川东北元坝、马路背地区上三叠统须二段石英砂岩储层天然气产能差异的原因

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。     

安岳地区上三叠统须二上亚段致密砂岩气藏气井产能控制因素

四川盆地安岳地区上三叠统须二上亚段气藏是近年来四川盆地发现的储量规模最大的上三叠统须家河组气藏,但试采过程中暴露出气井测试产量与投产后产量差异大的问题。为此,系统分析了单井产能与储层地质特征、加砂压裂工艺、产液量等的关系,认为气井产能控制的主要因素为：属于水下分支河道和河口坝微相、并在雷口坡组古残丘或高带古地貌上沉积形成的粗结构砂体是有利储层分布区;单井裂缝发育或处于裂缝发育区带是气井高产的关键因素,所统计的80%微气井都处于裂缝不发育区;高产井所在的储层在压裂时具有最低泵压低、日排液量大的特点,排液量百分比多在75%以上;气水关系复杂,产水量大小不受构造控制,不产水气井的产气量和地层压力均较稳定,但含水井提高天然气产量会导致水侵加剧、产气量和地层压力均快速下降。     

川东上三叠统气藏保存条件研究

研究范围为华蓥山以东、方斗山以西、温泉井以南的川东区块,对该区侏罗系-上三叠统地层物性及水文地质特征分析表明,侏罗系地层具有良好的封堵能力,且区域分布稳定,因此该区水文地质条件及油气聚集与保存,主要受控于盖层及储层出露情况、构造类型、褶皱强度、地面断裂发育情况和渗入水影响范围等外在因素。在此基础上,根据已有资料建立起体罗系-上三叠统构造水文垂直分带图,初步总结出高陡构造带渗入水渗入模式,进而指出油气保存的有利构造部位。     

川西白马庙地区上三叠统须二段储层预测

四川盆地白马庙地区上三叠统以北气藏为构造——岩性复合圈闭气藏。白马庙潜伏构造属大兴潜伏鼻状隆起上的一次级构造，在上侏罗统地层中，表现为一短轴背斜圈闭构造；在下伏地层中，该地层的闭合高度逐渐降低，至上三叠统地层时该次级背斜构造已不存在。此时，须二段主产层主要受岩性因素控制，并出现南水北气气水倒置的现象，且以须二段为目的层的五口深井中，虽都钻遇了须二段砂岩层，但仅well-1井产出工业气流，其余四口井的须二段海拔虽均高于well-1井，但在须二段砂岩层均未获工业气流。这表明须二段砂岩层并不都是含气储集层，还有非储集砂岩。如何在同一砂岩层中判别含气储集砂岩与非储集砂岩，是本文讨论的重点。     

包界地区上三叠统须二段有利含气区带研究

利用露头、岩心、测井及分析化验资料,对包界地区须家河组进行了高分辨率层序地层学的划分与对比,建立了须家河组二段层序地层格架。在此基础上进行了沉积相、构造特征、储集层特征、成岩特征、烃源岩及盖层特征等全面研究。提出了利用沉积相、储集层孔隙度、渗透率、有效厚度、储集层类型等参数进行有效叠合预测有利含气区的方法。包界地区须家河组二段共有5 个有利的含气区带,高产区带主要分布在构造变形较大、沉积物粒度较粗、孔渗较好的水下分流河道沉积微相中,储集层类型多为II 类及以上储集层。     

川东北元坝地区上二叠统长兴组超深层礁滩岩性气藏中裂缝特征

为明确川东北元坝长兴组礁滩储层裂缝特征,通过对多口井长兴组储层裂缝特征的精细刻画和构造、生烃、成岩、孔隙等演化作用的动静态研究指出,裂缝纵向上主要发育于长兴组二段,平面分布非均质性较强,各井区差异性较大,构造相对高部位的裂缝较发育;裂缝类型可细化为3大类、11小类,主要发育3期裂缝,同时建立了典型裂缝标准识别图版及分类评价指标体系;裂缝形成主要受构造、埋藏及溶蚀等作用控制。缝-孔动态配置则表现为裂缝与有效孔隙网状交错配置形成有效储集空间或构建网状立体输导体系,其中第二、第三期缝-孔配置较第一期更好,对储层储渗性能和产能有积极贡献作用。认为元坝长兴组西北部为油气有利富集区。     

