川中磨溪?dú)馓锛味獠貧馑植继卣骷翱刂埔蛩?/h1>
2015-01-04 10:16:34趙異華李俊良
楊 成，梁 鋒，趙異華，李俊良
（1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國(guó)石油西南油氣田分公司 川中油氣礦，四川 遂寧629000）
20世紀(jì)80年代中后期對(duì)川中－川南過(guò)渡帶下三疊統(tǒng)嘉陵江組第二段（簡(jiǎn)稱(chēng)“嘉二”）氣藏進(jìn)行了評(píng)價(jià)性勘探，主要集中在磨溪構(gòu)造，部署了以嘉二段為目的層的探井共9口，鉆探獲得良好的油氣顯示和試油成果。但在1986年磨9井鉆遇雷一1段，發(fā)現(xiàn)良好油氣顯示，測(cè)試獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流后，開(kāi)發(fā)重點(diǎn)轉(zhuǎn)入雷一1段，暫緩對(duì)嘉二氣藏開(kāi)發(fā)。隨著勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，2003年至今以嘉二段為目的層的鉆井，很多井測(cè)試獲得了高產(chǎn)，展示出磨溪?dú)馓锛味獠睾芎玫目碧介_(kāi)發(fā)潛力。實(shí)踐證實(shí)川中磨溪?dú)馓锛味獠囟鄶?shù)井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力、天然氣低含硫、單井儲(chǔ)量控制相對(duì)較高、氣井水氣比長(zhǎng)期穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)。但是隨著勘探開(kāi)發(fā)的進(jìn)一步深入，發(fā)現(xiàn)嘉二氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，難以精確把握。所以，揭示本區(qū)氣水分布特征，明確氣水分布控制因素與成因機(jī)理，可為目前和今后合理高效開(kāi)發(fā)利用磨溪?dú)馓锛味獠靥峁┛茖W(xué)依據(jù)［1，2］。
磨溪構(gòu)造嘉二段構(gòu)造形態(tài)較簡(jiǎn)單，為一短軸背斜，軸向近北東，東南翼較西北翼陡，向西逐漸傾沒(méi)。背斜長(zhǎng)軸34.02km，短軸約10.19km，長(zhǎng)短軸之比為3.34∶1。背斜主高點(diǎn)位于鄧家灣附近，高點(diǎn)的海拔高度為－2.75km。最低圈閉線(xiàn)的海拔高度為－2.86km，閉合度110m，閉合面積280km2。該構(gòu)造上發(fā)育2個(gè)高點(diǎn)：一是位于構(gòu)造中部的鄧家灣主高點(diǎn)，二是西邊的步春溝次高點(diǎn)（海拔高度為－2.785km）。構(gòu)造東南翼較簡(jiǎn)單，西北翼褶皺較強(qiáng)，發(fā)育有北西向和北東向2組小型鼻突以及2條小型逆斷層（圖1）。
根據(jù)沉積旋回、巖性、電性特征，參考前人研究成果，磨溪?dú)馓锛味螀^(qū)域地層可以分為3個(gè)亞段：嘉二1，嘉二2，嘉二3。其中嘉二2又分為A、B、C小層，各層段在橫向上具有良好的追蹤對(duì)比性。
1 儲(chǔ)集層特征
1.1 巖性特征
工區(qū)內(nèi)嘉二段巖性主要分為兩大類(lèi)：一類(lèi)為盆內(nèi)沉積的碳酸鹽巖及膏巖，另一類(lèi)為陸源沉積的碎屑巖。通過(guò)對(duì)巖心及薄片觀察鑒定（圖2），膏巖及碳酸鹽巖是研究區(qū)內(nèi)主要的巖石類(lèi)型，其中碳酸鹽巖可細(xì)分為粉晶—泥粉晶—泥晶云巖、砂屑云巖、灰質(zhì)云巖及顆粒灰?guī)r等。由于碳酸鹽巖的非均質(zhì)性很強(qiáng)，所以并不是本區(qū)所有巖類(lèi)都可以成為儲(chǔ)集巖，只有先期沉積環(huán)境有利于巖石孔喉保存，且后期構(gòu)造地質(zhì)作用產(chǎn)生微裂縫提高儲(chǔ)滲能力的巖類(lèi)才可能成為儲(chǔ)集巖。嘉二2B的粉晶云巖和嘉二2A的顆?；?guī)r孔滲性較好，可作為儲(chǔ)集巖。嘉二3的砂屑云巖經(jīng)歷了膠結(jié)、沉積充填等破壞性成巖作用，不能作為儲(chǔ)集巖，更不能作為儲(chǔ)層［3，4］。
圖1 磨溪?dú)馓锛味?頂界地震反射構(gòu)造圖及地層柱狀圖Fig.1 Seismic reflection structural map of Member Jia-22 and geologic column in the Moxi gas field
圖2 磨溪?dú)馓锛味尾煌瑤r性的孔滲分布直方圖Fig.2 The porosity and permeability of different lithology in the Moxi gas field
1.2 孔隙特征
磨溪?dú)獠丶味蝺?chǔ)層的儲(chǔ)滲空間包括孔隙和裂縫兩大類(lèi)。由于成巖作用的影響，尤其是大氣淡水溶蝕和白云石化的頻繁發(fā)生使嘉二儲(chǔ)層以次生孔隙為主，孔隙類(lèi)型多樣，主要有晶間孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⒘ｉg殘留孔、粒間溶孔等（圖3，圖4）。構(gòu)造縫是主要的裂縫類(lèi)型。其中嘉二2B段晶間孔和晶間溶孔發(fā)育，孔喉較大，連通性好，其儲(chǔ)集性能較好。相對(duì)在嘉二1亞段主要發(fā)育粒內(nèi)溶孔和少量的殘余粒間孔，但有膏質(zhì)膠結(jié)，連通性變差［5－7］。
1.3 物性特征
圖3 磨溪?dú)馓锛味蝺?chǔ)集空間類(lèi)型分布餅狀圖Fig.3 Different types of reservoir space of Member Jia-2in the Moxi gas field
一般的碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)主要是根據(jù)孔隙度的大?。?%，6%，12%）進(jìn)行評(píng)價(jià)；但是在儲(chǔ)層系數(shù)相差不大的情況下，孔隙結(jié)構(gòu)的不同，產(chǎn)能差異很大。根據(jù)磨溪?dú)馓锛味?0口井儲(chǔ)層巖心樣品資料的統(tǒng)計(jì)分析表明，嘉二段總體表現(xiàn)為低孔低滲特征?？紫抖绕骄鶠?.89%，最大為26.5%，孔隙度值多集中在3%～6%之間；＞12%的孔隙度僅有8%左右，總體屬于低孔儲(chǔ)層。滲透率的變化范圍很大，巖心的滲透率主要分布在＜0.1×10－3μm2，而滲透率＞0.1×10－3μm2的樣品占總樣品數(shù)的比例不到10%。
綜上，嘉二段的主要儲(chǔ)集巖類(lèi)是泥粉晶云巖、鮞?；?guī)r、粉晶云巖和砂屑云巖；白云巖的粒間溶孔、晶間孔及晶內(nèi)溶孔為主要的儲(chǔ)集空間，總體上屬低孔低滲儲(chǔ)層范疇，高孔高滲層也占有少量比例。嘉二儲(chǔ)層以嘉二2B層孔隙較發(fā)育，喉道較粗，孔喉配置較好，為最好的儲(chǔ)層；其次為嘉二1、嘉二2C層和嘉二2A層；嘉二3儲(chǔ)層質(zhì)量最差，孔隙與喉道不發(fā)育，喉道被充填，滲流能力很差。正是由于嘉二段整體表現(xiàn)為低孔低滲儲(chǔ)層特征，從而導(dǎo)致氣水分異困難，氣水分布復(fù)雜［8－10］。
