致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

成都平原储层分布和品质与天然气勘探开发

四川盆地西部已成为重要的天然气区。在前陆盆地演化过程中,沉积了厚达8km的碎屑岩。在沉积和成岩作用的双重影响下,由浅至深形成了常规和非常规两大类天然气储层,并可进一步划分为6+1级。主要产层为低渗透超致密砂岩,其渗透率和孔喉结构对上覆地层净压力很敏感。在围压渗透率和压汞数据分析的基础上,并与试井数据相对照,建立了以原地(地层)渗透率K_ms为主要标志的储层品质技术、经济分级,讨论了致密和超致密砂岩气藏勘探开发的难点和技术对策。      

低渗透致密砂岩储层测井产能预测方法

以鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏为主要研究层段,利用常规测井资料,提出了基于动态标定静态法的多参数复合图版法、加权储能系数法和基于测井参数回归等致密砂岩气层产能分级预测模型和标准,实现对气井产能的快速分类,从而达到从定性到定量对天然气储层的产能进行评价和预测的目的.实际应用表明该产能预测方法有效、实用.     

川西致密砂岩气藏岩心狱渗区的界定方法

在渗透率低于0.05 mD的致密砂岩气藏的相对渗透率曲线中,可能存在气、水两相均无法有效流动的狱渗区。对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区内气、水两相流动规律的研究,需以狱渗区的合理界定为前提。针对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区的界定问题,通过定义等渗点相对渗透率因子、气相相对渗透率曲率因子和水相相对渗透率曲率因子特征参数,提出一种考虑岩石及流体特征的狱渗区界定方法。采用该方法对川西致密砂岩气藏岩心的狱渗区进行界定,并探讨狱渗区对致密砂岩气藏气井生产的影响。研究结果表明,川西致密砂岩气藏岩心狱渗区集中在含水饱和度为63%~91%的区域内,接近储层的初始含水饱和度(为40%~70%)。开发时,由于钻完井、储层改造工作液残留在储层中,可能导致近井带含水饱和度上升至狱渗区内降低气井产量。狱渗区对致密砂岩气藏气井产气量的影响在生产初期达到最大,可导致产气量峰值的出现推迟数百天。     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气储层应力敏感性研究

利用CMS-300岩心自动分析仪定量研究了鄂尔多斯盆地上古生界致密碎屑岩天然气储层的应力敏感性。结果表明：岩心分析孔隙度、渗透率(y)与净覆压(x)的关系符合通常的幂率函数模式(y：a／X^m),不同岩样的回归指数(m)和系数(a)高度相关;一般地层条件下的分析渗透率为地面渗透率的5％～80％,而孔隙度绝对值平均降低了0．4％;岩石应力敏感性的强弱与基础的岩性、物性有关,一般岩屑砂岩和含泥砂岩比石英砂岩强,砾岩比砂岩强,低渗透砂岩比高渗透砂岩强。     

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。     

鄂尔多斯盆地北部致密砂岩气藏应力敏感性实验评价

鄂尔多斯盆地北部致密砂岩气藏具有低孔、低渗、低压的特点，气藏准确评价及经济开发难度较大。以气层原地有效应力点为基准进行应力敏感性评价，能够客观反映气层原地物性特征及开发中孔隙压力下降带来的渗透率损害程度。文章以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩为研究对象，分基块及裂缝岩样进行应力敏感性实验。实验评价结果表明，致密砂岩渗透率损害程度随有效应力增加而增加，裂缝岩样应力敏感性损害程度比基块更强．生产压差较大时储层渗透率降低过快，对致密砂岩气藏稳产和提高最终采收率不利。     

低渗透气藏应力敏感性实验研究

地应力是影响储层物性参数的重要因素,特别是对地应力敏感的储层、、实验研究表明。不管是干燥岩石还是含束缚水岩石,低渗透砂岩气藏储层的应力敏感性是客观存在的。而且这种应力敏感性对储层渗透率造成的伤害不可忽视。随着有效压力的升高,渗透率是逐渐降低的低渗透气藏岩心的孔隙度随有效压力的增大呈指数关系递减。低渗透气藏应力敏感性与储层含水饱和度有关,束缚水饱和度越高。应力敏感性越强。低渗透气藏孔隙变形具有弹塑性变形的特征。     

