四川盆地川西坳陷深层致密砂岩气藏富集规律

四川盆地上三叠统须家河组深层致密砂岩气藏有效井比例低、储量动用率低、天然气规模有效开发难度大。为了弄清该气藏的成藏过程和富集规律、明确天然气高产的主控因素,以该盆地新场构造带须家河组二段(以下简称须二段)气藏为研究对象,应用流体包裹体均一化温度、单井埋藏史和热史恢复、古构造恢复、孔隙度演化历史分析等方法,厘定油气成藏关键要素的时间序列,结合构造演化分析,建立气藏的成藏模式,剖析了该区天然气的富集规律;然后基于对单井产能与断裂、裂缝、岩石相等地质参数关系的统计分析,确定了气井高产稳产的主控因素,进而提出了高效勘探开发该类深层致密砂岩气藏的对策。研究结果表明:①新场构造带须二段气藏圈闭形成关键期早于气藏主要成藏期、主要成藏期早于储层致密化关键期;②须二段气藏具有"先成藏、后致密、晚期调整"的成藏模式和"早期定型、中间致密、晚期控产"的富集规律;③气井初期产气量主要受构造裂缝发育程度的控制,气井稳产期产量主要受有利岩石相厚度的控制,高角度构造裂缝的发育程度是决定气藏是否高产的关键因素。结论认为,古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是该构造带寻找天然气高产区的首选对象;南北向构造裂缝欠发育...     

川西窄河道致密砂岩气藏井型井网设计

川西坳陷中江气田为窄河道致密砂岩气田,具有河道薄窄、发育分散、物性差、非均质性强等特点,针对气田开发边际不明、井型适应性不清、储量动用程度低、规模建产难度大、开发效益不突出等问题,采用数值模拟及经济评价等方法,优选建产河道,开展井型井网优化研究。研究结果表明：I-A类河道采用混合井型线状井网,水平井水平段长为600~800m,井距为700~800m,直井井距为600~700m;I-B类河道采用水平井线性井网,水平段长为1000m,井距为500~600m;II-A类河道采用混合井型线状井网,水平井水平段长为1000~1200m,井距为400~500m,直井井距为300~400m。通过研究成果的推广应用,中江气田年产气量达到10×10⁸m³,储量动用程度提高了36.3%,单井产量平均提高了1.9倍,低效井比例降低了25.8%,实现了高效开发。研究成果对中国分散型致密砂岩气藏的经济、高效开发具有重要的指导意义。     

川西侏罗系致密砂岩气藏裂缝特征

川西侏罗系致密砂岩储层中,存在局部构造、卸载、层理及溶蚀等数种裂缝类型,而由地史过程中的隆升卸载作用形成的古卸载裂缝是主导裂缝,也是油气富集、成藏及产出过程中的主要渗滤通道.     

川西坳陷东坡中江气田沙溪庙组复杂“窄”河道致密砂岩气藏高产富集规律

四川盆地西部中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为川西地区第2大中浅层气藏,是一个以三角洲平原—前缘河道砂沉积为主的致密砂岩气藏,具有河道窄、砂体薄、储层致密、非均质性强以及气水分布异常复杂等特点,给气藏的开发评价及建产选区带来极大难度。为此,通过对该气田不同产能井及其所在河道和层系逐一由点到面的解剖,分析其构造及其演化特征、断砂配置关系以及储层物性等因素对单井产能的影响,明确了中江气田复杂"窄"河道致密砂岩气藏高产富集的4个主要控制因素为断层、构造、河道砂岩及储层物性;通过分析各控制因素的综合作用,建立了不同河道砂岩的天然气动态富集模式,并从中提炼出2种高产富集动态模式,即构造主控模式中的"有效断砂配置+优势古构造+优质储层"组合和岩性主控模式中的"有效断砂配置+优势古构造+物性封堵+优质储层"的组合,为该气藏的高效开发奠定了基础。     

川西侏罗系致密砂岩气藏裂缝特征

川西侏罗系致密砂岩储层中，存在局部构造、卸载、层理及溶蚀等数种裂缝类型，而由地史过程中的隆升卸载作用形成的古卸载裂缝是主导裂缝，也是油气富集、成藏及产出过程中的主要渗滤通道。     

川西窄河道低渗砂岩气藏潜力分析

川西地区什邡蓬莱镇组气藏JP_2~3气层平面非均质性强,开采井网不规则,剩余气分布不明确,对储量动用分析以及挖潜的正确性增加了难度。为此,根据什邡蓬莱镇组JP_2~3气层的地质特征,利用petrel三维建模技术和eclipse数值模拟技术建立三维地质模型并完成生产历史拟合,得到JP_2~3气层目前地层压力分布图。结合储量分类图及静态储层参数分布图找到JP_2~3气层潜力区,为下一步气层开发及挖潜提供有利的依据。结果显示:JP_2~3气层的潜力区主要分布在114-1HF和101-3井之间,23-15HF和104-1HF井之间以及87-1、23-1H和23-3HF井左上部。     