2 氣水分布特征
通過(guò)對(duì)嘉二段儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征的分析，建立了儲(chǔ)層測(cè)井解釋模型，對(duì)本區(qū)38口井嘉二段進(jìn)行測(cè)井?dāng)?shù)字處理，獲得了泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、含水飽和度、儲(chǔ)層厚度等關(guān)鍵性?xún)?chǔ)層參數(shù)的解釋成果。束縛水飽和度（Swi）的定義是油水過(guò)渡帶上部產(chǎn)純油或者純氣地層孔隙中水的飽和度；可動(dòng)水飽和度（Swm）指在一定壓差下巖石孔隙中可以流動(dòng)的水的飽和度，可動(dòng)水飽和度可由總的含水飽和度減去束縛水飽和度求出。參考上述概念，結(jié)合本區(qū)30口井的測(cè)井解釋資料，建立可動(dòng)水飽和度與孔隙度交匯圖。如圖6所示，以可動(dòng)水飽和度為標(biāo)準(zhǔn)，將儲(chǔ)層劃分為3類(lèi)，其中Swm＜40%定義為氣層，Swm在40%～65%的定義為氣水層，Swm＞65%的定義為水層。
圖4 磨溪?dú)馓锛味慰紫额?lèi)型顯微照片F(xiàn)ig.4 The main types of pores of Member Jia-2in the microscopes
圖5 磨溪?dú)馓锛味螏r心孔滲特征Fig.5 Porosity and permeability characteristics of the cores in Member Jia-2
從產(chǎn)層來(lái)看，嘉二段以嘉二2產(chǎn)層厚度最大、物性最好，嘉二1次之，嘉二3產(chǎn)層厚度最小、物性最差，而嘉二2段物性以中部和下部最好。從產(chǎn)層連續(xù)性來(lái)看，嘉二2中上部和嘉二1段產(chǎn)層分布連續(xù)性最好，嘉二2頂?shù)锥尾惶€(wěn)定，而嘉二3連續(xù)性最差，只在個(gè)別井中可以見(jiàn)到。從測(cè)井解釋來(lái)看，氣層和氣水層主要分布在嘉二2B及嘉二1段。大部分為氣水同層，純氣層很少見(jiàn)。
圖6 磨溪?dú)馓锛味慰蓜?dòng)水飽和度與孔隙度交匯圖Fig.6 The relationship between the mobile water saturation and porosity of Member Jia-2
以本區(qū)嘉二段儲(chǔ)集物性最好、橫向連續(xù)最穩(wěn)定的嘉二2中上部?jī)?chǔ)層為例，結(jié)合氣水產(chǎn)出狀況，繪制其氣水分布剖面圖（圖7、圖8）?？梢钥闯?，在構(gòu)造軸部位置，氣井的日產(chǎn)氣量與嘉二2B儲(chǔ)層所處的高程密切相關(guān)，高產(chǎn)氣井均處于局部構(gòu)造的次高點(diǎn)位置（如磨5井、磨153井、磨160井）。因此，在磨溪構(gòu)造的局部高點(diǎn)存在氣頂，氣頂主要以產(chǎn)氣為主，但也有少量水產(chǎn)出。而在各次高點(diǎn)之間的局部“洼地”（儲(chǔ)層發(fā)育層位較低），主產(chǎn)水（如磨158井、磨155井、磨005-2井，水產(chǎn)量很高）。從南北方向氣水剖面示意圖上（圖8）可以看出，氣水界面向構(gòu)造陡帶南翼傾斜，如構(gòu)造南翼的磨14井，日產(chǎn)水1.2m3，日產(chǎn)氣0.6×104m3；而海拔高度高出近60m、位于構(gòu)造北翼的磨005-2井，日產(chǎn)水25.8m3，僅有微氣產(chǎn)出。
3 氣水分布主控因素
一個(gè)氣藏內(nèi)的氣水分布特征是受多種因素影響和控制的，如構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)集物性、烴源充注方向和強(qiáng)度、水動(dòng)力條件等［11－14］。一般而言，氣水分布有其基本的、一般的規(guī)律，也有其特殊情況，這是因?yàn)閷?duì)于不同的氣藏，其受控因素的側(cè)重點(diǎn)存在差異。受現(xiàn)有資料條件的限制，本次分析從構(gòu)造、物性和蓋層3個(gè)方面著手，對(duì)造成這種復(fù)雜氣水關(guān)系的原因作探索性研究［15］。
3.1 構(gòu)造形態(tài)對(duì)氣水分布的影響
綜合分析本區(qū)鉆探、試采結(jié)果，嘉二氣藏氣井普遍氣水同產(chǎn)，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)純氣井，也沒(méi)有純水井，只是水氣比存在差異（圖9）。構(gòu)造南翼的水氣比（一般不超過(guò)10）普遍小于構(gòu)造北翼（一般大于20）。構(gòu)造南翼偏外圍的磨206、磨207井水氣比較高，推測(cè)是處于氣水混合帶的較低部位。構(gòu)造軸部位置水氣比差異較大，既有高產(chǎn)氣井，又有高產(chǎn)水井，尤其是構(gòu)造高部位、物性較好的磨154－磨156－磨158－磨深2－磨深149井區(qū)，氣水關(guān)系顯得尤為復(fù)雜。盡管在構(gòu)造圈閉范圍內(nèi)的井（嘉二段底界海拔高度－2.9km之外）不都是氣井，產(chǎn)氣井的水氣比分布與構(gòu)造部位也沒(méi)有明顯的規(guī)律；但是，迄今為止在磨溪構(gòu)造嘉二段底界最低圈閉線(xiàn)－2.9km之外還沒(méi)有一口氣井，且產(chǎn)氣井及氣水同產(chǎn)井主要還是沿構(gòu)造軸部及高點(diǎn)分布。
圖7 磨溪?dú)馓锛味獠貣|西方向氣水分布剖面圖Fig.7 Gas/water distribution profiles of east-west orientation in Member Jia-2
圖8 磨溪?dú)馓锛味獠啬媳狈较驓馑植计拭鎴DFig.8 Gas/water distribution profiles of north-south orientation in Member Jia-2
圖9 磨溪?dú)馓锛味嗡畾獗鹊戎稻€(xiàn)圖Fig.9 Water and gas ratio isograms in Member Jia-2
3.2 儲(chǔ)集性能對(duì)氣水分布的影響
將磨溪?dú)馓锛味?2口井的試油資料與三維地震預(yù)測(cè)儲(chǔ)層厚度、有效孔隙度等值線(xiàn)圖進(jìn)行疊合（圖10，圖11），可以發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)氣井主要分布在儲(chǔ)層厚度大、孔隙度較高的區(qū)域，分布趨勢(shì)受儲(chǔ)集性能的控制。在異常高壓的驅(qū)動(dòng)下，天然氣向優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中運(yùn)聚。雖然后期的構(gòu)造作用對(duì)氣藏分布有一定程度改造，但天然氣依然主要儲(chǔ)集在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中。
