Analysis of reservoir difference and controlling factors between the platform margin and the inner area of the fourth member of Sinian Dengying Formation in Anyue Gas Field, central Sichuan

  • Xing-wang TIAN ,
  • Han-lin PENG ,
  • Yun-long WANG ,
  • Dai-lin YANG ,
  • Yi-ting SUN ,
  • Xi-hua ZHANG ,
  • Long WEN ,
  • Bing LUO ,
  • Hai-tao HONG ,
  • Wen-zhi WANG ,
  • Kui MA ,
  • Mao YE ,
  • Jiu-huo XUE
Expand
  • Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2020-03-23

  Revised date: 2020-04-06

  Online published: 2020-09-04

Supported by

The National Key R & D Program of China(2017YFC0603106)

The China National Science & Technology Major Project of the 13th Five⁃year plan(2016ZX05004⁃005)

The China National Science & Technology Major Project(2017ZX05008⁃005⁃003)

The Project of Technology Department, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company(20190301⁃10)

Highlights

The reservoir of Dengying Formation of Sinian system is controlled by the combination of Tongwan II episodic karstification and dune beach facies in Anyue gas field, central Sichuan. Its lithology is complex and the reservoir is highly heterogeneous in vertical and horizontal directions, which results in great differences between the reservoir at the platform margin and in the platform, and the difference of single well productivity (the former is obviously better than the latter). In order to overcome the major problems and challenges in the process of fine evaluation and exploration, such as high-efficiency development of the platform edge zone, upgrading of reserves scale in the platform area, fine prediction of high-quality reservoir earthquakes, etc., this paper analyzes the reservoir commonness and differences of the four members of the Sinian Dengying Formation in Anyue gas field, central Sichuan Province, based on the observation of drilled cores and thin sections, combined with the analysis of laboratory, seismic and logging data and discuss the controlling factors. The results show that the reservoir space and reservoir types are basically the same in the platform margin area and in the platform area, but the development degree and physical properties of the reservoir dissolution holes in the platform margin area and in the platform area are weakening, the reservoir development degree, quality and development location are different, and the reservoir combination types are different. The main factors that cause the reservoir differences are the development degree of favorable mound beach facies and Tongtan facies according to the study of reservoir development characteristics and distribution law and the analysis of seismic reflection mode of high-yield wells, the high-quality reservoir development blocks are selected for exploration, and good application results are obtained. The high-efficiency development of the platform edge zone of Anyue Gas Field is realized, and the drilling rate and single well production of high-quality reservoir in the platform area are improved. The scale of reserves has been upgraded.

Cite this article

Xing-wang TIAN , Han-lin PENG , Yun-long WANG , Dai-lin YANG , Yi-ting SUN , Xi-hua ZHANG , Long WEN , Bing LUO , Hai-tao HONG , Wen-zhi WANG , Kui MA , Mao YE , Jiu-huo XUE . Analysis of reservoir difference and controlling factors between the platform margin and the inner area of the fourth member of Sinian Dengying Formation in Anyue Gas Field, central Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(9) : 1225 -1238 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.04.007

0 引言

2011年,川中安岳气田高石1井震旦系灯影组测试获得138.25×104 m3/d的百万方高产工业气流,揭开了四川盆地下古生界—震旦系勘探的序幕[1-13]。勘探实践及大量研究成果已证实,安岳气田海拔-5 230 m之上7 500 km2大面积整体含气,截至2019年底,震旦系灯影组四段气藏累计提交天然气探明储量5 940×108 m3,其中台缘带天然气探明储量4 350×108 m3,台内区天然气探明储量1 590×108 m3,累计产天然气近60×108 m3,气藏压力稳定,能量充足,已投入生产井60余口,平均测试产量为57×104 m3/d,投产5年至今均未产出地层水,显现出良好的天然气勘探开发应用前景[9]
在勘探开发的井位部署过程中,灯四段气藏勘探从台缘区逐步向台内区拓展,但台缘和台内储层品质差异较大,造成单井产能分布变化大,台缘区明显优于台内区,优质储层特征分布规律的研究对后期勘探开发至关重要。为克服精细评价勘探过程中面临的台缘带高效开发、台内区储量规模升级、优质储层地震精细预测等重大问题和挑战,本文系统分析了川中安岳气田震旦系灯影组四段台缘—台内区储层共性特征及差异性表现,并探讨了储层分布规律及主要控制因素,有效地指导了安岳气田台缘—台内区勘探井位部署,并取得良好生产应用成效。

