2020年, 第43卷, 第3期　
出刊日期：2020-09-25

  

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  四川超级富气盆地特征及油气勘探潜力

  杨 光　朱 华　黄 东　李国辉　苑保国　应丹琳

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 1.

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  四川盆地油气勘探开发历史悠久，目前已经成为中国重要的油气能源基地。为何四川盆地油气勘探开发长久不衰，未来四川盆地油气勘探开发的方向在哪里。为此，在对国内外超级油气盆地调研的基础上，从盆地地质结构、油气资源规模、类型、储量产量、和空间分布等方面进行了对标分析，并指出了油气勘探潜力和方向。研究结果表明：①四川盆地完全符合超级油气盆地的各项条件，是一个名副其实的超级富气盆地，勘探开发潜力巨大；②四川超级富气盆地其常规与非常规油气领域都是重要的勘探开发对象，油气勘探开发过程中应“常非并举”，油气储量、产量将不断攀升；③常规天然气领域仍然是围绕德阳—安岳裂陷向北进行风险勘探和评价勘探，层位上重点是震旦系和寒武系；页岩气应重点围绕下志留统龙马溪组深水相和深层叠合区域开展勘探开发；致密气则围绕川中—川西过渡带开展评价和建产；致密油（页岩油）应重点在川中北部的中侏罗统沙溪庙组一段、下侏罗统大安寨段开展目标优选和先导实验。
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  川西南部大兴场地区雷四3 亚段储层特征及控制因素

  林 怡 　徐诗雨 　余良志 　何开来 　杨 京 　曾乙洋 　黎 洋 　赵春妮

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 2.

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  四川盆地中三叠统雷口坡组天然气资源丰富，是后期天然气重要的战略准备层系。XT1 井雷四3 亚段测试获气是中国石油天然气股份有限公司在川西南部雷口坡组勘探的又一重要突破。为扩大川西南部大兴场地区雷四3 亚段勘探成果，进一步明确储层特征及控制因素，利用岩心、薄片及分析化验资料对雷四3 亚段储层岩石类型、储集空间、物性及储层发育控制因素进行综合研究。研究结果表明：①川西南部大兴场地区雷四3 亚段储集岩主要为颗粒白云岩，其次为细（粉）晶白云岩；储集空间以孔隙为主，伴有少量溶洞和裂缝，物性总体表现为“低孔低渗”的特征。②从分布特征上来看，储层纵向叠置，厚度薄，横向储层连片展布，由北西向南东方向逐渐减薄直至尖灭。③有利相带控制了优质储层的展布，为储层发育提供岩性基础；表生岩溶作用是形成储层有效储集空间的最直接手段；构造作用产生的裂缝改善了储层的储集性能。
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  四川盆地西部雷口坡组第四段储层非均质性

  康保平　钟玉梅　刘昊年　宋 进

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 3.

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  中国石化西南油气分公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组第四段（简称雷四段）A1 井、C1 井、F1 井等井获得了海相高产工业气流，取得了雷四段油气勘探重大突破；之后部署的B2 等井钻探情况与预期结果相差较大，制约了分公司在海相雷四段大规模建产。为此，利用薄片、阴极发光、扫描电镜等实验资料，以实验分析为手段，应用石油地质、成藏演化等理论，研究四川盆地西部雷口坡组四段储层岩性、储集空间、孔喉结构及成岩作用，分析造成产量差异及其储层非均质性强的根本原因。研究结果表明：①四川盆地西部雷四段储层岩性有粉晶白云岩、亮晶白云岩、泥晶白云岩和微晶白云岩等，但在Ⅰ—Ⅲ类储层中所占比率各不相同；②雷四段下储层储集空间种类多样，类型丰富，储集空间特征表明Ⅰ—Ⅱ类储层主要受溶蚀作用和成岩作用的控制，Ⅲ类储层受溶蚀作用和构造作用控制；③对比获产井和失利井发现，储层类型是造成产气差异大及储层非均质性强的主要因素，而溶蚀作用和成岩作用对储层形成起着关键作用；④分析成岩作用和溶蚀作用表明：准同生—浅埋藏白云石化作用、表生溶蚀作用及深层埋藏溶蚀作用共同影响并改造了四川盆地西部雷口坡组雷四段储层品质，同时，以上成岩作用的选择性也造成储层的非均质性；⑤结合实钻及构造演化等资料，龙门山前及四川盆地西部斜坡带相对高部位是油气聚集的有利区域，也是下一步继续勘探的方向。
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  四川盆地麦地坪组—筇竹寺组沉积充填规律及勘探意义

