2021年, 第44卷, 第3期　
出刊日期：2021-09-25

  

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  四川盆地海相碳酸盐岩储层成因及特征

  张玺华　田兴旺　杨岱林　王云龙　孙奕婷　洪海涛　夏茂龙　汪 华　徐 亮

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 1.

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  根据四川盆地海相碳酸盐岩储层的岩石学、地球化学等特征，结合储层发育分布规律，提出储层成因综合分类：指出四川盆地海相碳酸盐岩储层分为礁滩储集层、表生岩溶储集层、白云岩储集层三大类。三个大类进一步分为了7 个亚类。礁滩储集层发育的最主要控制因素是沉积相带，即礁、滩相沉积控制优质储层规模发育，也控制了后期的白云石化作用和岩溶作用；依据沉积特征，将礁、滩储集层分为台缘礁储集层、台缘颗粒滩储集层、台内颗粒滩储集层3 个亚类。岩溶作用的强度和对储层的改造效果受岩石成分和岩石组构控制，形成不同类型的表生岩溶储集层；依据储层特征，将表生岩溶储集层划分为白云岩风化壳储集层、石灰岩风化壳储集层2 个亚类。白云岩储集层主要受控于白云石化作用和与白云石化流体相关的溶蚀作用。储层成因及地质特征的认识对于四川盆地寻找规模碳酸盐岩储层的油气勘探具有重要借鉴作用。
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  磨溪震旦系灯影组台内优质储层主控因素

  徐会林 　罗文军 　徐 伟 　刘曦翔 　申 燕 　陶夏妍 　刘 耘 　王歆然

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 2.

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  随着高石梯—磨溪区块震旦系灯影组四段台缘带储量的整体探明，勘探开发工作逐渐从台缘带转移到台内，而台内相比台缘带储层单层厚度薄，单井测试产量低，储层预测难度大。因此，搞清楚台内优质储层的主控因素对台内区块下一步的勘探开发至关重要。综合利用实钻井的岩心、薄片、成像测井等资料，通过分析磨溪震旦系灯影组台内的沉积环境和岩溶作用，明确台内优质储层特征及其主控因素。研究结果表明：①台内优质储层主要以孔洞型储层为主，局部井区发育裂缝—孔洞型储层，优质储层为低孔低渗、厚度薄且多层，非均质强的特征；②沉积作用控制了震旦系灯影组台内优质储层的展布，其形成的丘滩储集体构成了后期风化岩溶的物质基础。从台缘带到台内，丘滩储集体发育程度逐渐减弱，且当台内有利丘滩沉积微相在60% 以上，优质储层垂厚可达到15 m ；③岩溶作用对相控储层的叠加改造，形成新的大量的岩溶孔洞系统，决定优质储层的品质。根据台内实钻井岩性，结合等时地层格架，建立台内的岩溶发育模式。通过分析古地貌单元与岩溶储层发育模式相互间关系，认为岩溶残丘、坡折带是最有利岩溶古地貌单元。结论认为：磨溪震旦系灯影组台内优质储层发育主要受到沉积作用和岩溶作用的共同控制，有利的沉积微相（丘翼+ 丘核）控制台内优质储层的时空展布，沉积期岩溶作用（同生—准同生期岩溶）和风化壳岩溶作用对台内相控储层的叠加改造决定优质储层的品质。
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  四川盆地东北部龙会场区块 长兴组生物礁储层特征及主控因素

  王 蓓 　任洪明 　朱占美 　雷小华 　胡 碟 　杜 磊

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 3.

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  龙会场区块上二叠统长兴组生物礁气藏是四川盆地东北部复杂气藏的典型代表，该气藏具有储层非均质性强、“一礁一藏”等特点。基于二维地震等资料的储层表征存在不准确性，制约了气藏的科学、高效开发。利用岩心照片、铸体薄片、测井解释成果、三维地震等资料，在研究储层特征基础上，依据压汞试验划分储层类型，利用三维地震刻画早、晚两期生物礁储层展布规律，进而剖析储层发育主控因素。研究结果表明：①龙会场长兴组生物礁气藏非均质性较强，主要储集岩以残余颗粒云岩或具颗粒幻影的细—中晶云岩为主，粒间（内）溶孔、晶间（溶）孔及生物溶模孔为主要储集空间，储层具低孔、低渗特征；②明确了研究区储层类型主要以III 类储层，即裂缝—孔隙型储层为主，明确了早、晚两期生物礁地震响应模式；③研究区早期生物礁储层沿台缘带靠台内发育，晚期生物礁储层沿台缘主体呈带状分布，早、晚两期礁储层呈“错位叠置”的关系；④沉积环境控制储层的空间展布，成岩作用控制优质储层分布，构造作用及裂缝提高储层的渗流能力。
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  井炮与可控震源混采数据匹配在火山岩地区的应用

  中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 4.

