四川盆地致密砂岩天然气成藏特征及规模富集机制

四川盆地川中地区须家河组致密砂岩气藏含水饱和度普遍较高。基于天然气地球化学分析测试数据和核磁共振高压充注模拟实验,研究了天然气运聚特征及气藏高含水机制。结果表明：①须家河组烃源岩—储层大面积交替叠置发育奠定了油气近距离聚集的基础,随烃源岩成熟度增高,天然气湿度系数变小、δ¹³C₁值增高,为近源成藏;②须家河组气藏含气饱和度主体分布在50%~65%之间,储集空间的主要孔隙半径为0.1~10 μm,相对大孔径占比越大,含气饱和度越高;③随充注压力增大,天然气在致密砂岩中由大孔径向小孔径空间“渐进式”聚集,并呈现出快速增加、缓慢增加和基本稳定的“三段式”充注特点,小压力驱动与相对大孔隙储集的耦合是川中地区须家河组天然气可以形成大中型气藏但含水饱和度高的主要原因。研究成果将为致密砂岩领域的拓展勘探提供理论技术支撑。     

库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏形成条件与机理

由于深层油气勘探成本高,因此钻前预测深层致密砂岩气藏的含气性显得尤为重要。库车前陆盆地深层致密砂岩气田具有高丰度、高含气饱和度、高压、高产、稳产的特征,为高效致密砂岩气藏。在对致密砂岩气藏含气性影响因素及机理的理论分析基础上,以库车前陆盆地深层大北、克深、迪北等高效致密砂岩气田为例,通过与四川盆地、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏的对比分析,探讨了库车深层高效致密砂岩气藏的形成条件与机理。结果表明,库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏的形成条件可归结为超压充注、裂缝发育、"早油晚气"成藏过程和优质保存条件4个方面。其中超压充注和裂缝发育是库车前陆深层高效致密砂岩气藏形成的最主要因素;优质烃源岩条件及其造成的高源储压差和超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度的前提条件;裂缝发育控制了致密砂岩气藏的成藏、富集与高产;早期油充注对储层润湿性的改变有利于晚期天然气的充注,而优质膏盐岩盖层保存条件则是气藏保持超压和高含气饱和度的关键。这4个方面有利因素的匹配使库车前陆盆地能够形成有别于其他盆地的高丰度、高含气饱和度和高产的致密砂岩气藏。在致密砂岩储层基质物性相差不大的情况下,源储过剩压差、裂缝发育情况、保存条件和现今地层超压情况是深层致密砂岩气勘探评价中需要考虑的最主要因素。     

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩储层天然气充注模拟实验及含气性变化规律

致密砂岩气是当前非常规油气勘探开发的重点。为了弄清不同类型致密砂岩储层中天然气的充注特征和含气性变化规律,选取鄂尔多斯盆地延安气田山西组12个砂岩样品,依据岩性、物性和孔隙类型将其划分为3类,并分别开展了不同渗透率、不同充注流速和不同充注压差下的天然气充注模拟实验。结果表明,物性较好致密砂岩的中孔隙对含气饱和度的贡献大于小孔隙,而超低孔渗致密砂岩的小孔隙对含气饱和度的贡献大于中孔隙。临界注入压力是岩石的固有属性,不随流速的变化而变化,含气饱和度与流速成正比关系,流速越快,含气饱和度越高。充注压差越大,气体突破时间越短,含气饱和度就越高,随着充注时间增加,含气饱和度变化很小,最终趋于某一恒定值,即岩心束缚水状态下的含气饱和度。该研究能够为延安气田致密砂岩储层的物性下限分析和运移机理探讨提供实验基础和理论依据。     

砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征,选择了渗透率分别为1.630×10-3μm2、0.580×10-3μm2、0.175×10-3μm2、0.063×10-3μm2的4组砂岩岩心,模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中(地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃)含水饱和度沿程变化规律,结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征,分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明:1砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切,储集层渗透率临界值为(0.175~0.580)×10-3μm2;2渗透率大于0.580×10-3μm2的储集层,岩石孔喉半径较大,毛管压力较小,岩石孔喉对水相的捕集作用小,孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水;3渗透率小于0.175×10-3μm2的致密储集层,其孔喉细小,毛管压力较大,岩石孔喉对水相的捕集作用强,在气相驱替作用下,水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内,造成含水饱和度不降反升,因此对此类储集层,要严格控制合理生产压差,延长气井生命周期。图7表2参10     

东海西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征及产水机理探讨

探井测试及开发井生产阶段大量产水严重制约西湖凹陷致密砂岩气藏的经济有效开发。利用岩芯核磁共振实验及"双饱和度"测井评价方法,分析气藏高含水特征及高含水地质成因,并探讨气藏产水机理,为气藏开发阶段有效防水治水提供依据。结果表明:西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征主要表现为"双高"特征,即高束缚水饱和度和高可动水饱和度;储层微细孔喉发育造成气藏束缚水饱和度高,而成藏时天然气充注程度较低则造成气藏可动水饱和度高;气藏含水饱和度高于临界水饱和度,在压差的驱动下可动水随天然气一起流动是气藏产水主要原因,同时如果生产压差过大,会导致部分束缚水转化为可动水,加剧产水程度。控制合理的生产压差是降低西湖凹陷高含水致密砂岩气藏产水风险和延长气井稳产期的重要手段。     

裂缝对阳霞凹陷迪北阿合组致密砂岩气藏形成的作用

塔里木盆地阳霞凹陷侏罗系阿合组为大型辫状河三角洲沉积,辫状河道形成的厚层砂体在纵向上交错叠置,横向上交错连片,以低孔、低渗为特征的储集层在空间上大面积分布。野外及岩心观察、镜下鉴定以及成像测井均表明,阿合组砂岩裂缝十分发育,迪北气藏具有典型的裂缝性致密砂岩气藏特征。裂缝的发育对致密砂岩天然气的成藏具有十分重要的控制作用,主要表现为：降低起始充注压力,形成优势充注;形成网络充注通道,提高天然气充注效率;提高致密砂岩渗透率,增加含气饱和度;增加了孔隙空间,扩大了储量规模。     

致密砂岩气藏水锁效应机理探析——以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例

水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。     

关于砂岩气藏储层应力敏感性研究与探讨

为了研究砂岩气藏开发过程中岩石应力敏感性特征及其对生产指标的影响,结合常规钻井取心过程中岩石应力变化过程以及气藏衰竭开采过程孔隙压力下降特征,建立了砂岩气藏储层岩石受力物理模型,分析了气藏开发过程中储层岩石应力“时、空”变化特征,测试了苏里格、须家河等气田储层岩石渗透率应力敏感性;再结合典型低渗致密砂岩气藏储层物性及地质特征,选取不同渗透率岩心进行组合,建立了气藏开发物理模拟实验流程和方法,开展了气藏衰竭开采模拟实验,研究了储层岩石应力敏感性对气井稳产能力、产量递减特征、储量动用速度及采出程度等气藏开发指标的影响,取得了一些新认识,对砂岩气藏科学开发具有一定指导意义.     

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“深盆气藏”是由一种“气水倒置”的特殊圈闭形成的非常规天然气聚集，构造平缓、储层致密和具有不间断供气的气源是其形成的主要条件。研究认为，库车坳陷依奇克里克构造带的依南2气藏为“深盆气藏”。依南2气藏产气层段为致密砂岩，发育于一向南倾的单斜背景之上，处于构造的下倾部位，存在生气量巨大的侏罗系—三叠系大套煤系地层。同时依南2气藏又具有气水倒置、含气饱和度高及异常高压的特点。依南2气藏在形成过程中，气源向致密砂岩充注时，运移的主要方式以扩散作用为主。具备了形成深盆气藏的地质条件。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理

