气藏特征论文（精选8篇）
气藏特征论文 篇1
摘要：深盆气是深盆气藏是一种特殊机理形成的非常规气藏。它的显著特点是分布在盆地或凹陷中央和边缘的低凹部位。这类气藏的另一个特点是出现在致密的砂岩储层内, 气在下水在上, 与传统意义上的气藏相反, 出现气水倒置的现象。因此也有学者将这类气藏称之为致密砂岩气藏或水封砂岩气藏。在气源充足的情况下这类气藏的分布可以很广, 从盆地最深凹陷处一直延伸到盆地边缘, 储量非常大。鉴于这一特征, 也有学者将这类气藏称为连续分布型气藏。明确深盆气的分布, 对于常规油气资源接替、战略规划部署具有较大的实际意义。
关键词：深盆气藏,成藏特征,储层特征,形成机理
1. 概述
深盆气藏是一类非常接近常规气藏经济价值的非常规气藏, 在目前的能源供需关系的条件下具有很高的勘探开发价值。对深盆气藏的研究的重要意义主要在于它打破了常规天然气的成藏机理和分布规律, 即可在通常被认为远景较差的盆地较深部位, 在低孔隙度、低渗透率储层中找到大规模的天然气聚集, 获得天然气勘探上的突破。因此深入开展深盆气成藏机制的研究是很有必要的。
2. 国内研究概况
国内深盆气藏在20世纪80年代初, 在鄂尔多斯盆地勘探的起步阶段首次涉及了深盆气的成藏规律。并且在理论和实践上都有了新的突破主要成果有:完善和发展了深盆气的成藏理论, 阐明了陆相深盆气与海相深盆气藏的特征差异与成因机理;发现了鄂尔多斯盆地古生界含气面积超过10×104km2的深盆气藏;依据对中国深盆气地质条件和勘探远景的研究确定了我国未来深盆气勘探开发战略重点。
3. 深盆气的地质特征
3.1 深盆气的气水倒置及形成原理
深盆气与常规气藏最突出的区别是前者表现出气水倒置的特征。所谓气水倒置是相对于常规气藏内的“气在上, 水在下”的情况而言的。在深盆气藏内, 最低处富集天然气, 水在气上或在上倾方向存在, 与常规气藏形成鲜明的对比。
造成深盆气藏气水倒置的根本原因是储层致密。深盆气是的源岩生排出天然气进入到致密的储层后, 储层颗粒间的孔喉半径较小, 气泡的浮力不足以克服毛管的阻力不能以气泡的形式向上倾方向运移只能富集在埋深较大、紧邻排气源岩的储层内。随着储层内积聚的天然气量增加、储层内压力也不断增大。在气体的热膨胀和气体体积膨胀及浮力等的综合作用下, 天然气克服由于储层孔喉半径小而产生的毛细管力及水静压力向上运移并大规模排驱孔隙水造成了气在下水在上的倒置现象。
3.2 深盆气的组分特征
深盆气的天然气组分特征完全与常规气藏中的天然气相同。其主要成分为CH4、重烃气、CO2、N2等。从目前发现的深盆气的烃源岩看, 它们主要含Ⅲ类母质或煤, 因此天然气的13C同位素一般较高。从理论上分析, Ⅰ类母质形成的裂解气也可构成深盆气的重要来源, 它们的干燥系数可以较低。从加拿大阿尔伯达盆地典型的深盆气组分分析结果可以看出:CH4等烃类气体的含量平均在96%以上;C5+以上的液态组分少, 除个别层位外, 最大不到1.39%;CO2的含量也较低, 平均1.5%;N2的含量更低, 平均0.65%左右。由于CH4含量高, 使得深盆气的相对密度较低。
3.3 深盆气藏储层特征
3.3.1 储层的孔渗性差
在目前已发现的所有深盆气藏中, 储层致密, 孔渗性差是一个普遍的地质特征。中国目前发现的最大的深盆气藏是鄂尔多斯盆地古生界气藏, 其储层平均孔隙度介于5.6%到10%之间, 平均为7.5%。
3.3.2 深盆气储气层埋深范围
就某盆地的成藏条件来说, 深盆气藏主要形成发育于盆地埋深较大的底层领域。但埋深大不是深盆气藏的基本特征。依据对已发现的七个国外深盆气藏的埋深统计, 发现它们的顶界埋深在500-3000m, 平均1300m;但其底界可以埋深很大。而常规气藏的埋深统计为400-6600m, 平均为3500m。深盆气的顶界埋藏深度一般较浅, 可能与这类气藏形成时上覆地层的剥蚀抬升作用有关。抬升剥蚀可以降低目的层的流压, 从而有利于天然气游离释放而大规模排驱孔隙水并形成深盆气藏。
3.3.3 储层含气范围的控制因素
深盆气的气水边界或位置的重要特征是它不受等高线控制, 它主要受储层的孔喉半径、埋藏、倾角大小等因素控制。在平面上, 深盆气藏的含气范围形态不规则。
4. 深盆气的形成机理
深盆气藏的压力场特征与常规气藏的压力场特征有着本质的不同, 一般情况下, 前者较静水柱压力小, 呈负压异常;后者较静水柱压力大, 呈高压异常。异常压力趋势线与静水柱压力分布线之交点在理论上与气藏内气水接触面吻合一致。深盆气藏内出现负压场的根本原因是储层含气后阻隔了上部地层孔隙水压系统与下部地层中孔隙水压系统之间的联系, 在这种情况下, 深盆气藏内部某点的压力等于上方气水界面处的静水压力与该点至气水界面处气柱压力之和, 由于气柱压力远较水柱压力小, 因而气藏内部任一点的压力较该点对应的水柱压力小。常规气藏出现高压异常的根本原因是储气层含气后, 上部地层孔隙水压系统将通过气水界面向上传递, 常规气藏内每一点的压力等于下部气水界面处静水柱压力与界面至测压点处气柱压力之差, 由于气柱压力远较水柱压力小, 因此气藏内任一点的实测压力较对应点的静水柱压力大。在埋深相同的情况下, 同一埋深点处的常规气藏的气层压力远较深盆气藏的压力大。
参考文献
[1]陈洁.深盆气藏研究进展.油气地质与采收率.2012.9 (02) :115-118.
气藏特征论文 篇2
华北地台上古生界煤成气藏的主要类型及特征
华北地台上古生界天然气藏的类型划分问题是关系到下一步勘探思路的关键之一.为此,从天然气藏与气源岩的空间关系着手,将华北地台上古生界石炭-二叠系煤系地层作为主要气源岩的煤成气藏分为两类:烃源岩气藏和非烃源岩气藏.烃源岩气藏是由于烃源岩的储集性能得到改善而形成的气藏类型,它可以发育在背斜构造中,也可以发育在向斜构造中.非烃源岩气藏按照储集层的.构造形态及其与气源岩的接触关系可以分为背斜型气藏、断层型气藏、向斜型气藏(深盆气藏)以及地层型气藏.从煤成气藏发育层位来看,华北地台上古生界煤成气藏发育在上古生界烃源岩、煤系烃源岩的上覆地层以及下伏地层中.烃源岩气藏与非烃源岩气藏在垂向上的分布具有互补性.
