川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析
川中地区上三叠统须家河组油气成因与富集
川中地区上三叠统须家河组油气成因与富集地质工程：吴可嘉学号：20103090第1 章前言川中地区侏罗系至三叠系地层层序正常，保存条件好，须家河组烃源条件在四川盆地也较好。
经过勘探，在中层须家河组砂岩中也发现了较为频繁的油气显示，且附近的川中大安寨，磨溪等地区的须家河组均获得了良好的勘探效益。
其中通1井和岳1井已累计采气约1 亿余方；界6井至今仍在生产，已累计采气9868.1×104m3，出产原油1058.8t；威东2井、岳3井等多口井获得工业性油气流；包浅1、包浅4、包浅202 井等须二段获气并采出油约1.8万吨，该区的勘探前景良好。
过去油源的判识过分依赖生物标志化合物来对比，将油气孤立起来研究，未考虑油气藏整个烃体系的成因及来源。
而不同期原油生物标志化合物含量最高可相差2−3个数量级，只要极少量低熟—成熟油的混入足以使高过成熟油气生物标志化合物分布发生改变，误导油气源判识。
因此对复杂油气源不能单靠生物标志化合物来确定。
在川渝地区，目前已在同位素、气组分、轻烃和生物标志物等方面形成一套可信度高的系列鉴别指标和理论。
在众多老专家的带领下，深入研究了各类天然气的地球化学特征，建立了各类天然气的鉴别标志，特别是煤成气与油型气的识别标志，为为须家河组煤成气成因与富集的地质研究奠定了理论基础。
第2 章地质背景2.1 地区概况川中地区西起内江，东至大足县,南起荣昌县，北至安岳县，面积约8000平方公里，区域构造位置为川中古隆平缓构造区、华蓥山深大断裂断下盘（图2－1）。
图2－1 研究区地理位置图其基底为刚性强磁性隆起基底，局部构造位于威远背斜东北下斜坡，向西南过渡到印支期泸州古隆起下斜坡，整个工区具有基底刚硬，断层发育较少，褶皱平缓的特点。
研究区北部威东～安岳地区为由西南至东北方向下倾的单斜，河包场～界市场～永安桥一线为由西南至东北方向下倾的由多个鼻状构造组成的巨型鼻状构造。
2.2 构造演化史四川盆地现今发现的大、中型气田均与地史上主要的构造运动密切相关；研究区处于盆地相对稳定的西倾斜坡带和泸州～开江古隆起的西北斜坡。
致密砂岩油气成藏机理
致密砂岩油气成藏机理摘要：致密砂岩油气储量丰富、可采资源量可信度高，已成为我国非常规油气勘探开发的首选领域。
关键字：致密砂岩油气成藏条件生储盖组合成藏过程0 引言随着常规油气勘探开发程度的不断提高，油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋势（邹才能等，2012）。
非常规油气资源量巨大，全球非常规石油资源规模达4495×108t，全球非常规天然气资源规模达3921×1012m3，是常规天然气资源的8倍（邹才能等，2012）。
近年来，国内外非常规油气的勘探开发取得了重大突破。
美国已发现的储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏（Baihly，et al，2009）；我国2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%（戴金星等，2012）。
美国圣胡安盆地向斜轴部白垩系致密砂岩气田可采储量为7079×108m3（Bruce et al，2006）；Bakken 致密油含油面积7×104km2，资源量达到566×108t，可采资源量68×108t（USGS，2008）；Eagle Ford致密油含油面积约4×104km2、目前产油量为560t/d（Lucas et al，2010）。
2011年苏里格致密砂岩大气区实现探明储量超3.0×1012m3，四川盆地须家河组致密砂岩大气区发现三级储量1.0×1012m3；鄂尔多斯盆地晚三叠世仅长6、长7段致密油资源量达20×108t以上，四川盆地侏罗系致密油探明地质储量8118×104t（邹才能等，2012）。
致密油气作为非常规油气的重要组成部分，以其储量丰富、分布范围广、可采资源量可信度高、相关技术理论研究早、发展迅速等诸多优点已成为中国近期非常规油气首选的重要勘探领域（戴金星等，2012；贾承造等，2012；邹才能等，2012）。
川西坳陷中段须家河组成藏条件及勘探有利区分析
（ 表３ ） 。 （ １ ） 须 二 段 。须 二 段 沉 积 早 中期 ， 川 西 坳 陷 的
（ ２ ） 烃源岩生排烃持续时间长 。川西坳陷各地 区 由于地质 条 件 差异 ， 特别 是 各 地 沉 积 速 率 和 遭受
的构造 变 动差 异 ， 也 不 可避 免 地 造 成 各 地 古 地 温 和 剥 蚀厚 度上 的差 异 ， 这 些差 异 直 接 影 响 各 地 烃 源岩 的生排 烃 时期 ， 使得 生排 烃持续 时 间长 ， 出现 多 次生 排 烃高 峰期 。
沉积是小塘子组沉积末期海退序列 的继承和发展 ， 其中新 场地 区主要发育三角洲 一 湖泊沉积体系 ， 随着龙门山半岛的继续上升 ， 河流沉积更为发育 ， 在
时期 。
相泥质 岩 、 煤 以及 少量 的碳 酸 盐岩 ， 源 岩 以腐 泥 Ｉ 型
可见 ， 烃 源岩 生排 烃持 续时 间长 ， 从 印支 中晚期
一
和混合 Ⅱ型干酪根为主 ， 有机碳含量分别为 ０ ． ８ １ ％
～
直 延续 到燕 山期 。
１ ． ９ ４ ％和 ０ ． ４ ８ ％ ～ ６ ． ６ ％。
一
表１ 川 西坳 陷中段上 三叠统烃源岩厚度统计表
层段 厚度／ 烃 源 岩 烃 厚
Ｔ ３ Ｘ ６ ０ ０～ ３ ０薄煤层煤线 黑色页岩夹少量煤线
３ ６ ０—１ ８ ０ ３ ０ ０～２ ０ ０
Ｔ ３ ｘ １ ２ ０ ０～６ ０ ０ 黑色泥页岩夹薄层煤质碳质页岩 、 煤线 ７ ５ ０～３ ０ ０ Ｔ ３ Ｘ ８ ０ ０～ ５ ０ ０
Ｔ ｍ＋ ｔ — Ｔ ， Ｘ 油气成藏系统的生、 排烃高峰期
四川盆地致密砂岩气藏勘探现状与资源潜力评价
四川盆地致密砂岩气藏勘探现状与资源潜力评价卞从胜;王红军;汪泽成;徐兆辉【摘要】The majority of discovered reserves is central Sichuan Basin, but the economic development to the reserves is difficult because of the high saturation of water in gas reservoirs. Based on comprehensive study on the gas accumulation conditions, the evaluation to gas resource of Xujiahe formation is done, which points that exploration potential regions are Xu 2 and Xu 4 of Jinhua - Pengxi in central Sichuan Basin, and Xu 3 of Jiange in northwest of basin, where the source rock and reservoir as well as fracture are developed well. High-production gas from lots of wells and discovered scale reserves show that these potential regions will become the important new fields in Xujiahe formation, Sichuan Basin.