四川盆地元坝地区茅口组台缘浅滩相储层物理模型

四川盆地元坝地区元坝7井在茅口组钻遇台缘浅滩储层并获得高产工业气流,取得了油气勘探新领域的重大突破。为进一步落实台缘浅滩储层地震响应特征及其识别方法,根据该区地质地震综合解释成果,构建了与野外实际地层参数相近的三维台缘浅滩储层物理模型。按照实际地震资料采集与处理流程对模型进行了实验室物理模型数据采集与处理,得到了与实际野外地震响应特征相符的物理模拟数据。在此基础上分析了储层地震响应特征及其识别方法。研究结果表明：针对台缘浅滩储层基于大时窗的地震属性分析技术不能准确刻画沉积微相的变化,而依据地质模型精细解释层位和聚焦储层,能够更好的刻画地震相带;储层发育程度影响地震振幅,储层沉积厚度大、物性好,波峰能量强;振幅类属性能够直观的识别浅滩储层发育程度,而频率属性对储层边界识别能力强。     

四川盆地元坝地区自流井组页岩储层孔隙结构特征

四川盆地元坝地区自流井组页岩是陆相页岩气的主要研究层段之一,目前正处于勘探攻关的重要阶段.页岩孔隙结构是评价页岩储层储集能力的重要指标,是明确页岩气富集机理的关键.采用总有机碳含量、全岩X衍射、N2吸附-高压压汞孔径联合实验及氩离子抛光-扫描电镜等多种实验测试方法对其孔隙结构进行了定量表征.结果表明:自流井组页岩粘土矿...     

四川盆地元坝地区长兴组礁滩相储层天然裂缝有效性评价

研究裂缝的有效性对认清储层类型和性质、明确储层渗流机制及确定合理的开发技术政策界限等都具有重要的意义。为此,以四川盆地东北部元坝地区上二叠统长兴组礁滩相储层为例,利用岩心、薄片、成像测井及生产动态等资料,在评价天然裂缝特征的基础上,对不同类型裂缝的有效性进行了研究,分析影响裂缝有效性的主要地质因素并阐明有效裂缝的开发意义。研究结果表明:(1)元坝地区长兴组碳酸盐岩储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝,其中构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝,成岩裂缝包括溶蚀缝、构造—溶蚀缝以及压溶缝;(2)高角度构造缝有效性最好,其次为水平缝,再次为斜交缝,压溶缝有效性最差;(3)构造裂缝中NW—SE向及近E—W向裂缝的有效性要好于NE—SW向裂缝;(4)裂缝形成时间越早,越容易被方解石或白云石充填而成为无效裂缝;(5)在油气充注之前或与之同时形成的裂缝易被有机质充填成为无效裂缝,在油气充注之后的晚期裂缝大多为有效裂缝,对储层贡献最大;(6)与现今地应力最大主应力方向近平行的裂缝张开度大,有效性好。结论认为,天然裂缝的充填特征和开度特征决定了裂缝是否有效,而有效裂缝的发育程度、裂缝分布及组合特征、缝洞的匹配关系等进一步决定了有效裂缝的开发意义;当有效裂缝较为发育且相互连通形成较大范围的裂缝网络,才能对储层中分散、孤立的孔隙和溶蚀缝洞起到较好的连通作用,极大地改善储层物性,使得气井获得高产。     

四川盆地元坝地区上二叠统海相凝灰沉积储层特征

通过对钻井岩屑和岩心样品的薄片鉴定、扫描电镜和能谱分析、X射线衍射分析及压汞测试,对四川盆地元坝地区上二叠统海相凝灰沉积的岩石学特征、储集空间特征和成岩作用进行了研究。研究发现,凝灰质呈0.1～10.0 mm厚的纹层,与有机质泥岩、炭质泥岩形成纹层状互层夹于生物灰岩、泥灰岩之中,构成凝灰岩、沉凝灰岩和凝灰质沉积岩3种岩石类型。在海水和热液共同作用下,凝灰沉积受到重结晶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和充填作用等一系列成岩作用的改造,形成了多种次生岩石类型。酸性热液的加入对凝灰成分产生溶蚀,水-岩反应后再次产生的碱性环境造成（铁）白云石、石膏和少量钠长石、重晶石的充填和交代,同时有利于伊利石或伊/蒙混层粘土的形成和保存,从而形成以微米级凝灰溶蚀孔和纳米级自生粘土矿物晶间孔为特征的孔隙类型。混积泥质和粘土化产物的定向性,以及凝灰沉积中发育的纹层对顺层缝的发育有重要贡献,从而有效改善了岩石的储集性能。     