作 者：尹丽娟 张金功 吴汉宁 秦峰 YIN Li-juan ZHANG Jin-gong WU Han-ning QIN Feng 作者单位：西北大学 刊 名：天然气工业 ISTIC PKU英文刊名：NATURAL GAS INDUSTRY 年，卷(期)：2007 27(5) 分类号：P61 关键词：华北地台 晚古生代 煤成气 气藏 类型 特征 烃源岩气藏特征论文 篇3
1 不同类型碳酸盐岩气藏特征分析
碳酸盐岩气藏按照特征不同, 根据储集空间类型、储层成因、主要特点、储层特征以及开发要求等方面, 可以分为多种类型, 并且不同类型气藏, 所对应的开采技术与要求也存在较大的差异。其中, 储集空间与储层成因差异, 为不同类型碳酸盐岩气藏静态以及本质上的区别, 但是在对气藏进行特征与开发进行分析时, 则为其间接与动态的差异。因此, 想要提高不同类型碳酸盐岩气藏开发效率, 就需要了解不同类型气藏的特征, 然后根据关键因素, 来制定对应的开发方案, 降低各项因素的影响。
2 碳酸盐岩气藏类型划分原则分析
2.1 实用性原则
碳酸盐岩气藏在进行分类时, 除了要对其所具有的特征进行分析外, 还需要确保通过分类指导气藏的开发。同时, 气藏分类时需要尽量保证简单明了, 将科学、系统、合理作为评判依据, 对分类过程进行简化, 争取不断提高其实用性[1]。
2.2 科学性原则所谓科学性原则
即在对碳酸盐岩气藏进行分类时, 需要确保其具有较高的科学性与合理性, 不但可以反映出碳酸盐岩气藏形成条件, 同时也可以反映出不同类型碳酸盐岩气藏之间的区别。尤其是在对不同特征岩气藏命名时, 如果过于随意, 很容易造成多种类型之间混乱, 增加类型分别的难度。
2.3 针对性原则
碳酸盐岩沉积环境比较复杂, 再加上成岩作用与后期构造力作用增加了岩气藏的非均质性。同时碳酸盐岩气藏开发很容易受到压力、岩性、圈闭、驱动类型以及组分等因素影响, 因此在进行分类是必须要具有针对性。应以我国目前已有的不同开发特征为依据进行分类, 并制定碳酸盐岩气藏分类方案。
3 不同类型碳酸盐岩气藏开发特征分析
3.1 礁滩型气藏
在对礁滩型气藏开发特征进行分析时, 需要从不同技术角度对储层进行研究, 并预测储层与流体在平面、纵面上的分布特点。传统分析工作中, 主要是通过现代礁滩碳酸盐岩沉积对比, 来完成沉积相的划分, 目前已经逐渐应用了地震属性预测基础沉积相划分以及建模技术, 对提高气藏开发效率具有重要意义[2]。为进一步对碳酸盐岩非均质性特点进行分析, 还需要针对沉积与成岩相来确定研究技术。另外, 从经济角度分析, 礁滩型碳酸盐岩气藏开发具有较高的复杂性, 并且储层裂缝具有非均质性特点, 在开发时需要结合此类气藏特征, 在高-中渗区布井。如果处于非均衡开采状态, 利用高产区井采低渗区气, 可以有效减少地产低效井数量, 降低开发初期投入量, 提高开发综合效益。
3.2 缝洞型气藏
缝洞型气藏开发具有系统性与复杂性特点, 可以选择用井-震结合多技术多手段方法来对其分布特征进行研究, 并建立缝洞单元分布模式。为提高开发综合效率, 需要对储层储量进行科学判断, 合理优化采气速度, 最大程度上延长无水稳定期。对于缝洞型碳酸盐储层来说, 其还具有双重孔隙结构特征, 如果开采速度控制不当, 很容易出现水窜现象, 导致气井提前见水, 影响无水采收率。另外, 在选择开采布井方式时, 需要确保其具有合理性与科学性, 在提高储量开发效果上, 降低开发成本, 提高整个气田最终采收效率。
3.3 岩溶风化壳气藏
岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏岩溶规模与发育程度存在较大差异, 储层具有严重的非均质性特征, 很容易形成不同规模尺寸的岩溶优劣储集体组成的三维空间上相互叠置的气藏。开发技术上应尽量选择用大斜度井或者水平井, 可以提高单井开发量, 并提高生产成本控制效果。其中, 水平井开发技术为一种有效提高单井产量与气田综合开发效益的措施, 现在已经得到了广泛的应用。同时, 还需要对气藏地质录井、导眼井以及数据等方面进行研究分析, 为开发作业配套水平井井位优选与轨迹控制技术, 提高水平井开发技术实施效率。
3.4 层状白云岩气藏
受沉积环境与白云石化程度限制, 此种类型岩气藏储层具有严重的非均质性特点, 并且储层构造会影响流体分布, 因此一般会形成由层状白云岩组成的相互叠置边水型气藏。针对此种特征, 在开发设计时, 应对储层进行详细研究分析, 提前掌握储量控制因素, 为气田稳定挖潜方案的编制提供依据。尽量选择用特殊工艺井开发生产, 可以提高低渗储量动用程度, 加上科学合理的管理措施, 做好储层动态监测工作, 在确保开发安全性的基础上, 提高气藏最终采收率。
4 结语
不同类型碳酸盐岩气藏所具有的特征不同, 对开发技术以及开发要求也就有着较大的差异。以提高开发综合效率为目的, 需要对不同类型碳酸盐岩气藏特征进行分析, 并根据此来编制合理的开发方案, 确定相应的开发技术, 降低各项因素的影响, 在保证开发效率的同时, 控制好开发成本。
摘要：与碎屑岩气藏相比, 碳酸盐岩气藏具有更为明显的特点, 这也决定了常规开采技术并不能完全满足其开采工作的需求, 必须要结合其所具有的特点, 进行开发技术研究, 争取不断提高开采效率。本文对不同类型碳酸盐岩气藏特征进行了分析, 并提出了开采优化技术。
关键词：碳酸盐岩气藏,气藏特征,气藏类型
参考文献
[1]贾爱林, 闫海军, 郭建林, 何东博, 程立华, 贾成业.不同类型碳酸盐岩气藏开发特征[J].石油学报, 2013, 05:914-923.
