火山岩油气藏

火山岩油气藏（精选7篇）

火山岩油气藏 篇1

前言:

在经济高速发展的今天, 能源越来越成为世界各国关注的重点。我国是一个资源大国, 要想使我国丰富可观的资源得到长久持续的利用, 应该做好能源的开发利用。火山岩油气藏的开发作为新生的能源开发方式, 对于我国的经济发展有着十分重要的战略意义。本文笔者通过借鉴国内外的开发教训和经验, 从岩性识别、井网部署和开发战略几个问题提出了自己独到的见解, 希望对我国各地火山岩油气藏的开发能够提供有用的价值。

一、我国火山岩油气藏概况

前苏联、美国、日本等国家都发现火山岩油气藏, 我国在一些盆地的二叠系和石炭系中也发现了储量十分可观的火山岩油气藏, 并且随着不断的探索, 越来越多的火山油气藏被发现, 而且其油气勘探取得的效果较为显著。就我国目前开发的储层来看, 说明我国的火山岩油气藏具有十分广阔的开发前景, 其开发的潜力是十分巨大的, 因此火山岩油气藏开发可以作为我国能源战略的一个十分重要的战略领域。

火山岩的开发在我国已经有很多年的开发历史, 它的储集层具有特殊性和复杂性, 我国对于火山岩油气藏的开发认识大体分为三个阶段: (1) 就我国早期的火山岩油气藏的开发, 他们多数是被偶然发现的; (2) 20世纪50年代拉帕斯油田的开发使得各国的火山岩油气藏开发进入了一个新的历史阶段, 我国对于火山岩油气藏的开发开始了针对性的勘探开发。 (3) 随着火山岩油田开发的不断增加, 各国对于油藏的开发特征和地质给予越来越多的关注, 就目前的调查得知, 我国的火山岩油气藏储量十分的可观, 并且在其开发勘探方面积累了十分多的经验。

二、岩性识别

火山岩油气藏基础性的研究工作是岩性的识别, 火山岩无论构造还是结构还是矿物的组成, 都具有十分复杂的特点, 因此对于岩性的识别来说, 难度十分的大。以塔里木盆地中地区火山岩识别为例, 直到2012年, 识别火山岩的方法有钻井资料直接识别、测井识别、根据地震资料的剖面和平面图识别火山岩的岩性。对塔里木盆地塔中地区火山岩通过不同的方式识别, 能够对火山岩的岩性识别更加彻底, 进而更加合理的开发油气藏。

三、井网部署问题

要想实现火山岩油气藏的有效开发, 需要对其井网进行有效合理的部署, 在井网的部署中应该对油气水的关系、储层的非均质性、裂缝的发育方向和空间展布特征有个熟悉的了解, 只有将这些因素考虑在内, 才能够做到有效合理的勘探开发。

1. 原则

从我国的火山岩油气藏井网部署来看, 影响的主要因素有地质的构造部位、地质的裂缝分布以及一些储层的空间分布。就目前我国的油气藏来说, 很多时候, 储层岩多是火山岩条带的中心部位, 并且属于爆发相, 这种油气藏具有较大的厚度, 并且物理性质较好, 有较好发育的孔缝, 这种地方的井通常说来有十分高的产能;除此之外还有溢流相, 这种油气藏的特点与上述爆发相相反, 通常来说要想获得工业油气流需要经过相应的压裂改造才行。根据条带间的展布特征, 在部署时, 应该沿着条带布井, 一般主体的井网要密一些, 而条带间的井网密度要小些。除此之外还应该考虑开发时能否采用两套层系的模式。

2. 模式

我国目前的火山岩油气藏存在的问题较多, 就储层来说, 其横向变化相对较快, 连通性比较差, 另外, 就单井产能来说, 存在的差异较大。现如今, 我国的火山岩油气藏产能规模比较大, 如果采用稀井高产的部署模式, 容易使得采出的程度较低和稳定生产的时间都较短, 所以这种方式不适宜采用这种模式。

目前来说, 我国对于火山岩油气藏的认识程度还不是十分的高, 所以如果采用一次成型的部署模式将会有十分的风险。目前我国在火山岩的油气藏开发中, 为了使开发的风险有所降低, 对其井网的部署采取了多次成型、边开发边评价和井间逐次加密的模式。在整体的井网部署原则下, 通过对我国火山岩油气藏的地质进行一定的分析, 应该对比较稀疏的井网和有评价性质的区块进行第一位的部署。然后再通过逐次加密、多次成型的模式, 最终使得油气藏的开发勘探风险得到有效的降低, 并且使火山油气藏的产量相对稳定。

四、开发战略

在火山岩油气藏的开发中, 应该始终坚持坚持新技术、新理念的创新战略。以川中油气矿为例, 对于其复杂油气藏的各种难题, 采取不断开发调整油气勘探的战略;通过引进新的技术不断的攻克复杂油气藏的开发难题;在其生产管理中, 推行“早、优、精、控”运行管理的模式, 强化成本与投资的控制, 建立三统一三结合的动态管理模式, 进而实现油气藏的开发的高储量、高产量增长。

结语:

我国的火山岩油气藏类型具有多样性和复杂性的特点, 并且具有较强的非均质性, 就我国目前的开发技术来讲, 在油气藏的开发技术上与世界发达国家还存在较大的差距。火山岩油气藏在我国能源战略中具有十分广阔的应用前景, 要想实现油气藏的有效勘探和开发, 需要使上述岩性识别、井网部署和开发战略等问题得到有效的解决, 从而使我国火山岩油气藏的开发不断的迈入新的历史阶段。

参考文献

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[3]张人玲.江苏油田MQ火山岩油藏开发技术政策研究[J1.石油与天然气地质, 2004, 5:111-116.

火山岩油气藏 篇2

一、火山岩油气藏的形成

火山油气藏的生成需要具备以下几个条件:具有良好的的生油岩系和生油凹陷;具有继承性发育的构造高点;具有良好的储集层;盖层的形成与石油运移、聚集时间的良好配合;侵蚀不整合面的作用。

(一) 火山岩的油源

火山岩的形成、分布与沉积岩的之间存在很大程度的差异, 必须生成有机烃类是其形成的重要条件, 而火山岩本身不能生成有机烃类, 故火山岩油气藏的生成需与烃源岩一起生长, 因此火山岩位于烃源岩系上、下或烃源岩系中间的, 或其附近有生烃凹陷, 这样火山岩才会有更多的机会获得烃源岩中的有机烃类, 有利于火山岩油气藏的形成。同时充足的油源供应也是火山岩油气藏形成的重要条件, 它与烃源岩共生或相邻形成的火山岩油气藏, 沉积岩中的成熟烃类源岩是主要的油源。