%川中地区是目前须家河组已发现的储量集中区,由于气源的不充分性导致气藏含水饱和度高,规模经济开发难度偏大.在成藏条件综合研究的基础上,评价认为须家河组下一步勘探潜力区主要分布在川中西部的金华—蓬溪地区须二和须四段,以及川西北部的剑阁—柘坝场地区须三段,这些区域气源灶发育,生气强度大,储层保持较好,且构造和裂缝发育,多口高产气井和规模储量的发现表明其成藏潜力巨大,将成为须家河组天然气勘探的重要新领域.【期刊名称】《中国工程科学》【年(卷),期】2012(014)007【总页数】7页(P74-80)【关键词】大型化成藏;源内成藏;资源潜力;致密砂岩气;须家河组;四川盆地【作者】卞从胜;王红军;汪泽成;徐兆辉【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE1;TE31 前言四川盆地上三叠统须家河组是我国致密砂岩气勘探和开发的重点层系。
川中地区须家河组储层成岩作用与孔隙演化研究
为海 相沉 积 。 中三叠 世 末 的印 支
早 幕运 动 使 上 扬 子 海盆 结 束 了 自震旦 纪 以来 海 域 大规模 分布 的历 史 ． 特提 斯海 水逐渐 退 出川 西坳 陷 ，
使 得 四川 盆 地 雷 Ｅ坡 组 遭 受 不 同程度 的剥 蚀 。同 ｌ 时， 印支 早幕 挤 压构 造运 动使 龙 门 山岛链 开 始缓 慢
各 段储层 砂岩 的端元 组分 Ｑ，． Ｆ Ｒ分布相 对较 集 中 ，
主要岩 石类 型有岩屑 长石砂 岩 、 长石岩屑 砂岩 、 岩屑
石英 砂 岩 、 屑砂 岩 和 长石 石 英 砂 岩 （ ２ 。其 中 岩 图 ）
作 者 简 介 ： 富贵 ，９ ０年 生 ， ， 都 理工 大 学 在读 硕 士研 究 生 ， 张 １８ 男 成 主要 从 事 沉 积学 的研 究 工 作 。地 址 ：０ ５０ ） 北 省廊 坊 市 金 光 道 ８ （６ ０ ０ 河 ４号 地 球 物理 地 球 化 学勘 查 研 究 所 ５ １室 。Ｅｍａｌｆｇ ｉ１＠ｙｈｏＣ１． ２ — ｉ： ｕ６ １ ａｏ． Ｔｃ ｕ Ｏ Ｉｎ
长石岩屑砂 岩和 岩屑长 石砂 岩 。以岩心观 察为基础 ， 结合 薄片鉴 定、 扫描 电镜 和物性 等资料分析 认 为 ， 研
究 区砂 岩经历 了压 实、 结、 胶 交代 、 溶蚀及破 裂等 多种 成岩作 用 ， 成岩 阶段 可划分为早 成岩 Ａ期 、 Ｂ期 和 中
成岩 Ａ期 、 Ｂ期 ４个期 次 ， 目前 已达 到 了中成岩 阶段 Ａ —Ｂ期 。成 岩作 用是 控制该 区储层 物性的一 个关键
第２ ２卷 第 １ 期
２１ ０ ０年 ３月
岩
性
油
川西地区须家河组储集层气测烃类系数识别气水模式
２ 气测烃 类相对系数识别气水模式
２ １ 基 准层 的关 系一 直 困扰 着 录井 和测 井 储集 层 流体 （ 气水 ） 别 ， 凸现 测 井低 电阻 率 储 识 常 集 层 不产水 而 高 电阻 率 储 集层 产 水 的 困惑 ； 钻 井 受 液 液柱 压力 和取 样 不 连 续 以及 钻 井 液 药 剂 的影 响 ，
别 与评 价 中取 得 了较好 的 应 用效 果 ， 示 了 良好 的推 广 应 用 前 景 。 展 ｉ ０。
关键词 气测 井 烃类系数 气水层 须家河组 气水关系。识别模 式
Ｏ 引 言
四川盆 地川 西地 区深 层须 家河 组气 藏是 类似 于
１ 气测烃 类相对 系数识别气水原理
第 １ ９卷
第４ 期
冉 飞 ： 西 地 区须 家 河组 储 集 层 气 测 烃 类 系 数 识 别 气 水 模 式 川
‘５ ’ １
型不同、 层位 不 同 、 井 液 密 度 不 同 、 类 背 景 值 不 钻 烃 同， 导致 气 测烃类 检测 数值 差 异较 大 、 横 向可对 比 纵 性 较差 。而 相对 含量 变化值 是 采用 同层 参数 对 比计 算 ， 受钻 井液 密度 和背 景值 不 同的条 件制 约 ， 受 不 不 气 测变 化微 弱 以及 地 层 渗漏 对 准 确 评 价 的 影 响 ， 因 此 ， 取烃 类气 体相 对 含 量 及 变 化值 作 为 识 别 参 数 提 与评 价指标 。
测各 烃类 气体 组分 、 数 的相 对 变化量 。 用各井 多 参 采
层数 据 聚类 、 回归 分 析 法 ， 究气 层 、 研 含气 层 与 含 气 水层 、 水层 的气 水相 关性 和变 化趋 势 ， 可建立 烃类 相 对 系数识别 气 层 （ 含气 层 ） 含 气 水 层 、 层 、 水 同 、 水 气 层 的模 式 和值域 划分 标 准 ， 到气 水识 别 目的 。 达
川中地区须家河组致密砂岩气成藏机理
（ ｓ ，１ ８ ） Ｒｏｅ ９ ６ 和连 续型 油气藏 （ ｃ ｍｏ ｅ ，１ ９ ） Ｓ ｈ ｋ ｒ ９ ５ 等 新概 念 ， 是 针对 在 含 油 气 盆地 中广 泛 分 布 的 就 致 密砂 岩和其 他 非 常规 储 层 （ 页岩 气 、 层 气 ） 煤 的
勘 探评 价 ， 图 用新 的思 维 和技 术 方 法 评 价其 油 试
（． 气 藏 地 质 及 开 发 工 程 国家 重 点 实 验 室 （ 都 理 工 大 学 ） 成都 ６ ０ ５ ； １油 成 ， １ ０ ９ ２中国石油大学 地球科学学院 ， 京 １２４ ； ． 北 ０ ２ ９ ３ 中 国石 油 西 南 油 气 田分 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ， 都 ６ ０ ５ ） ． 成 １ ０ １
５ ［“］ ０ ３
。
１ 致 密 砂 岩气 成 藏 过 程
１ １ 烃 源 岩 生 烃 过 程 ．
通 过对 典 型 构 造 磷 灰 石 样 品 裂 变 径 迹 的模
拟 ， 到 了较 为可靠 的地 层沉 降一 隆升 史 ， 得 为获取
可靠 的地史模 型 奠定 了基础 。在 收集 典型 钻井 的
藏 机理 。
本 文 的川 中地 区指 的是 四川 盆地 中部 西起龙
［ 稿 日期 ］２ ｎ一 ｌ Ｏ 收 Ｏ １一 ３
பைடு நூலகம்
１井须 家河组 烃源 岩生 烃史模 拟 图 。
［ 金 项 目］国 家 自然科 学基 金 资 助 项 目（０ ３ ４ ４ ； 家 科技 重 大 专 项 （０ ８ Ｘ ５ Ｏ ５０ ） 基 ４ ９０ ２ ） 国 ２ ０ Ｚ Ｏ ０ ｌ０ —１ ［ 者 简 介 ］徐 防 昊 （ ９８ ） 男 ， 士研 究 生 ， 究 方 向 ： 序 地 层 与 油 气成 藏 ，Ｅｍａｌ３６ ０ ４ ０ ｑ． ｏ 作 １８一 ， 硕 研 层 — ｉ ０ ３ ７ ６ ＠ ｑ ｃｍ。 ：