神木区块致密砂岩气藏储层保护钻井液优选

储层保护是致密砂岩气藏能否经济高效开发的重要条件之一。目前,渗透率恢复值实验是评价钻井液储层保护效果的主要方法,但其技术手段较单一,并且钻井液对致密砂岩气藏储层伤害是一个长期的、涉及到气、液两相流相互干扰的过程。现用的渗透率恢复值实验无法评价气藏产能受钻井液伤害的长期性影响,而岩心受到钻井液污染前、后的相对渗透率实验可以较好地弥补这一缺陷。结合塔里木油田神木区块储层特征,利用综合分析法,通过对比分析被钾聚磺钻井液和油基钻井液污染前、后岩心的渗透率恢复值、相对渗透率曲线线型的变化及CMG数值模拟软件砂岩模块的含水饱和度、含气饱和度等变化,对现场使用的钾聚磺钻井液、油基钻井液的储层保护效果进行模拟研究,并拟合出不同钻井液对气藏井产能的影响,以产能作为储层伤害程度的评价指标。综合评价结果表明,油基钻井液的储层保护效果优于钾聚磺钻井液,累积产气量提高约为15%。     

致密砂岩气藏阈压梯度对采收率的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、高含水等储层特征,致密储层中孔隙水的存在使得气体在渗流过程中产生了存在阈压梯度的非达西渗流,从而减小了单井控制储量降低了气藏采收率。通过对苏里格气田岩样采用气泡法与压差流量法相结合的实验方法,得出致密砂岩气藏具有储层渗透率越低、含水饱和度越高,阈压梯度越大,非达西渗流特征越显著的渗流规律,并根据实验结果建立了阈压梯度与渗透率、含水饱和度的关系式。所得关系式结合稳态产能方程计算表明阈压梯度与气藏采收率呈正线性相关关系,且储层渗透率是致密砂岩气藏采收率的最主要影响因素,当储层渗透率低于0.02×10^-3μm²、阈压梯度大于0.1MPa/m时,会造成储层中的绝大多数流体无法被动用;含水饱和度也是致密砂岩气藏采收率的影响因素,当含水饱和度高于临界含水饱和度值时,采收率会随着含水饱和度的升高急剧下降,所得实验结果与数学模型能够正确地反映致密砂岩气藏的渗流机理和开发动态。     

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气藏储层致密化与成藏关系

为研究深层致密砂岩气气藏储层致密化与成藏的关系,对塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带的地质背景和储层特征进行分析,建立储层孔隙度与埋深的关系模型,推算储层致密化时间。利用流体包裹体均一测温分析技术,分析该区大北1、克深2深层致密砂岩气藏的成藏期次,并与储层致密化时间相比较,确定深层致密砂岩气藏的成因类型。研究表明,大北1气藏表现为晚期充注成藏的过程,其天然气成藏时间主要在库车期(约3~2Ma)以来,其白垩系巴什基奇克组砂岩储层致密化发生在新近纪康村期(约15~10Ma);克深2气藏也表现为晚期充注成藏过程,其天然气成藏主要发生在库车晚期(约2Ma)以来,而其巴什基奇克组砂岩储层在新近纪康村期(约11~10Ma)已经达到致密化。据此,确定大北1和克深2深层致密砂岩气藏类型属于"先致密后成藏型"。     

致密气占中国天然气总产量逾1/4

致密气(Tight Gas)也称致密砂岩气,是指渗透率小于0.1mD的砂岩地层天然气,与页岩气、煤层气并为世界公认的三大非常规天然气。从开采技术来看,最成熟的当属美国,其致密气可采储量约12.9×1012 m3,是常规天然气储量的3倍。2010年美国致密气的产量已达到1 754×108 m3。     

东濮凹陷文23气藏成藏条件分析

２３气藏是东濮凹陷典型的煤成气块状砂岩气藏,气源为石炭－二叠系（Ｃ－Ｐ）煤系地层。气源岩有机质丰度高、性质好,天然气与气源岩地化指标具有很好的可对比性。该气藏储层发育,单层厚度大,分布稳定,连通性好,储层岩性为粉砂岩、细粉砂岩,属中低孔低渗－致密储层。气藏圈闭条件好,为在基岩隆起背景上长期发育形成的背斜构造。气藏之上覆盖有巨厚的盐岩盖层（２３盐）,使得２３气藏得到很好的保存。     

