四川盆地中部地区震旦系大型碳酸盐岩气藏开发技术新进展

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)震旦系灯影组气藏为大型古老深层岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏,气藏整体表现为低孔隙度低渗透率,储集空间小尺度缝洞发育,储层非均质性强特征,气藏开发面临储层表征难、井位部署和效益开发难度大等系列挑战。为此,以川中地区安岳气田灯影组气藏为对象,通过地质工程一体技术化攻关,深化了对储层发育特征和成因机理的认识,提出了气藏开发新模式,创建形成了气藏高效开发的关键技术。研究结果表明:①灯影组储层主要为岩溶成因储层,具有“叠合岩溶差异控储”的发育特征;②岩溶储层非均质性强,“溶蚀相成因控储”可精细刻画储层的非均质性;③灯影组气藏宜采用“单井指标叠加论证气藏规模”的开发新模式;④创新形成了“双界面”岩溶古地貌恢复及定量刻画方法,并指导平面选区,其中Ⅰ+Ⅱ类井比例由评价期的40%提高到方案建设期的100%;⑤创建了小尺度缝洞识别、刻画及表征技术,并指导钻井轨迹设计,测试百万立方米气井比例由开发评价期的41.6%提高到建产期的60%;⑥配套完善了分段酸压工艺技术,高效动用了优质储层,并解放了低品位储层,储层渗透率由改造前的0.62 mD提高到酸压改造后的6.77 mD。结论认为,“十四五”期间,在上述开发技术的支持下,安岳气田由台缘带灯四段高效开发转向长期稳产和台内地区多层系效益开发,蓬莱含气区由单井高产转向区块高产和气藏规模建产,将强力支撑中国石油西南油气田公司“十四五”末天然气上产500×10^(8)m^(3)。

准噶尔盆地西北缘三叠系干旱型冲积扇储层内部构型特征

以克拉玛依油田一中区为例,综合现代沉积、岩芯、露头、密井网等资料,应用层次分析法深入解剖干旱型冲积扇内部构型。以冲积扇相带划分为基础,构建7~9级构型要素分级体系,明确构型要素的成因、规模及样式,建立精细的干旱型冲积扇构型模式。研究表明:①根据岩性组合、沉积构造等特征将冲积扇依次划分为槽流、片流、辫流及径流4个相带;②槽流带主体为宽带状槽流沉积体,由多期槽流砾石体垂向叠置而成,单期槽流砾石体顶部在间洪期受到小股牵引流侵蚀改造,发育网状的流沟系统;③片流带主体为扇状片流砂砾体,由多期片流朵体侧向—垂向复合而成,朵体顶部披覆的泥质夹层是稳定的渗流屏障;④辫流带主体为宽带状辫流水道,由洪水水道和间洪水道两种单一水道侧向复合而成,洪水水道规模较大、侧向迁移频繁、切割叠置关系复杂、物性较好,在油田注水开发过程中极易形成水窜通道,而间洪水道规模较小,侧向切叠程度较低、物性也较差;⑤径流带主体为漫流细粒沉积,在漫流细粒沉积的背景上发育径流水道,其水道规模小、物性差且易尖灭。

