四川盆地泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段页岩气地质特征与富集高产主控因素

近年来,四川盆地泸州地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组龙一_(1)亚段多口页岩气井测试获得高产气流,展示了该区良好的页岩气勘探开发前景。为了更好地推进该区页岩气高效勘探与精细开发,以泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段富有机质页岩段为研究对象,分析了小层和沉积微相纵横向展布特征、不同沉积微相页岩储层品质差异性,明确了研究区优势页岩沉积微相和页岩气富集高产主控因素。研究结果表明:①泸州地区五峰组-龙一1亚段可细分为五峰组、龙一_(1)^(1)小层、龙一_(1)^(2)小层、龙一_(1)^(3)小层、龙一_(1)^(4)小层5个层段,其岩性、电性、生物化石等特征具有分段性;②研究区五峰组-龙一_(1)亚段共发育9种沉积微相,其中强还原泥质硅质陆棚、强还原含粉砂硅质陆棚、强还原粉砂质钙质-硅质陆棚为最优势沉积微相,页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气性、高脆性的“四高”特征,主要发育于龙一_(1)亚段1~3小层;③深水沉积强滞留环境是优质页岩发育和高产的基础,异常高压和高含气量是高产的保障,有效压裂效果是实现高产的关键。

四川盆地深层页岩气储层特征及高产主控因素——以渝西区块五峰组—龙马溪组为例

渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气具有较好的资源潜力,但对于深层页岩气储层特征、富集规律和页岩气井高产主控因素尚不明确,制约了深层页岩气高效益开发。为此,以渝西区块5口评价井为研究对象,基于岩心、测井、地震及试油资料,系统研究五峰组—龙马溪组页岩的构造特征、沉积特征和储层特征,对深层页岩气高产主控因素进行了探讨,为区块下步勘探、开发指明了方向。研究表明:①渝西区块优质页岩集中分布在五峰组—龙一1亚段,随着层位自上而下,储层参数有逐渐变好趋势,龙一11小层储层品质最佳;储层参数的变化与所处构造类型无太大关联,仅与所处构造的相对位置有关,由北往南储层整体变好;相较于四川盆地内的其他区块,渝西区块页岩储层总有机碳含量和孔隙度较低,脆性矿物含量相差无几,含气量略高。②五峰组—龙一1亚段属于深水陆棚相沉积,页岩总有机碳含量和脆性矿物含量高。厚度分布稳定,为页岩气的形成与富集提供了良好的物质基础。③保存条件好是页岩气富集高产的关键。良好的页岩顶底板条件能有效阻止页岩气的垂向运移,有利于聚集成藏;断层封闭性好,页岩气井压力系数高,保存条件好;页岩气井的产量与距离断裂的远近和规模有关。④天然裂缝的发育为页岩气运移聚集提供了高效通道。高角度天然裂缝有利于页岩气的游离与聚集,在水力压裂时促进页岩储层形成网状裂缝,增强压裂缝网的复杂程度;天然裂缝可将压裂缝网与井周附近天然存在的裂缝系统联通,进一步提升单井SRV(储层压裂改造体积)。⑤SRV大小是决定渝西区块单井测试产量高低的关键因素。在保存条件较好的前提下,优先寻找天然裂缝发育区是渝西区块下步勘探开发的主攻方向。

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。

“双源”控制的窄河道致密砂岩气富集高产模式——以四川盆地金秋气田中侏罗统沙溪庙组为例

四川盆地中部金秋气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气资源潜力大,但该区致密砂岩气高效勘探开发面临着诸多技术难题,亟须开展致密砂岩气富集高产主控因素及模式研究,进而明确该区天然气富集高产规律,为有利区优选和高产井部署提供理论依据。为此,以金秋气田沙溪庙组二段一亚段(以下简称沙二1亚段)窄河道砂岩为研究对象,利用钻井岩心、测井、地震及生产动态资料等,厘清了天然气分布特征,明确了天然气富集高产主控因素,构建了“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式。研究结果表明:①不同砂组不同河道段含气性差异大,高产井主要分布于6号砂组JQ5H井区东北部、ZQ1井区东南部,8号砂组QL16井区中南部及东部、JQ8井区中西部、JQ5H井区西北部,9号砂组ZQ1井区东南部。②沙二1亚段天然气富集高产受控于优越的烃源岩条件、优质储层的发育程度和高效输导体系。③在优越的烃源岩条件下,砂体连通性好且发育有利的断—砂“V”字形组合砂体的天然气充注动力强、充注阻力小,天然气充注程度较高,易形成天然气富集高产区。④东部的JQ5H井区和ZQ1井区,与角1号断裂“V”字形对接的连通砂体内Ⅰ、Ⅱ类储层占比高的河道段为天然气富集区;以须家河组为主要气源的西部QL16井区和JQ8井区,高产井分布在西南部河道砂体连通性最好的8号砂组,自西南向东北压力损失小且持续保持好,为天然气富集区。结论认为,“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式揭示了四川盆地金秋气田沙溪庙组致密砂岩气富集高产规律,支撑了该区致密砂岩气高效勘探开发,并为相似地质条件下的气田的勘探开发提供参考。

川西北地区双鱼石区块二叠系栖霞组气藏储层特征及高产模式

四川盆地西北部双鱼石地区二叠系栖霞组气藏为构造-岩性复合型气藏,气藏埋深7 500 m左右,储层平面分布具有一定非均质性,单井测试产量存在较大差异。为实现少井高产效益开发目的,尽快摸清栖霞组气藏高产主控因素尤为重要。通过对储层特征、单井产能控制因素的详细分析。结果表明:①栖霞组储层主要发育于颗粒滩经一系列成岩改造形成的白云岩中,根据储层特征分为孔洞型储层和溶洞型储层;②高产井多为孔洞型储层,而溶洞型储层产能较低;③高产井储层在成像测井上表现为较多暗色斑点,而溶洞型储层则表现为暗、亮斑状混杂的特征。

鄂尔多斯盆地西南缘中生界石油勘探思路与对策

鄂尔多斯盆地西南缘三叠系延长组主要发育大型岩性圈闭油藏,储层致密,直井自然产能低,如何对其实现经济有效开发一直是困扰地质人员的主要问题之一。作者根据多年油气地质研究,结合勘探实践经验,认为该区油气成藏具有"主源定型、双向排烃、岩性控藏、近源成藏"的特点,油气高产主要受储层品质、油气充满度以及断裂-裂缝发育程度等因素控制,有利的"源、储、疏、高压封存"四元配置是该区石油富集高产的最主要因素,进而提出了针对性的勘探思路与对策,即综合利用勘探开发一体化模式、水平井分段压裂技术和黄土塬三维地震技术可实现经济有效的勘探开发。