1 区域地质背景

安岳气田位于四川省遂宁市、资阳市安岳县、重庆市潼南县境内,构造上位于川中乐山—龙女寺古隆起巨形鼻状古隆起东段翼部,属于川中古隆起平缓构造区,东至广安构造,西邻威远构造,北邻蓬莱镇构造,西南到荷包场、界石场潜伏构造,与川东南中隆高陡构造区相接。
震旦系灯影组形成发育于5.6 Ma,是一套在混积台地之上沉积的碳酸盐岩台地建造,其时代老、埋藏深、经历的构造活动期次多,在四川盆地沉积厚度大,分布广泛,其下伏上震旦统陡山沱组,上覆以泥岩为主的下寒武统麦地坪组及筇竹寺组[9]。盆地中整个灯影组按藻类富集程度和雪花状、皮壳状白云岩分布特征可分为4段(图1),即底部灯一段为泥—粉晶白云岩夹纹层状白云岩,厚度为20~70 m;灯二段富含藻类,普遍发育葡萄花边构造藻格架白云岩,厚度为400~520 m;灯三段为深灰色泥页岩和蓝灰色泥岩夹泥质白云岩,厚度在100 m以内;顶部灯四段岩性为藻凝块白云岩夹藻纹层白云岩、藻砂屑白云岩及薄层的硅质白云岩,藻类发育,厚度总体分布在260~350 m之间,平均约为300 m,灯四段地层厚度自西向东略有减薄趋势[9]。灯四段台缘区靠近德阳—安岳台内裂陷边缘,宽度为8~21 km,地层沉积厚度大,厚度为290~350 m,台内区地层沉积厚度薄,厚度为260~300 m。安岳气田7 500 km2大面积含气区台缘区面积约为1 500 km2,台内区为6 000 km2图1)。
图1 研究区位置特征

Fig.1 Geological conditions of study area and seratigraphic characteristics

2 台缘和台内区储层发育特征对比

2.1 共性特征

通过台缘区36口井150余米岩心2 000余张薄片及台内区29口井60余米岩心400余张薄片分析表明台缘区与台内区储集岩石类型、储集空间、储集类型基本一致。储集岩石类型为藻凝块、砂屑、藻叠层白云岩,储集空间以溶蚀孔洞(直径≥2 mm)、孔隙(包括粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和残余粒间孔)以及裂缝[14-16],以粒间溶孔和孔洞为主,储层孔隙度为2%~8%,平均为4.1%,渗透率为(0.1~10)×10-3 μm2,平均为4.19×10-3 μm2,总体具有低孔低渗的特征,储集类型以裂缝—孔隙(洞)型为主(图2)。台缘—台内裂缝较发育,以网状缝、高角度缝为主,主要起沟通孔洞、提高渗流能力的作用(图3)。
图2 台缘—台内区储层特征基本情况

Fig.2 Basic information of reservoir characteristics in platform margin and inner platform area

图3 台缘—台内区灯四取心井段宏观裂缝密度分布直方图及岩心鉴定

Fig.3 Histogram of macro fracture density distribution and core identification picture of Dengsi coring well section in platform margin and inner platform area

台缘带典型代表井:磨溪105井储集岩性为藻凝块白云岩,砂屑白云岩,储集空间主要为粒间(溶)孔、格架(溶)孔、溶孔、孔洞,裂缝与孔洞搭配良好。台内区代表井:高石18井储集岩性同样主要为藻凝块云岩,砂屑白云岩,储层空间以粒间(溶)孔,晶间(溶)孔,和格架孔、溶孔、孔洞为主,储层孔洞与裂缝搭配良好,为裂缝—孔洞型储层。

