致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

致密砂岩气资源量潜力巨大,已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。根据成藏期储层物性控制成藏机理,可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3种类型。致密深盆气藏具有近源运聚、持续充注、非达西渗流的特征,成藏动力主要是超压压差和源储压差,含气性受充注压力、储层物性、非均质性和渗透率级变系数的共同控制,特殊的"动力圈闭"成藏机制决定了其成藏过程的多阶段性及复杂的气水分布关系。致密砂岩气大规模富集成藏需要具备大面积高丰度的烃源岩、与源岩紧密接触的大面积非均质致密储层、区域性盖层及平缓的构造背景4个条件。     

塔里木盆地库车坳陷克深区块深层致密砂岩气藏气水分布特征与成因机理

库车坳陷克深区块白垩系巴什基奇克组发育(超)深层裂缝性致密砂岩气藏,为高温高压系统,气水分布关系复杂,给勘探开发带来了挑战。通过系统剖析致密砂岩储层特征、气藏源储关系、气水分布特征等,结合相渗等实验,研究气藏的气水分布成因机制与模式。研究表明,巴什基奇克组致密砂岩基质储集空间以残余粒间孔、粒间溶蚀扩大孔为主,孔喉结构复杂,断层、裂缝形成不同尺度的裂缝网络系统,储层非均质性强;"源储显著分离"是克深区块有别于国内外其他典型"源储互层型或紧邻共生型"致密砂岩气藏主要特征;"源储分离"使得天然气需要通过断层、裂缝系统,经过较长距离的二次运移进入致密储层;天然气充注程度受断层—裂缝系统、裂缝网密度、岩石基质物性与孔隙结构影响,距离裂缝面越近,岩石基质中天然气充注强度越大;在膏盐岩直接盖层影响下,气藏地层水主要通过断层和裂缝网络反排,排替作用是天然气主要的成藏机制;进而将克深地区深层裂缝性致密砂岩气藏气水分布模式归纳为3类,缝网发育的正常气水分布模式、缝网不发育的气水分布模式和局部缝网发育的气水共存分布模式。     

苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策

苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10~8m~3,气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征为基础,从动、静态结合角度出发,开展了产层测井识别、气水分布控制因素、富集区优选及不同天然气富集级别区差异化开发技术对策等研究。结果表明:(1)西区具有气水分异差,气、水层混杂分布,无统一气水界面的气水分布特征;(2)生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用,生烃强度控制了气、水分布的宏观格局,区域生烃强度越大,气层相对越发育,储层非均质性则控制天然气的局部充注和聚集成藏;(3)气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型;(4)针对气田开发主要面临的4个方面的挑战,提出了以产层测井识别、富集区优选、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策。结论认为,形成的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策能够解决苏里格气田开发面临的4个挑战,可为气田持续稳产提供技术支撑,且对同类型气藏...     

鄂尔多斯盆地临兴区块上古生界致密砂岩气藏成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界致密砂岩气资源潜力巨大,多层系发育优质气层,预测致密砂岩气资源量超千亿方,但构造背景特殊、储层非均质性强,造成气-水分布规律复杂,成藏地质条件及主控因素复杂多变,勘探开发难度较大。立足于系统梳理临兴区块致密砂岩气藏成藏条件,从平面上沉积模式、垂向上的生-储-盖组合及其耦合关系、时空上的气-水分布规律和天然气成藏过程中的差异聚集特征入手,揭示研究区整体非均质性背景下的差异富集规律,指导鄂尔多斯东缘千亿方大气田的勘探及高效开发。明确了烃源岩-储层-输导体系的配置关系：煤系烃源岩有机质丰度高,生烃潜力好,为大气田的形成奠定了基础;断裂的适度发育纵向沟通了煤系烃源岩及海相障壁海岸-潮坪及陆相河流-浅水三角洲沉积体系的砂岩储层,纵向上构成了下部源内、中部近源和上部远源3套成藏组合。深化了储层致密化成因及致密砂岩气成岩-成藏耦合关系,指出致密砂岩气藏具有“先致密后成藏”的特征。剖析了致密砂岩气藏天然气运移聚集机制,认为烃源岩生烃形成的超压是天然气运移的主要动力。建立了充足气源条件下、不同构造区带的多层系准连续选择性成藏模式,提出致密砂岩气具有“烃源控潜、构造控区、微相控储、物性控藏”的特点。天然气在烃源岩大量持续生烃背景下,优先选择断裂适度发育,构造活动强度适中,有利砂体及高渗物性条件背景下聚集成藏。     

