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。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与分布预测

在分析大量实验及统计资料的基础上,根据源岩、储层及构造条件,利用地质信息叠合法,预测吐哈盆地致密砂岩气的有利分布区。研究表明,吐哈盆地中、下侏罗统煤系烃源岩的母质类型主要为Ⅲ型,有利于大量生气,其中煤岩分布更为广泛,热演化程度中等—较高,供气能力更强。由于快速堆积和微弱的溶蚀作用,吐哈盆地水西沟群储层自侏罗纪末以来普遍致密化,裂缝和孔隙是影响储层含气的主要因素,三角洲相和冲积扇相为有利的"低熟"储层发育区。根据致密砂岩气的成藏特征,采用配置系数P,将有利区的定性预测进行定量化。结合源储配制地质评价,认为在吐哈盆地山前带地区水西沟群西山窑组地层中,煤系地层和炭质泥岩与储层叠置发育,有利于致密砂岩气的成藏。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与有利勘探领域分析

结合致密砂岩气藏特征及成藏条件,认为哈密四道沟低产含气区为典型的致密砂岩气藏发育区,有望通过新型大型压裂试油采出工艺技术攻关,获得稳定的工业气流,盘活哈密四道沟大型致密砂岩气藏。根据致密砂岩气勘探理论,认为吐哈盆地具备发育大型致密砂岩气藏的基本地质条件。分析认为吐哈盆地发育胜北、丘东、小草湖、哈密、托克逊五大成煤领域,气源岩条件优越,源储一体,紧密接触,致密砂岩气藏成藏条件好;巴喀水西沟群气藏的发现及大面积活跃的油气显示展示了吐哈盆地巨大的致密砂岩气勘探潜力。     

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。     

巴喀气藏特征与吐哈盆地致密砂岩气勘探前景

通过分析吐哈盆地已发现的典型致密砂岩气藏——巴喀气藏的成藏特征认为,主要控藏要素有：水西沟群煤系地层源、储互层,储层致密,基质孔隙储气,气层厚度大、连片广,以及＂甜点＂与构造裂缝和沉积微相密切相关等。类比、总结盆地致密砂岩气区域成藏地质条件,普遍具有烃源岩条件优越,发育与煤系源岩间互的大型沉积砂体,凹陷主体区持续沉降、烃源岩持续演化排烃等有利于源内大型致密砂岩气藏形成的有利条件。吐哈盆地北部山前带和胜北-丘东-小草湖洼陷的斜坡区具备千亿方规模的天然气勘探潜力。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探潜力分析

吐哈盆地是一个大型的富煤盆地,煤系源岩形成的气资源丰富,但烃源岩熟化速率低、储层物性差,具有发育大型致密砂岩气藏得天独厚的地质条件。按照成熟烃源岩、致密砂体和叠置关系三个主控因素来分析,认为吐哈盆地应该发育北部山前改造型和盆地南坡原生型两类致密砂岩气藏,有利勘探面积9 520 km~2,分布在八个区块,初步评价致密砂岩气资源量6 200×10~8m~3。     

吐哈盆地致密砂岩气勘探前景与关键问题讨论

吐哈盆地北部山前带柯柯亚地区的巴喀下侏罗统气藏具有储层致密、基质孔隙储气、气层厚度大、连片广、"甜点"与构造裂缝和沉积微相密切相关等致密砂岩气典型特征。吐哈聚煤盆地烃源岩条件优越,发育与煤系源岩间互的大型沉积砂体,台北凹陷主体持续沉降,烃源岩持续演化排烃,有利于源内大型致密砂岩气藏的形成。进一步总结认识致密砂岩气高产富集规律,整体评价全盆地致密砂岩气资源潜力,攻关突破"甜点"预测描述技术,是下一步勘探需要解决的关键问题。     

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。     

潍北凹陷深层致密砂岩气成藏特征

综合研究认为潍北凹陷已具备致密砂岩气成藏条件，即有利于形成致密砂岩气藏的构造条件，气源条件，低孔、低渗储层物性特征及良好的圈闭保存条件。国内外典型致密砂岩气成藏要素对比表明，潍北凹陷致密砂岩气藏具有以下特点:①深部典型的储盖组合，即第三系孔店组二段暗色泥岩、碳质泥页岩及煤层既为致密砂岩气藏提供充足的气源，又使天然气在孔二段的致密砂岩中富集成藏，形成下生上储上盖型和自生自储自盖型两种组合；②致密砂岩普遍含气；③气层具有低压异常。储层物性、构造活动及封闭条件等是影响该区致密砂岩气成藏的地质因素，其中储层非均质性、致密性和良好的封闭条件是最直接因素。     

吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征

丘东洼陷是吐哈盆地致密砂岩气勘探开发的重点地区。通过致密砂岩气、煤系烃源岩的地球化学实验等分析,研究了丘东洼陷中下侏罗统致密砂岩气地球化学特征、成因类型、主力气源类型与分布等。结果表明：丘东洼陷致密砂岩气以烃类气体为主,含量为56.8%～97.2%,非烃气体主要为N₂;天然气干燥系数（C₁/C_1-5）为0.79～0.89,全部为湿气;天然气均为热成因气,温吉桑地区致密砂岩气为煤型气,照壁山-红旗坎地区为混合成因气,鄯勒地区为混合气和油型气,柯柯亚地区为混合气和煤型气;丘东洼陷北部地区致密砂岩气成烃母质中含有一定量的腐泥组分,南部温吉桑地区生气母质以偏腐殖型有机质为主;依据烃源岩有机质生物来源构成与沉积环境等指标参数,将研究区中下侏罗统泥岩分为A、B、C、D  4种类型。精细气源对比表明,致密砂岩气烃源岩以煤系泥岩为主,煤岩不是主要的气源岩。有效泥质烃源岩发育区是寻找致密砂岩气“甜点”的重要方向。     

