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致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术_图文

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致密 砂岩 油气藏 形成 机理 勘探 技术 图文
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1致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术(调研报告)编 写 人: 牛宝荣 孙占东主要参加人:王幸才 王琦 莫增敏 李元萍 杨 丹 王成辉审 核: 刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月2目 录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征…………………………..密砂岩的形成机制……………………………………………….密砂岩的封闭机理及储层特性………………………………….密砂岩油气藏特征……………………………………………….密砂岩气藏的划分………………………………………………. 两种气藏成藏特征异同点……………………………………….. 两种气藏成藏条件异同点……………………………………….. 两种气藏成藏模式及分布规律异同点…………………………..型致密砂岩油气藏实例…………………………………………………………………….国落基山地区深盆气藏………………………………………….尔多斯盆地上古生界深盆气藏………………………………….川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏………………….密砂岩油气藏的勘探技术…………………………………………………………………….….....震裂缝综合预测技术………………………………….…….....密砂岩油气层测井评价新技术……………………………..... ………………………….....密含气砂岩的多参数联合反演预测技术……………………探技术现实中的应用………………………………………411、屏蔽暂堵技术应用效果(以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例)……………………………………………………….......................密砂岩孔隙度计算方法的应用效果(以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例)………………………………………………………震裂缝综合预测技术应用效果(以川西 区侏罗系沙溪庙组地层为例)……………………………………………………………………..密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果(以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例)……………………………………………密砂岩气层的识别技术方法的应用效果(以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例)…………………………………..参数联合反演预测技术的应用效果(以川南须家河组致密砂岩储层为例)……………………………………………………………………..论……………………………………………………………....束语…………………………………………………………....密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用,其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构,具有较高的毛细管压力,由此演化成为低渗透致密砂岩。在影响致密砂岩形成的诸多因素中,网格状粘土矿物的演化堵塞孔隙形成微细喉道是主要因素,也是前提条件。在岩石沉积过程中和成岩作用早期,粘土矿物是以蒙脱石或蒙皂石颗粒无序分布于岩石颗粒之间,此时的粘土矿物只是存在于砂岩孔隙部分的空间,并不侵占孔喉通道,对岩石渗透率影响不大。