远源致密砂岩气成藏主控因素及成藏概率定量评价——以四川盆地西南部中侏罗统沙溪庙组气藏为例

四川盆地西南部(以下简称川西南部地区)中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏属于远源次生气藏,不同构造天然气富集差异性大,成藏主控因素不清。为此,基于远源致密砂岩气成藏条件分析,对比了川西南部地区沙溪庙组7个含气构造的成藏差异性,明确了成藏主控因素,在综合考虑控制致密砂岩气成藏差异性的各类地质因素的基础上,建立了远源致密砂岩气成藏概率的定量评价方法,并预测了天府气田简阳区块沙溪庙组天然气储量丰度。研究结果表明:(1)川西南部地区沙溪庙组主要发育构造—岩性气藏,天然气均源自下伏上三叠统须家河组煤系烃源岩,不同含气构造在天然气组分、储层特征、输导保存条件等方面存在明显差异;(2)烃源岩排烃能力奠定了物质基础,断—盖配置决定了天然气富集层系,断—储耦合控制着天然气聚集效率,储层品质决定了天然气富集规模;(3)烃源岩排烃能力指数、源—储距离指数、储层物性指数、储层厚度指数、断—盖耦合类型指数及断—储配置类型指数可作为评价致密砂岩气成藏概率指标,提出的远源致密砂岩气成藏概率指数(HAI)可用于该地区远源致密砂岩气地质储量预测。结论认为,HAI与储量丰度具有很好的正相关关系,并预测了天府气田简阳区块的HAI值为0.53,沙溪庙组气藏的储量丰度为1.32×10^(8)m^(3)/km^(2),提出的天然气成藏定量评价方法准确度较高,为川西南部地区沙溪庙组天然气勘探开发指明了方向。

四川盆地西南部多期叠加变形构造解析:以自流井背斜为例

四川盆地西南部地区由于受到周缘造山带构造隆升及变形扩展作用的影响,构造变形样式复杂,演化期次缺乏准确的时间约束。为了进一步探究该地区的构造演化过程,本次研究选取构造变形幅度相对较小的自流井背斜为研究对象,基于高品质地震反射资料,依据断层相关褶皱理论,精细解析其构造几何样式和运动学特征。研究结果表明,区内构造变形分层特征明显,深部以寒武系膏盐层为滑脱层,发育断层传播褶皱和滑脱褶皱,中部逆冲褶皱变形主要限制在志留系泥页岩顶界不整合面和下三叠统膏盐岩滑脱层之间,而浅部主要在上三叠统及以上地层发育宽缓褶皱和局部小位移断层。其中,深部寒武系滑脱层对区域构造样式控制起到关键作用。识别出的生长地层及构造平衡恢复结果揭示,自流井背斜带主要经历了加里东期、印支期,以及燕山期—喜马拉雅期3期主要挤压构造变形。而上三叠统中发育的北西向断裂指示后期在不同方向构造应力场下发生了叠加变形,可能是受到青藏高原东缘往东向四川盆地扩展作用的影响。

四川盆地西南部茅口期岩相古地理

根据野外露头、钻井、测井等资料,对四川盆地西南部茅口组的岩性特征及岩相古地理进行了分析。结果表明,四川盆地西南部地区茅口组为台内浅滩和开阔海微相环境,并可划分出3个沉积旋回,代表了茅口期的3次海平面升降变化。其中第二沉积旋回——海平面下降阶段为最重要的成滩期,这一时期浅滩广泛发育亮晶生屑灰岩,局部高地发育白云岩,经后期东吴运动改造,有望成为具有良好的储集物性特征的储集层。

四川盆地西南部雷口坡组储层特征及控制因素

四川盆地西南部中三叠统雷口坡组气藏主要的储层类型为碳酸盐颗粒滩储层。其主要发育两种储渗形式:砂屑云岩储层以残余粒间孔和粒间溶孔为储集空间,喉道以缩颈喉道和管束状喉道为主,孔喉配置关系较好,储层多表现为中孔中渗的特征;鲕粒灰岩储层和残余生屑云岩储层以粒内溶孔、铸模孔和生物体腔孔为储集空间,喉道欠发育,储层多表现为中孔、渗透率偏低的特征。进一步对储层的控制因素分析表明,颗粒滩为储层提供了早期的物质来源;单滩体的厚薄控制着储层的储渗形式;原生粒间孔的保存和同生期大气淡水淋溶作用分别是形成这两种储渗形式的颗粒滩储层的关键。

四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有"双层构造"特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。

