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。     

近源间互式煤系致密砂岩气成藏主控因素——以川中地区须家河组天然气为例

川中地区须家河组具有大面积含气、充注程度低、局部富集高产及气水关系复杂的特征。为探明川中须家河组天然气成藏特征与成藏主控因素,对该区天然气组分、碳同位素、源岩解析气轻烃、烃源岩分布、储层物性、构造幅度以及异常压力进行综合分析。结果表明:川中地区须家河组天然气为煤成气,具有近源—间互式成藏的特征;烃源岩总累计厚度大,但单层厚度薄,源岩与砂岩互层状分布,生气强度低,天然气充注能力弱;异常高压的发育,为研究区天然气运移提供了充注动力;在气源不足的情况下,天然气会优先充注物性好的砂体,储层物性控制了气藏充注程度;平缓的构造背景下,局部的低幅度构造控制了气藏的分布格局,构造幅度越高,气水分异越充分,越容易形成纯气藏。川中地区须家河组源内砂体具有较好的勘探前景,川西北、川西南地区须三段以及川中西部须五段是源内气藏的有利勘探目标。     

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。     

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。     

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。     

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。     

四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层成岩—成藏耦合关系

储层致密期与天然气充注期的关系是致密砂岩气成藏机理及富集规律研究中尚未得到很好解决的关键问题。主要基于对四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩成岩演化史、天然气充注历史和致密砂岩储层有机_无机水岩相互作用序列的分析,总结了四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层致密化机理,厘定了储层致密期与天然气成藏期的关系。指出早期强的压实作用使储层物性大幅降低及其导致的半封闭_封闭成岩流体系统是致密储层形成的主要原因。后期半封闭_封闭成岩流体系统中,流体流通不畅,溶蚀作用产物迁移受阻,以就地沉淀形成胶结物为主,堵塞溶蚀孔隙和剩余原生孔隙,溶蚀作用越强胶结物含量也越高,从而使储层进一步致密化。须家河组烃源岩生排烃史和储层流体包裹体特征研究表明,天然气的充注发生在中侏罗世_早白垩世,以早白垩世为主。综合储层致密史、天然气充注史和有机_无机水岩相互作用序列分析认为天然气充注时储层已经致密,具有储层先致密天然气后成藏的特征。     

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。     

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。     

基于孔隙网络模拟的致密砂岩气充注与微观气水赋存特征

中国致密砂岩气资源丰富,勘探潜力大,但已有的开发实践证实开发面临巨大挑战。为了从微观角度深入认识致密砂岩气成藏机理,气水分布,提高致密砂岩气采收率,基于孔隙网络模型,开展了致密砂岩气充注数值模拟研究,探讨了微观尺度下致密砂岩气充注机制,并分析了充注过程中气水的赋存特征,建立了不同温度压力条件下毛细管力学模型,指出了不同地质条件下含气性差异与变化的特征。研究结果表明：(1)毛细管压力是孔隙内流体与孔隙壁面之间的分子间相互作用力的宏观表达,相较常温常压,在高温高压地层中毛细管压力更小,成藏下限可能更低;(2)由于孔隙结构的非均质性特征,并非所有大孔隙都被天然气充注,与小孔隙或者窄喉道相连的大孔隙可能无法被充注而呈现局部高含水特征,开发过程中,这部分水作为自由水被产出;(3)孔隙网络模拟揭示了岩心尺度上的致密砂岩微观含气性增长机制与气水分布形成过程,有利于深入认识致密油气成藏机理,以及气水分布。结论认为,基于孔隙网络充注模拟技术,在实验室条件下揭示了微观气水分布形成过程和致密砂岩气充注机理,对指导致密砂岩气开发具有重要指导和借鉴意义。     

利用毛管压力计算充西区块香四气藏的含水饱和度

针对低孔、低渗、含气高度低、气水层电性差异不明显的砂岩气藏，测井要准确解释其含水饱目前尚存在一定困难而水基泥浆取心分析的含误码率差太大，油基泥浆取心费用太高，无法以大利用岩心毛管压力计算含水饱和度与油基钻井溢取心测定含水饱和度具有同样的准确性，以充西区块低孔、低渗、低含气高度的香四砂岩气藏为例，建立气藏含水饱和度与自由水面以上高度和孔隙类型的函数，求取自由水而以上任意高度、任意孔隙度相对应的含水饱和度。     

