致密砂岩气聚集模型与定量模拟探讨

将致密砂岩气聚集带划分为连续带和过渡带,并建立相应的地质模型。连续带位于构造低部位或斜坡处,砂岩直接覆盖在烃源岩之上,具有天然气大面积连续分布,上部不受盖层控制,下部无明显底水等特点;过渡带紧邻连续带,位于斜坡的上倾方向或构造较高部位,砂岩与烃源岩没有直接接触,天然气主要分布在储层物性相对较好的“甜点”中,天然气藏具有常规气和连续气2种特点。连续带以纳米级孔喉结构为特征,天然气运聚主要驱动力为生气产生的超压;过渡带以微米级孔喉结构为特征,天然气运聚主要驱动力为浮力。基于上述认识,建立“排挤式”和“置换式”致密砂岩气聚集数值模型。该模型在四川盆地合川地区的应用效果符合率达到90%,指出还有一半的天然气资源未被发现,主要分布在合川地区东北部、潼南地区北部和潼南地区东南部。     

四川盆地合川地区致密砂岩气藏特征与分布预测

四川盆地合川地区须二段气藏具有低孔、特低渗的特点,属于典型的致密砂岩气藏。盆地模拟结果显示:须二段经历了快速埋深、抬升、再埋深和再抬升4个阶段;在白垩纪之前须二段已完成压实成岩阶段;其下须一段开始生气时间为侏罗纪末,大量生气时间为白垩纪,进入新生代后不再生气;主要成藏期为白垩纪中后期,即天然气主要成藏事件发生在砂岩致密之后。根据先致密、后成藏的地质模型和致密砂岩气藏非浮力驱动的特点,建立数值模型,并采用该模型定量模拟致密砂岩气资源丰度的分布,模拟结果发现:在已发现的合川1块和潼南2块,预测结果符合率达到88%,说明预测模型是合理的;该区还有约一半的天然气资源未发现,主要分布在合川东北部、潼南北部和东南部。     

中国近海天然气地质特征与勘探新领域

经过近20年的大规模勘探和综合研究,中国近海天然气地质特征逐渐明晰。中国近海生气凹陷可划分为煤系烃源岩、“陆源海相”烃源岩和中深湖相烃源岩生气凹陷等3类。煤系烃源岩生气凹陷和“陆源海相”烃源岩生气凹陷主要分布于东南沿海盆地的外带,凹陷以生气为主,形成了4个储量近千亿m3的气区。中深湖相烃源岩生气凹陷主要位于东南沿海盆地的内带和克拉通内裂谷盆地,所属4个凹陷以生油为主兼生气,气田规模均为中小型。受晚期快速沉降影响,3类凹陷的气源岩普遍超压或强超压,生排气时间均较晚。受凹陷结构和新构造期断裂活动控制,天然气的运移分侧向运移、垂向运移和构造脊控制下的阶梯状运移等3类。储层以第三系砂岩为主,其次为前第三系火山岩、变质岩,已有商业性气藏的储层均为常温常压。气藏盖层有超压的,也有不超压的,天然气聚集具动平衡特点。圈闭主要是构造圈闭和有构造背景的复合圈闭。中国近海大中型天然气田的勘探方向主要是含煤富气凹陷,受勘探程度的影响,浅水区应先关注富气凹陷及其周边的有利复合圈闭,深水区则以构造圈闭和复合圈闭为主要目标。     

鄂尔多斯盆地临兴区块上古生界致密砂岩气藏成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界致密砂岩气资源潜力巨大,多层系发育优质气层,预测致密砂岩气资源量超千亿方,但构造背景特殊、储层非均质性强,造成气-水分布规律复杂,成藏地质条件及主控因素复杂多变,勘探开发难度较大。立足于系统梳理临兴区块致密砂岩气藏成藏条件,从平面上沉积模式、垂向上的生-储-盖组合及其耦合关系、时空上的气-水分布规律和天然气成藏过程中的差异聚集特征入手,揭示研究区整体非均质性背景下的差异富集规律,指导鄂尔多斯东缘千亿方大气田的勘探及高效开发。明确了烃源岩-储层-输导体系的配置关系：煤系烃源岩有机质丰度高,生烃潜力好,为大气田的形成奠定了基础;断裂的适度发育纵向沟通了煤系烃源岩及海相障壁海岸-潮坪及陆相河流-浅水三角洲沉积体系的砂岩储层,纵向上构成了下部源内、中部近源和上部远源3套成藏组合。深化了储层致密化成因及致密砂岩气成岩-成藏耦合关系,指出致密砂岩气藏具有“先致密后成藏”的特征。剖析了致密砂岩气藏天然气运移聚集机制,认为烃源岩生烃形成的超压是天然气运移的主要动力。建立了充足气源条件下、不同构造区带的多层系准连续选择性成藏模式,提出致密砂岩气具有“烃源控潜、构造控区、微相控储、物性控藏”的特点。天然气在烃源岩大量持续生烃背景下,优先选择断裂适度发育,构造活动强度适中,有利砂体及高渗物性条件背景下聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组致密气富集主控因素