随着成岩作用的不断加强,粘土矿物从蒙皂石向伊利石、绿泥石转化。当粘土矿物从以蒙皂石为主转化成伊蒙混层或绿蒙混层为主时,粘土矿物产状将发生较大变化,转化成有序结构,具有基质状、网格状、紊流状等微细结构,并均匀地充填于砂岩的孔隙和孔喉之中,堵塞孔隙和孔喉,使普通砂岩演变成致密砂岩。根据热演化原理及规律,粘土矿物蒙皂石开始大量向伊利石、绿泥石转化时的成岩阶段是在早成岩的 B 阶段—晚成岩的 A 阶段,5这时的古地温应大于 85℃。塔里木盆地英吉苏凹陷侏罗系储层就是以低渗透致密砂岩为主。如在英南 2 井 3410~3510m 井段存在致密砂岩,岩性为岩屑细砂岩、含泥岩屑细砂岩及部分粉砂岩,泥质含量较高,平均 孔隙度为 7%~10%,空气渗透率为( 10 。孔隙类型为残余粒间孔和少量粒内溶孔,粒间孔隙多被伊蒙或绿蒙混层网格状粘土充填。英吉苏凹陷侏罗系致密砂岩孔喉形状以管束状为主,并且具有很小的孔喉半径,平均 于 孔喉半径占76%, 占 24%。压汞分析资料表明其排驱压力较高,一般大于 均为 其之上的水层,排驱压力为 其之下的气层,排驱压力为 外,进汞曲线和退汞曲线显示两者的差异较大,表明孔隙的连通性比较差。2、致密砂岩的封闭机理及储层特性致密砂岩所具有的水锁现象增大了微细孔喉的毛细管压力,当这种毛细管压力大于气体的运移力时,便构成了油气盖层。水锁效应是致密砂岩成为油气盖层的关键,当孔隙中含有较高饱和度的地层水 时,即可在该致密砂岩层的上部或上倾部位形成气藏的盖层。在研究低渗透致密砂岩储层时得出结论,当含水饱和度达到 50%时,会产生较高的毛细管压力,这时在盆地中心的上倾部位会形成深盆气、盆地中心气藏的封盖层。例如,美国的大绿河6盆地、圣胡安盆地和加拿大的阿尔伯达等盆地的白垩系地层均存在由致密砂岩作为盖层的气藏。国内鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地上三叠统和塔里木盆地英吉苏凹陷侏罗系等均存在由致密砂岩构成的盖层。英南 2 井区气藏盖层是由致密砂岩微细孔喉所产生的较高毛细管压力来封闭的,这种毛细管压力是致密砂岩成为盖层的关键因素。根据天然气的扩散作用,提出深盆气藏的成藏是一动态平衡过程,即天然气由盆地深部向上运移时,需要克服上部致密砂岩所具有的毛细管压力,当气体的运移力小于或等于上覆致密砂岩的毛细管压力时,天然气得以保存而形成气藏。当气体的运移力大于上覆致密砂岩的毛细管压力时,气藏中的气体则会向上运移扩散,此时如果有持续的气源供给补充,则可使气藏相对保持一定的压力和储量,这样就形成了动态平衡的气藏。根据这种动态平衡原理,对盆地中心气藏、深盆气藏和持续聚集型气藏的致密砂岩封闭机理及油气运移成藏原理等可作进一步分析。天然气从生油气层向上运移进入圈闭及后期扩散要经历三个过程,即气体连续相、气体隔离相和气体游离扩散相。气体连续相 (低渗透砂岩储层)天然气经运移通道进入孔隙度渗透率相对较好的储层中(致密砂岩中的“甜点” ) ,气体以连续相存在,形成气藏充注保存部分。气体隔离相 (致密砂岩盖层)当气体运移到较好储层上部的致密砂岩段时,由于微细的孔喉通道和水锁效应,使得气体的运移力7小于或等于运移阻力,不能将微孔隙中的束缚水排替出去,因而被隔离在微孔隙中,形成气体隔离相,即气藏相对封隔部分。气体游离扩散相 (常规砂岩储层)气体进入隔离相后,上覆地层压力的进一步增加、致密砂岩储层孔隙的进一步减小以及地层温度的增加等因素使气体的运移力进一步增加,部分气体得以扩散到致密砂岩层之上的较好储层中,形成气体游离扩散相,这种上部储层一般以含气水层为特点。通过对美国大绿河盆地白垩系低渗透气藏的研究,提出了致密砂岩低渗透储层在不同含水饱和度情况下,其相对渗透率、毛管压力、束缚水饱和度和储层产流体性质的关系。在致密砂岩地层中,当含水饱和度在 50%以下时,束缚水饱和度比较低,储层以产气为主;当含水饱和度在 50%~90% 区间时,具有较高的束缚水饱和度,此时,储层不产气也不产水,反映为渗透率瓶颈 (具有盖层性质 );当含水饱和度大于 90%以上时,由于束缚水饱和度很高,致密砂岩储层仅微量产水。致密砂岩地层具有较宽的含水饱和度范围处于气体和水的渗透率瓶颈区,它可以构成区域性的油气盖层,这种性质非常有利于在区域上大范围分布的致密砂岩低渗透储层中寻找大气藏。3、致密砂岩油气藏特征与常规天然气藏相比,致密砂岩气藏具有以下重要特征: ① 低孔渗性 法界定致密层的物性条件是孔隙度小于 10%、渗透率小于 0。