四川盆地上三叠统须二段测井沉积相研究

四川盆地上三叠统已成为中国石油西南油气田分公司重要的勘探接替层系,其油气的分布受沉积相控制。测井相分析在研究沉积相和圈定砂体方面具有重要作用。利用测井曲线的形状、幅度、接触关系等基本要素,识别出钟形、漏斗形、箱形、指形和线形等5种基础测井相类型,并通过岩心标定测井,建立了测井相与沉积相之间的函数对应关系;在此基础上,通过单井测井相分析-剖面测井相对比-区域研究3个层次勾画出了上三叠统须二段沉积相的展布。认为四川盆地上三叠统须二段发育冲积扇、三角洲、湖泊3类沉积相,其分布受分别位于川西北部、川东北部、川中和川西南部方向的6大物源控制;由于物源区构造活动强烈,沉积物供应充分,冲积扇和三角洲发育,故滨浅湖沉积分布范围有限。     

川东北元坝地区隐蔽气藏的勘探突破及其意义

隐蔽油气藏识别难度大,其勘探面临很大的挑战,但通过转变油气勘探思路,中国石化勘探南方分公司在四川盆地东北部元坝地区深层二叠系、三叠系礁滩相隐蔽油气藏勘探中获得了突破,分析其成功经验对于四川盆地隐蔽性油气藏的勘探工作具有指导意义。为此,归纳总结了发现元坝隐蔽圈闭采用的技术手段:①应用层序地层学理论指导沉积相研究;②应用地震沉积学原理指导沉积微相解释;③通过地震相转换为沉积相的地震沉积学解释,为储层预测奠定基础等。同时,分析了该区深层碳酸盐岩礁滩相岩性圈闭具备的成藏有利条件:烃源条件好,具有良好的侧向遮挡条件,油气配置关系良好,油气运聚保存条件好。最后,阐述了该区隐蔽气藏取得勘探突破的重要意义。     

川东北马路背地区须家河组储层综合预测

川东北马路背地区陆相油气成藏地质条件复杂,储层沉积微相变化大,有效储层的分布受多重因素联合控制,识别难度大,造成该地区油气勘探进程缓慢。利用现有储层预测的成熟技术手段,采用AVA梯度和吸收衰减属性相结合的方法对马路背地区须家河组进行反演,得出该区上三叠统须家河组底部储层以河道沉积的砂体作为储集体,且裂缝较为发育,为裂缝—孔隙型含气储层的结论。     

元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

四川盆地川东北元坝气田的多口井于上三叠统须家河组三段获得中—高产工业气流,表明该层段具有良好的天然气勘探开发潜力。为进一步做好该气田须三段气藏的开发前期评价工作,综合利用岩心观察、岩心样品薄片及岩心物性分析等资料,结合测井解释与地震储层预测成果,对该气藏的地层层序、沉积相、储层特征等进行了研究,分析了控制储层发育的主要因素。结果表明:(1)元坝地区须三段地层可划分为一个三级层序和五个四级层序,并进一步细分为五个砂组;(2)平行于物源方向的须三段地层厚度变化较大,呈"西北厚、东南薄"展布,前积特征明显,属于进积式辫状河三角洲沉积;(3)须三段气藏储集岩以钙屑砂岩为主,主要储集空间是溶孔—微溶孔,物性表现为特低孔—特低渗且非均质性强;(4)储层发育的最有利岩相为辫状河三角洲平原—前缘(即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置)的分流河道钙屑砂岩,该沉积环境在一定程度上控制了该区须三段气藏储层溶蚀成岩作用的发育。     

四川盆地东北部中三叠统雷口坡组四段优质储层发育特征及勘探方向

为进一步扩大四川盆地东北部地区雷口坡组四段浅滩叠合岩溶型储层探井成功率,实现高效勘探开发.基于区内丰富的钻井、取心和室内分析测试资料,对雷口坡组四段(雷四段)储层基本特征和主控因素进行了综合分析.结果表明:①研究区雷四段属于砂屑滩沉积,储层主要发育于砂屑云岩和岩溶角砾岩中,储集空间类型以溶洞和裂缝为主,储层非均质性较强...     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。     