川中地区上三叠统须家河组二段和四段沉积相
于浅湖砂坝 、三角洲前缘河口砂坝 、水下分支河道 ,部分席状砂 、水上分支河道以及心滩微相也是良好的储层 。建
议今后勘探应注重三角洲平原亚相和前缘亚相的分支河道砂 、河口砂坝中的块状粗 —中砂岩储层 。
关键词 :沉积相 ;上三叠统 ;须家河组 ;碎屑岩 ;四川盆地
中图分类号 : TE111. 3
文献标识码 : A
(1. 成都理工大学 “油气藏地质及开发工程 ”国家重点实验室 ,四川 成都 610059; 2. 中国石油西南油气田分公司 川中油气矿 ,四川 遂宁 629000)
摘要 :在沉积学和石油地质学的基础上 ,综合应用测井 、录井 、钻井和岩心资料 ,对川中地区上三叠统须家河组二段
和四段进行了高精度的沉积相研究 ,探讨了储集砂体的展布规律 。川中地区上三叠统须家河组产油气层主要分布
三角洲前缘亚相 ( Ⅱ2 )是陆相盆地的主要储油 相带 ,研究表明其水下分支河道 ( Ⅱ2a )和河口坝砂 ( Ⅱ2b )是主要的油气聚集层 [ 10 ] 。水下分支河道微 相多为浅灰色 、浅绿灰色细 —中粒长石岩屑砂岩 ,含 泥砾 、炭块的中 —粗粒砂岩 ,很少夹粉砂岩 、泥岩 ,但 可夹泥质条带 ;砂体底部可见底冲刷面 ,有泥砾岩或 泥砾砂岩 ,也可见少量外来砾石 ;具块状 、平行和板 状层理 ;砂岩细层间常见泥质纹层或炭屑纹层 ,但很 少见泥岩夹层 ,因辫状河道上部细粒泥质沉积物少 , 又常被冲刷掉 ,只剩下部粗粒砂质沉积物 ,观察岩心 时 ,正常辫状河相上部细粒泥质与下部粗粒砂质沉 积物之比等于 1 /10,川中地区两者之比小于 1 /10; 砂岩中粒间孔 、粒间溶孔较常见 ,可成为好的储层 ; 其自然伽马曲线常呈钟形 。 1. 5 河口砂坝
状 、波状和沙纹层理 ,可见虫孔 ;砂岩中常见原生粒 间孔和粒间溶孔等 。 1. 6 席状砂
四川盆地马角坝上三叠统须家河组沉积环境分析
摘要：分析认为四川盆地上三叠统须家河组主要为湿地扇、河流-三角洲、湖泊等几种类型。
晚三叠世早期，川西地区为一套海相沉积，向东主要为海相三角洲沉积环境，随着龙门山岛链缓慢上升，逐渐由海盆转变为陆盆。
须二、须四、须六段充填作用大于沉降作用，盆地周缘主要发育三角洲平原沉积，向盆地内至川中平台区，主要为浅水湖盆沉积。
须三、五段湖盆面积扩大，物源减少，主要发育泛滥平原及浅湖-半深湖沉积。
须二、须四段砂体分布面积广，厚度稳定，成分和结构成熟度较高，是须家河组主要的产层。
须二、须四段砂岩主要是三角洲前缘分流河道和河口坝砂体，被波浪和湖流部分或全部改造后，形成由多个三角洲前缘砂体和滨浅湖滩坝砂体组成的叠加层，并随着岸线的迁移，最终遍布整个盆地。
四川盆地位于上扬子准地台北部，西界为龙门山断褶带，北为米仓山隆起，东北边缘为大巴山断褶带，东南侧为鄂湘黔断褶带，南侧是峨嵋山－凉山块断带，是扬子古板块上的一个多旋回沉积盆地。
震旦纪—中三叠统为海相沉积，中三叠世末发生的印支早幕运动使上扬子海盆结束了自震旦纪以来大规模海域分布的历史，特提斯海水逐渐退出川西盆地，使得四川地区雷口坡组遭受不同程度的剥蚀。
同时中三叠世末发生的印支早幕挤压构造运动，使龙门山岛链开始缓慢上升，由海盆逐渐转变为陆盆[1]。
四川盆地上三叠统须家河组，是一套假整合于中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩侵蚀面之上，不整合-整合伏于侏罗系红层之下的一套以砂泥岩为主的地层，沉积厚度西厚东薄，沉降中心紧靠龙门山逆冲断层一侧，厚度超过4000m。
根据现有文献将须家河组地层分为须一至须六共6个层段，部分地区可能因剥蚀或未沉积而缺少部分层段（见表1），其岩性在垂向上旋回性明显。
须一段以黑色泥岩夹煤层为特征，其中川西地区主要为浅海相灰岩和砂泥岩；须二、四、六段主要为灰白色砂岩，间夹少量的黑色泥岩与薄层煤线，在盆地中西部成都一带，多为稳定的泥岩夹煤层沉积；须三段、五段又是以黑色泥岩、炭质泥岩夹粉砂岩及煤线为特征。
川中充西须四段致密砂岩气田气水分布特征及成因
ｍ 。
，
充 西气 田隶 属于 四川 盆地川 中古 隆 中斜平 缓 构造带 的南 充构 造群 （ １ 。南 充 构造 为 一 个 长 图 ） 轴背斜 ， 线呈 北 凸的弧形 ； 轴 东端 为北 西 向的东 观 潜高 ， 造 形 态宽 缓 ， 没 端在 胜 观 桥 附近 ， 育 构 倾 发
第 ２期
赵 爽等 ： 中充 西须 四段 致 密砂 岩 气 田气水分 布特 征及 成 因 川
・１ ５ ・ ６
Ｍｇ 、 ａ 、 １ ＨＣ ｛等 离 子 代表 大 量 无 机组 Ｂ Ｃ 一、 Ｏ 成 ，一、 ｒ Ｂ 等 离 子 属 微 量 元 素 。各 种 离 子 的 Ｉ Ｂ 一、 含量 ， 够反 映 地层 的水 动 力 特 征 和 水 文 地球 化 能 学环 境 ， 因此 ， 一定 程度 上可 以说 明油气 藏 的保 在
［ 类 号 ］Ｔ ３ 分 Ｅｌ３ ［ 文献 标 志 码 ］Ａ
致 密砂 岩气 藏是一 种 资源量 前景很 大 的非 常
规 气 藏 。 国 外 学 者 很 早 就 在 这 方 面 投 入 研 究 口 ］在 勘 探 和 开 发 方 面 取 得 了 巨 大 的 突 破 。 ，
至 ６ ０ ｍ。ｄ 之后 的产 气 量 变化 平 稳 ， 产 了 ×１ ／ ， 生
［ 要 ］探 讨 川 中地 区 充 西构 造 须 四 段 气 水 分 布 特 征 及 其 控 制 因素 。 对 须 四 段 致 密 砂 岩 地 层 摘 水 物 理 化 学 特 征 进 行 研 究 ， 用 综合 测 井解 释 、 油 成果 开展 了单 井储 层及 气水 层识 别 。 井 间 利 试 气 水 层 对 比研 究 成 果 表 明须 四段 致 密 气 层 的 气 水 过 渡 带 较 宽 ， 有 明 显 的 气水 界 面 ， 存 在 含 没 仅 水 饱 和 度 向上 逐 渐 降低 的趋 势 。气 水 分 布 受 储 集 层 物 性 、 断层 和 裂 缝 系统 、 褶皱 等 多 种 因 素 控 制 ， 西 须 四 段致 密砂 岩 气 田 气水 分 布 模 式 可 归 纳 为 断 层 侧 翼 控 制 型 、 层 末 端 效 应 控 制 型 、 充 断 岩性一 皱控制 型、 皱控制型。 褶 褶 ［ 键 词 ］川 中地 区 ； 西 构 造 ； 家 河 组 ； 密砂 岩 ； 水 分 布 模 式 关 充 须 致 气
川中地区须家河组致密砂岩气成藏机理_徐昉昊
·１ ６ ０·
成都理工大学学报 （ 自然科学版 ） ９卷 第 ３
