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。     

利用流体包裹体确定川西坳陷孝泉-丰谷构造带须家河组天然气成藏期

孝泉-丰谷构造带是川西坳陷前陆盆地上的一个次级构造单元,天然气资源非常丰富,构造运动的多期性致使天然气成藏过程复杂,研究该区天然气成藏期,对于明确天然气成藏模式、富集规律及成因机制具有重要的意义。为此,整理、分析了该区13口井81个样品的666个流体包裹体测试数据,并在埋藏史分析的基础上对油气成藏期进行了厘定。结果表明：①上三叠统须家河组四段在地史时期至少经历了4期成藏,须二段则经历了至少6期成藏;②须二段和须四段都有液态烃充注,时期分别为T₃x⁵-J₁和J₁-J₂早期,气态烃充注起始时间分别为J₂中期、J₂晚期,止于K₂期;③丰谷、合兴场地区须二段的成藏期早于新场地区,合兴场地区须四段的含烃流体包裹体丰度低,成藏特征不明显;④须二段气藏具有“先致密,后成藏”的特点,为深盆气藏,而须四段气藏则表现为常规气藏特征。     

四川盆地须家河组致密气藏天然气富集高产成因

四川盆地经过10余年致密砂岩气勘探,效果显著,但储量动用率低、开发效果欠佳。"如何效益勘探开发"已成为致密砂岩气藏的核心问题,开展富集高产因素研究迫在眉睫。通过对四川盆地中部上三叠统须家河组二段高产气井的解剖,从沉积环境、储层、烃源、构造及成藏等基本地质特征入手分析了富气区高产主控因素。研究认为:①须二段天然气富集高产主要受古、今构造、裂缝、优质储层及烃源5大因素控制;②高产气井主要分布在古隆起区和裂缝相对发育区,即构造圈闭或鼻凸上,但在不同区域其影响因素具有差异性,在隆起带,优质储层对形成高产气井的贡献相对较强,而在斜坡带,烃源的贡献作用更为明显;③川中地区须二段主要表现为"3种成藏模式、2类油气高产富集模式",川中东部的合川地区主要为相对优质储层控藏模式、川中西部的三台地区则为顶部薄储与下覆巨厚的烃源组合模式,川中中部的遂宁地区为过渡成藏组合,前者富集高产模式表现为构造—优质储层模式,后两者则为储渗体模式。     

歧口凹陷中深层致密砂岩气成藏地质特征与机理分析

随着油气勘探开发程度的提高,致密砂岩气藏作为非常规天然气的重要组成部分,越来越受到石油地质工作者的关注。为进一步明确歧口凹陷致密砂岩气成藏机理,从构造、烃源岩热演化特征、储集层特征、成藏史等方面探讨歧口凹陷中深层致密砂岩气成藏条件和成藏特征,明确歧口凹陷中深层天然气规模发育的深度为4700m,主要以沙三段为主,天然气成藏期晚,"先致密后成藏"是中深层致密砂岩气藏主要成藏模式。     

四川盆地川西坳陷新场须家河组二段致密砂岩储层裂缝发育特征及主控因素

四川盆地川西坳陷新场须家河组二段（须二段）砂岩储层具有埋藏深、致密的特点,天然裂缝的发育对储层至关重要。通过地表露头调查、岩心观察、常规测井和成像测井解释等手段分析新场须二段气藏天然裂缝的发育特征,认为须二段储层裂缝可划分为网状缝、立缝、高角度缝、斜缝、低角度缝和平缝,以低角度缝和斜缝为主;裂缝主要发育在新场构造带中东部地区的须二段中、上亚段,走向主要为NE-SW向、NW-SE向和EW向,以EW向晚期构造裂缝最发育,并与区内现今最大主应力方向一致。基于裂缝参数与产能参数交会分析,明确不同类型裂缝对产能的贡献度,认为新场须二段气藏有效裂缝为倾角大于30°的构造裂缝（立缝、高角度缝和斜缝）。区内有效裂缝的发育受控于断裂、构造变形、岩石粒度、岩石成分和岩层厚度等多方面因素,但距离晚期SN向逆断层的距离是须二段天然构造裂缝发育的关键控制因素,其次是构造变形及构造组合样式。距离晚期SN向逆断层上盘200 m范围内的褶皱发育区可作为新场地区今后裂缝预测、评价及天然气开发的重点区域。     