气藏特征论文 篇4
关键词：火山岩,毛管压力,滑脱效应,阈压梯度
火山岩气藏储层内部结构复杂, 岩石类型多, 岩性、岩相复杂, 储层成因机理复杂, 孔洞缝发育, 储层厚度、物性变化大[1—3]。地质条件的复杂性导致气水分布形式多样, 渗流机理复杂。目前火山岩储层特征研究较多[4,5], 但渗流特征研究较少[6—10]。
本文通过压汞、铸体薄片分析、核磁共振测试及阈压梯度测试等先进实验技术, 综合研究了王府火山岩气藏的储层特征和渗流特征, 研究结果对深入认识王府火山岩气藏储层渗流特征和指导气田开发具有较大意义。
1 储层特征研究
1.1 储层岩性
王府火山岩气藏储层以流纹岩、安山岩、火山角砾岩为主, 见少量硬石膏和方解石[见图1 (a) 、图1 (b) ], 平均黏土含量13.11% (5%~28%) 。
流纹岩主要为斑状、微斑状结构, 基质具球粒、流纹-霏细结构, 具有流纹构造, 斑晶主要为石英、碱性长石和斜长石。安山岩具安山结构、斑状结构, 基质主要由中基性斜长石和玻璃质组成, 岩石具绿泥石化和斑状方解石化。砾石成分主要为安山岩、凝灰岩、少量变质岩, 多具泥化或蚀变现象。黏土矿物成分主要为绿泥石[见图1 (c) ], 其次为伊利石、伊/蒙混层[见图1 (d) ]。
1.2 孔隙结构特征
王府火山岩气藏岩心铸体薄片分析可知, 储层储集空间为孔、缝结合型, 面孔率为0.1%~8%, 平均为3.5%。孔隙类型以粒间和粒内溶蚀孔、粒间微孔、晶间微孔为主, 含少量铸模孔及粘土矿物晶间微孔[见图2 (a) ], 储层微裂缝发育, 缝宽2~30μm, 流纹岩和安山岩含少量构造缝[图2 (b) ]。
王府火山岩气藏岩心毛管压力曲线 (见图3) 。由图3 (a) 分析可得表1结论。
由图3 (b) 分析可知, 王府火山岩气藏储层孔喉尺寸分布范围0.001~45.8μm, 其中0.01~0.1μm孔喉占60%, 溶蚀孔和微裂缝等大孔喉少量发育。
1.3 储层物性
常规岩心实验结果表明, 王府气田储层渗透率分布范围为 (0.003 1~10.7) ×10-3μm2, 主要分布在<0.1×10-3μm2之间, 相对高渗储层极少, 孔隙度分布范围为2.01%~17.37%, 主要分布在6%~12%范围内, 属于低孔-致密火山岩气藏。核磁测得王府气田束缚水饱较高, 分布在35%~95%之间, 主要分布在50%~80%之间, 且渗透率越低束缚水饱和度越高。
2 储层渗流实验
实验在室温下进行, 采用气驱水法建立岩样含水饱和度, 实验用水模拟地层水, 实验用气为氮气, 实验数据都为覆压条件下测得。
2.1 单相气体渗流实验
选用了7块具有不同岩性和渗透率的王府火山岩气藏岩心进行实验, 研究火山岩岩心单相气体渗流特征。分析流量和压力平方梯度的关系, 并借鉴Klinkenberg[11]的方法研究气体渗透率与平均压力倒数曲线 (简称克氏曲线) 的关系。实验表明不同渗透率的岩心具有不同的气体渗流特征, 测试结如图4和图5所示。
从图4和图5可以看出:火山岩岩心克氏曲线大致以渗透率0.05×10-3μm2为界限, 分为2种渗流形态。渗透率大于0.05×10-3μm2的岩心流态为紊流和滑脱流 (见图4) , 流态临界点压力在1 MPa, 压力<1 MPa时, 气体渗流为滑脱流动, 压力>1 MPa时出现紊流的非线性流态, 渗透率越大, 紊流现象越严重, 出现紊流的压力越低 (平均压力倒数越高) , 渗流方程遵循Forchheimer[12]方程。渗透率小于0.05×10-3μm2的岩心流态为达西流和滑脱流 (见图5) , 渗流临界点压力在2 MPa (图5中为0.5 MPa) , 在压力<2 MPa时气体渗流符合克氏曲线描述的滑脱流动, 平均压力越小, 视渗透率越大;压力>2 MPa时气体渗流基本符合达西流动, 即渗透率不随压力变化。
对于渗透率小于0.05×10-3μm2岩心, 其渗流状态也可以用平均压力与渗透率关系表示 (见图6) , 从图中可以明显看出当平均压力小于1 MPa时, 随平均压力的增大, 渗透率迅速下降, 当平均压力>2 MPa后, 渗透率基本不变, 符合达西流状态。
由图4~图6分析可知王府致密火山岩气藏岩心单相气体渗流存在3种典型的渗流状态:Darcy流、滑脱流、紊流。不同渗透率级别的岩心出现的渗流状态不同 (见表2) 。
通过上面的分析, 可见压力在1~2 MPa是低渗气藏气体单相渗流渗态发生转折的临界点。由于地层压力远大于2 MPa所以滑脱效应可以不用考虑, 但是应注意井底附近气体高速渗流时产生的紊流效应。
2.2 阈压梯度实验
选用了3块具有不同孔隙类型和渗透率的岩心进行实验, 研究不同含水饱和度下火山岩岩心阈压梯度特征。实验结果如图8所示, 阈压梯度的大小与渗透率与束缚水饱和度相关, 渗透率越低岩心阈压梯度越大, 含水饱和度越高岩心阈压梯度越大。含水饱和度低于60%时, 启动压力梯度变化较小, 当含水饱和度超过60%, 阈压梯度迅速升高。
其中8号是裂缝型岩心, 含水饱和度小于60%时, 阈压梯度变化很小, 而1号和5号是孔隙型岩心, 阈压梯度随含水饱和度的增大呈指数增加。对于裂缝岩心来说, 由于其渗流空间比较均匀, 没有孔道和喉道的突变, 含水较低时, 水膜厚度小, 水膜对气的渗流阻力小, 含水对阈压梯度影响不大;但对于孔喉交错的孔隙型岩芯, 由于水膜封闭小孔喉, 气体被分割成许多小气泡进行流动, 这些小气泡在每个喉道处都产生贾敏效应, 沿驱替方向产生贾敏效应的毛细管阻力被叠加起来, 在宏观上就表现为含水饱和度越高, 阈压梯度值越大。
3 结论
(1) 王府气田储层岩性主要为流纹岩、安山岩、火山角砾岩, 储集空间类型为孔缝型, 属低孔致密储层。
(2) 火山岩岩心单相气体渗流时1~2 MPa是气体单相渗流流态发生转折的临界点, 若以流量和压力平方梯度作为描述气体渗流曲线的坐标轴, 其曲线特征以0.05×10-3μm2为界限分为2种渗流形态。
(3) 当含水饱和度小于60%时, 裂缝型岩心阈压梯度随含饱和度增加变化很小, 而孔隙型岩心阈压梯度随含水饱和度的增大呈指数增加, 裂缝型岩心阈压梯度远低于孔隙型岩心, 有利于天然气的开发。
参考文献
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气藏特征论文 篇5
