川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素
川西坳陷孝泉构造天然气成藏基本特征
川西坳陷孝泉构造天然气成藏基本特征李恒让;江健;王世泽【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2001(021)004【摘要】本文通过对川西坳陷气源岩的划分,提出孝泉构造天然气藏以上三叠统须4段底部为界,划分出以须2气藏为主的下部成藏系统和以中侏罗统、上侏罗统为主的上部成藏系统,且认为除上侏罗统及以上气藏外,主要为近源气藏.天然气运移到储层,只要储层稍有倾斜,天然气就会靠重力分异向上运移,若有一定的封盖条件就会增压;岩石致密化不仅缩小了储层的孔隙体积,而且增大运移阻力,因而形成异常高压,当储层压力大于地层破裂压力时,则形成微裂缝.微裂缝的形成期也是溶蚀孔的形成时期.笔者认为须2气藏、中侏罗统气藏在形成过程中主要受基底隆起和同生隆起的控制,燕山末期岩石的致密化使其定型或基本定型.须2气藏是生储盖组合优良的近源气藏,虽储层孔隙度较小,但因微裂缝和溶蚀孔发育仍具有形成大型气田的基本条件.新场气田X851井获得稳产高产(151×104m3/d)天然气,就是这一认识的佐证.【总页数】5页(P11-15)【作者】李恒让;江健;王世泽【作者单位】中国石化集团公司西南石油局;中国石化集团公司西南石油局油气测试中心;中国石化集团公司西南石油局油气测试中心【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.川西坳陷孝泉—丰谷构造带须家河组超压与天然气成藏关系研究 [J], 冷济高;杨克明;杨宇2.川西坳陷孝泉-新场地区须家河组二-四段构造应力场模拟及裂缝发育区带预测[J], 张守仁;万天丰;陈建平3.利用流体包裹体确定川西坳陷孝泉—丰谷构造带须家河组天然气成藏期 [J], 冷济高;李书兵;杨长清4.川西坳陷孝泉-丰谷构造带须家河组气藏成藏机制研究 [J], 吴铬;李华昌5.川西坳陷孝泉-丰谷构造带变形特征及成因机制模拟 [J], 于福生;王彦华;李晓剑;冯自成;李学良因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川西坳陷西缘中下三叠统油气成藏主控因素
① 刘诗荣 ， 国山 ， 石 宋晓波 ， 等．晚古生代以来川西地区构造特征与演化研究． 中国石化西南油气分公 司科技项 目成果报告 ．０ ８ ２０ ．
１０亿 ｍ 。 ０
２ １１ 雷三 气藏储集条 件优越 ． ．
四川盆 地西 部 雷三段 为 潮 间一 潮 下 浅滩 环境 ．
发 育藻 屑 白云岩 、 砂屑 白云岩 和 白云岩 。这些藻 屑 、 砂 屑 白云岩 泥质 含量 ＜ ％， 粒含 量 为 １ ％￣３ ％。 ２ 颗 ０ ５ 粗结 构岩类 为油气 聚集 提供 了广 阔的储集 空间 ＿。 ２ ］ 据 薄 片 分 析 。 三 段 颗粒 白云 岩 储 层溶 孔 （ 雷 针 孔 ） 育 ， 间孔 、 内孔 、 间 孔 和 藻 内溶 孑 为 其 发 粒 粒 藻 Ｌ 主要 储 集 空 间（ ２ 。 据统 计 ， 生 孑 仅 占总 孔 隙 图 ） 原 Ｌ 的 ４ ％。 ． 其余 的 ９ ． 为溶 蚀孔 隙 。溶 孔发 育段 距 ４ ５％ ６
第２ ３卷 第 ｌ 期
２１ ０ １年 ２ 月
Ｌ删
岩
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油
气
藏
Ｖ０ ．３ Ｎｏ １ １ ． ２
Ｆｅ ．２ １ ｂ ０１
ＯＬＯＧＩ ＲＥＳ Ｃ ＥＲＶＯＩ ＲＳ
文章 编 号 ：６ ３ ８ ２ （０ １ ０ — ０ ７ ０ １７ — ９ ６ ２ １ ）１ ０６ — ７
川西坳 陷西缘 中下三叠统油气成藏主控 因素
酸盐岩 领域再未 取得 大 的突破 ， 勘探 程度仍 然 很低 。 近期 ， 中国石 化在 大 圆包 构 造 和孝 泉 构造 上 分别 实
川西地区致密砂岩气藏开采规律——以新场气田沙溪庙组J_(2)s_(2)气藏为例
川西地区致密砂岩气藏开采规律——以新场气田沙溪庙组J 2s 2气藏为例刘 露 王勇飞 詹国卫中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地西部（以下简称川西地区）致密砂岩气藏储层复杂多样，且平面非均质性强，气井自然产能低，气藏开采难度大。
新场气田中侏罗统沙溪庙组气藏是该区建产规模最大、稳产年限最长的致密砂岩气藏，总结其开采规律，找到有效提高致密砂岩气藏采收率的开发模式具有重大的意义。
为此，以该气藏为例，首先分析了应力敏感性及气水相渗曲线特征对气井产能的影响，然后基于三维精细建模、数值模拟及动态分析技术，对储量分布规律、井网优化、产量递减规律进行研究，针对多层叠置、气水关系复杂的致密砂岩气藏形成了独特的开发模式。
研究结果表明：①采用水平井、多层合采的立体开发技术，利用井型及开采层位的互补，有效动用储量，全方位优化井网，可以提高气藏采收率13%；②对于Ⅰ类储量区中有效厚度大于等于23 m ，有效渗透率大于等于0.1 mD ，含水饱和度小于等于50%的厚层、中低含水饱和度储层，适宜于以直井为主的低配产、长稳产期的阶梯递减型开发模式；③对于Ⅱ类储量区中有效厚度介于16～20 m ，有效渗透率大于等于0.15 mD ，含水饱和度小于等于54%的中厚、中含水饱和度储层，适宜于以水平井为主的中配产、短稳产期的稳产递减型开发模式；④对于Ⅲ类储量区中有效厚度介于10～16 m ，有效渗透率大于等于0.20 mD ，含水饱和度小于等于58%的薄层、高含水饱和度储层，适宜于以水平井为主的高配产、无稳产的投产递减型开发模式。
关键词 四川盆地西部 新场气田 致密砂岩气藏 渗流特征 储量分布 井网 井距 优化 开发模式 提高采收率DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.030基金项目：国家科技重大专项“川西凹陷斜坡带复杂致密砂岩气藏开发关键技术”（编号：2016ZX05048-004）。
川西地区须二气藏气田水成因分析
川西地区须二气藏气田水成因分析作者：康保平来源：《科技风》2016年第09期摘要：川西地区须二气藏气田水复杂。
就以新场、大邑气藏为例，引用洛瓦克（Novk）相图分析法判别气田水产层及其化学特征，结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相水，其形成时封闭性好，但因后期保存条件较差下盆雷口坡组海相水运移至须二气藏，造成现今的气田水为海相水；大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相水，其形成时封闭性，还原彻底，属于典型的古沉积水，但因提产致使须下盆雷口坡组的海相水沿控制大邑构造的断层运移至须二段，须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相水替代，与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。
关键词：川西坳陷；须二气藏；气田水；成因分析中石化西南油气分公司川西地区须家河组二段气藏气田水分布复杂。
以新场、大邑须二气藏为例分析其成因。
1 新场、大邑须二气藏气田水类型流体是联系各种地质要素和过程最为直接和活跃的媒介，流体的流动为油气的运移和聚集提供动力、通道和场所。
地层水来源主要相应三个端元：原始沉积水、海相地层水和后期渗入淡水[ 2 ]。
本文引用Novk分析法来判定新场、大邑气藏气田水。
新场、大邑须二气藏各井气田水的Nov相图可知：新场须二气藏气田水为海相地层水，大邑气藏气田水原始沉积水和海相地层水（见图1）。
2 新场、大邑须二气藏气田水成因流体（地层水和油气）的流动是沉积盆地内物质和能量传输的重要过程。
油气田地层水可以提供流体成因、流动和水-岩相互作用的重要信息。
采用rNa+/rCl-系数、IBE值系数和100×rSO42-/rCl-数判断新场、大邑须二气藏气田水成因。
