四川盆地新场地区三叠系须家河组二段致密砂岩有利岩石相表征及油气地质意义

综合利用岩心、测井和分析测试等多种方法,识别并划分了四川盆地新场地区三叠系须家河组二段有利岩石相类型,建立了有利岩石相标准,揭示了其平面分布规律,探讨了有利岩石相形成机制及其对产能的控制作用。结果表明:①新场须二段共发育12种岩石相类型,其中“千层饼”/平行层理、块状层理、斜层理和含炭屑中粗砂岩岩石相物性好、含气性高,是有利岩石相类型,测井呈现“三低一高”特征,即低自然伽马、低中子孔隙度、低电阻率、高声波时差;②沉积作用决定了砂体空间展布,是有利岩石相形成的物质基础,后生成岩流体对有利岩石相的形成起到了差异性改造的作用,构造活动和深层异常地层压力使地层沿薄弱面发生顺层滑动,导致不同岩石相形成裂缝,储集层渗透性得到有效改善;③有利岩石相发育程度是决定气井稳产能力的主要因素。

平行岭谷区三叠系须家河组地层的水利规划意义——以重庆市明月山区为例

重庆平行岭谷区位于四川盆地东部,为华蓥山、大巴山、七曜山-金佛山等山脉之间的区域,域内由30多条走向平行(NE向)的狭长中低山山脉和其间的丘陵谷地组成,山脉走向与构造线方向一致,背斜成山,向斜成谷,背斜核部为二叠系和三叠系中下统灰岩因溶蚀作用成为条形槽谷,两翼须家河组砂岩因强度高,抗风化能力强而形成岭,槽谷为水利工程建设提供了地形条件。已建工程实践证明须家河组地层为成库防渗提供了天然屏障,是建坝的优良场地。本文以重庆市明月山区为例,从三叠系须家河组岩石组合及工程地质特性等方面,分析了该地层在水利工程规划和建设中的重要意义。

煤系致密砂岩气运聚动力与二维可视化物理模拟研究——以川中地区三叠系须家河组致密砂岩气为例

煤系地层致密砂岩气是中国陆相盆地主要的致密砂岩气类型,这种致密砂岩气源来自煤系烃源岩。中国煤系致密砂岩气以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。煤系烃源岩呈广覆式分布,大面积生排烃,进入大范围砂体后,天然气运移聚集过程中,砂体的非均质性控制了致密砂岩气局部富集和甜点形成。基于典型气区解剖和地质建模,开展了不同粒径砂与黏土相似材料模拟致密砂岩气运聚机理实验研究,以揭示煤系致密砂岩气充注、运移和聚集规律。实验结果表明,砂体渗透率级差控制天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度。当砂体渗透率级差值为2.8时,即砂体非均质性较弱时,砂体内天然气不能有效聚集,而是运移和散失;当砂体的非均质性增强,渗透率级差值增加到5.4时,其中的天然气开始聚集成藏;当砂体非均质性进一步增强,渗透率级差值增加到9.0以上时,砂体内天然气发生大规模的有效聚集和成藏。在气源充足的条件下,大面积非均质性砂体中,物性相对越好的局部砂体,且该局部好砂体中均质性和连通性越好,含气饱和度越高。有断层连通的情况下,砂体的成藏速率增大。致密砂岩气运聚机理研究表明,勘探中应找分流河道、岩屑溶蚀相、断层裂缝和局部构造等部位物性较好的砂体,而其外围被物性较差的砂体或泥岩围限,则有利于天然气有效聚集和保存。

四川西部罗江构造须家河组四段储层特征与成岩作用

通过普通薄片、铸体薄片、压汞曲线以及孔隙度和渗透率资料的分析,对四川盆地西部罗江构造三叠系须家河组四段储层的岩石学特征、成岩作用类型等进行了研究。结果表明,孔隙的形成和演化受成岩作用的控制。主要的成岩作用有压实作用、胶结作用、压溶作用和溶解作用。压实作用、胶结作用不利于孔隙的演化,而溶解作用产生的次生孔隙,有利于天然气在储层中聚集成藏,形成较好的储层。

输导层(体)非常规天然气勘探理论与实践——四川盆地新类型页岩气与致密砂岩气突破的启示

针对四川盆地海相页岩层系寒武系筇竹寺组历经多年页岩气勘探未获重大突破、三叠系须家河组致密气一直未能实现规模商业建产的问题,在对老井反馈分析的基础上,结合致密气、页岩气的聚集机理以及钻井过程中油气显示、开发过程中产量压力变化等特征,提出转变勘探开发思路,从源、储勘探转向输导层(体)勘探,把有效烃源岩、有效输导层(体)和有效砂岩(页岩)层的有机组合作为成藏体,建立了输导层(体)非常规天然气形成富集模式。实践应用上取得2项成效:(1)指导筇竹寺组低有机质丰度粉砂质页岩勘探取得重大突破,改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维,也实现了四川盆地新区、新层系、新类型页岩气的突破与勘探开发向多层系的转变;(2)实现了须家河组致密砂岩难动用储量的勘探突破和高效开发,破解了须家河组致密砂岩层产量不高、裂缝带产量不稳的难题,推动了致密砂岩气从有储量无产量向有效动用的转变,提升了致密砂岩气的勘探开发潜力。

