深层天然气（共4篇）
深层天然气 篇1
摘要：随着天然气资源的大量开采, 地球可用大型油田逐渐变少, 于是人们根据天然气的特点逐步往更深层以及更复杂的地质区域探察开发, 人们开发的重点逐步转向低压低油储量区域。本文主要针对大庆油田的其中一口深层储油田为例进行分析, 以此来探讨和研究开采深层天然气的最新技术。
关键词：深层天然气,水平井,钻井
由于低压区域藏油量少、渗透性低、地质较为敏感, 而且压力较低, 油层间隙的结构比较复杂, 因此, 人们在开采的难度就变得非常困难。在这种情况下, 我们只有提高开采的技术手段, 才可以更好的开采这种低压低油储量区域。本文主要针对大庆油田的其中一口深层储油田为例进行分析, 以此来探讨和研究开采深层天然气的最新技术。
1 工程介绍
近几年来, 为了保证油田资源的续持发展, 大庆油田钻井六公司开始把钻井的未来方向放到大庆区域的深层储油点, 随着技术人员的不断改革创新, 新型勘探技术取得很多大的进步。现有的大庆油田昌40井就是其中一口深层天然气探井。为了提高油田的防范意识, 以及改革创新油田钻井技术, 大庆油田钻井六公司以昌37井为例, 在开采的过程中积极创新钻井技术, 以此来保证钻井作业的顺利进行。大庆油田钻井六公司的技术人员通过开采昌37井, 使得钻井技术进一步得到提升, 不仅保证了钻井的顺利进行, 更加提高了钻井过程中的防范意识。
在选择天然气探井时, 我们要首选可以安全施工的区域。比如:前几年大庆油田钻井六公司在其中一口探井的施工过程中, 为了保证钻井作业的安全进行, 使用了水包油钻井液体系, 不仅保证了施工的顺利进行, 更加保证了施工过程中的安全隐患问题。这种水包油钻井液体系主要是通过适合的抗高温材料以及复配比例, 以此来保证钻井高温的抑制性和稳定性。现有技术已经解决了210摄氏度内的高温材料, 正开始研究适用于240摄氏度以上高温的材料, 以此来提升水包油钻井液体系。
2011年, 大庆油田钻井六公司与国内外钻头公司进行合作研究, 并根据2010年的深井作业过程中钻头的使用情况, 确定了首选P D C钻头, 使用P D C钻头不仅可以保证探井作业的顺利进行, 更加提高了钻井的速度。
钻井六公司为了保证多样性以及复杂性的深井钻井工作, 该公司技术人员积极钻研创新钻井各类技术, 使得气体钻井配套技术以及多分支水平井钻井配套等方面的技术都取得的很大的收获, 因此, 该公司的钻井技术始终站在国内外其他公司的前列。
2 技术突破研究
2.1 优化设计井眼轨道
优化井眼轨道指的是井眼的靶点和入靶点以及轨道的形状这两个方面。在对井眼轨道进行优化设计时, 我们首先要选择合适的井深剖面, 因为深层水平井的水平位移比较大, 所以我们针对井眼轨道的设计在这个方面要格外重视;其次, 还要设计出合适的造斜率, 因为, 深层处的岩石比较硬, 造斜率方面要格外重视。
根据深井的特点, 我们首先让造斜率较小, 然后随着斜度增加逐步造斜率加大, 以此来解决深井水平位移较大、造斜率不稳定以及剖面调正范围过大的问题。因此在设计中, 我们可以采取变曲率多圆弧双增剖面法, 只有这样才可以保证钻井作业的顺利进行。以上就是优化井眼轨道的主要方案。
2.2 优化设计井身结构
优化深井的结构主要是钻头和套管的尺寸选择、套管的具体层次还有套管的下深, 其中如何确定套管的层次以及确定套管下深是关键性问题, 例如:夺244.5毫米的套管下深问题。我们一般是根据深井的空隙压力、裸眼段长度以及施工难度等方面来确定套管的层次问题。通过近几年的开采经验来看, 三开井深这种结构最适合, 这种结构不仅可以降低钻井的成本费用, 而且还可以相应缩短钻井的周期长度。
