高含水致密砂岩气藏天然气富集模式及有利区评价——以安岳气田须二段气藏为例

四川盆地安岳气田须二段岩心分析结果表明,气藏储层致密,非均质性强,含水饱和度多在50%以上,为高含水致密砂岩气藏,规模效益开发难度大。气藏早期开发评价井针对低渗储层开发部署模式,成功率低,开发效果差,亟需通过研究深化气藏认识,为提高开发井成功率提供支撑。为此,利用致密储层特殊孔喉结构分析,结合不同类型储层含水饱和度分析,建立三种油气富集模式,分析安岳气田须二段气藏成藏特征,明确天然气富集于断裂发育区域;在断裂识别分析技术和裂缝地震预测技术基础上,利用薄储层叠前储层预测技术,结合试井解释成果,确定裂缝-孔隙储渗砂体范围,在储层建模和流体分布模型的基础上,掌握气藏储量和可动水分布特征,形成致密砂岩气藏裂缝-孔隙储渗砂体描述技术;并结合致密砂岩气藏裂缝-孔隙型含气砂体地震预测技术,对气藏进行有利区评价。基于气藏开发边界效益指标,建立了以三维地震断裂识别、叠前储层预测、裂缝预测、叠前烃类检测为主的开发有利区优选技术,优选出渗流条件好和天然气富集的气藏开发有利区块,解决了安岳气田须二高含水致密砂岩气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,为该类气藏效益开发奠定了基础。     

致密凝析有水气藏断层特征及其对开发效果的影响——以安岳气田须二气藏为例

致密凝析气藏储层物性较差,油气水三相渗流导致气相渗透率较低,该类气藏采收率普遍不高于30%。断层既是油气高产的重要条件,也是水侵的重要通道,搞清楚断层特征与该类气藏开发效果的相关性至关重要。安岳气田须二气藏属于低孔、低渗、有水、凝析气藏,储层储集空间以残余原生孔、粒间粒内溶孔为主,局部裂缝较发育,孔渗关系具双重介质特征,单井控制储量低。利用油藏工程理论、岩心物理模拟实验与数值模拟技术相结合的方法研究分析该气藏断层特征,并将断层分布模式进行分类,研究其与单井控制储量、递减率、累计产量以及流体产出特征的关系,认为:同一断层由于受力不同,其空间产状不一,断层不同部位的井产能悬殊,断层末梢段裂缝更发育,位于断层末稍端的井其测试产量是钻遇断层其他部位井产量的3倍;位于须二上亚段为断层模式1,位于须二上亚段+下亚段为断层模式2,位于须二上亚段+下亚段+雷口坡组为断层模式3,井位部署时所布井的断层模式优先考虑顺序依次为模式3、模式1、模式2,并优先选择断层末端进行布井。     

川东北MLB地区须二段气藏开发储层特征研究

四川盆地东北部地区须家河组二段是一套以岩屑砂岩、石英砂岩为主的致密砂岩储层,近几年来随着勘探、开发上对川内致密砂岩气藏不断突破,尤其是MLB地区的M101的获产,均证实该区致密砂岩储层具有良好的开发潜力。因此针对MLB须二段致密砂岩气藏的特点及开发中存在的问题,综合运用野外露头、钻井岩心、镜下分析等资料开展了储层特征研究。结果表明,有利沉积微相是形成优质储层的基础,成岩作用决定着储层的储集性能,压实作用是破坏孔隙的主要成岩作用,同时裂缝的发育有效改善了储渗性能,形成渗透率相对高的区 域,这些区域就是有望获高产的有利区。     

四川安岳地区须二段致密砂岩气藏流体分布规律探讨

致密砂岩中形成的低孔低渗储集砂体往往具有复杂的气水关系,常常出现气水同产、气水关系倒置等现象,安岳地区须二气藏即属于此类。根据测试、显示、测井解释及电阻率曲线等,确定单井的气水界面或气水过渡带中间面,依据致密砂岩成藏机制模拟实验结果,推论须二气藏的成藏机理,最终得到须二气藏的气水分布规律,即安岳地区须二气藏气水界面受构造等高线的影响,造成构造低部位产气,构造高部位产水的现象,形成倾斜的气水界面。图7表1参6     