四川盆地元坝气田发现与理论技术

针对四川盆地元坝超深层大气田勘探开发难点,研究超深层生物礁优质储集层发育与成藏富集机理,创立超深层地震勘探、钻完井及测试等技术。通过对晚二叠世等斜缓坡—镶边台地动态沉积演化过程及区域沉积格架的恢复,建立四川盆地元坝地区二叠系长兴组早滩晚礁、多期叠置、成排成带的沉积模式,揭示早期暴露溶蚀、浅埋白云石化形成基质孔隙、液态烃深埋裂解超压造缝的储集层发育机理,提出孔缝耦合控制超深层优质储集层发育的认识。通过油源对比,提出深水陆棚相吴家坪组—大隆组是四川盆地北部地区二叠系主力烃源岩,建立超深层弱变形区三微输导、近源富集、持续保存的成藏模式。运用孔缝双元结构模型的孔隙结构参数进行地震反演,落实元坝气田高产富集带面积98.5 km~2。创建特种井身结构、发展非常规井身结构,解决多压力系统复杂地层封隔难题,研发出整体式耐高压FF级采气井口及地面安全联动装置。     

四川盆地元坝气田超深层礁滩气藏储层气水识别技术

四川盆地元坝地区二叠系长兴组发育大型的台地边缘生物礁滩气藏,具有埋藏深、储层空间展布复杂多变、一礁或一滩为一个气藏、气水分布极其复杂的特点,给勘探开发带来了很大的风险。为了精细刻画元坝气田生物礁滩气藏储层及气水的展布特征,提高探井成功率,集成创新了储层气水识别技术:采用了叠前道集优化技术提高了道集的信噪比;利用小角度叠前反演技术解决了超深层弹性参数的求取;最后从岩石物理参数分析入手,综合实验室岩石物理测试分析及测井、试气成果统计分析结果,明确了气水识别的敏感参数;在此基础上进一步利用坐标旋转技术构建新的高灵敏度识别因子,从而提高了叠前敏感参数反演的识别能力和精度。在该地区Ⅰ区块实际应用的结果表明,该技术有效刻画出了元坝气田气区、水区以及气水过渡区,预测结果与后期实际钻井揭示的规律相一致。     

四川盆地元坝地区长兴组生物礁储层形成控制因素与发育模式

通过岩心、薄片观察和地震资料,重点对四川盆地元坝地区长兴组生物礁碳酸盐岩层序、沉积相、储层类型和成岩作用进行了研究,分析了生物礁储层结构和发育控制因素,总结了储层发育模式。研究结果显示,长兴组生物礁主要发育在SQ2中的台地边缘相带,纵向上由两个明显的成礁旋回构成,横向上呈“东早西晚”不对称分布,是储层发育的有利相带。生物礁（滩）型优质储层以低孔、中低渗溶孔云岩为主,主要发育于四级层序上部生物礁礁盖部位,具典型“双层储层结构”。成岩早期大气水溶蚀和白云岩化是储层发育最重要的建设性成岩作用。综合分析认为,受高频层序控制生物礁沉积相是储层发育的基础,也是控制长兴组生物礁准同生期的大气水溶蚀和白云岩化作用的关键因素。埋藏溶蚀、埋藏白云岩化以及破裂作用进一步改善储集岩物性。元坝气藏长兴组生物礁储层具有“岩相控储、早期形成、后期改造”的发育模式。     

四川盆地元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细刻画技术

四川盆地北部元坝气田上二叠统长兴组生物礁具有埋藏深、生物礁呈条带分布、单个生物礁规模小、纵向发育多期等特点,储层薄且非均质性强,生物礁地震识别与储层预测难度大。为了提高该区生物礁气藏的开发效益,在单井解剖的基础上,从多个维度开展生物礁识别,剖析生物礁形态,雕刻生物礁内幕结构,刻画生物礁空间展布,并利用叠后、叠前反演技术和最大似然裂缝预测技术开展储层及裂缝预测,采用频率衰减、数据结构变化等技术手段开展流体识别,最终形成一套针对元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细预测的技术体系。研究结果表明：①正演模拟和地震多属性技术能准确识别元坝长兴组生物礁,古地貌恢复和三维可视化技术能刻画生物礁的平面展布及其内幕结构;②长兴组单礁体可分为单期礁和双期礁,礁体组合可分为纵向进积式、纵向退积式、横向并列式、横向迁移式和复合发育模式;③相控叠后地质统计学反演技术能大幅度提高储层预测精度,较之于相干和曲率等裂缝预测方法,最大似然裂缝检测技术的精度更高;高低频属性和拉梅系数等多属性信息融合可识别流体。结论认为：①基于“相控储、储寻优、优找甜”的思路开展储层预测及流体识别,所建立的技术体系能有效预测生物礁储层分布;②运用该技术体系对元坝气田生物礁储层进行井位部署和钻井跟踪,提高了钻井成功率和储层钻遇率。     

