鄂尔多斯盆地苏里格气田西部盒8段地层水地球化学特征及成因

通过对苏里格气田西部盒8段地层水性质及地球化学特征研究,推断地层水的成因,寻找天然气富集区,揭示气田油、气、水分布规律。苏里格气田西部39口井的地层水具有如下地球化学特征:①地层水阴、阳离子含量(r)高低差异悬殊,阴离子以Cl^-占绝对优势,HCO₃^-和SO^2-₄含量很低,阳离子以Ca²⁺占优势,K⁺+Na⁺含量也较高,Mg²⁺含量低;②地层水呈弱酸性,具中-高矿化度;③水型以氯化钙Ⅴ型水为主,局部有氯化钙Ⅳ型和Ⅲ型水;④地层水化学特征参数具有钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)低、脱硫系数(2×100×r_SO4^2-/r_Cl^-)高、变质系数[1/2(r_Cl^--r_Na⁺)/r_Mg²⁺]高和镁钙系数(r_Mg²⁺/r_Ca²⁺)低的特征。研究结果表明:苏里格气田西部盒8段地层水具有油气伴生水特点,属于天然气充注时留下的残余地层水,形成于封闭、还原的水文地球化学环境。地层水分布受砂体和成藏条件控制,可能有3种成因类型:孤立砂体封闭地层水、弱动力生烃气水驱替不完全的残留水及大砂体低部位滞水。     

普光气田天然气地球化学特征及气源探讨

依据10余口探井60多个气样的化学成分和碳同位素组成数据,并结合烃源岩和储层沥青资料,研究了四川盆地东北部宣汉-达县地区普光气田的天然气地球化学特征、成因及来源,结果表明：普光气田飞仙关组、长兴组天然气为高含硫化氢的干气,其化学成分表现出古油藏原油裂解气的特点;普光气田的烃类气以甲烷为主,干燥系数基本上都在0.99以上,富含非烃气体（CO₂和H₂S平均含量分别达5.32%和11.95%）;普光气田天然气甲烷碳同位素较重,在－29‰~－34‰之间（表征其高热演化性质）,乙烷δ¹³C值主要在－28‰~－33‰之间（表征其属油型气）;普光气田天然气与邻近的川东北其他气田的同层位天然气具有同源性,而与石炭系气藏天然气在化学成分、碳同位素组成上有所不同,意味着各有不同的气源;普光气田储层沥青在生物标志化合物组合和碳同位素组成上反映出其与上二叠统龙潭组泥质烃源岩具有良好的生源关系;天然气乙烷碳同位素与各层系烃源岩干酪根碳同位素值对比结果揭示普光气田天然气主要来自二叠系烃源层。     

热液活动对四川盆地中西部地区二叠系茅口组白云岩的影响

二叠系茅口组热液白云岩储层是近几年四川盆地勘探的热点领域,受到峨眉山玄武岩喷发的影响,热液活动在茅口组白云岩中十分普遍,但对于热液如何影响白云岩储层还缺乏系统的认识。基于野外观测、岩心和岩石薄片观察、阴极发光、包裹体均一温度和地球化学分析,取得了以下几点认识。①根据宏观产状,茅口组白云岩可分为层状白云岩和斑块状白云岩,层状白云岩是主要的类型。根据微观结构,层状白云岩可进一步分为粉-细晶白云岩和细-中晶白云岩,斑块状白云岩则由中-粗晶白云石组成。②细-中晶白云岩多呈斑块状分布在粉-细晶白云岩中,具明显的不等晶结构,且发育与热液相关的构造和矿物,与粉-细晶白云岩相比,细-中晶白云岩具有较高Fe和Mn含量、较强的阴极发光、较高的包裹体均一温度、偏负的δ¹⁸O（PDB）值及较高的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值,表明细-中晶白云岩是粉-细晶白云岩在热液作用下重结晶形成。③热液对茅口组白云岩储层的建设性作用表现在热液活动形成裂缝系统和角砾,热液溶蚀形成溶蚀孔洞,热液交代原始灰岩形成白云岩;破坏性作用表现在热液矿物沉淀充填先前孔、缝、洞和热液重结晶,重结晶过程有新的Mg²⁺和CO₃^2-加入,导致重结晶后白云岩物性变差。④茅口组储层储集空间形成的主要驱动力是早期大气淡水溶蚀,热液可以作为储层发育的一个潜在信号,因此针对茅口组储层,应以滩控早期岩溶为核心思路进行勘探。     