川中地区须家河组致密砂岩气藏因气源供应不足形成了气水过渡带;因成藏充注较早导致了区域大面积含气;因砂岩储层致密造成了气水混杂分布;由局部构造幅度控制了气水分异程度;由储层裂缝提供了气水渗流通道。该区须家河组气藏气水分布的形成机理可归纳为：晚三叠世末至晚侏罗世的未熟-低熟天然气在局部构造控制下于构造闭合高点处形成纯气顶;早白垩世—古近纪大量生成的天然气因砂岩储层致密而无法完全驱替出孔隙水,形成气水混杂分布格局;古近纪以来的喜马拉雅运动形成大量裂缝,改善了储层物性,在裂缝发育带聚集成藏。     

煤系致密砂岩气渗流机理实验模拟研究——以四川盆地上三叠统须家河组煤系致密砂岩气为例

中国含（油）气盆地广泛发育与煤系烃源岩共生或伴生的致密砂岩气,以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。受煤系烃源岩大范围面状蒸发式排烃和低缓构造背景影响,致密砂体内气体运移聚集过程中水动力和浮力作用相当受限,在这种低渗低速条件下,非达西渗流特征非常明显,形成气—水混杂的含气区。致密砂岩气驱水模拟实验中,渗流曲线形态主要受岩心渗透率大小的影响,渗透率值越低,则启动压力梯度越大,非达西现象愈加明显。致密砂岩注气驱水实验过程中,岩心的最大含气饱和度一般小于50%,主要分布在30%～40%之间,含气饱和度平均值为38%左右,与地下岩心所在气层的实际含气饱和度比较相近。岩心含气饱和度与渗透率呈较好的对数正相关关系,相关系数为0.891 5。致密砂岩气体单相渗流过程中,由于存在气体渗流的“滑脱效应”,低速非达西渗流特征异常明显,存在“拟初始流速V_d”。 单相气体渗流曲线形态特征主要受岩心渗透率及环压大小控制,渗透率值愈小或者环压值愈大,则非线性段越长,临界压力越高,启动压力梯度越大（0.02~0.08MPa/cm）,拟初始流速则越大,非达西渗流特征越明显。致密砂岩气渗流机理研究表明,储层渗透率越低,启动压力越大,流速越慢,天然气运聚效率和含气饱和度较低。针对煤系致密砂岩气运聚机理实验室模拟研究,为揭示致密砂岩气富集规律和评价选区,同时为开发机理研究提供理论基础。     

四川盆地中台山地区须家河组致密砂岩气藏富集高产主控因素

四川盆地须家河组具有典型的致密砂岩气特征。2006年以来四川盆地大川中地区须家河组致密砂岩先后发现安岳须二段气藏、合川须二段气藏等多个大型岩性气藏,累计提交三级地质储量万亿立方米,勘探成果显著,但气藏投入开发后普遍产水,且水产量较高,累计产气量超过5 000×10⁴m³的高产井较少。2012年,在川中—川西过渡带中台山地区钻探了风险探井ZT1井,在须家河组须二段获高产工业气流。投产后该井日产气量高、产微量水,目前已累计产天然气超1×10⁸m³。在区域地质研究基础上,通过大量生产井地质条件分析,开展了中台山地区与川中其他地区须二段气藏高产因素差异性分析,明确了优质烃源岩、优质河道砂岩储层、天然裂缝是中台山地区油气富集高产的主控因素,优质烃源岩发育为致密砂岩提供充足气源;优质河道砂岩储层形成高丰度气藏;天然裂缝是油气高产的关键。     

