元坝气田长兴组岩性元素录井识别

元坝气田上二叠统长兴组主要储层岩性复杂,常规方法难以准确识别碳酸盐岩,给勘探开发带来了难题。元素录井分析在岩性识别方面具有优势,但未形成元坝气田的岩性识别技术。通过研究数据预处理方法,选取5点移动平均方法消除岩屑混杂带来的元素分析误差;应用统计分析方法,建立3类主要岩性的元素定性识别标准, 其中石灰岩、白云岩、石膏岩的特征元素分别为Ca、Mg、S元素;应用聚类分析算法建立Ca、Mg元素定量识别图版,识别灰质白云岩、白云质灰岩等过渡岩性。建立的岩性元素识别技术在元坝气田应用10口井,岩性识别符合率83.56%～98.28%,平均符合率达到93.92%。     

火成岩储层水平井随钻录井综合评价技术

为解决准噶尔盆地利用常规录井资料进行火成岩储层水平井随钻录井评价中存在的方法单一、定量化评价程度低等问题,以准噶尔盆地KE 80井区风城组风三段火成岩储层为例,基于火成岩岩心实物观察,结合岩石薄片、矿物分析、机械比能、气测指数、岩石热解技术、三维定量荧光技术进行水平井地质导向轨迹判断、岩性识别及物性、含油丰度、含油性评价等随钻火成岩储层评价方法研究。将该评价技术应用于水平井火成岩储层钻进中,发挥了水平井火成岩优质储层追踪指导作用,并为钻后的压裂试油提供了参考,具有借鉴和推广价值。     

元坝气田长兴组气藏有效储层物性下限标准研究

针对元坝气田长兴组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、非均质性强的特点,通过测试法、实验分析法、经验统计法等多种方法,对长兴组储层的有效孔隙度下限进行了综合研究,确定了元坝气田长兴组气藏有效孔隙度下限为2.0%,完成了元坝气田长兴组气藏第一期探明储量计算.     

元坝长兴组生物礁气藏水平井储层测井评价技术

元坝上二叠统长兴组气藏超深、高温、高含硫、中含二氧化碳,优质储层相对较薄,单井开发成本高。为提高开发效益,多采用水平井完井。水平井测井采用湿接头或泵出存储式两种测井方式,由于水平井测井施工难度和风险大,所采集的测井原始资料有限,给储层测井定量评价带来困难。为计算可靠的储层参数,针对湿接头测井所提供的单声波时差资料,在XRF元素录井识别岩性的基础上,从生物礁储层测井相特征分析出发,建立生物礁主要储集岩性的中子拟合模型,进而通过声波和拟合中子交会进行储层参数计算;针对泵出存储式测井所采集的声波全波资料,提出了基于纵横波速度比的储层参数计算和储层含气性识别的方法;在储层参数计算的基础上,分别建立了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层在不同饱和度条件下的气水识别图版,利用图版结合测井响应特征分析,可准确进行气水识别;依据测试和单井气水识别结果,确定礁滩体气水界面,为水平井钻井轨迹优化提供可靠的测井依据。该水平井储层测井评价技术应用于元坝气田,测井解释全部符合,有力地支撑了长兴组气藏的产能建设。     

元坝长兴组生物礁储层精细雕刻技术

元坝长兴组生物礁储层纵向上多期次叠加,内幕结构十分复杂,精细雕刻难度大。在实际开发生产中研究生物礁内幕结构可为井位调整优化和井轨迹设计钻遇优质储层提供重要依据。通过单井相识别生物礁发育层段、地震模型正演建立地震响应模式、古地貌分析、地震属性优选、储层多参数定量预测进行礁平面展布研究,并应用三维可视化技术对礁体内幕精细雕刻,形成了一套针对生物礁储层内幕结构的精细雕刻技术。应用该技术对元坝长兴组生物礁储层进行开发井位部署及井位优化调整,大大提高了优质储层的钻遇率,后期钻井预测厚度的符合率达88.6%。     

元坝气田长兴组气藏含水饱和度计算

元坝地区含水饱和度的计算一直是困扰储层评价的技术难题.孔隙度、孔隙结构、围压、地层水矿化度、温度是影响含水饱和度准确计算的主要因素.根据储层特点选取合适的饱和度计算参数,提高含水饱和度解释精度是十分必要的.文中以Archie公式为基础,结合区域地质特点和川东北地区礁滩储层岩电分析资料,求取接近储层地层水矿化度条件下的胶结指数m及饱和度指数n,并对影响因素分析和优化,得到适合该区实际情况的含水饱和度计算模型,对比密闭取心含水饱和度分析,误差较小,说明该模型精度较好,适用于计算该区的含水饱和度.     