神木气田多层系致密气藏有利区优选

神木气田多层系致密气藏以"纵向发育多套含气层系,储层致密、单层产量低"为主要特征,科学、准确地优选有利区是实现这类气藏有效开发的重要保障。综合指数法综合考虑了储层岩性、物性、气层厚度及生产动态等多种因素,归一化处理后,通过与产量的线性相关系数对各影响因素赋予不同权重,得到单层的综合指数。在此基础上,结合各层产气量的贡献率大小,将各单层的综合指数加权求和,最后通过经济评价确定其界限,进而预测有利区。该技术在神木气田产能建设中得到了有效应用。     

榆林气田山2段致密砂岩气藏产能影响因素分析

榆林气田山2段致密砂岩气藏单井产能变化大,研究该气井产能的影响因素对气田的高效开发有着重要的意义。在对研究区单井产能统计的基础上,按所提的气井分类标准,对气井进行分类;进一步研究不同类型气井与沉积微相、储层厚度、地层系数、容积系数的关系。指出高产能气井主要分布于心滩和河道沉积中,储层厚度一般大于7 m。分析了各影响因素的作用机理,并提出了相应的措施。     

苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法

苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大。传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低。以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法。该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4%,可以较好地反映储层实际情况。     

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。     

致密砂岩气藏水平井整体开发实践与认识——以苏里格气田苏53区块为例

以苏里格气田苏53区块为例,首先,必须针对苏里格气田大面积含气背景下存在含气富集区的典型地质特征,开展气藏精细地质研究,结合地震检测成果,预测含气富集区。在此基础上,针对水平井整体开发选区条件,选择地质条件适宜的含气区域,开展有效储层分布规律研究,选用科学合理的水平井开发井网,做好井位优选与井位设计,通过压裂改造技术,整体开发动用致密砂岩气藏。形成致密砂岩气藏水平井整体开发技术路线与开发思路,不断继续升级并延伸应用到其他非常规油气藏的开发。     

大牛地气田致密砂岩气藏低阻气层成因分析

鄂尔多斯盆地塔巴庙区大牛地气田块致密砂岩储层中高阻气层和低阻气层并存,低阻气层也可形成高产,仅依靠传统的阿尔奇公式计算含气饱和度或根据电阻率将会低估或漏掉该类气层.通过对该区低阻气层和高阻气层进行分析对比,从储层微观孔隙结构、储层物性和粘土矿物含量等方面分析了低阻气层的成因,认为泥浆侵入和微孔隙发育是形成低阻的主导因素.储层具有较好的孔隙度和渗透率或微裂缝的存在是泥浆侵入的前提条件;粘土矿物(绿泥石)的含量、类型和分布对微孔隙的发育具有重要作用.     

致密砂岩气藏充注模拟实验及气藏特征——以川中地区上三叠统须家河组砂岩气藏为例

致密砂岩气藏岩石孔喉细小、孔隙结构复杂、含水饱和度较高且主控因素不明,制约了对天然气规模成藏机制的认识和气水分布的预测。为此,以四川盆地中部（以下简称川中地区）上三叠统须家河组致密砂岩气藏为研究对象,应用基于低场核磁共振与高压驱替装置有机结合的模拟实验设备,开展致密砂岩在不同驱替压力下气驱水过程的在线动态模拟,研究不同压力下气、水在岩石中的赋存及流动特征,定量表征流体饱和度与充注压力、岩石孔径等的关系,探讨致密砂岩气富集机理。研究结果表明：①决定须家河组气藏含气饱和度高低的储集主体是孔径介于0.1～10.0 µm的储集空间;②含气饱和度总体上有随孔隙度和渗透率增大而升高的趋势,孔渗条件相近时,含气饱和度高低主要受控于孔径大于1.0 µm的储集空间,大孔径占比越高,含气饱和度越大;③须家河组致密砂岩在3.0～5.5 MPa充注压力下达到总含气饱和度的70%,此后随充注压力增大,含气饱和度增幅缓慢且总量小;④“小压差驱动、相对大孔径空间储集的耦合”是低生气强度区致密砂岩形成较高含水饱和度大中型气田的重要因素。结论认为,川中地区须家河组储层“孔径小、生气强度低、近源聚集”的特点决定了其主要以小压差驱动、相对大孔径空间储集,天然气可以规模富集成藏,但储层含水饱和度高。     

大邑构造须家河组致密砂岩成岩作用及优质储层形成机理探讨

本文在大量测试分析资料的基础上,详细研究了大邑构造须家河组致密砂岩的主要成岩作用特征及其对储层物性的影响,建立了该区致密砂岩储层的成岩演化序列及孔隙演化模式,探讨了该区优质储层的发育模式。研究认为,压实作用、胶结作用是造成该区储层物性降低的主要因素,溶蚀作用形成的次生孔隙使储层物性得到改善,有效微裂缝的发育是优质储层形成的关键因素。     