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  地震数据采集过程中，可能会通过如城区、工业园之类的大区域障碍，以前施工只能丢井，造成浅层资料缺失和覆盖次数不均匀。现在通过炸药、可控震源联合施工基本弥补了这一缺陷。但两种采集方式的地震资料存在明显的相位、振幅、频率、子波不一致，在对炸药震源与可控震源实际采集资料分析的基础上, 综合前人的处理经验，提出混采数据匹配3 步法处理技术流程：①对可控震源进行最小相位化处理，使它与炸药震源相位特征一致，消除不同震源之间采集资料的波形差异，满足地表一致性反褶积输入的前提条件；②通过可控震源能量比例因子+ 地表一致性振幅补偿的方法来解决两者之间振幅能量不一致的问题；③通过求取可控震源与炸药震源叠加剖面的匹配因子，应用于可控震源地震数据，消除残余的差异，达到振幅、频率、相位、子波的一致性。结果显示，通过一系列的匹配处理，两种震源单独叠加剖面拼接处，相位的连续性得到很好的改善, 地层反射信息更加一致。对两种震源进行同时叠加，匹配后混叠区域内的叠加剖面的成像质量得到很大的改善，同相轴平滑清楚，易于追踪。
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  DAS-VSP 采集技术在四川盆地的应用

  刘 飞 　秦 俐 　陈沅忠 　李自龙 　刘丽婷

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 5.

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  近年来随着四川盆地油气资源勘探开发向深层与非常规领域推进，对地震资料的分辨率和预测精度提出了更高要求。但是采用常规检波器进行VSP 资料采集往往受到诸如高温、裸眼井段、井斜等条件的限制，检波器阵列不能下至目的层深度，导致目的层覆盖次数及成像范围受到较大影响，且采集一口VSP 资料需要多次提升井中检波器阵列分段接收，难以保证VSP 资料激发和接收的一致性。针对此类问题，在四川盆地开展了可控震源激发和井中分布式耐高温光纤声波传感（DAS）接收的VSP 采集试验。试验结果表明：①通过同一位置多次震动激发和高温深井中DAS-VSP 一次性接收，可从源头上有效避免因多炮激发及采用常规检波器分段多次接收产生的资料一致性问题，采集资料初至清晰明显，提升了零井源距VSP 速度解释的精度；②通过对DAS-VSP 采集的高密度、高覆盖数据进行处理解释，成果分辨率提高，较清晰地刻画出了井旁构造特征，揭示的地层倾角、断层信息与钻井基本吻合。
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  地层含水条件下砂岩储层气相渗流通道 大小量化评价方法 ——以鄂尔多斯盆地苏里格气田储层为例

  胡 勇 　王继平 　王 予 　李少辉 　周梦飞 焦春艳 　郭长敏 　贾玉泽 　江良冀

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 6.

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  孔隙型砂岩在地层含水条件下的真实气相渗流通道大小，与室内干燥岩心实验测试结果往往存在较大差异，难以实现量化评价，气藏开发评价时难以获得可靠的参数。针对这一难题，利用地层含水条件气相渗透率与地面干燥岩心气测渗透率比值，定义了“气相渗流通道指数”这一指标，建立了一套地层条件下砂岩储层气相渗流通道大小的量化评价方法和数学模型。以鄂尔多斯盆地苏里格气田储层为例，选用不同渗透率的砂岩岩心，在不同含水饱和度条件下开展了实验测试和评价工作，揭示了地层含水条件下砂岩储层气相渗流通道大小的变化特征，即总体上随含水饱和度增加而减小，但不同渗透率砂岩减小幅度有所差异，分析认为孔喉空间赋存水对低渗—致密砂岩气相渗流能力的影响十分显著，开发过程中需要高度重视和防治水对储层的伤害。
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  “裂缝型”气藏储气库钻井工程方案设计 ——以铜锣峡储气库为例

  罗 增 　曹 权 　杨华建 　濮 强

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 7.

