2019年, 第42卷, 第1期　
出刊日期：2019-03-25

  

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  四川盆地志留系小河坝组海相碎屑岩勘探方向及潜力

  邱玉超　罗 冰　夏茂龙　李亚丁　黄 力　叶 茂

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 1.

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  四川盆地已在陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩获得油气勘探发现，而海相碎屑岩还未获得突破，制约的关键因素是已有钻井未揭示良好的砂岩储层。基于露头、钻井和地震资料，从盆缘到盆内开展系统沉积演化特征的研究，刻画四川盆地志留系下统小河坝组三角洲展布，对比塔里木盆地东和砂岩地震相特征，预测小河坝组砂岩储层发育情况，分析四川盆地志留系小河坝组海相碎屑岩成藏条件和勘探潜力。研究揭示：①四川盆地志留系小河坝组沉积了浪控三角洲，发现了4 个具大型前积结构、大型楔状构造的三角洲前缘砂体，面积4 550 km2，为海相碎屑岩储层有利发育区。②川东地区志留系小河坝组具备有利成藏条件，下伏为龙马溪组优质烃源岩，上覆为韩家店组的广覆式厚层的泥岩盖层，形成良好的生储盖组合。川东地区小河坝组三角洲河口坝砂体与下伏龙马溪组厚层烃源岩发育区叠置，具备形成构造—岩性、岩性气藏条件；③志留系小河坝组海相碎屑岩有望成为四川盆地一个崭新勘探领域，可先寻找前积砂体与逆断层控制的断鼻构造配置的构造岩性圈闭；获得突破后，进一步探索斜坡区的单砂体岩性圈闭。
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  西昌盆地奥陶系大箐组油气成藏地质条件评价

  吴长江　陈双玲　张禄权　谢 忱

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 2.

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  西昌盆地奥陶系上统大箐组白云岩厚度大，分布面积广，多见溶蚀孔洞，周边野外露头可见沥青，井下取心多段见 气泡冒出，表明其具有一定的勘探潜力。目前西昌盆地大箐组勘探程度低，油气地质条件尚不清楚，有待持续进行深入的研究工作。因此根据野外剖面、钻井取心与测井等资料，结合区域地质背景，在前人基础上进一步对西昌盆地大箐组油气地质条件开展系统研究。结果认为：①西昌盆地大箐组发育大套厚层滩相晶粒白云岩，溶蚀孔洞较为发育，为较好储集层；②上覆志留系下统龙马溪组灰黑色页岩厚度大，可为大箐组白云岩良好烃源与直接盖层；③大箐组白云岩野外与镜下均见沥青，表明大箐组具备油气成藏条件；④位于米市坳陷中部区域七里坝背斜带未见通天断裂，油气保存条件相对较好。结论认为：七里坝背斜带可作为该区大箐组下一步天然气勘探主攻方向。
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  阿姆河右岸扬恰地区碳酸盐岩气田富集高产因素

  张良杰 　王红军 　蒋凌志 　冷有恒 　刘荣和 　武重阳 　张宏伟

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 3.

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  土库曼斯坦阿姆河右岸区块扬恰地区在盐下碳酸盐岩中发现了丰富的天然气资源。早期静态资料分析认为气田各自 具有统一的气水系统，随着气田开发的不断推进，发现储层非均质性强，气田具有多个独立的气水系统。为高效开发气田，通过对构造—沉积环境、地震、岩心及测试资料综合对比分析，结果表明：① 该区发育NE 向、NWW 和NNW 向断层，其中NE 向逆断层是油气纵向运移主要通道，而NWW 和NNW 向断层是油气横向运移的主要通道；②不同组系断层对储层的改造作用不同，邻近NE 向断层在构造破裂和埋藏溶蚀作用下易形成缝洞型储层，而NWW 和NNW 向走滑断层可连通不同丘滩体，易形成裂缝—孔隙型储层：③邻近NE 向逆断层易形成“多礁一藏”的缝洞型气田，远离逆断层则形成“一礁多藏”的裂缝—孔隙型气田。结论认为：①裂缝和储层发育程度是天然气富集高产主控因素；②邻近断层的裂缝—孔隙（洞）体系是天然气有利富集区，是开发井部署的首选目标区，可通过大角度斜井有效提高天然气单井产量。
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  四川盆地永探1 井二叠系火山岩测井岩性识别

  吴煜宇　赖 强　谢 冰　刘 鑫

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 4.