准噶尔盆地致密砂岩气资源潜力及勘探前景

致密砂岩气已成为当前国内外非常规油气资源勘探开发的重点。通过对准噶尔盆地西部隆起中拐凸起下二叠统佳木河组天然气藏的地质背景、储盖组合与物性特征、气水关系、天然气性质和源—储一体的时空配置关系等研究认为,该气藏位于构造斜坡区(即构造隆起与生烃凹陷之间斜坡带),具有源—储一体的时空配置关系,储气层较为致密,但发育"甜点",气水关系倒置,这些特点为致密砂岩气藏成藏典型特性。结合准噶尔盆地天然气勘探开发现状提出,致密砂岩气将成为该盆地剩余天然气资源中重要的勘探对象,古隆起斜坡带将是致密砂岩气勘探的主要领域。     

广安气田须六段致密砂岩气藏复杂气水关系控制因素

为明确致密砂岩气藏复杂气水关系控制因素,以四川盆地广安气田须六段气藏为例,通过测井、连井剖面以及压汞物性等资料,综合研究烃源岩分布特征、储集层物性以及构造幅度对气藏气水关系的控制作用。研究结果表明:烃源岩与薄层砂岩间互式分布,供烃能力分散,是须家河组含气层段多、气水关系复杂的根本原因;在相同供烃条件下,天然气优先运移至相对优质的储集层中成藏,造成不同区块气水分异不一的格局;构造幅度也影响致密砂岩气藏的气水分异程度,构造幅度越高,气水分异越充分。因此,致密砂岩气藏气水关系主要受烃源岩分布、储集层物性差异和构造幅度等因素综合控制。     

吐哈盆地胜北洼陷致密砂岩气勘探潜力与方向

综合研究认为胜北洼陷侏罗系水西沟群具备形成大面积致密砂岩气藏的成藏条件,即有利于形成致密砂岩气藏的构造条件,气源条件,低孔、低渗储层物性特征及良好的圈闭保存条件。解剖北部山前带和丘东洼陷南斜坡已知致密砂岩气藏,对比表明胜北洼陷致密砂岩气藏具有以下特点:①煤系地层长期大量生排烃为形成致密砂岩气藏提供了充足的气源,②烃源岩与储集层呈互层紧密接触有利于气源内致密砂岩成藏,③气层具有含水率偏高、低压异常特点。储层非均质性、致密性和良好的封闭条件是影响该区致密砂岩气成藏的地质因素。胜北洼陷南部斜坡区及洼陷中央隆起,源岩与储集层配置条件优越,是寻找致密砂岩气藏的有利区域。     

次生致密砂岩气藏甜点综合评价——以四川盆地中江气田侏罗系气藏为例

四川盆地川西坳陷致密砂岩气藏以次生气藏为主,已建成多个大中型气田,随着勘探开发的不断深入,剩余有利天然气勘探目标越发隐蔽。为了实现川西坳陷侏罗系次生致密砂岩气藏的高效开发,同时解决气藏气水关系、断层与砂体配置关系不清等问题,以中江气田中侏罗统沙溪庙组次生气藏为例,通过对该气藏成藏过程、断层期次、源-储配置与成藏效率的分析,总结侏罗系次生致密砂岩气藏甜点地质主控因素,结合地球物理、工程工艺及经济甜点评价结果,建立次生致密砂岩气藏甜点综合评价标准。研究结果表明：①地质甜点区与持续活动断层、优质储层以及古今断层-砂体配置有关,明确了次生致密砂岩气藏基于烃源、储层、源-储配置的甜点地质评价标准。②地质甜点区可划分为3大类4小类,其中Ⅰ类甜点区的烃源断层类型为持续活动型,断距大于150 m,为油气运移的高速通道,该类又可细为ⅠA、ⅠB两类,ⅠA类以Ⅰ类储层为主,ⅠB类区以Ⅱ类储层为主;Ⅱ类甜点区的烃源断层类型为持续活动型及晚期活动型,断距介于50～150 m,为油气运移的中速通道,以Ⅱ类储层为主。③Ⅰ类甜点区为高效甜点,其中ⅠA类甜点区采用直（定向）井工艺即可实现气藏的高效动用,ⅠB类甜点区需采取水平井钻井才能达到高效勘探;Ⅱ类甜点区为有效甜点,需采用水平井钻井才能达到气藏的经济有效开发。结论认为,该研究成果支撑了中江气田目标优选工作,为该区天然气的高效勘探与开发奠定了基础。     