2.2 差异性表现

2.2.1 台缘—台内地区储层溶蚀孔洞发育程度、物性均呈减弱趋势

按照碳酸盐岩含气储层评价分类标准,根据孔洞直径大小,大洞>10 mm,5 mm <中洞<10 mm,2 mm <小洞<5 mm。台缘区大洞占总孔洞发育比例为3.9%~20.9%,平均为12.1%,中洞发育比例为14.5%~35.5%,平均为24.6%,小洞发育比例为43.6%~76.6%,平均为63.4%,台缘区洞密度分布在28.9 ~136.0个/m之间,平均为66.5个/m。台内区大洞发育比例为0~6.0%,平均为4.3%,中洞发育比例为5.6%~16.1%,平均为10.8%,小洞发育比例为78.0%~92.6%,平均为84.9%,台内区洞密度分布在3.8~12.4个/m之间,平均为7.9个/m(图4)。
图4 台缘—台内区岩心储层孔洞发育比例及洞密度分布直方图

Fig.4 Hole development ratio and hole density distribution histogram of core reservoir in platform margin and inner platform area

从储层孔洞发育比例和洞密度发育程度分析表明,台缘与台内地区储层以小洞发育为主,但相对来看台缘区孔洞发育密度更高,中洞、大洞发育程度更高。从孔隙结构特征来看,台缘中值半径为0.006 16~0.525 9 μm,平均为0.14 μm;台内中值半径为0.010 3~1.246 4 μm,平均为0.05 μm;台内区孔喉结构较台缘差,以小孔—细喉为主,CT扫描分析结果表明台缘区孔洞型储层孔喉直径主要位于0.5~2 mm之间,台缘区孔隙型储层和台内区储层孔喉直径主要位于0~0.5 mm之间(图5)。
图5 台缘—台内区孔喉直径分布直方图

Fig.5 Distribution histogram of pore throat diameter in platform margin and inner platform area

受孔洞发育比例、洞密度发育程度及孔喉结构影响,根据大量岩心柱塞样分析数据表明,台缘区储层孔隙度大于2%的样品平均孔隙度为3.9%,小于4%占比66.2%,大于4%占比33.8%,台内区储层孔隙度大于2%的样品平均孔隙度为3.1%,小于4%占比72.9%,大于4%占比27.1%,台缘区储层高孔段相对台内区较发育(图6)。
图6 台缘—台内区岩心储层孔隙度分布直方图

Fig.6 Porosity distribution histogram of core reservoir in platform margin and inner platform area

2.2.2 储层发育程度、品质及发育位置不同

台缘带灯四段储层发育厚度大,厚度为70~140 m,平均为90 m,储层物性好,孔隙度为3.2%~4.9%,平均为3.6%,垂向上灯四段上下储层整体发育,横向上连续稳定分布;台内区储层总体厚度较薄,厚度为10~60 m,平均厚度为36 m,储层品质较差,孔隙度为3.0%~3.7%,平均为3.2%,非均质性更强,高石梯东和龙女寺台内区灯四上亚段上部(硅质白云岩层以上)储层连续稳定发育,中上部储层底界距寒武系底界约为20~40 m,平均距寒武系底界30 m(图7);磨溪台内区灯四上亚段中上部(硅质白云岩层以上)储层稳定发育,但非均质性强,中上部储层底界距寒武系底界约为30~90 m,平均距寒武系底界60 m。
图7 台缘—台内区过高石7井—高石8井—高石125井—高石20井—高石124井—高石21井连井储层对比

Fig.7 Reservoir contrast map of Well Gaoshi 7- Well Gaoshi 8-Well Gaoshi 125-Well Gaoshi 20-Well Gaoshi 124-Well Gaoshi 21 in platform margin and inner platform area