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  2018 年底，中国石油西南油气田分公司部署的第1 口以火山岩储层为目的层的永探1 井在二叠系火山岩测试获气22.5×104 m3/d，展示出四川盆地火山岩气藏良好的勘探潜力。为快速建立火山岩测井岩性识别方法，综合运用岩心、薄片、常规测井、元素扫描测井和成像测井技术对永探1 井火山岩岩性进行识别。结果表明：①按岩石结构特征，永探1 井火山岩岩性可分为火山熔岩和火山碎屑熔岩，火山岩碎屑熔岩根据角砾含量的多少可细分为含角砾凝灰熔岩和角砾熔岩；②岩性扫描测井可以定量提供地层主要造岩矿物元素的含量，结合TAS 图版有效判断火山岩化学成分，经过剔除异源的角砾矿物成分后的岩性扫描测井结果分析，永探1 井火山岩地层按化学成分主要为基性的碱玄武岩和玄武岩；③永探1 井整体以基性火山岩为主，放射性低，自然伽马无法区分岩性，但密度、补偿声波和电阻率曲线对岩性敏感，利用密度与声波时差和密度与深电阻率交会法可有效区分火山岩岩性；④通过常规测井识别岩性成分和成像测井识别结构及构造特征，可以有效评价火山岩岩性。
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  松辽盆地徐深气田D 区块营城组火山岩 构造裂缝与地应力特征

  屈 洋

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 5.

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  火山岩油气藏储层具有致密性和非均质性，天然裂缝的特征及发育程度对油气藏的开发具有十分重要的影响。通过岩心描述、黏滞剩磁定向综合描述等方法研究松辽盆地北部徐深气田D 区块白垩系下统营城组火山岩天然裂缝的发育特征及优势方向，应用电阻率成像测井、横波各向异性测井方法解释了该区最大水平主应力方向，采用Newberry 模型计算研究区的最小主应力，基于双井径分析计算最大主应力，明确该区水平井部署的轨迹方向，为储层压裂提供依据。结果表明：①该区构造裂缝具有多期次、多方向、多组系特征，以中—小缝为主，裂缝优势方向为北西向和北东向共轭发育；②研究区最大水平主应力方向为近东西向，最大和最小主应力值分别为86.0 ～ 91.0 MPa、69.0 ～ 75.0 MPa，且二者的平面分布具有一定的相似性，总体以工区南部主应力值较高。结论认为：水平井部署的轨迹方向应为SN 方向，储层压裂改造过程中施工压力应大于86.0 MPa，且工区以南部还应适当增加施工压力，以达到破裂造缝目的。
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  四川盆地成都—简阳地区二叠系火山岩地震反射特征与岩相分布

  何青林　陈 骁　冉 崎　吕文正　陈 康　黄天俊

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 6.

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  近期成都—简阳地区永探 1 井在二叠系钻遇厚层火山碎屑熔岩，优质储层发育，表明成都—简阳地区二叠系火山岩具有巨大的勘探潜力。研究区火山岩岩性、岩相变化快，结构复杂，横向非均质性强，地震反射特征复杂，在剖面上难以直接识别火山岩和火山机构。根据火山岩相的地质特征，结合已有钻井资料、测井响应，开展火山岩地震反射特征研究，建立火山岩不同岩相的地震反射模式。利用对岩性、岩相变化敏感的均方根振幅属性、地震道相似性属性等多种属性的联合识别技术，实现火山岩岩相平面分布预测和火山机构的有效识别和刻画。研究结果表明，成都—简阳地区大面积发育喷溢相和溢流相火山岩，其中最有利火山岩储层发育的近火山口喷溢相呈点状分布，累积面积达到 600 km 2 ，是下一步火山岩油气勘探主要目标区域.
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  环保型乳化炸药激发技术在四川盆地的应用

  刘 伟 　李明翼 　陈江力 　赵晓红 　罗卫东 　李 彪

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 7.