技术套管的下深主要与钻遇岩层的地质条件、钻井施工工艺水平、完井方法、井眼轨道和钻井设备工具等因素有关, 同时也与大斜度井段内可能钻遇的复杂井段有关。q, 244.5 m m技术套管下深有四种方案:1) 直井段;2) 小井斜角井段;3) 较大井斜角井段;4) 接近窗口。通过四种方案的对比分析, 认为二开造斜至营城组顶部, 井斜角达到60。左右, 使技术套管封固登娄库组以上地层, 避免井壁剥落对下部施工的影响, 同时均衡了裸眼段长度, 降低三开摩阻与扭矩, 从而降低了三开施工的难度与风险, 可为三开造斜段及水平段施工创造良好的条件。
2.3 钻头选型优化
深层造斜段地层为登娄库组, 其岩石可钻性级值高达5.5~6.7, 地层硬度高达2 166~2 555MPa。由于造斜段及水平段较长, 井斜角大, 地层研磨性强, 钻进过程中使用带有螺杆的导向钻具组合, 滑动钻进与复合钻进过程中钻头所需转速较高, 转速范围150~190 r/rain, 同时定向钻进过程及旋转钻进过程中对钻头偏磨较直井段要严重得多, 因此钻头选型过程中要重点结合水平井的特点, 选择适应高转速、背掌部加强保径牙轮钻头, 以满足实际施工过程中耐磨、高转速和破岩等要求。
2.4 无线随钻测量工具的选型与配套
在深井作业过程中, 水平井的测量以及井眼轨道的控制都离不开无线随钻测量仪。根据深井的地质情况, 这种测量仪可以分配出各种测量短节, 以此来达到测量各种地质参数的最终目的。无线随钻测量仪器还包括转换接头、电阻率短节以及测量探管、脉冲发生器等等。
我们可以从底层评价、仪器分辨率、仪器耐温性能、数据传输率、仪器分辨率以及仪器采样率等几个方面进行考虑, 以此来确定无线随钻测量仪器的选型与配套问题。斯伦贝谢公司的无线随钻测量仪器主要具备抗高温、精度高以及分辨率强等特点, 因此斯伦贝谢公司的无线随钻测量仪器是钻井作业的首选仪器之一。这种无线随钻测量仪器在设计的过程中主要使用了数据传输率大以及连续波脉冲强的技术, 所以比其他的无线随钻测量仪器要更加优秀。另外, 该公司的无线随钻测量仪器还可以进行仪器实时诊断、环空当量密度测量、随钻压力测试以及M W D温度检测、井底振动检测、D o w n l i n k操作等。
综上所述, 在对无线随钻测量仪器的型号进行选择时, 最佳选择结果如下:“二开造斜段”选择哈里伯顿公司的MWD或者是贝克休斯公司的M W D;而“三开造斜段”和“水平段”则需要选择斯伦贝谢公司MWD。
3 结语
钻井作业过程中的某项技术革新对钻井整个工程而言微不足道, 想要提高钻井技术的整体水平, 只有通过提高所有新型技术配套发展以及应用才可以。比如:水平井相关技术和气钻井相关技术的相互结合, 不但可以减少储油层的大量污染, 更可以加大储油层的暴露面积, 可以说, 这项结合技术是开发低渗油的一种重要手段。天然气钻井不仅所需要的成本低、设备少, 而且收益也比较丰富, 以此天然气钻井将是未来的一种趋势, 只有保证了钻井技术的不断完善, 才可以保证钻井作业的安全顺利进行。
参考文献
[1]李娜.杜84块组合式吞吐效果评价[J].特种油气藏2011, 13 (z1) [1]李娜.杜84块组合式吞吐效果评价[J].特种油气藏2011, 13 (z1)
[2]李梅, 刘雪青, 张会渤, 周承诗, 田曙光, 肖凤英.乐南评价区汽驱开采特征分析及效果评价[J].油气田地面工程2009, 22 (11) [2]李梅, 刘雪青, 张会渤, 周承诗, 田曙光, 肖凤英.乐南评价区汽驱开采特征分析及效果评价[J].油气田地面工程2009, 22 (11)
深层天然气 篇2