表 １ 流体包裹体均一温度法确定油气充注时间 ａ ｓ Ｔ ａ ｂ ｌ ｅ １ Ｔ ｈ ｅ ｍ ｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｏ ｆ ｆ ｌ ｕ ｉ ｄ ｉ ｎ ｃ ｌ ｕ ｓ ｉ ｏ ｎ ｓ ｈ ｏ ｍ ｏ ｅ ｎ ｅ ｏ ｕ ｓ ｔ ｅ ｍ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｔ ｏ ｅ ｎ ｓ ｕ ｒ ｅ ｔ ｈ ｅ ｆ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｔ ｉ ｍ ｅ ｏ ｆ ｏ ｉ ｌ ａ ｎ ｄ ｇ ｇ ｐ ｇ 充注时间／Ｍ ａ Ｂ． Ｐ． 构造 井号 包裹体均一温度／℃ 第一期 第二期 荷包场 广 安 合 川 八角场 潼 南 安 岳 包浅 ０ ０ １ １ ６ ３ ０和 １ ４ ２ － １ ７ ９． ２， ８ ３， １ ２ ７． ５， １ ３ ３． ４， １ １ ９． ３， １ ０ ２， ９ ４， 广安 １ ６ １ ３ １． ８， １ １ ３， １ ０ ９． ５ 合川 １ １ ２ ０， ９ ６， １ ２ ８ 角５ ２ 潼南 １ ０ １ 岳２ １ １ ０， ９ ６， ８ ４ ， １ ３ ９． ９ １ ３ ２． ５， １ ３ ５． ７， １ ４ ０， １ ２ ０． ２， １ １ ６． ８ １ ３ ９． ９， １ ３ ２． ５， １ ３ ５． ７， １ ４ ０， １ ２ ０． ２， １ １ ６． ８ １ ４ ８～１ ３ ８ １ ５ ９～１ ４ ２ １ ５ ３～１ ４ ０ １ ５ ４． ５～１ ４ ２． ５ １ ５ ０． ５～１ ４ ０． ５ １ ４ ８～１ ４ １ ８ ３～６ ４ １ ０ ７． ５～８ ４． ５ ９ ４～６ ６ １ ２ ０～１ ０ ２． ５ ９ ３． ５～６ ６ ９ ２． ５～６ ５
［ ３， ４］过对 典 型 构 造 磷 灰 石 样 品 裂 变 径 迹 的 模 拟， 得到了较为可靠的地层沉降 — 隆升史 ， 为获取 可靠的地史模型奠定了基础 。 在收集典型钻井的 岩性 、 分层 、 孔隙度 －深度曲线的基础上 ， 利用Ｅ ａ ｓ ｙ
元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素
元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素王威;黄曼宁【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(043)003【摘要】四川盆地元坝地区须家河组具有良好的成藏基本条件,成藏要素时空匹配关系优越,具备多层段立体勘探的良好前景.本文充分利用钻井资料及包裹体分析结果,重建元坝地区须家河组气藏的成藏过程.其成藏经历了3个阶段:①晚三叠世-中侏罗世岩性气藏成藏阶段;②晚侏罗世-早白垩世构造-岩性气藏成藏阶段;③晚白垩世-现今的调整改造阶段.通过与川中广安须家河组大气田进行类比,认为该区须家河组天然气成藏主要受3方面控制:①源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础;②多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供足够的赋存空间;③相对优质储层和伴生裂缝网络共同控制了天然气的富集高产.【总页数】8页(P266-273)【作者】王威;黄曼宁【作者单位】中国石化勘探分公司研究院,成都610041;中国石化勘探分公司研究院,成都610041【正文语种】中文【中图分类】TE122.31【相关文献】1.深层致密砂岩气藏天然气富集规律与勘探关键技术——以四川盆地川西坳陷须家河组天然气勘探为例 [J], 蔡希源2.川东北元坝地区须家河组四段致密砂岩气藏层理缝成因及成像测井识别 [J], 夏晓敏;何柳;吴俊3.川中地区营山构造须家河组第二段致密砂岩气藏成藏主控因素 [J], 王霄;徐昉昊;车国琼;王家树;李正勇4.四川盆地上三叠统须家河组气藏类型与富集高产主控因素 [J], 李伟;邹才能;杨金利;王坤;杨家静;吴亚东;高晓辉5.四川盆地元坝地区须家河组须三段储层古压力演化及主控因素 [J], 刘景东;张存剑;蒋有录;王良军;曾韬;王威因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大川中地区须家河组层序-岩相古地理研究
大川中地区须家河组层序-岩相古地理研究大川中地区是四川盆地西南缘的一个区域，该地区的地质构造非常复杂，主要由不同类别和不同年代的构造成分组成。
在该地区中，须家河组是一个重要的地层，属于下二叠统的典型流纹岩层。
对于这个地层，通过对其岩相古地理特征的研究，我们可以对其地层沉积的环境和地质演化过程有所了解。
须家河组主要发育在大川中地区，在地层上分布广泛。
该组的岩石类型主要为红色砂岩、泥岩和灰岩等。
须家河组整体上分为上、中、下三段，其中下段岩层相对较为一致，主要为红色砂岩和泥岩，中、上段则岩性变化较大，包括熔岩、角砾岩等。
在地层划分上，上下文不连贯且存在岩相变化，因此常常难以确认地层的时代和环境。
通过对须家河组不同岩相的研究，可以了解到该地层沉积环境的变化。
该地层主要的沉积环境以大型峡谷震荡流及泥石流沉积为主。
在岩石中可以看到物理斑点、异粘结构、沟槽痕迹等不同特征的构造，暗示了强烈的水动力作用。
另外，大部分岩层中都存在红色砂岩和泥岩，这可能暗示了大气湍流带来的强烈风化和氧化作用。
从岩相古地理研究中可以看出，须家河组经历了复杂的沉积和改造过程。
一方面，该地层受到了强烈的物理和水动力作用的影响，另一方面，由于受到地质构造过程的影响，该地层经历了大规模的断裂、褶皱等变形过程。
这些变化使得该地层的岩石类型、地层的厚度以及地层的时代均呈现出一定的不连贯性。
总之，须家河组是大川中地区中一种典型的下二叠统岩层，通过对该地层的岩相古地理特征进行研究，可以了解到其沉积环境的变化和地质演化的过程。
但受到地质构造的影响，该地层的地层划分和岩相古地理特征存在较大的不确定性。
因此，未来还需要进一步的研究和探索。
川中地区营山构造须家河组第二段致密砂岩气藏成藏主控因素
表１ 川 中地 区 营 山 构 造 须 二 段 岩 心 物 性 统 计 表
Ｔａ ｂｌ ｅ １ Ｔ ｈｅ ｓ ｔ ａｔ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｃ ｏ ｒ ｅ ｐ ｒ ｏ ｐｅ ｒ ｔ ｉ ｅ ｓ ｉ ｎ Ｔ３ ｚ ｏ ｆ ｔ ｈｅ Ｙｉ ｎｇ ｓ ｈａ ｎ ｓ ｔ ｒ ｕ ｃ ｔ ｕｒ ｅ
第 １期
王 霄 等 ： 川 中地 区营 山构 造须 家河 组第 二段 致 密砂岩 气藏 成藏 主控 因素
１ ． ３ 保 存条 件
・１ ９・
１ 天 然 气 成 藏 地 质 条件
１ ． １ 烃 源岩 条件 近年 来 ， 对川 中地 区须 二气 藏 的气 源 开 展 了
大量 的研 究 ， 已形成 广 泛共识 。即认 为 ： 川 中地 区
须 二 段 顶 界 构 造 表 现 为 近 Ｎｗ 向 的长 轴 状
１ ． ２ 储集 岩条 件
营 山地 区须二 段储 集岩 以浅 灰色 中粒 长石 石 英砂岩、 岩 屑长 石砂 岩 和长石 岩 屑砂岩 为 主 ， 孔 隙 度在 ０ ． １ ８ ～１ ６ ． ２ ９ 之间， 平均为 ５ ． ９ ９ ； 渗 透 率在 （ ０ ． ０ ０ ０ １ ～１ ６ ． ３ ） ×１ ０ ＿ ｍ。之 间 ， 平 均 为
