Geological characteristics and accumulation mechanisms of the "continuous" tight gas reservoirs of the Xu2 Member in the middle-south transition region,Sichuan Basin,China

＂Continuous＂ tight gas reservoirs are those reservoirs which develop in widespread tight sandstones with a continuous distribution of natural gas. In this paper, we summarize the geological features of the source rocks and ＂＇continuous＂ tight gas reservoirs in the Xujiahe Formation of the middle- south transition region, Sichuan Basin. The source rocks of the Xul Member and reservoir rocks of the Xu2 Member are thick （Xul Member： 40 m, Xu2 Member： 120 m） and are distributed continuously in this study area. The results of drilled wells show that the widespread sandstone reservoirs of the Xu2 Member are charged with natural gas. Therefore, the natural gas reservoirs of the Xu2 Member in the middle-south transition region are ＂continuous＂ tight gas reservoirs. The accumulation of ＂continuous＂ tight gas reservoirs is controlled by an adequate driving force of the pressure differences between source rocks and reservoirs, which is demonstrated by a ＂one-dimensional＂ physical simulation experiment. In this simulation, the natural gas of＂continuous＂ tight gas reservoirs moves tbrward with no preferential petroleum migration pathways （PPMP）, and the natural gas saturation of＂continuous＂ tight gas reservoirs is higher than that of conventional reservoirs.

四川盆地西-南部沿山短时强降水环境特征对比分析

利用实况监测、再分析资料和模式分析场资料,分析了盆地西-南部强降水发展特征、天气配置、环境要素、对流触发机制等。结果表明:盆地西-南部强降水有三个发生源地,分别为峨眉山东坡沿山地区、四川盆地南部山区和盆地西北部沿龙门山脉。盆地西-南部的强降水生消发展主要表现为两种分布形势,一是发展型强降水,二是未发展型强降水。在中低层为强降水提供的能量和水汽条件相似情况下,500 hPa的影响系统是决定盆地西-南部强降水天气过程发展与否的关键因素。在中低层不显著的环流差异下,850 hPa风速的微弱变化是造成对流是否维持更长时间的关键,850 hPa风速越大越有利于对流进一步发展形成发展型强降水。影响盆地西-南部强降水发生发展的环境要素中,水汽因子尤为重要。首先,环境水汽含量不仅是深厚湿对流发生的水汽条件,亦在不稳定能量条件中扮演重要角色;其次,充沛的盆地水汽含量足以引发强降水出现,但水汽含量差异是对流性降水发展升尺度的关键因素;最后,水汽含量的差异导致了强降水发展趋势,反过来强降水发展也影响水汽含量阈值,两者相互反馈。盆地西-南部强降水对流触发配置模型可分为低压扰动型和地形辐合型,小尺度冷池、地形辐合和地面辐合线在其触发条件中尤为重要。

四川盆地南部威荣、永川地区深层页岩气勘探开发进展、挑战与思考

中国3 500 m以浅的页岩气已实现了效益开发,并形成了较完善的地质理论和一系列勘探开发技术。对于3 500 m以深的深层页岩气,虽然地质参数整体优良,但工程地质条件变差,有效开发难度大。为了进一步提高深层页岩气勘探开发效益,以四川盆地南部威荣、永川地区深层页岩气为例,在对比中深层页岩气地质—工程参数特征的基础上,归纳总结了该区深层页岩气在地质、钻完井、压裂、采输等方面的技术进展,剖析了深层页岩气勘探开发面临的问题与挑战,并预测了未来发展方向。研究结果表明:(1)深层页岩在地球化学指标、脆性矿物含量、孔隙度及含气性等基础地质特征方面与中深层页岩相似,但工程地质特征更复杂,具有地应力高、水平应力差高、塑性高、地层压力高的“四高”特征;(2)深层页岩裂缝总体欠发育,地应力复杂,有效改造体积偏小,以致气井初期产能低、递减快、最终可采气量低、返排液高,制约了深层页岩气效益开发;(3)深层页岩气勘探开发已在甜点评价与预测、建模—压模—数模一体化、优快钻完井、体积压裂、“三精”生产管理、集约化采气等方面形成了关键配套技术;(4)目前深层页岩气勘探开发主要面临套变、压窜以及改造效果不理想等方面的难题,需持续做好地质评价、建模—数模、钻井、压裂以及采输等技术攻关。结论认为,已形成的深层页岩气勘探开发关键技术对提升中国页岩气保障能力具有重大意义,但深层页岩气勘探开发面临的理论认识与工程工艺技术创新是一个长期的过程,需长期投入、循序渐进攻关,才能实现深层页岩气的规模效益开发。

