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川南盆地长宁页岩气田五峰组-龙马溪组成藏动力学过程及其意义

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南京大学学报（自然科学版） 2020年第3期56卷 393-404页

作者：刘文平周政吴娟罗超吴伟姜磊焦堃叶玥豪邓宾中国石油西南油气田分公司页岩气研究院成都610002 “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 广东石油化工学院理学院茂名525000

川南地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩层系是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,但其油气成藏过程及特征研究相对薄弱.基于含油气系统成藏动力学过程的基本原理,结合量化构造地质学、低温热年代学和盆地... 详细信息

川南地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩层系是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,但其油气成藏过程及特征研究相对薄弱.基于含油气系统成藏动力学过程的基本原理,结合量化构造地质学、低温热年代学和盆地数值模拟等研究,以多期构造变形过程中五峰组-龙马溪组生烃动力学及其压力体系变化特征为载体,实现对其成藏过程的模拟表征和再现.以川南长宁页岩气田五峰组-龙马溪组页岩层系为研究对象,流体包裹体测试揭示其均一温度呈双峰分布特征,分别为120~140℃和160~180℃,捕获压力压力系数为1.0~1.1和1.1~1.3;低温热年代学定年和热史模拟揭示该区新生代地表抬升剥蚀量达2.0~2.5 km,五峰组-龙马溪组页岩热史模拟表明,中志留纪-中二叠世、晚二叠世-晚三叠世、早侏罗世-早白垩世和早白垩世以来烃源岩分别进入低成熟、中等成熟、高成熟和过成熟阶段.压力模拟结果显示,长宁地区五峰组-龙马溪组页岩层系早期长时间属于常压系统,至晚侏罗世地层持续埋深增温导致五峰组-龙马溪组生气速率达到高峰,地层压力剧增,逐步形成超压,早-中白垩世埋深达到最大,地层压力系数达2.0左右,新生代地表虽然遭受抬升剥蚀作用,但五峰组-龙马溪组超压被保存下来,现今压力系数仍有1.9.因此,川南地区长宁五峰组-龙马溪组页岩气田具有早期有限聚集、中晚期富集-保存超压型成藏特征.

关键词：成藏过程五峰组-龙马溪组长宁页岩气田四川盆地

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长宁页岩气田数字化管道建设创新与实践

油气田地面工程 2019年第3期38卷 65-68页

作者：宁永乔中国石油西南油气田分公司基建工程处

为将长宁页岩气田集输气干线建设成一条全数字化管道,工程以项目部为主导、参建单位全员参与、专业化队伍全过程支撑的管理模式,在"六个基于"的基础上,即基于高精度遥感信息实现管道线路路由优化、基于二维码标识实现信息交互和传递、基... 详细信息

为将长宁页岩气田集输气干线建设成一条全数字化管道,工程以项目部为主导、参建单位全员参与、专业化队伍全过程支撑的管理模式,在"六个基于"的基础上,即基于高精度遥感信息实现管道线路路由优化、基于二维码标识实现信息交互和传递、基于RTK定位实现管道焊缝和周边环境精准定位、基于影像可视化实现施工质量与安全管控、基于三维扫描构建站场与线路三维模型、基于3D GIS引擎构建建设和管道运营数字化平台,将勘察、设计、采购、施工、检测、监理等完整性数据体系化入库,以及施工全过程数字化管理与一站式移交,实现了项目建设全过程的管控一体化、决策智能化。该数字化管道建设提升了项目管理水平,也为管道完整性管理奠定了坚实基础,为油气田地面工程全数字化管道建设提供了实践经验。

关键词：长宁页岩气田数字化管道三维模型基于3DGIS 全数字化管控平台

川南长宁页岩气田动植物G-F多样性指数及保护措施

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环境与发展 2022年第7期34卷 28-31,89页

作者：霍小鹏杨震寰喻伟婕焦艳军龚方兵四川天宇石油环保安全技术咨询服务有限公司四川成都610041 中国石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院四川成都610041

采用G-F多样性指数评价了长宁页岩气田动植物资源,结果表明:气田维管束植物有115科338属477种,F指数、G指数、G-F指数分别为69.021、5.651、0.918,G-F多样性指数从大到小依次为被子植物、蕨类植物、裸子植物;脊椎动物有59科113属142种,... 详细信息