国内一般将致密砂8岩气的储层物性条件界定为孔隙度小于 10%、渗透率小于 0,赵澄林等根据我国各气田致密砂岩储层特征,将其进一步划分为好(致密) 、中(很致密)、差(超致密)3 类;② 常具地层压力异常 生致密砂岩气藏都属超高压,由于盆地后期抬升运动,气藏会逐步变为常压或负压; ③ 气水关系复杂、水的重力分异不明显,在毯状致密砂层中气和水呈明显的倒置关系,在透镜体状致密砂岩含气层系中一般无明显的水层,致密气藏一般不出现分离的气水接触面,产水不大,含水饱和度高 (大于 40%); ④ 深层浅层成藏关系密切 丰度超压天然气侧向运移困难,势必寻求垂向突破,产生烟囱作用,天然气通过断层或裂缝组系,向上运移至浅部物性较好的储层或裂缝系统中形成次生气藏。4、致密砂岩气藏的划分综合前人研究成果及国内外致密砂岩气勘探开发实际,再依据致密砂岩成藏与构造演化关系特征及其不同成藏规律,将致密砂岩气藏划分为 2 种类型:(1)“改造型”致密砂岩气藏。储层致密化既可发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前,也可发生在天然气充注之后。若储层后期致密,则对早期天然气聚集起着锁闭作用,晚期构造作用形成裂缝使气藏得到活化,以川西上三叠统须家河组(T 3x)超致密化、晚期裂9缝重组气藏为典型代表;若储层先期致密,则油气成藏主要依赖于晚期构造作用所形成的裂缝系统,以改善致密储层储渗能力,如川西侏罗系红层“次生”气藏(以新场气田为典型代表) 、川南受构造复合叠加控制的上三叠统须家河组气藏(以官渡气田为典型代表) ,皆属于这种情况。该类气藏的形成机理基本与常规天然气藏一样,但受后期改造作用影响大,成藏多受构造演化控制 (图 1)。(2)“原生型”深盆气藏。储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前。深盆气藏是一种机理类型,可定义为致密储层中与源岩紧密相连存在的气水倒置关系气藏。与一般致密砂岩气藏相比,其具以下特征 (图 1): ① 有利构造位置为深部凹陷、向斜中心或构造斜坡; ② 含气储层段与气源相接、相连或互相包容,气源岩主要为煤系地层,气源丰富; ③ 储盖一体,致密储层普遍含气; ④ 上倾方向气水关系倒置,下倾方向无底水。深盆气成藏不受构造圈闭10控制,微弱的构造作用是成藏有利条件,北美地区发现的致密砂岩气皆属于此类,如美国圣胡安盆地布兰科气田和加拿大阿尔伯达盆地西部的埃尔姆沃斯、牛奶河、霍得利气田。我国对深盆气藏的勘探和认识滞后于国外,目前还处于初期阶段,且我国深盆气成藏条件与国外存在较大差异,虽然我国深盆气藏有利分布区域广泛,但主要在鄂尔多斯盆地上古生界取得较大突破。种气藏成藏特征异同点“先成型”深盆气藏要求源藏伴生、源储一体,距离越近越好,直接接触或互层为最佳,天然气为“有根“状态;而”后成型“致密气藏聚集位置与气源岩既可以是近源也可以是远源。储层致密是 2 类气藏的共同表征,孔隙度小于 12%,渗透率一般低于 1×10。不同的是 “先成型”深盆气藏成藏时储层物性已经变得致密,而“后成型”致密气藏在气藏成藏时储层并非致密,而是由于受后期成岩演化或构造挤压而变得致密。2 类气藏最大的差异就是二者由于成藏机理的不同而导致的气水关系表征, “先成型”深盆气藏中的流体在剖面上表现为不服从重力分异原理的气、水倒置关系,而且同一储层中从下倾部位的饱含气层向构造上倾方向气水过渡带再向上渐变为饱含水带,气藏无明显的底水和边水,与常规天然气和“后成型”致密气藏的气上水下分布、服从重力分异原理形成了鲜明的对比。在压力方面, “先成型”深盆气藏的压力可为异常高压,也可为异常低压,是随着深盆气演化阶段的变化而变化的。而“后成型”11致密气藏的压力在理论上没有出现低异常的可能。同时两种气藏异常高压形成机制是不同的。 “先成型”深盆气藏异常高压主要是大量天然气生成导致的孔隙流体体积膨胀增压,而“后成型”致密气藏除成烃增压外,还存在着岩石致密化导致的孔隙体积缩小。构造强烈挤压的应力传递等机制。“先成型”深盆气藏的形态、大小和边界不受构造等高线的控制。