1）钠氯系数（rNa+/rCl-）地层水钠氯系数>0.85时，为CaCl2Ⅰ型，保存条件差；当钠氯系数=0.85～0.75时，为CaCl2Ⅱ型，保存条件较差；当钠氯系数2）肖勒系数（IBE值） IBE>0.129时，油气田水为自古沉积水，IBE值小于0.129时，油气田水含有渗入水。
川西坳陷须家河组气水分布控制因素研究
摘要: )Jj西拗陷深层须家河组具有很大的资源、潜力，但由于其特殊的地质背景，使得在部分地区的勘探进展不尽人意。为
了明确川西塌陷须家坷组气水分布的主控因素和成因机理，选取大邑地区上三叠统须家河组作为研究对象，在对须家坷组
段致密气藏特征研究的基础上，结合区域地质条件，总结了现今大邑地区须家河组气水分布规律;再在构造演化史的分析
第 25 卷第 4 期来自广东石油化工学院学报Vol. 25
No.4
2015 年 8 月
Joumal of Guangdong University of Petrochemical Technology
August 2015
川西拗陷须家河组气水分布控制因素研究*
龙虹宇，王银，卢磊勋
(成都理工大学能源学院，四川成都 51∞69)
须家河纽气藏特征
大邑地区位于四川省西部大邑县与崇州市境内，区域构造上位于四川盆地西部龙门山冲断带内的前 缘隐伏构造带南段 [4J (见图 1) 。大邑须家河组气藏构造主体以裂缝一孔隙型储层为主，为致密、常温常
压、干气、受裂缝控制的构造气藏。受F2断裂影响，南断间区为含水区。随着开采的推进，水体由南向北
成果基础上对构造、断裂精细特征进行总结，研究气水分布的主要控制因素。研究结果表明，古今构造是复杂气水分布的
基础，泥岩夹层影响了内部油水层分布，而储层非均质性决定了原油驱替地层水的能力。 关键词:气水分布;控制因素研究;大邑须家河组;) iI西拗陷
中图分类号:阳18.13 文献标识码 :A
文章编号 :2095 - 2562(2015)04- ∞ 18-04
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收稿日期: 2015
川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏成藏条件
川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏成藏条件董军;蔡李梅;何秀彬;李斌;张帆;王浩宇;谢佳彤【摘要】探讨川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏的成藏条件，为区域气藏预测提供依据。
对中下侏罗统气藏成藏主控因素的分析结果表明：下侏罗统暗色泥质岩生烃能力较弱，上三叠统须家河组第五段泥页岩层是该区侏罗系气藏的气源；侏罗系储层总体属于低孔低渗储层；以构造-岩性圈闭为主，须五地层在绵阳－江油－剑阁地区存在一条NE－SW 向的尖灭线，易形成上超尖灭岩性气藏、不整合面相关气藏。
研究区中下侏罗统气藏成藏主要控制因素为：储渗条件较好的储层和规模较大、形成较早的古隆起背景上的圈闭。
勘探证实该区中下侏罗统具有潜在的前景，其中低幅凹中隆起区为中下侏罗统有利勘探区。
%This paper approaches the hydrocarbon accumulation conditions of the Lower-Middle Jurassic gas reservoir in the Zitong depression of west Sichuan to provide the basis for predicting regional gas pools.Through statistics and analysis of the main controlling factors of hydrocarbon accumulation of the gas reservoir,this paper points out that the shale bed in Member 5 of Upper Triassic Xujiahe Formation is the main source rock of the Lower-Middle Jurassic gas reservoir.The dark argillaceous rock of Lower Jurassic is weak in the abilityof generating hydrocarbon.The Jurassic reservoir overall has low porosity and low permeability,the structural-lithologic traps are main conditions for gas accumulation,and there is a NE-SW pinch-out line in the Mianyang-Jiangyou-Jiange area which is easy to form the super pinch-out lithologic gas reservoir.The reservoir with high porosity and high permeability and the earliest trap formed on uplift are main controllingfactors for hydrocarbon accumulation.The Jurassic reservoirs in the low amplitude uplifted area have favorable conditions for hydrocarbon accumulation,so their exploration potential is large.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(000)002【总页数】8页(P188-195)【关键词】梓潼凹陷;中下侏罗统;成藏条件;勘探前景【作者】董军;蔡李梅;何秀彬;李斌;张帆;王浩宇;谢佳彤【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; 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041;中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041;中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041;西南石油大学地质科学与技术学院，成都 610500; 中国地质大学构造与油气资源教育部重点实验室，武汉 430074;西南石油大学地质科学与技术学院，成都 610500;西南石油大学地质科学与技术学院，成都 610500;西南石油大学地质科学与技术学院，成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE122.31梓潼凹陷位于川西拗陷北部向东与川中隆起的过渡地带，北部毗邻龙门山－米仓山构造带，东南与八角场构造相邻，西北与中坝潜伏构造相邻，总体构造面貌表现为“两隆夹一凹”的构造格局［1］。
川西坳陷新场构造带须二段气藏成藏过程
川西坳陷新场构造带须二段气藏成藏过程张世华 田 军 叶素娟 伍 玲 何秀彬 卓俊驰 付 菊中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 为了厘清四川盆地川西坳陷新场构造带上三叠统须家河组二段气藏的成藏过程，在对气藏构造特征、储层特征、地球化学特征、烃源岩生排烃特征及储层致密化特征进行研究的基础上，结合最新的新场构造带须二段关键时期的埋深图，明确了其成藏过程。
结果表明：①三叠纪晚期，下伏马鞍塘组、小塘子组烃源岩开始生烃，此时储层尚未致密化，生成的油气通过广覆式的面状供烃，围绕构造形成了大面积低丰度油藏，在构造位置相对较高的地区形成了相对高丰度的常规油藏；②侏罗纪末期—白垩纪早期，烃源岩进入生烃高峰期，此时储层致密化，天然气主要聚集在断层附近，首先通过断裂向上运移至须二段砂体中，然后通过砂体和层间小断层进行横向、纵向的再运移；③喜马拉雅期，新形成的断层及大量未充填的有效缝使油气聚集发生了调整和改造，油气主要聚集在构造高部位及断裂带附近。
