中—低丰度气藏盖层的空间分布及封闭特征

文中以四川盆地中部气田为重点解剖对象,在全面分析中—低丰度气田盖层发育特征基础上,系统分析了中—低丰度气田盖层发育特征、封闭能力及对天然气分布的控制作用。研究表明,我国中—低丰度气田盖层以泥质岩为主,单层厚度小,横向连续性差,分为分隔层、局部性盖层和区域性盖层3级。盖层排替压力较低,普遍小于5 MPa,但由于气田主要分布在凹陷区,地层倾角缓,较小的排替压力可以使天然气大面积成藏。盖层总体表现为3级封盖模式:分隔层直接封闭,局部性盖层封隔,区域性盖层总控。气藏在分布上表现为大面积连片。     

松辽盆地徐家围子断陷火山岩盖层封气能力综合定量评价

对松辽盆地徐家围子断陷14个火山岩盖层气藏解剖研究表明,徐家围子断陷白垩系营城组一段顶部火山岩盖层具有高声波时差和井径扩容的特征,岩性主要为凝灰岩、火山角砾岩等,厚度为0~80 m,是一套良好的局部盖层。在分析火山岩盖层封气能力的影响因素,即火山岩厚度、排替压力、断层垂向封闭性、天然气黏度和气藏压力基础上,建立了火山岩封气能力综合评价方法,并得到天然气储量丰度与其火山岩盖层封气能力综合评价参数a具有正相关关系。结合天然气储量丰度的划分标准,得到徐家围子断陷形成高储量丰度气藏所需要的a值大于或等于0.005 m•Pa•s,形成中等储量丰度气藏所需要的a值为0.005～0.002 m•Pa•s,形成低储量丰度气藏所需要的a值为0.002～0.0003 m•Pa•s,形成特低储量丰度气藏所需要的a值小于0.0003 m•Pa•s。由此得到火山岩盖层封气能力分布特征:封闭高储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷东北部地区;封闭中等储量丰度气藏的火山岩盖层全区基本均有分布;封闭低储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷中部和南部地区,西北部也有局部分布;封闭特低储量丰度气藏的火山岩盖层在全区零星分布,主要处于火山岩盖层的尖灭线附近。徐家围子断陷天然气的富集在一定程度上受到火山岩盖层封气能力的控制。     

中国裂谷盆地高效大中型气田形成的封盖条件

通过我国裂谷盆地大中型气田盖层封盖特征分析,定义和求取了气藏盖层封盖能力综合评价参数和气藏天然气聚集效率.通过我国裂谷盆地中16个大中型气田天然气聚集效率与其盖层封盖能力综合评价参数之间关系研究得到,二者具有正比关系,即盖层封盖能力综合评价参数越大,天然气聚集效率越高;反之则越低.裂谷盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为0.2×10-4Pa2*s.     

鄂尔多斯盆地东部上古生界盖层封闭性能评价

鄂尔多斯盆地东部上古生界油气资源丰富,勘探开发潜力大。近年来,随着对该地区成藏条件研究的不断深入,人们逐渐认识到盖层的有效性对天然气成藏具有关键作用。基于实测泥岩突破压力数据,结合测井、岩心资料,建立了鄂尔多斯盆地东部上古生界盖层突破压力测井计算模型,研究了盖层的空间展布和突破压力分布,揭示了盖层封闭性的控制因素,并结合生产数据对盖层封闭性进行了综合评价。结果显示：鄂尔多斯盆地东部上古生界主要发育3套泥岩盖层：石千峰组、上石盒子组和山西组。石千峰组盖层厚度最大,分布连续,且成岩阶段处于中成岩A期,泥岩塑性高,韧性好,突破压力较高,封闭性能较好,为全区的区域盖层。上石盒子组盖层相对较厚,成岩阶段介于中成岩A期到中成岩B期,但泥质粉砂岩和细砂岩与泥岩频繁互层,泥岩非均一性强,突破压力最低,盖层封闭性最差。山西组泥岩盖层厚度最薄,分布局限。但埋深最大,成岩阶段已经进入中成岩B期,泥岩塑性增强,突破压力最高,封盖能力最好,为下伏本溪组-山西组气藏的直接盖层。     