圖10 磨溪?dú)馓锛味?、嘉二1段三維地震預(yù)測(cè)儲(chǔ)層厚度等值線(xiàn)圖Fig.10 Predicted the reservoir thickness isograms by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（據(jù)西南油氣田分公司，2005）
圖11 磨溪?dú)馓锛味?、嘉二1段三維地震預(yù)測(cè)有效孔隙度等值線(xiàn)圖Fig.11 Predicted the active porosity by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（據(jù)西南油氣田分公司，2005）
天然氣向儲(chǔ)層中運(yùn)聚，需排驅(qū)儲(chǔ)層中的地層水，但孔滲較差、連通性不好的儲(chǔ)層中，地層水不能或不完全能被驅(qū)替。天然氣排驅(qū)地層水主要依靠浮力，浮力大小主要受圈閉的閉合高度控制。事實(shí)上，氣水分布態(tài)勢(shì)由儲(chǔ)層物性、圈閉閉合高度、氣水密度差共同決定。分析排驅(qū)壓力、實(shí)際地層水樣化驗(yàn)結(jié)果等，得出完全排替地層水所需氣柱高度（表1）。
步春溝潛高和鄧家灣潛高的閉合高度分別是10m和68m。由表1可知，驅(qū)替地層水所需的氣柱高度的最大值普遍高于圈閉的閉合高度，即儲(chǔ)層中的水不能完全被天然氣驅(qū)替，導(dǎo)致儲(chǔ)層中氣水分異不明顯。且各井之間驅(qū)替地層水所需的氣柱高度差別大，也證實(shí)了儲(chǔ)層的物性較差，非均質(zhì)性強(qiáng)，連通性不好。
表1 磨溪?dú)馓锛味蝺?chǔ)層物性參數(shù)及排替地層水需要的氣柱高度Table 1 Reservoir physical parameters and the gas column height of the formation water displacement in Member Jia-2
3.3 蓋層封閉性對(duì)氣水分布的影響
嘉二段的膏巖，尤其是嘉二3段中上部厚度大、橫向連續(xù)性好、巖性穩(wěn)定、平面分布廣，幾乎覆蓋整個(gè)工區(qū)。由圖12可知，磨溪?dú)馓锛味胃鄮r累計(jì)厚度為6.52～56.11m，足以對(duì)嘉二氣藏形成良好的封蓋。
根據(jù)鉆井、測(cè)試資料和地層對(duì)比分析，認(rèn)為嘉二3亞段上部膏巖是工區(qū)嘉二氣藏主要的區(qū)域蓋層，嘉二1亞段頂部膏巖、嘉二2亞段頂部或上部膏巖和嘉二3亞段中上部膏巖充當(dāng)工區(qū)嘉二氣藏的直接蓋層（或封隔層）。硬石膏致密且塑性、封閉性強(qiáng)，使嘉二中的各亞段形成各自獨(dú)立的氣水系統(tǒng)（圖12）。
圖12 磨16井－磨208井蓋層與氣水分布對(duì)比圖Fig.12 Comparison of the capping formation distribution and gas/water distribution of Well Mo 16－Well Mo 208
4 結(jié)論
磨溪?dú)馓锛味獠貧馑P(guān)系較復(fù)雜，主要表現(xiàn)為氣水同產(chǎn)特征，只是水氣比存在差異，存在構(gòu)造高部位產(chǎn)水、低部位產(chǎn)氣的情況。但氣水分布及其分異程度仍具有一定的分區(qū)性：在構(gòu)造南翼，由于構(gòu)造較陡、天然氣運(yùn)移距離短，有利于天然氣的充注和氣水分異作用的進(jìn)行，在氣藏開(kāi)發(fā)中表現(xiàn)為或以產(chǎn)氣為主，或以產(chǎn)水為主，有一個(gè)較清楚的氣水界面；構(gòu)造北翼受天然氣充注強(qiáng)度不夠且構(gòu)造較緩的影響，普遍表現(xiàn)出較高的產(chǎn)水量；而構(gòu)造軸部的氣水分布主要與儲(chǔ)集物性和儲(chǔ)層發(fā)育部位的高低相關(guān)，天然氣優(yōu)先向物性較好的構(gòu)造高部位聚集。
綜合構(gòu)造、圈閉類(lèi)型、儲(chǔ)層、天然氣運(yùn)移特征等研究成果，認(rèn)為磨溪?dú)馓锛味獠貧馑植紤B(tài)勢(shì)主要受儲(chǔ)層物性控制與現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)的影響，蓋層封閉性起輔助作用。
在寫(xiě)作過(guò)程中，作者得到西南油氣田分公司川中油氣礦領(lǐng)導(dǎo)和專(zhuān)家的幫助，在此深表感謝。作者還特別感謝楊朋在研究工作中做的努力和貢獻(xiàn)。
［1］王蘭生，陳盛吉，杜敏，等.四川盆地三疊系天然氣地球化學(xué)特征及資源潛力分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2008，19（2）：222－228.Wang L S，Chen S J，Du M，etal.Organic geochemistry characteristics and resources potential of Triassic natural gas in Sichuan Basin，China［J］.Natural Gas Geosciences，2008，19（2）：222－228.（In Chinese）
［2］朱光有，張水昌，梁英波，等.四川盆地天然氣特征及氣源［J］.地學(xué)前緣，2006，13（2）：234－238.Zhu G Y，Zhang S C，Liang Y B，etal.The characteristics of natural gas in Sichuan basin and its sources［J］.Earth Science Frontiers，2006，13（2）：234－238.（In Chinese）
［3］洪海濤，楊雨，劉鑫，等.四川盆地海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及控制因素［J］.石油學(xué)報(bào)，2012（S2）：64－73.Hong H T，Yang Y，Liu X，etal.The characteristics and development law of marine carbonate reservoirs in Sichuan Basin，China［J］.Acta Petrolei Sinica，2012（S2）：64－73.（In Chinese）
［4］周彥，譚秀成，劉宏，等.四川盆地磨溪構(gòu)造嘉二段孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的評(píng)價(jià)［J］.石油學(xué)報(bào)，2009，30（3）：372－378.Zhou Y，Tan X C，Liu H，etal.Evaluation of porous carbonate reservoir of Jia 2Member in Moxi Structure of Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2009，30（3）：372－378.（In Chinese）
［5］Spencer C W.Review of characteristic of low permeability gas reservoirs in Western United States［J］.AAPG Bulletin，1989，75（5）：613－629.