吐哈盆地北部山前带致密砂岩气藏控藏要素

在综合分析吐哈盆地北部山前带致密砂岩气成藏的有利地质条件和控藏要素基础上,指出北部山前带气藏具有油气同源、源储一体、近源聚集的特点.中下侏罗统水西沟群煤系地层是一套优质烃源岩,是研究区天然气富集的主要贡献者.水西沟群沉积期,辫状河三角洲前缘水下河道砂体发育,成为气的主要富集场所.构造高部位褶皱作用强烈,裂隙、微裂隙发育,提高了致密砂体的渗透性能,平缓的斜坡区后期构造运动改造弱,有利于形成大面积原生气藏.烃源岩在新近纪-第四纪进入大量生气期,成藏较晚有利于致密砂岩气藏的保存.     

吐哈盆地沙尔湖洼陷煤层气成藏地质特征

沙尔湖洼陷是吐哈盆地南缘一孤立的含煤洼陷,单煤层厚度达150 m,煤阶为褐煤,是我国罕见的富煤洼陷。以现有地震、地质、钻井及各类分析测试资料为基础,详细论述了洼陷煤层气的成藏基本地质特点,明确了洼陷中侏罗统西山窑组（J2x）巨厚煤层的宏观、微观组成、孔隙发育特征及煤层气的吸附性。洼陷内西山窑组巨厚煤层具有形成生物成因煤层气藏的地质条件,洼陷斜坡下倾部位易形成较高饱和度的煤层气藏,是勘探的有利场所。     

鄂尔多斯盆地定北区块太2段致密砂岩气层识别

鄂尔多斯盆地定北区块太原组2段储集层具有特低孔、特低渗、粒间溶孔发育、石英含量高及裂缝发育等特点。由于研究区砂岩储集层的特殊性,声波时差对孔隙度的敏感度受泥质含量影响较大,电阻率对岩石物性的响应“掩盖”了其对孔隙中流体的响应,声波时差、补偿密度与补偿中子曲线在裂缝和井径扩大的层段出现失真,补偿中子“挖掘效应”存在多解性。针对这些问题,提出了利用电阻率曲线进行辅助井径校正的方法,结合声波时差、补偿密度和补偿中子曲线,对该区太2段砂岩进行孔隙度解释,进一步对气层进行有效识别。     

台北凹陷下侏罗统致密砂岩气成藏条件与勘探方向

吐哈盆地下侏罗统油气资源潜力大,剩余资源量多,已发现的油气藏主要分布于台北凹陷胜北洼陷和丘东洼陷周边的正向构造带,以构造油气藏为主,洼陷腹部油气勘探研究程度低。基于对已知油气藏的解剖,对台北凹陷三大富烃洼陷的沉积体系、烃源岩、储集层和成藏条件开展系统研究。结果表明,台北凹陷水西沟群煤系烃源岩广泛发育,与辫状河三角洲砂岩大面积接触,利于形成近源致密砂岩气藏。下侏罗统发育圈闭型和连续型2类致密砂岩气藏,其中洼陷腹部是连续型致密砂岩气成藏的有利区,勘探应由源边正向构造转向富烃洼陷,由源上常规油藏向近源（源内）致密砂岩气藏转变,胜北洼陷和丘东洼陷腹部具备形成大气藏的条件,是下侏罗统近源大面积致密砂岩气藏勘探的有利区域。     

致密砂岩气藏含气控制因素研究与评价应用

探究致密砂岩气藏含气控制因素对实现致密气优质高效勘探开发有重要作用。研究认为致密砂岩含气储层主要受构造、岩性、物性和裂缝4种因素控制。构造高部是形成含气储层的首要条件,高含气储层对粗砂岩具有选择性,物性主要提供物质场所,裂缝发育是致密砂岩气层获得高产工业气流的关键因素。在搞清致密砂岩含气储层控制因素基础上建立了致密砂岩流体识别方法和储层分类标准,开展了气层识别与分类评价,实践应用取得了良好效果。     

鄂尔多斯盆地华庆地区致密砂岩油藏成藏条件研究

针对鄂尔多斯盆地华庆地区长₆油层组砂岩非均质性强、物性差,严重制约勘探与开发的问题,综合运用石油地质学、沉积岩石学、成藏动力学等理论,通过钻井、录井、测井资料,结合多种测试分析数据,对研究区长₆油层组致密砂岩油藏成藏条件进行深入研究。研究结果表明,华庆地区B257井区长₆致密砂岩油藏成藏主要受优质的烃源岩、良好的储层与油藏特征共同控制。最终依据油层组的沉积背景、构造条件、储层条件、烃源岩条件和生产情况确定了2个有利勘探区域。研究结果为华庆地区B257井区长₆油层组致密砂岩油藏的勘探与开发指明了方向。     

吐哈盆地致密砂岩微观孔隙结构评价方法研究

在研究吐哈盆地柯柯亚地区致密砂岩孔渗数据和压汞曲线特征参数的基础上,提出利用最大进汞梯度峰值,结合起始排驱压力和岩心孔隙度等参数,作为评价致密砂岩孔隙结构的重要指标,建立了一套适合吐哈盆地致密砂岩孔隙结构的新方法和思路,取得了较好的评价效果。     

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。