川中地区上三叠统天然气成藏机理

川中地区上三叠统是一套自生自储的成藏系统。在油气成藏条件分析基础上，结合区域构造演化特征探讨了该区油气的运聚成藏机理。研究认为，川中地区上三叠统在燕山期持续沉降埋藏过程中，烃源岩在压实作用和超压微裂缝作用下排烃到邻近储层，储层中油气主要在浮力作用下近距离运聚成藏。在喜山期地层大幅度抬升和剥蚀作用过程中，尽管烃源岩的生烃和排烃作用趋于停止，但是储层中残余天然气的卸压膨胀作用和水溶气的脱溶作用仍可继续向圈闭充注大量的游离相的天然气。     

川中地区上三叠统须家河组气藏开发有利区评价与优选技术

四川盆地中部上三叠统须家河组气藏储层致密、高含水、非均质性强、连续性差,气井自然产能低、控制范围小、普遍产水,规模效益开发面临诸多认识难题和技术障碍。为此,建立以“两步法”储层对比技术、多级相控建模技术为主的致密砂岩储层描述技术,解决了“砂包砂”致密储层精细对比与预测技术难题;基于微观孔喉结构与渗流机理实验,将气藏可动水划分为不同于常规气藏边、底水的小孔喉可动水、局部滞留水和高含水层３种气水赋存模式,采用物性和毛细管力约束建立了气藏流体分布模型,形成气水交织非常规气藏可动水描述技术,基本解决了气水交织非常规气藏气水赋存模式与流体建模技术难题;结合气藏动静态特征和效益评价参数,选择有效储层厚度、储量丰度、有效地层系数等参数,建立了储层分级分类评价标准,并在此基础上筛选出气藏开发有利区,解决了致密高含水气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,奠定了该类气藏规模效益开发的基础。     

川中地区上三叠统须家河组二段和四段沉积相

在沉积学和石油地质学的基础上，综合应用测井、录井、钻井和岩心资料，对川中地区上三叠统须家河组二段和四段进行了高精度的沉积相研究，探讨了储集砂体的展布规律。川中地区上三叠统须家河组产油气层主要分布于浅湖砂坝、三角洲前缘河口砂坝、水下分支河道，部分席状砂、水上分支河道以及心滩微相也是良好的储层。建议今后勘探应注重三角洲平原亚相和前缘亚相的分支河道砂、河口砂坝中的块状粗一中砂岩储层。     

川西南地区上三叠统须家河组沉积相特征

层序地层划分对比及有利沉积相带研究，对川西南地区油气勘探开发具有重要意义。为此，通过岩心、地震及测井等资料的综合研究，认为该地区上三叠统须家河组地层可划分为4个三级层序、12个体系域，发育海湾、湖泊、辫状河三角洲和正常三角洲这4种沉积相类型及20余种沉积微相，有利储集砂体为三角洲（水下）分流河道及河口坝砂体。沉积砂体分布既有继承性，又有分异性，并随不同时期主物源的变化而发生迁移，砂体发育情况主要受构造、物源供给、古地貌等因素的控制。     

对大川中地区上三叠统须家河组二、四、六段砂岩沉积相的再认识

学界对四川盆地晚三叠世须家河期沉积相的认识一直存在较大分歧,观点颇多。为此,基于露头剖面观察、取心井精细描述、单井剖面分析、实验室薄片鉴定,结合大量测井资料的研究应用成果,综合研究后认为：四川盆地大川中地区须二段砂体为滨浅湖砂体,河流相砂体分布在龙岗-旺苍以北、广安以东的区域,川中西部-川西北部地区有海侵影响,形成质纯的石英砂岩;须四段、须六段沉积期,除营山-八角场、广安-河包场地区须四段及须六段下部发育三角洲分支河道外,其余大部分地区为河流入湖砂体在湖岸线不断进退、湖面总体扩张的背景下经湖流、波浪再改造、再分配形成的滨浅湖滩坝砂体。结论表明：①在川中南部地区由于受雷口坡期古凸起的影响,在该凸起区缺失须一-须二段下部地层;②受湖流运动方向影响,湖盆中的砂体在川中南部地区呈北东向展布,而在川中北部地区则呈近东西向展布;③滩坝砂体主体分布区是优质孔隙性储层的发育区。     