2.2.3 储层组合类型存在差异

通过实钻井储层纵横向分布特征综合分析,川中高石梯—磨溪地区灯四上亚段纵向上共发育4种储层组合模式,结合地质模型正演、井震标定成果,本文归纳总结了川中地区灯四上亚段不同储层组合类型的地震反射模式,台缘到台内区由第I类储层组合逐步过渡到第IV类储层组合类型(图8)。I型(双厚)储层组合类型:硅质白云岩层以上发育块状溶蚀孔洞型储层,厚度为30~50 m,孔隙度为3%~6%,硅质层以下发育薄层状溶孔型/溶蚀孔洞型储层,厚度为10~50 m,孔隙度为3%~4%,主要在台缘带分布,单井平均测试产量为63.2×104 m3/d,地震剖面上呈“宽波谷+双亮点”反射特征;II型(上薄下厚)储层组合类型硅质白云岩之上发育厚层状溶蚀孔洞型储层,厚度为10~30 m,孔隙度整体分布在3%~6%之间,硅质层以下发育块状溶蚀孔洞型/溶孔型储层,厚度为30~60 m,孔隙度为3%~5%,主要在台缘带分布,单井平均测试产量为42.6×104 m3/d,地震剖面上呈“宽波谷+内部扰动”反射特征;III型(双薄)储层组合类型硅质白云岩之上发育厚—中层状溶孔/孔洞型储层,厚度为20~30 m,孔隙度为2%~5%,硅质层以下发育厚—薄层状溶孔型/溶蚀孔洞型储层,厚度为10~30 m,孔隙度为2%~5%,主要在台缘→台内过渡区分布,单井平均测试产量为16.1×104 m3/d,地震剖面上呈“宽波谷+断续亮点”反射特征;IV型(单薄)储层组合类型储层主要在硅质层之上发育中—薄层状溶孔型/孔洞型储层,储层厚度为10~25 m,孔隙度为2%~5%,主要在台内区分布,单井平均测试产量为3.2×104 m3/d,地震剖面上整体呈窄波谷反射特征,且硅质层夹层底体现为连续强反射。4类储层组合类型基本涵盖了川中高磨地区台缘—台内区震旦系灯影组四段储层大部分组合模式[9]
图8 台缘—台内区地区储层不同组合类型

Fig.8 Different combination types of reservoirs in the area of platform margin and inner platform area

3 台缘和台内区储层差异性控制因素

川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段气藏海拔-5 230 m之上7 500 km2大面积整体含气,但台缘带和台内区储层差异明显,造成产能差异同样明显,西部1 500 km2台缘带气层含优质储层段厚度大,测试产能高,单井平均测试产能大于40×104 m3/d;东部6 000 km2广阔台内区气层段厚度整体较薄,测试产能低,单井平均测试产能不到10×104 m3/d。本文从沉积环境、储层成岩作用,分析了造成川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组气藏储层差异如此大的原因,明确了储层的发育受沉积相、岩溶作用的共同控制[9-11],有利丘、滩复合体和岩溶作用叠合区是储层发育最有利区。
(1)有利丘滩复合体发育程度。其是控制灯四段储层发育程度的主要因素之一,突出表现在2个方面:一方面,沉积分异作用使沉积岩相早期分异,不同沉积相类型发育在不同沉积环境中,藻丘和颗粒滩相为灯四段主要储集相类型,藻丘和颗粒滩的展布特征直接决定了平面上储层发育分布的整体格局;另一方面,有利的沉积微相可提供良好的优质储层形成条件,有利于搭配良好的储集空间生成,不同的沉积微相形成有效储集岩的潜力不同[15-17]。有利沉积微相组合类型突出表现为丘滩复合体,垂向上叠置发育,平面上连续分布,其由丘核、丘盖和丘翼构造,整体沉积物质基础好,以易溶蚀的藻凝块白云岩、藻砂屑白云岩为主。从台缘至台内地区灯四段沉积相对比和储层对比整体反映优质储层主要发育在丘、滩相中,受相控作用明显。丘滩相纵向上多分布于灯四上亚段的中上部或顶部,自台缘带向东逐渐变薄,台缘发育厚层藻丘微相,台内以薄层的藻丘、颗粒滩互相叠置(图9)。相应来说,灯四段储层也集中发育在台缘带,向台内区发育程度逐渐降低(图7)。
图9 磨溪地区震旦系灯影组灯四段台缘带与台内区丘滩体对比剖面