关键词 四川盆地 川西坳陷 新场构造带 晚三叠世 致密砂岩气藏 储层致密化 油气多期充注 成藏过程DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.003基金项目：国家科技重大专项“四川盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价”（编号：2016ZX05002-004）。
作者简介：张世华，女，1971年生，高级工程师，硕士；主要从事四川盆地致密碎屑岩领域的油气勘探综合研究工作。
地址：（610041） 四川省成都市高新区吉泰路688号。
E-mail:****************0 引言新场构造带位于龙门山前缘的四川盆地西部（以下简称川西），其上三叠统须家河组自下而上分为须一至须五段，其中，须一段又常被细分为马鞍塘组和小塘子组[1]。
新场构造带须二段气藏具有超深、超低孔渗、超高压、超致密等特征[2]，是川西地区陆相天然气勘探的重要目的层并已展示出良好的勘探前景[3]，其岩性主要为浅灰色、灰白色细—中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑石英砂岩[4]。
川西坳陷孝泉-新场地区天然气成因类型与运移
川西坳陷孝泉-新场地区天然气成因类型与运移谢丹;王鹏;张文凯;罗乃菲;周瑶;李延飞【摘要】以孝泉—新场地区天然气组分、碳同位素及轻烃等地球化学资料为基础，对该区天然气的成因类型及运移特征进行了分析。
结果表明，研究区天然气以烃类气体为主，天然气中甲烷含量平均值高于94%，以干气为主。
碳同位素资料证实研究区天然气主要为热成因气，且以煤型气为主。
同时，天然气碳同位素与组分资料都证实了须二段存在少量的油型气，这部分油型气主要来自须二段早期的石油裂解。
研究区上三叠统须二段、须四段天然气甲烷与乙烷含量的差异，主要体现了热成熟作用对天然气组分的影响，侏罗系天然气甲烷与乙烷含量差异，则体现了天然气自中侏罗统向上侏罗统的垂向运移特征。
研究区上三叠统须二段、须四段及中侏罗统天然气存在水溶相与游离相两种运移相态，中侏罗统天然气的水溶相强于须二段与须四段，上侏罗统天然气则以游离相运移为主。
【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2014(000)006【总页数】4页(P16-19)【关键词】孝泉-新场地区;天然气成因;运移相态;碳同位素;轻烃【作者】谢丹;王鹏;张文凯;罗乃菲;周瑶;李延飞【作者单位】成都理工大学能源学院，四川成都610059;成都理工大学能源学院，四川成都 610059;成都理工大学能源学院，四川成都 610059;成都理工大学能源学院，四川成都 610059;成都理工大学能源学院，四川成都 610059;成都理工大学能源学院，四川成都 610059【正文语种】中文川西坳陷位于四川盆地西部，大地构造位置处于龙门山造山带以东、扬子地块西北缘，走向北东，总面积约3.1×104km2［1］。
川西坳陷目前钻揭的层位主要是上三叠统须家河组、侏罗系及白垩系等地层，其中须家河组是该区主要的烃源岩发育层位，烃源岩厚度大、有机质丰度高。
上三叠统须二段、须四段、中侏罗统沙溪庙组、上侏罗统遂宁组及蓬莱镇组是该区主要的储集层与产层，气源分析显示这些产层中的天然气主要来自上三叠统须家河组烃源岩［2］。
川西坳陷什邡地区蓬莱镇组天然气藏特征及成藏过程分析
川西坳陷什邡地区蓬莱镇组天然气藏特征及成藏过程分析
川西坳陷什邡地区蓬莱镇组天然气藏是川西地区的一个重要天然气储集层系，在其中，以方2亚段和方3亚段为主。
该气藏特点为井距密集、厚度大、孔隙度高、渗透性良好等。
一般天然气藏类型包括木李子坳、猫儿坪等，表现出了比较明显的同生效应。
成藏过程主要包括沉积作用、成岩作用、构造作用、流体作用四个方面。
首先是沉积作用，根据沉积环境来看，蓬莱镇组主要是在海湾、海浅水区、浅海水域等地质环境中沉积的，具有较好的油气生成条件，是形成天然气藏的必要条件。
其次是成岩作用，蓬莱镇组天然气藏位于地层深处，受到了高温和高压的影响，促进了原生有机质的热演化，生成了丰富的天然气资源，是天然气形成的关键因素之一。
再次是构造作用，区域构造运动主要集中在芦山-蓬安断裂带、蓬安-德阳断裂带、瞿塘峡地堑等区域，在构造运动中，构造
应力的作用促进了盆地内地层断裂破裂和变形等作用，使天然气在地下聚集形成藏区。
最后是流体作用，当天然气在地下形成一定规模的藏区后，地下地层中的水和天然气发生接触和运移作用，使天然气聚集到形成天然气藏。
总之，蓬莱镇组是川西地区一个重要的天然气储集层系，其成藏过程包括了沉积作用、成岩作用、构造作用、流体作用等四
个方面。
这些作用相互结合，形成了丰富的天然气储藏层。
此次对该天然气藏的特征分析和成藏过程分析将对川西地区天然气开发利用具有重要的参考意义。
影响川西地区二叠系栖霞组储层流体性质判别的主要因素分析
相差 甚远 。
流体 响应相对 灵敏 的测 井系列在判 别储层流体 ｆ 生质
分析原 因 ： 从地层水矿化 度着手 。
增 大 ， 层 水矿化 度也 逐渐 增 大 。但 总 的来 说 ， ２ 地 矿
井产 水 层 的矿化 度基本 上 小 于 ５ ， 化 度较 小 ， 矿 可 能 为淡水 层 。
图 ２ 矿 ２ 井不 同 ｍ值 对 应 的 地 层 水 矿化 度分 布 直 方 图
国 外 测 井 技 术
２ １ 年 ４月 ０１
响。
关键 词 ： 霞组 ； 栖 流体 性质判 别 ； 地层 水矿化 度 ； 物性 ； 裂缝
０ 引言
不 同的测井 系列 对流体有 不 同的响应 ，而反 映
最明显 的首先是 电阻率测井 系列 ，其次 是孑 隙度测 Ｌ 井 系列 。但 是 ， 在川西地 区栖霞组 地层 ， 这些 对储层
号层的深侧向 电阻率绝对值却高达 １０ ￣・ ００ Ｉ ｎ以
１ 地层 水 矿化 度 的影 响
地层水 矿化度 的高低对深 浅双侧 向电阻率值影
度值 。采 用下列经验 公式 ：
３×１ ０
百
ｒ ） ｌ７ｃ＋２ （ ＝ １ ）３ Ｆ ８【 『．＝ ＋ （ ０ （） ＧＤ １ ） （ ’ ０
（） １
（） ２ （） ３
响最为明显 ， 矿化度变低， 一般表现为使电阻率值增
２ ６
・
２ １ 年第 ２期 ０１ 总第 １２ ８ 期
川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气气源判定及成藏分析
第 一 作 者 简 介 ： 睿 婧 ，９６年 生 ， ， 都 理 工 大学 在 读 硕 士 研 究 生 ， 要 从 事 石 油 天 然 气地 质 和 天 然 气成 藏 研 究 。 地 址 ：６ ０ ５ ） 王 １８ 女 成 主 （ １０ ９ ￣）
王睿 婧 刘 树 根 张贵 生 孙 玮 ， ， ，
（． １ 成都 理工 大学“ 油气藏地质及 开发工程 ” 国家重点 实验 室 ； ． 国石化 西南油气分公 司勘探 开发研 究院） ２中 摘 要： 对川 西坳 陷孝泉一 新场一 合兴 场地 区须二段 天 然气组成 及碳 同位 素 的分析 表 明 ， 须二 段 天然 气
省 成 都 市 成 华 区 二仙 桥 东 三 路 １号 成 都 理 工 大学 能 源 学 院 。Ｅ— ｉ ｆｎ ｙａｉａ ｉａ ｏ ｍａ ｌ ａ ｃｓ ｆ ＠ｓ ． ｍ ： ｎ ｎｃ
２ １ 年 ０１
王睿 婧 等 ： 川西坳 陷孝泉一 新场一 舍兴 场地 区须二段 天然 气气 源判 定及成藏 分析
究 ［５ ３３ ￣ 。近年 来在 该 研究 领 域 更是 取 得 了丰硕 的成 果 ＿ 。川西 坳 陷上 三叠 统须 家河 组 天然 气 藏属 于 ７
典 型 的 致 密 一 致 密 气 藏 ＿ 一 直 以 来 都 是 油 气 勘 超 １ ，
探研 究 的重点 区块 。笔者 在判断 研究 区致 密气藏类
Ｆｇ １ Ｇａ ｅｄ ｓ ｕ ｏ ｕｉｈ ｏｍａ ｏ ｉ． ｓ ｌｓ ｉ ￣ｂ ｔ ｎｏ Ｘ ｊ ｅＦ ｒ ｔ ｎｉ ｉ ｆ ｄｔ ｆ ａ ｉ ｎ