两种类型致密砂岩气藏对比

致密砂岩气是非常规天然气的一种,是常规天然气资源最重要的后备资源之一。在总结前人研究的基础上,结合构造演化历史背景,动态的研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系,将致密砂岩气藏划分为两种类型:储层先期致密深盆气藏型(“先成型”深盆气藏)与储层后期致密气藏型(“后成型”致密气藏)。对2类致密气藏成藏特征、成藏条件及成藏机理进行了详细的对比分析,总结出两种气藏的成藏模式和分布规律。“先成型”深盆气藏的成藏模式主要为凹陷中心对称分布、前陆侧缘斜坡分布及构造斜坡分布3种;“后成型”致密气藏为“早常规聚集-晚期改造”的成藏模式并划分为3个阶段,不同的阶段具有不同的成藏特点和成藏特征。准确判识两种类型致密砂岩气藏对于指导天然气勘探和合理制定开发方案均具有重要意义。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

致密砂岩气藏高产液机理研究

为明确致密砂岩气藏高产液的形成原因,以大牛地气田D28井区为例,从地质、开发等不同角度开展了致密储层高产液机理研究。结果表明,局部微构造高差造成D28井区内形成局部高产液的相对富水区。在D28井区内发育河流相主河道,天然气在重力作用下向相连通的南部厚层砂体高部位运移,而原始地层水则逐渐滞留造成了井区“北高南低”的产液格局。井区内含水饱和度较高,水相更容易流动并产出,造成高产液。与气田老区相比,D28井区孔喉更加细小,且生烃强度较弱,储层中残余水相较多,同时,采用水平井开发也在一定程度上加大了产水的风险。综合研究表明,不利的地质条件是造成致密气藏气井高产液的主要原因,通过提高地质认识程度、井位部署质量和工程工艺技术,可以有效降低气井产液风险。研究结果对致密砂岩气藏高产液机理认识和气藏合理开发具有一定的借鉴意义。     

四川盆地中部地区致密河道砂岩气藏高产井地震模式及井轨迹设计

四川盆地中部地区中侏罗统沙溪庙组气藏为典型致密气次生气藏,勘探开发潜力大,是中国石油西南油气田增储上产的重要领域之一。前期单纯依据河道的刻画成果部署井位,获得的产能与预期存在明显差异。为明确沙溪庙组致密气高效开发井位部署模式,在多手段河道刻画基础上,综合实钻井岩心、测井、地震预测成果,开展致密河道储层产能主控因素分析及地震响应特征研究。研究结果表明:①川中地区沙溪庙组河道储层总体表现为低孔、致密特征,孔渗具有明显正相关关系,属于孔隙型储层,气井产能主要受河道砂岩优质储层发育程度、储层富气程度以及压裂改造三大因素控制。②沙溪庙组优质河道砂体越厚、泥质含量少、储层厚度越大、物性越好,砂体底界波峰反射越强;利用河道砂"亮点"波峰最大振幅能量属性能有效区分优质砂体储层分布位置,并与实钻井具有较好的对应关系。③地震正演结合实钻井分析建立了浅层致密河道气藏高产井模式为"强振幅‘亮点’+低泊松比+垂直(大角度斜交)最大主应力方向",利用该模式部署试采井实钻,强振幅区内Ⅰ、Ⅱ类储层钻遇率超过80%,测试单井平均无阻流量由2018年的31.8×10~4 m~3/d提高到84.5×10~4 m~3/d。     

川西东坡沙溪庙组窄河道致密砂岩气藏水平井部署方位优化

川西东坡沙溪庙组气藏主要以单条河道砂为储层,具有河道窄、储层薄、物性差、非均质性强、气水分布复杂等特征,水平井部署方位优化难度大,需要开展针对性的研究。综合气藏沉积、测井响应、储层物性、孔隙结构及生产动态等特征,建立窄河道类型的划分标准,并筛选出3类典型窄河道,利用数值模拟重点分析河道砂体方向及人工裂缝方位对水平井生产能力的影响。结果表明,河道砂体方位对水平井生产动态的影响显著,水平井筒与砂体夹角超过15°时,气井动态控制储量、累计产量均会大幅降低;保持人工裂缝与水平井筒呈60°以上夹角,可提高气井稳产能力,并综合目标区主力河道砂体延伸方位及区域地应力分布,提出了适用于川西东坡沙溪庙组窄河道致密砂岩气藏的水平井方位优化原则,为该区水平井的高效开发提供了气藏地质认识依据。     

