塔里木盆地英南2气藏成藏机理

探讨了塔里木盆地东部英南2凝析气藏的非常规盖层———致密钙质胶结砂岩的形成机理。这种致密砂岩孔隙中钙质胶结物共有两期,早期方解石阴极发光下发出桔红色光,晚期发出桔黄色光,早期方解石被晚期交代。碳酸盐岩胶结物微区和全岩碳、氧同位素分析表明,钙质胶结物碳同位素组成表现出与生物成因有关的负值,δ¹³C分布在-7.17‰～-9.06‰,氧同位素组成具有淡水渗流成岩的特点,δ¹⁸O分布在-12.44‰～-21.85‰,这说明致密砂岩是"与烃类相关的成岩作用带(HRDZs)"的产物。HRDZs的形成是烃类缓慢渗漏遭受生物降解的过程,它使气藏的天然气组分的成分和同位素组成产生了分异。该气藏是特殊的下生上储、早期散失、晚期聚集成藏的次生凝析气藏,成藏过程伴随着圈闭致密性的逐渐加强,气藏的成藏过程是有机无机相互作用的结果。     

英吉苏地区致密砂岩盖层形成机理及分布预测

英南2气藏之上非常规致密砂岩作为盖层,形成机理是致密砂岩中网状粘土发育,充填于粒间,形成大量微孔隙,水锁效应增大毛细管压力,极大地降低气体渗透率使其成为气藏有效盖层。这套致密砂岩平面展布有一定局限性,向西至华英参1井及龙口1井方向封闭性变差,因此华英参1井及龙口1井未能形成像英南2井这样的致密砂岩封堵气藏的盖层。     

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针对塔里木盆地东部英南2凝析气藏不同产层中气体组分和甲烷、乙烷碳同位素分析，探讨了天然气运移成藏过程中，由于地色层作用，组分发生的分馏现象，表现在甲烷相对重烃、异构丁烷相对正构丁烷优先运移，逸散出去的轻烃（甲烷）在上覆盖层砂岩致密性发育过程中逐渐被细菌利用，使天然气组分逐渐贫化甲烷；随深度变浅天然气的δ13C₁和δ13C₂值变重，上述地化参数示踪了盖层致密性发育过程中天然气组分的分异现象。     

塔里木盆地英南2井侏罗系气藏性质

塔里木盆地英吉苏凹陷英南2井侏罗系天然气气藏具有深盆气藏的性质。该区古生界具有分布广、生烃强度高的烃源岩和区域深坳陷。生烃中心位于深坳陷中,其上倾方向为致密砂岩。而且在较好砂岩储集层的上部具有连片分布的致密砂岩。气藏盖层的封闭机理是由于致密砂岩微细孔喉产生的毛细管压力,致密砂岩所具有的水锁现象增大了微细孔喉的毛细管压力,成为油气封堵层,阻止了油气纵向上大量的散失,使得天然气在相对好的砂岩储集层中聚集成藏。由于天然气具有高度扩散能力,在漫长的地质历史时期,已经聚集成藏的天然气会部分扩散到上部地层中而发生散失,同时由于坳陷中的烃源岩具有持续生烃能力,使气藏中散失掉的气体得以补充,这样,便形成了动态平衡的气藏。     

英南2井气藏致密砂岩盖层的形成

钻井取心和录井资料显示，塔里木盆地英南2井侏罗系气藏中的主力气层之上均为砂岩，缺少泥岩盖层。通过对铸体薄片的观察，结合电性、物性、压汞、扫描电镜和黏土矿物X衍射分析资料，发现英南2井主力气层之上有两段致密砂岩层能够作为气藏的有效盖层。致密砂岩层内富含高度分散的泥杂基（含量达6.6%～13.8%），呈网状和包膜状分布于砂粒表面和粒间，其强烈的水锁效应能使气体渗透率降低80%以上，在含水条件下，气体渗透率可由0.47～0.69mD降至小于0.1mD或趋于不渗透状态，这是这类致密砂岩成为有效盖层的主要原因。图4表2参10     

油气化探在低渗透油气资源勘探中的应用——以英南2气藏、鄂尔多斯盆地某油藏为例

低渗透油气资源包括低渗透油气藏和致密砂岩气藏,低渗透油气勘探对于现阶段油气资源勘探增储上产具有重要的现实意义.油气化探的勘探原理与利用现今动态看待油气资源的勘探思想和理念相一致,它在低渗透油气资源勘探应用方面具有优势.英南2井致密砂岩气藏上方化探异常空间展布规律可对气藏起到指示作用,化探指标高含量“异常”成因很好地证实了该气藏的保存条件差,聚集天然气散失严重的地质推测.鄂尔多斯盆地某油田低渗透油气藏区SC1、SC2+、DC1等化探指标异常空间分布特征可较为有效地响应油藏空间分布,辩证地认识研究区化探指标应用效果与正确认识化探异常区与已提交储量勘探区两者间的辩证关系同等重要.2个地区化探应用结果表明化探技术可在低渗透油气资源勘探中发挥重要作用.     