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川西坳陷新场气田沙二段气藏储层物性与渗流特征
石油地质与工程2021年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第1期文章编号：1673–8217（2021）01–0052–04川西坳陷新场气田沙二段气藏储层物性与渗流特征张岩1，王勇飞1，王琼仙1，邹毅1，沈秋媛2（1．中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041；2．中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州646001）摘要：为了分析新场气田沙二段气藏不同砂组之间产能差异较大的原因，本文利用物性分析和气水两相渗流实验，对覆压渗透率和气水两相渗流特征进行了评价和研究。
结果表明，常规岩心物性证实主力层和难采层砂组渗透率平均值基本接近，但在覆压条件下，主力层和难采层渗透率差异明显；黏土矿物含量越高且产状越复杂，喉道越细小，喉道闭合越大，渗透率降低幅度越大，应力敏感性越强。
难采层气相相对渗透率最大值低，临界含水饱和度高，水相上升快且相对渗透率最大值比主力层高。
在开发过程中，难采层气井见水早，产水量比主力层大，井底积液、水锁伤害比主力层严重。
关键词：新场气田；覆压渗透率；孔隙结构；黏土矿物；两相渗流中图分类号：TE37 文献标识码：AReservoir physical properties and seepage characteristics of the second member of Shahejie formation inXinchang gas field, western Sichuan depressionZHANG Yan1, WANG Yongfei1, WANG Qiongxian1, ZOU Yi1, SHEN Qiuyuan2(1.Exploration & Development Research Institute of Southwest Oil and Gas Company, SINOPEC, Chengdu, Sichuan 610041,China; 2. Shunan Gas Mine of Southwest Oil and Gas Company, PetroChina, Luzhou, Sichuan 646001, China) Abstract: To analyze the reasons for the large difference of productivity between different sand groups in the second member of Shahejie formation in Xinchang gas field, by means of physical property analysis and gas-water two-phase seepage experiment, the study and evaluation on the overburden permeability and gas-water two-phase seepage characteristics have been carried out. The results show that the average permeability of the sand group in the main layer and the difficult production layer is basically close to each other by conventional core physical properties. While under the condition of overburden pressure, the permeability difference is obvious. The higher the clay mineral content and the more complex the occurrence, the smaller the throat, the larger the throat closure, the greater the permeability reduction and the stronger stress sensitivity is. The maximum relative permeability of gas phase is low, the critical water saturation is high, the water phase rises rapidly and the maximum relative permeability is higher than that of the main formation. In the process of development, the water breakthrough of gas wells in the difficult production layer is earlier, the water production is larger than that of the main layer, and the bottom hole effusion and water lock damage are more serious than those of the main layer.Key words: Xinchang gas field; overburden permeability; pore structure; clay minerals; two-phase seepage新场气田位于四川盆地川西坳陷新场构造带，中侏罗统沙溪庙组二段（以下简称沙二段）气藏埋深2 200.0~2 500.0 m，西高东低、南陡北缓，呈平缓鼻状构造，断裂不发育；属三角洲沉积体系，强烈收稿日期：2020–07–17；修订日期：2020–09–14。
川西坳陷致密砂岩气藏差异性开发实践与认识——以新场J_(2)s_(2)气藏为例
川西坳陷致密砂岩气藏差异性开发实践与认识——以新场J 2s 2气藏为例王勇飞 刘成川 刘 露中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地川西坳陷低渗透致密砂岩气藏分布广泛、类型多、资源量大、地质特征复杂、有效开发难度大。
该类气藏随着地质、开发、增产工艺技术的攻关突破而陆续得到了规模效益开发，但不同开发阶段开发方式均有其针对性。
为此，以川西坳陷新场气田中侏罗统上沙溪庙组（J 2s 2）气藏为代表，针对低渗透致密气藏不同开发阶段面临的核心技术问题，从地质、开发和增产工艺技术三方面开展攻关研究，实现了气藏地质认识从储渗体零散分布到有利储层连片分布的三次飞跃、增产工艺从直井多层压裂到水平井多级多缝压裂的三次突破，同时也实现了气藏的规模上产和长达9年的高产、稳产，并且突破了对致密砂岩气藏采收率低（30%～50%）的固有认识，预计采收率超过56%，为同类气藏开发提供了可借鉴的经验和技术。
关键词 致密砂岩气藏 开发实践 水平井 压裂工艺 四川盆地西部 川西坳陷 中侏罗世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.029基金项目：国家科技重大专项“川西凹陷斜坡带复杂致密砂岩气藏开发关键技术”（编号：2016ZX05048-004）。
作者简介：王勇飞，1980年生，高级工程师，硕士；主要从事致密砂岩气藏开发研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
E-mail: wangyongfei.xnyq@s 0 引言四川盆地川西坳陷具有“三隆、两凹”的构造格局。