致密砂岩气藏天然气富集高产主控因素探讨——以四川盆地须家河组为例

中国致密砂岩气经过10余年的大力发展,目前已成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国,勘探效果显著,但“如何效益勘探开发”已成为致密砂岩气藏的核心问题,其富集高产主控因素研究迫在眉睫。针对此问题,以四川盆地中部须家河组二段为例,通过对高产气井的解剖,从沉积环境、储层、烃源、构造及成藏等基本地质特征入手分析了富气区高产主控因素,进而探讨天然气高产富集模式。研究取得两方面认识：一是须二段天然气富集高产主要受五大因素控制,且不同区域其侧重点不一。具体表现为古隆起宏观上控制了高产气井的分布,高产气井主要分布在构造圈闭或鼻凸,裂缝是形成高产气井的重要因素：①在隆起带,优质储层对形成高产气井的贡献相对较强;②在斜坡带,烃源的贡献作用更为明显。二是川中地区须二段主要表现为“3种成藏模式、2类油气高产富集模式”,具体表现为川中东部合川—营山地区主要为相对优质储层控藏模式、川中西部中台山—秋林地区则为顶部薄储与下伏巨厚的烃源组合模式及川中中部蓬莱—公山庙地区过渡成藏组合。前者富集高产模式表现为构造—优质储层模式,后两者则为储渗体模式。基于这些富集高产因素与模式初步预测了下一步勘探方向及重点勘探领域,以期能指导该区致密气的高效勘探开发。     

致密碎屑岩气藏成藏机理深化研究及开发应用——以新场气田须二段气藏为例

四川盆地新场气田上三叠统须家河组须二段气藏的储层非均质性强、气水分布状况复杂,严重地制约了气藏高效开发,而前期的基础地质研究并未真正探明优质储层和气水分布规律。为此,以深究气藏复杂气水分布的根源为出发点,以梳理前期成藏研究成果为基线,融入气藏动静态特征,分阶段深化成藏规律研究,探寻气藏储层非均质性及复杂气水分布的根源,明确成藏富集高产主控因素和气藏开发潜力方向。研究结果表明：须二段气藏成藏的关键时期为晚期高压驱赶运聚成藏阶段,早期古构造叠加晚期“断而未破”的裂缝系统是高压驱赶天然气成藏富集高产的主控因素;储层组分非均质性是储层后期成岩作用复杂化的基础,非均质储层叠加多期构造运动造就了须二段气藏现今复杂的储层及气水分布。现场应用效果进一步验证了该成藏机理深化研究成果的可靠性,为须二段气藏有效开发指明了潜力方向,对同类气藏开发具有借鉴作用。     

四川盆地合川地区致密砂岩气藏特征与分布预测

四川盆地合川地区须二段气藏具有低孔、特低渗的特点,属于典型的致密砂岩气藏。盆地模拟结果显示:须二段经历了快速埋深、抬升、再埋深和再抬升4个阶段;在白垩纪之前须二段已完成压实成岩阶段;其下须一段开始生气时间为侏罗纪末,大量生气时间为白垩纪,进入新生代后不再生气;主要成藏期为白垩纪中后期,即天然气主要成藏事件发生在砂岩致密之后。根据先致密、后成藏的地质模型和致密砂岩气藏非浮力驱动的特点,建立数值模型,并采用该模型定量模拟致密砂岩气资源丰度的分布,模拟结果发现:在已发现的合川1块和潼南2块,预测结果符合率达到88%,说明预测模型是合理的;该区还有约一半的天然气资源未发现,主要分布在合川东北部、潼南北部和东南部。     