  赵立可 　李文皓 　和 源 　周红飞 　刘 冉 　李 亚 　王 尉 　 钟 原 　王莹莹

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 4.

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  为进一步深化四川盆地下寒武统烃源岩的地质认识，弄清烃源岩层的沉积演化过程及天然气成藏规律，重点通过岩性特征、测井响应及地球化学示踪等分析，对下寒武统麦地坪组—筇竹寺组进行沉积旋回序列划分与对比, 揭示烃源岩层系在绵阳—长宁裂陷槽及周缘不同区域的沉积充填规律，并结合各旋回有机碳含量探讨天然气勘探领域。研究结果表明：①裂陷槽区域麦地坪组—筇竹寺组沉积最为完整，典型井如GS17 井、Z4 井自下而上可划分出5 个沉积旋回序列SC1、SC2、SC3、SC4 和SC5，并依次对应于麦地坪组、筇一段、筇二段、筇三段以及筇四段；②裂陷槽周缘台地区域下部地层往往缺失而上部地层保留，典型井如GS1 井、WT1 井仅可识别出最上部的一个筇四段回序列SC5 ；③沉积旋回横向对比发现，麦地坪组与筇竹寺组一段、二段、三段主要分布在裂陷槽内，而筇四段则以广覆式分布为特征，进一步结合筇竹寺组沉积旋回有机质含量特征发现，筇一段至筇三段厚度大且有机碳含量相比最高；筇竹寺组天然气的勘探今后仍需紧紧围绕裂陷槽及周缘展开，且北斜坡将是下一步重点勘探区域。
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  四川盆地VSP 测井技术进展

  刘 飞　秦 俐　邓 兴　戈 理

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 5.

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  VSP 技术在复杂构造和岩性油气田勘探开发领域发挥着越来越重要的作用，可为地面地震资料处理解释提供精确的时深转换及速度模型，改进地面资料成像处理的精度，实现井周地层高分辨率成像。为充分利用这些优越性，四川盆地开展了VSP 测井可控震源激发、井中uDAS 接收、井地联合采集与处理解释试验。结果显示：①相对于炸药震源而言，可控震源受地面激发条件影响相对小，炮间能量相对更加均衡，相对于零偏移距测井速度资料，其时深关系的求取也更加精确，且施工方面可控震源更加安全环保，可大大提高施工作业效率，降低勘探成本；②井中uDAS 光纤传感器具有耐高温、高压、测量精度高、稳定性好、可测量深度大特点，能实现一次激发全井段接收，因此作业效率高，成本低，且时间采样和空间采样间隔更小，有利于识别几米甚至更薄的地层或储层，此外还可在超斜井、小口径等特殊油气井中使用；③井地联采则通过地面激发，地面与井中同时接收，利用井中VSP 资料提取各种地球物理参数，驱动地面地震资料处理，井地联合处理剖面的频率通常可比常规处理剖面提高8 ～ 10 Hz，成像质量改善明显，绕射归位合理，断点清楚、干脆，可进一步提高地面地震资料对储层的描述能力。
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  油气两相人工运移流量预测方法及其应用

  孟令强　王彦利　阳中良　张连枝　唐慧敏

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 6.