(二) 火山岩储集层

储集层是火山岩油气藏形成的关键条件, 其主要的关键在于储集层的空间。裂缝-孔隙型是火山岩储存层的主要类型, 孔隙和裂隙构成了储存空间。在形成原因上, 其储存空间分为原生和次生。具有原生孔隙和次生孔隙是火山岩必备的。油气储存一般来自经过改造的具有次生孔隙和原生孔隙的火山岩。火山岩石之间的相互作用可以影响孔隙的形成, 当然起主要作用的还是火山岩的次生作用, 例如溶蚀和裂隙作用。由于原生孔隙由火山岩原始物质控制, 这就决定了它的单独性, 而且裂缝之间也没法相互连通。火山岩必须经过后期的加工才可以成为有效的储存层, 这些加工有构造运动、溶蚀、风化淋滤等的作用。经过这些外力, 才形成有效的通道, 将孔隙连在一起, 聚合成一个有用的空间。裂隙是形成火山岩油气藏储集空间的主要部分, 它影响储集体构成的主要因素, 然后聚集形成网络, 这个网络构成了火山岩油气藏形成的必要条件。裂隙也可以促进油气的运动和聚集。而储存层的构造可以依靠风化淋滤的作用来实现。总之, 决定火山岩油气藏富集高产的主要因素是有利的火山岩储存层。

(三) 油气成藏的前提是要有良好的盖层

盖层是由一些覆盖在火山岩上的泥岩形成的, 烃源岩对聚集油气有很好的帮助, 如果烃源岩正好是火山岩上的盖层, 那么这就可以提供油气, 而这些油气是火山岩成藏所需的。另外还有一些火山岩致密坚硬, 如致密的玄武岩和辉绿岩等, 其岩性的致密度超过了泥岩形成的盖层, 能够起到遮挡油气和封盖的作用, 位于油气藏上部的致密的火山岩起到封盖的作用, 封住了向上运移的油气, 而位于侧面的致密火山岩防止油气从侧面发生散失, 进而使其发生聚集。

(四) 油气运移

其中在火山油气藏形成过程中还有一个重要的环节, 那就是油气运移。火山的运动和构造运动往往是一起发生, 弛性断裂作用可以产生裂隙, 活化的断层和火山通道可以成为油气运移、聚集的通道。而却与火山岩有关的垂直裂隙、断裂破碎带、节理和其他输导层把油气通过垂向或侧面进入火山岩油藏中, 有利于火山岩油气藏的形成。

(五) 时间条件

火山岩油气藏形成还需要时间这一个重要的条件。一方面火山岩裂隙形成过程对火山岩裂隙含油有很大的影响, 其中主要发育期与主要成油期相近有利于火山岩裂隙含油的形成。油气能够在火山岩裂隙形成过程中或形成以后及时的占据此裂隙, 那么就会防止其他东西进入填充此裂隙, 而且裂隙中充满气也就抑制了成岩的过程, 这样裂隙就得以保存下来了。另一方面, 沉积盆地中火山活动与大地构造活动连接紧密, 构造活动既可以破坏已经形成的油气藏, 也有利于油气的聚集, 从而形成油气藏。如果在主要生油期之前是火山岩的形成时期, 那么火山活动就会产生大量的热量, 这些热量可有利于有机质的分解, 促进其转化为烃类, 然后运移, 聚集成藏, 也有利于圈闭捕获油气。如果在油气运移聚集之后发生火山活动, 那么已有的油藏就会遭到破坏。

在火山油气藏形成的过程中, 油源岩、储集层、运移通道、盖层等都是其形成的必备条件, 只有在这些条件相辅相成的条件才能使其过程顺利进行, 产生所需的火山岩油气藏。

二、火山岩油气藏的分布

中国沉积盆地火山岩油气藏分布广泛, 其分布在准噶尔盆地西北缘、渤海湾盆地、宋辽盆地、二连盆地、塔里木盆地、四川盆地等。

(一) 中东部分布

在我国岩性油气藏主要分布在东部。东部火山岩主要呈带状分布, 主要是由于断陷盆地火山岩沿断裂分布的原因, 火山岩的聚集层大部分都没有变化位置, 后期的改造只起到很小的作用, 近断裂爆发相储集层发育, 斜坡部位喷溢相大面积分布。通常火山在每次开始的早期活动强度较大, 火山岩的分布广泛, 厚度大, 主要是裂隙喷发的方式;而到晚期的岩浆活动慢慢变弱, 火山岩分布相对较小, 厚度薄, 潜火山岩相相对发育, 主要以中心式喷发为主, 其次为喷溢相, 火山碎屑岩比较少见。

(二) 中西部分布

叠合盆地火山岩主要分布在中西部, 大型整装地层型油气藏形成主要是因为大部分火山岩经历了多次构造运动, 这使火山岩沿着不整合面分布着大面积风化淋滤型储集层, 有利于大型整装地层型油气藏。中西部地区盆地内火山岩的发育和古特提斯洋及古亚洲洋的形成和闭合, 以及造山密切相关。

三、结语

火山岩油气藏已经逐渐成为中国的重要勘测目标和油气储量的增长点, 火山岩油气藏具有良好的发展前景, 为了更方便的进行勘测, 了解其形成和分布是非常有必要的。

摘要：中国一直以来都很重视火山油气藏的勘测, 因为它多少标志着尤其储量的增长, 我们知道火山油气藏的发展主要经历三个阶段, 分别是偶然发现阶段, 局部勘测阶段和全部勘测阶段。火山岩不具备产生有机烃类的能力, 决定火山油气藏形成的关键是有效烃岩源, 故火山岩油气藏形成的首要条件是与烃源岩在一起生长, 这样才有利于火山岩油气藏的形成。大陆裂谷盆地环境, 如渤海湾, 松辽等盆地这些地方是火山油气藏形成和发展的地方, 而且在准噶尔盆地西北缘和陆东—三塘湖地区也有火山岩油气藏的分布。

关键词：火山岩油气藏,分布,油源,形成过程

参考文献

[1]杨辉, 张研, 邹才能等.宋辽盆地深层火山岩天然气勘测方向[J].石油勘探与开发, 2007.

[2]黄玉龙, 王璞玵, 冯志强等.宋辽盆地改造残留的古火山机构与现代火山机构的类比分析[J].吉林大学学报, 2007.