而“后成型”致密气藏圈闭类型主要为背斜型气藏,气藏的形态和大小通常与构造等高线密切相关,储层致密化以后,气藏由于后期构造运动改造的影响,其形态也可变得复杂多样、两种致密砂岩气藏地质储量都很大, “先成型”深盆气藏由于致密储层大面积分布,含气厚度大、范围广,可形成所谓的“满盆气藏” ,但天然气的储量丰度较低;而“后成型”致密气藏由于受常规构造、地层、岩性圈闭的控制,分布范围相对较小,连通性相对较差,含气面积最大不超过圈闭范围。 “先成型”深盆气藏储量计算通常视储层的体积而定,而“后成型”致密气藏则依据圈闭规模及充满度而定。源条件充足的气源是形成天然气藏的基础,因此二者都需要有良好的气源条件。 “先成型”深盆气藏对源岩条件要求相对苛刻一些,要求源岩有机质含量高。干酪根类型以Ⅲ型为主、演化程度高、分布面积大、厚度大等,而且更关键的是生、排气高峰出现的地质时代较晚且持续时间较长,乃至现今仍有较强的生气能力,这是深盆气藏12动态圈闭具有一定规模并能保存至今的最重要的物质保证。而“后成型”致密气藏要求的源岩相对于“先成型”深盆气藏就要宽泛得多,气体来源多样,可以一次性供应,也可以是多期供应,成藏后与源岩的关系不密切。集条件2 类气藏最大差异在储层条件上。成岩演化程度高、比较致密是二者共同的特征。所不同的是致密化与烃源岩大量生、排烃高峰期之间的先后关系不同。 “先成型“深盆气藏要求致密储层在大区域内的广泛展布,储层倾角都较小,目前在国内外发现的深盆气藏中,一般不超过 15°,相对于“后成型”致密砂岩气藏,它不仅可以储气,还可以作为气散失的遮挡层。 “后成型”在储层致密化之前为常规气聚集原理,物性条件越好,天然气越容易在其中运移和聚集,对成藏越有利。储层致密以后,由于后期构造运动的影响,在储层内部形成裂缝发育带对改善储层的物性条件也是比较有利的。层条件盖层对天然气形成和保存均具有重要作用,二者在盖层封盖机理上存在很大差别。 “先成型”深盆气藏盖层条件对顶、底封盖的要求都重要。深盆气藏顶部封盖条件可以是常规意义上的大范围分布的致密页岩或泥岩,也可以是不需要常规意义的盖层,而是储层中气水界面处的力平衡界面 (气体热膨胀力+气体浮力=毛细管力+静水压力) 或者是发生 “水阻效应 ”,形成水封型气藏。深盆气藏底部封隔层可由储气层底部发育的非渗透性封隔层实现,或者由储层自身13成岩压实作用实现,也可由储层下伏源岩层来实现。 “后成型”致密气藏成藏的时候属于常规气藏,因此,它必须要有良好的顶封盖层。闭条件“先成型”深盆气藏不需要传统意义上圈闭条件,力平衡界面是该类圈闭的最大边界。深盆气藏圈闭类型主要为生烃补给与散失平衡的动态圈闭动态性特征较强,在深盆气藏圈闭的内部通常发育一些相对高孔渗的砂体 (甜点) 形成一些圈闭类型,一般以岩性圈闭、成岩圈闭、裂缝圈闭为主。 “后成型”致密气藏圈闭以静态为主,可有短暂的动态。气藏在储层致密化以前,圈闭类型主要以构造型和岩性地层型圈闭为主。储层致密化以后,气体已经不可能大规模运移,在晚期构造运动以及叠加裂缝系统作用的改造下,形成了以古构造、古圈闭为背景的多种类型复合圈闭,如构造造层- 岩性、断层气面积最大不超过圈闭范围。移条件致密储集层紧邻烃源岩上下发育是形成深盆气的关键地质条件。由于致密储集层的物性与烃源岩相差无几,因此天然气的二次运移与初次运移的条件基本相同。而且二者在时空上合为一体,因此深盆气运移的过程也就是深盆气聚集的过程。天然气的(初次) 运移距离短,深盆气藏由于不存在底水和边水,浮力作用无法产生,随着气体的不断供给,在压实作用。生烃膨胀力等驱动下排替自由孔隙14水,气水界面沿储层向上倾方向整体推移,压实作用和气体生烃膨胀力则成为其运移的主要动力;而气水之间的毛细管压力和天然气藏上覆的地层水柱压力构成了天然气运移的主要阻力。深盆气运移的相态主要以游离气相为主;深盆气藏不存在优势运移通道,主要在侧向输导层中整体排驱水进行运移。 “后成型”致密砂岩气藏初次运移主要以生烃膨胀力为主;二次运移以浮力驱动、构造运动直接作用和水动力为主要动力源。天然气在输导层中的运移随不同时期、不同地域、不同层位和地质条件变化引起的温度、压力、介质成分不同而呈现多种复杂的运移相态,包括水溶相、游离气相、油溶相。天然气运移方向既有垂向,也有侧向,其中垂向运移距离可达3000~4000m。 “后成型 ”气藏存在气体优势运移通道,在完全致密化之前的输导层为断层、不整合和连通性较好的高孔渗砂体,致密化以后主要为后期改造作用形成的裂缝系统。存条件气藏的构造简单且断裂、裂缝及微裂缝不发育、水动力条件比较微弱、源岩生排烃高峰期比较晚,现今仍在生气、地层倾角平缓、大面积的致密储层发育等因素对深盆气藏的保存都非常有利。