“多尺度高密度”压裂技术理念与关键技术——以川西地区致密砂岩气为例

四川盆地致密砂岩气资源丰富,是增储上产和规模化开发的重要对象。为了解决砂体展布非连续、河道宽度窄、平面和纵向非均质性强等问题导致的传统压裂改造模式效果不理想的难题,基于对四川盆地西部地区(以下简称川西地区)致密砂岩气藏地质工程特征的剖析,从渗流力学理论出发,充分借鉴川西地区致密砂岩气前期多轮储层改造的经验以及非常规油气体积压裂技术,提出了致密气“多尺度高密度”的压裂技术理念,阐明了其理念内涵、关键技术与实施效果。研究结果表明:(1)渗流特征决定了增加裂缝密度和改造体积是实现致密气储量高效动用的必然选择;(2)“多尺度高密度”压裂强调高密度布缝合理性以及多尺度裂缝流动能力匹配性,目标是通过压裂在致密储层内构建有效支撑和长效流动的多级裂缝体;(3)采用“广、密、撑、稳、精”五位一体改造技术措施,提高单井产量和EUR;(4)在ZJ气田侏罗系沙溪庙组、三叠系须家河组致密储层开展了“多尺度高密度”压裂系统性工程实践,单井平均测试产气量达到15.6×104m^(3)/d,较之前增产1.96倍,有力支撑了ZJ气田千亿立方米储量大气田的建设。结论认为,“多尺度高密度”压裂技术理念与关键技术的形成,有效支撑了川西地区致密气的高效开发,为致密气储层改造下一步攻关指明了方向,相关认识为我国致密气规模效益开发提供了参考和借鉴。

煤系致密砂岩气渗流机理实验模拟研究——以四川盆地上三叠统须家河组煤系致密砂岩气为例

中国含（油）气盆地广泛发育与煤系烃源岩共生或伴生的致密砂岩气,以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。受煤系烃源岩大范围面状蒸发式排烃和低缓构造背景影响,致密砂体内气体运移聚集过程中水动力和浮力作用相当受限,在这种低渗低速条件下,非达西渗流特征非常明显,形成气—水混杂的含气区。致密砂岩气驱水模拟实验中,渗流曲线形态主要受岩心渗透率大小的影响,渗透率值越低,则启动压力梯度越大,非达西现象愈加明显。致密砂岩注气驱水实验过程中,岩心的最大含气饱和度一般小于50%,主要分布在30%~40%之间,含气饱和度平均值为38%左右,与地下岩心所在气层的实际含气饱和度比较相近。岩心含气饱和度与渗透率呈较好的对数正相关关系,相关系数为0.891 5。致密砂岩气体单相渗流过程中,由于存在气体渗流的＂滑脱效应＂,低速非达西渗流特征异常明显,存在＂拟初始流速Vd＂。单相气体渗流曲线形态特征主要受岩心渗透率及环压大小控制,渗透率值愈小或者环压值愈大,则非线性段越长,临界压力越高,启动压力梯度越大（0.02~0.08MPa/cm）,拟初始流速则越大,非达西渗流特征越明显。致密砂岩气渗流机理研究表明,储层渗透率越低,启动压力越大,流速越慢,天然气运聚效率和含气饱和度较低。针对煤系致密砂岩气运聚机理实验室模拟研究,为揭示致密砂岩气富集规律和评价选区,同时为开发机理研究提供理论基础。

川西坳陷中段新场构造须二气藏主控因素分析

通过研究认为,新场—孝泉构造具备大型气田的基本条件:有丰富的油气资源;有构造—裂缝型复合圈闭存在,裂缝系统发育;有良好的封盖条件,这些是新851井、856井成为高产气井的基本地质条件。须二段的气藏的主控因素是,位于五郎泉高点的F1断层、F4断层起到了关键性作用,并连通了下面的主力气层,其裂缝网络系统,在这里的终止部位(上部),则成为油气储封带,称之为出气“窗口”。综合各种资料分析,提出下步勘探井应在五郎泉构造F1断层、F4断层附近打水平井或丛式井;新布井的目的层为T3m、T2l3层段。