海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明:海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高(TOC含量为0.85%~35.70%,平均6.73%),有机质类型以腐殖型为主(干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰^-23.5‰),有机质成熟度达高—过成熟阶段(Ro为1.95%~2.40%,平均2.22%);页岩中黏土矿物较为发育(20.3%~92.3%,平均61.9%),脆性矿物含量较低(6.3%~65.7%,平均27.7%),页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔(含量占29.08%)和溶蚀孔(占30.18%),其次是有机质孔(占16.74%)和粒内孔(占10.56%),还有晶间孔(占4.94%)和微裂缝(占8.5%),为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0~3.0 m3/t。

川南志留系龙马溪组页岩气形成条件与有利区分析

利用四川盆地南部志留系龙马溪组最新钻井、露头地质调查资料及样品分析结果,从富有机质页岩区域分布、岩性、有机质特征、储层特征、含气性、地层压力等方面,重点研究川南地区龙马溪组页岩气形成条件与有利区优选。认为龙马溪组页岩有机质含量高(TOC含量0.35%～18.40%,平均2.52%)、有效厚度大(黑色页岩厚20～260 m)、热演化程度高(Ro值1.8%～3.6%)、脆性矿物含量较高(40%～70%)、有机质纳米孔隙发育、含气量较高(0.3～5.1 m3/t,平均1.9 m3/t)、埋藏适中(2 000～3 600 m),有利于页岩气的形成与富集,其中龙马溪组下部富有机质页岩发育,是南方最有利的页岩气勘探开发层系。综合对比研究指出,隆昌-永川、威远、长宁-珙县等地区具备页岩气勘探开发有利的地质与地面工程条件,是目前经济技术条件下研究区内龙马溪组页岩3个最现实的页岩气勘探开发有利目标区。

川南地区下古生界页岩气储层矿物组成与脆性特征研究

应用X射线衍射（XRD）分析技术，对川南地区下古生界下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组两套海相页岩气储层岩心样品进行了矿物组成与脆性特征研究。结果表明，川南地区筇竹寺组和龙马溪组海相页岩具有差异的矿物组成和含量特征。筇竹寺组页岩中，石英含量最高（28.4％～42.8％，平均35.7％），黏土矿物含量次之（25％～35.3％，平均28.7％），碳酸盐矿物含量较低（1.4％～21.7％，平均11.2％）。龙马溪组页岩中，黏土矿物和碳酸盐矿物含量高，前者为13.4％～66.1％（平均34.7％），后者为14.6％～80.0％（平均35.9％），石英含量相对较低（5.2％～41.4％，平均21.0％）。另外，这些页岩中还含有少量黄铁矿、长石、白云石等其他矿物。总的来说，该区下古生界海相页岩的矿物组成特征与北美海相页岩比较相似。川南地区筇竹寺组和龙马溪组页岩中脆性矿物丰富、含量高，前者为55.6％～73.9％（平均64.1％），后者为26.9％～86.6％（平均62.5％），整体上具有良好的脆性和可压性，有利于该区海相页岩气的压裂改造。

川中—川南过渡带须家河组砂岩储层次生孔隙成因与分布特征

川中—川南过渡带须家河组岩石学特征表明,砂岩储集空间以原生残余粒间孔和次生孔隙为主。次生孔隙的成因主要是煤系地层中有机质成熟时释放的有机酸和成岩过程中有机质脱羧作用产生的CO2形成的酸性水对长石、岩屑、碳酸盐胶结物以及粘土矿物等的溶解。另外次生孔隙还与烃源岩的厚度及分布、砂体所处的沉积微相和断裂沟通有关。次生孔隙在垂向上发育2个次生孔隙带,主要分布在1 700~2 050 m深度范围内;平面上次生孔隙的分布主要受沉积物原始组分的影响。