逆断层正牵引构造对冲积扇沉积过程与沉积构型的控制作用：水槽沉积模拟实验研究

逆断层正牵引构造广泛发育于挤压盆地边缘,伴随逆断层的幕式活动而生成,并影响山前冲积扇沉积过程与沉积构型。为进一步认识这种特殊的凸起构造对冲积扇沉积过程及其内部构型的控制作用,利用水槽实验对正牵引构造发育背景下的冲积扇沉积过程进行模拟与观测。研究表明,携带大量沉积物的碎屑流冲出供水槽后很快受到正牵引构造的阻挡,大量的粗粒沉积物快速卸载在正牵引构造的迎水面,形成一个砂砾坝,同时水流被分成两股分支水流。由于较粗粒的沉积物快速在迎水面卸载,砂砾坝迎着水流逐步向物源方向生长,形成逆向(生长)砂砾坝。分支水流绕过正牵引构造后形成两个新的次级物源,在次级物源持续供给下,形成两个由多期碎屑流朵体复合而成的次级扇。受控于正牵引构造的阻挡,冲积扇表面不同位置的沉积物卸载过程差异较大,相较于正常冲积扇沉积体,砂砾坝沉积物偏粗、分选更差,而次级扇沉积物粒度偏细、分选更好;正牵引构造凸起幅度高低也会影响冲积扇沉积构型,凸起幅度越高,正牵引构造对水流的阻挡作用越强、越持久,逆向砂砾坝和次级扇的规模越大、空间结构也越复杂。正牵引构造完全被沉积物覆盖后,扇面沉积特征与一般冲积扇无异。受控于正牵引构造的冲积扇与一般冲积扇的内部构型存在较大差异,在顺物源剖面上前者依次发育碎屑流朵体、逆向砂砾坝及次级扇,而后者则整体以碎屑流朵体为主;在由近端至远端的切物源剖面上,前者依次以碎屑流朵体主控、逆向砂砾坝主控及次级扇主控,而后者则均以碎屑流朵体主控为主。

尼日尔三角洲盆地陆坡逆冲构造区海底扇分布规律

近年来的深水油气勘探揭示了陆坡逆冲构造区复杂的海底扇分布特征。目前,国内外学者重点研究了逆冲相关地貌对海底扇宏观分布的影响,但对于不同逆冲活动阶段的海底扇分布及空间演化规律仍缺乏系统的认识。文章以尼日尔三角洲盆地某深水研究区为例,综合地震和测井资料,开展陆坡逆冲构造区的海底扇分布规律研究。研究表明,研究区目的层段(上中新统—第四系)可依据地层超覆及海平面变化划分为9个三级层序,在其内部共识别出了块体搬运沉积、水道沉积及朵叶沉积3类海底扇沉积单元。垂向上,海底扇主要分布在三级层序的海退域;而在平面上,受控于不同逆冲活动阶段的差异古地貌特征,海底扇可表现出复杂的分布演化规律。综合分析表明,研究区海底扇的沉积演化可分为4个阶段:(1)均衡陆坡阶段,该阶段逆冲断层未开始活动,陆坡地貌相对平缓,其对海底扇的限制性较弱,此时海底扇体系主要由高弯度条带状水道组成,发育于研究区中部;(2)逆冲断层阶段,该阶段逆冲断层向深水区强烈挤压,在其上盘处形成微盆地,阻止了重力流的搬运,形成大型连片状的复合朵叶;(3)泥底辟阶段,该阶段逆冲断层活动减弱,并在核部伴随有向上的泥底辟作用,此时在研究区中部发育泥底辟背斜,而在其东西两侧发育顺陆坡倾向的微盆地,大量的重力流沉积物沿这些纵向微盆地沉积过路,形成东西分异的海底扇水道-朵叶复合体;(4)沉积填平补齐阶段,该阶段逆冲活动基本停止,陆坡地貌逐渐趋于均衡,此时研究区内均匀发育低弯度条带状的水道沉积。

基于地质矢量信息的冲积扇储层沉积微相建模:以克拉玛依油田三叠系克下组为例

冲积扇储层具有典型的非平稳分布特征,传统的基于平稳假设的地质统计建模方法无法准确模拟其沉积微相。在充分分析其沉积微相分布特征的基础上,以克拉玛依油田三叠系克下组冲积扇储层为例,综合现代沉积、密井网、露头等信息,应用基于地质矢量信息的多点地质统计学方法建立了精细、合理的储层沉积微相三维模型。首先,综合现代沉积特征与地下储层沉积微相解剖成果,应用"模式指导、规模约束"的方法,建立符合研究区沉积模式和定量规模的训练图像和基于冲积扇沉积体系的矢量坐标系统,表征了训练图像的地质矢量信息,提出基于预模拟实现的模拟域地质矢量信息表征方法,建立了待模拟地质体的三维矢量信息模型;最后,采用基于矢量信息的多点地质统计方法建立了冲积扇储层沉积微相模型,并采用多种标准对模拟实现进行可靠性分析。模拟结果表明冲积扇相带分布符合地质认识,沉积微相的形态、展布特征、组合样式、规模与训练图像、地下沉积微相解剖认识相符。