火山岩气藏地层压力计算新方法 篇3

气井处于拟稳定流状态, 即:对于外边界封闭的气藏, 当地层压力波达到地层外边界后, 在一定范围的排气面积内, 气井定产量生产一段较长时间, 渗流将进入拟稳定状态, 此时地层中各点压降速度相等并等于一常数, 地层内各点压力随时间的变化相同, 压降漏斗曲线将是一些“平行”的曲线, , 这种情况称为拟稳定状态。

2. 拟稳定流的诊断方法

主要介绍比较适用的四种方法:Blasingame方法、A.G方法、NPI方法、Fetkovich方法。

2.1 Blasingame方法

Fraim和Wattenberger认为, 如果实际时间用拟时间函数代替, 气井在定压生产情况下, 边界流阶段的产量—时间关系也表现为指数递减。Blasingame等人在建立递减曲线典型图版时引入物质平衡拟时间函数, 使边界流阶段的递减曲线变成了一条调和递减曲线, 同时利用拟压力规整化产量 (q/△Pp) 来考虑气井生产过程中产量和井底流压的变化。

根据变化和拟稳态的气体渗流方程, 得到时间函数利用物质平衡拟时间。

Blasingame根据以上确定了q/△Pp及tca的关系, 建立了递减曲线典型图版。为了辅助分析, Blasingame又建立了拟压力规整化产量积分形式和拟压力规整化产量积分求导形式。

在Blasingame典型图版上, 早期的不稳定流阶段, 为一组re/rwa不同的曲线, 这组曲线到边界, 达到拟稳态流阶段汇聚成一条调和递减曲线 (即:n=0.5线) 。

2.2 A.G方法

流动物质平衡是根据气井流动达到拟稳态条件下储层下储层内压降分布特征, 利用井底流压代替平均地层压力, 建立关系曲线。

2.3 NPI方法

NPI方法是利用产量规整化压力的积分形式[8]。NPI典型图版的适用范围和计算功能与Blasingame典型图版相同。

2.4 Fetkovich方法

Fetkovich等人建立了Arps无因次函数 (qDd、tDd) 与Van Everdingen无因次函数 (qD、tD) 的关系, 扩展了曲线的应用范围。间函数利用物质平衡拟时间。

3. 方法原理 (拟稳态数学模型法)

拟稳态数学模型法-原理:在气井处于拟稳定流状态, 井底流压的变化与地层压力的变化趋势相同, 建立了井底流压与累计产气量变化数学模型:

利用拟稳态数学模型法原理, 结合单位实际气井生产情况, 得到改进-拟稳态数学模型法。

改进-拟稳态数学模型法-原理:在稳定生产气井处于拟稳定流状态, 井口油压的变化与地层压力的变化趋势相同, 建立了井口油压与累计产气量变化数学模型。

初始条件:累积产气量Gp=0, c等于初始地层平均压力P’, 因此, 可以根据不同的累积产气量得到不同时期的地层压力PR。

4. 实例应用

X井2007年1月投产, 初期日产气35万方, 原始压力41.2MPa, 目前, 日产气20万方, 累产气量3.09亿方, 累产液4555方, 水气比14.7方液/百万方气, 采出程度16.6%。

通过Blasingame方法和Fetkovich方法, 确定X井达到拟稳态流。

利用X井井口压力和累计产气量的关系:预测得到X井2011年8月的地层压力38.0MPa, 预测得到2012年9月的地层压力35.8MPa, 表明计算结果可信, 方法可靠。

利用常规计算方法、新方法和地层压力测试的计算结果对比, 可以看出新方法计算误差较小, 更接近和符合测试结果, 表明该方法计算结果能更好反映实际, 应用性高, 结果可信, 方法可靠。

5. 结论与认识

5.1 与传统的动态分析方法相比, 新的地层压力预测方法实现了对生产动态数据的定量分析, 范围扩展到整个生产阶段。

5.2 在实际应用过程中, 曲线的诊断功能很关键, 能够为动态分析提供非常有价值的信息。

5.3 与不稳定试井相比, 新方法成本低, 资料来源广泛, 利用气井日常生产数据就能进行分析, 方法简单易行。

5.4 该方法是在试井理论基础上形成的, 试井数据获取的精度和频率高, 日常生产数据精度低、获取频率低, 有时数据点比较分散, 导致结果可靠性差, 这也就是该方法不能取代不稳定试井分析的原因。

参考文献

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[5]陈涛平, 胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工业出版社.2000, 504-506.

火山岩油气藏 篇4

徐深气田是我国东部陆上发现的最大火山岩气藏,储层埋藏深、中-低孔、低渗或特低渗透。储集空间类型以原生为主、次生为辅,单井产量以中低产为主,一般需压裂投产方可获得工业气流,气、水分布复杂且普遍发育底水[1,2]。

针对徐深气田已投产的开发井产能较低、低效井较多、成本高、储量动用程度低、经济效益较差的实际。2007年以来开展了地震、地质、测井等多学科综合精细地质建模技术研究。通过三维地质模型不确定性影响因素分析,形成一套深层火山岩气藏构造和储层预测不确定性分析方法。通过充分有效利用地震、钻井、测井、录井等资料建立三维地质模型。突出了火山岩成因和成储、成藏机制,最大限度地降低了构造和储层预测的不确定性。比较客观地反映了火山岩气藏地质模型中包含的不确定性。在徐深气田火山岩气藏开发井位优选、水平井钻井轨迹优化设计和随钻地质导向中发挥了重要作用,取得了比较好的实际应用效果。

1不确定性影响因素分析

由于已知资料的丰度和精度不足、人们对构造和储层的认识不足和建模算法不完善等诸多因素影响,三维地质模型中往往包含一定程度的不确定性,难以真实准确地反映地下构造和储层的实际发育状况,给油气田的科学勘探和高效开发带来了很大程度的风险性[3,4,5]。徐深气田火山岩气藏三维地质模型不确定性主要集中在两个方面:一是构造预测不确定性,二是储层预测不确定性。

1.1构造预测不确定性影响因素

构造预测不确定性影响因素主要包括成因地层格架建立、地震构造解释和地震速度场建立等三个方面。

1.1.1 成因地层格架建立

从成因角度看,火山岩形成与全球或区域性火山活动有关,是地球内部岩浆突破上覆岩层喷出地表形成的,主要集中在地壳岩层相对脆弱的部位,如地壳板块缝合带、断裂带、断层或早期火山活动的通道等,通常呈点状、串珠状和条带状分布,平面上分布范围较小,可追溯对比性较差。一般地,近火口的爆发相、喷溢相和侵出相火山岩地震响应呈杂乱弱反射特征,远火口的爆发相和火山沉积相地震响应呈较连续反射。因此,针对火山岩的成因特点,充分利用火山岩与碎屑岩地震响应的差异性,井震联合进行地层层序划分与对比,是建立成因地层格架的关键。

1.1.2 地震构造解释

由于火山岩是地球内部岩浆突破上覆岩层喷出地表形成的,对前期的沉积层序具有一定程度的破坏作用,而且火山活动的间歇期往往发育部分碎屑岩沉积。因此,充分利用火山岩成因地层格架,结合地震响应特征,建立符合实际的火山岩成因模式,是地震构造解释的关键。