［6］Surdam R C.A new paradigm for gas exploration in anomalously pressured “tight gas”in the Rocky Mountain Laramide basin［C］//AAPG.Seals，Traps，and the Petroleum System，Surdam.Houston：AAPG Studies Memoir，1997：283－298.
［7］裘懌楠，薛叔浩.油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：20－43.Qiu Y N，Xue S H.Oil-gas Reservoir Evaluation Technology［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1997：20－43.（In Chinese）
［8］羅蟄潭，王允誠(chéng).油氣儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)［M］.北京：科學(xué)出版社，1986：20－52.Luo Z T，Wang Y C.Pore Texture of Oil-Gas Reservoir［M］.Beijing：Science Press，1986：20－52.（In Chinese）
［9］楊正明，姜漢橋，朱光亞，等.低滲透含水氣藏儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參數(shù)研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2008，29（2）：252－255.Yang Z M，Jiang H Q，Zhu G Y，etal.Research on reservoir evaluation index for low-permeability waterbearing gas reservoir［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29（2）：252－255.（In Chinese）
［10］劉樹(shù)根，徐國(guó)盛，徐國(guó)強(qiáng)，等.四川盆地天然氣成藏動(dòng)力學(xué)初探［J］.天然氣地球科學(xué)，2004，15（4）：323－330.Liu S G，Xu G S，Xu G Q，etal.Primary study on the dynamics of natural gas pool in Sichuan Basin，China［J］.Natural Gas Geosciences，2004，15（4）：323－330.（In Chinese）
［11］徐國(guó)盛，何玉，袁海鋒，等.四川盆地嘉陵江組天然氣藏的形成與演化研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2011，33（2）：171－178.Xu G S，He Y，Yuan H F，etal.Study the formation and evolution in the lower gas Sichuan Basin in the Triassic Jialingjiang Formation［J］.Journal of Southwest Petroleum University，2011，33（2）：171－178.（In Chinese）
［12］王威，徐國(guó)盛，雍自權(quán)，等.川中地區(qū)香四段氣水分布特征及成因機(jī)理［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2005，32（4）：378－382.Wang W，Xu G S，Yong Z Y，etal.Distribution rule and formation mechanism of gas and water in Layer 4of Xiangxi Group of the central area in Sichuan，China［J］.Journal of Chengdu University of Technology（Science ＆Technology Edition），2005，32（4）：378－382.（In Chinese）
［13］陳冬霞，龐雄奇，李林濤，等.川西坳陷中段上三疊統(tǒng)須二段氣水分布特征及成因機(jī)理［J］.現(xiàn)代地質(zhì)，2010，24（6）：1117－1125.Chen D X，Pang W Q，Li L T，etal.Gas-water distribution characteristics and genetic mechanism of the second sector of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the middle of the western Sichuan Depression［J］.Geoscience，2010，24（6）：1117－1125.（In Chinese）
［14］郝國(guó)麗，柳廣弟，謝增業(yè)，等.川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣水分布模式及影響因素分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2010，21（3）：427－434.Hao G L，Liu G D，Xie Z Y，etal.Gas-water distributed pattern in Xujiahe Formation tight gas sandstone reservoir and influential factor in Central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2010，21（3）：427－434.（In Chinese）
［15］趙爽，雍自權(quán).川中充西須四段致密砂巖氣田氣水分布特征及成因［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012，39（2）：164－169.Zhao S，Yong Z Q，Gas-water distribution and genesis of the tight sandstone gas field in Member 4of Xujiahe Formation in Chongxi of Central Sichuan，China［J］.Journal of Chengdu University of Technology（Science ＆ Technology Edition），2012，39（2）：164－169.（In Chinese）
猜你喜歡