川中蓬莱地区须二段气藏特征及有利含气区预测

川中蓬莱地区须二段显示出了良好的天然气勘探潜力,但由于储层孔隙结构和测井响应特征较为复杂,直接影响了其勘探开发效果。为了寻找须二段天然气有利聚集区,综合利用钻井岩心和薄片等资料,对成藏要素,即生、储、盖、运、圈、保的自身条件及其匹配关系等进行了探讨与总结,并对有利含气区进行了预测。结果表明:研究区须二段气藏具有充足的油气来源,且位于油气运移的有利方向,上覆的须三段泥岩为其有效区域盖层;具有有利的生、储、盖组合及良好的保存条件;研究区总体位于有利的构造-沉积相带,沉积作用是储层发育的基础,成岩作用是决定储层质量的关键,裂缝是决定储层产能的重要条件。对须二段有利含气区的预测研究可为其下一步天然气勘探提供地质依据,同时也有助于类似气藏有利含气区预测的研究。     

断层对致密砂岩气藏甜点区的控制作用——以四川盆地中部蓬莱地区须二段气藏为例

四川盆地中部上三叠统须家河组为大面积、低丰度致密砂岩气藏,天然气储量规模大、开采难度大、开发效益低,如何预测和精细刻画甜点区已成为提高气藏开发效益急需解决的技术难题。为此,以川中蓬莱地区须二段气藏为例,在总结储层特征和气井产能地质控制因素的基础上,明确了3种类型断层的地质特征和地震响应特征,研究了3种类型断层对储层甜点区的控制作用,并结合地震处理成果精细刻画了蓬莱地区须二段储层甜点区,同时分析了该成果的应用效果和前景。研究结果表明:①蓬莱地区须二段储层为低孔隙度、特低渗透率的致密砂岩储层,基质砂岩储渗品质差,断层伴生的裂缝是获得天然气高产的关键因素;②须家河组发育北西向逆断层,主要形成于燕山期,叠加定型于喜马拉雅期;③须二段断层向下均消失于雷口坡组,根据向上消失层位划分出3种类型,3类断层控藏效果差异显著;④Ⅰ类断层向上消失于主力产层段须二3亚段,对致密砂岩改造效果明显优于其他两类,伴生的裂缝发育异常带宽度介于几百米至几千米,其控制的须二3亚段成藏系统中源、储、盖等成藏要素搭配最佳,控制油气的富集高产;⑤断层控制裂缝发育带在常规地震剖面上呈现为大范围波形杂乱、错断等变异特征;⑥Ⅰ类断层控制储渗体甜点区17个,面积32.96 km~2,估算天然气地质储量为82.4×108m~3。结论认为,该研究成果为蓬莱地区须二段气藏下一步的井位部署提供了支撑,具有较好的应用前景。     

四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布

通过对四川盆地上三叠统须家河组沉积体系的综合分析和对储集层主控因素的解剖,研究低孔低渗背景下相对优质储集层的形成条件,并对有效储集层进行区域评价预测.须家河组除须一段局部发育海陆交互相沉积外.其余各段均属陆相沉积,发育冲积扇、河流、扇三角洲、河流三角洲和湖泊等沉积体系,相带展布和古地理演化均与区域构造运动密切相关.原始沉积相带(辫状河主河道砂坝微相)和后期溶蚀作用共同控制了有利储集层分布,石英Ⅱ、Ⅲ期加大和胶结物发育是砂岩致密化主要原因之一;有利储集层主要发育在三角洲平原高能河道中,中一粗粒砂岩最为有利.结合储集层有效厚度和储集性分析资料,对四川盆地须家河组二段、四段、六段有利储集层进行综合评价和预测,结果显示川中一川南过渡带是最有利的储集层分布区.图7表1参16     