目前人们普遍认为松辽盆地南部深层天然气勘探具有广阔的前景，但对其深层的天然气成因却各执一词，一部分人认为该地区深层天然气主要为有机成因[2,3]，而另一部分学者认为以无机成因为主[4,5,6]。不同学者均列举相应的证据证明其观点，造成这种分歧的主要原因有两点:其一为判识天然气类型的标准不同，如判定无机成因的标准有δ13C1>-20‰、-25‰、-30‰[7,8];其二为不同地区天然气成因类型自身就存在较大的差异，如长岭断陷南部从伏龙泉-双坨子-长深1井区-长深6井区，天然气类型由油型气-煤型气-无机气的转换[9]。因此，搞清楚天然气成因类型是吉林探区深层天然气勘探近些年来亟待解决的难题。现欲从源岩的地化特征、天然气组分、碳同位素以及轻烃指纹等方面对英台断陷的天然气进行分析，明确该地区天然气的成因类型和来源，以期对英台断陷乃至整个松辽盆地深层天然气勘探具有重要的指导意义。
1 区域地质概况
英台断陷是松辽盆地南部一个具有双断地堑式特征的，且相对独立的断陷，其位于西部断陷带北部，面积为1 800 km2。地震和钻井资料揭示，该断陷主要发育营城组和沙河子组两套烃源岩，其分布受控于北西走向的五棵树断裂和四方坨子断裂，具有西厚东薄的特征。英台断陷烃源岩主要为湖相或扇三角洲相泥岩，局部夹煤层;储层主要为营城组酸性火山岩和火石岭组中基性火山岩，裂缝发育，具有较好的储集能力;该地区发育三套盖层，为青山口组、嫩江组的区域盖层，泉二段的局部盖层以及登娄库组下部、营城组和沙河子组层间泥岩形成的直接盖层。英台断陷深层生、储、盖匹配关系较好，具备良好的成藏条件，尤其是营城组火山岩具备形成中型气田的地质条件。
2 源岩地化特征
2.1 有机质丰度及成熟度
根据黄第藩等[10]提出的陆相源岩评价标准，英台断陷营城组南部洼槽的泥岩残余有机碳含量约65%达到中等以上级别(TOC>0.6%)，北部有机质丰度更高，中等以上基本约占79%左右，而南部洼槽的沙河子组残余有机碳含量相对较低，中等以上级别仅占42%左右(图1)，由此看来，英台断陷营城组的有机质丰度要优于沙河子组，且北部洼槽优于南部洼槽。然而有机质的丰度存在非均质性，实测TOC数据受到采样点的限制，难以完全反应该地区的有机质丰度分布。因此，笔者利用测井地化方法[11,12,13,14]对英台断陷营城组和沙河子组的源岩丰度进行了非均质刻画。结果表明(图2)，英台断陷深层源岩有机质丰度均过半数达到好以上级别(TOC>1%)，营城组依然是北部洼槽优于南部洼槽，但沙河子组有机质丰度好级别以上占57%，远远好于实测残余有机碳评价结果。据卢双舫教授(2010年)对英台断陷深层天然气资源量的评价，英台断陷深层天然气资源量为(938—3 758)×108m3，具有形成大中型气田(群)的气源条件[15]，这也印证了该地区源岩具有较高的有机质丰度。
丰富的生烃母质是油气大量生成的物质基础，无论源岩为何种类型，只要有机质达到足够的成熟度，均可生成大量的天然气。英台断陷源岩的Ro(目前判定有机质成熟度最具权威性的指标)显示(图3)，在2 620 m时有机质进入成熟阶段，对于腐泥-偏腐泥型有机质，该阶段主要形成液态烃(成熟中质油)，而腐殖-偏腐殖型有机质在该阶段生成的烃主要表现为气、液两相，产物为轻质油和凝析气;至3 220 m英台断陷开始进入高熟阶段，腐泥-偏腐泥型干酪根C—C键继续断裂，原油进一步裂解，形成大量轻质液态烃和气态烃，而处于该阶段的腐殖-偏腐殖型有机质，其轻质液态烃和气态烃的产率明显降低，但早期形成的轻质液体烃仍经过二次裂解，形成大量的湿气和干气;3 700 m左右，英台断陷有机质基本处于过熟阶段，此时，腐殖-偏腐殖型有机质的生烃作用基本结束，但对于腐泥-偏腐泥型有机质该阶段是生气的高峰期，以干气为主，属于高温裂解气。
从英台断陷实测Ro数据的统计结果来看(图4)，该地区营城组和沙河子组有机质基本处于高成熟的演化阶段(Ro>1.3%)，部分样品<1.3%或>2%，处于成熟或过成熟演化阶段。因此，英台断陷泥岩具有丰富的生烃母质，且成熟度处于高熟—过熟阶段，无论其有机质类型如何，均应以生气为主，但不排除少量处于高熟阶段的腐泥-偏腐泥型有机质和处于成熟阶段的腐殖-偏腐殖型有机质生成凝析油，形成凝析气藏。