本区勘探工作始于1992年, 已发现东营组、沙河街组和中生界等多套含油层系, 其中以东营组油层为主。自1997年HN8井等多口井相继在沙河街组钻遇工业油气流, 证实沙河街组同样具有优越的生、储、盖组合条件。
1 区域概况
海南构造带区域上位于辽河盆地中央低凸起南部, 包括海月披覆构造带和东坡超覆构造带, 是陆上中央凸起向渤海海域自然延伸的一部分[2]。其北部为海外河潜山带、南部为月东潜山带、西部和东部分别受海南断裂、盖州滩断裂带控制, 整体上呈西北高、东南低的构造格局 (图1) 。其中海南断裂为分界断裂, 在本区发育为海南 (1) 、 (2) 断裂, 控制构造带形成、演化及沉积相带和储层的分布。
古近系地层超履或披履于基岩隆起之上, 基底为中生界角砾岩、玄武岩, 古生界灰岩、白云质灰岩及太古界混合花岗岩等, 表明构造带整体处于区域低部位, 上部发育厚度不等但相对较全的古近系地层, 其中沙河街组地层超覆基底发育S1+2段或S1段, 区内缺失S3段, 局部沙河街组地层全部缺失。
2 构造特征
研究区位于海月构造带中北部, 主体构造形态相对较为简单, 受潜山局部高点和众多断层切割控制, 表现为“东西分带, 南北分块”的特点 (图2) 。
新生代沉积时期, 海南断层活动剧烈, 加剧中央凸起的翘倾活动, 西侧沉降幅度大于东侧, 东部凹陷和西部凹陷迅速沉降, 形成巨厚的烃源岩, 尤其是西部凹陷[3]。下第三系地层超覆上第三系各套地层之上。基底较为平缓, 仅有分布局限的低幅度隆起, 最小埋深不足1900m, 中生界和古生界地层削蚀现象在地震剖面上特征清楚 (图3) 。
3 沉积特征
根据本区岩相、沉积物、粒度、测井曲线及岩石颜色分析, 沙河街组主体以三角洲相沉积为主体, 次为曲流河和湖泊相[4]。
3.1 物源方向
本区物源主要有两个方向, 一是东南垂直构造带的缓坡物源供给区, 二是东北顺构造带长轴方向的较陡坡物源供给区, 两物源构成一幅错综复杂的三角洲前缘沉积 (图4) 。
3.2 沉积相带
3.2.1 曲流河相
岩性为较细的粉细砂岩及泥质岩夹中粗砂岩、砾状砂岩, 砂地比一般大于60%, 主要发育河道-堤岸亚相中的河床滞流、边滩、决口扇、天然堤等微相。
3.2.2 三角洲相
(1) 平原亚相:为一套浅灰色含灰粉砂岩、粉细砂岩与灰色泥岩组合, 发育分流河道、间湾等微相, 砂地比一般50%-60%。平原亚相粗结构岩类发育, 具备发育储集岩的条件, 但由于岩石颗粒粗细变化大, 往往储集性能较差[5]。
(2) 前缘亚相:为一套浅灰色粉砂岩、含灰粉砂岩及灰色-浅灰色细砂岩, 局部河道底部发育粒状砂岩或不等粒砂岩及砂砾岩薄层。主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状沙及分流河道等微相, 形成叠置的较厚的有利储集体, 尤其是沙河街下部。
(3) 前三角洲亚相:发育于三角洲前缘, 为一套绿灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂质泥岩夹粉砂岩薄层组成前三角洲, 往往与湖泊相滨浅湖亚相不易分开, 或两者呈过渡关系。
3.2.3 湖泊相
主要发育灰色泥岩、粉砂质泥岩及薄层泥质粉砂岩夹钙质页岩。以泥坪、砂泥坪相为主, 局部发育砂滩、灰泥坪等微相。在湖泊相中滨浅湖、浅湖-半深湖的划分, 一般以砂地比来分析20%-5%为滨浅湖, 小于5%为浅湖-半深湖。
4 成藏条件
油源条件是油气成藏的物质基础[6], 研究区古近系地层不发育, 地层沉积厚度小、埋藏浅, 生油岩沉积厚度小, 自身泥质岩类生烃能力弱。本区邻近东部盖州滩凹陷和西部海南凹陷两大沉积洼陷, 古近纪的断陷期, 沉积了巨厚的古近系地层, 其生油岩的质量直接影响本区的油气富集, 其次就是要有较好的储盖组合关系。
4.1 烃源岩
本区钻探揭示东、西部凹陷主要发育沙三段、沙一、二段和东三段三套生油岩。沙三段有机碳平均值为1.02%, 氯仿沥青“A”为0.246%, 总烃933ppm, 达到好生油岩标准;沙一、二段有机碳平均值为1.47%, 氯仿沥青“A”为0.1597%, 总烃平均855ppm, 属于好生油岩;东营组有机碳含量虽高达1.55%, 可以达到好生油岩的标准, 但其氯仿沥青“A”仅为0.0302%, 总烃143ppm, 含量较低, 为差生油岩。所以本区主要生油岩为沙三段, 其次为沙一、二段[7]。
4.2 储集条件
本区主要发育三角洲前缘亚相沉积体系, 两个方向物源同时向区块内发育同一相带, 易形成储集岩分布广、局部厚度大的特点, 前缘中的水下分流河道、河口坝是主要储集体。发育于河口坝前缘的远砂坝、席状沙虽沉积厚度薄, 但单连层的可能性大。广泛发育的储集体, 是油气聚集成藏的有利条件。
4.3 储盖组合
盖层从区块内已钻井揭示, S1+2段沉积基本上为一套粗细的正旋回或可划分为以下、上两个小正旋回, 这就清楚低表明S1+2上部以发育泥质岩为主夹砂质岩, 顶部均发育一套泥岩, 最厚为33.0m。一般为3.0-8.0m。由于油层发育于S1+2下部或近底部, 同时上覆层发育多层泥岩, 且分布普遍, 泥岩作盖层在本区大部分地区有效 (图5) 。
据沉积物组合、相带划分、生储集条件, 本区以“侧生旁储”为主要组合类型, 由西北、东南的的海南洼陷、盖州滩洼陷生成的油气向本区块运聚成藏。
5 油气藏分布模式
油气藏分布模式是在盆地发生发展及消亡过程中不同时间沉积体系发育给油气赋存的主要场所, 不同物造发育时期形成的沉积体为基含油气特征差异很大。本区油气运聚主要靠早期断裂、储集层疏导系统作为运移通道, 沿着断层面、储层裂缝、孔隙运移, 随着各类圈闭的形成或破坏, 油气向圈闭内聚集或破坏后重新分配再聚集, 直到最终定型成藏[8]。
海南构造带沙三段烃源岩生成的油气主要运移期东营末期, 沙一、沙三段烃源岩生成的油气运移期为馆陶中期。沙河街圈闭定型期早于烃源岩运移期, 有利于油气聚集成藏。由于研究区位于海南构造带低凸起上, 紧临东西两大生油洼陷, 油气运移以侧向近距离运移为主。通过下降盘广泛发育的近东西向断层和不整合面把油气源源不断的运移到凸起带上, 形成了岩性、构造、构造-岩性、不整合面等多种类型油气藏类型。
6 有利区带预测
岩性变化区、构造运动及距离油源的远近, 是形成岩性圈闭的重要控制因素。本区油源、构造、盖层落实, 因此在预测有利区带时, 则主要考虑在靠近油源区域寻找构造和砂体的有利叠合。根据完钻井生产情况, 通过波阻抗反演手段预测砂体发育情况, 认为有利砂体主要分布在老区内部潜山斜坡带和南坡超覆带。