四川合川—潼南地区须家河组致密砂岩气成藏模拟

烃源岩生气产生的超压是致密砂岩气藏成藏的主要驱动力,提出烃源层生气增压定量计算模型,建立致密砂岩气藏动力平衡方程,制定致密砂岩气成藏模拟流程,并模拟了四川盆地合川—潼南地区须一段生气量及其引起的烃源岩超压史。模拟结果证实:①烃源层生气强度决定生气增压的大小,储集层物性决定气藏的分布,常规气藏与致密砂岩气藏在平面和纵向上的分布均具有互补的特点,前者主要分布于孔隙度大于7%的局部构造高点;后者主要分布于孔隙度较低的构造相对低部位且靠近生气量大的烃源层;②从最大埋深(距今65 Ma)到现今的抬升过程中,由于地层水压力降低,气水压差增大,致密砂岩气运移更远,聚集量增大,但常规气基本不发生运移,聚集量也未增大;③须二段致密砂岩气量是常规气量的5.9倍,未发现资源主要为致密砂岩气,分布在合川的东北部、潼南北部和潼南的东南部等地区。图12表2参37     

裂缝性致密砂岩储层裂缝孔隙度建模——以四川盆地平落坝构造须家河组二段储层为例

裂缝性致密砂岩储层的非均质性突出,相对于沉积相变对储层所造成的影响,后期成岩与构造运动对储层的改造更重要,裂缝的发育特征常是影响这类储层有效性的关键因素。常规描述储层性质的孔隙度、渗透率参数难以确切描述该类储层的性质。在评价裂缝性致密砂岩储层时,将裂缝破碎带作为优质储层研究对象,以裂缝孔隙度作为储层评价关键参数,是研究裂缝性致密砂岩有效储层分布规律的重要途径。在裂缝孔隙度建模过程中,构造裂缝孔隙度的空间结构信息是建模的关键,在建立地震属性与裂缝的相关性基础之上,使用地震属性构造了裂缝孔隙度的空间结构参数。生产数据表明,地震分频属性能够在整体上指示裂缝孔隙度的平面分布特征,可以用来构造裂缝孔隙度的变差函数,但该属性不能定量给出裂缝孔隙度的空间分布特征,因此不能用于辅助参数进行协同计算。将地震蚂蚁体数据和通过成像测井校正的单井裂缝孔隙度解释数据共同作为模拟裂缝孔隙度模型的输入参数,使用协同建模的方法建立裂缝孔隙度的空间分布,从而定量评价了裂缝性致密砂岩储层裂缝孔隙度的空间展布规律,为数值模拟提供数据支持。     

四川盆地安岳气田龙王庙组气藏多层盖层天然气扩散量

四川盆地安岳气田是古老高热演化程度原油裂解气大气田,其原油大量裂解生气及气藏定型时间在侏罗纪-白垩纪。根据中国大气田成藏特征以及对天然气分子小、易扩散特点的认识,早期成藏的大气田随着扩散时间增长,其天然气散失量也会不断增加。针对安岳气田在早期成藏但仍能保存为大气田的问题,开展深层天然气扩散模型分析和古老天然气藏扩散量评价,目前已成为认识深层古老气田能否有效保存的关键问题。多层盖层模型利用了气田上覆地层的综合扩散系数,考虑了深层气田上覆多套地层的综合封盖效应。以安岳气田为例,采用单层盖层和多层盖层扩散模型分别计算寒武系龙王庙组气藏的扩散量,并通过古气藏与现今气藏的天然气密度比例计算天然气散失总量。按照经典的单层盖层扩散模型进行计算,气田经历从90 Ma至今的累积扩散量(3 340×10⁸m³)将远远超过天然气散失总量的上限(1 020×10⁸m³),这表明单层模型不适用。而多层盖层扩散模型计算的累积扩散量为920× 10⁸m³,比单层盖层扩散模型的计算结果大幅降低。深层气田上覆多套区域盖层,可大幅降低天然气扩散量。研究结果提供了一种评价深层气藏扩散量的方法,有助于深化对深层古老气田保存条件的认识。     

川东北地区须家河组致密砂岩储层流体识别方法研究

川东北地区须家河组储层孔隙度、渗透率较低,为典型的致密砂岩储层,其主要储层流体类型有气层(低阻气层)、气水同层、干层和水层。而在开发生产中如何准确识别致密砂岩储层流体类型却存在一定难度,制约着研究区须家河组的勘探开发。为此,分析了难以准确识别须家河组致密砂岩储层流体类型的原因,并在此基础上应用2种常规流体识别方法对川东北地区须家河组致密砂岩储层的流体进行了识别,分析了其优缺点;同时尝试应用Fisher判别分析法识别储层流体,结果发现:根据Fisher判别分析法建立的判别函数能很好地区分研究区储层流体类型,其判别结果与实际生产情况符合率达到了92.3%,表明Fisher判别分析法在致密砂岩储层流体识别中能取得较好的应用效果。