2.2 有机质类型
根据显微组分含量，英台断陷营城组和沙河子组腐泥组含量达到60%—80%(图5)，其TI指数表明其类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型，其中营城组以Ⅱ1型为主，而沙河子组以Ⅱ2型为主(图6)。干酪根照片亦显示研究区源岩以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主(图7)，绝对成气潜力高。从类型来看，英台断陷深层源岩既有腐殖-偏腐殖型有机质的贡献，也有腐泥-偏腐泥型有机质的参入，而腐殖-偏腐殖型有机质主要为煤型气的主要来源，腐泥-偏腐泥型有机质主要生成油型气，因此，根据干酪根的类型判断该地区天然气类型应该为油型气和煤型气的混合。
3 天然气成因分析及气源对比
3.1 天然气组分及碳同位素特征
天然气组分、甲烷碳同位素及其同系物碳同位素序列是判定天然气成因的主要指标[16,17]，英台断陷LS1、LS2以及LS101营城组天然气以烃类气为主，烃类气含量在76.44%—94.01%之间，均值为90.06%，为典型的烃类气藏，其中甲烷含量在72.97%—93.05%之间，均值为83.21%(表1)。一般来说，原生油伴生气C1/C2～5主要分布范围为0.4—0.99，这类气体具有大量的重烃气组分，常与原油伴生，δ13C1为-45‰—-40‰;凝析油伴生气组分较干，C1/C2～5>0.8，δ13C1为-40‰—-36‰;高温裂解气基本以干气为主，C1/C2～5>0.9，δ13C1>-36‰，重者可达-30‰。因此，从C1/C2～5指标来看，英台断陷烃类气C1/C2～5主要分布在0.806 2—0.975 7之间，均值为0.925 4，δ13C1分布在-41.6‰—-34.9‰(表1、表2)，具有凝析油伴生气和高温裂解气的特征。
英台断陷烃类气碳同位素序列明显具有两种类型特征(图8)，一类以LS1井营城组为代表的δ13C1>δ13C2<δ13C3<δ13C4，另一类为以LS1沙河子组和LS2营城组为代表的δ13C1<δ13C2<δ13C3>δ13C4，两种类型碳同位素均发生不同程度的部分倒转。导致同位素倒转的因素较多[16,17,18]，主要有以下三种:(1)有机气和无机气的混合;(2)油型气和煤型气的混合;(3)不同成熟度的烃类气的混合。英台断陷的烃类气碳同位素发生部分倒转，表明其烃类气并非某种单一的成因类型，而是多种成因的混合气。
3.2 天然气成因分析
英台断陷δ13C1—δ13C2—δ13C3图版显示(图9)，LS1营城组烃类气为油型和煤型混合气，同位素发生倒转，而LS1沙河子组和LS2营城组落在Ⅳ区，为油型气和煤型气区。δ13C2—C1/(C2+C3)交汇图表明(图10)，英台断陷主要为凝析油伴生气和煤型气的混合气。油型与煤型的混合也正是英台断陷天然气碳同位素发生部分倒转的原因所在，同时也印证了该地区有机质为腐泥型和腐殖型混合的源岩特征。
3.3 气源对比
气源对比是油气地球化学应用研究的一个重要内容，它服务于天然气的勘探。天然气气源对比的关键是挑选合适的气源对比指标和方法[19,20,21]，以便确定主力源岩及油气运移、聚集的方向、途径等，对后期预测资源潜力和指导勘探方向具有重要意义。轻烃地球化学参数的应用为天然气、凝析油的对比提供了基础，尤其是为缺少信息而难以进行的天然气-源岩的相关性的判别提供了直接对比的指标，也弥补了原油中低分子量烃类难于对比的困难[20,21]。