我国前陆盆地高效大中型气田形成的封盖条件

通过我国前陆盆地大中型气田盖层封盖特征分析，在定义和求取了气藏盖层封盖能力综合评价参数和气藏天然气聚集效率的基础上。对我国前陆盆地中12个大中型气田天然气聚集效率与其盖层封盖能力综合评价参数之间关系进行了研究，得到二者具正比关系，即盖层封盖能力综合评价参数越大，气田天然气聚集效率越高，反之则越低。前陆盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为9．7×10^8m／s。     

大庆长垣以东地区深层气藏盖层及其对天然气成藏的控制作用

在研究大庆长垣以东地区深层气藏盖层空间发育特征及微观封闭能力的基础上,对其封盖能力进行了综合评价。结果认为：较好盖层的平面分布控制着天然气藏的分布;登二段泥岩盖层封闭形成时期与侏罗系气源岩的大量排烃期的匹配关系好于泉一、二段;深层气茂盖层对天然气成藏在时间和空间上均起到了控制作用。     

致密岩性气藏储量评价和计算方法问题与对策——以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界气藏为例

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,上古生界地层为1套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辨状河碎屑岩沉积.在较强的成岩作用和上石盒子组区域盖层的封盖作用下,该气田在上古生界形成了由多层大型致密岩性气藏叠合的箱型气藏,具有"三低"的特点,多层合采提高了单井产能,达到了单层储量动用的目的及气田开发的经济效益.根据大牛地气田上古生界气藏地质和生产特征,提出以纵向叠合、平面连片的气层组(砂层组)为计算单元的储量评价、计算思路和方法以及纵向合层、平面碾平经济评价方案,解决了该气田单层产量低、经济评价效益低的问题,为类似致密岩性气藏储量评价和计算提供了思路和方法.      

盖层封闭天然气藏定量评价模型

为了定量评价盖层封闭天然气性能,分别建立了散失过程开始、封闭气柱最大高度、突破时间、逸散速率等指标的数学模型。依据东营凹陷深层泥岩实际地质资料,利用测井资料拟合出经验公式用以求取封盖参数;综合考虑盖层固有封盖性能、盖层阻滞天然气通过的阻力与气藏驱动力之间的差值、天然气突破时间与气藏成藏时间对比等因素,对东营凹陷沙一段和沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能进行了评价,结果表明沙一段盖层封闭天然气最有利地区为民丰洼陷,利津洼陷、博兴洼陷沙一段盖层不利于天然气的保存成藏;沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能较好的区域分布于利津洼陷、民丰洼陷,其次为牛庄洼陷。     

中国高效大中型气田形成的封盖保存条件

在分析中国不同类型盆地46个大中型气田封盖及保存特征的基础上,利用气藏盖层封盖能力综合评价参数对盖层封盖能力进行了研究,结果表明,前陆盆地大中型气田天然气封盖能力最好,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最差。根据天然气聚集时期的早晚对中国不同类型盆地大中型气田天然气保存特征进行研究,裂谷盆地高效大中型气田天然气聚集时期一般应为N及其以后,天然气保存条件较好;前陆盆地和克拉通盆地一般应为E—N及其以后,天然气保存条件相对较差。前陆盆地大中型气田天然气聚集效率最高,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最低。根据大中型气田天然气聚集效率与其封盖保存条件之间的关系,克拉通盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为3.1×109m/s,裂谷盆地约为7.0×109m/s,前陆盆地约为9.7×108m/s。图2表2参19     

东濮凹陷深层气盖层封闭性及有效性研究

在油气源充足的条件下,盖层的分布与封闭性能控制着油气的运移、聚集与保存,良好的盖层可以阻滞油气渗流运移并降低天然气的扩散散失,使其在盖层下聚集成藏。与油藏相比,天然气藏对盖层条件要求更高。文章从宏观、微观及时空配置关系等方面对东濮凹陷深层气盖层的特征、封盖能力及有效性进行了分析,认为东濮凹陷深层气盖层主要是沙三段的暗色泥岩及盐岩,盖层品质好、分布广、厚度大;盖层物性封闭能力以好为主,部分为中等;沙三段地层普遍存在的异常压力,对其下伏气藏构成超压封闭;深部盖层本身也是烃源岩,其中的天然气浓度高于下伏储层中的天然气浓度,烃浓度封闭作用明显;盖层初步具有封闭能力对应的封气门限时间大大早于生烃期;盖层的有效性显著。     