交代白云石成因综述

交代白云岩是重要的碳酸盐岩储层，对其成因和分布规律的研究，迄今已总结出8种主要模式。根据薄片的岩相学特征，四川盆地普光气田普光6井长兴组白云石至少有两种即准同生白云石和较晚的交代白云石。普光2井飞仙关组砂糖状白云岩在经历交代白云石化后还在溶蚀孔洞内发生过次生加大，其中准同生白云岩镁离子主要来自地层原生水，而交代和次生加大白云岩的镁离子来源需在微量元素追踪对比的基础上才能准确确定，且其分布受高能沉积环境控制。     

黄骅坳陷深部地壳构造及流体特征与潜山油气藏勘探远景

由于南堡油田的发现,使黄骅坳陷的石油勘探引起人们的广泛关注。根据坳陷深部地壳构造特征, 中、下地壳有低速层,其深度分别为15 km 和20 km。中地壳低速层富含气体（如CO₂,CO,H₂等）,在合适的温度、压力条件下,这些气体可合成甲烷及其它烃类化合物。坳陷的地幔流体活动（如碱交代,Mg ²⁺ 交代等）以及幔源CO₂,CH₄和He 气体（港151 井）都表明了它们均来自深部热液流体。黄骅坳陷发育多个潜山构造带（沈青庄、孔店、北大港、南大港、羊三木等）,按照油气无机成因的假说,深部潜山带（而不是在第三系砂岩）中可望找到几个大型油气田（如千米桥潜山油气田）。     

川东北地区普光气田长兴—飞仙关气藏成藏模式与成藏过程

四川盆地川东北地区随着普光1井、2井在二叠系长兴组和三叠系飞仙关组储层中喷出高产工业天然气流,发现了四川盆地有史以来储量最大的天然气田——普光气田。研究表明,普光气田主要以二叠系长兴组台地边缘形成的礁滩和白云岩组合以及三叠系飞仙关组浅海开阔台地相沉积的粒屑滩、鲕粒滩为储层,后期埋藏溶蚀孔为主要储集空间。天然气主要来自中下寒武统、下二叠统、上二叠统烃源岩。印支、燕山及喜马拉雅运动都对普光古圈闭及油气藏的形成有重大影响。普光气藏属于构造—岩性复合孔隙型气藏,其成藏模式与成藏过程经历了原生油藏阶段、气藏阶段和改造定型阶段。普光气田的成藏模式与成藏过程对广大川东北地区勘探类似天然气藏具有借鉴与指导意义。      

中国大中型气田天然气聚集效率及其主控因素

中国60余个大中型气田天然气地质储量、含气面积和成藏时期的统计结果表明,中国大中型气田的聚集效率差别很大。据此将中国大中型气田分为高、中、低效3种类型:高效大中型气田天然气聚集效率大于100×10⁶m³/(Ma·km²);中效大中型气田天然气聚集效率为10×10⁶～100×10⁶m³/(Ma·km²);低效大中型气田天然气聚集效率小于10×10⁶m³/(Ma·km²)。中国大中型气田天然气聚集效率主要受源岩生气强度、天然气输导速度、封盖能力和天然气成藏期相对早晚等因素的共同控制。即源岩生气强度越大,天然气输导速度越大,盖层封盖能力综合评价指标越大和天然气成藏时期越晚,天然气聚集效率越高;反之则越低。     

流体pH值对致密砂岩储层渗透率的影响

地层流体pH值一般分布在4～9范围，一旦侵入储层的流体pH值过高或过低，将引发外来流体与储层流体、储层矿物不配伍的问题，必然造成储层损害。文章以川中香溪群致密砂岩气层为例，开展流体pH值逐级升高和pH值逐级降低对储层渗透率改变的综合评价实验。实验表明，储层具有强碱敏、强的HCl酸敏感性。研究指出，高pH值流体条件诱发粘土矿物微结构的破坏，导致伊利石、绿泥石等粘土矿物溶解、脱落、分散（运移），渗透率大幅度下降；低pH值流体破坏绿泥石的晶体结构，使结构中的Fe²⁺、Fe³⁺、Mg²⁺等离子析出，产生Fe(OH)₃以及Mg(OH)₂沉淀，堵塞喉道。     

普光气田天然气净化装置运行总结

高含硫气田天然气因硫化氢、二氧化碳含量高，物料毒性、腐蚀性强，大大加剧了天然气净化装置的安全、环保风险。普光气田作为国内首个自主开发投产的高含硫气田，其天然气净化厂自2009年投产至今，已安全平稳运行14 a,外输天然气1 200亿m³,外销硫磺2 400万m³,均达到国标最高质量等级要求，腐蚀速率控制在0.020 mm/a以下，外排烟气SO₂质量浓度低于200 mg/m³,万立方米原料气综合处理能耗低于6 400 MJ,无安全、环保事故发生。在腐蚀防护、安全控制、环保提标、提质增效等方面建立了系列成套技术，为高含硫气田的成功开发及投产提供了技术支持和借鉴。     