采用G-F多样性指数评价了长宁页岩气田动植物资源,结果表明:气田维管束植物有115科338属477种,F指数、G指数、G-F指数分别为69.021、5.651、0.918,G-F多样性指数从大到小依次为被子植物、蕨类植物、裸子植物;脊椎动物有59科113属142种,F指数、G指数、G-F指数分别为25.164、4.632、0.816,G-F多样性指数从大到小依次为鸟类、两栖类、爬行类、兽类。为保护长宁页岩气田动植物多样性资源,本文提出了相应保护措施建议。

关键词：长宁页岩气田动植物 G-F指数保护措施

川南长宁页岩气田五峰-龙马溪组多期流体活动特征

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山东化工 2020年第2期49卷 144-147,151页

作者：周政刘文平姜磊吴娟罗超吴伟邓宾成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室四川成都610059 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院四川成都610056

川南地区是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,但上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩层系多期流体活动与演化过程至今相关研究薄弱。因此本文基于钻井岩心资料,采用流体包裹体分析测试、盆地热模拟等综合方法... 详细信息

川南地区是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,但上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩层系多期流体活动与演化过程至今相关研究薄弱。因此本文基于钻井岩心资料,采用流体包裹体分析测试、盆地热模拟等综合方法研究认为:(1)长宁页岩气田钻井岩心取芯段五峰-龙马溪组普遍发育顺层和微切层方解石多期流体活动充注脉体。(2)五峰-龙马溪组流体包裹体多呈群簇状分布,烃类包裹体和单一液相包裹体发育,包裹体均一温度呈双峰值特征、分布于120~140℃和160~180℃,对捕获压力值分别为36~39 MPa和45~47 MPa。(3)五峰-龙马溪组埋深热演化阶段主要为:中志留纪-中二叠世低成熟度热演化阶段、晚二叠世-晚三叠世中等成熟度热演化阶段、早侏罗世-早白垩世高成熟度热演化阶段、早白垩世以来进入过成熟度演化阶段。长宁气田流体充注时间主要集中于三叠纪-早侏罗世(250-195 Ma)和早-中侏罗世(185-160 Ma)两个时期,它们分别为长宁气田油和气的关键充注时间。

关键词：多期流体活动五峰-龙马溪组长宁页岩气田川南地区

滚动式组合增压模式在长宁页岩气田的应用探讨

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滚动式组合增压模式在长宁页岩气田的应用探讨

2018年全国天然气学术年会

作者：张大双张理西南油气田分公司勘探开发研究院

与普通气田相比,页岩气田进入增压开采的时间早,绝大部分井组或平台都需要增压。页岩气田合理增压模式的确定需要考虑井口压力布局、地面管网布局、运行管理因素、经济因素等多种因素。为此,在气田常用的分散增压和集中增压两种模式的... 详细信息

与普通气田相比,页岩气田进入增压开采的时间早,绝大部分井组或平台都需要增压。页岩气田合理增压模式的确定需要考虑井口压力布局、地面管网布局、运行管理因素、经济因素等多种因素。为此,在气田常用的分散增压和集中增压两种模式的基础上,将两种模式进行有效结合并进一步优化,提出适用于页岩气田的滚动式组合增压模式,并在长宁页岩气田宁201井区进行实例分析,结果表明滚动式组合增压模式是比较经济可靠的增压模式。

关键词：滚动式组合增压管网布局压力系统经济长宁页岩气田

来源： cnki会议评论

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中国页岩气特征、挑战及前景(一)

石油勘探与开发 2015年第6期42卷 689-701页

作者：邹才能董大忠王玉满李新景黄金亮王淑芳管全中张晨晨王红岩刘洪林拜文华梁峰吝文赵群刘德勋杨智梁萍萍孙莎莎邱振中国石油勘探开发研究院国家能源页岩气研发(实验)中心中国石油勘探开发研究院廊坊分院

基于近年中国富有机质页岩沉积模式、页岩储集层表征等方面取得的研究进展,分析页岩气富集高产主控因素。研究落实了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组笔石带发育序列时空对比依据,提出缓慢沉降的稳定海盆、高海平面、半封闭水体和低沉... 详细信息