川西须家河组致密砂岩气藏水平井钻井关键技术

四川盆地西部上三叠统须家河组储层具有埋藏较深、非均质性强、岩石致密、破裂压力高等特性。对于该类致密砂岩气藏要获得较好的开发效果需钻遇裂缝发育带,然而常规直井、定向井钻遇裂缝概率小,很难获得理想产能,因而水平井钻井便成为高效开发该类气藏的重要手段。钻井周期长、事故率高、钻井成本高是目前该区水平井钻井面临的瓶颈难题。为此,从三压力剖面、井壁稳定性以及实钻资料分析入手,提出了利于该区须四段和须二段水平井安全、快速钻井的井身结构方案;从技术、经济两方面分析了旋转导向钻井技术在须家河组水平井应用的可行性,推荐在造斜段应用旋转导向、在水平段采用常规随钻测量（MWD）施工的轨迹控制方案,并配套与之相适应的轨迹设计方案;提出了利于润滑防卡和保障井壁稳定的钻井液配套技术方案;通过分析钻井液排量、密度等因素对井眼净化的影响,提出了6条具体的井眼净化技术措施。所形成的水平井钻井关键技术已成功应用于该区3口井,与第一批完钻水平井相比,机械钻速提高18.94%,钻井周期缩短28.47%。     

川西新场致密砂岩气藏层理缝成因探讨

根据岩心描述和激光共焦扫描电镜研究,得出川西地区新场上沙溪庙组气藏致密砂岩的低角度至水平微裂缝十分发育而垂直缝和构造缝极不发育的认识。根据裂缝特征,结合对该气藏的成藏过程和构造形变分析,认为低角度至水平微裂缝是层理缝,形成的原因是：①在砂岩致密化和构造隆升之前,天然气已相对富集成藏,在储集层和烃源层内形成了有效的封闭体系;②砂岩致密化和构造隆升达到一定程度后,当封闭体内压力梯度升高的值大于致密砂岩薄弱面(层理面)破裂成缝的值时,自然流体压裂作用很可能沿致密砂岩中的层理面发生,形成“层理裂缝系统”。这些层理缝改善了致密砂岩储集层的渗透性,层理缝发育区是气井高产能区。图5表1参11     

四川盆地中台山地区须家河组致密砂岩气藏富集高产主控因素

四川盆地须家河组具有典型的致密砂岩气特征。2006年以来四川盆地大川中地区须家河组致密砂岩先后发现安岳须二段气藏、合川须二段气藏等多个大型岩性气藏,累计提交三级地质储量万亿立方米,勘探成果显著,但气藏投入开发后普遍产水,且水产量较高,累计产气量超过5 000×10⁴m³的高产井较少。2012年,在川中—川西过渡带中台山地区钻探了风险探井ZT1井,在须家河组须二段获高产工业气流。投产后该井日产气量高、产微量水,目前已累计产天然气超1×10⁸m³。在区域地质研究基础上,通过大量生产井地质条件分析,开展了中台山地区与川中其他地区须二段气藏高产因素差异性分析,明确了优质烃源岩、优质河道砂岩储层、天然裂缝是中台山地区油气富集高产的主控因素,优质烃源岩发育为致密砂岩提供充足气源;优质河道砂岩储层形成高丰度气藏;天然裂缝是油气高产的关键。     

薄窄河道致密砂岩气藏高效开发技术对策

ZJ气田沙溪庙组气藏河道砂体薄窄、发育分散、储层物性差、非均质性强,气水分布复杂,开发难度大。根据静动态特征建立了6类河道的分类标准,通过综合评价优选出现有条件下Ⅰ-A、Ⅰ-B及Ⅱ-A类河道可实现有效开发。针对3类可开发河道,对开发井网、水平井地质参数及合理产量等影响开发效果的关键参数进行了优化。结果表明:Ⅰ-A类河道主要采用水平井开发,合理水平段长度900～1 000 m、井距600～700 m、排距500 m、合理产量(3～7)×10~4m~3/d;厚度大于15 m的Ⅰ-B类河道可采用水平井开发,水平段长度1 000～1 100 m、井距500～600 m、合理产量(3～4)×10~4m~3/d;砂体厚度大于15 m、有效渗透率大于0.05×10~(-3)μm~2、含水饱和度小于50%的Ⅱ-A类河道采用水平井开发经济有效,最优水平段长度1 100～1 200 m、井距400～500 m、合理产量(2～3)×10~4m~3/d。通过建立针对薄窄分散河道储层的差异化开发技术对策,可有效提高储层控制动用程度,延长稳产期,有效提高气藏的开发效果。     