致密砂岩气藏产水机理与开发对策

为认清致密砂岩气藏的渗流规律、揭示其储层产水机理、寻求有效的开发对策,开展了相关研究。结果表明,致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,表现在:储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征的控制;在气水互封状态下,气体弹性膨胀推动部分束缚水转化为可动水,可动水饱和度能有效表征储层水相可动性;储层水相对气相渗流能力影响显著,含水条件下气体渗流存在闽压梯度,其主要受储层物性与含水饱和度的控制,阚压效应导致单井控制范围减小,储量动用程度降低;气、水两相渗流能力受压力梯度的影响。进而基于对致密砂岩气藏产水机理和渗流机理的认识,提出了有针对性的开发对策:①在明确储层可动水饱和度的基础上,评价储层产水风险,优选井位及开发层位,降低气井产水风险,提高单井产能;②采用压裂水平井开发,增加泄流面积,减小生产压差,延长无水或低水采气期;③合理配产,降低生产压差,预防或控制产水量;④强化排水采气,提高生产效果。上述技术措施为四川盆地中部上三叠统须家河组气藏和鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏的有效开发提供了技术保障。     

也谈致密砂岩气藏的气源——与戴金星院士商榷

致密砂岩气属于非常规天然气,目前关于致密砂岩气气源的认识尚未统一。四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组气藏同为致密砂岩气,元坝气田须家河组9口井14个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,同时伴有少量的无机成因气,为混合改造型;通南巴气田须家河组5口井5个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型。因此元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气并非单一的煤成气来源,故非常规致密砂岩气具有多种来源,而非"中国致密砂岩气藏的气源均为煤成气",主要为有机成因的煤成气或油型气,或二者的混合气。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

煤系致密砂岩气运聚动力与二维可视化物理模拟研究——以川中地区三叠系须家河组致密砂岩气为例

煤系地层致密砂岩气是中国陆相盆地主要的致密砂岩气类型,这种致密砂岩气源来自煤系烃源岩。中国煤系致密砂岩气以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。煤系烃源岩呈广覆式分布,大面积生排烃,进入大范围砂体后,天然气运移聚集过程中,砂体的非均质性控制了致密砂岩气局部富集和甜点形成。基于典型气区解剖和地质建模,开展了不同粒径砂与黏土相似材料模拟致密砂岩气运聚机理实验研究,以揭示煤系致密砂岩气充注、运移和聚集规律。实验结果表明,砂体渗透率级差控制天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度。当砂体渗透率级差值为2.8时,即砂体非均质性较弱时,砂体内天然气不能有效聚集,而是运移和散失;当砂体的非均质性增强,渗透率级差值增加到5.4时,其中的天然气开始聚集成藏;当砂体非均质性进一步增强,渗透率级差值增加到9.0以上时,砂体内天然气发生大规模的有效聚集和成藏。在气源充足的条件下,大面积非均质性砂体中,物性相对越好的局部砂体,且该局部好砂体中均质性和连通性越好,含气饱和度越高。有断层连通的情况下,砂体的成藏速率增大。致密砂岩气运聚机理研究表明,勘探中应找分流河道、岩屑溶蚀相、断层裂缝和局部构造等部位物性较好的砂体,而其外围被物性较差的砂体或泥岩围限,则有利于天然气有效聚集和保存。     

四川盆地简阳—大足区块地震技术应用效果分析及适用技术评价

川中须家河组及雷口坡组气藏分别属于致密砂岩油气藏及碳酸盐岩气藏。致密砂岩储层因低孔隙性和含油气饱和度变化所产生的地球物理特征相对变化微弱,储层和气层预测是地震预测难点;碳酸盐岩成岩作用比较复杂,速度、密度和孔隙度相关较差,储层物性定量预测难度较大。通过四川盆地大川中地区简阳—大足区块叠前地震资料处理和储层预测,本次攻关取得了如下主要成果:①分析了影响地震资料保幅处理的主要因素,提出了地震叠前保幅处理的关键技术,形成了有效的保幅处理流程;②典型井致密砂岩的岩石物理分析表明:弹性阻抗和纵横速度比有效区分岩性,纵波速度、横波速度和孔隙度相关较好,有效预测物性,储层预测思路是先区分岩性,后区分物性;③提出了弹性阻抗系数技术预测致密砂岩气层,基于储层特征参数约束下地震技术定量预测碳酸盐岩储层新方法。