四川盆地南部纳溪—塘河地区下三叠统嘉陵江组含硫气藏成因

四川盆地南部纳溪-塘河地区下三叠统嘉陵江组气藏属于含硫气藏，其整体H2S含量在整个泸州古隆起属较高，局部地区H2S含量高达25～30g／m^3以上，其嘉一气藏H2S主要为含硫有机质裂解成因，而嘉二、嘉三一嘉四气藏H2S主要为热化学硫酸盐还原作用（TSR）成因，而H2S成因类型与含量高低随着天然气成藏过程的变化而变化，燕山早一中期深层志留系来源的气向上运聚成藏，嘉陵江组各气藏呈现低含生源成因H2S特征，燕山末期一喜山早期嘉陵江组储层古地温大多高达140℃以上，含膏岩分布的嘉二、嘉三一嘉四气藏大量发生TSR反应，形成TSR反应成因为主的高含硫气藏，在喜马拉雅运动中晚期由于构造抬升、古地温大幅度降低，TSR反应减慢甚至终止，由于地层水对H2S的溶解作用，使含硫气藏H2S含量重新分配和调整，从而造成不同区域或不同气藏的舍硫量具有较大差异。

川南地区下古生界页岩气成藏条件研究

从钻井、岩芯样品等分析资料出发,以下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组页岩为研究对象,对川南地区下古生界海相页岩气成藏条件进行了研究,指出该区筇竹寺组和龙马溪组页岩主要形成于陆棚沉积相,富有机质页岩厚度大,有机质丰度高(平均TOC>2%),有机质类型为Ⅰ,Ⅱ1型,热演化程度处于高—过成熟阶段,页岩中脆性矿物丰富,微米—纳米级孔隙发育,含气量高,有利于页岩气的形成与富集。与成功勘探开发页岩气的北美页岩相比,川南地区下古生界海相页岩具有良好的页岩气成藏条件,认为筇竹寺组、龙马溪组均是该区现实的页岩气勘探目标层,并提出了其页岩气富集有利区。

应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层

页岩气储层的测井解释在国内刚刚起步,与常规储层相比有着不同的测井响应特征。因此,应用ΔlogR方法(孔隙度和电阻率曲线重叠法)识别页岩气时应考虑到重叠基线的选取、岩性的变化等的影响;用电成像测井资料对不同地质特征的拾取、裂缝的有效性评价、地应力的分析是关键技术。经过对Wx井页岩气储层部分物性参数的初步处理,有针对性地选取测井项目,探索出了对页岩气的测井解释模式,这对今后页岩气储层测井解释评价工作的开展具有重要的参考意义。

南黄海地区与上扬子地区海相中—古生界岩性地层对比

海相油气勘探是近十年来我国油气勘探中的重点研究领域,受到越来越多的关注。南黄海地区分布着厚层的前新生代海相地层,为深入了解该套地层,通过收集南黄海盆地的钻井资料以及下扬子陆区的地层资料,将其与上扬子四川盆地的海相地层进行岩性对比和沉积演化分析,了解两套地层的异同性,认为南黄海盆地与上扬子四川盆地的海相中—古生界沉积演化在印支运动以前总体来说是"大同小异",均为以碳酸盐岩沉积为主的稳定沉积,只是在中—古生代构造运动改造时间、规模上存在着一定的差异,上下扬子地区的海相中—古生界具有充分的可比性。还就上下扬子地区的烃源岩特征和油藏保存条件差异等方面进行了简要阐述,这有助于通过借鉴四川盆地海相油气勘探的成功经验,评估南黄海海相地层油气潜力,探索南黄海盆地下一步油气勘探的方向。

四川盆地中南部寒武系白云岩特征及形成机制

四川盆地寒武系厚度达千米,岩性从下到上依次由泥页岩-粉砂质泥岩-灰质白云岩-纯白云岩组成,其优质储层主要为中—上寒武统冼象池组的白云岩。本文通过与川东北长兴组—飞仙关组、塔河油田奥陶系白云岩对比,应用微量元素、稀土元素、碳、氧、锶同位素等分析测试结果,对四川盆地中南部寒武系白云岩特征及形成机制进行了研究。研究结果表明:四川盆地中南部寒武系白云岩具有较高的铁、锰质量分数,平均值分别为6 502.9×10^(-6)和468.3×10^(-6),较低的锶质量分数,平均值为74.0×10^(-6),较低的碳氧同位素值,δ^(13)CVPDB和δ^(18)OVPDB平均值分别为-2.38‰和-7.74‰;四川盆地中南部寒武系碳酸盐岩经历了大气淡水淋滤作用,可能为准同生白云石化或混合水白云石化作用。