低渗透气藏低压低产气井解水锁技术研究及应用

川西中浅层低渗透致密砂岩气藏储层物性差,含水饱和度高,气井产能较低,普遍存在水锁伤害,严重影响了采气中后期气井的正常生产.以室内实验为手段,研究了水锁伤害程度,定量分析了解水锁剂对天然气渗流的改善作用.研究结果表明,低渗透致密砂岩气井采气中后期近井储层积液会引起严重的水锁伤害,影响了天然气在储层中的渗流能力,解水锁剂可降低近井储层的含水饱和度,改善岩心渗透率,降低储层中天然气启动压差.解水锁剂HY在A井现场试验后,该井在油压和套压变化不大的情况下,5个月累积增产气量为24×104 m3,单井增加经济效益为19×104元.     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩气成藏主控因素

鄂尔多斯盆地西南部上古生界砂岩储层整体较为致密,已获得工业气流,成为鄂尔多斯盆地致密砂岩气储量接替区。为了明确该盆地西南部致密砂岩天然气成藏的主控因素及规律,运用气源条件、源储空间配置和储层质量等单因素叠合分析方法进行综合研究。研究表明：盆地西南部上古生界气源强度满足形成致密砂岩气藏的成藏下限要求,与烃源岩空间配套的致密砂体宏观上控制气藏的位置和规模,致密砂岩内石英含量及其孔喉连通程度微观上控制致密砂岩气藏的富集程度,而气源条件、源储配置和储层质量三元补偿的最佳配置区为天然气的高产区。研究结果为盆地西南部致密砂岩气藏的勘探开发提供了科学依据。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

四川盆地马井气田低致密储层预测技术研究

马井气田蓬莱镇组（J3p)气藏为低致密砂岩气藏，其储层具极强的非均质性，对该气藏的勘探如何入手，储层如何识别，这是一直在探索的难题，针对这类特殊的低致密砂岩储层，探讨了含气储层判识的方法，提取了不同含气级别的测井标志和地震识别标志，大大提高了判识储层品位的能力，有效解决了对该气藏识别的问题，该技术对进一步评价和开发该气藏提供了技术保证。     

文留油田低渗透砂岩裂缝储层压力敏感性研究

对于文留油田低（特低）渗透砂岩裂缝性储层来说,其独特的孔渗性有别于一般的砂岩或砾岩储层,压敏机理也有所区别。对于一般的砂岩或砾岩储层来说,其所呈现的压敏效应主要是因为喉道趋于闭合或因为泥质挤入造成的渗透率下降。而对于本地区裂缝性储层来说,基质一般较为致密,孔隙度、渗透率极低,其受压力而引起的孔隙度、渗透率性能改变甚为有限。由于压力的改变而引起的储层物性的改变,主要是储层裂缝的开启闭合决定的。进一步研究表明,在裂缝储层中渗透率随压力的变化尤为明显。有效应力变化速度越快,其对岩心渗透率的损害就越强。     

鄂尔多斯上古生界流体包裹体测温与天然气成藏分析

鄂尔多斯上古生界发育大面积岩性气藏。通过储层流体包裹体、有机质成熟度、天然气地球化学特征综合分析，储层烃类包裹体形成均一温度70-200℃、峰值100～140℃，推测流体包裹体大量形成时的有机质成熟度（Ro）小于1．4％；天然气成熟度（Ro）为1．3％～2．0％，二者具有明显不匹配性。由此推测，烃类包裹体形成的主要时期代表着气藏的主要成藏期。     

苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密,已成为制约天然气规模开发的主要因素。为此,在岩心观察的基础上,采用薄片鉴定、扫描电镜、铸体、压汞等分析方法,对该气田东二区下二叠统山西组山1段和下石盒子组盒8段的储层进行了分析。结果发现：研究区北部砂岩储层中裂缝（裂缝类型主要为构造裂缝和成岩裂缝）较发育,对储层物性有明显的改善作用,而南部则未见到构造裂缝;构造裂缝与溶蚀裂缝均沿构造带边界分布,是致密储层渗透率提高的重要因素;裂缝发育层段,砂岩含气性明显变好。因此,把握裂缝的分布规律对于储层预测、寻找高产气藏、搞好天然气开发设计与施工等具有重要意义。