“改造型”致密砂岩气藏特征:以吐哈盆地巴喀气田下侏罗统八道湾组为例

受后期多阶段构造活动的影响,原生致密砂岩气藏或后期储层致密化的常规天然气藏经多期改造调整可形成"改造型"致密砂岩气藏。根据烃源岩排烃天然气充注期同砂岩致密化期的先后顺序和后期构造活动影响两个因素,"改造型"致密砂岩气藏可划分为A、B两种类型;A类的储层先致密,后成藏,再改造,B类则是先成藏、后致密、再改造。受北部博格达山多阶段造山运动的影响,吐哈盆地巴喀气田发育A类"改造型"致密砂岩气藏;甜点分布受局部构造高部位的控制明显,物性甜点和裂缝型甜点是主要的甜点类型。"改造型"致密砂岩气藏的形成可划分为物性圈闭的形成和初期充注阶段、差异聚集阶段、初始改造阶段、强烈改造及残存阶段共4个阶段。由于经受多期构造活动的改造,最终形成复杂多期叠合的"改造型"致密砂岩气藏,总体表现出受构造高部位主导的甜点型富集的特征。     

吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层分析及孔隙度演化定量模拟

在吐哈盆地巴喀气田八道湾组砂岩储层特征及控制因素分析的基础上,以地史时间和埋藏深度为变量,以现今孔隙度为约束条件,紧密结合埋藏阶段分析和关键成岩阶段窗口分析,分阶段建立了巴喀气田八道湾组储层从埋藏初始直至现今的孔隙度演化定量模型,动态体现了整个孔隙度演化过程。定量模拟结果表明：研究区储层总孔隙度演化是一个七段式分段函数,各个阶段孔隙度演化或遵循减小模型或遵循减小与增大的叠加模型;机械压实阶段的孔隙度减小模型是以埋深为自变量的函数,压实和胶结综合作用阶段则是以埋深和埋藏时间为变量的函数;孔隙增大模型适用于Ro值范围为0.6～1.0的溶蚀作用窗口内;早期的纯机械压实作用使八道湾组储层已接近致密,溶蚀作用之前的压实和胶结综合作用导致储层致密化,而后期溶蚀作用仅在一定程度上提高了孔隙空间。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律

川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏含水特征及气水分布主控因素分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透砂岩气藏的典型代表,主力含气层盒8段储层物性差、非均质性强、气水关系复杂。根据储层非均质性、孔喉结构配置关系将盒8段储层水分为吸附水、毛细管水、自由水3类,其中吸附水主要吸附于岩石颗粒表面;毛细管水存在于非均质性较强储层的毛细管中;自由水发育在孔隙结构和物性较好的储层。根据区域生烃强度、储层非均质性及微观孔隙结构特征,分析了控制气水分布的主要因素:生烃强度控制气水分布总格局,储层横向非均质性控制储层局部气水分布,微观孔隙结构控制地层水赋存状态。     

吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩储层特征及影响因素分析

吐哈盆地台北凹陷水西沟群碎屑岩储层获得了高产气流,但由于储层物性较差,岩性致密,针对该储层的储集空间特征及其影响因素的研究分析对水西沟群致密砂岩层段取心的35口井,共385.2m的岩心进行样品采集,共采集样品350余块,制作铸体薄片344块,应用显微镜进行样品的微观组成特征分析;同时应用扫描电子显微镜、阴极发光仪和激光共聚焦显微镜对50余块样品深入研究。研究结果表明水西沟群储层以分选中等,磨圆较差的岩屑砂岩为主;储层压实作用强,粒间孔基本消失,主要的显孔类型为粒内溶蚀微孔,其次是基质晶间微孔和微缝,这三类微型储集空间组成了油气的主要储集空间。通过对砂岩成分组成、成岩环境,成岩作用的研究,认为吐哈盆地台北凹陷水西沟群砂岩储层早期快速压实致密化,后期在微溶蚀和压碎作用共同影响下形成了有效的"三微储集空间"。     

