通南巴地区飞仙关组三段高效气藏成因及勘探方向

通南巴地区飞仙关组三段鲕滩大面积含气,但对气藏如何高效成藏与富集规律认识不清是制约勘探开发的瓶颈。综合利用地质、地球物理等资料,结合构造精细解释及典型高产稳产井解剖,探讨通南巴地区飞仙关组三段高效气藏形成机制,分析其天然气成藏过程,并指出下一步勘探方向。通南巴地区河坝场气田飞仙关组三段高效气藏的形成主要受3个因素的控制:高能鲕滩优质储层是高效气藏形成的基础;通源断裂实现源储有效沟通是高效气藏形成的关键;现今有利构造背景促进高效气藏形成。处于通南巴背斜翼部的通江地区发育飞三段优质鲕滩储层和成排成带的通源断裂,烃源岩和保存条件优越,是近期有望实现高效勘探开发的有利区。     

川东北地区高压气井测试技术研究及现场应用

川东北地区气藏主要为海相碳酸盐岩气藏,已经发现的普光气田,巴中地区和通一南一巴构造的主力气层为嘉二段、飞三段、长兴组,埋深4000—7000m,地层流体性质为含硫化氢、二氧化碳的天然气和地层水,地层压力为常压至异常高压,地层温度100～165℃。针对高压、高产、高含硫的工作环境形成了一套独具特色的川东北测试技术,可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本,降低测试对储层的二次污染,从而解决川东北高含硫气井测试的难题。     

川东北海相天然气勘探取得又一重大成果

2008年1月21日，中国石化勘探南方分公司川东北探区通南巴构造带上的重点探井——河坝2井，在海相地层下三叠统飞仙关组三段，酸化测试获日产天然气204万立方米，监测显示不含硫化氢。这是川东北探区迄今为止单井单层测试获得的最高日产量。河坝2井的突破标志着川东北海相天然气勘探取得了又一重大成果。河坝2井于2005年12月10日开钻，     

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简介了天然气运聚动平衡原理及天然气运聚动平衡模型，据此研究了川西平落坝的构造两类不同成因的气藏：（１）对于储层与烃源岩相间的气藏，在地史中若天然气补充量大于其散失量则成藏，如上三叠统香四段、香二段气藏；反之则不能成藏，如上三叠统须二段（２）对于中侏罗统沙溪高组次生气藏，下伏气源岩所生成天然气向上扩散的速度和气量均大于该气藏本身透过盖层而散失的，故能成藏。     

川东北通南巴构造带嘉二段储层发育特征

位于四川盆地东北部的通南巴构造带经勘探实钻证实,下三叠统嘉陵江组二段储层在本区广泛分布并普遍含气,且有部分井获得了工业产能气流,显示其具有较大的勘探前景.在大量岩心观察、岩石薄片鉴定、储层物性分析的基础上,对本区嘉二段储层的岩石学特征、物性特征和储层形成发育的控制因素进行了系统的研究,并对储层空间发育特征进行了描述:嘉...     

川北发现大型海相勘探新目标

研究表明,川北阆中-南部地区海相层系长兴组-下三叠统嘉陵江组具有发育生屑滩、礁滩及台内鲡粒滩与砂屑滩的区域沉积背景。这些滩相储集层均具有亮点反射的地震响应特征,并根据沿层振幅属性,开展了飞三段鲕粒滩、嘉二段砂屑滩的预测。     

川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因

四川盆地川东北元坝气田的气藏类型为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气藏,勘探形势整体较好,然而其海相主要产气层上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组的气藏规模差异较大。为找出二者产能差异性的成因,对其储层、输导体系、压力系统及储源关系等特征进行了地质与成像测井相结合的综合分析。结论认为：该区下三叠统嘉陵江组上部-中三叠统雷口坡组膏盐岩盖层分布稳定,长兴组与飞仙关组气藏气源均主要来自上三叠统吴家坪组（P₂w）和龙潭组（P₂l）烃源岩;储层特征上的差异导致长兴组主要为中高产气藏,飞仙关组主要为低产气藏;而输导体系、压力系统、储源关系的不同,也对富集程度产生了一定影响。     