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  四川盆地一直采用铵梯炸药进行地震采集，存在一定的环保安全隐患。而环保型乳化炸药的化学组分和物理属性显示其安全性、抗水性、爆炸性良好，无论是爆炸产物还是遗留炸药的降解都无污染。通过在四川盆地川南低陡构造带砂泥岩区、川东高陡复杂构造带的石灰岩区、川西低缓构造带的第四系砾石区的激发试验表明：①环保型乳化炸药完全可以替代常规铵梯炸药作为地震勘探中的激发震源，无论在低缓构造带上还是高陡构造带上都能够获得高信噪比的地震原始资料；②环保型乳化炸药替代铵梯炸药可沿用铵梯炸药的生产井深、观测系统以及检波器类型和埋置方式，但药量采用略有差别，在第四系砾石和侏罗系泥岩激发区相同条件下药量相等，在侏罗系砂岩和三叠系激发区乳化炸药药量要增加2 kg。
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  大型低缓构造碳酸盐岩气藏气水分布精细描述 ——以四川盆地磨溪龙王庙组气藏为例

  张 春 　彭 先 　李 骞 　王 蓓 　郭鸿喜

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 8.

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  针对低缓构造背景下碳酸盐岩气藏气水分布精细描述既是研究的重点也是亟待突破的难点，它直接关系着气田开发井部署的成功率，也是生产优化调整的重要地质依据，但传统的气水描述方法存在一些局限，尚不能完全满足目前精细开发的需求。为此，以四川盆地磨溪龙王庙组气藏为研究对象，综合古今构造特征及成藏演化过程，在充分剖析气水分布控制因素的基础上，建立低缓构造背景下气水分布模式，揭示气藏气水分布规律，研究取得以下几点认识：①研究区现今构造特征总体表现为地层倾角低、闭合度小、闭合面积大及圈闭内多高点，古地貌格局表现为西高东低、三区分带，为现今气水分布研究奠定基础。②气水分布受控于现今构造、古构造、岩性及不整合面等多重因素，当位于古、今构造高部位和溶蚀孔洞储层发育区，油气富集性最好；位于古今构造低部位的储层发育区，则易形成富水区。③采用建立过渡区气水分布模型研究大型低缓构造气水分布，阐明过渡区与气水过渡带之间的关系，建立不同地层倾角条件下过渡区占比总含气面积的分析模型，当地层倾角小于5°时，过渡区所占含气面积比重较大，最大可超过50%。④按照水体对生产影响程度描述活跃水体和不活跃水体，剖析对生产可能造成的影响，提出需针对性制定对策以预防水体快速侵入气区影响正常生产。
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  松辽盆地徐深气田火山岩气藏储量动用及开采特征

  毕 晓 明

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 9.

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  大庆徐深气田火山岩天然气储量占到已开发地质储量的90.8%，是气田最主要的供气保障。随着开发的深入，火山岩气藏在产能与动态储量特征认识面临新的问题，影响气田的长远发展。从储层特征着手，结合气藏开发实践，多方法综合运用，阐述了火山岩气藏井控动态储量特点、增储方向、采收率特征、气井渗流以及产能特征。结论认为：①火山岩储层基质致密，其间分布高、低孔渗的储渗结构天然裂缝发育，可通过压裂缝沟通周围的孔隙和天然裂缝，形成相对高渗的主流区，主流区周围是以致密基质为主的补给区；②开发后先动用主流区储量，再逐步动用补给区储量，井控动态储量逐步增加；③压裂改造以后，在主流区提高了气井的初期产能，但补给区是气井长期的物质保障，当补给区补给量增加到最大能力后，将逐步下降，改善补给区致密基质渗透性有提高产能和增加采收率作用。
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  四川盆地SEC 扩边与新发现储量基础井选择的经济条件计算方法

  张 劲 　杨济源 　林 兴 　杨家静 　张 琳 　王玉珍

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 10.