四川盆地南部页岩气地震勘探新进展

我国目前对于页岩气的研究多集中在基础理论上,利用地球物理资料对页岩气进行研究尚处于探索阶段。为此,在对四川盆地南部页岩层段地质、地球物理响应特征分析的基础上,通过地震资料采集、处理及解释技术攻关,形成了一套较为完整的页岩气地球物理勘探思路及技术流程,取得了页岩气地震勘探的新进展。采集方面,通过对激发接收参数的试验攻关,优选了技术性与经济性兼备的、合理的采集参数;处理方面,特别注重静校正、保真保幅及浅层信息保护等处理环节;解释方面,在分析页岩气主控因素的基础上,通过断层精细解释+埋深编制+优质页岩厚度预测等环节的工作,为该地区页岩气资源评价和开发目标区的选择提供了坚实的基础资料。

华南地区晚三叠世含煤岩系层序—古地理

在对露头及钻孔剖面沉积特征研究的基础上,建立了华南地区晚三叠世含煤岩系层序地层格架,恢复了基于三级层序的岩相古地理,并分析了聚煤规律。根据岩相特征及岩相组合类型,在区内晚三叠世含煤地层中识别出陆相和海陆过渡相两大沉积类型,并可进一步识别出冲积扇、河流(包括辫状河和曲流河)、三角洲、湖泊、潮坪—潟湖、滨海平原和滨浅海等7种沉积类型。陆相沉积主要发育在上扬子地区的四川盆地;海陆过渡相沉积主要发育在东南部湘赣粤滨浅海。在晚三叠世含煤岩系中识别出区域性不整合面和构造应力转换面、砂砾岩体底部冲刷面和岩性突变面等类型的层序界面,将含煤岩系划分为5个三级层序。以三级层序为古地理作图单元,恢复了研究区的古地理格局。由煤层厚度与岩相古地理平面展布规律可知,最有利的成煤环境为三角洲沉积体系,其次为河流、潮坪—潟湖沉积体系,聚煤中心主要分部在四川盆地的乐威煤田以及华蓥山煤田、湘赣粤滨浅海地区的湘东南至赣西萍乡一带。

高气液比气井管流压降计算实用方法

阻力系数法是气井两相流压降计算模型中最简单实用的一种方法,然而传统的阻力系数图版多是针对油井条件提出的,仅适用于较低的气液比范围,而且多数图版坐标为英制单位量纲,使用不便。为此,以四川盆地南部和鄂尔多斯盆地66口气液比范围在480～344 360m3/m3的气井数据为基础,绘制出了适用于高气液比气井的无因次阻力系数图版。首先,基于多相流压力梯度方程,采用无滑脱持液率,根据现场测压数据反算各测点的阻力系数;随后,引入无因次两相雷诺数,绘制阻力系数与两相雷诺数关系图,其中两相雷诺数是关于气、液雷诺数和气液质量比的函数;最后,对上述关系图中的两相雷诺数进行多次回归试算,并将其修正为包含3个修正系数的函数,从而得到了具有较佳拟合关系的新阻力系数图版。利用公开文献的50口气井压降测试数据进行评价,结果表明,该阻力系数法的流压平均相对误差仅为2.48%,流压平均绝对误差仅为5.37%,满足了工程需要。

川南下志留统龙马溪组页岩吸附特征及控制因素

页岩的吸附特征是评价页岩气是否具有开采价值的一个重要标准,是研究页岩气富集规律的一个核心内容。为此,以四川盆地南部地区下志留统龙马溪组取心页岩为研究对象,开展页岩等温吸附实验研究。实验发现龙马溪组泥页岩的Langmuir体积较大,平均为1.33m3/t,Langmuir压力平均为1.66 MPa,反映了龙马溪组页岩的吸附能力较强,具有良好的储气能力,但不利于解吸。结合页岩矿物特征及孔隙结构特征,研究发现温度、有机碳含量、湿度、比表面积等是影响龙马溪组页岩吸附能力的主要因素;页岩气的吸附过程属于放热反应,随温度升高吸附气量减少;由于水分占据了一定原本被气体吸附的孔隙表面,因而湿度越大,吸附气量越小;中孔和宏孔体积与页岩饱和吸附气量具有较好的正相关性;有机碳含量越高,饱和吸附气气量就越大;比表面积更是饱和吸附气量的控制因素,二者具有极高的相关性。