四川盆地元坝中部地区须家河组储层裂缝发育特征及控制因素

四川盆地元坝中部地区须家河组储层属于低孔、低渗透储层,裂缝对其天然气的富集及产量具有重要影响.根据岩心观测、野外露头调查及测井解释等研究成果,综合区域构造演化分析,对元坝中部地区须家河组储层裂缝的发育特征及控制因素进行了系统研究,结果表明,研究区以发育构造成因的低角度剪切裂缝和高角度剪切裂缝为主.裂缝的走向主要为北西西和北东东向,充填程度较低,有效性较好.裂缝的发育受构造应力、构造位置、岩性和岩层厚度等因素控制.随着与断层距离的增大,裂缝密度呈逐渐递减的趋势;中、细砂岩裂缝最为发育,粉砂岩、粗砂岩、砾岩及泥质岩类裂缝发育程度相对较差;随着岩层厚度的增大,裂缝间距变大,发育程度明显降低.研究区裂缝发育区的预测结果表明,裂缝发育区主要位于近南北、北西向展布的大型断裂带附近,主要包括中部元陆1-元陆2井区(不包括元陆2井位置)、元坝5-元陆5-元坝9井区和东部元坝4-花52井区、元陆3井区.     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。     

四川盆地陆相天然气成因类型划分与对比

对四川盆地天然气轻烃指纹、碳氢同位素、稀有气体同位素等进行了系统研究。天然气碳同位素δ¹³C₁—δ¹³C₂关系的分区和分层对比研究显示天然气受母质类型、成熟度及运移等多种因素影响。轻烃指纹表明川西坳陷天然气以腐殖型来源为主,川中、川南及川东地区天然气既有腐殖型也有腐泥型来源,天然气明显具有油型气特征。川西坳陷中段须二段天然气碳同位素δ¹³C₁较高,而部分碳同位素δ¹³C₂位于-28‰以下显示了其油型气和高成熟度特征,研究区其它样品分布区间相对集中,均表现为典型的煤型气特征。四川盆地海、陆相天然气可以利用δ¹³C₂—δD₁很好区分,氢同位素δD₁=-140‰和碳同位素δ¹³C₂=-28‰可将四川盆地海相和陆相天然气进行区分。稀有气体同位素表明天然气基本上为壳源成因,无幔源稀有气体的加入。     

异常高破裂压力储层酸压改造技术研究与实践

针对塔河油田塔中区块奥陶系碳酸盐岩油藏"超深、高温、高破裂压力"的特点,本文从分析塔河油田塔中区块高破裂压力成因出发,寻求在该区块的储层改造技术对策,研究形成了"压前预处理、管柱结构优化、工作液体系优选、优化施工泵序"等酸压改造主体工艺,经现场推广应用,取得了良好的实践效果,初步解决了超深井、高破压酸盐岩储层深度酸压改造的难题。     

冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层

针对冀中凹陷高家堡地区储层破裂压力异常高、压裂裂缝?、加砂难、易砂堵的特点,结合地层倾角测井资料、三轴岩石力学试验参数和室内kaiser地应力测试资料,从孔径、孔密、孔深、相位角、打开程度等参数进行了降低储层破裂压力的射孔优化设计,根据优化的射孔方案,配合多级段塞压裂工艺、20~40目和30~50目的中小粒径组合陶粒工艺、增大井底注液压力工艺措施,有效降低了冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层的破裂压力,大大提升了该地区压裂改造的平均砂比和加砂规模。     

四川盆地元坝地区自流井组页岩气成藏条件

按照页岩气勘探思路和成藏特点,四川盆地元坝地区一批探井针对自流井组泥页岩录取了资料,其中3口井测试获得了工业气流。研究表明,元坝地区自流井组形成于浅湖-半深湖环境,暗色泥页岩厚度较大,有机碳含量高,有机质热成熟度适中,处于生气高峰期。泥页岩矿物成分中石英含量普遍在60%以上,粘土含量在30%以下,泥页岩含气量高,具备页岩气形成和勘探的基本条件,是页岩气勘探的有利层系。     