Fig.9 The contrast section of crossing wells section depicting Z2 dn 4 in platform margin and inner platform area

藻丘和颗粒滩复合体决定了优质储层的发育位置和储集性能,但其表现出明显非均质性。西部台缘带灯四段地层厚度较大,分布于260~340 m之间,藻丘、颗粒滩体发育程度高(丘地比>50%);台内区地层厚度整体减薄,分布于250~290 m之间,东部台内区有利丘滩体发育厚度比小于台缘地区(丘地比为30%~50%),主要发育在灯四上亚段。
(2)桐湾II幕表生岩溶作用强度。通常来说,在储层形成过程中,白云石化作用、表生岩溶作用、埋藏溶解作用对储层孔隙起建设性成岩作用,压实、胶结及各种矿物充填作用为抑制储层孔隙发育的破坏性成岩作用[18-22]。在灯影组储层胶结充填物主要为白云石,次为石英、方解石,可识别出3期白云石胶结,硅质胶结早于白云石胶结。表生岩溶作用产物岩心可观察到孔洞、溶沟、溶缝发育,镜下常见与大气淡水有关的成岩产物,对储层形成具有重要影响。
根据下寒武统印模厚度,结合灯四段顶部灰岩段分布趋势,编制川中安岳气田桐湾末期岩溶古地貌图,其整体表现为东南高、西北低的古地貌格局。由东南向西北方向可划分为岩溶台地、岩溶斜坡、岩溶洼地3个地貌单元(图10)。由于处于岩溶地貌的最高部位,岩溶台地长期处于裸露风化状态,地表远高于潜水面,最容易遭受大气降水的淋滤,整体以垂向渗滤为主。岩溶台地区主要位于东南部的台内高石梯东和龙女寺地区,该地区顶部侵蚀作用强,孔洞层主要发育在顶部40 m以内,顶部孔洞层发育较为稳定(图11)。台内高石梯东地区优质储层厚度大,且单层厚度大(10~15 m),龙女寺地区优质储层厚度薄(10~20 m),但单层厚度大(10~15 m),连续稳定分布。岩溶斜坡区处于岩溶高地边缘外的倾斜部位,位于岩溶高地、岩溶洼地与连续沉积区之间的过渡地带。除了垂向渗流外,主要受重力梯度控制并沿水平方向流动地下水,斜坡区水平潜流岩溶带发育,主要呈向南西倾的斜坡地形,围绕东部的岩溶高地展布。斜坡区岩溶作用垂向影响范围加深(主要在80 m以内),上部孔洞层发育,台内磨溪地区储层发育在顶部80 m以内、储层和致密层互层发育,优质储层整体厚度为10~50 m,但整体单层厚度薄3~5 m,横向变化快。岩溶洼地区受剥蚀、灰岩充填影响,垂向影响范围加深、顺层岩溶作用强,上部孔洞层稳定发育,但顶部孔洞层非均质性较强,主要在距寒武系底界80 m以内。岩溶洼地区位于台缘带磨溪以北的磨溪110井区附近,为地下水的汇聚泄流区,垂直渗流岩溶带很薄或不发育,水平潜流岩溶带也发育不好,孔洞层发育程度低。台缘区高石梯主体及磨溪北地区发育岩溶残丘,储层整体发育较好,为灯四上下亚段优质储层发育有利区。
图10 安岳气田桐湾末期岩溶古地貌