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  在SEC 储量评估和申报中，石油公司基于企业自身信誉的保障和对投资者利益的保护，必须对储量的风险进行有效控制，即在未来的开发过程中储量不能出现大幅度的变化，证实储量的误差应控制在10% 之内。对于扩边与新发现储量，控制风险的一个关键性因素就是参与储量评估的基础井选择。关于基础井的选择条件，不同的地区有不同的做法，目前主要是依据国家标准和国际评估公司的通用做法。但是随着形势的变化，原有的标准不能很好地适应目前以效益开发为前提的指导方针，一些国际通用做法也无法适应于所有地区。基于SEC 储量首先强调的是有效益，提出从技术经济学中的盈亏平衡分析出发，建立计算单井动态盈亏平衡模型初始产量的判断方法，与单井稳定产量进行比较从而选择基础井，使储量评估贯彻“有效益开发储量”的原则，对四川盆地不同深度的气藏初始产量进行计算，其初始产量均高于目前国家标准所确定的起算标准，通过单井经济性的严格选择，最终实现储量风险控制的目的。
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  基于天然气物性变化的低渗透气藏动态储量计算方法 ——以靖边气田S 区为例

  王浩男 　许文壮 　田国庆 　黄航娟 　肖 晖

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 11.

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  低渗透气藏在开发过程中，受应力敏感性的影响，其天然气物性随着压力发生变化。但传统的流动物质平衡法在计算动态储量建立模型时，认为天然气物性是固定不变的，这与实际生产情况不符，势必会造成计算过程中产生误差。针对这个问题，在流动物质平衡法的基础上，考虑了天然气生产过程中压力变化对天然气黏度和压缩系数的影响，推导出改进后的流动物质平衡法计算公式。给出新方法计算的方法和步骤，并在靖边气田S 区进行应用。其计算结果表明：流动物质平衡法较修正后的新方法计算的动储量结果偏小，平均误差为12.84%，最大16.15%。新方法减小了流动物质平衡法的计算误差，提高了该方法计算的准确性，且计算简便，在低渗透气藏具有实用性。
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  海上边底水气藏多分支井开发实践

  焦 松 杰

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 12.

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  海上A 气田存在储量丰度低、测试无阻流量低及边底水发育等特征，以常规井网进行开发经济效益较差。在开发方案编制中，国内海上气田首次提出应用多分支井开发的新思路，优化得到一套水平井与多分支井相结合开发的开发井网。多分支井开发海上气田的尝试有效地降低了该气田的开发井数，推动了开发方案的实施。开发方案编制中以数值模拟为手段，对开发井型、井数进行论证，对水平段长度、开发井纵向位置及分支角度等进行了优化。基于优化结果，实施的多分支井在4 年的生产实践中表明：①根据A 气田地质特点，水平井及多分支井主支长度在800 ～ 1 000 m，分支与主支角度以30°为佳；② A 气田的生产实践表明，多分支井部署在气田中上部生产，可以较好地保持低水气比生产，延缓水锥，保障气田稳产；③多分支井提高产能效果明显，生产实践证实其产能可达定向井的3 ～ 6 倍，初步测算投入产出比可达到定向井的2 ～ 4 倍。
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  四川盆地超深层高温高压气藏偏差因子及井底流压计算方法优化

  杨国红 　李 骞 　李隆新 　胡 蝶 　佘 军 　阮明龙 　聂仁仕

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 13.