1.1.3 地震速度场的建立

没有一个较高精度的地震速度场,就很难得到较为准确的深度域构造模型。对于徐深气田这样的开发欠成熟的火山岩气藏而言,由于空间上相变快、各向异性强,加之工区面积大、井网密度低,仅仅依据合成地震记录获得的井筒位置的地震速度进行空间上的光滑插值建立的地震速度场,很难获得满足气藏开发需要的构造模型。

1.2储层预测不确定性影响因素

储层预测的最终目的就是要尽可能真实地再现地下储层空间上的真实发育状况,获得一个唯一的、高精度的地质模型。储层预测不确定性分为客观和主观两种,其影响因素主要包括岩性和物性资料、构造模型、储层成因规律和建模算法等四个方面。事实上,无论是客观不确定性,还是主观不确定性,人们都只能尽可能地降低,而无法从根本上予以消除。如同测量误差在所难免一样,储层预测的不确定性也是在所难免的。

1.2.1 客观不确定性

岩性和物性资料与构造模型是储层建模的物质基础。这个基础确定了,客观的储层预测不确定性就随之确定了。这种不确定只有通过增加钻孔和提高勘测精度来尽可能的降低,在现有资料基础和勘测技术条件下,人们无法凭借主观认识予以降低或消除。

1.2.2 主观不确定性

储层成因规律和建模算法是影响储层预测不确定性的关键因素。因受人的知识掌握程度、技术熟练程度和经验丰富程度以及建模算法的局限(确定性算法可以获得唯一的储层预测模型,但模型中往往包含一定程度的不确定性;随机模拟算法可以得到多个等概率的实现,人们可以利用多次随机模拟实现评价储层预测的不确定性,但很难获得唯一的储层预测模型)等因素影响,人们获得的认识往往是有限的,当落实到某一具体点时,认识与实际往往存在很大的偏差。这种主观不确定性是受人为因素制约的,可以通过不断提高人员素质和完善数学算法来尽可能地予以降低。

上述不确定性影响因素中的任何一个环节出现问题,都会不同程度地影响到构造和储层预测精度,给开发井位和水平井轨迹的设计带来风险,进而对气藏整体开发效果造成不利影响。统计徐深气田E区块三维地质建模前部署的5口评价井,实际钻遇情况与预测相差较大,构造预测平均绝对和相对误差分别高达78 m和2.2%,预测平均单井钻遇有效储层78 m,实际平均单井钻遇有效储层仅为12.4 m,预测平均绝对和相对误差分别高达65.6 m和529%,致使5口评价井均未获得工业气流。

2降低模型不确定性方法

2.1降低构造预测不确定性方法

2007年以来,针对火山岩成因特点,通过引入地震火山地层学[6,7]思想,从精细刻画火山机构入手,充分利用地震叠加速度谱资料,井震联合构建较高精度三维空变速度场,较大幅度地降低了构造预测的不确定性。

一是,充分利用测井资料制作合成地震记录准确标定地震地质层位,建立火山岩成因地层格架和喷发模式。

二是,采用“定源→定体→定旋回”火山岩成因层次描述方法井震联合开展地震资料精细构造解释(图1)。“定源”,即依据深大断裂分布,结合地震属性切片特征,确定火山通道位置;“定体”,即依据剖面和水平切片上的地震响应,精细刻画火山岩地层的顶、底界面;“定旋回”,即依据火山岩体内部地震响应和地震地质层位标定结果,精细刻画火山岩地层内部的喷发期次界面。

三是,以井筒合成地震记录获取的速度为硬数据,以叠加速度谱求取的速度体为约束条件,采用神经网络算法构建三维空变速度场。

四是,通过时深转换,依据构造运动和火山活动的期次性,精细模拟断层之间以及断层与火山旋回界面之间的空间配置关系,建立构造模型(图2)。

2.2降低储层预测不确定性方法

近年来,通过采用井震联合多属性协同建模方法(即从井筒资料出发,在火山岩成因单元控制下,以地震属性分析和反演数据体为协变量,采用多种类型数据协同随机模拟算法,建立储层模型),最大限度降低了储层预测的不确定性。

一是,通过地层的形变、压实和剥蚀量恢复,建立了徐深气田营城组时期古地貌模型,证实了徐深气田营城组时期火山活动以裂隙式喷发为主,伴生多个次火山口(图3)。

二是,通过密井网精细解剖和井震联合多属性协同模拟,建立徐深气田火山岩储层三元结构模型(图4)和岩石基质、裂缝、高储渗体等多孔介质三维地质模型(图5～图6),揭示了徐深气田火山岩成储和成藏机制:即原生(火山)作用控体,后生(构造运动和风化淋滤)作用控藏,裂缝和高储渗体(高孔、高渗储层单元)控产。高储渗体空间上断续零散分布,彼此被岩石基质所阻隔,裂缝起沟通两者的作用。

① 现今构造较高部位气井产能较高(图7左);

② 距离断裂较近部位气井产能较高(图7右);

③ 古地形较高部位和近火口部位气井产能较高(图8左);

④ 高储渗体厚度较大部位气井产能相对较高(图8右);

⑤ 靠近火山岩顶面部位有利储层发育概率越大(图9)。

三是,依据火山岩成储和成藏机制,从井筒岩心与测井资料出发,进行火山岩储层及其属性参数进行变差函数分析,以地震属性分析和反演数据体为协同变量,采用序贯指示和序贯高斯随机模拟算法[1,3,8],井震联合多属性协同建立了火山岩储层及其属性参数随机预测模型。

四是,依据徐深气田火山岩储层分类标准,通过多次随机模拟和不确定性分析,建立火山岩储层发育概率预测模型,进一步评价储层预测不确定性,对井位部署和水平井轨迹设计的风险性进行客观的表征。

3实际应用效果

通过采用上述方法和技术,三维地质模型突出了火山岩成因和火山岩成储、成藏机制,大大降低了构造和储层预测的不确定性。统计近年来徐深气田实施的8口水平井,构造预测平均绝对和相对误差分别控制在8 m和3‰以内,储层预测平均符合率高达91.9%,平均单井试气产能高达32.5×104 m3/d。

4结论

(1)火山岩气藏三维地质模型中包含的不确定性受已知资料的丰度和精度、人们对构造和储层的认识程度以及数学算法的完善程度等多种因素影响,人们只能通过各种手段尽可能地降低而不能从根本上予以消除。

(2)通过充分有效利用各种基础资料,采用突出火山岩成因和成储、成藏机制的构造和储层预测方法,可以最大限度地降低火山岩气藏三维地质模型不确定性。

(3)采用“定源→定体→定旋回” 火山岩成因层次描述方法,井震联合开展地震资料精细构造解释;

(4)采用合成地震记录与叠加速度资料联合构建三维空变速度场方法,进行地震构造解释成果的时深转换。

(5)通过古地貌恢复和密井网解剖,准确把握火山岩成储、成藏的主控因素,结合储层发育各向异性参数的提取,采用多属性协同随机模拟方法,建立储层及其属性参数随机预测模型。