致密砂岩气层的测井评价--以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例

大牛地气田山西组一段储层的孔隙度和渗透率均低、孔隙结构复杂、非均质性强，具有低压、低产的特征。利用测井资料，采用人工神经网络技术对致密砂岩的岩性进行了识别，共识别出中—粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩两种岩性，结合三种孔隙度测井方法进行了孔隙度和渗透率的预测，利用岩电实验资料，建立了储层微观孔隙结构与胶结指数、饱和度指数、岩石弹性力学参数之间的统计关系，获得了有效的饱和度评价参数，提高了饱和度的解释精度。并以压汞、相渗等岩芯分析资料进行了束缚水饱和度的解释，并采用多种交绘图技术，有效地识别了致密砂岩气层。该方法的特点是充分放大测井信息对天然气的响应特征，增强了气层和干层的判别差异。实践表明，上述方法对于鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层测井评价的符合率达到95％以上。     

新场气田上消溪庙组致密砂岩气藏中高产带分布规律

根据新场气田上沙溪庙组致密砂岩气藏的特点,采用多学科联合攻关手段及致密化背景上寻找储渗差异性的技术思路,以动态特征为线索,追溯了储渗静态标志,确认了储渗差异现象的成岩环境,指出了形成高产富集带的地质模式。进而筛析并形成了以测井相及地震波形识别法为主的储渗体差异性识别技术,总结了操作性强的四类储渗体综合判别模型,探索运用地震多参数组合定量评价方法,完成了对Ⅰ,Ⅱ类含气砂体储集层分布及气藏中高度富集带     

鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界致密砂岩气藏气源对比

本文通过碳同位素数据比对、常规天然气组分分析,结合区域地质背景,对鄂尔多斯盆地东南部气田的气源进行了研究。结果表明：鄂尔多斯盆地东南部气田的主力烃源岩为煤层,含气层位出现碳同位素倒转现象,山西组山2段和本溪组主要为煤型气中混入少量油型气,而山西组山1段和石盒子组盒8段则是成藏期经历了多期充注所导致;CH₄、CO₂和iC₄/nC₄三个指标在近源和远源层位之间分馏效应明显,层位之内分异不明显,这与致密砂岩近源的“幕式”充注和远源的“准幕式”充注有关。通过对气源的研究,认为优质煤层和近源厚层砂体叠合的区域是本地区未来勘探开发的首选区域。     

吐哈盆地砂岩型铀矿U-Pb同位素地质特征

吐哈盆地十红滩砂岩型铀矿主要成矿年龄为48±2 Ma、28±4 Ma.盆地西南部蚀源区觉罗塔格山片麻状花岗岩的形成年龄为422±5 Ma、斑状花岗岩的形成年龄为268±23 Ma.赋矿地层西山窑组(J2x)砂体碎屑锆石U-Pb等时线年龄为283±67 Ma,证实花岗岩侵入体是含矿砂体的主要物质来源.含矿层位的富铀沉积砂体及蚀源区富铀的岩体、石炭系碎屑岩以及火山碎屑岩等,构成铀成矿铀源.     

川东北地区须家河组致密砂岩气藏异常高压成因

对川东北地区各种超压潜在成因的系统分析结果表明,欠压实作用不是异常高压成因,现今异常高压主要由天然气的充注增压(充气作用)和中燕山—喜山期的强烈构造挤压形成。利用SRK实际气体状态方程对元坝、通南巴气田充气增压贡献进行了计算:元坝气田天然气的充注增压平均为25.21MPa,平均增压幅度60.86%;通南巴气田天然气的充注增压平均为45.81 MPa,平均增压幅度72.04%。其余主要为构造挤压增压,增压幅度在元坝、通南巴气田分别为39.14%和27.96%。中燕山—喜山期构造挤压活动强度的差异控制了应力释放区的分布和储层抬升降温降压的幅度,从而控制了现今压力场平面分布特征。通南巴地区由于晚期强烈的构造挤压活动,使其现今正处于应力充分释放的泄压区,充气增压、构造挤压之后降压过程的发生是其现今超压强度较低的主要原因。     