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气勘探成效显著,较之于下二叠统山西组和中二叠统下石盒子组八段,上石炭统本溪组致密气的勘探潜力更大,但对于后者天然气成藏机理的认识却相对不足、致密气富集的主控因素不清,给油气勘探评价选区造成了困难。为了给该盆地本溪组致密砂岩气的勘探提供依据和参考,在统计分析本溪组165口井测试结果、总结气水分布特征和气井产能变化特征的基础上,采用地质分析、物理模拟和数值模拟相结合的方法,研究了致密砂岩气富集的主控因素,探讨了本溪组致密砂岩气的成藏机理,进而预测了致密砂岩气富集的有利区。研究结果表明:(1)本溪组致密砂岩气层在平面上主要分布在三角洲前缘分支河道相带和潮坪砂坝相带上,埋深在2 800 m左右;(2)气井产能与煤层厚度、砂体厚度及渗透率存在着一定的正相关关系,但相关性不强;(3)烃源岩排烃强度与储层孔隙度耦合关系、储层储能系数和超压分布为气层分布的主控地质因素,其中烃源岩排烃强度与储层孔隙度耦合关系控制着致密气的分布范围,储能系数控制着致密气的富集层位,而超压分布则控制着致密气的富集程度。结论认为,鄂尔多斯盆地本溪组致密砂岩气富集有利区主要位于生气强度大于3×108 m3/km2的潮控三角洲与浅海过渡带以及浅海砂坝区。     

吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩气成藏条件

吐哈盆地台北凹陷侏罗系水西沟群钻探发现较大规模的致密砂岩气藏,迫切需要在该区开展天然气成藏条件研究,寻找有利勘探区域。为此,从烃源条件、储层特征及分布等方面分析了该区2套主力产层（下侏罗统三工河组和八道湾组）的成藏条件,结果认为：①该区煤系烃源岩品质好、厚度大,生气强度大,富气条件优越;②储层分布稳定,厚度大,物性致密,常规气藏形成条件欠佳,但能形成致密砂岩气藏;③气藏类型为“先成型”致密砂岩气藏,存在2种不同的成藏模式。通过评价生烃强度、储层发育程度、源储配置关系等指标,划分出托克逊、苏巴什-连木沁等8个致密砂岩气有利勘探区域,其中的高渗透带及构造有利部位是“甜点”有利分布区,整体勘探潜力大。     

准噶尔盆地腹部深盆气成藏条件及识别标志

通过对烃源岩、储层以及形成深盆气的地质作用进行分析,研究了准噶尔盆地腹部深盆气成藏的理论条件.准噶尔盆地侏罗系烃源岩成熟度较高,以生气为主;侏罗系砂岩岩屑含量高,煤层发育,颗粒偏细,导致砂岩储层在成岩过程中被快速压实,变得致密.在烃源岩大量生烃前,砂岩储层已经达到深盆气成藏的临界条件,为深盆气的成藏提供了条件.准噶尔盆地腹部超压系统内气测活跃,储层致密,超压顶界穿层,封闭层主要为砂岩,所有这些特征表明超压是由生烃作用引发的,是伴随着深盆气成藏过程而形成的.因此,超压可以作为深盆气系统的识别标志.     