构造裂缝对致密砂岩气成藏过程的控制作用

塔里木盆地库车坳陷致密储层中构造裂缝普遍发育,裂缝的形成与分布对致密砂岩气成藏过程具有重要的控制作用。结合前人的研究成果,利用岩心、测井等资料分析库车坳陷依南地区构造裂缝形成时间、发育位置及发育强度,认为构造裂缝形成时间晚于依南2致密砂岩气藏形成时间,裂缝既发育在气藏内部,也发育在气藏的边界,裂缝发育程度具有不均一性。综合分析裂缝时空分布规律以及发育强度,认为致密储层中发育的裂缝对致密砂岩气藏的控制作用主要表现在:①裂缝形成以后,天然气运聚动力发生改变,天然气在裂缝内以浮力为主要的运聚动力,在基础孔隙中则以分子膨胀力为主要的运聚动力;②当裂缝晚期发育,且发育在气藏内部时,裂缝改善了致密储层的物性条件,形成了有利于天然气运聚成藏的优势通道及储集空间;③当裂缝晚期发育,且发育在原型致密砂岩气藏边界时,原型致密砂岩气藏遭到破坏,气藏发生萎缩。     

川西新场大型气田地质特征与预测关键技术

川西新场大气田由浅层构造-岩性气藏、中层构造-成岩气藏、深层构造-裂缝气藏叠置而成,纵向跨度4000多米,具多层、多类气藏叠合型大气田特征。该气田纵向上以浅层上侏罗统蓬莱镇组、中层中侏罗统上沙溪庙组、深层上三叠统须家河组二段为主力气藏。蓬莱镇组气藏的主控因素为鼻状背斜上的河道砂岩亚相,上沙溪庙组气藏的主控因素为古隆起上的河口坝与分支河道叠加微相砂岩中的有利成岩相,须家河组气藏的主控因素为大型古隆构造带上的裂缝发育系统。针对浅层气藏天然气富集带预测的关键技术是“低频强振幅”地震响应亮点识别技术;针对中层气藏天然气富集带预测的关键技术是多学科结合的储层综合建模预测评价技术;针对深层气藏天然气富集带预测的关键技术是地质-地震-测井多学科相结合的裂缝综合预测技术和含气性检测技术。     

川西坳陷孝泉—丰谷构造带须家河组超压与天然气成藏关系研究

川西坳陷为典型的前陆超压盆地,但目前关于超压的形成机制、超压与天然气的成藏关系仍存在较大争议,在研究过程中。该文采用声波时差法对孝泉—丰谷构造带上29口井地层压力进行了计算,并结合37口井的实测地层压力数据,对研究区超压形成机制、超压带类型划分、超压与天然气成藏关系及超压环境下的保存条件进行了分析,研究认为:1)孝泉—丰谷构造带须家河组存在明显超压,须二段和须四段分属不同压力系统,并且邻源超压特征明显;2)欠压实作用、生烃作用是研究区超压形成的主要原因;3)发现了3种类型的超压分布模式,即新场型、合兴场型和丰谷型;4)孝泉—丰谷构造带须家河组气藏分布与超压关系密切,紧临超压仓顶界面的泄压层为天然气最有利富集区;5)盖层突破剩余压力研究表明,须二段气藏整体保存条件较好,须四段在新场主体构造东北部及丰谷地区东南部保存条件较差,不利于天然气聚集。     

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。     

川西坳陷三叠系须家河组油气富集与地层压力关系

川西坳陷新场构造带的上三叠统须家河组是四川盆地重要的致密砂岩油气勘探开发目的层。为提升勘探开发成效,提出以流体动力学为切入点,从动态角度研究油气运动特征,并结合静态研究成果确定油气分布特征的方法,开展油气富集与地层压力关系研究。该区域发育超压,须三段超压发育程度最高,主要产气层须二段地层压力普遍在60~80MPa之间;剩余压力最高可达40MPa,大部分区域的剩余压力梯度在0~3MPa/km之间,最高可达10MPa/km。通过动态法油气富集理论和对剩余压力、剩余压力梯度等的相关研究,认为其与断层、流体、油气分布具有重要的关系：剩余压力梯度较高(1~2MPa/km)的区域能兼顾断层改善流体运移能力和较好储层的优势,有利于长期高产稳产。     

