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四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素
被引量：
176
1
作者
马新华
谢军
+1 位作者
雍锐
朱逸青
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2020年第5期841-855,共15页
四川盆地南部地区(简称"川南地区")海相页岩气资源潜力巨大,目前埋深2 000~3 500 m的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发,埋深3 500~4 500 m的深层页岩气也取得了战略突破。通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探...
四川盆地南部地区(简称"川南地区")海相页岩气资源潜力巨大,目前埋深2 000~3 500 m的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发,埋深3 500~4 500 m的深层页岩气也取得了战略突破。通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探地质认识,重点分析了川南地区页岩气高产的关键因素,提出了下一步的勘探方向。研究表明:①海相陆棚沉积环境水体相对深度控制储集层发育和分布。深水陆棚的相对深水区发育Ⅰ类储集层且连续厚度更大。海相陆棚沉积环境水体相对深度可以用氧化还原条件来确定,铀、钍质量比大于1.25时为缺氧还原环境,水体为相对深水区。铀、钍质量比为0.75~1.25时为弱还原弱氧化环境半深水;铀、钍质量比小于0.75时为强氧化环境相对浅水。②页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为10~12 m,若Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m,支撑段则均为优质储量,钻遇Ⅰ类储集层连续厚度越长,产量越高。③川南地区3 500~4 500 m深层页岩气具有地层压力大、压力系数高、孔隙保存好、孔隙结构优以及游离气占比大的特征,是页岩气勘探最有利的新领域,压力系数大于1.2是页岩气井获得高产的必要条件。④深层页岩气建产区高产井模式为龙一11—龙一13小层厚度大于10 m区域,水平段长1 500 m,Ⅰ类储集层钻遇率超过90%,应采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。⑤深水陆棚内相对深水区与3 500~4 500 m埋深区域在川南地区表现出较好的重合,重叠区域是今后川南地区页岩气最有利的勘探开发区带。通过理论技术进步,川南地区页岩气有望实现年产450×10~8 m^3的目标。
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关键词
四川盆地南部
下志留统龙马溪组
深层页岩气
高产控制因素
深水深层
页岩气储集层
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职称材料
长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法
被引量：
14
2
作者
张明禄
王勇
+1 位作者
卢涛
王华
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2002年第5期74-76,共3页
长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏 ,具有侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征、寻找天然气高产富集规律、提高开发井钻探成功率 ,根据气田地质特点 ,进行了沉积 ...
长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏 ,具有侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征、寻找天然气高产富集规律、提高开发井钻探成功率 ,根据气田地质特点 ,进行了沉积 成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述、孔隙结构研究、气水分布规律研究及储集层横向预测 ,结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度 ,在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积 成岩微相等地质条件。
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关键词
长庆气田
下古生界
气藏开发阶段
储集层描述方法
非均质性
高产控制因素
分布规律
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职称材料
题名
四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素
被引量：
176
1
作者
马新华
谢军
雍锐
朱逸青
机构
中国石油勘探开发研究院
中国石油西南油气田分公司
出处
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2020年第5期841-855,共15页
基金
国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发—长宁—威远页岩气开发示范工程”(2016ZX05062)
中国石油科技重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用——四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”(2016E-0611)
四川省国土科学技术研究院项目“四川省页岩气资源调查评价与有利区优选”。
文摘
四川盆地南部地区(简称"川南地区")海相页岩气资源潜力巨大,目前埋深2 000~3 500 m的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发,埋深3 500~4 500 m的深层页岩气也取得了战略突破。通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探地质认识,重点分析了川南地区页岩气高产的关键因素,提出了下一步的勘探方向。研究表明:①海相陆棚沉积环境水体相对深度控制储集层发育和分布。深水陆棚的相对深水区发育Ⅰ类储集层且连续厚度更大。海相陆棚沉积环境水体相对深度可以用氧化还原条件来确定,铀、钍质量比大于1.25时为缺氧还原环境,水体为相对深水区。铀、钍质量比为0.75~1.25时为弱还原弱氧化环境半深水;铀、钍质量比小于0.75时为强氧化环境相对浅水。②页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为10~12 m,若Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m,支撑段则均为优质储量,钻遇Ⅰ类储集层连续厚度越长,产量越高。③川南地区3 500~4 500 m深层页岩气具有地层压力大、压力系数高、孔隙保存好、孔隙结构优以及游离气占比大的特征,是页岩气勘探最有利的新领域,压力系数大于1.2是页岩气井获得高产的必要条件。④深层页岩气建产区高产井模式为龙一11—龙一13小层厚度大于10 m区域,水平段长1 500 m,Ⅰ类储集层钻遇率超过90%,应采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。⑤深水陆棚内相对深水区与3 500~4 500 m埋深区域在川南地区表现出较好的重合,重叠区域是今后川南地区页岩气最有利的勘探开发区带。通过理论技术进步,川南地区页岩气有望实现年产450×10~8 m^3的目标。
关键词
四川盆地南部
下志留统龙马溪组
深层页岩气
高产控制因素
深水深层
页岩气储集层
Keywords
southern Sichuan Basin
Lower Silurian Longmaxi Formation
deeply buried shale gas
high production control factors
deep water and deep burial
shale gas reservoir
分类号
TE122.3 [石油与天然气工程—油气勘探]
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职称材料
题名
长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法
被引量：
14
2
作者
张明禄
王勇
卢涛
王华
机构
西北大学
中国石油长庆油田勘探开发研究院
出处
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2002年第5期74-76,共3页
文摘
长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏 ,具有侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征、寻找天然气高产富集规律、提高开发井钻探成功率 ,根据气田地质特点 ,进行了沉积 成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述、孔隙结构研究、气水分布规律研究及储集层横向预测 ,结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度 ,在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积 成岩微相等地质条件。
关键词
长庆气田
下古生界
气藏开发阶段
储集层描述方法
非均质性
高产控制因素
分布规律
Keywords
Changqing gas field
reservoir description
heterogeneity
high yield controlling factor
distribution rule
分类号
TE321 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
TE37 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
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作者
出处
发文年
被引量
操作
1
四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素
马新华
谢军
雍锐
朱逸青
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2020
176
在线阅读
下载PDF
职称材料
2
长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法
张明禄
王勇
卢涛
王华
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2002
14
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