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  四川盆地拟建的铜锣峡储气库的储层为碳酸盐岩，含H2S 且储层裂缝发育，为典型的“ 裂缝型”储气库，在国内尚属首次建设，给钻井和固井质量提出了更高要求，防漏失是储气库建设过程中的重中之重。通过精细描述地层钻井必封点、优化储层专打井身结构、采用可酸溶防漏堵漏技术和抗硫气密封扣套管及韧性水泥浆固井工艺等技术措施，形成了极富特色的铜锣峡储气库钻井工程方案。主要体现在：①二开套管封隔下侏罗统自流井组以避开上部地层漏失，避免喷漏同存，实现下部地层安全钻进，而三开套管封隔高压水层有利于实现下部储层段的储层专打；②碳酸盐岩储层裂缝发育，存在极大的储层污染风险，通过采用可酸溶纤维防漏堵漏技术提高地层承压能力，有效减少钻井过程中的储层漏失；③抗硫气密封扣套管及韧性水泥浆固井工艺，能够增加水泥浆弹性，去除水泥环与套管间的微环隙，使其长期具有防窜能力，提高水泥石韧性，满足储气库注采井长期注采要求。
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  储层氮气钻井技术研究与应用

  尹 建 　周长虹 　李 刚

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 8.

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  目前低渗、致密油气藏已成为勘探开发的重要对象，尽管我国该类油气资源丰富，但普遍埋藏较深、地质条件复杂、开发难度较大。为有效开发这些难动用油气资源，历经10 余年的室内研究和现场试验，逐步形成了较为完善的储层氮气钻井工艺和配套装备，拥有地层适应性评价技术、钻井优化设计技术、井斜控制技术、一体化集中监控技术、氮气钻井井控技术、不压井起下钻技术、氮气钻储层完井技术、井下复杂处理技术等8 项特色技术，在保障氮气钻井安全实施的基础上，最大限度地获得储层的原始产能。应用该系列特色技术，2005 年以来在川渝大塔场、荷包场、广安地区、新疆塔里木、青海柴达木以及吉林英台等区块实施储层氮气钻井80 余井，有效提高了单井产能，使得塔里木高压低渗敏感性储层取得重大勘探突破，同时也成为大塔场构造开发的必用技术，为实现难动用油气藏的效益开发提供了技术支撑。
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  川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井新技术

  陈 敏 　赵常青 　林 强 　周迎春 　廖长平 　杨万忠 　宾国成 　周太彬

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 9.

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  川渝地区钻探作业中，长裸眼井段、多压力层系并存、安全密度窗口窄、井漏和溢流共存现象较为普遍，因而固井面临漏失低返、顶替效率低下以及固井后环空带压影响固井质量和井完整性等问题。通过应用精细控压固井新技术，准确掌握地层压力和漏失压力、精确计算固井下套管与泵注期间环空动当量密度，量化作业窗口区间值，使井筒静液柱压力与井口动态控压之和全程处于窄窗口区间内，达到压稳防漏之目的。精细控压固井技术在川渝地区已开展20 余井次现场应用，施工过程中均未发生井漏和溢流现象，后期无窜气，固井质量合格率高于80%，较常规方法固井质量的优质率与合格率平均值，提高20% ～ 30%。精细控压固井技术解决了技术难题，为川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井提供了新的技术途径。
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  高渗透易阻卡地层防卡旋转割心工艺 ——以威207 井为例

  段绪林　卓 云　张 杰　熊鸿照　陈锦泉　张运迪

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 10.

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  石油工程取心作业集中在储层井段，裂缝、孔洞发育，渗透性强，取心作业割心时容易阻卡甚至卡钻。针对高渗透易阻卡井段取心作业难点，在威远页岩气风险作业区威207 井下寒武统筇竹寺组取心现场实践中，创新提出突出防卡功能的旋转割心工艺并现场试验4 次，有效解决了该井割心频繁遇卡的复杂状况，降低了钻具、取心工具、取心钻头承受的工作扭矩，扩展了复杂井段旋转作业应用范围，并总结形成安全操作配套工艺。作业流程如下：①优选高强度的取心工具，加强检查保养，确保取心具质量；②对上提速度、扭矩、排量、转速等参数进行精准控制，确保取心作业安全，避免掉心。实践结果表明：旋转割心工艺可以在深井高摩阻、高扭矩复杂井段取心作业中推广使用，以解决取心作业小井眼段复杂难题，同时旋转割心有较大的掉心风险，应强化井下情况分析，根据岩石性质、井下复杂特点、取心工具采取配套字全操作措施，以降低作业风险。
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  相国寺储气库干线阀室截断阈值探究

  汤　丁

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 11.

