川西南部地区上三叠统天然气勘探技术研究

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1、学兔兔www.xuetutu.com第35卷第2期天然气勘探与开发川西南部地区上三叠统天然气勘探技术研究张本健李跃纲王维裴森奇尹宏(中国石油西南油气lit公司川西北气矿)摘要在归纳、总结、深化研究川西南部地区上三叠统数十年油气勘探经验、技术和方法的基础上，形成了适用于该区天然气勘探的技术系列，包括气藏地质综合评价技术、构造圈闭识别技术，储层测井评价技术、地震储层预测技术、储层增产改造技术、地质随钻跟踪技术等，在莲花山一张家坪、灌口地区应用取得良好效果，为新区新层的发现和提高气井成功率提供了技术保障。这些技术系列的形成，与勘探战略、勘探思路的创新密不可分。图6表3参4关键词川西南部上

2、三叠统天然气勘探技术须二段储层1地质背景及勘探回顾“三明治”式自生自储成藏组合，是川西南部重要的勘探开发层系。须家河组大规模的勘探始于1977年中坝须二气上三叠统须家河组是四川盆地最具勘探潜力藏的发现，其后在川西南部不断有新的突破，先后发的层系之一。晚三叠世四川盆地沉积了须家河组海相一海陆交互相一陆相的含煤碎屑岩建造。纵现了大兴西、平落坝、邛西三个气田和白马庙、汉王场、莲花山、张家坪、榨西、灌口等众多的含气构造向上可分为六段，其中一段、三段、五段以泥页岩为(表1)。每次勘探的突破，都与技术的进步、认识的主夹薄煤层，是主要的烃源层；须二段、须四段、须飞跃密不可分，都是技术创新、理论提

3、升所结硕果。六段是以砂岩为主的储集层；形成了配搭较佳的表1川西南部地区须家河组气藏(中石油矿权)分布及类型统计表2须家河组气藏地质特征～8％，平均渗透率0．001mD—lmD，为低孔、低渗、非均质性较强的裂缝一孑L隙型储层，其有效性取决于岩石川西南部须家河组具备大中型气田的形成条件，喉道大小和裂缝发育程度及其匹配关系。成藏主控因素是：品质好的烃源、生气强度高；断裂发育，疏导条件好；适时的古隆起和古斜坡利于早期富3地质认识、技术难点集，圈闭发育，富集条件好；广泛分布的巨厚储、盖层间地质认识难点：①沉积微相时空变化需要进一步互，储集、保存条件好。其中储层位于三角洲前缘河口明晰；②优质储

4、层主控因素及其展布规律需要深化；砂坝、三角洲平原河道砂体等有利沉积微相中；储集空③油气富集规律和成藏机制需要深化。间以粒间、粒内溶孔和微裂缝为主，孔隙度主要为2％作者简介张本健，男，1980年出生，工程师；2002年毕业于西南石油学院勘查技术与工程专业，现主要从事综合地质研究工作。地址：(621709)四川省江油市川西北气矿劫撂开发研究所。电话：(Og16)3615293。E—mail：zbjian@petroehina．com．crl·17·学兔兔www.xuetutu.com天然气勘探与开发2012年4月出版技术难点：①龙门山山前带受地震资料品质影4．3储层测井评价技术响，构造

5、精细解释存在困难；低孔渗致密砂岩储层定对区内高、中、低产能气井测井响应特征(图3)、量地震预测难度大，裂缝精细预测存在困难；②大规储层四性关系综合研究，总结了致密砂岩、孔渗砂岩、模采用大斜度、水平钻井，地质靶点目标的跟踪难度泥岩和煤层的测井响应模式，建立了气层、致密层、水增大；③储层改造技术的适应性评价难度增大。层、泥质层、含碳层等判别标准，形成了岩性识别、含流体性质判别、裂缝检测的测井评价技术(图4)。4勘探技术及应用效果针对川西南部地区须二气藏为主的气藏基本地质特征和存在的技术难点，梳理、总结、深化研究油气勘探正、反两方面的经验和技术、方法，形成了适用于该区的天然气勘探技术系列

6、(图1)。出产能气并区区圊匡一一每菌低产生图1ill西南部地区须家河组气藏勘探技术系列示意围气井一一4．1气藏地质综合评价技术图3区内高、中、低产能气井测井响应川西南部须二气藏高产、稳产的主控因素是两个有机配置，即孔、喉的有机配置和孔、缝的有机配置，·荩-士【⋯{。’『_Tr『1_¨前者制约气井的稳产，后者控制气井的高产。高产井主要分布在构造高部位和断层附近的裂缝发育带上，■¨-一000J，．k⋯⋯--一因此高产井具备地震储层预测的基础条件，即相对高孔隙、高渗透率的裂缝发育区，从而形成“低速及裂缝发育”的有利区。4．2构造圈闭识别技术针对龙门山南段冲断带与前陆盆地构造样式、构造变形

7、特征，建立了平落坝、邛西、熊坡、苏码头、盐井图4储层测井评价技术应用效果示意图沟、张家坪、莲花山、雾中山等构造属楔体逆冲、断层4．4地震储层预测技术传播褶皱、断层转折褶皱以及复合叠加的构造模型，包括储层地球物理建模、地震属性分析、地震反为区内地震构造精细解释和圈闭准确识别技术提供演、地震裂缝预测，优选波形分类、总能量提取、速度了理论模式和依据。(图2)(波阻抗)、伽玛、电阻率、孔隙度反演和裂缝检测以及储层流体性质识别等技术系列。(表2、表3、图5)4．5储层增产改造技