深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理与油气藏开发方法研究进展

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料,针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明:(1)断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层;以断裂为主导形成的规模储集体,根据成因可进一步分为3种类型:断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层;优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。(2)中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中,构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素,改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。(3)普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒,采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显;基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化,并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。(4)超深断控缝洞油气藏开发过程中,储层应力敏感,渗透率随压力下降而显著降低,产量递减较快;凝析气藏相态变化快,压降显著影响凝析油采出程度;据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法;采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏形成与演化

运用地质、地球化学正反演相互印证的方法,对元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气的成因与来源及形成演化进行了系统研究。结果表明:元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气主要为古油藏原油裂解气,部分气源直接来自烃源岩;晚三叠世—早侏罗世,原油沿层间缝和节理缝运移至储集层,形成古油藏;晚侏罗世—晚白垩世古油藏裂解,天然气沿裂缝-孔隙型储层二次运移与聚集,形成古气藏;晚白垩世以来,天然气进一步调整运移,现今气藏形成。现今气藏经历了物理调整改造与天然气组分的化学改造,元坝气田西北部小幅度抬升,埋藏深度相对较浅,TSR反应程度较东部变弱。

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。