川中地区上三叠统须家河组储层成岩相

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实 溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相及致密强压实相分布区。     

致密砂岩气藏充注模拟实验及气藏特征——以川中地区上三叠统须家河组砂岩气藏为例

致密砂岩气藏岩石孔喉细小、孔隙结构复杂、含水饱和度较高且主控因素不明,制约了对天然气规模成藏机制的认识和气水分布的预测。为此,以四川盆地中部(以下简称川中地区)上三叠统须家河组致密砂岩气藏为研究对象,应用基于低场核磁共振与高压驱替装置有机结合的模拟实验设备,开展致密砂岩在不同驱替压力下气驱水过程的在线动态模拟,研究不同压力下气、水在岩石中的赋存及流动特征,定量表征流体饱和度与充注压力、岩石孔径等的关系,探讨致密砂岩气富集机理。研究结果表明:①决定须家河组气藏含气饱和度高低的储集主体是孔径介于0.1～10.0μm的储集空间;②含气饱和度总体上有随孔隙度和渗透率增大而升高的趋势,孔渗条件相近时,含气饱和度高低主要受控于孔径大于1.0μm的储集空间,大孔径占比越高,含气饱和度越大;③须家河组致密砂岩在3.0～5.5 MPa充注压力下达到总含气饱和度的70%,此后随充注压力增大,含气饱和度增幅缓慢且总量小;④"小压差驱动、相对大孔径空间储集的耦合"是低生气强度区致密砂岩形成较高含水饱和度大中型气田的重要因素。结论认为,川中地区须家河组储层"孔径小、生气强度低、近源聚集"的特点决定了其主要以小压...     

官南地区上三叠统须家河组储层特征

摘要以官南地区上三叠统须家河组储层为研究对象，在实测剖面和详细观察岩心的基础上，从沉积相特征、岩性特征以及储集空间类型、孔隙结构类型、储集物性等方面对储层进行了研究。指出：须家河组储集岩主要为中-细粒石英砂岩，主要形成于湖泊三角洲前缘环境，储集空间主要为粒缘缝、次生粒间孔、次生粒内孔及填隙物晶间孔，孔隙度在2％～4％之间，渗透率在0．011mD～0．729mD之间，储层类型为裂缝-孔隙型。并从成岩、沉积及构造方面对储层的影响进行了分析，认为须家河组储集岩以Ⅲ-B、Ⅲ-C类为主。     

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。     

川东北地区上三叠统须家河组致密气成藏地质特征及成藏模式

一直以来,四川盆地上三叠统须家河组致密气勘探主要集中在川西、川中和川北地区,川东地区因处于川东隔档式褶皱构造带,致密气勘探一直未引起重视,勘探程度低。近年来,川东北地区须家河组致密气勘探不断取得新突破,测试的两口井均获高产工业气流,展示出川东向斜区须家河组具有一定的勘探潜力。从烃源、储集与构造等地质条件入手,分析川东北地区须家河组致密气成藏地质特征,以期揭开川东地区致密气勘探新局面,研究认为：（1）川东北地区须家河组气藏烃源主要来自上三叠统须家河组和上二叠统吴家坪组,生烃强度大,具有“双源供烃”的特点,具备致密气成藏的烃源基础;（2）川东北地区须家河组基质孔隙欠发育,优质储层主要表现为“缝砂体”,须家河组五段（须五段）大面积分布的储集砂体与准连续分布的裂缝为形成规模性“缝砂体”创造了有利的地质条件,储集条件优越;（3）川东北地区须五段气藏具有“双源供烃、两期成藏、准连续性分布”的特点,成藏条件优越。因此,川东北地区须家河组具备形成大面积“准连续性”气藏的条件,具有较大的勘探潜力,对推动川东隔档式褶皱构造带向斜区致密气勘探具有重要意义。     