一
层 较 发育 ， 逆 冲挤 压 断层 本 身就 具 备 一 定 的 封堵
性 。区 内断层 向上均 消失 于沙 溪 庙组 内 ， 未 与地 面连通 ， 且 川 中矿 区多年来 在 须二 段上部 中 、 浅层
为 主 间 夹 少 量 薄 层 粉 一 细 砂 岩 。根 据 前 人 的 研 究＿ １ ］ ， 页岩 的有 机碳 质量 分 数 （ ７ Ｘ ３ ） 为０ ． ４ ５ ～
致密气藏产水影响及开发措施
致密气藏产水影响及开发措施为认清致密砂岩气藏的储层产水机理，以及对开发的影响，寻求有效的开发对策，本文开展了理论研究并结合现场情况进行系统分析。
利用水样化验、物质平衡方程和产水动态特征相结合可以判断大部分井层的产水来源于本层；积液会造成贾敏效应、气体的启动压力梯度升高以及水敏伤害；速度管、泡排措施是治理高产水井的有效措施。
标签：贾敏效应水敏伤害开发措施一、引言鄂尔多斯盆地东部临兴地区横跨伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，归属于吕梁地区。
区块内部构造相对简单，地层平缓（倾角一般不足1°），主要发育有幅度较小的鼻状构造[10]。
主要储层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。
区内的先导试验区2015年11月开始投产，其采气曲线如图1所示。
区块投产初期即见水，但由于生产井数较少（5口井），初期产水量较少。
2016年11月后，随着区块大量井投产，投产井数增加到18口，产水量随之迅速上升，并随区块产气量变化而变化。
区块总体产水量较小，日产水量约50m3/d。
水气比变化情况如图2所示，从该图可看出，区块大规模上产后水气比呈现总体稳定的趋势，水气比约3 m3/104m3。
二、产水规律统计先导试验区产水资料，盒8段单采，且进行了产水计量的井共5口。
生产过程中5口井产水量都逐渐递减，其具备明显的两段式特征：I阶段：产水量较高，但很快递减到低值，这是因为本层可动水较多，先采出的是大孔喉通道的地层水；II阶段：产水量保持在较低产量，这是因为后期主要是小孔隙的地层水[1]。
三、积液对气井的影响先导试验区气井积液后出现如下特征：积液之后产量迅速下降，递减速度加快，即使排采井筒积液后，产量损失仍难以恢复[2]。
以1井为例，采气曲线如图4所示，该井2016年11月20日投产，投产初期产量约2.0×104m3/d，稳定2.5月后产量降低，气井携液困难，导致井筒积液，积液2月后，该井采用速度管排液，措施后气井可稳定生产，但与积液前产量降低3/5。
川中营山构造须家河组第二段致密砂岩储层特征
育 次 生孔 隙 的 主 要 成 岩 作 用 。
［ 键 词 ］营 山构 造 ； 家 河 组 ； 密 砂 岩 ； 层 特 征 关 须 致 储
陷和 川 中隆起 。川 中隆起 地 区褶 皱 平 缓 ， 积 盖 沉 层薄 ， 受力 较 弱 ， 脱 层 不 发 育 ， 成 低 缓 构 造 。 滑 形
川 中东南部 构 造 应力 弱 ， 主要 构 造 形 态 受 控 于 其 雷顶古残丘， 边界 构 造 线 多 变 ， 以构造 受 力 弱 、 断 层 不 发 育 、 造 幅 度 低 为 主 要 特 征 ， 向 多 为 构 走
第 ２期
雍 自权 等 ： 中营 山构造 须 家 河组 第二 段致 密砂 岩储 层特 征 川
・１ ９ ・ ３
泥、 页岩 厚度 所 占 比例 ＜ １ 。营 山 须 二 段 砂 岩 ０ 岩性 主要 为长 石石 英砂 岩 、 屑长 石砂 岩 ， 少 量 岩 有 长石 岩 屑砂岩 。粒 度 以 中粒 为主 ， 次为 细 一 中粒 、 细粒 ， 选 中等 一好 ， 圆较 好 ， 分 磨 多呈 孔 隙 一接 触 式胶结。
储层 预 测及 天然 气勘 探具 有 一定 的理 论价 值 和重
要 的现实 意 义 。
出露 侏 罗 系 沙 溪 庙 组 ， 部 有 第 四 纪 河 滩 砾 局
石 ］ 。 。
［ 稿 日期 ］２ １ －１３ 收 ０ １１ ０ ［ 者 简 介 ］雍 自权 （９ ６ ） 男 ， 士 ， 授 ， 事 石 油地 质 学 的教 学 与 科 研 工作 ，Ｅｍａｌｙ ｎ ｚ＠ ｃｕ． ｄ ．ｎ 作 １ ６ ， 博 教 从 － ｉ ｏ ｇｑ ｄ ｔｅｕ ｃ 。 ：
川中广安须家河气藏气、水分布
川中广安须家河气藏气、水分布樊茹;邵辉;贾爱林;何东博;张学磊;邓胜徽;位云生;季丽丹;陈涛涛【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2009(030)006【摘要】川中广安须家河气藏为孔隙 -岩性型致密气藏.根据78口试采井数据分析,认为储层的孔喉构成了成藏过程中主要的疏导体系,储层物性及非均质性控制气、水的运聚和分布;构造在气藏后期改造中影响天然气的聚集,较低的构造幅度致使气、水分异差,气井普遍产水.气藏内可划分出富气区、次富气区及气、水同产区3类气水分布区,相应地提出高渗透带、单砂体及微构造控制的3种气、水分布模式.【总页数】8页(P732-739)【作者】樊茹;邵辉;贾爱林;何东博;张学磊;邓胜徽;位云生;季丽丹;陈涛涛【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理 [J], 陈涛涛;贾爱林;何东博;邵辉;季丽丹;闫海军2.四川盆地蓬莱地区须家河组须二气藏气水关系初探 [J], 王小娟;钟佳倚;李明秋;温梦晗;张晓丽3.四川盆地孝泉—丰谷构造带须家河组气藏气水分布控制因素及勘探潜力 [J], 刘莉萍;林小兵;李丽平4.广安地区须家河组气藏气水分布特征 [J], 田冷;何顺利;刘胜军;兰朝利5.川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律 [J], 陈涛涛;贾爱林;何东博;季丽丹;邵辉因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
我国致密气的A、B、C
我国致密气的A、B、C作者：汪焰来源：《石油知识》 2014年第3期汪焰世界范围内，致密砂岩气（简称致密气）作为重要的非常规天然气资源，已经逐渐成为天然气产量的主要增长点。
近年来随着我国天然气产业的快速发展，致密气也得到不同程度的发展。
我国致密气的特点众所周知，北美地区是全球致密气发展最快、最好的国家。
但是否就能全盘照搬别人的经验和技术呢？有学者通过对比分析中美的致密气成藏地质条件和气藏分布特征，得出我国致密气的特点，并在此基础上提出自己的发展路线。
中美致密砂岩气地质共性明显：如发育于煤系地层中，烃源岩分布广、热演化程度高，储层物性差、含水饱和度高和具有异常压力等。
但也有一定的差异性：沉积环境差异和储层差异。
美国以海相-海陆过渡相为主，中国以陆相-海陆过渡相为主，不同的沉积环境与构造演化特征是致密气源岩特征有别的主要原因。
另外，美国致密气砂岩储层分布稳定、厚度大，孔隙度较高，中国致密砂岩储层非均质性较强，厚度相对较小。