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  针对储量规模小、分布分散、异常高压等海上边际油气藏，油气人工运移开发方法是经济有效的开发方式，但该方法仅处于探索研究阶段，并未进行实践。为验证该方法的可行性并指导人工运移先导试验的实施，基于系统分析理论和物质平衡原理，将油气人工运移过程按照4 个节点划分3 个流动阶段：源油气藏的渗流、运移通道的管流和目标油气藏的渗流。针对不同阶段，考虑储层中油气两相渗流的影响，分别建立相应的解析模型，然后联立以上关联模型，综合运用节点分析法和油藏数值模拟法，预测不同时刻下人工运移气流量、油流量，并对预测结果进行相互验证，建立了一种油气两相人工运移流量预测方法。该方法成功指导了人工运移先导试验的实施，应用结果表明：流量预测结果与先导试验结果相对误差在20% 以内，验证了该方法的可靠性。结论认为：试验区若采用人工运移开发方式进行开发，与衰竭开发相比，预测增油3.63×104 m3，开发效果显著。
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  徐深气田A 区块岩石力学参数及地应力分析

  吴云龙

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 7.

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  松辽盆地徐深气田A 区块下白垩统营城组火山岩储层非均质性强，单井自然产能低，储层的岩石力学性质、地应力特征与储层中裂缝的分布情况有着密切关系，是油田后期开发井网部署、水平井优化设计、压裂方案制定的重要依据。通过岩石力学参数测试分析了工区营城组火山岩的岩石力学参数特征，找出了动、静态岩石力学参数之间相关关系；通过波速各向异性结合测井解释确定了工区水平最大主应力方向，并利用声发射效应计算了水平最大、最小主应力值及应力梯度。结果表明：①营城组火山岩的岩石力学参数明显高于沉积岩，且火山岩中不同岩性之间岩石力学参数存在差异性；②动静态岩石力学参数相关关系表现为静态弹性模量和动态弹性模量相关性一般，静态泊松比和动态泊松比相关性较差；③火山岩水平最大主应力方向在NE83.4 ～ 129.6°，多集中在NE106.1°附近；④火山岩主应力随深度增加而增大，水平最大主应力介于83.8 ～ 96.1 MPa，水平最小主应力介于63.9 ～ 79.9 MPa。结论认为，该区水平井轨迹延伸方向为SN 向且施工压裂大于87 MPa 时，更易形成纵横交错的裂缝网络。
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  苏里格气田苏S 区块北部剩余气分布及挖潜对策

  王 颖

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 8.

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  苏里格气田苏S区块北部储层致密、非均质性强、储量动用不均衡、剩余气分布复杂、低产低压井逐年增多。在精细地层对比、测井二次解释基础上，采用地震波形、储层构型及动态监测技术，建立了以单砂体为单元的地质模型和数值模型，明确了当前地层压力、含气饱和度及储量丰度分布特征，总结剩余气分布模式，提出了调层、侧钻等挖潜对策。结果表明：①苏S 区块北部砂体展布方式以叠加型和切割型为主，储层宽厚比介于50 ～ 200，垂直河道储层发育规模有限，沿河道方向连续性好，平面上以中二叠统下石盒子组8 段4、5 小层砂体最为发育，主要集中在中间区域，东西两侧下二叠统山西组1 段气层发育；②剩余储量主要分布在东、西两侧的山17、山18小层和中间局部区域的盒84 —盒86 小层；③剩余气分布模式有井网未控制型、层内非均质型和层间非均质型3 种，其中井网未控制型和层内非均质型是井间加密侧钻水平井和侧钻井的主要潜力区，层间非均质型是老井调层的重点目标。挖潜对策的现场试验，效果突出，结论认为剩余气预测精度由63.5% 提高到93.8%。
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  四川盆地七里北区块飞仙关组气藏 水层识别及能量分析

  刘 斐 　李隆新 　罗 瑜 　郑筱雨 　吴宜禄 　叶宜良

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 9.