氣水脈沖法在自來(lái)水非開(kāi)挖管道中的應(yīng)用供水技術(shù)(2021年2期)2021-07-16 07:30:14 磨溪——高石梯區(qū)塊斷層對(duì)裂縫分布的控制作用西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)(2019年2期)2019-04-25 13:06:56 西南油氣田磨溪022-X 43井測(cè)試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流天然氣與石油(2019年6期)2019-01-15 02:43:58 錄井參數(shù)識(shí)別安岳氣田磨溪區(qū)塊龍王廟組氣藏氣水層新方法錄井工程(2017年3期)2018-01-22 08:40:13 致密氣藏壓裂傾斜縫壓力動(dòng)態(tài)分析西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)(2015年3期)2015-04-16 05:12:07 長(zhǎng)巖心注CO2氣水交替驅(qū)試驗(yàn)?zāi)M研究天然氣與石油(2015年2期)2015-02-28 17:01:12 磨溪高石梯區(qū)塊震旦系探井鉆井提速技術(shù)措施與效果科技創(chuàng)新與應(yīng)用(2014年30期)2014-09-29 23:44:51 塔里木油田超深超高壓氣藏的成功改造斷塊油氣田(2014年6期)2014-03-11 15:34:03 子洲氣田氣水分布主控因素分析天然氣勘探與開(kāi)發(fā)(2014年4期)2014-02-28 17:00:19 LG地區(qū)復(fù)雜礁灘氣藏描述技術(shù)天然氣勘探與開(kāi)發(fā)(2014年3期)2014-02-28 17:00:08
楊 成，梁 鋒，趙異華，李俊良
（1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國(guó)石油西南油氣田分公司 川中油氣礦，四川 遂寧629000）
20世紀(jì)80年代中后期對(duì)川中－川南過(guò)渡帶下三疊統(tǒng)嘉陵江組第二段（簡(jiǎn)稱(chēng)“嘉二”）氣藏進(jìn)行了評(píng)價(jià)性勘探，主要集中在磨溪構(gòu)造，部署了以嘉二段為目的層的探井共9口，鉆探獲得良好的油氣顯示和試油成果。但在1986年磨9井鉆遇雷一1段，發(fā)現(xiàn)良好油氣顯示，測(cè)試獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流后，開(kāi)發(fā)重點(diǎn)轉(zhuǎn)入雷一1段，暫緩對(duì)嘉二氣藏開(kāi)發(fā)。隨著勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，2003年至今以嘉二段為目的層的鉆井，很多井測(cè)試獲得了高產(chǎn)，展示出磨溪?dú)馓锛味獠睾芎玫目碧介_(kāi)發(fā)潛力。實(shí)踐證實(shí)川中磨溪?dú)馓锛味獠囟鄶?shù)井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力、天然氣低含硫、單井儲(chǔ)量控制相對(duì)較高、氣井水氣比長(zhǎng)期穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)。但是隨著勘探開(kāi)發(fā)的進(jìn)一步深入，發(fā)現(xiàn)嘉二氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，難以精確把握。所以，揭示本區(qū)氣水分布特征，明確氣水分布控制因素與成因機(jī)理，可為目前和今后合理高效開(kāi)發(fā)利用磨溪?dú)馓锛味獠靥峁┛茖W(xué)依據(jù)［1，2］。
磨溪構(gòu)造嘉二段構(gòu)造形態(tài)較簡(jiǎn)單，為一短軸背斜，軸向近北東，東南翼較西北翼陡，向西逐漸傾沒(méi)。背斜長(zhǎng)軸34.02km，短軸約10.19km，長(zhǎng)短軸之比為3.34∶1。背斜主高點(diǎn)位于鄧家灣附近，高點(diǎn)的海拔高度為－2.75km。最低圈閉線(xiàn)的海拔高度為－2.86km，閉合度110m，閉合面積280km2。該構(gòu)造上發(fā)育2個(gè)高點(diǎn)：一是位于構(gòu)造中部的鄧家灣主高點(diǎn)，二是西邊的步春溝次高點(diǎn)（海拔高度為－2.785km）。構(gòu)造東南翼較簡(jiǎn)單，西北翼褶皺較強(qiáng)，發(fā)育有北西向和北東向2組小型鼻突以及2條小型逆斷層（圖1）。
根據(jù)沉積旋回、巖性、電性特征，參考前人研究成果，磨溪?dú)馓锛味螀^(qū)域地層可以分為3個(gè)亞段：嘉二1，嘉二2，嘉二3。其中嘉二2又分為A、B、C小層，各層段在橫向上具有良好的追蹤對(duì)比性。
1 儲(chǔ)集層特征
1.1 巖性特征
工區(qū)內(nèi)嘉二段巖性主要分為兩大類(lèi)：一類(lèi)為盆內(nèi)沉積的碳酸鹽巖及膏巖，另一類(lèi)為陸源沉積的碎屑巖。通過(guò)對(duì)巖心及薄片觀察鑒定（圖2），膏巖及碳酸鹽巖是研究區(qū)內(nèi)主要的巖石類(lèi)型，其中碳酸鹽巖可細(xì)分為粉晶—泥粉晶—泥晶云巖、砂屑云巖、灰質(zhì)云巖及顆粒灰?guī)r等。由于碳酸鹽巖的非均質(zhì)性很強(qiáng)，所以并不是本區(qū)所有巖類(lèi)都可以成為儲(chǔ)集巖，只有先期沉積環(huán)境有利于巖石孔喉保存，且后期構(gòu)造地質(zhì)作用產(chǎn)生微裂縫提高儲(chǔ)滲能力的巖類(lèi)才可能成為儲(chǔ)集巖。嘉二2B的粉晶云巖和嘉二2A的顆?；?guī)r孔滲性較好，可作為儲(chǔ)集巖。嘉二3的砂屑云巖經(jīng)歷了膠結(jié)、沉積充填等破壞性成巖作用，不能作為儲(chǔ)集巖，更不能作為儲(chǔ)層［3，4］。
圖1 磨溪?dú)馓锛味?頂界地震反射構(gòu)造圖及地層柱狀圖Fig.1 Seismic reflection structural map of Member Jia-22 and geologic column in the Moxi gas field
圖2 磨溪?dú)馓锛味尾煌瑤r性的孔滲分布直方圖Fig.2 The porosity and permeability of different lithology in the Moxi gas field
1.2 孔隙特征
磨溪?dú)獠丶味蝺?chǔ)層的儲(chǔ)滲空間包括孔隙和裂縫兩大類(lèi)。由于成巖作用的影響，尤其是大氣淡水溶蝕和白云石化的頻繁發(fā)生使嘉二儲(chǔ)層以次生孔隙為主，孔隙類(lèi)型多樣，主要有晶間孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⒘ｉg殘留孔、粒間溶孔等（圖3，圖4）。構(gòu)造縫是主要的裂縫類(lèi)型。其中嘉二2B段晶間孔和晶間溶孔發(fā)育，孔喉較大，連通性好，其儲(chǔ)集性能較好。相對(duì)在嘉二1亞段主要發(fā)育粒內(nèi)溶孔和少量的殘余粒間孔，但有膏質(zhì)膠結(jié)，連通性變差［5－7］。
1.3 物性特征
圖3 磨溪?dú)馓锛味蝺?chǔ)集空間類(lèi)型分布餅狀圖Fig.3 Different types of reservoir space of Member Jia-2in the Moxi gas field
一般的碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)主要是根據(jù)孔隙度的大?。?%，6%，12%）進(jìn)行評(píng)價(jià)；但是在儲(chǔ)層系數(shù)相差不大的情況下，孔隙結(jié)構(gòu)的不同，產(chǎn)能差異很大。根據(jù)磨溪?dú)馓锛味?0口井儲(chǔ)層巖心樣品資料的統(tǒng)計(jì)分析表明，嘉二段總體表現(xiàn)為低孔低滲特征?？紫抖绕骄鶠?.89%，最大為26.5%，孔隙度值多集中在3%～6%之間；＞12%的孔隙度僅有8%左右，總體屬于低孔儲(chǔ)層。滲透率的變化范圍很大，巖心的滲透率主要分布在＜0.1×10－3μm2，而滲透率＞0.1×10－3μm2的樣品占總樣品數(shù)的比例不到10%。