20世纪80年代以来，先后发现7个气田，基本均为低渗透致密砂岩气藏（低渗透的有效渗透率介于0.1～5.0 mD ，致密的有效渗透率小于0.1 mD ），储量品质低、单砂体储量规模小、空间分布零散、砂体连片性差[1]。
由于储层致密、有水、裂缝、多层组叠置等多种复杂因素交织、纵向和平面上地层压力差异大（常压—异常高压）导致气藏特征复杂，单井产量低、产量及压力递减快、气藏稳产期短、开发难度大[2-5]。
川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化
石 ib -b k f W jt A第39卷第2期OIL (GAS GEOLOGY2018年4月文章编号:0253 -9985(2018)02 -0309 -09doi：10.11743/ogg20180210川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化康保平\黄小燕$,郭淑萍3,李振4(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041; 2.成都信息工程大学，四川成都610001;3.中国石化集团西南石油局有限公司培训中心，四川成都610081;4.中国石油东方地球物理勘探有限责任公司西南物探分公司，四川成都610213)摘要：西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后，气水关系复杂。
为此，引用洛瓦克（Novk)相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型，分析了气田水的动态运移，研究了川西须二气藏的成藏演化。
结果表明&新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水，其形成时封闭较好，但因后期受构造运动影响使保存条件变差，下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏，造成现今的气田水为海相成因地层水；大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水，其形成时封闭性好，还原彻底，属于典型的古沉积水，但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段，须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代，与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。
成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同，受裂缝系统影响不同，形成了不同类型的气藏。
新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。
关键词：成藏演化；动态运移；气田水'须二气藏；川西坳陷中图分类号:TE122.1 文献标识码:AOrij$in，migration，and accumulation evolution of reservoir water in the gas field witli Xu 2 gas reservoir，western Sichuan Depression，Sichuan BasinKang Baoping1，Huang Xiaoyan2，Guo Shuping3，Li Zhen4(1.Exploration and Development Research Institute，SIN O PEC Southwest Company，Chengdu，Sichuan610041，China；2.Chengdu University of Information Technology，Chengdu，Sichuan610001，China;3.Training Center，SIN O PEC Southwest Petroleum Bureau，SINOPEC，Chengdu，Sichuan610081，China；4.Southwest Geophysical Exploration Company〇o Bureau oo Geophysics Prospecting Inc. ，CNPC，Chengdu，Sichuan610213，China)Abstract：T he gas reservoirs of Xu 2 developed by SINOPEC Southwest Company in Xinchang and Dayi were put into production，with the quite complicated distribution of gas/water.Therefore，adopting American hydrogeologists Novk’sPhase diagram analysis and characteristics of deuterium and oxygen isotopes in gas field water，we identified the production formation of gas field water and its origin，analyzed the dynamic migration of ga the evolution of gas accumulation in the western Sichuan Depression.The results show that(1) th 2 gas reservoir in Xinchang is originally marine formation water in the lower strata of the Xuxiahe Formation and Leikoupo Formation，which was in closed conditions initially but migrated into Xu2 gas reservoir due to the ch conditions caused by structural movement of later period，resulting in the present gas field water；( 2) the gas field waterof Xu2 gas reservoir in Dayi changes gradually from the original deposition water in Xujiahe Formation to the marine formation water in the strata lower of the Xujiahe Formation and Leikoupo Formation.The water was well sealed andunder thorough reduction conditions，which is typical of paleo-sedimentary water.But due to th Xu2 gas reservoir there，the m arine formation water of Leikoupo Fomation in the lower strata has migrated into the 2n dmember of the Xujiahe Formation along faults controlling Dayi structure，replacing the paleo-sedimentary water of Xujiahe Formation.This scenario explains the present dynamic characteristics of gas field water in Xu2 gas reservoir of Dayi.The accumulating evolution shows that Xu 2 gas accumulating process and the influence from fractures in Xinchang are 收稿日期:2016-04-11;修订日期:2018-01 -02。