深层致密砂岩气藏天然气富集规律与勘探关键技术 ——-以四川盆地川西坳陷须家河组天然气勘探为例

深层致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差、产量低的特点,但勘探潜力大。有利烃源岩发育区控制天然气的平面分布,深层致密砂岩储层中发育的“有效储渗体”是天然气富集、高产的关键。“有效储渗体”的发育受构造、沉积相和成岩相3种因素控制。有效孔隙控制了天然气的分布,裂缝控制了天然气的高产。四川盆地川西坳陷须家河组气藏具有超深、超高压、超致密等特征,储层和高产富集带预测难度大。利用三维三分量地震勘探技术,可有效解决优质储层预测、裂缝检测、含气性识别等关键问题。该技术在川西坳陷深层致密砂岩气藏勘探中应用取得了显著效果,使须家河组二段钻井成功率从15%提高到89%,高产井命中率从9%提高到67%,探明天然气地质储量1211×10 ⁸ m ³ ,实现了川西致密气田的高效勘探。     

鄂尔多斯盆地神木气田的发现与天然气成藏地质特征

截至目前,鄂尔多斯盆地神木特大型气田已探明含气面积4 069 km~2、探明天然气地质储量3 334×10~8m~3,该区域有可能将形成万亿立方米级天然气储量规模,系统总结该气田的勘探历程、气藏地质特征及天然气成藏机理,可以指导该盆地以及其他盆地同类气藏的勘探。研究结果表明:①该气田产层主要为上古生界二叠系太原组,其次为山西组、石盒子组,为典型的致密砂岩气藏;②天然气类型主要为煤成气,其中甲烷平均含量为88%,不含H_2S;③气藏埋深介于1 700~2 800 m,具有多个压力系统,平均压力系数为0.87;④储层为大面积分布的河流—三角洲相砂岩,平均孔隙度为7.8%、渗透率为0.63 mD,喉道半径多小于1μm,具有强的应力敏感性和水锁效应;⑤不同阶段天然气成藏动力差异明显,早白垩世沉降阶段异常压力发育,成为天然气成藏主要动力,早白垩世之后抬升剥蚀阶段流体膨胀力成为天然气运移主要动力;⑥气藏具有超低含水饱和度特征,其主要受控于晚侏罗世—早白垩世高温、高压场的变化,高成熟阶段干气的充注以及成藏后期气藏泄漏逸散等作用;⑦天然气以垂向近距离运聚成藏为主,源内、近源含气组合气源充足、含气饱和度高、气藏规模大,远源含气组合以次生气藏为主,气藏规模相对较小。     

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。     

复杂孔隙结构储层地震岩石物理分析及应用

致密砂岩、碳酸盐岩气藏等多以低孔低渗储层为主,孔隙成因和类型复杂多样,孔隙度及渗透率对地震弹性模量和速度产生重要影响,为含气性预测带来很大困难。针对低孔低渗复杂孔隙介质,借助孔隙结构表征及地震岩石物理分析,评价孔隙结构的复杂性及孔隙流体分布的非均匀性对地震波速度的影响,揭示低孔低渗储层中地震波速度随物性、含流体性的变化规律。修正White模型描述低孔低渗储层地震频段纵波速度随含气饱和度的变化规律,建立低孔低渗储层含气饱和度定量预测模板,推动地震定量解释技术研发。研究成果在四川盆地须家河组致密砂岩气层含气饱和度地震定量预测应用中取得了良好效果。     

川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为:新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