四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

四川盆地元坝地区须二段石英滩坝特征及其发育的控制因素

四川盆地元坝地区上三叠统须家河组二段广泛发育的石英滩坝砂体具有良好的油气显示,已有多口钻井在该套石英砂岩中测获工业气流。研究表明,滩坝石英砂岩具有分选好、磨圆好、岩屑及杂基含量低的高成熟度特征;形成于具双向水流特征的高能滨岸环境,是湖泛早期的产物,在测井上反映为"低伽马、低密度";地震反射属性以强振幅、高频率、高连续为主。滩坝砂体近东西向展布,厚度10~20 m,发育多个厚度较大的井区,明显受米仓山—大巴山前渊带的控制。滩坝石英砂岩储层总体属低孔低渗储层,储集空间类型有原生粒间孔、粒间溶孔以及粒内溶孔;原生颗粒缝与构造缝共同构成缝网系统,扩大了储集空间。物源、古地形、湖平面升降、溶蚀作用以及裂缝是滩坝储层形成的控制因素。     

降低异常破裂压力储层压裂施工压力技术

异常破裂压力储层埋藏深、岩性致密,构造应力作用强,地层孔隙压力高及储层伤害严重,地层破裂压力和裂缝延伸压力较高,造成地面施工压力过高,难度增大;同时也对储层改造的设备、管柱、工艺等提出了极高的要求。从储层地质和工程因素两个方面分析了异常破裂压力的成因,提出了应用酸化预处理、射孔优化、加重压裂液、降低施工摩阻等措施来降低施工压力,为异常破裂压力储层的压裂改造提供技术依据。     

四川盆地高石梯东部地区震旦系灯影组微生物白云岩储层特征及成因

四川盆地高石梯东部地区上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩是重要的天然气产层。结合区域地质研究,通过岩心观察、镜下鉴定,对研究区微生物碳酸盐岩岩石学、成岩作用类型及序列展开系统研究,明确了储集空间特征,探讨了储层发育主控因素。上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩以白云岩为主,岩石类型主要包括叠层石、球粒岩、凝块石和泡沫绵层白云岩。微生物白云岩储层主要发育于灯四上段、灯四下段和灯二段,储集空间类型以发育窗格孔、空腔溶洞、粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔为特征,优质储层段孔隙度一般在1%~6%之间,渗透率一般小于1×10-3μm2。微生物白云岩储层发育的控制因素主要包括原始岩石类型和成岩作用。原始沉积岩石中的微生物结构决定了储层的储集空间类型和孔隙结构特征;成岩作用是储层是否发育的关键因素,建设性成岩作用包括早期微生物白云石化作用、埋藏溶蚀作用与岩溶作用;破坏性成岩作用主要包括过度白云石化作用和硅化作用。     

四川盆地高磨地区龙王庙组储层岩石流体概率识别技术

四川盆地高石梯—磨溪地区下寒武统龙王庙组气藏储层的岩性与流体性质地震识别难度较大,主要原因是不同岩性、不同流体性质地层的岩石物理参数往往存在着较大的重叠空间,由此增加了识别的不确定性与多解性。为破解上述难题,采用岩石流体概率识别技术进行了尝试。该方法首先依据岩石物理参数分析结果建立各种岩性、流体性质的概率分布函数,再根据联合求解来确定储层的岩性及流体性质的概率,以此开展岩性、流体性质识别。应用结果表明:较之于一般的叠前反演方法,该方法通过多弹性参数对的联合概率求解,既提高了对储层岩性、流体性质识别的精度,又为提高储层岩性、流体性质识别的可靠程度提供了量化依据,可以为油气藏勘探开发井位部署决策等提供更充足的量化参考指标和依据。     

四川盆地中部高石梯地区深层岩溶储层水平井地质导向技术

四川盆地中部高石梯地区上震旦统灯影组是目前该盆地天然气勘探开发的重点层系,水平井为该层系开发的主要井型,但因高温、高压、含硫化氢和含硅质以及储层缝洞发育、非均质性极强等特点,钻井过程中卡、漏频繁,井喷风险较大,水平井钻井追踪储层和定向困难,地质导向难度大。为此,在分析该区灯影组储层的地质与工程特征并总结实钻资料的基础上,提出了综合测井、地质和地震资料进行多井岩相解释、储层对比和缝洞检测的地质建模技术,并结合随钻测井资料、储层地震模式和岩屑元素分析的储层识别与评价的实时地质导向技术,突出优化了灯四段顶部井斜角、优选造斜段轨迹方案、优化钻具组合和定向方案及避开硅质层和致密层的井轨迹优化技术,形成了适合于该套深层岩溶储层的一体化地质导向技术。5口井的现场应用结果表明,该方法较好地实现了地质导向钻井,提高了储层钻遇率和作业效率,降低了作业风险,满足了该区复杂地质与工程条件下地质导向的需要,具有推广价值。