(6)通过多次随机模拟和不确定性分析,建立储层发育概率模型,进一步客观评价三维地质模型的不确定性和开发方案的风险性。

(7)本文所采用的火山岩气藏构造和储层预测不确定性分析方法,充分有效利用了地震、钻井、测井、录井等资料,所建立的三维地质模型,突出了火山岩成储、成藏机制,最大限度地降低了构造和储层预测的不确定性,比较客观地反映了火山岩气藏地质模型中包含的不确定性,在徐深气田火山岩气藏开发井位优选、水平井钻井轨迹优化设计和随钻地质导向中发挥了重要作用,取得了比较好的实际应用效果。

摘要：通过影响三维地质模型不确定性诸多因素的分析,提出了“定源→定体→定旋回”火山岩成因层次描述方法。合成地震记录与叠加速度联合构建三维空变速度场方法、多属性协同随机模拟方法和储层预测不确定性分析方法,突出了火山岩成因和成储、成藏机制,客观反映了三维地质模型中包含的不确定性,最大限度降低了构造和储层预测不确定性。通过优选构造和储层发育的有利部位,部署并实施了多口水平井,取得了较好的实际应用效果。

关键词：火山岩,气藏,三维地质模型,不确定性

参考文献

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火山岩油气藏 篇5

1.1 构造特征

松辽盆地是在C~P系基底基础之上从晚侏罗纪断陷开始发育, 到早白垩纪转换为凹陷为主的持续沉降发育起来的中新生代大型盆地, 深层共划分7个一级构造单元和18个二级构造单元, 总体特征是周边为斜坡区, 断隆区, 中央为断陷区, 断陷区又被中央古隆起分割为多个断陷, 斜坡区和断隆区也分布有小型断陷, 使深部呈现断隆相间的构造格局。

根据徐家围子断陷的构造格局, 将其划分为西部断阶带、徐中火山岩隆起带、东部斜坡带、丰乐低隆起、宋站低隆起等多个正向构造单元。SC气田45区块位于徐中火山岩带, 构造总体表现为南高北低, 东西两翼高中间低, 中部发育一北北西走向的构造带, 由多个断鼻背斜构成。气藏埋深3519~4747m, 平均4130m。

1.2 储层岩性特征

据岩心观察及岩屑薄片鉴定认为, 该地区火山岩岩性主要为流纹岩、角粒熔岩、熔结角粒岩、熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩、火山角砾岩、英安岩。其中SC4区块营一段储层以火山碎屑岩为主, 尤其是流纹质熔解凝灰岩、流纹质凝灰岩十分发育;SC5区块以球粒流纹岩为主。

1.3 岩相特征

火山岩岩相决定了原生孔隙和裂缝的大小和数量, 是储层发育的主控因素。SC45井区的火山岩喷发模式分别为中心式和裂隙—中心式。可分为5种岩相, 16种亚相。其中以溢流相 (53.8%) 和喷发相 (35.34%) 为主。垂向上按层状分布, 上部为爆发相, 下部为溢流相, 整体表现为3个期次的火山喷发旋回;横向上自火山口由远至近分别为:火山通道-侵出相、爆发相、溢流相、火山沉积相。SC45区块属一个火山岩体, SC45区块发育有4个大的火山岩体, 各个火山岩体之间呈现相互叠合的规律。

2 SC45区块火山岩气藏产能评价

根据气藏具体情况, 气藏产能方程可选用压力平方、拟压力和指数式来表示:

根据掌握的资料, 目前SC45区块试气过程中进行了系统试井的有2口井4个层, 分别利用压力平方、拟压力和指数式三种方法分析测试井层的产能。

2.1 SC401井

S C 4 0 1井是一口评价井, 井段3766.0~3759.0m, 有效厚度7.0m, 岩性为灰色流纹质角粒熔岩, 储层物性中等。系统试气过程中采用6mm, 7mm, 8mm和9mm油嘴共4个工作制度进行了产能测试, 结果见表1。在压后自喷测试中, 没下井底压力计, 只采集到井口压力数据。气层中部深度为3762.5m, 井底流压是将井口油压折算到气层中部, 计算结果见表1。

根据表1数据, 可分别得到该井段压力平方、拟压力、指数式三种方法的产能方程和无阻流量如下:

2.2 SC501井

2221087.0643.12 QQPPwfr QAOF81.11×104m3/d2527.519.409QQwfr QAOF88.29×104m3/d8539.022) (1541.0wfrpp Q该井3911.5~3892.0m井段岩性为流纹岩。系统试气过程中改变了4个工作制度进行了产能测试。测试中没取得井底流压数据, 只采集到井口压力数据。气层中部深度为3896.75m, 井底流压是将井口油压折算到气层中部, 压裂后产能测试结果及计算结果见表2。2226401.2193.18 QQppwfr QAOF27.34×104m3/d212.1959.2453QQwfrQAOF26.85×104m3/d823181.022) (053398.0wfrpp Q

根据表2数据, 可分别得到该井段压力平方、拟压力、指数式三种方法的产能方程和无阻流量如下:

3 结论

(1) 通过详实的勘查与分析得出了XS89区块火山岩气藏概况, 包括构造特征、储层岩性特征和岩相特征。

(2) 给出了用压力平方、拟压力、指数式表示的气藏产能方程。

(3) 对2口井进行了压力、产能和无阻流量计算。

摘要：火山岩气藏通常具有渗透性差异大、非均质性严重、气水分布复杂、孔隙结构复杂、岩石类型繁多、岩性复杂等特点, 具有全然不同于常规气藏开发的特殊性和困难性。当今国内外已经发现的火山岩气藏数量有限, 还没有形成可以借鉴的方法和经验。因此, 进一步认识火山岩气藏, 开展气井产能研究非常必要, 也为今后火山岩气藏的动态预测提供充足的技术依据, 为加快气藏投产速度, 正确编制开发方案, 科学开发气藏奠定良好的基础。通过研究, 对SC45区块火山岩气藏的产能分布有了具体的认识, 为气藏开发投产提供了理论依据和数据支撑。