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  天然气长输管道线路截断阀室常因为关断条件设置不合理而不能正确关断，从而影响管道的安全运行，准确设置阀室压降截断阈值和延迟时间对保证管道的正常和安全运行至关重要。以相国寺储气库注采干线铜相线为例，采用Pipeline Studio软件建立包含压缩机、阀室、管道以及地形高程起伏的管道泄漏、压缩抽吸工况动态仿真模型，分析了管道在泄漏与压缩机抽吸工况下的阀室压降信号变化特征。结果表明：①管道运行压力越大，泄漏时监控阀室压降速率越大，而输量对压降变化几乎没有影响；②泄漏孔径越大，阀室压降速率越大；③泄漏点位置距阀室越近时，阀室压降速率越大；④为区分管道正常与事故工况，推荐设定0.03 MPa/min 的阀室压降速率为临界值，延时时间为90 s。
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  开发中后期气田地面集输系统调整优化模式与策略

  温 庆　张 理　占天慧　刘姿伶

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 12.

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  基于中国石油西南油气田公司近60 年的建设发展和近10 年来老气田地面系统调整优化的经验，围绕“充分利用井口压能、充分利用已建能力”，以气井压力变化为基础，总结了地面系统在气田开发中后期不同阶段所面临的问题和相应的调整思路。并通过不同阶段优化调整对策的分析，形成了一套适用于不同阶段的地面集输工艺调整优化模式。①在气田稳产期末，实施气田内部老井增压和新老井高低压分输，保障气田稳产；②在气田递减期，富余装置采取关停并转和优化调配，提升负荷率，管网实施整体降压，节省能耗；③在低压小产期，进行增压机组工况改造、管网统筹协调以及低压气就近销售，减少低压低产井能耗，从而尽可能提高气田采收率。通过地面集输系统的整体分析和统筹调整，实现了地面集输系统优化改造的整体性和系统性。从应用效果看，该调整优化模式具有普遍适用性，可指导处于开发中后期的气田地面系统优化，降低生产综合成本，对提质增效具有现实意义。
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  四川盆地威远地区下志留统龙马溪组页岩 储层有利区评价

  康保平　姜 帆

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 13.

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  中国石化西南油气分公司在四川盆地威远地区页岩气勘探中获得工业气流，实钻结果表明该区勘探开发潜力巨大。为了推动该区规模建产，促进西南地区页岩气增产创效，急需对该区有利区进行评价。为此，通过黏土矿物分析、扫描电镜、有机碳及镜质体反射率分析等实验分析手段和方法，应用石油地质、矿物学及油气成藏等理论，研究威远地区下志留统龙马溪组页岩储层特征及影响页岩气形成和富集的因素，建立评价威远地区龙马溪组页岩储层标准，形成评价龙马溪组页岩气有利区分类标准，并对威远地区龙马溪组页岩气储层有利区进行评价。研究结果表明：①威远地区龙马溪组页岩的储集空间主要为微孔隙和微裂隙，有机质微孔隙最为发育，其储集性好；②有机质丰度、适中热演化和好的保存条件的区域是威远地区页岩气有利区的发育区，也是该区勘探开发取得成功的有利区；③威远地区页岩储层为优质页岩气储层段，适合大规模开发，满足规模建产的地质条件；④本评价方法对威远地区龙马溪组页岩储层有利区的评价技术有效，为威远地区龙马溪组规模建产提供了技术支撑。
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  致密砂岩气藏上市储量评估递减率合理取值分析 ——以新场须家河组气藏为例

  江蓉蓉　刘 韵　廖开贵

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 14.