同生逆断层伴生褶皱对冲积扇片状砂砾体及辫状水道沉积的控制--以准噶尔盆地西北缘湖湾区三叠系克拉玛依组为例

利用水槽沉积物理模拟再现了同生逆断层伴生褶皱影响下冲积扇的沉积过程,并进一步切片观察,分析了伴生褶皱影响下片状砂砾体和辫状水道的分布特征。在水槽沉积模拟的指导下,综合应用岩心、露头、密井网和地震资料,在同生逆断层伴生褶皱活动强度研究基础上,对准噶尔盆地西北缘湖湾区三叠系克拉玛依组下油组(克下组)冲积扇片状砂砾体和克上组辫状水道沉积构型进行识别,并依据露头定量规模和测井曲线标志对地下单一构型单元开展解剖,分析了同生逆断层伴生褶皱对片状砂砾体及辫状水道沉积过程、规模、方向以及叠置样式的控制作用。研究表明:近源端不发育伴生褶皱的区域为片状砂砾体优先沉积部位,片状砂砾体由主流方向向两侧迁移,单一片状砂砾体规模较大、侧向叠置程度较低,地下解剖单一片状砂砾体最小宽度约1000 m,平均宽度1400 m;在伴生褶皱边部和活动强度较小部位,片流砂砾体及辫状水道沿其绕流,并表现出由斜交物源方向向顺物源方向迁移的特点,单一片状砂砾体规模较小、侧向叠置程度较高,辫状水道呈交织条带状或宽带状,地下解剖单一片状砂砾体宽度最小为450 m,平均宽度1000 m,单一辫状水道宽度150~350 m,厚1.5~8.1 m;在伴生褶皱活动强度较大部位无片状砂砾体沉积,辫状水道呈孤立窄带状,侧向连续性差,地下解剖单一辫状水道宽度80~120 m,厚1~4 m。

定量评价同生逆断层及其伴生褶皱活动性——以准噶尔盆地西北缘湖湾区为例

应用生长指数法和断层落差法定量分析了准噶尔盆地西北缘湖湾区同生逆断层及其伴生褶皱在三叠系克拉玛依组沉积时期的活动性,并探讨了同生逆断层活动强度与伴生褶皱活动强度的相关性。研究表明,一级同生逆断层克拉玛依断层的活动强度远大于其他小规模同生逆断层。地层剥蚀量恢复后发现,伴生褶皱在克拉玛依组沉积时期表现出活动强度逐渐增强的特点。进一步分析发现,伴生褶皱各项参数与同生逆断层活动性参数具有较好相关性。伴生褶皱构造的长度、宽度、抬升幅度和活动强度与断层活动参数呈线性正相关,伴生褶皱构造面积与断层活动参数呈指数关系,伴生褶皱抬升幅度与断层生长指数和落差相关性最好。

河口坝储层构型控制的剩余油分布模式

针对三角洲储层,对复合河口坝、单一河口坝以及河口坝内部3个级次构型单元结构进行了系统分析,建立了三维储层构型概念模型及参数模型,并进行了基于三维储层构型概念模型的油藏数值模拟,明确了3种不同级次的三角洲储层构型控制的剩余油分布模式。