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  深层和超深层气藏的开发已成为气藏开发最重要的领域之一。由于气藏埋藏较深，普遍存在高温高压的特点，气藏气体偏差因子的计算直接影响单井井底流压、产能和动态储量的计算准确度，从而影响开发技术对策的制定。然而目前计算偏差因子和井底流压的方法众多，不同的气藏，计算方法的适用性存在差别。针对双鱼石茅口组高温高压气藏，通过BB 法、HY 法、DPR 法、DKA 法、LXF 法和ZGD 法6 种偏差因子计算方法的计算结果与实验实测值进行对比，结果表明：①在气藏条件下HY法和DAK 法计算准确性最高，最大偏差约为2.5%，其中DAK 法计算结果最为接近实验值，并且在8 MPa 至123 MPa 压力范围内，平均偏差约为0.6%。②基于实验测试和计算结果确认DAK 法适用于该气藏的天然气偏差因子计算。③在此研究基础上，对温压耦合模型进行改进，建立了新的气藏井底流压计算模型。对比现场测试压力和模型计算值，改进的温压耦合模型计算结果偏差最低，仅为-1.593%，具有较高准确性，研究结果表明针对类似于双鱼石这类高温高压气藏，DAK 法和改进的温压耦合模型具有较强适用性。
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  塔里木盆地顺南区块高温高压气井井筒完整性失效机理分析

  王永洪 　赫英状 　李 斐 　路飞飞 　邓宽海 　林元华

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 14.

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  塔里木盆地塔中北坡顺南区块奥陶系中统鹰山组有超深、超高温、超高压、中含CO2、低含硫气藏，气井完钻和生产运行期间陆续出现环空带压、井口装置抬升、油管断裂、套管变形失效等异常情况，对该区块其他气井的安全生产构成了严重的威胁。因此，在调研国内外油气井井筒完整性研究现状的基础上，应用顺南区块12 口已完钻井的井史资料及典型气井的现场测试结果，分析了鹰山组气井环空带压机理、套管变形失效机理及井口抬升机理，找出了顺南超高温超高压气井井筒完整性存在的问题，明确了影响塔中北坡气井井筒完整性的主控因素，提出了改善超高温超高压气井井筒完整性设计的建议，为后期塔中北坡顺南区块超高温、超高压气井井筒完整性控制及安全管理提供了重要参考。
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  松辽盆地徐深气田火山岩气藏水平井开发合理工作制度的确定

  徐 岩　曹宝军　门清萍　钟安宁

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 15.

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  徐深气田火山岩气藏埋藏深，储层平面展布连续性差、变化快、非均质性强，直井产量低，通过几年的探索研究，水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术，但由于火山岩气藏普遍含底水，且大部分水平井为压裂投产，现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响。因此，①通过建立典型水平井的地质模型，在对单井及邻井历史开采数据拟合的基础上，确定各区水平井合理工作制度及产能主控因素；②采取临界携液流量、底水脊进临界产量、采气指示曲线法等气藏工程方法，综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素，结合数值模拟方法确定合理单井配产方案。结果表明：优化和改进水平井开发的合理工作制度有效指导了水平井生产，延缓了产量递减及底水上升，取得明显的经济效益。
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  气井连续排水型柱塞研制

  张洪涛 　马文海 　马品刚 　李 楠 　王长根 　刘文君

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 16.