致密砂岩气藏成藏过程的物理模拟实验

致密砂岩气藏具有广阔的资源前景，可以有效地弥补常规天然气资源的不足。但其成藏过程和气水分布关系的研究是一个相对不足而又非常重要的领域，它的完善直接关系到勘探的成败。本文正是针对这一研究领域，采用物理模拟实验方法，通过实际资料的调研，建立了二维的实验模型，对致密砂岩气藏的成藏过程和气水分布关系进行了模拟。实验结果表明，致密砂岩气藏的成藏过程可以分为三个阶段，分别为：充注前期(能量积累阶段)、充注期（幕式充注成藏阶段）、充注后期（气藏保存阶段）。其中，幕式充注成藏阶段是致密气藏成藏的关键时期。而导致气水分布关系复杂的原因在于储层的非均质性。     

塔巴庙气田上古生界致密储层裂缝系统基本特征及其在天然气成藏中的作用

塔巴庙地区位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡构造带上,构造平缓,一般认为不具备裂缝发育条件,然而大量岩心观察、薄片分析、物性测试、测井及试井资料证实,研究区上古生界发育以垂直或高角度裂缝为主的区域性分布构造裂缝系统,与区域构造变形具有同序性;其次为与地层局部挠曲变形有关的低角度构造裂缝系统。我们结合研究区裂缝系统的形态、产状、密度及裂缝分布范围等表观特征和前人区域应力场演化研究成果后认为,与区域水平挤压应力为主的多期隆升构造有关的区域性裂缝系统在塔巴庙地区天然气成藏过程中起双重作用,在自生自储组合中区域性裂缝以输导作用为主,在下生上储组合中储集作用为主。天然气成藏模式的建立,无疑对塔巴庙主力目的层盒2 3的勘探开发提供一定指导作用。     

苏里格大型致密砂岩气田储层结构与水平井提高采收率对策

在分析苏里格气田辫状河体系及储层结构特征的基础上,提出了剖面储量集中度的概念,建立了厚层块状型、垂向叠置泛连通型、分散局部连通型、分散孤立型4种砂体分布模式,探讨了不同储层结构下的水平井采出程度,提出了水平井提高采收率技术对策。研究结果表明,辫状河沉积体系复合有效砂体由于“阻流带”的存在,直井动用不完善,水平井能克服“阻流带”的影响,提高层内储量动用程度;但由于砂体多层状分散分布,水平井开发会导致纵向含气层系储量动用不充分,影响层间采出程度。对于剖面储量集中度高的厚层块状型、垂向叠置泛连通型储层,采用水平井整体开发,Ⅰ+Ⅱ类井比例达70%以上,可显著提高储量动用程度和采收率。对于剖面储量集中度低的分散局部连通型储层,采用直井井网开发后进行甜点式优选水平井井位加密部署,可提高采收率10%以上。     

Pore-Throat Combination Types and Gas-Water Relative Permeability Responses of Tight Gas Sandstone Reservoirs in the Zizhou Area of East Ordos Basin,China

With the aim of better understanding the tight gas reservoirs in the Zizhou area of east Ordos Basin, a total of222 samples were collected from 50 wells for a series of experiments. In this study, three pore-throat combination types in sandstones were revealed and confirmed to play a controlling role in the distribution of throat size and the characteristics of gas-water relative permeability. The type-Ⅰ sandstones are dominated by intercrystalline micropores connected by cluster throats, of which the distribution curves of throat size are narrow and have a strong single peak(peak ratio 30%). The pores in the type-Ⅱ sandstones dominantly consist of secondary dissolution pores and intercrystalline micropores, and throats mainly occur as slice-shaped throats along cleavages between rigid grain margins and cluster throats in clay cement.The distribution curves of throat size for the type-Ⅱ sandstones show a bimodal distribution with a substantial low-value region between the peaks(peak ratio 15%). Primary intergranular pores and secondary intergranular pores are mainly found in type-Ⅲ samples, which are connected by various throats. The throat size distribution curves of type-Ⅲ sandstones show a nearly normal distribution with low kurtosis(peak ratio 10%), and the micro-scale throat radii(0.5 μm) constitute a large proportion. From type-Ⅰ to type-Ⅲ sandstones, the irreducible water saturation(Swo) decreased; furthermore, the slope of the curves of Krw/Krg in two-phase saturation zone decreased and the two-phase saturation zone increased,indicating that the gas relative flow ability increased. Variations of the permeability exist in sandstones with different porethroat combination types, which indicate the type-Ⅲ sandstones are better reservoirs, followed by type-Ⅱ sandstones and type-Ⅰ sandstones. As an important factor affecting the reservoir quality, the pore-throat combination type in sandstones is the cumulative expression of lithology and diagenetic modifications with strong heterogeneity.     