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鄂尔多斯盆地中部奥陶系古风化壳气藏有其特定的成藏组合。上、下古生界两套烃源岩提供了丰富的混源气，其上古生界烃源岩提供的气源较下古生界丰富；含膏云坪沉积微相带是本区有利储集体的发育区带，古岩溶斜坡区是有效溶蚀孔洞的主要分布区带，二者在空间上的 合，形成了大面积稳定展布的溶蚀孔洞储集体，为气藏的形成准备了主要的储集空间；直接盖层石炭系本溪组和间接盖层上古生界发育的多套封盖层的合理配置，是形成奥陶系古风     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

渤海湾盆地东濮凹陷天然气成藏条件与富集规律

渤海湾盆地东濮凹陷具有下第三系和上古生界2套烃源岩,生烃中心控制着气藏分布,构造特征控制着天然气的聚集,盐岩、厚层泥岩盖层有利于天然气藏的保存,生、储、盖组合关系决定了天然气纵向上的分段性。深层高异常压力和次生孔隙发育带是天然气富集高产的重要条件。东濮凹陷天然气分为上古生界煤成气和下第三系凝析气2种成藏模式,具有晚期成藏和幕式成藏的特点。东濮凹陷目前天然气剩余资源量较大,是中国东部重要的天然气勘探开发阵地,下一步应以下第三系凝析气藏和上古生界煤成气藏作为勘探的重点。      

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苏北盆地面积３．８×１０４ｋｍ２,天然气资源丰富,发育了海相下、中、上古生界三套巨厚烃源岩系和陆相早第三系及局部地区中、下侏罗统两套富含有机质的暗色泥岩。海相地层中由于裂隙、晶间孔、溶孔、溶缝及晶洞发育,弥补了原生孔隙储集能力的不足,使其变为有效的储集岩。陆相早第三系储层平均孔隙度大于２５％,渗透率大于１×１０－３μｍ２。盆地内纵向上发育四套区域盖层,自上而下为上第三系盐城组厚层泥岩、白垩系浦口组泥岩与膏盐层、二叠系龙潭组泥岩与煤层系、志留系高家边组泥岩,这些盖层分别封隔了新生界、中生界、上古生界及下古生界储层中的天然气,配置成四套有利的储盖组合。该盆地天然气类型主要有三种：生物气———低温热解气,如刘庄气田;油田伴生气———凝析气,如周庄、永安气田;多源混合气（含幔源气）,如黄桥气田。该盆地成藏控制因素有四：多气源、高生气强度;有利构造带;晚期断裂活动;地质背景不同,圈闭类型不同。综上所述提出苏北盆地今后天然气勘探的方向有三：小海—海安区块、淮阴区块和泰兴—如皋区块。     

鄂南富县地区上古生界天然气成藏特征分析

通过对富县地区上古生界的构造、烃源岩、储集岩、盖层等方面的详细分析,认为上古生界具有良好的成藏条件,圈闭类型为岩性圈闭。依据烃源岩与岩性圈闭的关系,将上古生界成藏组合划分为源内型和近源型两类,结合前人研究成果,建立了上古生界天然气的成藏模式。成藏研究表明,富县地区岩性气藏分布主要受烃源岩和储集岩分布控制,富县地区东北部是烃源岩和多层系叠合砂体发育区,是勘探评价的有利目标。     

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的分析,对研究区上古生界天然气富集主控因素进行了研究。研究表明,鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山西组1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高,山西组1段泥岩盖层厚度大于35 m的区域为山西组1段气藏有利成藏区,山西组1段泥岩盖层厚度小于35 m的区域则主要为石盒子组8段气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集,其中气源条件、山西组1段盖层条件相似时储层“甜点”控气,即储层质量越好天然气越富集;气源条件、山西组1段盖层条件均有利时,相对较差储层亦可成藏。值得注意的是,气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区,而是三者最佳配置、相互补偿形成的有利区。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田氦气成因来源及富集规律