川西南部地区下二叠统栖霞阶层序地层特征及岩相古地理

【目的】西接康滇古陆的四川盆地西南部下二叠统栖霞阶近年来展示出良好的勘探潜力,然而针对该地区地层充填规律及古地理格局的观点还并不统一,严重制约了下一步盆内精细的油气勘探和井位部署。【方法】以四川盆地西南部下二叠统栖霞阶梁山组和栖霞组为研究对象,综合利用野外剖面、钻井岩心和测录井等资料,在岩石类型与沉积相分析的基础上,运用海相碳酸盐岩层序地层学原理与方法,对栖霞阶层序界面进行识别。并采用单因素分析多因素综合作图法,以三级层序为编图单位,结合优势相原则,分别绘制研究区栖霞阶SQ0+SQ1和SQ2层序岩相古地理图。【结果】在栖霞阶中识别出4个三级层序界面,从下到上分别为梁山组底界面(I型)、栖一段内部界面(II型)、栖一段\栖二段界面(II型)和栖霞组\茅口组界面(I型),并将其划分为3个三级层序,每个层序均由海侵域和高位域组成。通过层序地层格架的对比分析,认为栖霞阶下部的SQ0层序大致对应于传统划分的梁山组+栖一段下部地层,仅发育于研究区内的栖霞阶地层沉积前古地貌低地,并且具有向古地貌高地超覆的层序充填特征,中部的SQ1层序和上部的SQ2层序则遍布全区。川西南栖霞阶层序岩相古地理格局总体上表现为西接康滇古陆的海相碳酸盐岩台地,古地貌和沉积相带分异比较明显,自西向东依次为:康滇古陆及其东缘的潮坪、台内洼地、台内丘滩体,以及开阔—半局限海台地,而且沿台内坡折带发育的台内丘滩体往往具有环洼规模分布的趋势。【结论】通过剖析台内坡折带对碳酸盐岩成储的影响,指出SQ2层序(栖二段)是研究区栖霞阶最有利于台内丘滩体这一潜力储集相带发育的层位,环台洼坡折带发育的丘滩体相带附近是有利的勘探区。从层序地层学角度重新认识栖霞阶充填模式及岩相古地理特征,为川西南部下二叠统栖霞阶的下一步储层预测及勘探开发提供全新的理论支撑。

川西南部PLB气田栖霞组气藏开发潜力

为了进一步落实四川盆地西南部地区PLB构造下二叠统栖霞组气藏开发潜力,以PT1井为研究对象,分析了该气藏的地质特征、试采动态特征及稳产能力等。研究结果表明:(1)川西南部地区PLB构造栖霞组白云岩储层发育,孔隙度、渗透率关系显示具有双重渗流的特征,测井解释无水层,产出液分析结果认为PT1井产凝析水;(2)容积法计算结果显示,PLB构造栖霞组气藏天然气地质储量为81.13×10^(8)m^(3),地质储量丰度为3.08×10^(8)m^(3)/km^(2);(3)PT1井试采期间生产稳定,产能缓慢下降,试井结果显示远井储层物性较好,渗透率介于1.69~7.46 mD,近井区域渗流条件未发生明显变化;(4)采用3种方法计算PT1井栖霞组气藏动态储量介于(44.39~59.69)×10^(8)m^(3),预测PT1井在25×10^(4)m^(3)/d、34×10^(4)m^(3)/d、45×10^(4)m^(3)/d不同生产制度下的稳产时间分别为23年、15年、11年,在当前配产条件下,PT1井可以保持较长的稳产时间。结论认为:(1)PLB构造栖霞组气藏地质储量大,渗流条件好,具有较好的天然气勘探开发潜力;(2)PT1井试采期产量稳定,产少量凝析水,试井解释储层物性较好,具有较大的开发潜力;(3)根据不同方法计算得到的PT1井栖霞组气藏动态储量大,预测气藏稳产能力较强,展示了该区PLB构造栖霞组气藏良好的天然气开发潜力。

川西南部须二段致密砂岩储层构造裂缝特征及其形成期次

四川盆地西南部晚三叠世须二段致密砂岩储集物性受构造裂缝明显影响。根据研究区露头地层、钻井岩芯及岩石薄片实物资料,同时利用古地磁岩芯定向和ESR测年分析,对研究区构造裂缝优势方位、宽度、间距、充填物以及裂缝发育程度和形成期次进行了分析。结果表明,研究区主要发育有4组构造裂缝,分别为北东向、北西向、近东西向和东东南向,其中优势方位为北东—南西、北西—南东和近东西方向。构造裂缝发育期次主要为印支晚期、燕山晚期、喜马拉雅早期与喜马拉雅晚期,其中印支晚期与喜马拉雅期构造活动最为强烈,裂缝较为发育。

川西南部须家河组气藏勘探开发评价

川西南部须家河组气藏含油气地质条件优越,以构造圈闭气藏为主,气藏储量丰度高、气质好、单井产能高,已成为四川盆地近期增储上产目前首选区块。通过研究认为,川西南部须家河组气藏勘探开发潜力较大,提出到"十二五"末,川西南部须家河组可新增天然气探明储量千亿立方米,可建产能约(××)×108m3的认识。