截至目前,我国发现并成功开采的致密砂岩气藏主要分布于中西部地区,气源岩有机质类型为偏腐殖型;而天然气成因类型为油型气的致密砂岩气藏则较为少见,尚缺乏系统的研究。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田古近系始新统沙河街组三段(以下简称沙三段)气藏为例,应用地质、地球化学、测井等资料,对沙三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景进行了系统研究,并在依据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等成藏要素对天然气成藏阶段进行划分的基础上,根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系分析其成藏过程。研究结果表明:(1)沙三段气藏成因类型为油型气的致密砂岩气,具备有机质丰度及成熟度较高的优质烃源岩、累计厚度较大且分布范围较广的储集层、与烃源岩互层的良好的源储配置关系、充足的成藏动力及良好的封盖保存条件等有利的成藏条件;(2)沙三中—下亚段储集层致密,浮力作用下天然气很难发生有效充注,欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是天然气充注的主要动力;(3)沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注,致密砂岩气整体具有"先致密、后成藏"的特征,其成藏过程可分为4个演化阶段。     

裂缝对致密砂岩气成藏富集与高产的控制作用——以库车前陆盆地东部侏罗系迪北气藏为例

以库车前陆盆地东部侏罗系迪北致密砂岩气藏为例,探讨了裂缝对致密砂岩储层储集空间、渗流能力的影响机理,以及裂缝对致密砂岩气成藏富集与高产的控制作用。根据激光共聚焦显微镜观测统计,该区显微构造裂缝宽度半径主要分布在8~25μm之间,伴生微裂缝宽度半径主要分布在4~10μm之间,而喉道半径主要分布在1~4μm之间,裂缝宽度要大于喉道半径,作为主要渗流通道。饱和水岩心天然气充注物理模拟实验、压汞实验和气水两相渗透率实验表明,同等孔隙度条件下,裂缝发育的储层样品天然气更容易注入,排驱压力降低,进汞饱和度增加,气相渗透率增大。结果表明:裂缝对致密储层物性的改善起到关健作用,裂缝沟通孤立的孔隙形成连通的储集空间,沿裂缝易发育溶蚀形成新的孔隙,裂缝自身也可作为储集空间;裂缝提高了致密储层的渗流能力,降低了天然气运移所需的启动压力梯度,提高了天然气有效渗透率,使天然气充注效率增加,也有利于天然气的产出;裂缝发育的时间和空间位置不同,对致密砂岩气藏成藏富集及高产的控制作用也不同。     

川中地区龙王庙组油气差异聚集演化特征及其对气藏形成的影响

针对四川盆地川中地区安岳大气田龙王庙组气藏在不同构造位置上存在的显著特征差异,对整个川中构造带开展详细的气藏解剖与分析,明确了川中地区龙王庙组气藏存在着压力系统的差异、气水界面的不统一、储层沥青含量平面分布的不均以及烃类充注时间的不一致。通过对岩石矿物成岩次序厘定、包裹体拉曼成分分析、捕获温度测定、区域构造演化过程恢复,开展液态烃和气态烃的充注演化过程对比分析。结果显示:（1）川中地区存在三个明显的气藏压力系统,含气带与含水带间隔分布,从北向南气藏压力平均值逐渐降低,三个压力系统具有独立的气水界面;（2）不同含气系统中烃类的初始充注温度并不一致,早期液态烃充注的温度西高东低,具有从西向东差异聚集的演化过程;液态烃裂解时气态烃充注温度东、西构造高,中部温度略低。在气藏压力带划分和气水界面值确定的基础上,预测了不同含气系统有效气藏分布范围。      

莺歌海盆地坳陷斜坡带低孔特低渗气藏形成条件及勘探潜力

综合地化、储层、地震、测井、测试等相关资料,详细调查了莺歌海盆地坳陷斜坡带乐东峡谷水道已发现气藏特征及成藏关键地质因素,结果表明:该区中新统气藏具有"三低一高"(低孔、低渗、低含气饱和度及异常高压)和流度低的特点,类似于高温高压的致密砂岩气藏。坳陷斜坡具有形成低孔低渗砂岩气藏的有利条件:(1)发育高成熟富陆源有机质的中新统烃源岩及渐新统崖城组含煤烃源岩,烃源条件好;(2)中新统三角洲及水道-海底扇砂岩受强烈压实作用以及钙质胶结的影响,具低孔特低渗特征,分布较广且厚度大,构成了天然气的重要聚集场所;(3)天然气通过隐伏断裂沟源+接触式充注,"甜点"储层富集成藏。初步预测坳陷斜坡带南段具备千亿立方米以上天然气储量规模,勘探潜力大。