普光气田与建南气田长兴组、飞仙关组储层对比研究

普光气田和建南气田位于四川盆地东北部,两气田的主力产层二叠系长兴组、三叠系飞仙关组均为礁滩沉积,但储层规模、储集性却差异很大。普光气田储层厚度大、物性好,以中孔中渗、高孔高渗的大套溶孔白云岩为主,而建南气田储层厚度小、物性差,以低孔低渗为主,岩性为灰岩和少量白云岩。研究认为,白云岩成因的差异造成了2个气田储层的差异。普光气田以准同生白云岩化为主,形成了大量早期白云岩;建南气田以埋藏白云岩化为主,形成的白云岩数量少。白云岩成因的差异与沉积环境密切相关,普光气田礁滩沉积毗邻局限台地或蒸发台地,容易获得高Mg/Ca比咸水,有利于准同生白云岩化发育;而建南气田礁滩沉积毗邻开阔台地,不利于准同生白云岩化的发育。因此,毗邻蒸发台地或局限台地等环境的礁滩相更有利于优质储层的发育。     

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文章在古地貌格局研究基础上，以流体势和储层沥青为依据，分析了四川盆地东北部下三叠统飞仙关组鲕滩气藏形成过程。应用有机岩石学和有机地球化学方法对储层沥青进行了系统的研究。这些沥青为液态烃类裂解后的残留物，其含量呈规律性变化。各类型岩石中，储集孔隙发育的残余鲕粒白云岩中的沥青含量最高，其高低与原始液态烃类聚集的多少有关。沥青含量与天然气产量、气藏规模及储层物性之间呈正相关关系。古隆起和储层控制着天然气的运移富集。鲕滩气藏的形成可分为岩性—构造型和构造型两种成藏模式。前一类型包括罗家寨、渡口河及铁山坡等储集性能好的气藏；后一类型以金珠坪气藏为代表。鲕滩气藏属于印支晚期—燕山期聚油气、喜山期调整定型成藏的晚期成藏类型。     

元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理

借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×104 m3/d高产工业气流,发现了元坝气田。元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6 600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田。元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱。对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造。     

物理吸附气的油气指示意义

油气藏中的轻烃在与环境进行物质和能量的交换过程中,各赋存状态轻烃在沉积岩表面分子引力的作用下构成了一个动态的物理化学平衡。根据环境中物理吸附轻烃的含量与组分特征,可追踪出轻烃供给源(即油气藏),并可进一步预测与推断出油气藏的性质和特征。物理吸附气技术是让样品在真空状态下比较完全地释放出物理作用吸附的气体,用气相色谱仪定性和定量分析其中的轻烃组分,然后根据轻烃的浓度变化来推断油气藏的性质和特征。物理吸附气技术在岩性变化很大的四川盆地新场气田实验剖面上、在地质及地表条件复杂的鄂尔多斯盆地镇原—泾川黄土塬实验区及塔里木盆地柴窝堡戈壁实验区都有很好的油气指示意义,取得了很好的应用效果且有着广泛的应用前景。      

论四川盆地下三叠统飞仙关组天然气勘探

近10余年来,四川盆地东北部下三叠统飞仙关组天然气勘探取得了显著突破,发现了普光、罗家寨、渡口河和铁山等大型气田。天然气主要富集于广梁海槽两侧台地边缘鲕粒滩相区。由于鲕粒滩地势较高,受海盆震荡影响,鲕粒滩经常露出水面遭受淡水淋溶,经混合水白云岩化作用及其后的溶蚀作用,鲕粒滩成片变为鲕粒溶孔白云岩、鲕粒溶孔灰质白云岩或鲕粒溶孔白云质灰岩,平均孔隙度高达8.16%,平均渗透率为93.326×10^-3μm²,成为四川盆地最好的储层。气藏多为岩性-构造复合气藏。利用鲕粒滩地震异常识别模式,在盆地东部已发现104个鲕粒滩地震异常,为进一步勘探提供了新的目标。     