储层易于产生裂缝的脆性地层或位于地应力集中部位的构造裂缝带不易形成深盆气藏,位于构造应力屏蔽部位的砂泥岩碎屑岩地层最有利形成深盆气藏。强烈的构造运动和水动力条件对“后成型”致密砂岩气藏的保存也是不利的。储盖组合15在“先成型”深盆气藏内部,源岩同时可以是储层或封隔层,深盆气藏具有更多的“自生自储”特征。而“后成型”则有多种生储盖组合形式,如自生自储式、远源它储式等。种气藏成藏过程和成藏机理异同点对“先成型”深盆气藏的成藏机理很多学者已作过研究。最早有人认为,这种特殊的、非常规的气藏是属于水动力造成的“悬挂式”气藏;为,气水相对渗透率的变化可以为这种气藏提供遮挡条件,水饱和度高可以形成水堵,水饱和度为 60%时,岩石对气几乎完全不渗透,从而在含气部位上方形成水堵封闭;为深盆气藏是一种动态圈闭,它实际上不存在封堵条件,只是气体不断散失和持续补给的动平衡结果;为,这种气藏是由毛细管力造成的,即进入低渗透岩石中的天然气,在克服孔隙中充满水的毛细管压力之前,它们是不会发生运移的,只有随着天然气的不断补给,下倾部位的孔隙压力增大,气体才会克服毛细管限制力向上倾方向运移。庞雄奇等将深盆气藏成藏机理总结为力学平衡 (供气热膨胀力+气体浮力= 毛细管力 +静水压力) 和物质平衡 (深盆气藏赋集气量 =源岩供给气量 两种机理;通过力学平衡可以确定深盆气藏最小埋藏深度,通过物质平衡可以确定深盆气藏的圈闭范围。“后成型”致密气藏,储层致密化过程发生在气源岩大量生、排烃之后,天然气大规模运移聚集发生在储层致密化之前,致密化前后都有天然气运移和聚集的条件。成岩早期储层物性相对较好,16孔隙度和渗透率相对较高,既能储集气又能提供良好运移条件,气体在储层中二次运移的阻力相对较小,运移过程中遇到构造高点或其他合适的圈闭时,可按常规气藏的成藏模式聚集分异,具备正常的生、储、盖组合和气水分布特征,因此气藏聚集早期符合常规气成藏机理。从生烃高峰到某储层进入致密化前的那一段时间,是该储层的聚集关键时期,源岩大量生排气后,储层在成岩作用或构造挤压作用下逐渐致密化,储层中的天然气由于孔隙格架逐渐被压缩,孔隙逐渐减小,气体逐渐被排出孔隙中,圈闭中气体的容积逐渐变小,地层压力不断升高。当储层致密化超过致密化边界,气体已经不可能大规模运移和聚集,但是在晚期构造运动相对强烈的地区,天然气后期改造比较严重,早期天然气聚集分布的格局进入了晚期重新分配、调整。富集的复式成藏的过程。种气藏成藏模式及分布规律异同点通过对 2 类致密砂岩气藏成藏特征、成藏条件、成藏机理的详细总结,对他们的成藏模式进行了分类。根据“先成型”深盆气藏发育的构造背景及形态,可将其分为3 种成藏模式:1) 凹陷中心对称分布成藏模式; 2) 前陆侧缘斜坡分布成藏模式;3) 构造斜坡分布成藏模式。将“后成型”致密气藏成藏模式概括为“早常规式成藏模式,并划分为 3 个不同的成藏阶段: 1)原生常规储层天然气聚集阶段。此阶段源岩的生排烃作用达到高峰,储层未致密化,天然气还能够进行常规运移和正常的重力分异,因此,该阶段天然气按17常规天然气藏差异聚集原理富集,形成以常规背斜圈闭为主 (可能有部分非背斜圈闭)的气藏;2) 储层致密化改造阶段。生排烃高峰期结束,储层在成岩作用或构造挤压作用下,储层逐渐致密化,气体已经不可能大规模运移,先前形成并被大体上保留下来的天然气,在没有断裂系统的直接参与下一般变动不会太大。但是在晚期构造运动相对强烈的地区,天然气后期改造比较严重,甚至被破坏。此阶段气藏形态可变得不规则,天然气圈闭由早期的常规圈闭经历了强烈的改造后变得较为隐蔽,预测识别难度大幅提高;3) 复式成藏阶段,现今天然气分布和圈闭特征是由复式成藏特征决定的,早期常规富集,晚期强烈改造,形成了早期与晚期!构造与非构造、成岩圈闭与次生溶蚀、断裂裂缝破坏与天然气疏导及储层改造等因素交错叠加、复合形式成藏的局面。“后成型”致密砂岩气藏通常在构造高点,主要围绕古隆起、古圈闭分布。晚期由于构造运动的影响,天然气在纵向上分布比较广泛,古圈闭、古气藏受后期构造运动的破坏,在浅层合适的圈闭中可形成浅层次生气藏。二、典型致密砂岩油气藏实例1 加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏阿尔伯达盆地位于落基山东侧,内部构造格局简单,为一巨大的西倾单斜构造,地层厚度由西向东呈楔形急剧减薄,中生界厚度达4600m。