(1) 内部潜山斜坡带:由于水体的不断浸袭和沉积物的不断充填, 沙河街组形成了多套超覆在潜山的砂岩体, 发育有颗粒粗的厚层状的砂砾岩、砂岩岩体, 底部超覆潜山形成地层超覆;顶部向上目的层厚度减薄, 上倾方向被湖相泥遮挡形成油气藏, 这些砂体在平面上呈舌状, 在地震剖面上呈楔状。
(2) 东坡超覆带:东坡超覆带作为本区局部构造高点, 是油气运移的主要指向区[9], 东南紧邻盖州滩生油洼陷, 且断裂异常发育, 油气通过断层和砂体运移, 向上运移过程中形成地层超覆油藏或受高部位断层遮挡而形成断层遮挡油气藏。
7 结论
本次研究从构造、沉积、储盖组合等方面阐述沙河街组岩性油气藏的成因及分布情况, 沙河街组油气藏具有近油源、富砂体及高部位的特征, 且圈闭形成早于排烃期, 时空条件匹配好, 具备有利的成藏条件。
本区存在三角洲、曲流河、湖泊等沉积类型, 其中以三角洲前缘沉积为主要储集体, 在复杂的构造运动和沉积演化过程中, 储集砂体单独或复合发育形成上倾尖灭、断层遮挡、地层超覆、构造-岩性等多种类型圈闭, 配合有效的烃源岩及储盖组合, 即可形成有利油气富集区。
摘要：海南地区东西邻近两大生油洼陷, 油源充足, 且本区经历多期构造运动, 断裂样式、圈闭类型多样, 且圈闭的形成期早于油气的主运移期, 为形成沙河街组油藏提供必要的条件。完钻井试油试采证实沙河街组具有有利的储盖组合, 通过综合石油地质分析认为本区沙河街组巨大的勘探潜力。研究表明本区主要发育曲流河、三角洲和湖泊等沉积相类型。结合地震资料、钻井情况、波阻抗反演, 对沙河街组成藏规律进行了研究。从而探讨本区岩性油气藏勘探方向, 争取更大的油气发现。
关键词：海南构造带,沙河街组,岩性油气藏,三角洲沉积,储盖组合
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气藏特征论文 篇6
黄桥气田位于江苏省泰兴市黄桥镇, 构造位置处于下扬子板块苏北盆地南缘的斜坡带, 即介于苏北中、新生代盆地与苏南新生代隆起两个性质不同的构造单元的转折部位。次级构造单元为南京凹陷东北端的黄桥复向斜之黄桥背斜的主体部位。黄桥气田共完成钻探深井6口, 正在施工的钻探深井1口, 完成钻探浅井16口;控制含气面积51 km2, 探明储量200亿m3, 是我国陆上目前储量最大、质量最好的CO2气田。黄桥气田按气体组分可分为高纯度CO2型、CH4-CO2混合型和高He-N2富CH4含CO2型3种类型;其中高纯度CO2型气体组分为CO2含量高于94% (最高可达99.84%) , 氮含量1.5%～5%, 甲烷和重烃含量极少, 甲烷含量低于3%, 重烃含量小于1%。高纯度CO2储量占气田总储量的97%以上, 分析研究其成藏规律, 对于认识黄桥气田并指导进一步的区域勘查工作意义重大。
1 高纯度CO2圈闭特征
黄桥CO2气田主体圈闭为由中-古生界地层构成的大型背斜构造, 顶部被一系列北东向小型次级断裂切割, 背斜长约15 km, 宽约10 km, 圈闭面积约50 km2, 闭合高度约1 500 m。背斜轴向NE, 枢纽线自西向东分为两支, 一支走向NNE, 另一支走向NEE, 均向NE倾伏, 如图1所示。背斜东西两侧分别为走向NE的大型正断层所夹持, 形成“地垒”构造, 如图2所示。
东侧为横巷断裂, 断层面倾向SE, 落差500～2 000 m;西侧为河头庄-顾家庄断裂, 断层面倾向NW, 落差400～600 m;两断裂均为高倾角断裂, 倾角大于70°, 延伸达30 km以上。上述两条断裂与气田西南部的NW向断层交汇, 共同成为气田的圈闭边界。中-古生界地层埋深在1 200 m以下, 其上被厚达800余m的白垩系浦口组 (k2p) 不整合覆盖, 特别是浦口组 (k2p) 上部厚达400余m的泥岩、粉砂岩, 成为气田的良好盖层。因此, 黄桥气田圈闭类型属岩性-构造复合型圈闭。
背斜内发育黄家溪、失迷巷、徐家庄、马家堡4个高点, 位于这些高点的5口探井均已钻遇高产CO2气层, 揭露最老地层是下志留统高家边组 (S1g) , 而背斜两侧低部位钻探均未见工业CO2气层, 证明背斜顶部的高部位是CO2聚集的主要场所。
背斜的形成和演变经历了早期逆掩推覆、中期剪切走滑和后期拉张断陷的过程。早期推覆构造奠定了黄桥背斜的基本形态, 它是发育于高家边组 (S1g) 泥岩润滑层之上的拆离构造, 具有北陡南缓, 上部褶皱曲率大, 下部曲率小并消失于滑脱面的特征。中期的剪切走滑平移使背斜西端被NNE向的走滑断裂切割。晚期的拉张作用将已有逆掩断层的断坡及走滑断层改造为重力断裂, 使背斜上部具有“地垒”形态[1]。
2 高纯度CO2储集层特征
黄桥气田自三叠系下统上青龙组 (T1sq) 以下地层发育齐全, 缺失三叠系下统上青龙组 (T1sq) 上部至白垩系下统葛村组 (K1g) 和白垩系上统赤山组 (K2c) 至古近系三垛组 (E1s) 地层。高纯度CO2气藏埋深1 800～2 300 m, 为深层气藏, 共发现产气层位24层, 气层累计厚度约280 m, 气田日产量大于1万m3的产气层位有五通组 (D3w) 、船山组与黄龙组合层 (C2h+C3c) 、栖霞组 (P1q) 、青龙组合层 (T1x+T1s) [2]。
2.1 五通组 (D3w) 储层
在S174井揭露。由灰白色中粗粒石英砂岩、细砂岩与黄褐、灰色薄层粉砂岩、粉砂质泥岩之韵律层组成。砂岩致密坚硬, 孔渗条件极差, 但由于岩性脆 (泊松比0.149～0.156) , 在应力作用下易于错裂变位, 往往在地层开始发生构造变动时, 便产生成组的垂直层面的棋盘格式的节理和张扭性的裂隙, 这些节理和裂隙在后期的构造变动中成为应力的集中点而得到加强, 连通性得到改善, 其中所夹的泥岩因厚度较薄也多被裂隙切穿, 所以裂隙在全层内贯通, 成为区内高渗透储层。测试结果获日产CO2气25万m3。
2.2 船山组与黄龙组 (C2h+C3c) 储层
在H1、S174、N13井揭露。船山组为浅灰色、局部灰黑色球状泥晶生物灰岩, 底部为灰色泥晶含泥质灰岩;黄龙组为微肉红、灰白色生物泥晶～细粉晶灰岩。岩性致密、质纯、坚硬、性脆 (泊松比0.333～0.347) , 分别于船山组顶部、底部和黄龙组上部发育三个含气层, 为微裂隙含气层。这三段微裂隙储层, 在所揭露的钻井中特征相似, 表明微裂隙的发育有层位的选择性, 而三段微裂隙层段的岩性与其他层段差别不大, 分析其原因是这三个层段都处于灰岩与灰岩接触的假整合间断面附近, 当地层发生挤压变形时, 在脆性的灰岩之间无泥质润滑层, 因而便在层间剪切作用下产生裂隙, 间断面上的地下水活动使裂隙得到进一步溶蚀、扩充, 测试结果获日产CO2气2.3万m3。