川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩成藏特征及主控因素

综合利用地质构造、有机地球化学及储层物性、岩性等资料，从烃源岩、储层物性、有效盖层和输导体系等4个方面分析了川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气的成藏条件及主控因素，并对气藏有利区进行了预测。研究结果表明：(1)川西南地区侏罗系沙溪庙组致密气具备良好的成藏条件，三叠系须家河组五段煤系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主，平均TOC为3.31%,Ro为0.70%～1.75%，为沙溪庙组煤型气的规模聚集奠定了良好的物质基础；上覆遂宁组泥岩厚度大，泥地比大于0.8，突破压力高，是良好的封盖层；区内广泛发育的气源断裂为油气运移提供了良好的输导通道。(2)研究区致密砂岩气的成藏规模受控于源储距离和储层物性，气藏地质储量与储层物性呈正相关，与源储距离呈抛物线关系；致密气的富集层位受控于源-储-盖配置类型，当源储分离、有区域盖层遮挡时，致密气富集于区域盖层下伏储集层，当源储分离、断穿区域盖层时，优势储层多层系富集；烃源岩生烃潜力与输导通道控制了天然气充注方式，区内整体充注程度高，烃源岩侧向运移排烃的成藏条件要好于垂向运移排烃。(3)研究区地质储量与成藏指数呈线性正相关，相关系数大于0.8；成藏指数大于0.4、...     

鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏成藏特征

榆林气田和子洲气田是位于鄂尔多斯盆地东部的2个地质储量均超过1 000×108 m3的上古生界大气田,二叠系山西组2段是榆林—子洲气田的主力产层.鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏烃源岩在区域上呈广覆式分布,成熟度高;储层致密,源储近邻,生储盖组合关系良好;存在众多小型岩性圈闭群,圈闭界限不明显,很难判断气藏的边界;全区大面积含气,区域上没有明显的气水倒置现象,砂体连通性差、非均质性强,不存在明显的边底水;气水分布复杂、分异不明显,现今构造对于气水分布及产出基本不起控制作用;气藏的成藏富集主要受烃源岩的生烃强度,储层物性及有效砂体厚度联合控制.通过研究气藏的成藏特征、天然气成藏富集规律,表明鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏符合准连续型气藏“储层致密,主要为源外成藏、近源储集,天然气呈准连续分布,圈闭介于有形与无形之间”的特征.     

吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探潜力分析

吐哈盆地是一个大型的富煤盆地,煤系源岩形成的气资源丰富,但烃源岩熟化速率低、储层物性差,具有发育大型致密砂岩气藏得天独厚的地质条件。按照成熟烃源岩、致密砂体和叠置关系三个主控因素来分析,认为吐哈盆地应该发育北部山前改造型和盆地南坡原生型两类致密砂岩气藏,有利勘探面积9 520 km~2,分布在八个区块,初步评价致密砂岩气资源量6 200×10~8m~3。     

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界盒8段天然气成藏特征及主控因素

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界石盒子组盒₈段天然气展示了良好的勘探前景,但有效储层单层厚度薄、横向变化快,其天然气成藏特征和富集规律尚不清楚,严重制约了该区天然气勘探开发。为此,通过对研究区气藏生、储、盖、圈、运等成藏条件综合分析,总结其成藏特征和富集规律,筛选了气层敏感的测井曲线,结合储层岩性和物性特征,建立了研究区盒₈段气藏有效储层划分标准,在此基础上运用三维地震资料开展有效储层预测。结果表明:二叠系煤系烃源岩广覆式分布,处于高—过成熟阶段,为天然气成藏提供了良好的气源条件;盒₈段辫状河三角洲前缘分支河道砂岩近南北向条带状大规模展布,岩性主要为岩屑石英砂岩,次为石英砂岩,形成了天然气藏的有效储集砂体;盒₈段优势储层与下伏有效烃源岩形成“下生上储 ”型近源成藏组合,形成大面积展布的致密砂岩岩性气藏。近源有利砂体优先成藏,气藏分布及含气丰度受有效砂体展布、储层物性及通源断层控制。通过该研究落实了区内盒₈段有效储层分布,为该区域天然气下步勘探目标优选提供了依据。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密气成藏特征及物理模拟