深盆气藏主要分布于盆地西部最深坳陷的深盆区,在其中发现了 20 多个产气层段,含气面积 62160尔伯达深盆气藏有18以下几个特殊成藏条件:(1) 气源供应充足。深盆气藏烃源岩主要为上白垩统海相页岩和下白垩统海陆交互相含煤层系。有机质含量丰富,是理想的气源岩。其中下白垩统煤层及含煤层系平均有机碳含量可达 10%,为盆地主要生烃岩系。盆地西北部的艾尔姆华士气田在下白垩统地层中存储有约 1640×108t 的煤炭资源,测算煤层气资源量达 2830×1082)储层致密。深盆气藏储层包括了整套中生代地层,主要是白垩系致密砂岩层系。储层物性在其上倾方向的斜坡区较好,向下倾方向的深盆区变差,孔隙度降低至小于 10%,0。储层大面积饱含气,局部发育高孔、高渗砂岩发育带,即甜点。(3)气水分布关系倒置。气水分布关系服从储层的构造控制,在构造下倾方向上,储层物性较差,为饱含气;在构造上倾方向上,储层物性逐渐变好,但饱含水。气层段和水层段之间没有岩性或构造阻隔,仅表现为气、水含量百分比的逐渐过渡。气水过渡带的平面宽度在 10m 左右,深度范围一般在 760~1370m 之间。(4)地层流体压力异常。在地层的压力- 深度曲线上表现出 2 个主要的压力系统,一个是正常压力系统,主要与常规气藏对应;另一个是异常低压系统,主要与深盆气藏对应。白垩纪地层中天然气可采层段地层压力表现为异常低压。2 美国落基山地区深盆气藏美国落基山地区西侧以逆掩断层带开始,向北与加拿大阿尔伯19达盆地西侧逆掩带对应,向东、向南依次散布着 20 多个盆地。沉积地层总厚度由西向东递次减薄,在各盆地内部也有楔形特点。落基山地区盆地内部的深盆气藏集中出现于盆地向斜中心、构造凹陷或可延伸至盆地斜坡带下倾部位,深盆气藏储气层段以透镜状致密砂岩为共同特征,一般为多层同时饱含天然气,埋藏深度一般在 1500m 以下。(1)气源。从已发现的深盆气藏看,煤系地层的分布对深盆气藏致密储层的供气过程具有重要作用,其生烃过程具有层位多、气源近、面积广、时间长等特点,其最大厚度分布区与深盆气藏发育区在平面上吻合,垂向上互层。(2)储层。气藏储层的孔隙度一般介于 7%~15%之间,渗透率通常为(10 以低孔、低渗的透镜状砂岩体为基本特征。(3)气藏特征。明显的气水倒置关系。在深盆气藏储层中,饱含气带和饱含水带之间没有明确的岩性、地层或构造遮挡,但气、水之间却形成了较为稳定的渐变关系,由气水倒置关系存在而产生的结果是在气藏区内形成 2 套流体压力系统,上部的含水段为正常流体压力系统,下部的饱含气段则以高异常地层压力或低异常地层压力为主,表现为较复杂的气藏分布特征和压力系统。3 鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏中国致密砂岩含气领域虽广阔,但类似北美“深盆气”的目前只在鄂尔多斯盆地有发现。鄂尔多斯盆地列为确定性高的深20盆气地区。鄂尔多斯盆地构造简单稳定,主体为一个大的东高西低平缓斜坡,盆地主体几乎无断层,局部构造也不发育。(1)气源。鄂尔多斯盆地上古生界有效源岩层包括石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组 3 套海陆过渡相含煤岩系,其中煤、暗色泥岩是主要烃源岩,总体表现为在盆地内呈广覆型展布,东西两缘厚而中央隆起带相对薄的特点,区内源岩与砂岩多为互层。(2)储层。盆地上古生界砂体较发育,二叠系山西组和下石盒子组砂岩最发育,物性较差,孔隙度平均值小于 8%;渗透率小于1×10,是典型的低孔、低渗致密储层。(3)气藏特征。鄂尔多斯盆地中部地区上古生界储层普遍含气,北部构造高部位为“水区” ,反映深盆气藏的“气水倒置 ”特征。鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏现今整体表现为负压异常,且压力分割性较强。许多学者对鄂尔多斯盆地上古生界深盆气成藏条件、特征等做过研究。与北美地区典型深盆气藏有所区别的是,鄂尔多斯盆地上古生界在储层先期致密化后形成了原生深盆气藏,之后由于盆地抬升遭受剥蚀经历了深盆气藏的改造,但由于没有形成大的断裂活动,因此也就没有对深盆气的保存条件产生太大的影响。4 四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏(1)气源。