基于突变理论的气井产量劈分方法——以安岳气田须二气藏为例

安岳气田须二气藏地质研究表明,影响气井产量的因素包括地质特征,开发条件,储层物性等7个指标。利用突变理论原理与方法,将天然气的生产过程视为突变现象,将每个小层视为相对独立的系统,以小层产量为系统目标值,产量影响因素为系统控制变量,构建三级评价体系,计算各小层的产量目标状态值。最后,以相对突变层的目标值为参照基础,计算各层对突变层的跳跃距离,来量化小层产量比例。相比于专家评判方法,该方法在一定程度上避免了人为主观判断造成的不稳定,实例计算表明,小层产量劈分结果与生产测试结果较为吻合,且精度高于地层劈分法。

川中震旦系灯四段岩溶储集层特征与发育模式

基于钻井、录井、测井和地震等资料,系统分析四川盆地中部震旦系灯影组四段(简称灯四段)古老岩溶型碳酸盐岩储集空间特征、储集层类型和分布特征,构建岩溶储集层发育模式,支撑气藏实现高效开发。研究表明,灯四段储集层主要储渗空间为小尺度溶洞和裂缝,发育缝洞型、孔洞型和孔隙型3种储集层类型。明确岩溶储集层发育特征,平面上自岩溶台地到岩溶斜坡岩溶厚度由65 m增加到170 m,优质储集层厚度由25.0 m增加到42.2 m,纵向上灯四段顶部储集层多层展布,呈现顺层溶蚀和顺缝溶蚀特征,底部储集层存在3~5套规模较大的缝洞系统,呈现平行于岩溶期古水平面溶蚀特征。综合储集层发育特征,从成因机制出发,建立灯四段层溶体、缝溶体和面溶体3类储集层发育模式。构建3类岩溶储集层发育模式,明确其地震响应特征,为井位部署和轨迹设计提供参数依据,优化单井和气藏开发指标,气藏开发设计产能由初期的年产36×108 m^(3)提升到60×108 m^(3),大幅增加了气藏开发效益。

冲积扇储层窜流通道及其控制的剩余油分布模式——以克拉玛依油田一中区下克拉玛依组为例

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田三叠系下克拉玛依组发育典型的干旱冲积扇储层,储层非均质性强,在长期注水开发过程中形成了多种窜流通道,并控制剩余油的形成和分布。从冲积扇储层构型解剖入手,综合应用测井、岩心、现代沉积等资料建立了冲积扇储层构型模式,在此基础上利用动、静态数据分析研究区窜流通道的类型和分布样式,冲积扇储层内部发育有别于其他碎屑岩储层的窜流通道类型,根据窜流通道的物性特征可分为大孔高渗通道和相对低渗通道2类。不同沉积相带内部发育不同成因的窜流通道:扇根内带为流沟系统,扇根外带为片流朵体骨架,扇中为高能水道。不同类型窜流通道的分布样式及其对剩余油分布特征的控制作用差异明显。流沟分布于单期槽流砾石体的上部,流沟之间相互交叉汇合形成"树状"组合,剩余油分布于槽流砾石体未被流沟切割的部位;片流朵体骨架在片流带内孔、渗性能最好,在三维空间内呈"发束状"发散,剩余油分布于单一片流朵体侧缘和上部;扇中高能水道为高孔、高渗的宽带状储集体,单一水道切割叠置频繁,剩余油富集在物性较差、规模较小的低能水道内;扇缘储层构型样式单一,径流水道规模小且多孤立分布,剩余油主要受控于开发井网与措施的完善程度。