川西南部地区中侏罗统沙溪庙组优质储层形成条件与控制因素

四川盆地西南部地区(以下简称川西南部地区)中侏罗统沙溪庙组具有优越的烃源和油气疏导条件,但多年来天然气勘探一直未获得重大突破。为了明确该区沙溪庙组优质储层及勘探有利区,指导下一步天然气的勘探部署,在对川西南部地区沙溪庙组物源特征、沉积相带展布、储层岩石类型与储集性能、成岩作用对储层影响等方面开展系统分析的基础上,指出了该区沙溪庙组致密砂岩气优质储层的形成条件和控制因素,进而落实沙溪庙组储层的有利分布区。研究结果表明:①该区沙溪庙组储层岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,次为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,沉积受双物源控制,岩屑类砂岩物源来自西部龙门山,长石类砂岩来源于东北部米仓山—大巴山;②长石类砂岩储集性能明显优于岩屑类砂岩,纵向上长石类砂岩主要分布在沙二1亚段和沙二2亚段,横向上以东部地区最发育;③区内优质储层受沉积作用控制明显,河口坝、水下分流河道沉积的细—中粒长石砂岩物性最佳;④压实作用和胶结作用是沙溪庙组储层致密化、孔隙减小的主要因素,绿泥石胶结对原生孔隙具一定的保护作用,溶蚀作用是孔隙度增大的主要因素。结论认为,川西南部地区沙溪庙组三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道及河口坝等相带的长石砂岩发育区是优质储层有利分布区,其中熊坡断裂以东地区,是下一步致密砂岩气勘探的重点方向。

川西南部致密砂岩气藏产能特征与合理配产分析--以GQ1井为例

四川盆地致密砂岩气资源潜力大,具有良好的勘探开发前景,但是受目前川西南部勘探开发程度的制约,对致密砂岩气藏开发生产规律等方面的认识还存在着一定的不足。为了深化对该区致密砂岩气藏产能特征及合理配产的认识,以川西南部观音寺构造侏罗系沙溪庙组气藏测试井GQ1井为研究对象,结合气井生产动态,分析了影响气井产能的地质及工程因素,指出了区域致密气产能特征及主控因素。同时通过类比法,借鉴钻井工艺、储层及沉积特征相似的JQ气田配产原则制定了气井合理配产量。研究结果表明:①气藏生产动态呈现出早期快速递减,中期低压低产长期稳产,后期由产能不足转为间歇生产的特征;②气井产能受控于优质储层发育程度,观音寺区块沙溪庙组二段8号砂组为有利甜点区;③压裂改造及水平井增产效果显著;④GQ1井按天然气无阻流量最小值的1/5~1/3确定试采规模,配产量(3~5)×10^(4) m^(3)/d较为合理。结论认为:①川西南部致密砂岩气藏储层非均质性强,总体产能较低;②水平井及压裂改造能有效提高致密砂岩气藏气井产能。

川西南部钻井井下复杂的地质原因

四川盆地川西南部地区井漏、井壁垮塌、高压盐水侵等钻井复杂频发,严重影响井下作业安全和工程进度。为了减少钻井复杂故障率、为工程制定应对措施提供地质依据,采用地震、测井以及录井等多专业信息融合分析的方法,综合区域构造背景、地层岩性特征、地层高压流体特点对钻井井下复杂的地质原因进行了分析研究。研究结果表明:①断层和裂缝是引起研究区井漏的主要原因,其次是采空区地层压力下降导致压张性井漏和平衡高压盐水层压力的高密度钻井液引起盐水层上部低压地层压张性井漏;②井壁垮塌的主要原因是断裂和裂缝导致井壁围岩力学强度降低以及泥页岩水化导致泥岩基质分散;③盐水侵主要发生在三叠系雷口坡组、嘉陵江组等蒸发相的碳酸盐岩地层中,具有盐水矿化度高和异常高压等特征,以局部封存水和运移水两种富集形态存在,水层的位置难以预测,膏盐层应以整体井控安全防控为主。

川西南莲花山地区雷三段储层特征与天然气勘探潜力

为了扩大四川盆地中三叠统雷口坡组天然气勘探的范围,以川西南部莲花山地区雷口坡组三段(以下简称雷三段)为研究对象,在前人研究的基础上,通过野外露头观测、岩心描述和薄片鉴定,结合地球物理资料,从沉积相、储层特征及源储匹配关系等方面进行了分析,并评价了天然气勘探潜力。研究结果表明:①雷口坡组沉积期受周围古陆交替崛起和海底隆起的影响,川西南处于封闭—半封闭状态,水体能量有限,其中雷三段水体能量较高,颗粒滩发育,岩性为砂屑、藻屑白云岩,储集空间主要为溶蚀孔和晶间溶孔,储集性能优越,局部发育的微裂缝为天然气的运聚提供了良好的渗流通道;②构造控制面积大,提供了良好的油气聚集场所,发育的断层有利于下盘上三叠统须家河组一段生成的天然气侧向运移至上盘雷三段中聚集成藏;③上覆雷四段发育的膏岩为天然气在雷三段聚集成藏提供了良好的盖层条件。结论认为,莲花山地区雷三段储层厚度大、源储匹配关系好、天然气成藏条件优越、可控资源丰富,为川西南部雷口坡组有利的天然气勘探开发区域。