基于等时地层格架的储层预测——以四川通南巴构造带飞仙关组为例

碳酸盐岩储层具有埋藏深、地震反射信号弱、非均质性强等特点,因此有效地进行储层预测成为碳酸盐岩油气勘探开发的关键。本文以四川盆地通南巴构造带飞仙关组为主要研究层位,运用海相碳酸盐岩层序地层学及沉积学原理,结合野外露头层序调查和研究区钻井、测井及地震等资料的分析,对通南巴构造带飞仙关组进行了层序地层划分,建立了区域等时层序地层格架。在此基础上,对飞三段储层进行精细标定,明确了飞三段鲕滩储层的地球物理响应特征;并利用高分辨率三维地震成像技术和基于等时地层格架的薄层地震属性分析技术及虚拟现实技术,对飞三段鲕滩储层进行了精细预测。研究结果表明:该区鲕滩储层在平面上主要分布于河坝场构造和马路背构造,而母家梁和黑池梁为储层相对不发育区;储层厚度在河坝场较大,而在马路背相对较小。     

川东北地区普光气田成藏模式研究

普光气藏天然气常规组成呈甲烷含量高、乙烷和丙烷等重烃含量低的组份特征,干燥系数C₁/(C₁—C₅)介于0.989 6～0.999 6之间,明显属晚期裂解干气类型。普光古油藏的油源主要来自下志留统以及二叠系有效烃源岩,现今气藏气源主要来自古油藏原油的二次裂解以及下志留统、二叠系源岩干酪根的热裂解,现存沥青对普光气藏也有一定的贡献。普光气藏储集层主要发育于下三叠统飞仙关组一—三段及上二叠统长兴组上部,为溶孔白云岩、砂屑白云岩、鲕粒白云岩、含砾屑鲕粒白云岩及糖粒状白云岩,鲕粒白云岩属层状孔隙溶孔型储层。气藏盖层主要为该区下三叠统嘉陵江组二段、四段及其上的中三叠统雷口坡组膏盐层,构成了本区良好保存条件的重要因素。普光气藏属于构造—岩性复合气藏,气藏存在3期烃类流体注入;成藏模式可归纳为"多期成藏,油气转化,晚期定位"。      

川东北通南巴构造嘉二段储层特征与主控因素

通南巴构造8口完钻井钻遇嘉二段地层,川涪82井与河坝1井测试获工业天然天然气流,新完钻井在嘉二段也钻遇良好油气显示,测井解释以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,从钻探情况来看,嘉二段储层在通南巴构造连片分布,但储层厚度和物性存在很强的非均质性,因此储层特征与主控因素的研究,对下一步油气勘探有利区带的寻找有重要的理论与现实意义;储层特征的研究从嘉二段沉积相研究入手,运用完钻井取心样品的物性分析、薄片观察及压汞分析资料,对储层岩石学特征、储集空间类型、储层物性、孔隙结构及成岩作用进行分析研究;在储层特征研究的基础上,从沉积相、成岩作用及构造作用3方面综合分析储层发育的主控因素。     

泸州古隆起下三叠统嘉陵江组成藏地球化学特征

泸州古隆起划分为核部、斜坡及外围3个部分。古隆起核部以嘉陵江组一段气藏为主;北缘斜坡以嘉陵江组二段气藏为主;南缘斜坡为以嘉陵江组三段气藏为主的多产层气藏分布区。泸州古隆起嘉陵江组天然气性质复杂,既有分布于古隆起核部产凝析油的湿气,又有分布于古隆起斜坡区不含凝析油的干气。利用天然气组成与生物标志化合物等全烃地球化学方法分析,古隆起核部以志留系烃源为主,并有上二叠统龙潭组煤系烃源的混入,斜坡区则以下二叠统碳酸盐岩烃源为主,同时存在上二叠统龙潭组煤系烃源的注入。泸州古隆起嘉陵江组油气藏的形成经历了印支期古隆起核部古油藏的形成与破坏;燕山早中期古隆起核部含油气藏的形成;燕山末期斜坡区干气藏的形成及喜马拉雅期天然气进一步富集、调整4个成藏阶段。嘉陵江组油气成藏的主控因素是泸州古隆起的发展演化控制了嘉陵江组油气藏的分布格局;充足的多期多源油气注入是油气成藏的物质基础;“烃源断层”控制了油气的富集程度;晚期溶蚀孔和扩溶孔发育决定了气藏的储集能力;古隆起核部固体沥青和沥青质提供了油气封堵条件,是油气富集的保障。     