川西坳陷上三叠统天然气成藏主控因素及形成模式
川西坳陷上三叠统天然气成藏主控因素及形成模式苏永进;唐跃刚;张世华;房新娜【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2010(031)001【摘要】在对川西坳陷上三叠统天然气藏的形成机理及构造演化特征进行分析的基础上,对沉积储层和圈闭发育特征研究,运用成藏动力学的原理和方法,系统归纳川西坳陷上三叠统天然气成藏的主控因素,划分成藏体系并总结形成模式.综合研究认为,川西坳陷上三叠统须家河组具备形成大中型气(田)藏的条件;充足的烃源岩和较高的生气强度、良好的输导条件、适时的古隆起和古斜坡、圈闭发育、大面积分布的巨厚储层、优良的保存封盖条件是控制上三叠统天然气成藏的主要因素;上三叠统包括下部和上部两个成藏体系,下部成藏体系包括高压驱赶和低压吸拉两种天然气成藏模式,上部成藏体系主要以毛细管导入、水溶气运移释放和浮力顺优势通道输导等3种天然气成藏模式为主,不同模式具有不同的成藏动力学机制和不同的分布特征.【总页数】7页(P107-113)【作者】苏永进;唐跃刚;张世华;房新娜【作者单位】中国矿业大学,北京,100083;中国石油化工股份有限公司,北京,100728;中国矿业大学,北京,100083;中国石油化工股份有限公司,西南油气分公司,石油勘探开发研究院,四川,成都,610016;中国石油化工集团公司,石油化工管理干部学院,北京100012【正文语种】中文【中图分类】TE122.3【相关文献】1.新场气田上三叠统须家河组五段天然气成藏主控因素分析 [J], 苑坤;杨飞;刘彬;李秀鹏;王勇;徐扬威;杨锋2.川中-川西地区上三叠统天然气成藏主控因素 [J], 李宗银;李耀华;王翎入3.川西地区上三叠统天然气成藏主控因素及勘探方向 [J], 裴森奇;李跃纲;张本健;王维;杨毅4.川中地区上三叠统须家河组典型气藏解剖与天然气成藏主控因素分析 [J], 徐樟有;宋丽;吴欣松;陈策5.川西坳陷中段上三叠统须家河组二段原油裂解成因天然气发现及成藏模式初探[J], 刘四兵;沈忠民;吕正祥;罗小平;冷济高因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川西新场地区须二段天然气成因类型和来源
川西新场地区须二段天然气成因类型和来源白帆;吴小奇;曾华盛;袁晓宇【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2015(000)005【摘要】须二段是四川盆地陆相天然气勘探的重要层系之一。
天然气地球化学特征研究表明，新场地区须二段天然气干燥系数普遍高于0．95，为典型干气；δ13 C1和δ13 C2值分别为－34．5‰～－30．3‰和－29．1‰～－23．4‰，δD1值介于－168‰～－157‰之间，烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出典型正序特征，部分样品发生了乙、丙烷碳同位素的部分倒转。
新场须二段天然气为混合成因，重烃气表现出以原油裂解气为主并混有部分煤型气的特征，而甲烷则主要表现出煤型气的特点。
气源对比研究表明，新场须二段天然气主要来自马鞍塘组—小塘子组烃源岩，须二段自身烃源岩也有一定的贡献。
【总页数】8页(P633-640)【作者】白帆;吴小奇;曾华盛;袁晓宇【作者单位】中国石化石油物探技术研究院，南京 211103;中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126;中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126;中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126【正文语种】中文【中图分类】TE122.1+11【相关文献】1.自贡西部地区雷口坡组天然气成因类型与来源 [J], 李延钧;曹利春;罗迪;杜本强;雷一文;黄亮2.川西新场地区须二段沉积相标志的成像测井分析 [J], 李阳兵;张筠;徐炳高;李德才;何会3.川西新场地区须二段致密双介质储层特征及有利开发区优选 [J], 冯动军;周洪瑞;肖开华;李秀鹏;王丹丹4.3Dmove莫拟构造裂缝预测技术在川西新场构造须二段中的应用 [J], 熊天鹤;袁红旗5.3Dmove模拟构造裂缝预测技术在川西新场构造须二段中的应用 [J], 熊天鹤; 袁红旗因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川西坳陷回龙地区沙溪庙组成藏条件及主控因素分析
川西坳陷回龙地区沙溪庙组成藏条件及主控因素分析
杨帆;孙准;赵爽
【期刊名称】《石油实验地质》
【年(卷),期】2011(033)006
【摘要】从油气的烃源条件、储集条件、保存条件及成藏组合方面入手,结合构造史以及岩心、地震及钻井等资料,对川西回龙地区沙溪庙组气藏的成藏主控因素进行分析.结果证实,该地区沙溪庙组气藏具有良好的生、储、盖组合条件,气藏成藏主控因素主要为低阻抗的孔隙性砂体、边界气源断层以及有效的圈闭.典型砂体成藏剖析揭示,区内存在3种典型的成藏组合模式,但受圈闭限制,气藏成藏规模有限.【总页数】5页(P569-573)
【作者】杨帆;孙准;赵爽
【作者单位】成都理工大学地球物理学院,成都610059;成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,成都610059;成都理工大学地球物理学院,成都610059;成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,成都610059;中国石油化工股份有限公司西南油气分公司勘探开发研究院德阳分院,四川德阳618000
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.3
【相关文献】
1.川西坳陷中段沙溪庙组天然气成藏条件分析 [J], 王帅成;王多义;陈敏;刘登丽;陈伟;程留
2.川西坳陷回龙构造雷口坡组天然气成藏条件 [J], 胡烨;陈迎宾;王彦青;袁晓宇
3.川西坳陷中江气田侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层特征及主控因素分析 [J], 蔡李梅;付菊;阎丽妮
4.川西坳陷回龙地区沙溪庙组油气富集性预测技术 [J], 孙准;杨帆;赵爽
5.川西坳陷新场构造带下沙溪庙组气藏成藏模式及高产富集主控因素 [J], 马森;章顺利;杨映涛
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川西拗陷知新场构造带须家河组成藏地质分析及勘探思路