致密砂岩气藏泥岩过剩压力与天然气富集

为研究泥岩过剩压力与天然气富集之间的关系,利用等效深度法计算了泥岩过剩压力,在此基础上开展了鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏中泥岩过剩压力与气层空间分布关系分析。研究结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界泥岩地层普遍存在欠压实,单井泥岩过剩压力曲线存在单峰型、多峰型和无峰型3种类型;石千峰组—山西组为一个完整的异常压力封存箱体系,最大泥岩过剩压力多出现在石千峰组—上石盒子组,阻止了烃类向上运移,气层主要发育在下石盒子组—山西组;压力封存箱的稳定性和连续性影响天然气富集程度,与盆地南部相比,北部和中部压力封存箱分布稳定,连续性较好,试气效果好,天然气富集程度较高。利用致密砂岩气藏泥岩过剩压力与天然气富集程度之间存在较强相关性这一研究成果,可为寻找有利目标区,进行下一步勘探开发提供一定程度的地质依据。     

窄河道致密砂岩气藏产能评价方法研究

ZJ气田沙溪庙组气藏具有河道窄、砂体薄、储层致密的特征,前期采用陈元千"一点法"经验公式(α=0.25)计算无阻流量与系统产能测试相比数值普遍偏小,需建立相应的产能评价方法。基于压力恢复试井资料,采用解析分析以及数值模拟方法对ZJ气田多口井进行研究。通过对气井进行系统产能试井模拟,回归建立了气井二项式产能方程,并对该区气井"一点法"经验公式进行了校正。校正后的"一点法"产能公式更加合理,气井产能评价精度提高了10%,为窄河道致密砂岩气藏合理高效开发提供了依据。     

致密砂岩气藏的类型和勘探前景

在总结前人研究基础上,对比分析了2种不同类型致密砂岩气藏的成藏条件及成藏特征：原生型深盆气藏,如加拿大阿尔伯达盆地、美国西部盆地及我国鄂尔多斯盆地的致密砂岩气藏改造型致密砂岩气藏,如我国四川盆地西部中生界致密碎屑岩气藏。通过实例分析,指出了致密砂岩气藏研究方面存在的问题及勘探前景。     

川西坳陷侏罗系致密砂岩气藏储层精细评价

四川盆地西部（川西）坳陷侏罗系低渗透致密砂岩气藏勘探开发前景广阔,但也呈现出沉积微相变化快、砂体展布复杂、储层类型多样等强非均质性特征,探索储层精细评价新方法、明确优质储层特征具有重要的意义。为此,在深入剖析该区沉积相及砂体特征复杂性的基础上,采用砂体精细划分、沉积微相精细描述、砂体构型精细刻画、成岩相精确描述与储层微观参数定量分类评价综合研究方法,建立了储层定性-半定量与微观定量的精细分类评价标准,在此基础上,分区、分层、分河道评价落实不同类型储层的分布范围和展布特征。研究结果表明：①该区侏罗系致密砂岩储层主要发育三角洲平原分流河道、三角洲内前缘主河道及次河道等3 类储集砂体类型,前二者是最为有利的储层类型;②侏罗系致密砂岩储层可划分为Ⅰ～Ⅲ类共3类储层,分别以孔隙度12%、10%和7%,渗透率l mD、0.3 mD和0.1 mD作为标准,对应的孔喉半径分别为0.45 μm、0.25 μm和0.1 μm,其中Ⅰ＋Ⅱ类储层为相对优质储层,该分类标准与侏罗系河道砂体含气性具有良好的一致性;③以绿泥石胶结长石溶蚀相为主的建设性、以绿泥石胶结相为主的保存性成岩相的分布控制了高产区分布。结论认为：①该区天然气富集区为新场鼻状构造、中江东部斜坡带;②新场气田J3p23、J3p25、J3p36、J2s21、J2s22、J2s23、J2s24,中江气田J2s11、J2s21、J2s31、J2s33等砂层组为Ⅰ＋Ⅱ类优质储层发育层段,为天然气高效开发的潜力区。     

川西拗陷中侏罗统沙溪庙组致密砂岩成岩相

四川盆地川西拗陷中侏罗统溪庙组是四川盆地内重要的产气层位,已经发现的大、中型天然气田有十几处,具备巨大的油气勘探、开发潜力.通过对川西拗陷沙溪庙组致密砂岩储层的成岩作用、物性等基本特征的研究,明确了其致密砂岩成岩相类型,结果表明:①压实作用和胶结作用对中江气田沙溪庙组储层物性破坏作用很强,尤其是方解石胶结作用是导致储层...