关键词：产能评价,产能方程,火山岩气藏

参考文献

[1]李士伦, 王鸣华, 何江川著.气田及凝析气田开发[M].北京:石油工业出版社.2002:1-16

火山岩油气藏 篇6

压裂水平井技术被广泛应用于火山岩气藏的现场开采中, 该技术不仅可以改善火山岩气藏的渗流状态, 还可以降低单井成本, 提高气井产能。火山岩气藏双重介质储集层压裂后形成有限导流垂直裂缝, 但是水平井经过压裂后, 其流动特征更加复杂, 相应的影响因素更多。目前, 国内外学者对考虑有限导流情况下的产能评价开展了相关研究, 国外学者S.O.Norris[16]给出了预测具有多条有限导流能力垂直裂缝的水平井产量的典型曲线, 比较准确地预测了单重孔隙介质存在多条垂直裂缝时的水平井产能;B.J.Karcher等[17]论述了具有网状裂缝的油藏中水平井及压裂井拟稳定流动时的产能分析方法, 并与直井的产能进行了比较, 利用所研制的数值模拟器, 研究了多条横向裂缝对水平井产能的改善以及水平井压开多条具有无限导流能力裂缝的产能, 给出了稳态下增产倍数比的计算模型;M.Y.Soliman等[18]研究了无限厚油藏中的一口水平井存在多条具有有限导流能力裂缝的早期产量模型, 表明高导流能力裂缝可以克服由于水平井周围流线汇集引起的附加压降。国内学者王子胜和姚军[19]着重考虑压敏介质影响, 建立了双重孔隙介质油藏非稳态产能模型;赵海洋等[20]结合沃伦—鲁特模型, 利用质量守恒和椭圆流法建立了低渗透双重介质油藏椭圆流数学模型;王海涛, 张烈辉等[21]从渗流理论出发, 给出了准确计算有限导流垂直裂缝井产量的方法;郝明强等[22]基于考虑阈压梯度和压敏效应综合影响的广义达西定律, 以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础, 建立了无限导流垂直裂缝井和有限导流垂直裂缝井的不稳态渗流理论, 通过叠加原理建立了带有任意裂缝条数的压裂水平井产量递减模型, 分析了压裂水平井不稳态时期的产量递减规律;杨济源等[23]着重考虑双重介质气藏渗透率各向异性, 对其非稳态产能进行了研究。

总结国内外研究, 缺乏综合考虑双重介质影响及裂缝有限导流情况下的压裂水平井非稳态产能评价模型, 预测精度较低。在Warren-Root裂缝-孔隙双重介质简化模型的基础上, 建立火山岩气藏压裂水平井有限导流垂直裂缝下的非稳态产能模型, 并结合XS气田P1井实际参数进行了敏感性分析, 为火山岩气藏产能优化提供理论依据。

1 模型的建立

1.1 物理模型

火山岩气藏压裂水平井物理模型见图1, 图2为简化模型。假设条件: (1) 火山岩气藏的厚度为h, 初始条件下, 地层各处的压力为p0; (2) 火山岩气藏具有恒定的裂缝系统和基质系统渗透率Kf、Km, 裂缝系统和基质系统的孔隙度分别为f, m; (3) 无限大火山岩气藏中有一口压裂水平井, 人工裂缝关于井筒对称, 人工裂缝条数为n且完全贯穿储集层, 各条人工裂缝的长度分别为2Lf1, 2Lf2, …, 2Lfn, 各条人工裂缝与井筒的夹角为θ (如图1, 图2所示) ; (4) 压裂水平井以地面定产量Qsc生产, 人工裂缝为有限导流裂缝, 各条人工裂缝内存在压降的影响, 且沿着人工裂缝方向地层以不同的流率q (x, t) 流入人工裂缝; (5) 天然气可压缩且具有恒定黏度和压缩系数; (6) 基质系统与裂缝系统间发生拟稳态窜流, 裂缝系统-基质系统结构模型为Warren-Root模型 (如图3所示) , 天然气在裂缝系统中的流动满足达西定律; (7) 考虑表皮效应和井筒储集效应的影响但不考虑重力和毛管力的影响。

1.2 数学模型

结合运动方程、气体状态方程和窜流方程和连续性方程, 同时引入拟压力并加上适当的初边值条件就可以得到有限封闭火山岩气藏压裂水平井的点源渗流数学模型。

式 (1) 中rD、zD分别为水平径向和垂直纵向上的无因次距离;pf D, pm D分别为裂缝、基质系统中无因次压力;tD为无因次时间;λ为窜流系数;ω为弹性储容比。

模型中的无因次定义为

无因次压力

式 (2) 中Kf为裂缝系统中的渗透率, D;mm, mf分别为基质、裂缝中的拟压力;Qsc为水平井产量。

无因次时间

式 (3) 中t为生产时间, h;Vm, Vf分别为基质、裂缝系统相对于总系统的体积百分比;分别为基质、裂缝系统的孔隙度;ctm0, ctf0分别为原始地层压力下基质、裂缝系统的综合压缩系数, MPa-1;μ0为原始地层压力下的天然气黏度, m Pa·s。

无因次距离

式中r、z分别为水平径向和垂直纵向上的距离, m。

弹性储容比

窜流系数

式中α为基质的形状因子, m-2;Km为基质系统中的渗透率, μm2。

其中

式中p为火山岩气藏储集层任意点的压力, MPa;Z为天然气的偏差系数;n为人工裂缝的条数, Lf1, Lf2, …, Lfn分别为第1条至第n条人工裂缝的半长, m;下标m, f分别表示基质系统和裂缝系统。

对模型 (1) 进行Laplace变换, 可以分别求得有限封闭火山岩气藏压裂水平井pf D在Laplace空间中的解

式 (11) 中

基于图2所示的压裂水平井物理简化模型, 假设人工裂缝中流体的压缩性对其影响可以忽略, 进而建立了第l条人工裂缝内流体流动微分方程的Laplace形式为

式中下标l为第l条人工裂缝;Cfl D为第l条人工裂缝的无因次人工裂缝导流系数;Kfrl为第l条人工裂缝渗透率, D;wfl为第l条人工裂缝宽度, m;Lfl为第l条人工裂缝半长, m;K为储集层渗透率, m D;为Laplase空间中人工裂缝l在xD处的无因次线密度流量。

根据边界积分法的原理, 井筒压力与xD处人工裂缝压力关系为

同时考虑到表皮效应的影响, 则第l条人工裂缝压力可以重新写为

式中Sfl为第l条人工裂缝的表皮系数。

考虑流量的约束

式 (18) 中

把每条人工裂缝分别离散化为m个裂缝单元, 则总共就有H=m×n个裂缝单元, 人工裂缝的数值离散化示意图如图4所示。

当裂缝单元足够小时可以假设各裂缝单元的流率保持不变, 设人工裂缝l的第i裂缝单元中心为 (xl Di, yl Di) , 人工裂缝l的裂缝单元无因次半长为Ll D, 人工裂缝l的第i裂缝单元在Laplase空间的无因次线密度流量为, 将式 (16) 数值离散化后, 可以得到人工裂缝l的第j裂缝单元方程为

式 (20) 中为人工裂缝l的第j裂缝单元对其自身裂缝单元中心的压力干扰与其他裂缝单元对人工裂缝l的第j裂缝单元中心产生的压力干扰之和

考虑流量的约束

则联立方程 (21) ~方程 (23) 可以得到由 (H+1) 个方程构成的线性方程组, 可以用数值方法求得。

考虑到井筒储集效应的影响, 通过Duhamel原理和叠加原理可以得到考虑井筒储集效应的井底压力响应:

式 (24) 中为考虑井筒储集效应时的无因次井底压力;为不考虑井筒储集效应的无因次井底压力;CD为无因次井筒储集系数。

根据Van Everdingen和Hurst[24]的研究表明在Laplace空间中定压生产的无因次流量和定产生产的无因次拟压力之间存在如下关系

式 (25) 中

式中为定压生产时井底无因次产量;为定产生产时井底无因次压力;mw为井底拟压力, (MPa) 2/ (m Pa·s) 。

利用Stehfest方法[25]对进行数值反演, 可以得到实空间无因次井底压力pw D、无因次产量qD与无因次时间tD的关系, 绘制火山岩气藏水平井的压力动态曲线及产能递减曲线, 分析其影响因素。

2 产能影响因素分析

2.1 单因素分析

利用压裂水平井产能预测的非稳态产能模型研究各因素对产量的影响。采用XS气田火山岩气藏P1井基本参数:孔隙度=8.4%, 原始地层压力pi=31.55 MPa, 井底压力pwf=15.4 MPa, 裂缝渗透率Kf=0.32 m D, 基质渗透率Km=7.15×10-5m D, 储集层温度T=400 K, 水平段长度L=595.56 m, 泄流半径re=340 m, 气体黏度μ=0.022 m Pa·s, 储集层有效厚度h=19 m, 偏差系数Z=1.017 13, 井筒半径rw=0.07 m, 储容比ω=0.4, 综合压缩系数Ct=0.15×10-3MPa-1, 窜流系数λ=0.1, 导流能力Cf=4, 形状因子α=0.5, 裂缝条数n=3条, 裂缝半长Lf=100 m, 裂缝间距d=150 m。

图5反映了裂缝半长对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看到, 裂缝半长对生产前期影响较大, 压裂水平井产量随着裂缝半长增大而越大, 而当气井进入边界反应阶段, 裂缝半长越长, 压力波越容易传播到边界。

图6反映了裂缝条数对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看到, 整个生产过程中裂缝条数对其产量影响都较大, 压裂水平井产量随着裂缝条数的增多而增大, 而当气井进入边界反应阶段, 裂缝条数越少, 稳产期相对越长, 这是因为裂缝条数越少, 压力波越不容易传播到边界。

n=3, Cf=4, d=150, re=340, ω=0.4, λ=0.1

Lf=50, Cf=4, d=150, re=340, ω=0.4, λ=0.1

图7反映了裂缝间距对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看到, 裂缝间距主要影响火山岩气藏压裂水平井的中期产量, 而对前期和后期的影响很小, 这是因为在生产前期各条裂缝间并没有相互干扰, 所以人工裂缝间距不会影响产量的变化;但是随着生产时间增长, 人工裂缝间的干扰开始出现, 从而导致气井产量的降低, 裂缝间距越小, 人工裂缝间的干扰越先出现, 因此产量降低得也就越明显。

图8反映了窜流系数对压裂水平井非稳态产能的影响。从图可以看出, 窜流系数主要影响基质向裂缝的窜流开始的早晚;窜流系数越大, 天然气越早从基质向裂缝窜流, 由于窜流气体的补充, 水平井产量递减速度将出现明显减缓, 但是对于前期和后期的产量影响不大。

n=3, Cf=4, re=340, ω=0.4, λ=0.1, Lf=50

n=3, Lf=50, Cf=4, d=150, re=340, ω=0.4

图9反映了泄流半径对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看出, 当压力波传播到封闭边界以后, 由于边界外没有能量补充, 在生产压差一定的情况下其井底流量迅速递减, 边界距离越大, 产量迅速递减开始的时间越晚。

图10反映了裂缝弹性储容比对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看出, 弹性储容比主要影响压裂水平井早期产量, 弹性储容比越大, 水平井早期产量越大;弹性储容比对压裂水平井生产的中后期产量几乎没有影响。

图11反映了裂缝导流能力对压裂水平井非稳态产能的影响。可以看到, 裂缝导流能力主要对生产前期存在影响, 导流能力越好, 压裂水平井产能越大, 而到中后期, 不同裂缝导流能力几乎对压裂水平井产能影响不大。

2.2 多因素分析

由于各敏感性因素间相互影响, 因此有必要利用正交试验进行多因素分析。据该区块的地质和流体参数, 选取压裂水平井的裂缝半长、裂缝条数、泄流半径、导流能力、弹性储容比5个参数, 3个水平值的正交表, 对各个影响因素的主次进行分析。

n=3, Lf=50, Cf=4, d=150, ω=0.4, λ=0.1

n=3, Lf=50, Cf=4, d=150, re=340, λ=0.1

n=3, Lf=50, d=150, re=340, ω=0.4, λ=0.1

从表3可以看出, 各参数的极差从小到大的顺序分别为:R (Lf) >R (n) >R (Cf) >R (re) >R (ω) 因此, 火山岩气藏压裂水平井影响产能的影响因素从强到弱为:裂缝半长, 裂缝条数, 导流能力, 泄流半径, 弹性储容比。

3 结论

(1) 考虑裂缝基质双重介质特性以及裂缝有限导流的情况, 建立了火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型。

(2) 裂缝弹性储容比、裂缝半长、裂缝间距和裂缝条数主要影响火山岩气藏压裂水平井生产前期的产能, 弹性储容比越大, 裂缝半长越长, 裂缝间距越大, 裂缝条数越多, 早期产量越高。

(3) 在生产早期, 裂缝导流能力越好, 压裂水平井产能越大, 而到中后期, 不同裂缝导流能力几乎对压裂水平井产能影响不大。

(4) 泄流半径越长, 边界处能够及时得到能量补充, 在生产压差一定的情况下, 产量开始迅速降低的时间越晚。

(5) 裂缝窜流系数主要是影响开发过程的中期产量, 窜流系数越大, 中期产量越高。

(6) 选取5个主要的敏感性因素进行正交试验分析, 结果表明影响火山岩气藏压裂水平井产能的主要因素依次为:裂缝半长, 裂缝条数, 导流能力, 泄流半径, 弹性储容比。

摘要：目前我国已探明的火山岩气藏地质储量达数千亿立方米, 储量规模属世界最大。与常规砂岩气藏相比, 火山岩气藏储集层裂缝发育, 储集层物性差、渗流机理复杂。现场多利用压裂水平井技术开发火山岩气藏, 有利于改善火山岩气藏渗流状况, 降低单井成本, 提高单井产能。但目前缺乏适合于火山岩气藏压裂水平井的复杂双重介质的非稳态产能预测模型。利用该研究综合考虑火山岩气藏双重介质特性及有限导流裂缝的情况, 建立火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型, 应用Laplace变换和Duhamel原理, 同时结合Stehfest数值反演对模型进行求解。应用建立的产能预测模型, 结合XS气田火山岩气藏P1井实际储集层及压裂参数, 绘制P1井的产能递减曲线, 分析了裂缝半长, 裂缝条数, 裂缝间距及导流能力对火山岩气藏压裂水平井产能递减曲线的影响。同时, 应用正交试验进行了多因素分析。研究所获得的结果有助于提高对火山岩气藏压裂水平井产能递减规律的认识, 同时, 也可为评价预测火山岩气藏压裂水平井产能及优化其压裂裂缝参数提供依据。