英台断陷天然气气样为LS1井、LS201井、以及LS3井烃类气样，岩样为LS1井2 950 m的营城组暗色泥岩以及3 370 m的沙河子组暗色泥岩。从图11看出，LS1井天然气与LS1井沙河子泥岩样品的轻烃数据变化趋势极一致，具有较强的亲缘关系，与营城组泥岩样品轻烃指纹的相关性相对较差。LS2井、LS3井以及LS201井的轻烃指纹与LS1井三个层位的岩样均存在一定的差异(图11)。LS201和LS3井天然气轻烃极为相似，而LS1井差异较大，表明LS201与LS3井具有相同的气源。从地质角度来看亦是如此，LS1井烃类气主要来自于英台断陷的南部洼槽，该地区营2+3段基本被剥蚀，残存地层较薄，难以形成良好的供气源岩，因此LS1井区烃类气主要来自于沙河子组;而LS201、LS3井烃类气主要来自于北部洼槽，该地区沙河子组地层缺失，因此判定营城组为该地区的主力供气源岩。因此，对于英台断陷南部天然气勘探的重点应放在沙河子组生烃强度较高的区域，北部则应注重营城组高生烃强度区域。
4 结论
(1)英台断陷有机质丰度较高，类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型，且基本处于高熟～过熟阶段，有利于天然气的生成，且天然气来源既有源于高等植物的腐殖-偏腐殖型有机质，亦有源于水生生物的腐泥-偏腐泥型有机质，因此判定其天然气类型应为油型气和煤型气的混合。
(2)从天然气组分和碳同位素资料来看，英台断陷天然气中烃类气占绝对的主导地位，甲烷含量高达72.97%—93.05%，δ13C1分布在-41.6‰—-34.9‰，具有凝析油伴生气和高温裂解气的特征，天然气成因的相关识别图版也证明该结论，判定英台断陷深层天然气为油型气或凝析油伴生气与煤型气的混合。
深层天然气 篇3
英台断陷位于松辽盆地南部西部断陷带北部, 为双断式地堑特征, 断陷面积1800km2, 断陷地层厚度500m~4000m, 基底最大埋深7800m (图1) 。营城组断陷面积 (吉林范围) 为1600km2, 地层厚度为500~1800m, 最大厚度为2100m。沙河子组断陷面积为655km2, 地层厚度为500~1000m, 最大厚度为1500m。根据沉积和构造特征可以把英台断陷划分为南北两个洼陷。
英台断陷深层主要指下白垩统泉头组二段及其以下地层, 主要研究层段为沙河子组、营城组和登娄库组。目前研究认为英台断陷发育沙河子组和营城组两套烃源岩, 平面上两套烃源岩分布受控于近南北走向的五棵树和四方坨子深大断裂, 具有西厚东薄的特征。发育火山岩和碎屑岩两类储层, 盖层基本上为泥质岩盖层, 主要为泉头组大套泥岩和各层段的泥质岩层。
2、气源对比
目前, 较为有效的气源对比方法主要有正构烷烃碳数分布特征、生物标志物组成特征和稳定碳同位素组成分析等, 本文主要采用稳定碳同位素气源对比方法, 气源对比的目的在于追踪气的来源。弄清天然气和烃源岩之间的亲缘关系, 从而指明天然气运移的方向, 有效地指导天然气勘探部署。
2.1 英台断陷深层天然气组成特征
为了弄清英台断陷的气体组分, 我有针对性地挑选了25个样品进行分析, 通过化验分析得出以下认识, 英台断陷深层天然气的常规组分中甲烷含量高, 甲烷含量变化范围在66.60%~93.05%之间, 平均含量达到83.09%;乙烷含量变化范围在0.07%~11.38%之间, 平均含量5.69%;丙烷含量变化范围在0.02%~5.25%之间, 平均含量2.10%;其余重烃含量均小于1%;表现出明显的轻烃含量高, 重烃含量低的烃组分特征。二氧化碳含量变化范围在0.01%~10.88%之间, 平均含量2.01%;氧气含量变化范围在0.05%~4.40%之间, 平均含量0.81%;氮气含量变化范围在0.28%~28.48%之间, 平均含量5.09%, 不含硫化氢, 相对密度平均0.6707, 总体上看, 英台断陷深层天然气有轻烃含量高, 重烃含量低, 非烃含量低, 氧气含量低, 氮气含量较高, 不含硫化氢, 天然气密度较低的典型特征。 (图2)