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  四川盆地东北部七里北区块下三叠统飞仙关组气藏为高含硫构造气藏，气藏中部埋深4 750 m 左右，气藏评价阶段测试资料少，气水界面分布不清。为降低水侵对气藏开发的影响，水层的早期识别和能量判断尤为重要。通过采用纵横波速度比值法、孔隙度—含水饱和度交会图法和P1/2 正态分布法进行水层识别并应用MDT 测试数据进行了验证，采用与相邻区块物性相近水井类比的方法估算了研究区水层能量。结果表明：①七里北区块飞仙关组气藏气水界面为5 832 m ；②水层岩性以溶孔鲕状云岩、针孔白云岩和鲕状灰质白云岩为主，高低渗透层段交错分布，物性整体差于气层；③水层体积和弹性能量有限，不足以形成影响气藏生产的有效水驱能量。
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  致密砂岩气藏渗透率定量评价新方法及应用 ——以东海陆架盆地西湖凹陷X 气藏为例

  夏 瑜　陈 浩　姚锋盛　单理军　刘创新

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 10.

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  东海陆架盆地西湖凹陷X 气藏发育低孔特低渗储层，由于孔隙类型多样，结构复杂，常规孔渗关系变化繁杂，传统的孔渗关系统计回归方法以及常规测井解释方法计算的储层渗透率精度较低，不能满足低孔特低渗储层渗透率评价需求。孔隙结构直接制约储层的渗流特性，岩心压汞毛细管压力实验资料能够定性区分不同孔隙结构的储层，通过计算出样品的流动单元指数（FZI），得到3 种不同类型储层的流动单元指数范围，然后建立岩心流动单元指数和测井曲线之间的关系，通过KNN(K 类最近邻)算法计算出未取心层段的流动单元指数值，根据分类建立不同类型储层的渗透率计算模型。研究结果表明：①压汞资料和流动单元指数两者相互验证对储层分类更加准确； ②新方法计算的渗透率与岩心分析渗透率吻合较好，较常规孔渗关系计算的渗透率精度高，渗透率平均相对误差在30% 以内。
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  四川盆地中部地区致密河道砂岩气藏高产井地震模式 及井轨迹设计

  朱 讯　肖富森　洪海涛　王小娟　关 旭　邹 娟　李明秋　杨广广　干大勇

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 11.

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  四川盆地中部地区中侏罗统沙溪庙组气藏为典型致密气次生气藏，勘探开发潜力大，是中国石油西南油气田增储上产的重要领域之一。前期单纯依据河道的刻画成果部署井位，获得的产能与预期存在明显差异。为明确沙溪庙组致密气高效开发井位部署模式，在多手段河道刻画基础上，综合实钻井岩心、测井、地震预测成果，开展致密河道储层产能主控因素分析及地震响应特征研究。研究结果表明：①川中地区沙溪庙组河道储层总体表现为低孔、致密特征，孔渗具有明显正相关关系，属于孔隙型储层，气井产能主要受河道砂岩优质储层发育程度、储层富气程度以及压裂改造三大因素控制。②沙溪庙组优质河道砂体越厚、泥质含量少、储层厚度越大、物性越好，砂体底界波峰反射越强；利用河道砂“亮点”波峰最大振幅能量属性能有效区分优质砂体储层分布位置，并与实钻井具有较好的对应关系。③地震正演结合实钻井分析建立了浅层致密河道气藏高产井模式为“强振幅‘亮点’+ 低泊松比+ 垂直（大角度斜交）最大主应力方向”，利用该模式部署试采井实钻，强振幅区内Ⅰ、Ⅱ类储层钻遇率超过80%，测试单井平均无阻流量由2018 年的31.8×104 m3/d 提高到84.5×104 m3/d。
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  黔北地区五峰组—龙马溪组页岩储层特征分析

  张 福 　黄 艺 　戴岑璞 　李刚权 　蓝宝锋 　杜 洋 　唐柯夫

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 12.