南堡凹陷沙三段致密砂岩气成藏条件

在对烃源岩和储层基本特征分析的基础上,采用生烃潜力法恢复了烃源岩的排烃历史,并从数值模拟的角度研究了储层孔隙度的演化历史。结果表明,渤海湾盆地南堡凹陷沙河街组三段具有良好的致密砂岩气成藏地质条件：中等-好的供气源岩和广泛分布的致密储层,烃源岩与致密储层紧密相邻,天然气成藏时间和储层致密时间配置较好。烃源岩的排气高峰时间是在馆陶期到明化镇早期,储层致密的时间是馆陶末期到明化镇早期。在生烃增压造成的气体膨胀力作用之下,天然气可近源聚集在紧邻烃源岩分布的致密透镜状岩性砂体中,形成连续型致密砂岩气藏。     

吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏特征与勘探方向

为进一步明确吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏特征与勘探方向,开展了吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏类型、成藏特征、有利勘探方向评价研究。认为吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏分为背斜构造型、构造—岩性复合型和动力圈闭型3类,构造—岩性复合型致密砂岩气藏主要分布于胜北生气中心及周缘,储集砂体主要为湖底扇砂砾岩和三角洲前缘砂体,综合评价为II类储层,是勘探最有利的气藏类型。研究结果表明：①湖底扇砂砾岩、三角洲前缘细砂岩与构造匹配形成构造—岩性复合型致密砂岩气藏,砂砾岩、粗砂岩的抗压实能力优于细砂岩,粗粒度砂体的储集物性优于细粒砂体;②吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气资源量为2 400×10⁸ m³,胜北洼陷是最有利生气中心,勘探潜力大;③三工河组储层可分为4类,位于胜北生气中心的胜北洼陷南部斜坡带、胜北洼陷洼中隆起区、鄯善弧形带三工河组储层主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层,是致密砂岩气的主要勘探有利区。     

珠江口盆地惠州凹陷古近系水溶气资源潜力

基于水溶气形成基本原理,结合惠州凹陷古近系烃源岩层系地质条件,采用网格化运算方法定量分析了惠州凹陷古近系烃源岩层水溶气资源量及其利用前景。惠州凹陷古近系主力烃源岩文昌组和恩平组生气量充足,其内砂岩储集层整体上处于弱超压—超压状态。根据文昌组与恩平组厚度、砂岩含量、孔隙度、含水饱和度、地层压力、温度、矿化度等参数计算,其水溶气资源量分别为1 791.49×108m3、2 688.5×108m3,相当于常规气资源量的1.19倍、3.46倍;假设地层压力由弱超压—超压降至常压状态,文昌组、恩平组可分别脱溶天然气80.84×108m3、97.04×108m3。可见在富气盆地的高压储集层中,水溶气不仅是潜力巨大的非常规资源,而且通过降压脱溶还可为常压的常规气藏提供可观的气源补充。     

济阳坳陷致密砂岩储层油气成藏机理探讨

致密砂岩储层渗透率小于10×10-3μm2,由于其储集空间类型及特征的特殊性,在油气成藏机理方面与常规油气藏存在根本的区别。该文从分析"根缘气"的形成条件及成藏特点出发,以模拟实验为基础,根据济阳坳陷致密储层特点,探讨油气成藏机理:致密储层油气运移成藏以超压充注为主,超压传递到达的边界就是其含油(气)边界,超压梯度大,油气充注的距离和圈闭滞留的范围就大,含烃饱和度也相对高。通过成藏相似性研究认为,济阳坳陷致密砂岩油气藏具以下特点:①烃源岩持续供烃,源内及附近储层蕴含着大量的分异性较差的油气;②致密砂岩储层"相势控藏";③具有大面积分布致密油气藏的条件,勘探潜力大。      

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。     

Characteristics and accumulation mechanism of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic, northern Ordos Basin, China

The Ordos Basin is a significant petroliferous basin in the central part of China.The Carboniferous and Permian deposits of transitional and continental facies are the main gas-bearing layers in the north part of the basin.The Carboniferous and Permian natural gas reservoirs in the northern Ordos Basin are mainly tight sandstone reservoirs with low porosity and low permeability,developing lots of ＂sweet spots＂ with comparatively high porosity and permeability.The tight sandstones in the study area are gas-bearing,and the sweet spots are rich in gas.Sweet spots and tight sandstones are connected rather than being separated by an interface seal.Sweet spot sand bodies are vertically and horizontally overlapped,forming a large gas reservoir group.In fact,a reservoir formed by a single sweet spot sand body is an open gas accumulation.In the gentle dipping geological setting and with the source rocks directly beneath the tight reservoirs over a large area,the balance between gas charging into tight reservoirs from source rocks and gas loss from tight reservoirs through caprock is the key of gas accumulation in tight sandstones.Both the non-Darcy flow charging driven by source-reservoir excess pressure difference and the diffusion flow charging driven by source-reservoir gas concentration difference play an important role in gas accumulation.The results of mathematical modeling indicate that the gas accumulation cannot be formed by just one of the above mechanisms.The diffusion of gas from source rocks to reservoirs is a significant mechanism of tight sandstone gas accumulation.     

吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向

吐哈盆地侏罗系水西沟群具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件,煤系地层长期大量生排气态烃为形成致密砂岩气藏提供了充足的气源,烃源岩与储集层呈互层紧密接触有利于气源内致密砂岩成藏,致密砂岩中气体的运聚与常规气藏有明显的差异,在“活塞式”充注条件下,致密砂岩气藏的含水率明显偏高,压力也呈现出高（低）压异常。吐哈盆地南部斜坡区及北部山前冲断带地区,源岩与储集层配置条件优越,是寻找致密砂岩气藏的有利区域。     

致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

致密砂岩气资源量潜力巨大,已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。根据成藏期储层物性控制成藏机理,可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3种类型。致密深盆气藏具有近源运聚、持续充注、非达西渗流的特征,成藏动力主要是超压压差和源储压差,含气性受充注压力、储层物性、非均质性和渗透率级变系数的共同控制,特殊的"动力圈闭"成藏机制决定了其成藏过程的多阶段性及复杂的气水分布关系。致密砂岩气大规模富集成藏需要具备大面积高丰度的烃源岩、与源岩紧密接触的大面积非均质致密储层、区域性盖层及平缓的构造背景4个条件。     

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有“两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注”的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。     

致密砂岩气的成藏机理及勘探前景

致密砂岩气作为一种非常规油气资源,具有良好的勘探开发前景,越来越受到研究人员的关注。在前人研究的基础上,总结归纳了致密砂岩气藏的类型、成藏机理,揭示出致密气藏成藏的根本条件为天然气源岩、致密化储层及有效烃源岩与致密储层的直接接触;同时也阐述了致密砂岩气藏的地质特征,其中包括生、储、盖、圈、运、保、成藏、分布等,并对未来该类气藏的研究作出展望。     

紫金山热事件对鄂尔多斯盆地东缘B区块致密气成藏控制作用

通过对鄂尔多斯盆地东缘紫金山火成岩岩体空间分布刻画和演化过程分析,结合其周边B区块致密气成藏过程恢复,探讨了紫金山火山活动对致密气成藏的控制作用。研究认为：从空间分布来看,紫金山岩体地下最大分布范围是地表出露面积的17倍;紫金山火山主要活动时间处于区域成藏期内,火山活动促进了区域生烃作用,加速了火成岩周边13.5km范围内源岩的成熟和生烃作用;火山活动造成断裂和裂缝的发育,导致了天然气沿断裂快速向浅层垂向运移成藏,是远源成藏的主要原因;火山活动产生的大量裂缝改善了周边3~15km范围内储层的渗透性;火山活动带来的隆升和断裂作用破坏了紫金山顶部保存条件,造成了局部超压封盖的开启,破坏了先存致密气藏。通过对生烃、运移、储集、封盖和保存过程的影响,紫金山火山活动控制了周边致密气藏分布特征。     

四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩封隔型超压系统压力结构特征

致密砂岩气层系通常发育封隔型超压系统,但是封隔型超压系统压力结构的实例研究少见报道。四川盆地北部元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩层系发育典型的封隔型超压系统。基于丰富的实测压力数据,勾画了致密砂岩封隔型超压系统的压力结构轮廓;应用烃源岩与致密砂岩地质、地球化学以及构造演化分析资料,阐述了封隔型超压系统压力结构的影响因素。研究结果表明,须家河组致密砂岩封隔型超压系统的压力结构表现为各砂岩层段以及同一砂岩层段纵横向上压力系统彼此封隔不连通;呈现了多尺度、多层次的封隔型超压系统的特征。烃源岩生烃强度与超压发育幅度成正比,天然气充注是超压发育的主要动力机制;砂岩整体致密化形成了超压系统的背景,区域性泥岩和泥岩间层以及致密砂岩层系内部超致密砂岩层段的发育分布,构成了多尺度、多层次封隔型超压系统的总体格架。