川南地区嘉陵江组地震相特征及勘探有利区预测

为进一步拓展四川盆地川南地区油气勘探的潜力,借鉴川东北地区鲕滩、生物礁的地震预测经验,尝试应用地震相分析手段来研究川南下三叠统嘉陵江组沉积相,进而预测嘉陵江组油气勘探的有利区带。首先,在研究区内根据地震反射特征共划分出丘形、平行-亚平行、“弱反射”及杂乱相4种地震相类型,再通过与单井相的符合率验证,发现丘形及弱反射地震相对应于嘉陵江组有利沉积相带,也是台内滩在地震剖面上的主要表现特征;最后结合勘探程度及圈闭保存条件等因素,预测出川南嘉陵江组油气勘探的有利区带为南部纳溪-白节滩构造、庙高寺-二里场构造一带及北部六合场-花果山构造一带。     

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2.32×10⁴ m³/d、威远JH1井嘉五段测试获气5.58×10⁴ m³/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、荣县—宜宾、威远一带是下步勘探评价的有利目标区。     

川中地区上三叠统须家河组典型气藏解剖与天然气成藏主控因素分析

对分别代表川中地区上三叠统须家河组须二段、须四段和须六段气藏特征的潼南、八角场和广安3 个气藏进行了解剖分析与描述。结果表明：川中地区上三叠统须家河组天然气均系近源成藏,北部以构造气藏和构造－岩性气藏为主;中部和南部受古残丘、古盐体底辟拱升的影响,以岩性气藏和裂缝－岩性气藏为主;西部斜坡带以裂缝－岩性气藏为主。良好的烃源岩为天然气近源成藏奠定了物质基础,大规模断层的存在是决定天然气保存的关键因素,古构造、古隆起及其斜坡部位是天然气运移的有利指向区。该研究为川中地区上三叠统须家河组天然气勘探工作提供了理论依据。     

四川盆地中部须家河组致密砂岩储层流体包裹体研究

流体包裹体岩相学与显微测温分析结果表明,四川盆地中部上三叠统须家河组（T3x）致密砂岩储层存在早、晚2期流体包裹体。早期流体包裹体均一温度较低,主要为80～100℃;晚期流体包裹体均一温度较高,主要为120～140℃,成熟度较早期也较高。推断四川盆地中部致密砂岩储层的油气充注、运移经历了2个主要期次,早期发生于晚侏罗世,晚期发生于晚白垩世—古近纪初期,这与油气藏饱和压力得出的结果相符。     

论四川盆地下三叠统飞仙关组天然气勘探

近10余年来,四川盆地东北部下三叠统飞仙关组天然气勘探取得了显著突破,发现了普光、罗家寨、渡口河和铁山等大型气田。天然气主要富集于广梁海槽两侧台地边缘鲕粒滩相区。由于鲕粒滩地势较高,受海盆震荡影响,鲕粒滩经常露出水面遭受淡水淋溶,经混合水白云岩化作用及其后的溶蚀作用,鲕粒滩成片变为鲕粒溶孔白云岩、鲕粒溶孔灰质白云岩或鲕粒溶孔白云质灰岩,平均孔隙度高达8.16%,平均渗透率为93.326×10^-3μm²,成为四川盆地最好的储层。气藏多为岩性-构造复合气藏。利用鲕粒滩地震异常识别模式,在盆地东部已发现104个鲕粒滩地震异常,为进一步勘探提供了新的目标。     

川东南地区下古生界地震相特征及意义

越来越多的地震方法被引入用来解决地质问题,却忽略了传统地震相分析这一与地质因素联系最为直接的方法。通过川东南地区下古生界地震相研究,在该地区识别了前积地震相、丘状地震相、透镜状、梭状、波状及弱变振幅、眉状等典型地震体,平面上进行地震相组合之后,结合区域地质资料及单井沉积相分析,可以指导沉积相精细研究,预测有利储集体分布区带,指导储集层预测研究,该方法对于那些勘探程度不高的地区意义尤为重要。