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  伴随国内页岩气勘探开发的深入，四川盆地勘探开发逐渐由盆内转向盆缘区域，尤其在黔北地区正安区块获得的勘探突破，更是使得该区域成为新的热点区。基于此，针对黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层，通过对钻井岩心观察及野外露头剖面地质调查，结合岩石薄片分析、扫描电镜观察和地球化学分析资料进行研究，对该区储层特征进行分析总结，以对该区域页岩气未来勘探开发提供相关依据和支持。研究结果表明：①储层有机碳含量集中分布于0.65% ～ 6.50% ；干酪根类型以腐泥型为主，已进入高成熟—过成熟早期演化阶段；②脆性矿物含量64.1% ～ 86.5%，平均79.4% ；孔隙度平均4.1%，基质渗透率平均0.002 mD ；③储层孔隙以有机质孔、矿物颗粒粒间微孔、晶间孔和次生溶蚀孔为主，裂缝较为发育；④岩心比表面平均为21.7 m2/g，微孔隙较为发育；⑤总含气量一般大于1 m3/t，最高达6.5 m3/t。同四川盆地内建产区块对比，该区储层具有高有机碳含量、高成熟度、高含气量、高脆性的特征，虽储层性质略差，但埋深较浅，具有较大的勘探潜力。
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  昭通页岩气井返排水化学特征及生产特征分析

  宋 煜 　刘 成 　高浩宏 　李 尚 　张盼锋 　王子云 　韩永胜

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 13.

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  昭通页岩气田气井生命周期内采出水主要为压裂液的返排，投产5 年气井的压裂液返排率介于5% ～ 33%，采出水成为页岩气田开采后期制约气井低压低产阶段生产的关键因素。通过分析气田采出水的化学特征，研究其在气井返排生产过程中变化规律和成因，提出表征页岩气藏沉积和保存条件的水化学因素和及时判断页岩储层改造效果。结果表明：①昭通龙马溪组页岩是在较强蒸发浓缩作用下经过深水陆棚沉积环境形成的岩石，保留了沉积水体较高的盐度，A 区块沉积蒸发作用强，水体流动缓慢，保存条件较好，B 区块后期抬升构造运动使得保存条件变差；②通过Cl －的动态监测，研究Cl －返排变化的规律及井筒积液对生产的影响，可以及时判断页岩储层盐类离子的溶解及改造效果；③对于套压快速增加、产量快速下降、产水降低的气井，在泡排中大剂量加药，可快速清除积液，迅速恢复产能，而对于套压缓慢增加、产量缓慢减少、产水降低的气井，在连续加药后，即可达到持续排液的目的，从而使产气量逐步增加。
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  页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法

  李奎东 　纪国法 　刘 炜 　肖佳林 李少明 熊力坤

  天然气勘探与开发. 2020, 43(3): 14.

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  页岩水平井分段压裂改造后产能递减快、稳产期短，需要进行重复压裂以提高页岩气井的产量和最终可采资源量，而重复压裂的成功与否决定于选井选层工作和压裂优化设计，尤其是弄清重复压裂前现地应力场的分布情况以确保满足老缝张开与新缝起裂条件。为此，充分考虑构造运动、储层天然裂缝分布情况及层理关系，基于测井数据和施工压力数据，构建了原地应场计算模型；并依据等效主裂缝理论，采用加权平均法计算缝内净压力，在生产衰竭诱导基础上，通过线性叠加原理建立了页岩多段簇水平井重复压裂现地应力场计算方法。结果表明：①页岩水平井原地应力计算方法中，原地应力场水平应力构造系数由压裂施工数据反演得到，可真实反演原地应力场大小；②根据不同裂缝段簇和孔隙压力降低产生的诱导应力变化特征建立的诱导应力场计算方法，对实例井的计算结果和压后产量变化都显示长水平段多段簇压后裂缝诱导应力已使地应力场发生转向。结论认为：页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法能够为现场重复压裂优化设计提供理论支持。