应用频率衰减属性预测TNB地区储层含气性

下三叠统嘉陵江组二段和飞仙关组三段是TNB地区钻井揭示的主要产气层段,具有埋藏深、厚度薄的特点。尽管目前勘探获得了重大突破,但有利含气性分布预测仍然是进一步扩大勘探成果的关键所在。基于小波变换的频谱分析技术为储层含气性预测提供了有效的手段。针对研究目的层的储层特征,通过衰减属性与地质录井全烃检测资料对比、储层正演模拟和井-震含气性过井剖面检验,分析了利用频率衰减属性预测储层含气性的可行性。预测结果表明,嘉陵江组二段和飞仙关组三段在平面上和纵向上均具有不同的含气分布特征。嘉陵江组二段砂屑滩气藏面积大,发育单一气藏;飞仙关组三段鲕粒滩气藏面积相对较小,但纵向上异位叠置、多气藏发育。     

川西南下三叠统嘉陵江组四—五段孔隙型储层特征及勘探前景

四川盆地下三叠统嘉陵江组主体为一套克拉通台地相沉积,其西南部地区具有埋深浅、储层薄、含气性较好的特点,早期发现了麻柳场、磨溪、赤水为代表的中小型气藏,近年来中国石化在川西南探区井研JS1井嘉四段测试获气2.32×10⁴m³/d、威远JH1井嘉五段测试获气5.58×10⁴m³/d。为了进一步明确川西南嘉陵江组孔隙型储层分布及下步勘探的有利目标区,通过区域地质特征、钻井岩心岩屑、铸体薄片及实验地质分析等研究,对嘉陵江组四段—五段孔隙型储层进行了地质评价。嘉四—五段孔隙型储层主要分布于嘉四¹、嘉五¹层段,灰岩和白云岩储层均有发育,纵向上表现为(灰)云坪与颗粒滩多期叠置的发育模式;储层主要岩石类型为晶粒白云岩、颗粒白云岩和颗粒灰岩,优质储层孔隙结构表现为大孔中喉、大孔细喉及中孔细喉的特征。有利沉积微相云坪和颗粒滩控制了储层的分布,准同生期溶蚀是形成优质孔隙型储层的关键,印支—燕山中晚期流体充注抵御了后期成岩压实和胶结作用对孔隙的破坏;位于泸州古隆起西缘的川西南井研...     

普光地区嘉陵江组沉积相及储层特征

普光地区位于四川盆地东北部,由于对该区嘉陵江组沉积及储层特征认识不清,制约了油气高效勘探。综合运用测录井资料及薄片鉴定、物性测试、压汞分析等方法,对该地区嘉陵江组沉积相及储层特征开展分析。结果表明:嘉陵江组主要发育开阔台地、局限台地和蒸发台地三类沉积相,并进一步可划分为滩间海、台内滩、局限潟湖、局限潮坪、蒸发潟湖和蒸发潮坪等六个亚相和相应若干微相。其中,台内滩亚相和局限潮坪亚相中的云坪微相为储层发育有利相带。沉积相控制了储层发育带,嘉陵江组储层主要分布于嘉陵江组二段,储层岩石类型主要为颗粒云岩、其次为晶粒云岩,部分样品孔隙度小于2.00%,大部分样品孔隙度为2.00%~10.00%,平均为2.00%;渗透率为0.001×10–3~1.000×10–3μm2,平均为0.230×10–3μm2,总体属低孔、低渗储层,以Ⅲ类储层为主。     

四川盆地西南边缘地区天然气保存条件研究

四川盆地西南边缘地区具有深层震旦系、二叠系产淡水,浅层下三叠统产天然气的特殊性.在充分利用地层流体性质、地层压力等资料综合分析边缘地区各构造保存条件的基础上,认为研究区保存条件主要影响因素为盖层、断层、储集层岩性、露头地表水渗入.震旦系和下二叠统为厚层块状灰岩,在构造作用下容易产生裂隙带,为露头区地表水渗入提供通道.嘉陵江组透镜状储集层的分布特点决定了嘉陵江组受地表水的影响较小.建议盆地西南边缘地区勘探以三叠系嘉陵江组气藏为主.      