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在四川盆地西部巨厚的上三叠统和侏罗系碎屑岩沉积中，有数量可观的天然气资源贮存在常规和非常规圈闭内，构成颇具特色的致密砂岩含气领域。浅层天然气藏的形成与深部高压气源、古隆起、有利储盖层组合及断裂疏导系统有关；浅层气藏的勘探模式宜采取深浅结合、由浅入深及滚动延伸的多学科联合实践活动。勘探表明，侏罗系确实存在着连片展布和纵向叠置的气藏群体。由于此领域处于工农业发达的成都平原，加速浅层致密砂岩天然气的勘探开发，具有良好的经济效益和社会效益。     

英吉苏凹陷盖层评价

对英吉苏凹陷盖层进行了研究,得出其盖层有两种岩石类型:泥质岩类和致密砂岩。泥质岩主要分布于新近系、古近系、白垩系及志留系;致密砂岩盖层主要分布于侏罗系。依据盖层评价标准,分别对英南2井、华英参1井和龙口1井的盖层进行了评价。结果表明,这3口井具有形成局部盖层的条件,但不具备形成稳定区域性盖层的条件。     

致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限及其控气机理

基于束缚水膜厚度不变的地质特征,通过对致密砂岩气藏储层的孔隙空间演化和流体变化规律分析,确定了致密砂岩气藏成藏过程中的3个地质门限,即天然气充注门限、天然气饱和门限和天然气终止门限,建立了相应的概念模型和计算模型,并就其对致密砂岩气藏的流体分布的影响和控制进行了系统的阐述。利用该模型对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的预测结果表明,3个地质门限的对应深度分别为2 350m、2 850m和4 800m。经实际气藏剖面的正反检验表明,该模型对于预测致密砂岩气藏的流体分布具有较高准确性。     

四川盆地天然气藏的破坏与保存条件剖析

天然气藏勘探的成功或失利，取决于气藏圈闭的封堵系统和散失系统。介绍了四川盆地气藏圈闭封堵系统和散失系统的类型、分布范围和对气藏圈闭的保存和破坏作用。气藏圈闭封堵系统的优劣取决于圈闭的有效封堵面与区域盖层的有效整体封闭条件和区域水动力停滞带环境条件，封堵系统良好的圈闭，勘探成功率高。气藏圈闭散失系统由缺乏区域盖层有效整体封闭条件的剥蚀区、区域水动力自由交替带环境、通天断层或潜伏通天断层组成。散失系统导致圈闭失效，从而造成勘探失利。通过对四川盆地天然气藏的破坏与保存条件的多个实例剖析，提出在四川盆地及我国南方海相天然气勘探中应当重视对天然气藏破坏与保存条件的研究，以利于天然气藏勘探区块、目标的选择和勘探效率的提高。     

川西坳陷洛带地区遂宁组气藏成藏模式

岩性油气藏是目前勘探的热点，近期在川西坳陷东坡洛带地区发现的上侏罗统遂宁组气藏就是岩性气藏。通过对洛带气田遂宁组气藏进行成藏综合分析认识到，气源来自下侏罗统和上三叠统，属于次生气藏；储层为致密砂岩储层，平均孔隙度4.74％，渗透率0.417×10^-3μm²；有利的储层微相是三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝；大面积叠置分布的砂体是遂宁组规模成藏的储集空间；古斜坡促成了遂宁组天然气的汇聚；高产的关键是有利岩相带。洛带地区遂宁组气藏的发现，改变了川西遂宁组只能作为气藏区域性盖层的传统认识，引起了人们对其自身产能的重视。     

小草湖地区西三窑组致密砂岩气藏类型判识

吐哈盆地小草湖地区具有丰富的致密砂岩气藏，但其成藏机理及分类尚不甚清楚。在总结前人研究成果的基础上，动态地研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系，将该地区致密砂岩气藏划分为2种类型：储层先期致密深盆气藏型（“先成型”深盆气藏）与储层后期致密气藏型（“后成型”致密气藏）。对小草湖地区西三窑组储层致密演化史进行了恢复，并应用生烃潜力法对西山窑组源岩进行了排烃模拟，二者对比研究后发现，在源岩大量排烃时期（深度为2500~3200 m），储层已经变得致密（2200 m），西三窑组致密砂岩气藏的类型应该属于“先成型”深盆气藏。深盆气藏主要分布在埋藏深度相对较大的洼陷中心（斜坡带）区，建议加强这一地区深盆气藏的勘探与开发。     