基于近年中国富有机质页岩沉积模式、页岩储集层表征等方面取得的研究进展,分析页岩气富集高产主控因素。研究落实了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组笔石带发育序列时空对比依据,提出缓慢沉降的稳定海盆、高海平面、半封闭水体和低沉积速率是海相富有机质页岩重要沉积模式,确定晚奥陶世—早志留世早期持续发育的大型深水陆棚沉积环境有利于黑色页岩发育,优质页岩厚20~80 m、TOC值为2.0%~8.4%。对比分析焦石坝、长宁、威远3大页岩气田,指出规模储集层主要受富生物硅质与钙质页岩、适中热演化程度、高基质孔隙与丰富的裂缝控制。五峰组—龙马溪组总孔隙度为3.0%~8.4%、渗透率为0.000 2×10-3~0.500 0×10-3μm2,基质孔隙体积及其构成区域稳定,裂缝孔隙发育特征在不同构造区、同一构造的不同井区和不同层段差异较大。筇竹寺组受有机质炭化、黏土矿物结晶度高和生物碎屑粒内孔后期充填等因素影响,物性普遍较差,总孔隙度为1.5%~2.9%、渗透率为0.001′10-3~0.010′10-3μm2。明确了页岩气富集高产受沉积环境、热演化程度、孔缝发育程度、构造保存等＂四大因素＂控制,且特殊性在于高演化（Ro值：2.0%~3.5%）、超高压（压力系数：1.3~2.1）,从而建立了＂构造型甜点＂和＂连续型甜点区＂两种页岩气富集模式。

关键词：页岩气富有机质页岩沉积模式储集层表征 “甜点区” 焦石坝页岩气田长宁页岩气田威远页岩气田

基于改进的岩石物理模型表征页岩天然裂缝特征

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天然气工业 2021年第2期41卷 56-64页

作者：管全中董大忠张华玲张素荣吕修祥王玉满成都理工大学能源学院中国石油勘探开发研究院 University of Houston 中国石油大学(北京)

为了给四川盆地下志留统龙马溪组页岩气勘探开发提供技术支撑,以长宁、涪陵2个页岩气田的龙马溪组为研究对象,利用氦气法、X射线衍射、真密度测试等方法,借助改进的岩石物理模型,定量表征了龙马溪组页岩中天然裂缝的发育特征,并探讨了... 详细信息

为了给四川盆地下志留统龙马溪组页岩气勘探开发提供技术支撑,以长宁、涪陵2个页岩气田的龙马溪组为研究对象,利用氦气法、X射线衍射、真密度测试等方法,借助改进的岩石物理模型,定量表征了龙马溪组页岩中天然裂缝的发育特征,并探讨了天然裂缝的发育类型、成因机制以及对页岩气开发的影响。研究结果表明:①运用改进的岩石物理模型可以精确刻画长宁页岩气田页岩孔隙系统,拟合度达0.74;②页岩中天然裂缝的发育具有区域控制因素的差异性,其中长宁页岩气田裂缝局部限制发育,钙质充填,裂缝孔隙平均值为0.15%,由基底逆冲断层、滑脱层和内部褶皱作用控制,而涪陵页岩气田裂缝则普遍较发育,硅质未充填或半充填,裂缝孔隙平均值为1.30%,主要受控于逆断层和滑脱作用;③地层条件下,天然裂缝的开启性存在着差异,长宁页岩气田基本处于封闭状态、渗流能力弱,而涪陵页岩气田则处于相对开启状态、渗流能力强;④天然裂缝影响页岩气的赋存方式,内部以游离气为主体,页岩气井的初始产气量相对较高。结论认为:①引进回归系数计算现今实际的总有机质含量,使得改进的岩石物理模型能够更加精确地刻画基质孔隙和裂缝孔隙;②四川盆地页岩产层段中天然裂缝发育对页岩气富集与开采相对有利,但原始地层条件下会削弱天然裂缝的渗流能力。