含硫天然气井井喷失控15分钟H2S扩散数值模拟

根据油气井现场实际条件,建立了数值计算的物理与几何模型。主要考虑环境风速和井喷气口初始喷出速度两个主要因素,对井喷后15min H2S浓度分布进行分析。研究结果表明:2m/s以上的风速可以使H2S扩散形成一个沿风向偏转下压的类似椭圆的区域,并且下压的程度随风速增大而增大;气体喷出初速度一定时,H2S的扩散区域随着风速的增大而增大,但是近地面类椭圆较高浓度区域则呈现先增大后减小的趋势;当环境风速一定时,H2S的扩散区域随着喷口初速度的增加而增大;在较高的喷出速度条件下,H2S扩散会出现涡流,扩散至远处地面后还会出现"反弹"的现象。     

川南丹凤—塘河地区嘉陵江组沉积环境分析

通过对泸州古隆起丹凤—塘河地区嘉陵江组的岩心观察和岩石薄片鉴定,及对该区岩石类型组合、古生物化石、沉积结构、沉积构造和沉积序列等沉积相标志的详细研究,将嘉陵江组划分为开阔台地、局限台地2个沉积相,并进一步划分出5个亚相及若干微相。在此基础上,研究了嘉陵江组沉积相空间展布特征,并对其沉积环境及演化进行了分析,认为嘉陵江组碳酸盐岩发生了较为频繁的海平面升降变化,主要经历了6个阶段的演化过程,形成了3次较大的海进→海退沉积旋回,每一旋回又由多个次一级小旋回组成,而小旋回中又由多个小韵律组成。在对研究区岩性、沉积环境详细研究后认为:塘河构造及丹凤场构造的嘉一段—嘉二1亚段、塘河构造及临峰场构造的嘉二3亚段是浅滩颗粒云岩和滩间云岩发育的主要层位。     

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鄂尔多斯盆地北部经过多年的勘探与研究，已发现丰富的油气资源，在勘探上取得了较大突破，发现了大牛地大型气田。但大牛地上古生界砂岩气藏致密低渗，进行加砂压裂投产必不可少。依据对气藏51次井（层）的压后测试资料分析，表明盒3段压后无阻流量较高，盒2段次之，向下逐渐减小，整体呈现出高产井主要集中分布在上部盒2～3段的特点。综合分析储层沉积微相、岩石学特征、物性、含气性、压裂施工参数、压裂施工工艺以及压裂造缝情况，认为储层质量优及其含气丰度高是该区气藏压后获得巨大产能的基础，人工压裂缝造缝半长在50 m以上是压后获得高产的关键。文章分析方法对同类型气藏的科学开发具有一定的指导和借鉴意义。     

低渗透气藏压力系统划分技术

气田“压力系统”的正确划分是气藏动态分析、开发效果评价、数值模拟、动态预测、开发调整等工作的基础。靖边气田下奥陶统马五段储层具有面积大、厚度薄、低渗透和非均质性强的特征，气井关井后压力恢复慢，很难达到稳定状态，这给气藏压力系统划分和地层压力跟踪带来了较大困难。针对该气田地质特点，将建立观察井网、定点测压、压力恢复试井等多种方法相互结合，在准确求取气藏当前地层压力的基础上，综合考虑气井储层发育、流体性质、井间干扰试验、气藏生产动态特征以及地层压力分布等因素，采取由粗到细、渐进划分的原则，确定了靖边气田的压力系统，满足了气田开发研究的需要。     

坡2井下部硬地层井段快速钻井中靶工艺技术

坡2井地层压力系统复杂、产层埋藏深、H2S含量高，易发生井塌、缩径等复杂，是一口中靶难度大的定向井。该井充分利用下部井段雷口坡、嘉陵江地层的岩性特征，采用新工艺PDC钻头、高功率螺杆、优质钻井液，在不使用稳定器的情况下，用螺杆钻具和光钻铤钻具组合全力增斜钻进，无线随钻测斜仪跟踪增斜情况，安全、高效钻至井深4246m并中靶，下部井段平均机械钻速达到7．25m/h，缩短了钻井周期，降低了成本，钻获一口百万级大气井。