川中高石梯区块灯影组四段古岩溶带及内部储层分布特征

四川盆地震旦系灯影组四段(灯四段)在表生期岩溶作用影响下纵向岩溶分带特征明显,不同岩溶带储层发育程度差异较大,有必要精细刻画古岩溶带内部结构,进一步明确优质储层的分布。综合岩心、地震、成像测井等资料,基于地下水运动方式及孔、洞、缝发育特征,开展了高石梯区块灯四段古岩溶带划分,建立了古岩溶带厚度与古岩溶地貌相对高程的关系,并细分水平潜流亚带,分析不同期水平潜流亚带优质储层的发育特征,分区优选了有利古岩溶亚带。研究表明,高石梯区块灯四段古岩溶地貌越高,垂直渗流带厚度越大、水平潜流带厚度越小。受古岩溶潜水面周期下降影响,水平潜流带内发育3期水平潜流亚带,上部水平潜流亚带1、亚带2优质储层发育程度优于亚带3。根据沉积相、古岩溶地貌及优质储层展布特征,将高石梯区块划分为3个区域。区块西侧(1区)各岩溶带和亚带优质储层均较发育,优质储层累计厚度超50 m,为最有利区域;区块东侧(2区)优质储层仅发育于垂直渗流带,优质储层累计厚度为15~20 m;区块南侧(3区)优质储层主要发育于垂直渗流带和水平潜流亚带1,优质储层累计厚度为30~40 m。不同区域优质储层发育的岩溶带、亚带存在差异,应采用不同的开发技术政策。

高石梯—磨溪地区灯影组四段岩溶古地貌分布特征及其对气藏开发的指导意义

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和完钻井资料,结合高分辨率法、层拉平法、残厚法和印模法的优点,采用双界面法对高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段(灯四段)岩溶古地貌进行恢复。灯四段岩溶古地貌包括岩溶低地、岩溶斜坡和岩溶台地3种一级古地貌单元以及陡坡、缓坡、台坡、台面、洼地、沟谷和残丘7种二级古地貌单元。灯四段岩溶古地貌表现为"两沟三区、北缓南陡"的特征,同时高石梯地区发育台坡、台面和残丘3种古地貌单元,磨溪地区主体发育缓坡和台面,台地内部发育台面、洼地和残丘。台坡、台面和斜坡微地貌单元岩溶发育程度好,优质储层发育,完钻井效果较好,高石梯和磨溪地区差异性明显。研究结果表明,岩溶古地貌对高产井控制作用明显,下一步需要精细刻画沟谷分布,论证断层及古沟槽对古地貌分布的控制作用、分区建立古地貌划分标准,评价台地内部优势微地貌单元分布,支撑建产有利区筛选和目标开发井位优化,从而为高石梯—磨溪地区震旦系气藏快速建产和长期稳产提供保障。

四川盆地磨溪区块灯影组四段强非均质性碳酸盐岩气藏气井产能分布特征及其对开发的指导意义

四川盆地磨溪区块灯影组四段气藏储集空间多样,储层非均质性强,流体渗流规律复杂。气藏开发过程表现为以下3个特征:①气井产能差异大,以中高产井为主;②气井稳产能力差异大,大多数井稳产能力较强;③分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能。为弄清气井产能分布特征,采用气藏工程研究与综合地质研究相结合,分析气井产能在平面上的分布特征。研究结果表明:气井产能在平面上具有明显的分区分带特征。气井产能在平面上主要分布在4个区域:Ⅰ区,上覆灰岩厚度为0 m区域;Ⅱ区,上覆灰岩厚度介于0~5 m之间区域;Ⅲ区,上覆灰岩厚度介于5~20 m之间区域;Ⅳ区,上覆灰岩厚度介于20~40 m之间区域,同时建立了不同区域内气井产能与上覆灰岩厚度的拟合公式。气井产能在平面上主要分布在台缘带、台内带和坡折带3个带,气井产能由台缘带、台内带到坡折带依次减小。研究成果可有效支撑气藏开发建产区筛选、井位部署和气井产能评价。