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  随着大庆油田气井深入开发，积液井数逐年增多稳产难度增大，但常规柱塞排水工艺需关井等待柱塞下落，关井时间长，影响气井产量，同时井筒中的液体灌入地层，造成近井地层气相渗透率下降，形成“水锁”，影响气藏采收率。为此，设计了连续排水型柱塞，采用分体式结构，柱塞与密封件井底吸合组成密封柱塞上行举液，到达井口时柱塞与密封件分离，实现柱塞套与钢球分别先后下落，且下落过程中井筒中的气液两相流可通过钢球周围和有中心通道的柱塞套向上流动，减少柱塞下落阻力，提高下落速度，以缩短关井时间；同时利用数值模拟技术与室内试验相结合的方式对柱塞的内外部结构进行优化，提高了柱塞密封性。改进后的连续排水型柱塞可实现不关井连续排水，柱塞密封性良好，可延长气井生产寿命、改善气田开发效果。
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  四川盆地裂缝储层钻井井漏安全起钻技术认识与探讨

  左 星 　罗 超 　张春林 　尹 啸

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 17.

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  随着石油天然气钻探逐渐向深层、裂缝碳酸盐储层转移，钻井过程中发现了严重井漏、喷漏同存等井下复杂问题，如四川盆地高磨区块二叠系和灯影组储层、双鱼石构造二叠系，其储层裂缝发育，井漏严重，常规堵漏效果差，井底压力波动大，溢漏转化频繁，给钻井作业特别是起钻作业带来了严峻挑战。从裂缝储层钻井井漏起钻作业安全影响因素出发，定性分析了常规重浆吊灌起钻方式的缺陷，带压起钻方式的优势和不足，重点介绍了“带压起钻+ 重浆帽吊灌”方式的工艺流程、技术优势和关键做法，推荐采用“带压起钻+ 重浆帽吊灌”方式解决起钻严重井漏和井控风险的问题，通过对比得出“带压起钻+ 重浆帽吊灌”方式是目前裂缝储层钻井井漏起钻作业最安全、最有效的方式。从2014 年4 月起，“带压起钻+ 重浆帽吊灌”方式已在西南油气田高磨区块、双鱼石构造等地区广泛应用，应用结果表明，该方式施工便利、安全性高、钻井液漏失量大幅减少、作业时效显著提高，在四川盆地裂缝储层钻井中得到充分认可。
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  高陡构造地区页岩气水平井钻井认识 ——以贵州赤水地区林滩场林页1HF 为例

  江 波　严焱诚

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 18.

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  贵州赤水林滩场构造林页1HF 井是中国石化西南油气分公司在林滩场构造部署的首口页岩气水平井，以钻探龙马溪组页岩气为目的，完钻井深5 055 m。该井钻进中面临地层倾角大、易井斜、表层溶洞性漏失、须家河组地层可钻性差、斜井段页岩层稳定性差、水平段长、轨迹控制难度大等问题。针对上述情况，综合应用了清水强钻、防斜打直、连续取心、地质导向LWD 和强封堵油基钻井液等钻井关键技术，实钻表明，直导眼井底水平位移59.03 m、平均取心收获率95.14%、轨迹平滑、水平段长1 524.19 m、轨迹在目标层段中穿行、套管一次性下到位等指标均达设计要求，为后续完井压裂等提供了合格井筒条件。该井应用的清水强钻、地质导向LWD 和强封堵油基钻井液等钻井关键技术效果明显，认为该井形成的页岩气水平井钻井技术可为林滩场构造或其他区域钻页岩气水平井提供参考。
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  四川盆地涪陵地区页岩气高性能水基钻井液研发及效果评价

  梁 文 利

  天然气勘探与开发. 2019, 42(1): 19.

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  目前油基钻井液本身存在的环保性能不足、成本过高、工艺复杂等缺点，以及常规的普通水基钻井液体系的页岩井壁稳定性和润滑性不能满足页岩水平井钻井需要的问题。研制并构建了一套由成膜封堵剂、抑制剂和类油基润滑剂3 种主剂所组成的高性能水基钻井液体系。该钻井液体系具有良好的页岩井壁稳定性、与油基钻井液相当的封堵、润滑性能、生物毒性低、水基钻屑可以直接排放。这种页岩气高性能水基钻井液体系能够满足涪陵页岩气田钻井中长水平段的应用要求。