高含硫气藏气井产能试井解释理论

气井产能是气田开发方案设计、气井配产、地面建设以及开发方案调整的依据和基础，对其进行分析研究，可以准确地预测气井的动态，了解气层的特性，为合理、科学地开发气田提供充分依据。川东北罗家寨、普光等高含硫气田由于单井产量高、部分井存在硫堵塞等现象，导致产能试井曲线异常，部分井资料出现负斜率现象。从渗流力学出发，分析了高含硫气藏存在的渗流模式，建立了附加表皮、复合渗流模型等产能试井解释数学模型。对川东北罗家寨气田某井实测产能资料进行处理，取得了较好的效果。这对高含硫气藏进行合理配产具有指导意义。     

川东北地区大中型气藏天然气特征及气源

四川盆地东北部下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组内发现了丰富的天然气资源,展现了良好的潜力。结合川东北地区烃源岩特征,对比分析长兴-飞仙关组天然气组分、同位素待征与石炭系气藏的异同,从而确定其主力烃源岩层;对长兴-飞仙关组储层进行密集采样,分析其有机碳值,进而定量评价储层沥青的含量;同时根据物质守恒原理,计算出普光古油藏裂解生成的天然气总量。研究发现,龙潭组烃源岩是长兴-飞仙关组气藏的主力烃源岩,干酪根裂解气超过原油二次裂解气的贡献,是气藏的首要气源类型;普光气藏的古油藏裂解生成天然气总量为3 610×10⁸ m³,其贡献不能满足普光大型气藏的形成,进一步验证了关于长兴-飞仙组气藏首要气源为干酪根裂解气的结论。     

提高川东北及普光气田钻井速度配套技术

川东北及普光气田面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等七种“世界级”钻井难题。如何实现安全、优质、高效、快速钻井从而加快川东北及普光气田勘探开发进程是钻井工程面临的一个难题。试验、推广应用了气体钻井、垂直钻井、复合钻井等新技术新工艺，并不断在实践中完善总结，形成了一套适合普光气田及川东北地质特点的钻井综合配套技术，大幅度的加快了川东北勘探及普光气田开发步伐，实现了预期的目标。普光气田开发井钻井周期由探井阶段的约10个月降到约7个月，缩短了31．82％，机械钻速由探井阶段的1．70m／h提高到3．26m／h，提高了91．76％。气体钻井、复合钻井已经成为提速川东北及普光气田勘探开发的核心技术，值得进一步推广应用。     

潘汉得——胡果顿与普光气田形成条件对比及启示

分析了北美潘汉得—胡果顿气田和我国普光气田的地质背景、成藏条件与成藏过程指出,二者均发育多套烃源岩,储集层物性均较好,盖层岩类均为膏盐岩,经后期多期变动与调整而定型于晚期。但二者间最显著的差异在于盖层的发育程度:前者的膏盐岩直接盖层分布范围广、厚度巨大、断层不发育,明显优于普光气田。说明在气源充足、储集层发育良好的地质条件下,盖层及保存条件是形成大气田的最关键因素。据此预测,在中国南方飞仙关组礁滩优质储集层和嘉陵江组膏盐岩盖层发育重叠区,如万州和大竹地区,有望发现更大规模的天然气田。     

天然气在复杂气藏内渗流问题的新模型及应用

针对形成不同流体区域的气藏、有边水气藏、岩性尖灭气藏及井底存在污染或改善的气藏等情况,建立了考虑井筒相态重分布的复杂气藏的渗流新模型,求出了３种典型外边界条件下的气藏拟压力分布解析解,并绘出了井底压降曲线。给出的气藏无量纲压力表达式及压降曲线,还可适用于凝析气井及井筒带积液的气井。结合实例分析给出了本理论在油田开发中的应用。     

川西坳陷上三叠统须家河组天然气分布及成藏特征

川西坳陷自晚三叠世以来,经历了印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动,导致了上三叠统须家河组岩石物性、构造特征、流体性质和地压场的多期次变化,油气运移聚集经多次反复而成藏。川西坳陷上三叠统须家河组天然气富集带环绕彭灌生烃凹陷,在其东、西、北坡呈马蹄形分布,显裂缝系统构成天然气自然渗流的重要通道,天然气藏主要聚集在以早期构造为基础的各种复合圈闭中。综合源岩生排烃期-储层致密化期-流体充注储层时期-圈闭形成期的分析,川西坳陷上三叠统的原生气藏成藏期为印支中晚期-燕山中晚期。晚白垩世以后,储层整体致密化,烃源岩生排烃高峰期结束,油气被致密化作用所"封存"。喜马拉雅运动使区内产生强烈形变,主要表现为裂缝对早期致密化"封存"油气的活化作用。因此,川西坳陷上三叠统须家河组天然气的成藏特征:早期"古构造"是天然气藏聚集的基础;中期"致密化封存"是天然气保存的条件;晚期"裂缝活化"是天然气富集的关键。