从成藏特征来看也有一定共性：气藏类型多样，包括构造型、岩性型、地层型、动态圈闭型和复合型；气体以近距离垂向运移为主；气藏规模大，储量丰度低；气水关系复杂、物性“甜点”区和裂缝发育区与气藏富集、高产关系密切。
但受气藏形成的沉积环境、成藏过程与区域构造特征等因素的控制，差异性更加明显。
差异之一：异常压力。
异常高压或异常低压是中美致密砂岩储层的普遍现象，但是导致异常压力的原因存在差异。
以北美落基山地区致密砂岩为例，压力系数一般为1.4～1.7，导致异常高压的主要原因是具有活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态。
中国鄂尔多斯盆地致密气表现为异常低压，平均压力系数为0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。
另中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。
气藏空间分布规律具有的共性：源储一体、“三明治”式紧密接触、大面积连续分布等，但受不同构造背景、盆地性质、沉积特征与成藏过程影响，中美致密气具有不同分布特征。
川中充西须四段致密砂岩气田气水分布特征及成因
川中充西须四段致密砂岩气田气水分布特征及成因赵爽;雍自权【摘要】This paper researches the gas-water pattern and controlling factor of Member 4 of Xujiahe Formation (T3x4) in the Chongxi structure of Central Sichuan. By researching the physical and chemical characteristics of the formation water of T3x4, utilizing the synthetic well logging interpretation and the well tecting outcome, the authors identify the reservoir of single well and the gas or water layer in the reservoirs. The research results of comparing the gas and water layers hetween wells indicate that the gas-water transition zone of T3x4 tight gas reservoir is wide, there is no obvious gas-water interface, and only the water saturalion gradually decreases up from bottom to top. The gas-water distribution is controlled by a variety of factors, such as reservoir physical properties, faults and fractures system, fold, etc.. The gas-water distribution patterns of T3x4 light sandstone gas field of Chongxi include the fault flanking controlling type, fault terminal effect controlling type, lithology-fold controlling type and fold controlling type.%探讨川中地区充西构造须四段气水分布特征及其控制因素.对须四段致密砂岩地层水物理化学特征进行研究,利用综合测井解释、试油成果开展了单井储层及气水层识别.井间气水层对比研究成果表明须四段致密气层的气水过渡带较宽,没有明显的气水界面,仅存在含水饱和度向上逐渐降低的趋势.气水分布受储集层物性、断层和裂缝系统、褶皱等多种因素控制,充西须四段致密砂岩气田气水分布模式可归纳为断层侧翼控制型、断层末端效应控制型、岩性-褶皱控制型、褶皱控制型.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(039)002【总页数】6页(P164-169)【关键词】川中地区;充西构造;须家河组;致密砂岩;气水分布模式【作者】赵爽;雍自权【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059【正文语种】中文【中图分类】TE133致密砂岩气藏是一种资源量前景很大的非常规气藏。
四川盆地须家河组须一、三和五段天然气源内成藏潜力与有利区评价
四川盆地须家河组须一、三和五段天然气源内成藏潜力与有利区评价赵文智;卞从胜;徐春春;王红军;王铜山;施振生【摘要】Natural gas exploration-and discovery of the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin are mainly concentrated in the Xu-2, 4 and 6 Members. The discovered gas reservoirs are characterized by low degree of fullness, high water saturation in lower positions, low level of produced reserves, and limited gas bearing range of reservoirs. The Xu-1, 3 and 5 Members are identified as source rocks. Based on the study of natural gas accumulation conditions and several gas-productive wells in the Xu-1, 3 and 5, this paper proposes that large scale sand bodies are developed in the Xu-1, 3 and S Members in the northwest, southwest and central parts of the Sichuan Basin. In each member, the favorable gas bearing area is about 5 000-11 000 km2, reservoir rocks have good continuity with single layer extension up to 15-20 km. It is believed that these sand bodies