川东北元坝地区须家河组三段基于相控的相对优质储层预测

川东北元坝地区须家河组三级储量规模大,但储量探明率低、试采效果差。其主要原因是致密砂岩储层非均质性强,相对优质储层分布不明。因而采用了先精准预测砂砾岩,然后在砂砾岩中寻找相对优质储层的思路开展研究。在单井沉积微相划分基础上,通过岩性逐级识别,实现岩性准确解释;进而分析须家河组三段各砂组顶、底界面处岩性组合及其地震响应特征,明确地震剖面上波峰和波谷的地质含义,同时考虑井-震分层的差异,多方法确定提取地震属性时的合理时窗,进而提取相应范围内、不受上、下地层影响的多种地震属性,以钻井结果为比照,优选对砂砾岩最为敏感的地震属性,井-震结合,刻画须三段砂砾岩的展布。为了进一步搞清楚砂砾岩中相对优质储层段,应用岩心资料,对砂砾岩细分岩石相,明确了须三段发育中-粗粒钙屑砂岩和砂质细砾岩两类相对优质储层,建立其测井解释标准,在砂砾岩展布的约束下,精细刻画了两类相对优质储层的分布,为须三段气藏下一步规模有效开发奠定了坚实基础。     

四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩气甜点类型与分布

通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析等方法,结合其他地球物理技术,对四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩储层特征进行了研究,结合研究区气井产能特征及主控因素分析,归纳了气藏的甜点类型和成因,并对甜点的分布进行了预测。研究结果表明：(1)元坝地区须三段砂岩类型多样,其中中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩为优质储层;裂缝类型多样,以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主。(2)研究区须三段气藏发育中粗粒钙质岩屑砂岩型和细砾岩型等两大类甜点,结合裂缝特征,可进一步细分为六小类;各类甜点的地质特征、测试方式和试采特征均存在差异。(3)甜点的形成主要受沉积、成岩和构造作用控制,中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩多分布于三角洲平原和前缘亚相界线附近的分流河道;差异重结晶是砾缘缝形成的原因;构造活动产生的断层和地层挠曲控制了裂缝的分布。(4)中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩均表现为低GR、低CNL、中—高Rd、中等AC值的特征,优质储层的横波阻抗和μρ（μ为剪切模量,ρ为密度）均表现为中—高值,中粗粒钙质岩屑砂岩孔隙型、细砾岩和穿砾缝叠加型甜点呈条带状广泛分布,其他4类甜点零星分布。     

四川盆地上震旦统灯四段气藏提高单井产量的技术措施

四川盆地上震旦统灯影组四段气藏的储层类型多样、非均质性强,前期探井开发效果较差,亟需研发适合于不同储层类型的增产改造技术措施,以提高单井产量。为此,开展了5个方面的优化研究,提出了有针对性的技术措施:①依据储层特征、缝洞发育程度等与产能的相关性研究结果,优选出了灯四段以斜井为主兼顾纵向各层储量有效动用的方案;②采用改造—完井—投产一体化管柱进行储层改造,降低储层伤害、提高试油效率;③充分考虑井壁稳定性、储层改造的需要及对储层的伤害,确定裂缝、孔洞发育储层采用裸眼完井、孔隙型储层采用射孔完井;④基于酸与岩石反应实验结果及酸蚀裂缝刻蚀形态等成果优选出了高温胶凝酸为主体酸液,自生酸前置液为深度酸压主体前置液;⑤以储层特征为基础,提出分别针对裂缝—溶洞型、孔隙—溶洞型和孔隙型储层的缓速酸酸压、前置液酸压和复杂网缝酸压3套工艺。现场实施上述技术措施31口井,平均单井获得井口测试天然气产量68.33×10~4 m~3/d,与前期的探井相比,平均单井增加井口测试天然气产量22.85×10~4 m~3/d。     

川东北元坝地区须三段钙屑砂岩储层特征及控气因素

川东北元坝地区须家河组三段已获千亿方预测储量,具有良好的勘探开发潜力,但其储层特征及控气因素不明确。利用岩心、薄片、物性等分析测试资料,采用井震结合的方法,对该区须三气藏及主要目的砂组的储层特征及控气因素进行了研究。研究认为,须三段以辫状河三角洲平原-三角洲前缘亚相沉积为主,钙屑砂岩具有碳酸盐岩岩屑含量高、石英含量低的特点,测井上显示低伽马、高电阻的特征。（含砾）钙屑砂岩储层总体上为特低孔-特低渗储层,储集空间类型多样,以溶蚀孔及其中的自生矿物晶间孔为主,（微）裂缝为辅;溶蚀孔隙主要分布于钙屑颗粒粒间,连通性好,是优质储层的最重要的储集空间。三角洲平原-前缘亚相的高能分流河道含砾钙屑砂岩、钙屑砂岩、砂砾岩有利岩相是天然气富集和高产的先决条件。沿层间发育的平缝和低角度缝及沿裂缝发育的溶蚀孔隙是天然气富集和高产的决定性因素,构造和断裂是天然气的富集和高产的重要条件。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

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。