2.3 栖霞组 (P1q) 储层
在H1、S174、N13井揭露。岩性以深灰色含燧石结核灰岩为主, 可分为四段:
(1) 上硅质层段:深灰～灰黑色含燧石灰岩为主夹细粉晶灰岩、含泥灰岩。
(2) 本部灰岩段:上部以灰黑～深灰色细粉晶灰岩为主夹灰黑色含硅质含白云质灰岩、泥质灰岩, 下部为深灰色细粉晶灰岩。
(3) 下硅质层段:深灰色燧石灰岩。
(4) 臭灰岩段:上部为灰～深灰色细粉晶含泥质灰岩、细粉晶生物灰岩、细粉晶灰岩, 下部为深灰色泥晶灰岩, 黑色含粉质生物屑钙质泥岩。富含有机质, 锤击具臭味。性脆易碎 (泊松比0.35左右) , 本部灰岩段节理裂隙发育;臭灰岩段后生变化较强烈, 主要表现为方解石重结晶和构造、溶蚀裂隙发育并由方解石充填, 是区内储集性能最好的储层。测试结果获日产CO2气46万m3。
2.4 青龙组 (T1x+T1s) 储层
N9井揭露。上青龙组 (T1s) :不整合于白垩系浦口组 (k2p) 之下, 岩性为青灰、浅灰、灰紫色薄～中厚层状灰岩、泥质灰岩、白云质灰岩夹灰黄色钙质泥岩。由上而下颜色变深, 泥岩含量增高。具假角砾构造, 局部见豆荚状构造。中下部夹瘤状、蠕虫状灰岩。水平层理发育。下青龙组 (T1x) :岩性为深灰色、灰白色、局部肉红色细粉晶含泥质灰岩、泥晶含泥质灰岩与深灰～灰黑色白云质泥岩、钙质泥岩呈不等厚互层, 局部含炭质。自上而下灰岩逐渐减少, 泥岩逐渐增多。
灰岩致密、性脆, 裂隙、溶蚀孔及缝合线发育, 被方解石、泥质充填。储集性能一般, CO2气主要产于上部, 测试结果获日产CO2气0.89万m3。
五通组 (D3w) 、栖霞组 (P1q) 属孔隙-裂隙型储层;船山组与黄龙组储层 (C2h+C3c) 、青龙组储层 (T1x+T1s) 属裂隙型储层。
3 高纯度CO2储集体特征
3.1 储集体的概念
岩层在未受构造变动之前, 仅由固体物质和分散于固体物质之间的孔隙两部分组成, 而在构造应力作用下, 岩层便会产生裂隙, 并与岩层中的原始孔隙连通, 组成裂隙-孔隙网络。这些裂隙-孔隙网络的发育既受地层限制又可穿越层位, 成为相对独立的储集空间称之为储集体, CO2气体便赋存于岩层的孔隙和裂隙构成的储集体中。
3.2 储集体发育特征
黄桥气田高纯度CO2气层可分为碳酸盐岩和砂岩两类。各岩层由于原生孔隙度、成岩后生变化及构造变动的程度不同, 储集体的孔隙度和渗透率发育情况差异较大。砂岩的成岩后生变化主要是石英颗粒的次生加大、硅化和泥质充填物的淋滤作用;碳酸盐岩的成岩后生变化更加复杂, 主要有准同生期的白云岩化、成岩期白云岩化、重结晶、硅化和淋滤溶蚀作用等。总的来说, 除了白云岩化和淋滤作用有助于储集体性能的改进外, 一般都导致储集体的堵塞, 使孔隙、裂隙间的连通性能变差, 孔隙度和渗透率降低。
储集体的储集形式以裂隙储集为主。对S174井全井岩心进行裂隙统计表明, 裂隙的发育与岩性有关, 但同时也具有自上而下, 由浅而深, 发育程度逐渐减弱的趋势。这种趋势, 一方面是由于随着地层埋深加深, 围压亦随之加大的结果;同时更是构造应变的部位差异所造成的;当地层顺着志留系高家边组 (S1g) 润滑层推覆拆离并发生褶皱, 弯曲部位便发生张裂, 外凸的一侧 (背斜上部) 张应力集中, 裂隙发育, 内凹一侧 (背斜下部) 则受侧压力作用, 裂隙不发育, 至高家边组 (S1g) 润滑层, 裂隙趋近于消失, 早期背斜形成的裂隙网络发育成为储集体并成为高纯度CO2储集的主要空间, 而裂隙的发育程度及其空间分布特点主要受构造因素的控制。位于背斜高部位的探井气产量高, 而位于背斜低部位的探井则无工业气流的事实便是很好的证明。各产气井的相同层位的压力系统并不一致, 例如, 当H1井进行测试畅喷时, 相邻160 m的S174井井口压力无任何反映, 显然, 这两个储集体之间是彼此隔离的, 也就是说, 在一个背斜之中, 可以发育若干个裂隙网络, 形成若干个有效的圈闭储集体。
黄桥背斜西部的NNE向走滑断裂的形成有着深部的根源, 具有活动形成时代晚、切割深度大、落差大的特点。从区域背景判断, 应直接或间接地与基底断裂连接, 控制后期深部的CO2等气体析出。靠近NNE向走滑断裂的各井 (N13、S174、H1) CO2气产量大, 裂隙发育层位靠下 (P1-D3) , 远离NNE向断裂的各井 (N6、N9) CO2气产量小, 裂隙发育较差, 产气层位也较向上移 (T1) 。说明中期的走滑断裂使得裂隙网度加密并促成深部与浅部的储集体相互贯通。
4 高纯度CO2成因分析
天然气中的CO2分为无机成因和有机成因两大类。有机成因的CO2一般是由有机物经生物化学作用或热解作用形成。无机成因的CO2又可以分为两种类型:一种是碳酸盐岩受到高温热解而生成;另一种是由地球深部幔源岩浆脱气生成。它们通过火山-岩浆活动或通过深断裂上升到地壳浅部。
由于CO2起源于原始碳, 当它形成CO2之后, 仍然保持原始碳的同位素组成特点, 其δ13C通常具有原始碳的性质。根据这一原理, 利用δ13C测定成果确定天然CO2的来源是目前较为可靠的一种方法。
有机成因CO2的δ13C值一般为-30.0‰～-20.0‰。黄桥气田凝析油的δ13C值为-27.9‰～-27.5‰, 天然气中CH4的δ13C值为-40.7‰～-29.6‰。
用黄桥地区二叠系泥岩加热至850℃时所产生的CO2δ13C值多在+2‰左右, 最高可达+3.9‰。对区内6个古生代的碳酸盐岩作了碳同位素测定, δ13C值在+1.8‰～+3.4‰之间。
幔源岩浆脱气产生的CO2比碳酸盐岩受热分解产生的CO2的δ13C值偏轻。黄桥气田高纯度CO2的δ13C值在-4.7‰～-2.8‰之间, 比有机天然气、原油的δ13C值偏重许多, 证明气源主要不是来自烃源岩有机质的热解及石油的裂解。碳酸盐岩热解生成CO2需要较高的温度, 岩浆岩凝固时的热量不能使碳酸盐岩热解生成大量的CO2, 更不能形成具有工业价值的高纯度CO2气藏, 同时, 黄桥气田高纯度CO2的δ13C值较碳酸盐岩热解产生的CO2的δ13C值偏轻, 由此可以推断, 这种高纯度CO2也不是主要由碳酸盐岩热解生成的。黄桥气田高纯度CO2的δ13C值与幔源岩浆成因的CO2δ13C值比较接近, 说明它们是深部幔源岩浆成因的气体。