四川盆地西部 源丰富,据计算,川西坳陷须家河组生气总量达(270~432)×10 14坳陷主体部位生气强度高达100×10141(2)储层。中生界储层主要发育于上三叠统须家河组及侏罗系。储层总体上表现低孔渗、高含水饱和度、非均质性较强,为致密集空间主要为次生溶蚀孔、剩余粒间微孔和普遍发育的微裂缝;生储互层之间排烃条件良好,断裂及裂缝网络是有利天然气运移通道,各种类型圈闭甚多。(3)气藏特征。有关川西坳陷中生界陆相致密砂岩成藏问题,许多学者都进行过研究,形成的认识多样,总体可归结为“早常规,晚改造”的复式成藏模式,属于“改造型”致密砂岩气藏。王金琪 “早聚晚藏”观点认为,川西坳陷在储层致密化前,油气向古隆起和其他圈闭聚集,储层进入一般致密化阶段后,在盆地中心形成大面积含气区,超致密化把早期聚集的油气封固起来,喜马拉雅期隆升、褶皱,断层裂缝发育,出现晚期成藏高潮,形成了一类为 缝重组气藏,一类为红层(J)远源次生气藏。杨克明在此基础之上提出“早聚、中封、晚活化”理论认为早期“古构造”是天然气聚集的基础,中期“致密化封存”是天然气保存的条件,晚期“裂缝活化”是天然气富集的关键。三、致密砂岩油气藏的勘探技术据统计,全球已发现或推测发育致密砂岩油气的盆地有70个, 主要分布在北美、欧洲和亚太地区。目前国外所探明的大型致密砂岩油气藏主要以深盆油气藏为主,主要集中在加拿大西部和美国西部,22例如早在1927 年发现于年美圣·胡安盆地的深盆油气藏,1976 年在加拿大的阿尔伯达盆地西部深坳陷区北部发现的埃尔木沃斯致密砂岩油气田。我国自1971 年发现川西中坝油气田之后, 也逐步系统地开始了对致密砂岩含油气领域的研究。我国致密砂岩油气藏分布领域广泛,类型多样,王金琪将其概括为4 大含油气区,即川西超致密砂岩含油气区、鄂尔多斯深盆含油气区、松辽断陷致密砂岩含油气区和准南深埋致密砂岩含油气区。目前国外致密砂岩油气藏研究及勘探侧重点在“原生型”深盆油气藏, 对其理解存在2 个基本方面:一是以阿尔伯达为代表的深盆油气概念, 其在表现方式上更典型化; 二是以美国西部盆地为蓝本的深盆油气藏特征, 在存在形式上更普遍化。二者均是深盆油气成藏研究和勘探分析的标准和模板。但对深盆油气藏的成藏机理及成藏模式的理解认识还存在较大争议, 有待全面深入化。我国深盆油气藏研究起步较晚, 目前总体上还处于初期阶段, 多采用地质类比分析方法。但我国盆地的实际地质条件与北美地区存在较大差异, 故在实践中常缺乏进一步深入的依据。近年来我国深盆油气藏勘探在鄂尔多斯盆地上古生界取得突破, 但在深盆油气成藏理论和勘探技术方面仍存在许多急需改进的问题。深入分析深盆油气在我国的分布类型及表现形式, 也是 我国深盆油气藏前景评价的重要基础之一。我国地质结构复杂, 致密砂岩油气藏在造山带前陆盆地、断陷盆地和相对稳定地台均有分布, 类型多样, 且由于后期多被深埋和构造运动活跃, 成藏复杂, 勘探难度大。除“原生型”深盆油气藏外, 还发现了“改造型”致密砂岩油气藏, 23该类油气藏成藏主要依赖于有利古构造、古圈闭及后期构造演化的控制, 由于其成藏机理与常规油气藏类似, 故其勘探研究易于深入, 是目前我国致密砂岩油气藏研究的主要目标领域。相信随着勘探技术方法的提高、各类型油气藏成藏理论的深入和完善, 致密砂岩油气藏储量将在我国油气资源中占有越来越大的比例。同时,对致密砂岩存在的非常规地质特征及其研究描述方法进行综合描述、为经济勘探该类非常规油气资源提供理论依据则迫在眉睫。1、用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力致密砂岩气藏超低含水饱和度、天然裂缝发育和低孔低渗等独特地质特征,使其在作业过程中易发生工作液侵入,影响气层识别和气井产能,尤其由水基工作液侵入或水在井底聚集产生的水相圈闭是致密气层第一位和最基本的损害因素。致密气层损害后,储层测试表现为超低渗透,产气量低,出水量极小或无,乃至判定为干层,不具开采价值。测井解释通常给出异常高的含水饱和度,储量计算偏差大。如果探井受到损害,将可能低估资源量,甚至导致整个油区或油田不能及时发现,严重制约致密砂岩气藏的发现和经济开采。应用屏蔽暂堵钻井完井液在井壁形成薄、韧和光滑的滤饼,能提高井眼质量和减少固相和液相侵入地层,防止气层损害。致密砂岩气藏使用屏蔽暂堵技术后,一般不像高渗油气藏那样产量大幅度提高,为减少作业环节,一般不进行 试而进行增产改造措施。因此,屏蔽暂堵技术应用效果难于评价,致密气藏是否进一步应用气层保护技术成为争论的焦点。