蜀南地区下三叠统飞仙关组沉积相

蜀南地区飞仙关组的沉积相类型主要有浑水陆棚相与清水陆棚相,东部两者交替发育,中西部则主要为浑水陆棚相。浑水陆棚相以半局限海亚相为主,包括三个微相;清水陆棚相可分为颗粒滩、滩间、潮坪和内缘斜坡等四个亚相,包括若干微相。飞一段全区为清水陆棚相;飞二段全区均为浑水陆棚亚相的泥质半局限海微相;飞三段,西部为浑水陆棚相,东部为清水陆棚相,其间发育灰泥质半局限海微相;飞四段基本为泥质半局限海微相。飞一时,区内中部有一近南北向的台内凹槽,沿凹槽边缘鲕粒滩较发育。研究区以西的康滇古陆和龙门山岛链与华蓥山断裂带控制着区内沉积相展布,当康滇古陆和龙门山岛链构造活跃时全区发育浑水陆棚,华蓥山断裂带活动时东部发育清水陆棚;当康滇古陆、龙门山岛链与华蓥山断裂带构造的活动性都较低时,全区以清水陆棚为主。

考虑井壁稳定及增产效果的页岩气水平井段方位优化方法

针对页岩气水平井钻井过程中常见的井壁失稳垮塌问题,为提高井壁稳定性和为后期压裂增产提供良好的条件,分析了层理面产状和地应力类型对井壁稳定性的影响,并对压裂缝与水平井段夹角,以及与水平气井产量之间的关系进行了研究,进而提出了通过对水平井段方位的优化来提高井壁稳定性和改善压裂增产效果的技术思路:利用川南地区页岩气井的测井、地应力及岩石力学资料,通过页岩层理面破坏模型及本体破坏模型分析计算出不同方位角下的井壁坍塌压力,找出井壁稳定性最好时井眼与层理面产状和地应力类型之间的关系;通过对压裂缝延伸方向的分析,得出了压裂缝的一般延伸规律;利用产能公式计算裂缝与水平井段呈不同夹角时的产量,以此获得了裂缝与水平井段夹角影响压裂效果的规律。还以川南地区的W201-H3井为例,充分考虑页岩气井壁稳定及增产效果,提出了有针对性的水平井段方位优化设计,使该井能在保持良好井壁稳定性的前提下获得良好的增产效果。

费歇尔多参数判别法在蜀南地区气层识别中的应用

由于裂缝—孔隙型储层具有严重的非均质性,用某一参数来表征储层,有时不能准确地反映储层的实际情况,需要采用多参数来确定储层的有效厚度。在选取孔隙度、含水饱和度和泥质含量等3个参数组合的基础上,采用费歇尔判别技术,根据已知的气层、干层自动聚类,确定出各项参数在区分气、干层中的权值,建立了多参数判别方程,确定出裂缝—孔隙型储层的集总下限值,从而达到了区分出气层和干层的目的。

含多组弱面的页岩水平井坍塌失稳预测模型

目前,水平井穿越长段硬脆性页岩储层过程中的井壁坍塌失稳问题很突出。为此,结合页岩露头、岩心、SEM和FMI资料分析了弱面的产状特征,基于弱面强度理论,建立了含多组弱面页岩的强度分析方法,对均匀分布多组弱面页岩的强度特征进行分析,再综合考虑各组弱面产状、井壁应力状态、井眼方位、原地应力方位等因素,最终建立起了含多组弱面页岩水平井坍塌失稳预测模型,并以川南地区某页岩气水平井开展了实例分析。结果表明,页岩中层理和构造缝之间的交角较大(接近正交);随着页岩岩体中弱面数量的增加,岩体强度大幅度下降,强度受弱面控制作用越显著,当含有4组以上弱面时,强度趋于各向同性,且整体强度大大削弱,使井壁坍塌失稳风险显著增加;随着弱面数量的增加,维持水平井井眼稳定所需的钻井液密度(坍塌压力当量密度)也逐渐增加,不含弱面时坍塌压力当量密度为1.04g/cm3,含1组弱面时坍塌压力当量密度为1.55g/cm3,含2组弱面时坍塌压力当量密度为1.84g/cm3。实例水平井计算结果与实际情况吻合较好,较之传统模型更加准确、实用,有效提高了页岩水平井井壁坍塌压力预测的精度。