苏北盆地新生代岩浆活动极为发育, 具有发育幔源岩浆成因CO2的地质条件。古新世火山活动主要为小规模溢流和侵入, 形成泰州组 (E1t) 至三垛组 (E1s) 中多层玄武岩夹层及辉绿岩侵入。中、上新世发生两次大规模的基性岩浆喷发活动, 早期以溢流喷发为主, 晚期为溢流-爆发式喷发为主伴有数次岩浆侵入。苏北盆地中所有无机气藏均分布在新生代各期基性岩浆活动中心及其附近, 显然, 基性岩浆和无机气体都是幔源物质上升到地壳浅部的产物, 而且, 部分期次喷发的偏碱性的橄榄玄武岩和钙碱性玄武岩均有利于CO2的大量释放[3]。上地幔的岩浆含有大量的CO2, 由于深大断裂的导通, 其中有一部分随着岩浆上涌运移的过程中, 在具有适合的生储盖组合和良好圈闭条件的部位便聚集成藏。
5 结语
黄桥气田高纯度CO2圈闭类型属岩性-构造复合型圈闭, 气藏是由深部幔源岩浆脱气形成的。新生代碱性玄武岩的喷发提供了大量的CO2气源, 深大断裂的发育提供了CO2上涌运移的通道, 适合的储盖组合和良好圈闭条件提供了CO2储集成藏的场所。中期走滑与晚期拉张深大断裂附近尤其是两者的交汇部位附近、幔源岩浆岩发育区尤其是火山口或地幔柱等地幔物质上升的通道附近、具有合适的储盖组合和良好圈闭条件的区域是下一步在苏北盆地寻找高纯度CO2气藏的勘查方向。
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气藏特征论文 篇7
关键词：高石梯-磨溪,震旦系,灯影组,孔隙度,渗透率,孔洞和裂缝,铸体薄片,核磁共振
世界碳酸盐岩储层的油气储量约占世界油气总储量的50%，产量约占世界油气总产量的60%[1]。碳酸盐岩储层类型十分复杂，常常表现为不同尺度的孔、缝、洞交错发育，平面和纵向非均质性强[2,3,4]。虽然碳酸盐岩储层一般基质渗透率低、孔隙度小，但是由于裂缝的发育沟通孔洞，为气体的渗流提供通道，因此，碳酸盐岩开发效果一般比较好[5,6,7,8]。
安岳气田高石梯—磨溪区块横跨四川省资阳市、遂宁市和重庆市潼南县，位于四川盆地川中古隆起平缓构造区威远—龙女寺构造群。震旦系灯影组气藏最有利的储集岩类主要为丘滩复合体的藻凝块云岩、藻叠层云岩和藻砂屑云岩，主要储集空间为粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔、溶洞、裂缝。高石梯-磨溪区块震旦系灯影组18口井21井次试气结果表明:主力产气层灯二段、灯四段试气产能平面和纵向差异大，产能与储层孔隙度、厚度相关性差。文章采用先进的实验技术，对储层的微观物性(孔喉半径，可动流体饱和度)和孔、洞和缝进行描述，提高对四川盆地震旦系灯影组储层物性的认识，为有效开展储层评价和气田的高效开发提供基础和依据。
1 储层基础物性
以高石梯—磨溪区块震旦系灯影组不同井位所取得的92块岩心为代表，观察孔洞与裂缝之间的匹配关系，测试储层的孔隙度和渗透率。实验样品包括直径为2.5 cm的柱塞岩样69块和直径为7 cm的全直径岩样23块，实验结果如图1～图6所示。从图1和图2可以看出:灯影组储层同时存在高角度缝和水平缝，裂缝系统以缝网形式存在储层中，有利于气藏开发。有气井成像测井资料表明，储层裂缝以斜交和高角度缝为主，呈缝网形式，仅在局部层段发育。图3表示储层平均孔隙度为2.76%，绝大多数岩样的孔隙度分布在1%～4%，孔隙度大于4%的岩样数目所占比例不足7%，说明灯影组储层的孔隙度低。图4表示储层平均渗透率为0.8 m D，近80%岩样的渗透率分布在0.001～1 m D，反映了灯影组储层渗透率较低的特征。图5是孔隙度和渗透率的相关性散点，可以看出灯影组储层孔隙度与渗透率之间的相关性很差。
2 铸体薄片研究储层矿物和孔洞缝分布
铸体薄片是将染色树脂或液态胶在真空状态下灌注到岩石的孔隙空间，在一定的温度和压力下使树脂或液态胶固结，然后磨制成岩石薄片，再在显微镜下观察的一种研究方法[9,10]。铸体薄片主要用于鉴定矿物成分，识别岩石孔隙结构[11]。选择共计25块震旦系灯影组储层2.5 cm柱塞样开展铸体薄片测试。表1表示灯影组碳酸盐岩矿物以白云石为主。由图6可以看出，储层缝、洞发育;缝有溶蚀缝、微构造缝、构造溶蚀缝、构造缝四种，裂缝存在不同程度的充填，据图7灯影组铸体薄片分析统计，高石梯-磨溪区块震旦系灯影组储层的裂缝以构造溶蚀缝为主;孔洞大小不等，形状不规则。
3 核磁共振研究储层孔洞分布和可动流体饱和度
核磁共振(NMR)可以用于确定孔隙大小分布、可动流体饱和度等[12,13]。核磁驰豫产生核磁共振信号，饱和地层水的岩心中含有大量的氢核，测量不同T2时间下的信号衰减幅度分布，可辨识不同尺度的孔隙类型。因此，核磁共振T2谱的分布反映了孔隙大小，T2谱的幅度越大，对应的孔隙所占比例越大，均质性越好;T2时间越长，孔隙越大;T2时间越短，孔隙越小。
室内实验选择共计25块直径2.5 cm柱塞样和23块直径为7 cm全直径岩样进行核磁共振测试，并根据表2将储集空间分为5种。
图8～图11全直径核磁共振测试结果显示:灯影组碳酸盐岩核磁T2谱曲线呈多缝状，即储层由不同尺寸、比例接近的基质孔隙、裂缝和洞组成，其中高石梯灯四段以大孔隙和中孔隙为主(约共占76%);磨溪灯二段、灯四段以中孔隙为主(分别约占56%、36%)，大孔隙和小孔隙为辅;灯影组碳酸盐岩都存在一定比例的孔洞。据统计，低渗透砂岩T2谱的幅度值一般介于0～200，而震旦系灯影组碳酸盐岩T2谱的幅度值一般介于0～100，这反映了灯影组碳酸盐岩储层的非均质性相对较强;低渗透砂岩T2弛豫时间一般介于0.1～1 000 ms，而震旦系灯影组碳酸盐岩T2弛豫时间一般介于0.1～10 000 ms，这也反映了灯影组碳酸盐岩储层存在一定量的大孔隙与孔洞。
如图12所示，通过25块柱塞岩样的核磁共振测试，发现灯影组碳酸盐岩储层可动流体饱和度与孔隙度呈正相关性。
4 CT扫描研究储层孔洞分布规律
碳酸盐岩储层发育溶蚀孔洞、裂缝等，CT扫描技术是探究其形态结构、分布规律等的较好方法[14,15]。为更好研究碳酸盐岩储层非均质性，观察孔隙微观结构和形态特征，共选择10块7 cm全直径岩心进行CT扫描实验。所测试岩心物性见表3。
对以上岩心的CT扫描结果分析，总结出图13所示的9种孔隙类型，可以看出:震旦系灯影组碳酸盐岩储层缝洞发育，孔隙类型多以裂缝-孔隙型为主，储层非均质性强。图14表示即使外表看来较为均匀的同一块岩样，不同位置CT扫描切面的缝洞发育程度都相差很大。