A Volumetric Model for Evaluating Tight Sandstone Gas Reserves in the Permian Sulige Gas Field,Ordos Basin,Central China

To accurately measure and evaluate reserves is critical for ensuring successful production of unconventional oil and gas. This work proposes a volumetric model to evaluate the tight sandstone gas reserves of the Permian Sulige gas field in the Ordos Basin. The reserves can be determined by four major parameters of reservoir cutoffs, net pay, gas-bearing area and compression factor Z, which are controlled by reservoir characteristics and sedimentation. Well logging, seismic analysis, core analysis and gas testing, as well as thin section identification and SEM analysis were used to analyze the pore evolution and pore-throat structure. The porosity and permeability cutoffs are determined by distribution function curve,empirical statistics and intersection plot. Net pay and gas-bearing area are determined based on the cutoffs, gas testing and sand body distribution, and the compression factor Z is obtained by gas component. The results demonstrate that the reservoir in the Sulige gas field is characterized by ultralow porosity and permeability, and the cutoffs of porosity and permeability are 5% and 0.15×10~(–3) μm~2, respectively. The net pay and gas-bearing area are mainly affected by the sedimentary facies, sand body types and distribution. The gas component is dominated by methane which accounts for more than 90%, and the compression factor Z of H_8(P_2h_8) and S_1(P_1s_1) are 0.98 and 0.985, respectively. The distributary channels stacked and overlapped, forming a wide and thick sand body with good developed intergranular pores and intercrystalline pores. The upper part of channel sand with good porosity and permeability can be sweet spot for gas exploration. The complete set of calculation systems proposed for tight gas reserve calculation has proved to be effective based on application and feedback. This model provides a new concept and consideration for reserve prediction and calculation in other areas.     

川西坳陷中段上三叠统须二段气水分布特征及成因机理

川西坳陷深层上三叠统须家河组储层致密化严重,气水分布十分复杂,已经成为制约天然气勘探和开发的关键问题。在对须二段致密气藏地质特征、流体特征和气水分布特征研究的基础上,结合研究区实际地质条件,综合物理模拟实验的结果,揭示了该区复杂的气水分布成因机理。研究结果表明,川西坳陷须二段天然气主要为煤型裂解气,地层水型主要表现为CaCl2型,属于高封闭环境下的地层水。试气资料和测井解释结果表明,川西坳陷深层须二段主要以气层和含气层为主,局部井为气水同层和纯水层,地层水无成层性,水的分布表现出串珠状残留地层水的特点。孤立的地层水不受构造的控制,水的产出并不表现出上水下气或上气下水的特点,由于储层非均质性强,在深盆气形成过程中,气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间,而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替,形成“残留地层水”,物理模拟实验结果也证实了这一点。     

准噶尔盆地深层致密油储层特征及致密化成因——以莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组为例

综合利用岩心、岩石薄片、扫描电镜及测井等资料,对准噶尔盆地莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组致密油储层特征及其致密化成因进行研究。结果表明:八道湾组储层为低—特低孔、低—特低渗储层,属典型的深层致密砂岩储层;储层砂体主要为三角洲前缘水下分流河道细砂岩、中—细砂岩,成分成熟度低,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的"两高一低"特征;垂向上以4 100和4 500m为界,可划分为减小原生孔、稳定混合孔及增加次生孔3个孔隙演化带;孔隙主要为中—小孔,孔喉类型以分选较差的中-细孔—细喉型为主,连通性和渗流能力相对较差,结构相对较差。储层致密化主要受控于沉积环境相对稳定性、岩石主要成分、储层埋藏深度及胶结物赋存状态4个因素,构成了致密化的背景、内因和外因;相对稳定的沉积环境、低成分成熟度、高岩屑和塑性岩屑含量、储层埋深大、压溶作用大量减孔,以及不同类型胶结物以4种状态充填孔喉,形成了八道湾组致密储层。