种类型的工业油气流,其中常规气主要发育于中三叠统雷口坡组及其以下的海相碳酸盐岩地层中,为了预测四川盆地常规天然气未来勘探方向,在系统总结四川盆地常规天然气地质条件、成藏富集规律的基础上,评价盆地常规天然气资源潜力,明确剩余资源空间分布。结果表明：①四川盆地具有构造分区明显、4套广覆式烃源层、多套大面积孔隙型储层发育的常规天然气地质条件;②常规天然气富集主要受优质烃源岩、台缘和台内高能滩相、古构造和成藏组合等因素的控制,具有大气田近源分布、相带控储、古侵蚀面改善储渗条件、继承性古隆起控制油气富集和运移、优越的成藏组合有利于形成大中型气藏等特点;③基于盆地常规天然气地质条件,立足于“层”,运用成因法、统计法及特尔菲综合法,预测四川盆地常规天然气地质资源量为12.5×10¹²m³。结合剩余资源空间分布特征,指出了四川盆地未来的总体勘探方向是：层系上主攻灯影组、龙王庙组及中二叠统勘探领域;区块上发展川中、川东地区,挖潜川南地区,开拓川西、川北地区。     

鲁克沁构造带二叠系稠油油藏特征与主控因素

鲁克沁构造带二叠系梧桐沟组稠油油藏的勘探突破,证实了该区为多层系油气富集带,勘探层系的重点由三叠系克拉玛依组向二叠系拓展,油气藏类型由构造型向岩性-地层油气藏转变。研究表明,梧桐沟组稠油油藏为斜坡背景上的岩性-地层油藏,局部受断块控制,主力含油层为Ⅰ砂层组和Ⅲ砂层组,油气成藏受控于低凸起和扇三角洲沉积体系,印支期古凸起控制着油气的运移方向,切割至深部烃源岩的深大断层为油气运移提供了良好的通道,扇三角洲沉积体系的分布范围控制了油藏的规模。围绕鲁西、库木低凸起寻找大型扇三角洲砂体,是下一步勘探的主要方向。     

川东北元坝、马路背地区上三叠统须二段气藏产能差异的原因

元坝地区和马路背地区是四川盆地东北部（川东北）上三叠统须家河组二段的主要产气区,均为以石英滩坝相储层为主的岩性气藏,但二者的产能差异较大（前者低后者高）。为此,基于前人的研究成果和新收集的分析化验、地震剖面以及测录井资料,从沉积环境、储层成岩作用和成藏条件模式等方面入手,探讨了上述两个地区须二段石英砂岩储层天然气的富集高产稳产规律及差异性。结果表明：①尽管大巴山物源区提供的沉积物质、马路背地区的古地貌和水动力条件等均有利于可溶填隙物保存,马路背地区经历的强构造运动也有助于形成网状裂缝提高储层的连通性,但受制于岩石本身石英颗粒含量和造缝规模程度,沉积和储层成岩作用均不能成为上述两个地区须二段储层天然气聚集存在巨大差异的主要因素;②由于马路背地区存在断距大、纵深远的深源逆断层,不仅使得上覆须三段烃源层与须二段储层对接,还沟通了下伏海相烃源层,天然气可以沿侧向＋垂向持续向石英砂岩储层运移,形成“双重供烃、立体输导”的复式成藏模式,这才是该区M101井实现天然气高产稳产的关键因素。     

四川盆地孝泉-丰谷构造带须家河组气藏气水分布控制因素及勘探潜力

孝泉-丰谷构造带位于四川盆地川西坳陷中段,同一构造带内上三叠统须家河组气藏气、水、干层共存,气水关系异常复杂。为弄清须家河组气藏气水分布的控制因素,利用气井历年地层水分析资料,结合生产动态数据研究了该区地层水的特征,认为钻井生产过程中产出水包含了凝析水以及地层水与凝析水的混合水,地层水的产出与气藏含气丰度密切相关。在此基础上,采用洛瓦克相图分析了气水分布的控制因素。结果表明：①须家河组气藏同一局部构造范围内底水、边水并存,地层水分布横向连通性差,平面上分布规模较小,为各自独立的气水系统;②古、今构造高部位均有利于水溶气脱溶成藏,但成藏期古构造起到了决定性作用;③高地层水矿化度、低地层压力区更有利于游离气气藏的发育。最后,分析了须二段、须四段的油气勘探潜力,结论认为：须二段、须四段游离气、溶解气共存,须二段水溶气脱溶程度高于须四段,勘探潜力更大;合理利用及开采水溶气有利于扩大气藏规模。