川中地区磨溪区块震旦系顶面古岩溶微地貌及其发育特征

针对四川盆地磨溪区块震旦系顶面古岩溶"微地貌"单元划分不系统、研究较为缺乏的问题,综合分析磨溪区块的三维地震资料和钻井资料,论证并选取下寒武统沧浪铺组内部海泛面作为震旦系灯影组的上覆标志面,采用印模法恢复了震旦系顶面的古岩溶地貌。在此基础上,借鉴地貌学的经典坡位分类,结合磨溪区块震旦系顶面古岩溶地貌的发育特征,建立了磨溪区块震旦系顶面古岩溶微地貌的发育模式。优选坡度、剖面曲率、相对高程和长宽比4个参数,厘定各参数定量表征的标准,结合沟谷提取的分析结果,将磨溪区块划分为8类古岩溶微地貌单元,明确了磨溪区块震旦系顶面不同微地貌单元的发育特征,分析了不同微地貌单元中垂向岩溶风化带及溶蚀孔洞层发育程度的差异。研究表明,磨溪区块可划分为陡坡、坡肩、坡脚、残丘、坡顶、坡底、洼地和沟谷8类古岩溶微地貌单元。其中,残丘、洼地、坡顶和坡底在平面上呈低长宽比的似圆状、不规则状;坡肩、陡坡、坡脚和沟谷呈条带状。从坡肩、坡脚到坡底,各微地貌单元中的地表岩溶带和垂直渗流带厚度明显减小,水平潜流带厚度增大。溶蚀孔洞层在水平潜流带中的发育程度大于地表岩溶带和垂直渗流带中的发育程度,且水平潜流带厚度越大的部位其溶蚀孔洞层的累计厚度越大。坡底是有利于溶蚀孔洞层发育的微地貌单元。

岩溶风化壳型含水气藏气水分布特征及开发技术对策——以鄂尔多斯盆地高桥区下古气藏为例

岩溶风化壳型气藏是一种重要的碳酸盐岩气藏类型,在我国广泛分布于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地。受地层水影响,岩溶风化壳型含水气藏的开发面临极大的难题。该类气藏主要表现为储层大面积展布、多层含气,储层薄、丰度低、非均质性强,气井动态特征差异较大,生产井受地层水影响严重等特征。气水分布主要受区域构造背景、气源的充足程度、小幅度构造、储层的非均质性、沟槽的分布及构造反转的地质过程等因素影响。高桥地区完钻水平井动静态特征分析表明,地层水影响是造成水平井生产效果较差的主要因素。针对动态和静态方法在研究地层水分布特征的过程中存在的各自的缺点和不足,结合各自的优点,首次采用动静态结合的方法进行储渗体类型划分,将储层划分为高渗无水、高渗凝析水、高渗封存水、低渗封存水、低渗凝析水和低渗无水6种储渗体,同时在平面上明确各类储渗体分布特征。在气水分布控制因素及储渗体分布特征基础上,制定了岩溶风化壳型含水气藏开发技术对策,为该类气藏科学高效开发提供技术支撑。

安岳气田灯影组四段气藏特征及开发技术对策

安岳气田灯影组四段为强非均质性碳酸盐岩气藏,面临储层非均质性强、气井产能差异大等众多难题。为了进一步提高气藏储量动用程度,采用动态和静态相结合、研究和管理并重的研究方法,综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,深入分析了气藏地质特征和开发特征。研究结果表明,气藏地质特征为:①构造-沉积分异导致有效储层发育在平面上呈现出明显分区的特征;②优质储层的发育受沉积、岩溶和微裂缝3个因素综合控制;③由台缘向台内,地层岩性趋于复杂、储层变薄,储层非均质性变强。气藏开发特征为:①叠合岩溶发育导致气井产能在平面上具有明显分区分带特征;②储层强非均质性特征导致气井初期的高产与长期稳产能力不匹配;③特殊工艺井和分段酸压工艺可大幅度提高单井产量。在气藏特征分析的基础上,结合模型分析和同类气藏开发经验,确定开发技术对策:①多手段融合刻画气藏特征,明确优质储层发育特征,夯实储量基础;②全生命周期提高采收率,采用不规则井网,优选大斜度井、水平井井型,有针对性制定增产工艺方案,中—后期通过打补充井、地面增压、排水采气等多手段结合挖掘气藏开发潜力;③分单元管理提高气藏开发水平,以单井动态储量评价为核心制定开发指标,以气井类型划分为基础开展跟踪评价,以一体化布局为抓手提高管理水平,整体协同实现气藏高效开发。