have favorable conditions for gas accumulation within source kitchens to form lithologic or structural-lithologic gas reservoirs, and have better accumulation potential and higher gas-bearing abundance than that of the Xu-2, 4 and 6 Members. The exploration practice revealed that economic gas reserves may be generated. It is suggested that more efforts be made to study the gas accumulation conditions in the Xu-1, 3 and S Members (especially the Xu-3 and Xu-5 Members) and more exploration work be fulfilled in these strata.%目前四川盆地须家河组天然气藏勘探和发现主要集中于须二、四、六段,气藏总体表现出充满度不高、低部位含水饱和度偏高、储量动用比例偏低、储集层含气范围有限的特点,须一、三、五段则被作为烃源岩.在对须一、三、五段进行成藏条件研究和已知出气点解剖分析的基础上,提出川西北、川西南和川中部分地区须一、三、五段发育规模较大的砂体,各段有利含气面积约5 000～11 000 km2,储集层连续性较好,单层延伸长度达15～20 km,具备源内成藏的有利条件,可形成岩性或构造-岩性圈闭气藏,比须二、四、六段的成藏潜力和丰度更好,经勘探可形成工业规模的天然气储量,今后应该加强上述地区须一、三、五段源内天然气成藏研究与勘探力度,尤其是须三和须五段.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2011(038)004【总页数】9页(P385-393)【关键词】源内成藏;有利地区;须家河组;四川盆地【作者】赵文智;卞从胜;徐春春;王红军;王铜山;施振生【作者单位】中国石油勘探与生产公司;中国石油勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE122.1截至2009年底，四川盆地川中地区上三叠统须家河组须二、四、六段已累计探明天然气地质储量近4 300×108 m3，控制储量1 000×108 m3，预测储量1300× 108 m3，成为继三叠系飞仙关组和二叠系长兴组之后，四川盆地天然气储量增长的重要领域之一。
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天然气地质学收稿日期:2010 03 09;修回日期:2010 04 26基金项目:国家重点基础研究发展规划( 973 )项目(编号:2007CB209503)资助.作者简介:郝国丽(1982 ),女,吉林蛟河人,博士研究生,主要从事石油地质及油气成藏机理与分布规律研究.E mail:haoguoli@.川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析郝国丽1,2,柳广弟1,2,谢增业3,孙明亮1,2(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;2.中国石油大学(北京)资源与信息学院,北京102249;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007)摘要:川中地区上三叠统致密砂岩气藏气水关系复杂,气水分布的研究对于气藏的有效开发有着重要意义。
以试气资料为基础,通过对川中地区须家河组15个气藏80余口井的测井响应特征研究和含水饱和度的计算,证明高分辨率阵列感应电阻率曲线和可动饱和度大小可对气层、水层进行有效识别;根据单井和剖面气水分布特征的研究,认为川中地区须家河组纵向上有多个气水系统,单气水系统内部自上而下可动水饱和度逐渐增大、呈上气下水的分布状态,宏观上存在3种类型的气水分布模式:岩性型、裂缝岩性型及构造 岩性型,并以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明;结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,川中地区须家河组气藏气水分布受优质储层分布的控制,在砂体连通性、裂缝和构造等因素的影响下形成现今的气水分布模式。
关键词:川中地区;须家河组;致密砂岩;气水分布;模式中图分类号:TE122!!!文献标识码:A !!!文章编号:1672 1926(2010)03 0427 080!引言致密砂岩气藏是指孔隙度小于12%、渗透率小于0.1∀10-3 m 2、含气饱和度低(<60%)及含水饱和度高(>40%),天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气藏[1],是一种具有巨大潜在资源量的非常规气藏[2]。
随着致密砂岩气藏勘探的逐步深入,国内外众多学者[3 6]在致密砂岩气藏成藏领域进行了研究,其中气水分布关系的研究是致密砂岩气藏成藏研究的基础及难点,目前在深盆气藏气水分布关系方面的研究较为深入,在是否存在气水倒置方面具有较大争议[7 8],但平缓构造背景下的致密砂岩气藏的气水分布亦较为复杂,这方面的研究则相对较少[9],本文在致密砂岩气藏气水识别研究的基础上,对川中地区上三叠统须家河组致密砂岩气藏气水分布模式进行了研究,同时对其影响因素进行了分析。
1!地质背景川中地区构造上隶属于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带的北部,中三叠世末期的早印支构造事件结束了四川盆地的碳酸盐岩台地沉积,使盆地整体隆升遭受剥蚀,之后在雷口坡组侵蚀面之上便沉积了上三叠统须家河组。
由于后期的构造运动对川中地区影响不大,因而,须家河组现今构造相对平缓(地层倾角在0#~3#之间),在经历了长时间较强烈且较复杂的成岩改造以后,砂岩储层变得相对致密。
上三叠统须家河组自上而下分为6个岩性段,为砂泥岩互层的 三明治 式生储盖组合:须一段、须三段和须五段为烃源岩,岩性以泥岩、页岩为主夹薄层粉砂岩、炭质页岩和煤线;须二段、须四段和须六段为储层,岩性以灰色、细粒 中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩为主;须三段、须五段和须第21卷第3期2010年6月天然气地球科学NAT URAL !GAS !GEOSCIENCE Vol.21No.3Jun.!2010六段上部泥岩及上覆珍珠冲组为盖层。