Fig.10 Karst paleogeomorphology map of the end of Tongwan in Anyue Gas Field

图11 不同古地貌地区单元储层对比

Fig.11 Reservoir contrast map of different paleogeomorphic areas

4 优质储层发育规律与预测

根据已完钻井灯影组储层类型划分评价结果,编绘灯四上亚段优质储层厚度分布等值线图。优质储层主要分布位于高石梯、磨溪及其以东区块,台缘北段磨溪22井区,厚度分布在10~70 m之间,龙女寺区块优质储层厚度相对欠发育,厚度分布在5~10 m之间,厚度整体由西向东逐渐减薄,厚度分布在20~90 m之间,台内磨溪8井区、高石18井区为孔洞1、2型相对发育区(图12)。
图12 川中安岳气田震旦系灯影组四段优质孔洞型储层厚度分布等值线图

Fig.12 A schematic diagram of the relationship between karst geomorphology and reservoir development in the Gaoshiti- Moxi area

5 生产指导意义

川中安岳气田震旦系灯影组四段气藏属于中国超深层构造型大气田,由于埋藏深、流体复杂,导致地下目标的复杂性和强非均质性。因此,落实优质储层纵横向发育分布特征及展布规律对实现高效勘探开发至关重要 [23]。根据储层发育分布规律及高产井地震反射模式的准确建立,通过工程科技进步取得初步成功,生产应用效果显著,有效提高了单井产量,实现安岳气田灯影组四段台缘带整体高效探明和高产开发,实现台内区储量规模升级,实现安岳特大型气区超万亿方探明储量的发现。台内龙女寺地区磨溪129井针对顶部优质储层进行水平井钻进,实钻灯四段发育岩溶孔洞穴系统,钻遇大型洞穴层+孔洞层,储层钻遇厚度达421 m,较邻近提高了13.6倍,平均孔隙度为4.2%,测试产量获141.19×104 m3/d的百万方高产工业气流,台内高石梯东地区高石18井区高石118井针对顶部优质储层进行水平井钻进,储层钻遇厚度285 m,获109.45×104 m3/d的百万方高产工业气流。截至2019年底,震旦系灯影组四段气藏累计提交三级储量超万亿方,天然气探明储量5 940×108 m3,其中台缘带天然气探明储量4 350×108 m3,台内区天然气探明储量1 590×108 m3,累计产天然气近60×108 m3,气藏压力稳定,能量充足,已投入生产井60余口,投产5年至今均未产出地层水,显现出良好的天然气勘探开发前景。台内区高石梯东、磨溪东及龙女寺地区位于岩溶台地—斜坡区,顶部优质孔洞型储层发育,为下一步潜在勘探开发有利区,针对顶部优质储层实施水平井钻进,有望获得重大勘探突破。鉴于震旦系灯影组为受沉积相和岩溶作用共同控制发育规模优质储层,钻进过程中需整体把握储层纵横向展布规律,纵向上控制优质储层距顶界发育位置变化,横向上控制井轨迹在有利目标靶区内钻遇多个缝洞发育集合体,才能实现高产。

6 结论与认识

(1)台缘区与台内区储集岩石类型、储集空间及储集类型基本一致,但台缘带→台内地区储层溶蚀孔洞发育程度降低、物性特征逐渐变差,储层发育程度、品质及发育位置不同,储层组合类型存在差异。
(2)影响储层差异如此大的主要影响因素包括有利丘滩复合体发育程度、桐湾II幕末期表生岩溶作用强度等方面。
(3)根据储层发育特征及分布规律研究和高产井地震反射模式分析,优选优质储层发育区块进行勘探,获得了良好应用效果,实现了安岳气田台缘带的整体探明和高效开发,同时提升了台内区优质储层钻遇率和单井产量,储量规模有效升级,形成了安岳万亿方探明储量特大型气田。
1
马新华. 四川盆地天然气发展进入黄金时代[J]. 天然气工业, 2017, 37(2): 1-9.

MA X H. A golden era for natural gas development in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(2): 1-9.

2
杨光, 李国辉, 李楠, 等. 四川盆地多层系油气成藏特征与富集规律[J]. 天然气工业, 2016, 36(11): 1-11.