断层对致密砂岩气藏甜点区的控制作用——以四川盆地中部蓬莱地区须二段气藏为例

四川盆地中部上三叠统须家河组为大面积、低丰度致密砂岩气藏,天然气储量规模大、开采难度大、开发效益低,如何预测和精细刻画甜点区已成为提高气藏开发效益急需解决的技术难题。为此,以川中蓬莱地区须二段气藏为例,在总结储层特征和气井产能地质控制因素的基础上,明确了3种类型断层的地质特征和地震响应特征,研究了3种类型断层对储层甜点区的控制作用,并结合地震处理成果精细刻画了蓬莱地区须二段储层甜点区,同时分析了该成果的应用效果和前景。研究结果表明:①蓬莱地区须二段储层为低孔隙度、特低渗透率的致密砂岩储层,基质砂岩储渗品质差,断层伴生的裂缝是获得天然气高产的关键因素;②须家河组发育北西向逆断层,主要形成于燕山期,叠加定型于喜马拉雅期;③须二段断层向下均消失于雷口坡组,根据向上消失层位划分出3种类型,3类断层控藏效果差异显著;④Ⅰ类断层向上消失于主力产层段须二3亚段,对致密砂岩改造效果明显优于其他两类,伴生的裂缝发育异常带宽度介于几百米至几千米,其控制的须二3亚段成藏系统中源、储、盖等成藏要素搭配最佳,控制油气的富集高产;⑤断层控制裂缝发育带在常规地震剖面上呈现为大范围波形杂乱、错断等变异特征;⑥Ⅰ类断层控制储渗体甜点区17个,面积32.96 km~2,估算天然气地质储量为82.4×108m~3。结论认为,该研究成果为蓬莱地区须二段气藏下一步的井位部署提供了支撑,具有较好的应用前景。     

再论川西坳陷须家河组二段气藏地震相特征

川西坳陷深层须家河组二段蕴含着丰富的天然气资源,但储层致密化严重,成藏机理复杂,气藏以岩性和成岩圈闭为主,具有较大的隐蔽性,勘探难度大,有利目标预测困难。为此,通过分析层序地层格架、地震相及有利沉积相分布特征,结合裂缝预测技术,预测和描述油气富集带。研究结果表明,新场地区和大邑地区的须家河组二段河口坝及其下方的前缘砂体顶部为有利油气富集相带,是最有利的勘探目标区。根据预测结果,在德阳向斜部署了一口探井。     

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。     

四川盆地上三叠统须家河组气藏分布与构造体系的关系

四川盆地上三叠统须家河组气藏具有"早期聚集、中期封闭、晚期活化"的特征。为了探讨该盆地须家河组油气富集规律,利用盆地内二维及三维地震连片资料编制区域构造图,采用低角度、垂直方向逆光照射三维可视化技术描述构造形迹,依据区域构造动力方向、构造相互关系划分构造体系并确认构造形成期次,进而结合钻井测试资料预测须家河组油气富集带。研究结果表明:(1)该盆地须家河组发育EW向弧形、NE向线形、NE向弧形、SN向转NW向帚状构造、NW向弧形等5组以上方向的构造体系:(2) EW向弧形构造为印支期龙门山冲断带北段隆升挤压形成、燕山期继承发展、喜马拉雅期定型,在盆地内广泛分布;(3)川西坳陷北部NE向线形构造为印支期龙门山冲断带北段安县运动形成;(4)大巴山前NW向弧形构造与华蓥山前NE向线形构造为燕山期定型、喜马拉雅期继承发展;(5)川西坳陷内SN向构造为喜马拉雅期龙门山南段挤压形成;(6)龙泉山断褶带以东的SN向构造与盆地内NW向线形构造组合为一组以江油古隆起为砥柱的帚状构造带,形成于喜马拉雅期龙门山冲断带南段的挤压;(7)高产井通常分布于印支期—燕山期弧形背斜构造且叠加喜马拉雅期断层,喜马拉雅期构造通常为干圈闭,其裂缝发育带多为产水层,印支期向斜即使在喜马拉雅期抬升为背斜,也属于无效圈闭。结论认为,确认构造体系期次可以为预测描述四川盆地须家河组油气富集带提供技术支撑。     

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克（Novk）相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。     

四川盆地中江气田成藏条件及勘探开发关键技术

川西坳陷东部斜坡的侏罗系油气藏总体表现出上三叠统须家河组五段和下侏罗统优质烃源岩"双源"供烃、多期多套叠置河道规模砂岩储集体发育、烃源断层持续活动供烃以及古今断裂-砂体配置条件有利的特征,具备形成致密砂岩大气田的成藏地质条件与源-储时空组合.通过总结分析中江气田的成藏地质条件,提出了中江气田中侏罗统沙溪庙组油气藏为"河...