綜上，嘉二段的主要儲(chǔ)集巖類(lèi)是泥粉晶云巖、鮞?；?guī)r、粉晶云巖和砂屑云巖；白云巖的粒間溶孔、晶間孔及晶內(nèi)溶孔為主要的儲(chǔ)集空間，總體上屬低孔低滲儲(chǔ)層范疇，高孔高滲層也占有少量比例。嘉二儲(chǔ)層以嘉二2B層孔隙較發(fā)育，喉道較粗，孔喉配置較好，為最好的儲(chǔ)層；其次為嘉二1、嘉二2C層和嘉二2A層；嘉二3儲(chǔ)層質(zhì)量最差，孔隙與喉道不發(fā)育，喉道被充填，滲流能力很差。正是由于嘉二段整體表現(xiàn)為低孔低滲儲(chǔ)層特征，從而導(dǎo)致氣水分異困難，氣水分布復(fù)雜［8－10］。
2 氣水分布特征
通過(guò)對(duì)嘉二段儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征的分析，建立了儲(chǔ)層測(cè)井解釋模型，對(duì)本區(qū)38口井嘉二段進(jìn)行測(cè)井?dāng)?shù)字處理，獲得了泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、含水飽和度、儲(chǔ)層厚度等關(guān)鍵性?xún)?chǔ)層參數(shù)的解釋成果。束縛水飽和度（Swi）的定義是油水過(guò)渡帶上部產(chǎn)純油或者純氣地層孔隙中水的飽和度；可動(dòng)水飽和度（Swm）指在一定壓差下巖石孔隙中可以流動(dòng)的水的飽和度，可動(dòng)水飽和度可由總的含水飽和度減去束縛水飽和度求出。參考上述概念，結(jié)合本區(qū)30口井的測(cè)井解釋資料，建立可動(dòng)水飽和度與孔隙度交匯圖。如圖6所示，以可動(dòng)水飽和度為標(biāo)準(zhǔn)，將儲(chǔ)層劃分為3類(lèi)，其中Swm＜40%定義為氣層，Swm在40%～65%的定義為氣水層，Swm＞65%的定義為水層。
圖4 磨溪?dú)馓锛味慰紫额?lèi)型顯微照片F(xiàn)ig.4 The main types of pores of Member Jia-2in the microscopes
圖5 磨溪?dú)馓锛味螏r心孔滲特征Fig.5 Porosity and permeability characteristics of the cores in Member Jia-2
從產(chǎn)層來(lái)看，嘉二段以嘉二2產(chǎn)層厚度最大、物性最好，嘉二1次之，嘉二3產(chǎn)層厚度最小、物性最差，而嘉二2段物性以中部和下部最好。從產(chǎn)層連續(xù)性來(lái)看，嘉二2中上部和嘉二1段產(chǎn)層分布連續(xù)性最好，嘉二2頂?shù)锥尾惶€(wěn)定，而嘉二3連續(xù)性最差，只在個(gè)別井中可以見(jiàn)到。從測(cè)井解釋來(lái)看，氣層和氣水層主要分布在嘉二2B及嘉二1段。大部分為氣水同層，純氣層很少見(jiàn)。
圖6 磨溪?dú)馓锛味慰蓜?dòng)水飽和度與孔隙度交匯圖Fig.6 The relationship between the mobile water saturation and porosity of Member Jia-2
以本區(qū)嘉二段儲(chǔ)集物性最好、橫向連續(xù)最穩(wěn)定的嘉二2中上部?jī)?chǔ)層為例，結(jié)合氣水產(chǎn)出狀況，繪制其氣水分布剖面圖（圖7、圖8）?？梢钥闯?，在構(gòu)造軸部位置，氣井的日產(chǎn)氣量與嘉二2B儲(chǔ)層所處的高程密切相關(guān)，高產(chǎn)氣井均處于局部構(gòu)造的次高點(diǎn)位置（如磨5井、磨153井、磨160井）。因此，在磨溪構(gòu)造的局部高點(diǎn)存在氣頂，氣頂主要以產(chǎn)氣為主，但也有少量水產(chǎn)出。而在各次高點(diǎn)之間的局部“洼地”（儲(chǔ)層發(fā)育層位較低），主產(chǎn)水（如磨158井、磨155井、磨005-2井，水產(chǎn)量很高）。從南北方向氣水剖面示意圖上（圖8）可以看出，氣水界面向構(gòu)造陡帶南翼傾斜，如構(gòu)造南翼的磨14井，日產(chǎn)水1.2m3，日產(chǎn)氣0.6×104m3；而海拔高度高出近60m、位于構(gòu)造北翼的磨005-2井，日產(chǎn)水25.8m3，僅有微氣產(chǎn)出。
3 氣水分布主控因素
一個(gè)氣藏內(nèi)的氣水分布特征是受多種因素影響和控制的，如構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)集物性、烴源充注方向和強(qiáng)度、水動(dòng)力條件等［11－14］。一般而言，氣水分布有其基本的、一般的規(guī)律，也有其特殊情況，這是因?yàn)閷?duì)于不同的氣藏，其受控因素的側(cè)重點(diǎn)存在差異。受現(xiàn)有資料條件的限制，本次分析從構(gòu)造、物性和蓋層3個(gè)方面著手，對(duì)造成這種復(fù)雜氣水關(guān)系的原因作探索性研究［15］。
3.1 構(gòu)造形態(tài)對(duì)氣水分布的影響
綜合分析本區(qū)鉆探、試采結(jié)果，嘉二氣藏氣井普遍氣水同產(chǎn)，沒(méi)有發(fā)現(xiàn)純氣井，也沒(méi)有純水井，只是水氣比存在差異（圖9）。構(gòu)造南翼的水氣比（一般不超過(guò)10）普遍小于構(gòu)造北翼（一般大于20）。構(gòu)造南翼偏外圍的磨206、磨207井水氣比較高，推測(cè)是處于氣水混合帶的較低部位。構(gòu)造軸部位置水氣比差異較大，既有高產(chǎn)氣井，又有高產(chǎn)水井，尤其是構(gòu)造高部位、物性較好的磨154－磨156－磨158－磨深2－磨深149井區(qū)，氣水關(guān)系顯得尤為復(fù)雜。盡管在構(gòu)造圈閉范圍內(nèi)的井（嘉二段底界海拔高度－2.9km之外）不都是氣井，產(chǎn)氣井的水氣比分布與構(gòu)造部位也沒(méi)有明顯的規(guī)律；但是，迄今為止在磨溪構(gòu)造嘉二段底界最低圈閉線(xiàn)－2.9km之外還沒(méi)有一口氣井，且產(chǎn)氣井及氣水同產(chǎn)井主要還是沿構(gòu)造軸部及高點(diǎn)分布。
圖7 磨溪?dú)馓锛味獠貣|西方向氣水分布剖面圖Fig.7 Gas/water distribution profiles of east-west orientation in Member Jia-2
圖8 磨溪?dú)馓锛味獠啬媳狈较驓馑植计拭鎴DFig.8 Gas/water distribution profiles of north-south orientation in Member Jia-2
圖9 磨溪?dú)馓锛味嗡畾獗鹊戎稻€(xiàn)圖Fig.9 Water and gas ratio isograms in Member Jia-2
3.2 儲(chǔ)集性能對(duì)氣水分布的影響
將磨溪?dú)馓锛味?2口井的試油資料與三維地震預(yù)測(cè)儲(chǔ)層厚度、有效孔隙度等值線(xiàn)圖進(jìn)行疊合（圖10，圖11），可以發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)氣井主要分布在儲(chǔ)層厚度大、孔隙度較高的區(qū)域，分布趨勢(shì)受儲(chǔ)集性能的控制。在異常高壓的驅(qū)動(dòng)下，天然氣向優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中運(yùn)聚。雖然后期的構(gòu)造作用對(duì)氣藏分布有一定程度改造，但天然氣依然主要儲(chǔ)集在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中。