碳酸盐岩薄储层水平井随钻录井评价方法

四川盆地广泛分布着低孔隙度、低渗透率的碳酸盐岩薄储层,采用水平井钻井工艺能最大限度地揭示储层、提高单井产能,但如何才能主导水平井轨迹在薄储层中钻进却一直是地质导向工作的难点。在川渝地区第一口地质导向井（M-24井,其目标储层为中三叠统雷口坡组T₂l₁¹针孔状白云岩段）的钻进过程中,鉴于随钻测井仅能提供随钻伽马数据,储层的判别须以录井参数为主导,而目前录井储层评价方法欠缺,故有必要对此开展研究。首先对能作为储层有效判别依据的录井参数进行了综合研究,优选出岩屑、钻时、气测值、自然伽马等参数作为储层有效判别的依据;在准确识别出正钻地层岩性的基础上,结合实钻资料（钻时和气测值）,进一步对储层进行识别与划分,并在随钻评价过程中,及时利用录井解释结果提供导向决策,引导水平井在储层中钻进。最后,将随钻录井评价结论与钻后测井解释结论进行了对比,结果表明,二者结论基本一致,仅在储层段顶底深度略有差异,证实了随钻录井评价方法的实用性和准确性。     

元坝气田长兴组超深层缓坡型礁滩相储层精细刻画

四川盆地元坝气田长兴组气藏埋深达7 000 m左右,生物礁滩规模小、分布分散,储层薄、物性和连通性差,加之气藏具有复杂的气-水关系和高含硫化氢、二氧化碳,其开发属世界级难题。为实现该气藏规模、有效开发,作者创新和集成一系列技术,对生物礁滩储层及其内部结构进行了精细刻画。首先,在该区层序划分、沉积微相研究和现代礁滩相研究、成岩作用研究成果基础上,总结了有利储层发育的主控因素,建立了礁滩储层发育模式。第二,以此发育模型为指导,开展测井储层识别与物性评价,进而井-震结合建立正演地质模型,利用地震敏感属性提取及反演方法,预测了储层平面展布。第三,采用地质约束、地震技术相结合的方法,通过剖面识别、平面约束、三维边界雕刻、礁滩体连通性检测和三维精细雕刻,精细刻画了生物礁滩储层空间展布。最后,分析了生物礁体之间的连通性以及优势储层空间分布情况,总结建立了该区长兴组生物礁储层3种主要结构模型,为元坝长兴组气藏开方案编制与开发井部署提供了技术支持。     

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。     

元坝气田长兴组气藏含水饱和度计算研究

元坝地区含水饱和度的计算一直是困扰储层评价的技术难题。孔隙度、孔隙结构、围压、地层水矿化度、温度是影响含水饱和度准确计算的主要因素。根据储层的特点选取合适的饱和度计算参数,提高含水饱和度解释精度是十分必要的。本文以Archie公式为基础,结合区域地质特点和川东北地区礁滩储层岩电分析资料,求取接近储层地层水矿化度条件下的胶结指数m及饱和度指数n,并对影响因素分析和优化,得到适合该区实际情况的含水饱和度计算模型,对比密闭取心含水饱和度分析,误差较小。说明该模型精度较好,适合该区含水饱和度计算。     

元坝气田长兴组未开发气藏采收率初探

元坝气田长兴组气藏属于高含硫、超深层、低孔渗碳酸盐岩气藏,目前处于未开发阶段,技术可采储量计算中采用经验公式法、类比法、物质平衡法等多种方法进行综合分析,确定了各个储量计算单元的采收率,完成了技术可采储量的计算,为科学、合理地编制元坝气田长兴组气藏开发方案提供了重要依据。     

元坝气田长兴组气藏SEC储量评估方法

SEC储量评估是储量全生命周期的综合评价,在不同开发阶段适用的评估方法不同,对其储量评估的结果也会产生影响,只有让多种方法相互印证,才能使评估结果更加科学、合理。为此,介绍了四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏SEC储量评估在不同开发阶段采用的评估方法,探索评估方法和评估参数对储量的影响。该气田长兴组气藏SEC储量初期采用容积法进行评估,该方法适合气藏勘探开发初期,结合产建开发方案提交SEC储量;后期通过对气组分样品进行修正,降低了气藏收缩系数,增加了气藏烃类技术可采储量。随着气藏开发阶段的变化,建立超深高含硫井底压力折算模型,补充了压力资料,采用典型图版拟合法、流动物质平衡法、生产历史拟合法、压降法等动态评估方法评估气藏储量。通过对比分析容积法评估结果与动态法评估的储量结果之间的差异,明确了气藏SEC储量评估的潜力与风险,该研究成果可以为超深高含硫气藏SEC储量评估工作提供参考。     

元坝气田长兴组生物礁层序沉积及其对储层发育的控制

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏目前已全面转向开发,随着开发工作的有序推进,迫切需要精细描述储层结构,总结储层发育的控制因素。为此,基于岩心观察、薄片鉴定结果,结合物性数据、测井曲线等分析成果,重点研究了该区长兴组生物礁的层序地层、沉积相、储层特征以及储层结构。结果表明:①该区长兴组可划分为2个三级层序和6个四级层序,高频层序界面上、下电测曲线突变响应特征明显,电测曲线组合变化特征与高频层序所控制的沉积旋回具有较好的一致性;②长兴组生物礁主要发育在上部三级层序(SQ2)中的台地边缘外侧并呈条带状分布,纵向上由2个明显的成礁旋回构成,在横向上具有"东早西晚"不对称规模发育的分布特征;③生物礁(滩)型储层总体以低孔隙度、中低渗透率溶孔白云岩储层为主,主要发育于2个四级层序中部上部生物礁礁盖部位,具有"层数多、单层薄、不同类型储层呈不等厚互层、非均质性强"和"双层储层结构"的特征。结论认为.高频层序控制了该区生物礁沉积微相的分布,是影响储层发育与空间展布的关键因素。     