YANG G, LI G H, LI N, et al. Hydrocarbon accumulation characteristics and enrichment laws of multi-layered reservoirs in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(11): 1-11.

3
罗冰, 罗文军, 王文之, 等. 四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系气藏形成机制[J]. 天然气地球科学, 2015, 26 (3): 444-455.

LUO B, LUO W J, WANG W Z, et al. Formation mechanism of the Sinian natural gas reservoir in the Leshan-Longnvsi Paleo-uplift,Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26 (3): 444-455.

4
罗冰, 杨跃明, 罗文军, 等. 川中古隆起灯影组储层发育控制因素及展布[J]. 石油学报, 2015, 36(4): 416-426.

LUO B, YANG Y M, LUO W J, et al. Controlling factors and distribution of reservoir development in Dengying Formation of palco-uplift in central Sichuan Basin[J].Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(4): 416-426.

5
李忠权, 刘记, 李应, 等. 四川盆地震旦系威远—安岳拉张侵蚀槽特征及形成演化[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(1): 26-33.

LI Z Q, LIU J, LI Y, et al. Formation and evolution of Weiyuan-Anyue extension-erosion groove in Sinian System, Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(1): 26-33.

6
魏国齐, 杨威, 杜金虎, 等. 四川盆地震旦纪—早寒武世克拉通内裂陷地质特征[J]. 天然气工业, 2015, 35(1): 24-35.

WEI G Q, YANG W, DU J H, et al. Geological characteristics of the Sinian-Early Cambrian intracratonic rift, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(1): 24-35.

7
陈娅娜, 沈安江, 潘立银, 等. 微生物白云岩储集层特征、成因和分布: 以四川盆地震旦系灯影组四段为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(5): 704-715.

CHEN Y N, SHEN A J, PAN L Y, et al. Origin and distribution of microbial dolomite reservoirs: A case study of 4th member of Sinian Dengying Formation in the Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2017,44(5):704-715.

8
罗平, 王石, 李朋威, 等. 微生物碳酸盐岩油气储层研究现状与展望[J]. 沉积学报, 2013, 31(5): 807-823.

LUO P, WANG S, LI P W, et al. Review and prospective of microbial carbonate reservoirs[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2013, 31(5): 807-823.

9
田兴旺, 张玺华, 彭翰霖, 等. 川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段气藏产能差异[J]. 新疆石油地质, 2019, 40(6): 673-679.

TIAN X W, ZHANG X H, PENG H L, et al. Productivity differences of gas reservoirs in the fourth member of Sinian Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi area, central Sichuan Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology, 2019, 40(6): 673-679.

10
王文之, 杨跃明, 文龙, 等. 微生物碳酸盐岩沉积特征研究: 以四川盆地高磨地区灯影组为例[J]. 中国地质, 2016, 43(1): 306-318.

WANG W Z, YANG Y M, WEN L, et al. A study of sedimentary characteristics of microbial carbonate: A case study of the Sinian Dengying Formation in Gaomo area, Sichuan Basin[J]. Geology in China, 2016, 43(1): 306-318.

11
杨跃明, 文龙, 罗冰, 等. 四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏特征[J].石油勘探与开发,201643(2): 179-189.

YANG Y M, WEN L, LUO B, et al. Hydrocarbon accumulation of Sinian natural gas reservoirs, Leshan-Longnvsi Paleohigh, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 201643(2):179-189.

12
宋文海. 乐山—龙女寺古隆起大中型气田成藏条件研究[R]. 成都: 四川石油管理局, 1995.

SONG W H. Research on Reservoir-Forming Conditions of Large-Medium Gas Fields of Leshan-Longnvsi Palaeohigh[R]. Chengdu: Sichuan Petroleum Administration, 1995.

13
魏国齐, 杨威, 杜金虎, 等. 四川盆地高石梯—磨溪古隆起构造特征及对特大型气田形成的控制作用[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(3): 257-265.