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  上市储量评估中对已开发储量常用动态评估法是递减曲线法，递减率的取值合理与否直接影响评估结果的可靠性。通过分析气藏生产规律和生产制度变化，明确如何合理选择产量递减曲线类型和递减率，并以新场上三叠统须二段气藏为例，分别使用致密砂岩气藏整体单元递减法和产量构成定量法求递减率，计算相应的SEC 储量，并论证其合理性和适用性。结论认为：①递减曲线法评估致密砂岩气藏SEC 储量主要受递减初始产量、产量初始递减率、经济极限产量三大因素制约，其中产量初始递减率影响大、最为敏感；②评估单元整体生产井数稳定，单井生产规律相似的气藏，采用整体单元产量递减曲线法评估能够满足SEC 储量的可靠度要求；③对于单井产量差异较大的气田，生产井、生产制度变化导致整体单元的产量波动较大时，开展生产井生产规律分类，分别求取递减率，使用产量构成法评估储量，能够克服关停井、措施等生产制度变化对产量的影响，较合理的评估气田SEC 储量。
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  川西地热资源综合梯级利用

  余春梅　张 超　杨 宇　宋荣彩

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 15.

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  近年来，我国高温地热发电技术成熟，但受到高温地热资源分布较少的限制，发电量增长较慢；而中低温地热资源丰富、分布广泛，且地热直接利用量长期居全球首位，但总体上地热利用效率较低、尾水排放温度高，资源浪费严重。四川盆地西部地区地处地中海—喜马拉雅地热活动带，受构造运动、岩浆活动影响，区内地热资源极为丰富，但整体上地热资源开发程度较低，利用方式单一，仅少量温泉露头用于旅游疗养和医疗保健。为此，基于对国内外地热梯级利用的发展现状的梳理和分析，结合川西地区地热资源分布特征及开发利用现状，对该区的地热综合梯级利用潜力与模式开展了讨论与分析。研究结果表明：川西地区地热梯级利用可开展四级利用，其中一级用于发电；二级用于散热器供暖及地板辐射采暖；三级用于供给居民生活用水；四级用于温泉理疗、游泳池等娱乐保健项目或农业应用。该模式的应用不仅将有效提高川西地区地热资源利用效率，为该地区能源供应提供一条新的可选路径，也可推动全国地热资源梯级利用的发展。
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  基于硅- 焓混合模型的热储温度估算方法

  宋利红 　杨 宇 　李海福 　孙晗森 　郑丽婧 　徐春阳

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 16.

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  在地热资源开发中，准确计算深部地热储层温度对于热储评价和开发方案的设计具有重要的意义。传统硅- 焓混合模型常用图解法求解热储温度，但在绘图过程中不可避免会遇到作图繁琐问题。在地下热水采出前未发生蒸汽和热量损失条件下，先对硅- 焓混合模型的原理进行分析，并且构建方程组。在此基础上，提出改进图解法和Newton-Raphson 迭代算法，并且对实际水样进行热储温度计算。图解法与改进图解法、图解法与Newton-Raphson 迭代算法计算出的水样热储温度差值分别为4.90℃、3.40℃ ；改进图解法与Newton-Raphson 迭代算法计算出的该值为1.95℃。研究结果表明：①图解法计算热储温度过程中作图比较繁琐；②改进图解法和Newton-Raphson 迭代算法在计算热储温度时，运算速度快、效率高。结论认为：基于硅- 焓混合模型的改进图解法与Newton-Raphson 迭代算法可应用于热储温度计算。
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  单井井下换热器开采方式 在中深层地热开发中的适应性分析

  李海福 　杨 宇 　宋荣彩 　王玉婷 　孙晗森 　郑丽婧

  天然气勘探与开发. 2021, 44(3): 17.

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  在中深层地热资源的开发中，存在成本高、技术难、井筒易结垢和腐蚀等问题。单井井下换热器开采具有“取热不取水”的特点，能有效解决回灌中腐蚀结垢问题，是一种低成本、低环保风险的新兴技术，对中深层地热资源开发具有重要意义。基于国内外单井井下换热器的理论研究和现场应用状况，解释不同类型的单井井下换热器的工作原理，对比分析3 种类型的单井井下换热器开采的优缺点，提出未来的发展方向。研究结果表明：①在中深层单井井下换热技术中，同轴套管井下换热器换热效率高，技术成熟，现场完井深度可达2 300 m，出口水温超过40℃，热能产出可达220 MWh/a ；②超长重力热管换热器具有避免工质损失、减少压裂等优点。虽然目前现场应用较少，但其产出温度超过100℃，具有巨大的发展潜力；③ U 型管换热器虽然换热量低，但具有安装简便，不易渗漏的优点，目前现场应用很少。基于U 型管换热器在浅层地热资源开发中的重要性，它也将成为未来中深层单井换热的主攻方向之一。