a 屏蔽暂堵技术改善测井环境:24测井环境如井径、滤饼、井壁粗糙度、钻井完井液侵入带等非地层因素不可避免地对测井响应产生重要影响,致使测井解释结果不能真实精确地反映储层情况。屏蔽暂堵技术通过在钻井液中加入架桥粒子、填充粒子和变形粒子在近井带形成渗透率为 0 的滤饼,阻止工作液固相和液相进一步侵入,从而改善井径规则程度和井壁质量,为测井评价正确认识、评价气层创造了良好条件。滤饼质量高温高压酸溶解堵评价仪上进行4 块岩心动态损害评价实验。结果表明,屏蔽暂堵技术在井壁快速形成了高强度、薄而致密屏蔽环,能减少滤饼和侵入带对测井曲线的影响。井壁粗糙度降低测井仪器和井壁的摩擦,减少测井过程中的不规则跳、抖动,提高曲线的可视性和纵向分层能力,从而使储层岩性、物性的测井响应特征在一定程度上得到改善,提高解释精度。现场资料表明,屏蔽暂堵技术实施后,电测一次成功率明显提高,大多数井的测井一次成功率为 100%。井径塌、畸变常使测井数据采集环境恶化而影响测井质量,造成储层评价不准确和油气识别困难。屏蔽暂堵技术在近井壁形成渗透率较低的内外滤饼,不仅减少钻井液滤液的浸泡产生的水化分散和剥落掉块,而且有效地隔离 2 个压力系统,此时的正压差可起到稳定井壁,在一定程度上防止井径扩大的效果。井径规则不仅可以减少测井仪器和井壁发生碰撞,减少测井曲线上非地层因素的毛刺干扰,而且可减少井径扩大导致的测井响应失真。屏蔽暂堵技术应用以后,各气层段扩径现象大为减少,25平均扩径量明显降低,井眼变得规则光滑。b 屏蔽暂堵技术提高气层测井响应:气层特征常表现为低自然伽马,自然电位明显负异常,高声波时差和高深侧向电阻率。屏蔽暂堵技术的核心是快速、高效地形成屏蔽环,减弱、甚至消除固相和液相侵入造成的不利影响。应用比较理想的保护技术后,测井质量会有所提高,气层响应将会更明显。自然电位层段自然电位基本上都从正幅度变为负异常。井段的平均自然电位负幅度增加了,都不同程度地加大了气层识别的响应(图 2) ,尤其是一批高产井层的自然电位负异常显著,坚定了选层和试获高产气流的认识。自然伽马而使储层段与非储层图 2 屏蔽暂堵技术实施前后井段测井综合成果图段的差异更明显,便于储层识别与发现。屏蔽暂堵技术应用后,自26然伽马测井 位在目的层位都大幅度下降。这表明了屏蔽暂堵的实施在减少对自然伽马测井的干扰起到了一定的作用。声波时差多井段声波时差出现了具气层特征的“周波跳跃”现象,声波时差也不同程度地增加。固相和液相侵入程度、侵入量减小,有利于提高声波时差,更加真实反映气层段的真实情况。当钻井完井液固相与孔喉不匹配时,孔喉越大,固相侵入有可能越深。井段声波时差增加幅度越大,恰好说明侵入剖面与储层物性有直接的联系。电阻率段电阻率大幅度提高,这可能与层段物性较好和初始含水饱和度较低有关。毛细管自吸实验表明,相对物性好和含水饱和度低的储层更易发生毛管自吸作用,随着自吸的进行,岩样含水饱和度增加,电阻率显著降低(图 3) ,当自吸时间到达 100 分钟时,电阻率下降幅度变小。裂缝存在将增加工作液滤液自吸速率(图 4) ,低初始含水饱和度也将加速毛管自吸进行。因此,屏蔽暂堵通过在钻井液中加入与裂缝宽度和基块孔吼相匹配的图 3 毛管自吸过程中电阻率和吸水量随时间变化27图 4 毛管自吸过程中吸水量随时间变化暂堵粒子,在井壁快速地形成优质滤饼,阻止了滤液毛管自吸和钻井完井液漏失,降低了侵入深度,改善了电阻率测井对气层的响应。这可能就是屏蔽暂堵技术实施后发现目的层段高产气层的主要原因。2、致密砂岩孔隙度计算方法孔隙度数据不仅对计算储层含油饱和度至关重要,而且对石油、天然气等资源的储量估计,为国家制定未来发展计划,都具有十分重要的意义。为更好地解决孔隙度计算问题,通过对组、段的具体分析,用多元统计回归方法,采用多条测井曲线,分组段建立孔隙度的计算公式。首先对数据进行筛选,去掉坏井眼、质量不好的点后得到的样品进行了分类整理,然后用多元统计回归建立孔隙度与测井数据之间的回归公式。利用新建立的回归公式编程,处理实测的测井数据,然后计算孔隙度与取心孔隙度对比来验证计算结果的准确性。多元统计分析方法:多元线性回归是研究一各变量对多个变量线性依赖关系的统计方法。设有因变量 y 和 m 个自变量……们之间关系为 y=β 0+β 1 2+β
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