圖10 磨溪?dú)馓锛味?、嘉二1段三維地震預(yù)測(cè)儲(chǔ)層厚度等值線(xiàn)圖Fig.10 Predicted the reservoir thickness isograms by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（據(jù)西南油氣田分公司，2005）
圖11 磨溪?dú)馓锛味?、嘉二1段三維地震預(yù)測(cè)有效孔隙度等值線(xiàn)圖Fig.11 Predicted the active porosity by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（據(jù)西南油氣田分公司，2005）
天然氣向儲(chǔ)層中運(yùn)聚，需排驅(qū)儲(chǔ)層中的地層水，但孔滲較差、連通性不好的儲(chǔ)層中，地層水不能或不完全能被驅(qū)替。天然氣排驅(qū)地層水主要依靠浮力，浮力大小主要受圈閉的閉合高度控制。事實(shí)上，氣水分布態(tài)勢(shì)由儲(chǔ)層物性、圈閉閉合高度、氣水密度差共同決定。分析排驅(qū)壓力、實(shí)際地層水樣化驗(yàn)結(jié)果等，得出完全排替地層水所需氣柱高度（表1）。
步春溝潛高和鄧家灣潛高的閉合高度分別是10m和68m。由表1可知，驅(qū)替地層水所需的氣柱高度的最大值普遍高于圈閉的閉合高度，即儲(chǔ)層中的水不能完全被天然氣驅(qū)替，導(dǎo)致儲(chǔ)層中氣水分異不明顯。且各井之間驅(qū)替地層水所需的氣柱高度差別大，也證實(shí)了儲(chǔ)層的物性較差，非均質(zhì)性強(qiáng)，連通性不好。
表1 磨溪?dú)馓锛味蝺?chǔ)層物性參數(shù)及排替地層水需要的氣柱高度Table 1 Reservoir physical parameters and the gas column height of the formation water displacement in Member Jia-2
3.3 蓋層封閉性對(duì)氣水分布的影響
嘉二段的膏巖，尤其是嘉二3段中上部厚度大、橫向連續(xù)性好、巖性穩(wěn)定、平面分布廣，幾乎覆蓋整個(gè)工區(qū)。由圖12可知，磨溪?dú)馓锛味胃鄮r累計(jì)厚度為6.52～56.11m，足以對(duì)嘉二氣藏形成良好的封蓋。
根據(jù)鉆井、測(cè)試資料和地層對(duì)比分析，認(rèn)為嘉二3亞段上部膏巖是工區(qū)嘉二氣藏主要的區(qū)域蓋層，嘉二1亞段頂部膏巖、嘉二2亞段頂部或上部膏巖和嘉二3亞段中上部膏巖充當(dāng)工區(qū)嘉二氣藏的直接蓋層（或封隔層）。硬石膏致密且塑性、封閉性強(qiáng)，使嘉二中的各亞段形成各自獨(dú)立的氣水系統(tǒng)（圖12）。
圖12 磨16井－磨208井蓋層與氣水分布對(duì)比圖Fig.12 Comparison of the capping formation distribution and gas/water distribution of Well Mo 16－Well Mo 208
4 結(jié)論
磨溪?dú)馓锛味獠貧馑P(guān)系較復(fù)雜，主要表現(xiàn)為氣水同產(chǎn)特征，只是水氣比存在差異，存在構(gòu)造高部位產(chǎn)水、低部位產(chǎn)氣的情況。但氣水分布及其分異程度仍具有一定的分區(qū)性：在構(gòu)造南翼，由于構(gòu)造較陡、天然氣運(yùn)移距離短，有利于天然氣的充注和氣水分異作用的進(jìn)行，在氣藏開(kāi)發(fā)中表現(xiàn)為或以產(chǎn)氣為主，或以產(chǎn)水為主，有一個(gè)較清楚的氣水界面；構(gòu)造北翼受天然氣充注強(qiáng)度不夠且構(gòu)造較緩的影響，普遍表現(xiàn)出較高的產(chǎn)水量；而構(gòu)造軸部的氣水分布主要與儲(chǔ)集物性和儲(chǔ)層發(fā)育部位的高低相關(guān)，天然氣優(yōu)先向物性較好的構(gòu)造高部位聚集。
綜合構(gòu)造、圈閉類(lèi)型、儲(chǔ)層、天然氣運(yùn)移特征等研究成果，認(rèn)為磨溪?dú)馓锛味獠貧馑植紤B(tài)勢(shì)主要受儲(chǔ)層物性控制與現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)的影響，蓋層封閉性起輔助作用。
在寫(xiě)作過(guò)程中，作者得到西南油氣田分公司川中油氣礦領(lǐng)導(dǎo)和專(zhuān)家的幫助，在此深表感謝。作者還特別感謝楊朋在研究工作中做的努力和貢獻(xiàn)。
［1］王蘭生，陳盛吉，杜敏，等.四川盆地三疊系天然氣地球化學(xué)特征及資源潛力分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2008，19（2）：222－228.Wang L S，Chen S J，Du M，etal.Organic geochemistry characteristics and resources potential of Triassic natural gas in Sichuan Basin，China［J］.Natural Gas Geosciences，2008，19（2）：222－228.（In Chinese）
［2］朱光有，張水昌，梁英波，等.四川盆地天然氣特征及氣源［J］.地學(xué)前緣，2006，13（2）：234－238.Zhu G Y，Zhang S C，Liang Y B，etal.The characteristics of natural gas in Sichuan basin and its sources［J］.Earth Science Frontiers，2006，13（2）：234－238.（In Chinese）
［3］洪海濤，楊雨，劉鑫，等.四川盆地海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及控制因素［J］.石油學(xué)報(bào)，2012（S2）：64－73.Hong H T，Yang Y，Liu X，etal.The characteristics and development law of marine carbonate reservoirs in Sichuan Basin，China［J］.Acta Petrolei Sinica，2012（S2）：64－73.（In Chinese）
［4］周彥，譚秀成，劉宏，等.四川盆地磨溪構(gòu)造嘉二段孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的評(píng)價(jià)［J］.石油學(xué)報(bào)，2009，30（3）：372－378.Zhou Y，Tan X C，Liu H，etal.Evaluation of porous carbonate reservoir of Jia 2Member in Moxi Structure of Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2009，30（3）：372－378.（In Chinese）
［5］Spencer C W.Review of characteristic of low permeability gas reservoirs in Western United States［J］.AAPG Bulletin，1989，75（5）：613－629.
［6］Surdam R C.A new paradigm for gas exploration in anomalously pressured “tight gas”in the Rocky Mountain Laramide basin［C］//AAPG.Seals，Traps，and the Petroleum System，Surdam.Houston：AAPG Studies Memoir，1997：283－298.