川西拗陷知新场构造带须家河组成藏地质分析及勘探思路贾霍甫【期刊名称】《化工设计通讯》【年(卷),期】2018(044)004【摘要】知新场构造带位于川西坳陷东斜坡上,断裂极其发育.该区经历了多年勘探,目前在主体构造高部位钻有CQ128、CQ173、CQ171等井,在钻探过程中见到了良好的油气显示,但测试未获工业气流.在三维地震解释和对区内已钻井及邻区典型气藏解剖基础上,分析区内成藏地质条件及主控断裂封堵性,明确了知新场构造带勘探思路为"由构造高部位向构造两翼、由构造气藏向隐蔽岩性气藏、由泥中找砂向砂中找砂",指出构造两翼是须家河组勘探的重点区域,岩性圈闭是下步勘探的重要目标.%The Zhixin field tectonic belt is located on the east slope of the western Sichuan depression,and the fracture is extremely developed.The area has experienced many years of exploration.Currently,there areCQ128,CQ173,and CQ171 wells drilled in the high part of the main structure.In the drilling process,good oil and gas displays were seen,but the test did not obtain industrial gas flow.Based on the three-dimensional seismic interpretation and the anatomy of the typical gas reservoirs in the area and adjacent wells,this paper analyzes the geological conditions of the reservoirs and the sealing of the main control fractures in the area, and clarifies the concept of exploration of the Zhixin field structural belt as From the structural gas reservoirs to the concealed lithologic gas reservoirs and from the mud-finding sands to the sands,it is pointed out that theconstruction of the two wings is a key area for exploration of the Xujiahe Formation,and the lithologic traps are the next step of exploration.The important goal.【总页数】2页(P208-209)【作者】贾霍甫【作者单位】中石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都 610081【正文语种】中文【中图分类】P618.13【相关文献】1.川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素 [J], 田军;张世华;叶素娟;刘四兵;李旻2.川西拗陷须家河组致密砂岩成岩作用特征及其对储层的影响 [J], 李嵘;吕正祥;叶素娟3.川西拗陷上三叠统须家河组的天然气成藏模式... [J], 王允诚;朱永铭4.川西拗陷须家河组第四段致密砂岩孔隙演化定量研究 [J], 李晔寒;林良彪;余瑜;卓俊驰;王亚男;郭炎5.川西拗陷须家河组第四段致密砂岩高岭石及其对储层物性的影响 [J], 王亚男;林良彪;余瑜;李晔寒;郭炎;邓小亮因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川西新场地区须二段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素
川西新场地区须二段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素赵俊威;陈恭洋;赵星;杨映涛;张玲;印森林;聂昕;王恒【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2024(31)3【摘要】致密砂岩气藏气水关系复杂,为了阐明川西新场地区须二段气水分布主控因素,以试产数据、压汞曲线、岩石薄片分析为手段,探讨了地层水宏观特征,明确了新场地区须二段气水分布主控因素。
结果表明:新场地区须二段储层较致密,孔喉连通性差,致密化储层使气水分布复杂,须二段气藏总体呈上气下水特征,但气水倒置现象较多;研究区气水分布受控于构造演化、砂泥岩相配置关系、河道间叠置方式及单砂体内部成岩差异,多期构造演化过程控制了气水分布的宏观尺度格局,不同类型的河道叠置及砂泥配置关系影响砂体尺度的气水分布,厚层-薄层垂向分离型叠置关系及砂泥互层型配置关系有利于形成气层,单砂体内部成岩差异影响单砂体内部尺度气水分布。
对研究区气水分布主控因素的研究结果,可有效指导新场地区须二段气藏的勘探开发。
【总页数】8页(P379-386)【作者】赵俊威;陈恭洋;赵星;杨映涛;张玲;印森林;聂昕;王恒【作者单位】长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室;长江大学录井技术与工程研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石化西南油气分公司勘探开发研究院;长江大学地球物理与石油资源学院【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.川西新场气田上三叠统须家河组二段致密砂岩优质储层控制因素2.四川盆地九龙山构造须二段致密砂岩储层裂缝特征、形成时期与主控因素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4.四川盆地川西坳陷新场须家河组二段致密砂岩储层裂缝发育特征及主控因素5.川西北地区须家河组二段致密砂岩储层特征及其主控因素因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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第44卷第6期 2017年12月成都理工大学学报（自然科学版）JOURNAL OF CHENGDU U N IVERSITY OF TECHNOLOGY (Science & Technology Edition)Vol. 44 No. 6Dec. 2017D O I：10. 3969/j. issn. 1671-9727. 2017. 06. 03[文章编号]167l-9727(2017)06-0659-09川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素田军S张世华S叶素娟S刘四兵2,李旻1(1.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司勘探开发研究院，成都610041;2.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)[摘要]探索川西拗陷新场构造带须二段气藏类型，为致密砂岩气藏的勘探开发提供理论依据。
通过源储配置关系研究、流体特征分析、天然气运聚特征研究、单井生产动态特征分析，结果表明断层沟通输导网状供烃和源储直接接触面状供烃是研究区须二段气藏主要的供烃方式。
由此将研究区须二段气藏划分为“断层输导型”和“源储相邻型”2大类5亚类。
晚期断层输导区和优质源储直接接触区具备良好的油气成藏组合关系，是须二段有利的油气分布区。