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气藏资源勘探潜力巨大,但是成藏规律及运移方式较为模糊。基于构造、沉积相和砂体展布特征,临兴地区上古生界源-储组合关系可分为源内、近源和远源3种类型。利用岩石热解、热成熟度测定、岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察,物性分析以及地震和测井等资料,对烃源岩、储层、充注动力及断裂的发育进行分析。结果表明：临兴地区发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3套烃源岩,干酪根类型为Ⅲ和Ⅱ₂型,有机质丰度较高,普遍进入成熟-高成熟阶段,生气潜力较大;储层岩石类型以成熟度中等的长石岩屑砂岩为主,非均质性强,孔喉类型多样,包括原生粒间孔、溶解粒间孔、溶解粒内孔、晶间孔和微裂缝。物性以低孔-低渗为主,平均孔隙度为6.81%,平均渗透率为0.610×10^-3 μm²,属于典型致密储层;地层超压普遍发育,气体膨胀力是源内、近源组合成藏的关键动力;断裂十分发育,既可为天然气垂向充注至远源组合提供运移通道,又能改善储层品质,提高天然气横向运移能力。在此基础上,对建立起的成藏模式进行物理模拟实验,发现储层非均质性及断裂的发育是影响气水关系的主要因素,源内组合处于成藏优势区,可作为后期勘探开发的重点。     

杭锦旗地区十里加汗区带山1段致密砂岩气水分布影响因素及分布特征研究

杭锦旗地区十里加汗区带山1气藏产水普遍,对气水分布影响因素及分布特征认识不清,制约了气田勘探开发进程。利用钻井、测井、录井、分析化验、生产测试等资料进行综合研究,明确了气水影响因素及分布特征。研究表明:1山1段气水层按类型主要分为气层、"上气下水"型、"气水同层"型、水层,产出的地层水主要来自"上气下水"型和"气水同层"型,总结了各种气水层的测井特征;2分析了气水分异现象的原因:在物性较好的井区,临界气柱高度小,气水分异彻底,形成"上气下水"型;在物性较差的井区,临界气柱高度大,气水无法分异,形成"气水同层"型;3生烃强度控制了气水层的宏观分布,储层和物性进一步控制了气水层的展布范围和分布状态,正向微构造和鼻隆对气藏的富集起到了一定控制作用;4山1段气藏类型有岩性、构造+岩性复合、构造三类,前两类为研究区的主要气藏类型,是下一步的重点勘探对象。     

吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩气成藏条件

吐哈盆地台北凹陷侏罗系水西沟群钻探发现较大规模的致密砂岩气藏,迫切需要在该区开展天然气成藏条件研究,寻找有利勘探区域。为此,从烃源条件、储层特征及分布等方面分析了该区2套主力产层（下侏罗统三工河组和八道湾组）的成藏条件,结果认为：①该区煤系烃源岩品质好、厚度大,生气强度大,富气条件优越;②储层分布稳定,厚度大,物性致密,常规气藏形成条件欠佳,但能形成致密砂岩气藏;③气藏类型为“先成型”致密砂岩气藏,存在2种不同的成藏模式。通过评价生烃强度、储层发育程度、源储配置关系等指标,划分出托克逊、苏巴什-连木沁等8个致密砂岩气有利勘探区域,其中的高渗透带及构造有利部位是“甜点”有利分布区,整体勘探潜力大。     

川西叠覆型致密砂岩气区地质特征

根据川西致密砂岩气藏成藏地质背景、成藏特点和气藏特征,提出了叠覆型致密砂岩气区概念。川西叠覆型致密气区具有叠合性、广覆性、节律性、模糊性和多样性五性特征。叠合性:原型盆地的叠合性、构造形变的叠合性、储层的叠合性、成藏组合的叠合性、气藏的叠合性;广覆性:源岩分布的广覆性、储层分布的广覆性、圈闭分布的广覆性、气藏分布的广覆性;节律性:构造演化的节律性、沉积演化的节律性、运移充注的节律性;模糊性:气水边界的模糊性、圈闭类型的模糊性、储层的非均质性;多样性:烃源的多样性、储集类型的多样性、运移方式的多样性、气藏类型的多样性。川西叠覆型致密砂岩气区总体具有"源、相、位"三元控藏特点。      

新场须二段气藏测井解释新方法探讨

四川盆地新场须二段气藏属于特低孔特低渗致密砂岩气藏,储层具有极强的非均质性,储层类型以裂缝-孔隙型为主,气水分布极为复杂,现有的测井解释模型对该气藏的适用性较差.为此,利用FZI(流动带指数)建立测井解释模型和“五端元六因素”方法进行储层的测井流体识别.研究表明,用FZI建立的测井解释模型可以提高孔隙度和渗透率的解释精...     