定义面孔率满足:
将不规则溶蚀孔洞用面积相同的圆等效，可得等效圆半径分布密度函数，具体步骤为:(1)得到一系列等效半径(R1,R2，…，Rn);(2)找到最大值Rmax和最小值Rmin，将(Rmin,Rmax)划分为间距为ΔR的小区间，Ri落在不同的区间内，统计不同区间内Ri的个数，绘制统计直方图;(3)拟合统计直方图曲线，得到分布函数。通过统计拟合，得到不同尺度、不同形态的孔、洞面积和等效圆半径R数据，如表4和表5所示。
将拟合得到的期望和方差求取算术平均值，可得到综合的孔、洞面积概率密度函数和孔、洞等效半径概率密度函数:
式(1)中，fS(x)为孔洞面积概率密度函数;E为期望;σ[2]为方差;x为孔洞面积，mm[2]。
式(2)中，fr(x)为孔洞等效半径概率密度函数;E为期望;σ[2]为方差;x为孔洞等效的半径，mm。
5 结论
(1)岩心基础物性测试结果表明:震旦系储层裂缝以缝网形式存在于储层中，有利于气藏开发，但仅在局部层段发育，灯影组储层低孔低渗，孔渗之间的相关性差;
(2)铸体薄片测试结果表明:震旦系碳酸盐岩矿物以白云石为主，含少量泥质和碳质;裂缝以构造溶蚀缝为主，孔洞发育;
(3)核磁共振测试结果表明:储集空间以大、中孔隙为主(约共占65%)，存在一定的缝和洞，非均质性强，储层可动流体饱和度与孔隙度存在很好的正相关性;
(4)CT扫描测试结果表明:震旦系灯影组碳酸盐岩储层缝洞发育，孔隙类型多以裂缝-孔隙型为主，非均质性强;
气藏特征论文 篇8
关键词：致密砂岩气藏,有效储层,识别
1 致密砂岩气藏储层特征
一般情况下, 致密砂岩气藏储层是指储层渗透率比较低的砂岩储层。其中主要根据储层所含流体的不同, 对于渗透率以及孔隙度的要求也不同。对于不同致密砂岩气藏有不同的组织, 其中规定只有砂岩储层对石油天然气的渗透率等于气藏的时候才可以被定义为致密砂岩气藏。在致密砂岩气藏中, 对于气体的产量影响比较大的原因出了低渗透、以及深度之外, 还包括了产层、压力、井筒半径、气藏以及地表温度等。因为致密砂岩气藏储层低渗透的特点, 可以导致该类型的气藏具体分布如图1:
致密砂岩气藏储层有很多特征, 具体如下:气场构造平缓、岩性致密、高含水饱和度、电阻率较低、高毛细管压力、常具异常压力、产量较低、电阻率较低、地质储量可观等扥特征。另外, 致密砂岩气藏的自然产能比较低, 需要采取一种增产的特殊钻井以及完井方法。致密砂岩气藏在储存背景下寻找气藏中相对中、高产富集区块, 并且采用比较常规的方法对有效储层进行识别。但是在致密砂岩气藏中, 石英的含量为50%, 长石的含量为40%, 并且胶结物主要以方解石为主, 有少量泥质硅质。在一定程度上, 形成了目前致密砂岩气藏的特征:致密砂岩气藏的储层非均质现场非常严重, 孔喉比比较差, 同时具有大孔小喉的配置特点。而且致密砂岩气藏的储层物质以及孔隙结构条件都属于典型的致密储层范围。本文主要通过测井技术对有效储层的识别进行探讨, 从而指导气田的开发。只有这样, 才能有效达到工业开采的要求。
2 有效储层的识别
针对致密砂岩气藏识别有效储层, 可以运用地震、测井等多种技术手段的基础之上, 运用致密砂岩气藏的动态特征相互结合, 从而形成识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。其中, 识别有效储层技术具体如下:
(1) 致密砂岩气藏储层的有效性主要取决于孔、缝、洞的发育程度。在钻井过程中, 工作人员必须及时发现并识别有效储层已经成为井筒勘探的关键技术之一。应用储层缝录井识别技术, 及时发现并精细识别有效储层, 制定完井方案提供可靠的依据。只有这样, 才能提高油田勘探开发效果以及降低勘探开发的费用, 才能充分发挥出识别技术在油气勘探中的关键性作用。项目研究通过大量的录井数据资料进行统计, 从而形成为致密储层录井判别的方法, 实现了在钻井过程中对有效储层的识别。然后在此基础上, 形成为储层裂缝发育程度识别模型。这样就尅通过钻井液参数、钻井参数来引起钻时波动, 从而生成了选择钻井中地层的可钻性以及输送程度。并且在此基础上还可以有效识别有效储层。该识别技术在油气田勘探开发过程中起着关键性作用。
(2) 因为储层物性以及填充在其中的流体性质的空间变化, 造成了地震反射振幅、频率、速度等相应的变化。因此可以利用地震分析技术来识别有效储层。当渗透体的变化参数达到了相应的限度之后就可以在地震剖面表现出来。因此可以在确定标定的基础时尚, 对各种砂体的测井相应特征以及产能状况与地震分析资料进行结合, 从而识别致密砂岩气藏的有效储层。如果发现有效储层时候, 可以通过频率、振幅等几种参数把各种已知井的地质模型充分表现出来。通过地震剖面以及其他参数的相互结合, 判断与识别致密砂岩气藏的有效储层。
(3) 在油气藏勘探开发过程中, 通过致密砂岩气藏与试井进行分析, 可以清楚将有效储层分为三个数量的渗透性进行控制。同时致密砂岩气藏储层特征还可以由平面向复合渗流模模型特征, 并可以通过试井分析, 并根据渗透体渗流特征的储量以及产状进行识别出有效储层。
总之, 在致密砂岩气藏识别有效储层中, 充分运用地震、测井等多种技术来识别有效储层手段, 同时以致密砂岩气藏的动态特征为线索, 将实验分析以及测试手段相互结合, 把致密砂岩气藏储层的地质模型为重点, 建立有效的物理地质模型, 从而形成可以识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。只有这样, 在油气田安勘探开发过程中, 才可以高效识别致密砂岩气藏中的有效储层, 使油气藏实现经济效益和社会效益的最大化。
3 结语
随着世界石油资源供需矛盾逐渐加大, 致密砂岩气藏的储层研究重要性越来越凸显。对于致密砂岩储层特征以及有效储层的识别可以帮助寻找更多的天然气储量, 并且还可以通过选择适当的射孔井段来改善完井设计。在有效储层的开发过程中, 采取的有效储层保护措施以及有效储层识别技术, 可以有效减少对储层的伤害, 从而降低了致密砂岩气藏的成本。总之, 致密砂岩气藏有效储层的识别技术可以使石油企业实现经济效益和社会效益最大化。
参考文献
[1]操应长, 王艳忠, 徐涛玉, 刘惠民, 高永进, 夏吉文, 吴昌龙, 李凌, 刘宏.东营凹陷西部沙四上亚段滩坝砂体有效储层的物性下限及控制因素[J].沉积学报, 2009, (02)