[关键词]川西拗陷；新场构造带；须家河组；气藏类型；成藏主控因素[分类号]TE122. 31 [文献标志码]八Classification of gas accumulation types and main controlling factors of gas accumulation of the Xu-2 Member in Xinchang structural zone, western Sichuan Depression, ChinaTIAN Jun1,ZHANG Shihua1,YE Sujuan1,LIU Sibing2,LI Min11. Exploration Production Research Institute，Southwest Branch o f S IN O P E C，Chengdu 610000，China;2. State K ey Laboratory o f Oil Gas Reservoir Geology and Development Engineering ,Chengdu University o f T echnology，Chengdu 610059，ChinaAbstract：The types of gas accumulation in the second member of Xujiahe Formation(Xu-2) in Xinchang structural zone,western Sichuan Depression,are discussed so as to provide theoretical basis for the exploratory development of tight sand gas reservoirs.Based on the study of relation between source rocks and reservoir rocks,features of fluid,characters of natural gas migration and accumulation,features of well production performance,it is showed that the planar supply form fault link-up and the planar supply from direct contact of source and reservoir rocks are two main kinds of hydrocarbon supply for the gas accumulation of the Member 2 of Xujiahe Formation in the region. Accordingly,the gas accumulation in the Member 2 of Xujiahe Formation is divided into two types, the fault transporting type and the source and reservoir rock adjoining type,and they can be further divided into five subtypes.The area of late fault transportation and the area of direct contact of good source and reservoir rocks are the ideal combination of oil and gas accumulation,and they are also the[收稿曰期]2017-03-13。
[基金项目]国家科技重大专项（2016ZX05002004)。
[第一作者]田军（1983 —)，男，工程师，研究方向：油气地球化学与成藏动力学，E-mail: tianjun200602106@qq. com。
• 660 •成都理:工大学学报（&然科学版)# 4A 卷favorable area for oil and gas distribution in the Member 2 of Xujiahe Formation .Key words ： western Sichuan Depression ; Xinchang structural zone ； Xujiahe Formation ； types ： of gasaccumulation ； main controlling factors of accumulation新场构造带位于川西拗陷中段，其北侧为梓 潼凹陷•南侧为成都凹陷，.与石泉场构造隔鞍相望 (图l h 该区叠统须家河组（T sJ ：)第二段（简 称“须二段”)是川西拗陷陆相油气领域资源最丰 富的气藏。
随着X 851井、X 2井等高产天然气井 的发现，国内外学者对新场构造带须=段开展了 大量研究工作。
朱彤等|以“圈闭成因”为分类的 首要依据，将新场构造带须二段气藏定义为“构 造-裂缝型”。
杨克明等|等提出的“早期古构造 叠加裂缝系统”的油气高产賓.集成藏模式，较好地 指导了新场构造带须二段气藏的勘探和开发。
随 着诙气藏勘探开发的深人，杨克明等黎华继 等[4]认为具备构造局部高点、网状裂缝发倉、高石 英低岩屑的储集层，是油气聚集成藏的最有利条 件。
同属致密砂岩气藏的鄂尔多斯上古生界，近 年来有学者相继堤出不同断层类塑对天然气运移 输导M 、源储良好的耦合关系^^3等对致密砂岩 气藏形成的重要性。
笔者认为，针对致密砂岩气藏，源储配置关系 以及天然气运移聚集的差异性是划分气藏类型的蓽要依据。
结合单井笔产动态特征分析》有利于 气藏类型的合理划分，有助矛致密砂岩气区天然 气的勘探和开发61构造特征新场构造带整体上表现为走向为N E E 向的 曹斜构造构造南北两冀表现为甫陡北秦研穽0：须二段构_進是由多个走向为N E 向.、SS [走向、 N E E 向高点组成的复式背斜，背斜内从西至东发 育有孝泉高点、七郎庙高点、五郎泉高点v 肀谷高 点等11个局部构造高点2在断层发育方商,须’二 段顶部显示出大断层20条^主要发育晚斯形成的 S N 走向（近S N 走向）断层以及皁期形成的近 E W 走向断层（图2)。
2沉积及储层特征2. 1 沉积特征新场构造带须二段埋藏较探，顶面埋藏深度 普遍超过4 6 km 。
研究区须二段沉积时期为水 体上升时期，沉积体系以兰角洲前缘沉积为主，其图1研究区构造位置Fig . 1 Tectonic location of the researchregion第6期田军，等：川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素•661 •图2新场构造带须二段顶面构造图Fig. 2 Structural contour diagram of the top surface of the Xu-2 in Xinchang structural zone次为前三角洲沉积。
沉积厚度较大，钻井中厚度 560〜660 m，平均地层厚度约600 m Q须二段上 部以水下分流河道砂体和河口坝砂体为主，夹少 量的泥页岩，下部则以砂岩、泥页岩互层为主2.2储层特征a. 岩石学特征研究区须=段砂岩储层的岩石类型有石英砂 岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑砂岩和长 石岩屑砂岩等0其中石英砂岩(石英砂岩、岩屑石 英砂岩、长石石英砂岩）占总样品数的23. 77%，岩屑砂岩(岩屑砂岩、长石岩屑砂岩）占总样品数 的64. 87%，而长石砂岩(长石砂岩、岩屑长石砂 岩）占总样品数的11. 36%。
b. 物性特征据新场构造带须二段3 296块岩心物性分 析，须二段储层孔隙度（Q)平均值为3. 36%，中值 为3. 14%，主要分布在2%〜4%，占总样品数的 54. 39%;渗透率(K)平均值为 0•083X10 a ym2，中值为0.05 X 10 51ym2,主要分布在（0.04〜0•08)X1(T3pm2 和（0•02 〜0•04) X10 —®jam%总体上，新场构造带须二段储层属于特低孔特低 渗超致密储层。
c. 裂缝发育特征在裂缝发育方面，新场构造带须=段层间缝 最为发育，高角度剪切缝次之，张性缝发育程度最 低。
在局部构造上，西部的孝泉一新场地区裂缝 最为发育，中部的合兴场一高庙子次之，而东部的丰谷地区裂缝发育程度最低。
d.储层类型研究区须=段储层孔隙度和渗透率相关性较 好，除了部分样品受到裂缝影响外，大多数样品的 孔隙度和渗透率呈现正相关关系，且存在部分高 孔隙度高渗透率（孔隙度>8%)的样品。
虽然储 层类型具有多样性，但是，以孔隙型储层、裂缝-孔 隙型储层为主，有少量的裂缝型储层。
3流体特征3.1天然气成因类型3.1. 1天然气组分特征新场构造带须二段天然气甲烷含量明显偏 高，甲烷体积分数(f)普遍高于90 %;而乙烷及其 他重烃含量之和相对较低，其体积分数普遍低于 7%，并伴有少量的非烃气体。
在天然气组分中，影响异正比iC4/nC4和iC5/nCs主要是热力作用、生物降解作用、成烃环 境和运移效应。