关键词：四川盆地长宁页岩气田涪陵页岩气田下志留统龙马溪组岩石物理模型回归系数天然裂缝游离气含量

长宁地区五峰组-龙马溪组页岩气富集特征研究

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长宁地区五峰组-龙马溪组页岩气富集特征研究

作者：周政成都理工大学

学位级别：硕士

川南长宁地区是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,累计探明储量超过6000亿立方米,日产气量突破1000万立方米。但近几年的勘探实践中发现,已建成投产的页岩气井大都分布在长宁背斜附近,而宁西地区勘探开发却屡屡失利... 详细信息

川南长宁地区是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,累计探明储量超过6000亿立方米,日产气量突破1000万立方米。但近几年的勘探实践中发现,已建成投产的页岩气井大都分布在长宁背斜附近,而宁西地区勘探开发却屡屡失利。因此,本文基于构造地质学、低温热年代学、流体包裹体和盆地热史模拟等手段,开展长宁页岩气田区与宁西地区的综合对比研究,以多期构造变形过程中五峰组-龙马溪组生烃动力学及其压力体系变化特征为载体,实现对页岩气成藏过程及其特征的研究,揭示长宁页岩气田与宁西地区五峰组-龙马溪组新生代强隆升与页岩气富集与破坏的耦合性过程及其特征。低温热年代学定年和热模拟揭示长宁地区晚中-新生代地表抬升剥蚀量达2500 m;宁西地区新生代地表剥蚀量约为2000 m。五峰组-龙马溪组页岩热史模拟表明,长宁页岩气田区在中志留纪-中二叠世、晚二叠世-晚三叠世、早侏罗世-早白垩世和早白垩世以来五峰组-龙马溪组黑色页岩分别进入低成熟、中等成熟、高成熟和过成熟阶段;而宁西地区由于古埋深较大,在晚侏罗世-早白垩世进入了过成熟阶段。五峰组-龙马溪组流体包裹体研究揭示其流体均一温度呈双峰分布特征,长宁页岩气田区分别为130-140℃和160-170℃,宁西地区分布于120-140℃和160-180℃;宁西地区测试结果显示晚期流体盐度变化剧烈,表明受到深浅部流体混染作用、保存条件破坏。长宁页岩气田区五峰组-龙马溪组页岩层系早期长时间属于常压系统,至晚侏罗世埋深增温导致其生气速率达到高峰和地层压力剧增、逐步形成超压,早-中白垩世其埋深达到最大、地层流体压力系数达2.0以上,新生代虽然遭受抬升剥蚀作用但其超压仍被保存、现今压力系数仍有2.03。因此,长宁页岩气田区五峰组-龙马溪组页岩气藏具有早期有限聚集、中晚期富集-保存超压型成藏特征。宁西地区五峰组-龙马溪组黑色页岩层系生烃期长时间具有超压特征,晚侏罗世-白垩纪持续深埋藏导致其生气速率达到高峰、形成异常超压(压力系数达2.2),但新生代快速抬升剥蚀作用导致超压系统被破坏、现今为常压体系。因此,宁西地区五峰组-龙马溪组页岩气成藏过程具有明显的早期有限聚集-深埋藏超高压保持-晚期构造隆升调整/破坏的多期特征。

关键词：深埋藏-强隆升页岩气成藏五峰组-龙马溪组长宁页岩气田四川盆地

页岩气井增压时机的确定——以四川盆地长宁区块为例

同方学位论文库评论

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天然气技术与经济 2020年第4期14卷 24-29页

作者：张大双周潮光王学华中国石油西南油气田公司勘探开发研究院四川成都610057 四川长宁天然气开发有限责任公司四川成都610056 中国石油西南油气田公司蜀南气矿四川泸州646000

针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增... 详细信息

针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增压时间节点。按照N201井区初始井口压力进行分类,根据气井压力递减的快慢抽提出四种类别气井的压力预测曲线,通过幂指数模型参数的横向平移,拟合页岩气井快速递减期的压力,校准压力预测模型;然后再根据地面集输管网建模分析,预测地面管网节点压力,最后通过预测井口压力和管网节点压力的比对来确定需要增压的页岩气井和增压时机。研究结果表明:①在页岩气持续补充新井的模式下,井口压力和地面管网压力在不断动态变化,增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析;②通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型,将两个模型计算结果进行对比,可确定增压目标和时间节点;③实例计算结果表明,长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5~1.0 MPa大概需要10~14个月时间,即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。

关键词：增压时机井口压力管网压力预测长宁页岩气田