各气藏发育于平缓构造背景下的圈闭中,主要储集层段因地而异:龙女寺气藏、合川气藏发育于须二段,遂南气藏、磨溪气藏、潼南气藏及安岳气藏发育于须二段和须四段,充西气藏、南充气藏及莲池气藏发育于须四段,广安气藏发育于须四段和须六段,研究区构造位置及气藏分布如图1所示。
根据岩心分析结果统计,须家河组孔隙度在0.5%~18%之间,集中分布在3%~11%之间;渗透率在(0.001~5)∀10-3 m2之间,集中分布在(0.01~1)∀10-3 m2之间,储层总体具有典型的低孔低渗的特征,优质储层分布于相对高孔渗的砂体中,各气藏孔隙度下限在6%左右。
图1!研究区构造位置及气藏分布示意2!气水识别基本原理砂岩气藏中的流体包括天然气和地层水,地层水包括束缚在粘土矿物、微毛管中的束缚水和可以自由流动的可动水。
高孔渗的常规砂岩孔喉通道较宽,连通性较好,气层束缚水饱和度较低(图2∃);致密砂岩孔喉通道微细,连通性差,储层束缚水含量相对较高(图2%)。
图2!致密砂岩气藏孔隙流体组成!!由于储层致密、束缚水饱和度高、测井响应特征复杂,交会图法等常规方法对流体性质进行识别,没有取得较好的效果,气层、水层识别难度较大。
川中地区须家河组储层具有典型的低电阻率特征:电阻率明显小于邻近围岩电阻率,气层与邻近水层的电阻增大率普遍小于2。
综合现有研究成果[10]分析,研究区束缚水含量使储层表现为低电阻率,常规的双侧向电阻率曲线往往出现重合现象、深侧向电阻率增大率比其他低阻气藏小,不能直观地、有效地识别流体性质。
研究尝试采用 可动水饱和度 定量分析的方法对气层、水层进行识别,取得了较好的效果。
2.1!总含水饱和度模型致密砂岩的地层因素F与孔隙度 的关系较为复杂,并不是经典阿尔奇公式中简单的幂函数,川中地区须家河组F和 可拟合为三次函数关系:lg F=R0/R w=f( )=-1233.5 3+430.95 2-52.801 +4.0023(R2=0.9296)428!天!然!气!地!球!科!学Vol.21!大量实验测量表明含水饱和度S w 与地层电阻率R t 的关系为S n w =bR 0/R t =b/I式中:R 0为100%饱和水时地层电阻率;R w 为地层水电阻率;R t 为地层电阻率;n 为饱和度指数;b 为取决于岩性的常数;I 为电阻增大率(R 0/R t )。
致密砂岩储层束缚水饱和度高,密闭取心比非密闭取心测得的含水饱和度更接近真实值[11]。
高分辨率阵列感应测井可以得到6个不同探测深度的电阻率曲线,具有探测深度深、纵向分辨率高和围岩影响小等优点,深感应电阻率对低电阻率储层的反映比常规深侧向电阻率敏感[12]、能更好地反映致密砂岩原始地层的电阻率,因此,研究时尽量采用密闭取心岩样的含水饱和度测定结果,用深感应电阻率M 2RX (分辨率为2ft,探测深度为120in)代替深侧向电阻率R t ,来拟合含水饱和度与电阻率的关系:I =M2RX /R 0=bS -nw根据以上拟合关系,将阿尔奇公式S w =abR w R tm1/n变换为S w =bFR w M 2RX1/n求取储层总含水饱和度。
2.2!束缚水饱和度模型的建立致密砂岩气藏束缚水饱和度与孔隙度呈幂函数关系,核磁共振实验是目前公认的能较为准确地测量致密砂岩含水饱和度的一项技术,拟合广安须六段核磁共振孔隙度与束缚水饱和度关系为:S wirr =224.03∀ -0.7761(R 2=0.8778)。
对于未进行核磁实验的井则采用纯气层含水饱和度和孔隙度拟合二者之间关系。
图3!川中地区须家河组孔隙度与可动水饱和度交会特征2.3!气层、水层识别标准的建立可动水指在一定压差下地层孔隙中可以流动的地层水,总含水饱和度与束缚水饱和度之差即为可动水饱和度:S wm =S w -S wirr 。
应用上述方法,排除多砂层合试的气水同产井,对研究区内80余口井的235个砂层进行了解释,提取各产层的可动水饱和度值并建立其与孔隙度交会图,如图3所示,气层、气水层和水层的含水饱和度分别在0~25%、25%~35%和35%~50%之间。
可见可动水饱和度可将不同流体性质的产层区分开,可作为气层、水层的识别标准,由于各气藏气水识别标准与物性特征和流体性质有关,亦受资料品质影响,所以识别标准可能略有不同。
3!气水分布特征3.1!单井气水分布 以广安105井须六段为例广安105井须六段储层是纵向流体性质变化较大的层段,在2058.5~2064m 层段及2068.5~2080m 层段测试日产气0.691∀104m 3、产水22.8m 3(图4)。
上部2058.5~2064m 层段可动水饱和度约为20%,电阻率约为8 &m;在2068.5~2073.75m 层段可动水饱和度约为30%,电阻率约为5 &m;在2073.75~2080m 层段可动水饱和度约为40%,电阻率约为2 &m,且MDT 测试证实2067m 处取样为水,加之研究区气层相对邻近水层的电阻增大率通常小于2,因此将这3个层段分别解释为气层、气水层和水层。
从单井剖面看,广安105井须六段纵向上明显分为2套气水系统,被2080~2087m 层段的泥岩和致密砂岩所分割。
川中地区须家河组试气多采取大段射开联合测试的方式,各气藏气水同产井均占探井总数的一半以上。
从单井气水分析来看,对于在同一口井的同一层位存在多套气水层,多数被致密砂岩或泥岩所分隔;在某一井段内存在气水分异现象,可动水饱和度自下而上有逐渐减小的趋势。
尽管各井在纵向上存在多个相对独立的气水系统,气水层之间有致密砂岩的分隔,但通过纵向上明显的上气下水的分异现象,仍可推测气层 气水层 水层组成了同一套气水系统。
3.2!气水分布模式川中地区须家河组气藏是典型的岩性气藏,优质储层均为致密砂岩中相对高孔渗的砂体。
在单井气水分析、沉积旋回划分的基础上编制了各气藏气水分布连井剖面,根据其横向展布规律、结合平面所处构造位置,认为宏观上川中地区须家河组有岩性型、裂缝 岩性型和构造 岩性型3种气水分布模式,现以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明。
429!N o.3!!!!郝国丽等:川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析!!!!!!图4!广安105井须六段气水分布特征图5!合川须二段气藏气水分布剖面3.2.1!岩性型 以合川须二段气藏为例具有此种气水分布模式的气藏宏观上表现为各类产层的宏观分布与构造起伏关系不大,无论构造位置相对高或者低,均有气层或水层出现。
合川1井须二段测试2段,日产气4.45∀104m 3、产水6.8m 3,上部2115~2120m 层段为气层,下部2148~2155m 层段为气水层。
合川1井位于合川构造街子坝潜高,剖面中其余井处于构造相对较低的位置却均产纯气(图5)。
合川须二段优质储层主要分布于须二段下部,气水同产井较少、且气水层分布于街子坝潜430!天!然!气!地!球!科!学Vol.21!图6!充西须四段气藏气水剖面图7!广安须六段气藏气水剖面431!N o.3!!!!郝国丽等:川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析!!!!!!高附近,气层在气藏内广泛分布∃,可见气水分布与地层构造起伏无关。