随钻录井物性评价技术应用研究

钻井工程中不断应用各种先进的钻井工具,使得钻井速度加快,钻探周期大幅缩减,因而录井对快速、实时、准确的随钻解释评价方法的研究已显得尤为重要。为此,立足于随钻录井物性评价的实际需求,引入R Teale等人提出的机械比能模型,通过对功指数模型和机械比能模型在随钻录井物性评价应用的对比研究,提出基于综合录井工程参数的机械比能比值模型,并对机械比能的比值模型数据利用梳理统计的方法进行处理和分级,使其在随钻录井物性评价应用中的精确度和准确性大幅度提高;同时从破岩的机理上将机械比能模型进行修正和拓展,建立了功交汇模型和基于垂向功与切向功交汇的随钻评价储集层物性的方法。通过在大庆塔东区块碳酸盐岩储集层物性评价的应用表明,该方法具有较好的实用性和实效性,能够较为准确地在随钻录井过程中提供储集层物性评价数据,具有良好的应用前景。     

元坝长兴组生物礁储层发育特征及预测技术

川东北元坝地区上二叠统长兴组气藏生物礁储层物性较差,岩石类型主要为各类白云岩,储集空间类型主要为晶间（溶）孔,其次为不规则溶孔及溶洞,储层类型为孔隙型和裂缝—孔隙型。储层发育程度主要受控于沉积环境及成岩作用,优质储层横向上主要分布在生物礁礁顶和礁后,纵向上主要分布于礁盖。根据生物礁储层发育分布特征,形成了以生物礁模型正演为基础,结合多属性融合地震预测技术,精细刻画生物礁空间展布规律;以沉积微相为约束,在稀疏脉冲波阻抗反演基础上进行伽马拟声波反演,祛除反演成果中的低能泥灰岩陷阱;以生物礁储层分布模式为驱动,开展相控叠前地质统计学反演,提高薄层识别及储层厚度预测精度的储层预测技术系列,并较好地应用于元坝长兴组生物礁气藏产能评价中。     

轻质油随钻录井技术研究

在录井过程中 ,快速识别轻质油意义很大。阐述了轻质油在岩样录井、气测录井、定量荧光录井、地化录井、钻井液录井中的反映特征及识别方法 ,给出了应用实例。结果表明 ,对轻质油随钻录井识别技术的研究 ,有助于指导发现轻质油显示和油气层解释工作。     

元坝地区长兴组储层特征及主控因素研究

通过大量的岩心、薄片及前入资料综合分析研究,认为元坝地区台地边缘礁相和台地边缘浅滩相是储层发育的最有利相带;储集空间类型以晶阿溶孔、晶间孔为主,其次为残余粒间孔,发育溶孔、溶洞、裂缝;以低孔-中低渗及中孔-中高渗储层为主,孔、渗之间相关性较好,以孔隙型及裂缝-孔隙型复合储层为主;以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,发育Ⅰ类储层;对储层特征分析认为沉积相控制优质储层的发育,裂缝的发育对于储集性能的改善有较大的贡献,后期的成岩作用是优质储层发育的关键。     

元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏形成与演化

运用地质、地球化学正反演相互印证的方法,对元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气的成因与来源及形成演化进行了系统研究。结果表明：元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气主要为古油藏原油裂解气,部分气源直接来自烃源岩;晚三叠世—早侏罗世,原油沿层间缝和节理缝运移至储集层,形成古油藏;晚侏罗世—晚白垩世古油藏裂解,天然气沿裂缝-孔隙型储层二次运移与聚集,形成古气藏;晚白垩世以来,天然气进一步调整运移,现今气藏形成。现今气藏经历了物理调整改造与天然气组分的化学改造,元坝气田西北部小幅度抬升,埋藏深度相对较浅,TSR反应程度较东部变弱。     

基于随钻录井资料确定页岩气储层参数

为了达到随钻快速识别与评价页岩气的录井显示目的,基于页岩气储层同时具有致密砂岩、致密碳酸盐岩油气层的特征,运用岩屑伽马录井、地层元素录井及钻时资料识别页岩气储层岩性的方法与标准,提出了运用气测及综合录井资料确定地层孔隙度与渗透率、地层压力与地层破裂压力、地层含气饱和度与地层含气量、气层产能预测的方法,丰富了录井页岩气解释评价方法与手段。对中国石油化工股份有限公司首口页岩气勘探试验井--J111井录井资料进行了分析和探讨。结果表明：上述方法为低孔隙度低渗透率复杂孔隙结构的页岩气层的精细解释提供了参考,有较强的实用性,满足了页岩气录井现场快速解释评价的需要。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。