［7］裘懌楠，薛叔浩.油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：20－43.Qiu Y N，Xue S H.Oil-gas Reservoir Evaluation Technology［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1997：20－43.（In Chinese）
［8］羅蟄潭，王允誠(chéng).油氣儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)［M］.北京：科學(xué)出版社，1986：20－52.Luo Z T，Wang Y C.Pore Texture of Oil-Gas Reservoir［M］.Beijing：Science Press，1986：20－52.（In Chinese）
［9］楊正明，姜漢橋，朱光亞，等.低滲透含水氣藏儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參數(shù)研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2008，29（2）：252－255.Yang Z M，Jiang H Q，Zhu G Y，etal.Research on reservoir evaluation index for low-permeability waterbearing gas reservoir［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29（2）：252－255.（In Chinese）
［10］劉樹(shù)根，徐國(guó)盛，徐國(guó)強(qiáng)，等.四川盆地天然氣成藏動(dòng)力學(xué)初探［J］.天然氣地球科學(xué)，2004，15（4）：323－330.Liu S G，Xu G S，Xu G Q，etal.Primary study on the dynamics of natural gas pool in Sichuan Basin，China［J］.Natural Gas Geosciences，2004，15（4）：323－330.（In Chinese）
［11］徐國(guó)盛，何玉，袁海鋒，等.四川盆地嘉陵江組天然氣藏的形成與演化研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2011，33（2）：171－178.Xu G S，He Y，Yuan H F，etal.Study the formation and evolution in the lower gas Sichuan Basin in the Triassic Jialingjiang Formation［J］.Journal of Southwest Petroleum University，2011，33（2）：171－178.（In Chinese）
［12］王威，徐國(guó)盛，雍自權(quán)，等.川中地區(qū)香四段氣水分布特征及成因機(jī)理［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2005，32（4）：378－382.Wang W，Xu G S，Yong Z Y，etal.Distribution rule and formation mechanism of gas and water in Layer 4of Xiangxi Group of the central area in Sichuan，China［J］.Journal of Chengdu University of Technology（Science ＆Technology Edition），2005，32（4）：378－382.（In Chinese）
［13］陳冬霞，龐雄奇，李林濤，等.川西坳陷中段上三疊統(tǒng)須二段氣水分布特征及成因機(jī)理［J］.現(xiàn)代地質(zhì)，2010，24（6）：1117－1125.Chen D X，Pang W Q，Li L T，etal.Gas-water distribution characteristics and genetic mechanism of the second sector of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the middle of the western Sichuan Depression［J］.Geoscience，2010，24（6）：1117－1125.（In Chinese）
［14］郝國(guó)麗，柳廣弟，謝增業(yè)，等.川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣水分布模式及影響因素分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2010，21（3）：427－434.Hao G L，Liu G D，Xie Z Y，etal.Gas-water distributed pattern in Xujiahe Formation tight gas sandstone reservoir and influential factor in Central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2010，21（3）：427－434.（In Chinese）
［15］趙爽，雍自權(quán).川中充西須四段致密砂巖氣田氣水分布特征及成因［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012，39（2）：164－169.Zhao S，Yong Z Q，Gas-water distribution and genesis of the tight sandstone gas field in Member 4of Xujiahe Formation in Chongxi of Central Sichuan，China［J］.Journal of Chengdu University of Technology（Science ＆ Technology Edition），2012，39（2）：164－169.（In Chinese）
猜你喜歡
供水技術(shù)(2021年2期)2021-07-16 07:30:14
西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)(2019年2期)2019-04-25 13:06:56
天然氣與石油(2019年6期)2019-01-15 02:43:58
錄井工程(2017年3期)2018-01-22 08:40:13
西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)(2015年3期)2015-04-16 05:12:07
天然氣與石油(2015年2期)2015-02-28 17:01:12
科技創(chuàng)新與應(yīng)用(2014年30期)2014-09-29 23:44:51
斷塊油氣田(2014年6期)2014-03-11 15:34:03
天然氣勘探與開(kāi)發(fā)(2014年4期)2014-02-28 17:00:19
天然氣勘探與開(kāi)發(fā)(2014年3期)2014-02-28 17:00:08