WEI G Q, YANG W, DU J H, et al. Tectonic features of Gaoshiti-Moxi paleo-uplift and its controls on the formation of a giant gas field, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(3): 257-265.

14
姚根顺, 郝毅, 周进高, 等. 四川盆地震旦系灯影组储层储集空间的形成与演化[J]. 天然气工业,2014, 34(3): 31-37.

YAO G S, HAO Y, ZHOU J G, et al. Formation and evolution of reservoir spaces in the Sinian Dengying Formation of the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 31-37.

15
宋金民, 刘树根, 李智武, 等. 四川盆地上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩储层特征与主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(4): 741-752.

SONG J M, LIU S G, LI Z H, et al. Characteristics and controlling factors of microbial carbonate reservoirs in the Upper Sinian Dengying Formation in the Sichuan Basin, China[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(4):741-752.

16
张玺华, 彭瀚霖, 田兴旺, 等. 川中地区震旦系灯影组丘滩相储层差异性对勘探模式的影响[J]. 天然气勘探与开发, 2019, 166(2):13-21.

ZHANG X H, PENG H L, TIAN X W, et al. The influence of the otherness of Sinian bioherm beach facies reservoirs in central Sichuan Basin on the exploration model[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2019, 166(2):13-21.

17
杨雨, 黄先平, 张健, 等. 四川盆地寒武系沉积前震旦系顶界岩溶地貌特征及其地质意义[J]. 天然气工业, 2014,34(3):38-43.

YANG Y, HUANG X P, ZHANG J, et al. Features and geologic significances of the top Sinian karst landform before the Cambrian deposition in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014,34(3):38-43.

18
李启桂, 李克胜, 周卓铸, 等. 四川盆地桐湾不整合面古地貌特征与岩溶分布预测[J]. 石油与天然气地质, 2013, 34(4): 516-521.

LI Q G, LI K S, ZHOU Z Z, et al. Palaeogeomorphology and karst distribution of Tongwan unconformity in Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2013, 34(4): 516-521.

19
杨威, 魏国齐, 赵容容, 等. 四川盆地震旦系灯影组岩溶储层特征及展布[J]. 天然气工业, 2014, 34(3): 55-60.

YANG W, WEI G Q, ZHAO R R, et al. Characteristics and distribution of karst reservoirs in the Sinian Dengying Formation, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 55-60.

20
张林, 万玉金, 杨洪志, 等. 四川盆地高石梯构造灯影组四段溶蚀孔洞型储层类型及组合模式[J]. 天然气地球科学, 2017, 28(8): 1191-1198.

ZHANG L, WAN Y J, YANG H Z, et al. The type and combination pattern of karst vuggy reservoir in the fourth member of the Dengying Formation of Gaoshiti structure in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2017, 28(8): 1191-1198.

21
刘文, 沈秋媛, 董树义, 等. 四川高石梯地区灯影组第四段储层岩溶期次[J]. 成都理工大学学报:自然科学版, 2019, 46(5):575-585.

LIU W, SHEN Q Y, DONG S Y, et al. Study of karst period of time of the Dengying Formation member 4 reservoir in Gaoshiti area[J]. Journal of Chengdu University of Technology:Science & Technology Edition, 2019, 46(5): 575-585.

22
李启桂, 李克胜, 周卓铸, 等. 四川盆地桐湾不整合面古地貌特征与岩溶分布预测[J]. 石油与天然气地质, 2013, 34(4): 516-521.

LI Q G, LI K S, ZHOU Z Z, et al. Palaeogeomorphology and karst distribution of Tongwan unconformity in Sichuan Basin[J]. OiI & Gas Geology, 2013, 34(4): 516-521.

23
韩慧芬. 四川盆地上震旦统灯四段气藏提高单井产量的技术措施[J]. 天然气工业, 2017, 37(8): 40-47.

HAN H F. Technological measures for improving single-well productivity of gas reservoirs of Upper Sinian Deng 4 member in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(8):40-47.

Outlines

/