火山岩油气藏 篇7

1 大地构造背景

三塘湖盆地为一呈条带状夹持于莫钦乌拉山与苏海图山之间的山间盆地,已发现油气的90%以上都分布于盆地中部的马朗凹陷,该区也是盆地勘探程度最高的区域之一[1]。马朗凹陷位于三塘湖盆地中央坳陷东南缘岔哈泉断裂以东,呈北西向分布,面积约为1 820 km2左右[2]。马朗凹陷上石炭统是一个向北东隆升的前陆凹陷,该凹陷经历了海西、印支、燕山及喜马拉雅等多期构造运动。重力资料分析,海西期构造运动形成3组深大断裂,海西期末的火山岩体沿3组深大断裂呈串珠状展布,形成岔哈泉凸起北西西向、牛101—马13—马17—马19井东和塘参3井区—方方梁凸起北部等3条火山岩带。经进一步构造演化,在马朗凹陷东、北部斜坡上形成牛圈湖—牛东、马中和马东等3个古鼻隆带,呈现北东高、南西低格局,并向南西倾伏于凹陷沉降中心。构造史研究表明,牛圈湖—牛东、马中和马东鼻隆带在海西期末均具有构造雏形,印支期构造改造定型。古鼻隆带具有供烃面积大、为长期油气运移指向区的优越条件。已在上石炭统卡拉岗组(C2k)火山岩中发现牛东油田和牛圈湖含油气构造,储量规模上亿吨,是吐哈探区油气产能主要的增长点之一。卡拉岗组火山岩油藏是马朗凹陷重要的油藏类型,但其油藏成因、分布和主控因素极为复杂:一是三塘湖盆地位于西伯利亚与哈萨克斯坦板块聚敛部位,为多旋回的复杂叠合含油气盆地;二是上石炭统哈尔加乌组(C2h)至卡拉岗组发育了一套海陆交互相的碎屑岩与火山岩沉积,岩性极为复杂,非均质强。加之凹陷断裂发育和卡拉岗组顶部不整合附近形成的风化壳,给火山岩油藏勘探带来诸多不确定因素[3]。

2 烃源岩与火山岩相分布关系

根据马朗凹陷卡拉岗组和哈尔加乌组油气生成的特点来看,烃源岩的分布(主要是暗色泥岩、碳质泥岩)[4]主要依赖于火山岩相的展布,即可认为当火山活动间歇期或停滞期,沉积作用加剧,在相邻火山口之间或者远离火山口的凹陷区或地势低洼区形成类似于湖盆沉积的火山沉积相,不用物源的沉积物经过地层沉降,在某一深度的压力和地温下其便是良好的生油岩。认清火山机构形成机理及在该工区的分布,对有利烃源岩分布范围及对油气成藏的控制作用就有更进一步的认识。

1) 烃源岩和火山岩相的叠合效果很好(见图1和图2),与油气分布呈现较好的规律性。烃源岩一般分布在火山间歇期,与火山活动同期沉积的不利于生烃,氧化作用强。

2) 火山岩和沉积岩不同,爆发相发育说明火山活动强烈,进而影响地层的地温体制[1],影响烃源岩成熟度。

3) 火山活动形成的火山岩的特性:非均质性,从火山口到火山基座横向岩性的变化,粒度由粗变细,厚度由厚变薄,远离火山口端易沉积较厚粉砂岩、泥岩。

3 火山岩油气藏主控因素

3.1 源控作用很明显

分析单井中有油气显示的井段可发现,油气基本聚集在火山沉积相(烃源岩)附近的优质储层中 (见图3—图6)。

3.2 强充注油源断裂是油气成藏的关键

火山岩地层中油气运移的方式主要为裂缝和断层,并且是短距离横向运移,纵向上由于大断裂充填的火山角砾岩和其他一些空隙度大的空间存在,使得油气垂向运移距离较大。构造运动不仅使马朗凹陷上石炭统火山岩发育,还发育一系列断裂。断裂多呈北西向、近东西向及北东向展布。一级断裂控制凹凸格局,多为边界断裂;二级断裂控制二级构造带,从北到南主要有马北构造带、牛圈湖—牛东构造带、中部马中构造带、东南部马东构造带及黑墩构造带。断裂及其伴生裂缝、缝隙不仅为火山岩储层提供油气储集空间,也是下部油气向上运移的通道。

3.3优质烃源岩、强充注油源断裂、有利火山岩相带空间配置控制了油藏分布

优质烃原岩的分布影响了油气生成的布局,加上抢充注油源断裂带为油气运移提供良好的通道,有利相带(火山机构及火山岩与封闭断块)对油气成藏分布起到了很好的控制作用。

4 结论

火山岩地层中,研究油藏关键是先从构造背景入手,从地震相的识别到单井上的校正,再到平面相的匹配。通过精确地火山机构的刻划,然后能较为快速地定出火山沉积相到沉积相的过渡区带,进而确定有利烃源岩的分布,以及成藏的有利构造位置。根据庞雄奇等相势控藏理论[5]的观点,平行将其用于火山岩油气成藏模式中。即可认为火山活动期间地层的升降运动加上不同物源的沉积作用产生的火山沉积岩,其包括了深灰色凝灰质泥岩,黑色炭质泥岩,灰色泥岩等,对该类油气藏产生有明显影响作用。

单一期次火山活动对油气成藏的意义:火山岩相控制烃源岩分布,受火山活动影响较小的横向地层显示出厚层泥岩,与砂岩、白云质泥岩互层,也即以充填型方式处在远离火山口的区域沉积。还有可能在火山喷发期同沉积,在火山锥体底部或外延处沉积,形成薄层泥岩、凝灰质泥岩,与火山岩、火山沉积岩互层。另外亦有在火山喷发间歇期沉积,受火山喷发中心位置影响,披覆于火山体上,呈席状披盖,形成泥岩、炭质泥岩(在哈尔加乌组尤为明显)。

综合分析得出:哈尔加乌组厚层碳质泥岩是本区良好的烃源岩;断裂及其碎裂带是在火山岩优势相带作用明显;各深大断裂及裂缝是油气运移的主要通道;火山机构及火山岩与封闭的断裂体系形成的各种构造高点都是油气聚集的有利圈闭。

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