两种类型致密砂岩气藏对比

致密砂岩气是非常规天然气的一种,是常规天然气资源最重要的后备资源之一。在总结前人研究的基础上,结合构造演化历史背景,动态的研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系,将致密砂岩气藏划分为两种类型:储层先期致密深盆气藏型(“先成型”深盆气藏)与储层后期致密气藏型(“后成型”致密气藏)。对2类致密气藏成藏特征、成藏条件及成藏机理进行了详细的对比分析,总结出两种气藏的成藏模式和分布规律。“先成型”深盆气藏的成藏模式主要为凹陷中心对称分布、前陆侧缘斜坡分布及构造斜坡分布3种;“后成型”致密气藏为“早常规聚集-晚期改造”的成藏模式并划分为3个阶段,不同的阶段具有不同的成藏特点和成藏特征。准确判识两种类型致密砂岩气藏对于指导天然气勘探和合理制定开发方案均具有重要意义。      

致密天然气砂岩储层:成因和讨论

致密天然气砂岩储层具有高的毛管压力和束缚水饱和度,孔隙类型以次生孔隙为主.根据致密成因可以将致密砂岩储层划分为4种类型:1)由自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层;2)由胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层;3)高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层;4)粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层.有关致密砂岩储层次生孔隙的成因有多种理论,但是由于致密砂岩储层的复杂性,没有一种理论可以将所有的孔隙成因完全解释清楚,因此次生孔隙的成因机制仍然存在争议.尽管致密砂岩储层经历了复杂的成岩演化历史,成岩作用对储层的致密化起决定作用,然而沉积环境依然是控制致密砂岩储层形成的基本因素.深入了解沉积环境和成岩作用对致密砂岩储层的共同作用,有助于对致密天然气砂岩储层的预测和评价.     

中国天然气勘探的两个重要领域

依据成藏过程和原理，天然气藏可被划分为常规圈闭气、根缘气、煤层气、页岩气、溶解气（含水溶气）以及天然气水合物等类型。除水溶气和天然气水合物以外，上述其他四种类型气藏均已在北美实现了工业化勘探开发。为此分析了中国相关盆地的地质特点以及油气成藏条件，结果认为：①上述前四种类型气藏也是中国天然气勘探所面对的基本对象，尤其是其中的根缘气和页岩气具有重要的现实意义，是中国天然气勘探值得重视的两个基本领域；②根据储层致密、源储接触以及砂岩底部含气等特点，可对根缘气发育进行早期判识，中国的根缘气分布可划分为三区四块，以致密砂岩底部含气作为识别标志，简化了识别方法并有可能发现更多的根缘气藏；③页岩气具有典型的无或短距离运移、自生自储、隐蔽成藏以及较强的抗构造破坏能力等特点，中国南方碳酸盐岩地区、西北地区及华北地区中、古生界等均是页岩气勘探的重要领域，其中尤以南方地区，四川、鄂尔多斯、吐哈等盆地最值得关注。     

低渗气藏气体渗流滑脱效应影响研究

低渗透气藏储层致密、渗透率极低、以微孔道为主，当气体在低渗孔隙介质中低速渗流时，气体渗流的主要物理特征是具有“滑脱效应”。为此，研究了具有滑脱效应的储层渗透率界限以及孔隙压力条件。通过对苏里格气田32块低渗岩心样品所进行的实验，探讨了低渗气藏天然气渗流规律。研究表明，当努森数介于0.1~1时，气体渗流不遵从克氏方程。实验结果还表明：克氏系数随储层渗透率的增大而减小，当储层渗透率大于0.1×10^-3μm²时，气体滑脱效应可以忽略不计；克氏系数随平均孔隙压力的增大而减小，当孔隙压力大于1.5 MPa时，气体滑脱效应也可以忽略不计。     

新场气田易砂堵气藏加砂压裂技术

川西新场气田中侏罗统沙溪庙组J_２ｓ₂¹、J_２ｓ₂³气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。为此，从理论上分析了在该气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，认为采用常规的压裂技术不能使地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒的供给能力相匹配，从而造成裂缝导流能力的浪费，而低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在上述气藏的开发中具有良好的推广应用前景。     

新场气田低渗致密沙溪庙组气藏气井防堵解堵工艺技术

新场气田沙溪庙组气藏为典型的低渗致密气藏，气井投产后堵塞非常严重，堵塞类型主要为蜡堵、水合物堵、砂堵和复合型堵塞。在对其形成原因分析的基础上，提出了水合物化学抑制剂法、防蜡剂JD-3、改进流程设计防砂技术，并形成了JD-5解堵剂、JD-3+放喷和热水+放喷解堵方法。经现场应用，气井防解堵技术取得了较好的效果，维护了气井的正常生产。