近期勘探发现,鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田上古生界多口井天然气中氦气含量达到0.1%以上,具有较好的工业开发价值。基于天然气地球化学特征的系统分析,发现氦气含量分布介于0.045%～0.487%之间,氦气以微量组分赋存于以烃类气体为主的烃类—富氦气藏中。杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩中U、Th元素含量高于基底岩石,基底岩石中石英砂岩—石英岩U、Th元素含量稍高于片麻岩—花岗片麻岩;研究发现片麻岩—花岗片麻岩解析氦气丰度含量要高于石英砂岩—石英岩,煤系烃源岩解析氦气丰度远低于基底岩石,这主要与其生成的大规模烷烃气的稀释以及地质时代年轻有关,说明烃源岩作为潜在氦源岩所生成的氦气含量较低,无法形成具有工业价值的含氦气藏。东胜气田上古生界天然气伴生氦气³He/⁴He值介于(1.83～6.25)×10^-8之间,系统对比研究发现其来源于基底发育的太古界—中元古界变质岩—花岗岩系,氦气所赋存的天然气为典型煤型气,来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩,与伴生氦气具有不同的来源,二者具有异源同储成藏特征,伴生氦气在运移、聚集与成藏过程中与上古生...     

渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地成藏条件对比

对比渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地上古生界的油气成藏条件，二者在上古生界烃源岩厚度、有机质类型等方面差别不大，只是渤海湾盆地存在二次生烃，而鄂尔多斯盆地由于有机质演化程度较高，只有一次生烃；二者的上古生界储集层都属于低孔低渗类型，盖层对生成的油气都能起到很好的封盖作用，认为二者成藏模式十分相似。鄂尔多斯盆地的油气主要储集于岩性圈闭中，上古生界岩性油气藏在渤海湾盆地未来的勘探中值得关注。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气聚集规律

鄂尔多斯盆地北部上古生界是一个独立的含油气系统,发育完整的生储盖组合,利于天然气的聚集。位于乌审旗一带的大型生气中心,具有面积大、生气强度大、总资源量丰富的特点,为天然气的富集提供了物资基础。分布广泛,十分发育的河流、扇三角洲及潮坪等多种成因类型的砂体,为大中型圈闭的形成提供了广阔的空间,有利生储盖组合,为气田的形成创造了优越的条件;位于生气中心内及附近区域构造较高部位的大中型砂岩发育带有利于天然气的运移聚集,因而成为天然气的富集区带;岩性圈闭和构造-岩性圈闭面积大、含气层段多,成为该区主要的圈闭类型。根据以上特点分析认为,伊陕斜坡东段(新街-乌审旗-红石桥),杭锦旗断阶南部和天环坳陷(布伦庙地区)为今后的三大勘探目标区和主攻方向,首选目标则为新街-乌审旗-红石桥地区。     

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩油气盖层及其控藏作用

塔里木盆地下古生界发育巨厚的碳酸盐岩沉积，垂向上具有良好的生储盖配置条件，在长期的地质历史演化过程中，经历了多期成藏和多期改造，油气成藏条件十分复杂，下古生界碳酸盐岩盖层研究对于优选勘探层系和钻探目标至关重要。采用典型油气藏盖层分析、地震资料解释及实验分析等手段，总结归纳出两类区域盖层与两类局部盖层：两类区域盖层分别为上奥陶统暗色泥岩（“黑被子”）与中寒武统蒸发岩（“白被子”）；两类局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆泥岩（“新被子”）与内幕致密碳酸盐岩，并通过地震解释与井控的方法厘定了“黑被子”“白被子”“新被子”的分布。通过对已发现油气田（藏）盖层与成藏的关系、盖层之下油气藏类型的统计分析，认为区域盖层与下伏致密碳酸盐岩构成复式盖层控制主力成藏层位；局部盖层之下的油气藏类型主要受储层渗流能力控制，即局部盖层与均质储层组合表现为构造控藏特点，局部盖层与非均质储层组合表现为大面积准层状分布特点。建议将下古生界碳酸盐岩新区勘探重点方向调整为满西低凸起奥陶系与寒武系盐下白云岩；致密高阻碳酸盐岩的封盖能力存在风险，建议在开发阶段进行精细评价。