渤海湾盆地黄骅坳陷板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气藏充注特征及成藏过程

渤海湾盆地深层发育大量的低渗透（致密）砂岩气藏,但是有关深层低渗透（致密）砂岩气藏的充注特征和成藏过程缺乏系统的研究。文章以板桥凹陷为例,综合利用测井、岩心、地震和分析化验等资料,从油气的来源入手,分析天然气的充注通道、动力和阻力的关系,探讨充注方式,同时结合流体包裹体的系统测试分析,探讨了板桥凹陷深层低渗透（致密）砂岩气充注特征及成藏过程。研究结果表明,板桥凹陷深层天然气主要为凝析油伴生气和煤型气的混合气,来自于成熟-高成熟演化阶段的沙三段烃源岩。依据烃源岩和储层的空间配置关系,深层天然气的源储结构主要为源储一体型、源储相邻型和源储分离型3种类型。深部砂层中的孔隙和裂隙以及断裂均可以构成深层天然气充注的通道,天然气的充注动力比较大,其中源储一体型在7.80~7.95 MPa,源储相邻型和源储分离型在4.80~9.55 MPa。断裂带的排替压力分布在3.14~7.05 MPa,砂层排替压力分布在0.01~0.29 MPa,充注动力均大于断层的排替压力和砂层的排替压力。源储一体型中的深层天然气第一种充注方式为由烃源岩直接向砂层充注,第二种充注方式为首先通过断层垂向运移,然后再向相连的砂层侧向充注成藏,但以第一种充注方式为主,而源储相邻型和源储分离型的深层天然气主要为第二种充注方式。结合流体包裹体和埋藏史分析,研究区存在沙一上至东营组早期和明化镇组中后期至现今两次主要的油气充注过程。板桥凹陷深层天然气藏具有“两期油气充注,早油晚气,晚期为主”的多阶段、动态成藏过程,从而总体上呈现出“上油下气,断层带富集”的分布规律。     

川西坳陷东坡中江气田沙溪庙组复杂“窄”河道致密砂岩气藏高产富集规律

四川盆地西部中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为川西地区第2大中浅层气藏,是一个以三角洲平原—前缘河道砂沉积为主的致密砂岩气藏,具有河道窄、砂体薄、储层致密、非均质性强以及气水分布异常复杂等特点,给气藏的开发评价及建产选区带来极大难度。为此,通过对该气田不同产能井及其所在河道和层系逐一由点到面的解剖,分析其构造及其演化特征、断砂配置关系以及储层物性等因素对单井产能的影响,明确了中江气田复杂"窄"河道致密砂岩气藏高产富集的4个主要控制因素为断层、构造、河道砂岩及储层物性;通过分析各控制因素的综合作用,建立了不同河道砂岩的天然气动态富集模式,并从中提炼出2种高产富集动态模式,即构造主控模式中的"有效断砂配置+优势古构造+优质储层"组合和岩性主控模式中的"有效断砂配置+优势古构造+物性封堵+优质储层"的组合,为该气藏的高效开发奠定了基础。     

源储接触关系及其对近源致密油富集的影响——以鄂尔多斯盆地陇东地区长81油藏为例

对致密油地质特征的认识已经相对成熟,但对致密油分布规律的认识还有许多急需回答的问题。通过岩心、测井、物性等资料的综合分析,并借助均质储层原油充注动力的理想化模型,研究了源储接触关系对鄂尔多斯盆地陇东地区长8₁段近源致密油富集的影响。根据实际地质条件,可将源储接触关系细分为直接接触型、过渡接触型、泥质隔挡型和裂缝沟通型四种类型。其中,直接接触型和裂缝沟通型对致密油的运聚有利,而过渡接触型和泥质隔挡型对致密油的运移具有明显的阻挡作用。陇东地区长8₁段致密储层中的油井大多分布于源储间泥质岩层厚度小于4 m的区域内,而水井和干井大多分布于源储间泥质岩层厚度大于4 m的区域内。源储接触关系决定了原油在近源致密储层中的富集程度,在对诸如鄂尔多斯盆地延长组长8₁段近源致密油的勘探过程中,不但要寻找利于原油侧向运移的储层“甜点区”,还需重点考虑源储接触关系类型对致密油成藏的影响。