2.2 气气对比
英台断陷南部洼陷的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素的平均值分别为-37.79‰、-31.86‰和-30.75‰, 乙烷与甲烷的正常碳同位素差值的平均值为11.23‰, 北部洼陷的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素的平均值分别为-33.60‰、-27.20‰和-25.60‰。乙烷与甲烷的正常碳同位素差值的平均值为6.43‰, 南北洼陷的甲烷、乙烷、丙烷、C2-1碳同位素平均值的差值的绝对值分别高达4.19‰、4.66‰、5.15‰、4.8‰。均大于4‰, 这一点就说明南北洼陷的天然气来自于不同的烃源岩。南北洼陷的有机成因的二氧化碳碳同位素差值的绝对值高达6.6‰也从另一个侧面佐证了上面的结论。 (表2)
(数据来源:吉林油田)
由表2可知, 英台断陷南部洼陷相邻烷烃的部分碳同位素差值出现负值现象, 说明部分碳同位素发生了倒转, 导致同位素倒转的因素较多, 主要的成因有以下三种: (1) 有机气和无机气的混合; (2) 油型气和煤型气的混合; (3) 不同成熟度的烃类气的混合。冯子辉 (2006) 认为混合作用可能是影响松辽盆地深层天然气性质造成碳同位素倒转的主要因素, 综合分析, 笔者认为英台断陷南部洼陷的碳同位素倒转是不同来源气混合造成的。
2.3 气岩对比
为了做气岩对比分析, 我在英台断陷共计取了25个泥岩样品, 其中南部洼陷22个, 北部洼陷3个, 对这25个泥岩样品进行碳同位素、镜质体反射率、干酪根类型测定得出, 英台断陷的干酪根碳同位素平均值为-25.4‰, 按照胡见义等对干酪根碳同位素的划分标准, 英台断陷的干酪根碳同位素较重。南部洼陷的干酪根碳同位素平均值为-25.6‰, 明显低于北部洼陷的-23.9‰, 南部洼陷的R0平均值为1.58, 明显低于北部洼陷的2.14, 南部洼陷的干酪根类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型, 北部洼陷的干酪根类型都是Ⅱ2。
为了做气岩对比分析, 我在英台断陷共计取了9个气体样品, 其中南部洼陷5个, 北部洼陷4个, 对这9个泥岩样品进行碳同位素测定得出, 南部洼陷气样的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素平均值分别为-37.8‰、-31.86‰、-30.75‰, 北部洼陷气样的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素平均值分别为-33.5‰、-25.73‰、-25.33‰。由于烷烃的稳定碳同位素值主要取决于干酪根类型、干酪根碳同位素和干酪根的热演化程度, 所以推测南部洼陷的烷烃碳同位素值应该比北部洼陷低, 这与实测数据相符 (表3) 。
(数据来源:吉林油田)
通过表3可知, 南部洼陷和北部洼陷的甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素平均值相差很大, 这样就得出结论, 南北洼陷有有各自独立的气源岩, 南部洼陷的气源岩是南部洼陷内发育的暗色泥岩, 而北部洼陷的气源岩是北部洼陷内发育的暗色泥岩。
3 结论
(1) 英台断陷深层天然气的常规组分总体上表现出轻烃含量高, 重烃含量低, 非烃含量低, 氧气含量低, 氮气含量较高, 不含硫化氢, 天然气密度较低的典型特征。 (2) 英台断陷南北洼陷的烷烃碳同位素值存在明显差异, 这说明南北洼陷的烷烃来自于不同的烃源岩, 南部洼陷的烃类气的部分碳同位素发生倒转现象, 这应该是不同成因气混合造成的。 (3) 南部洼陷的气源岩是南部洼陷内发育的暗色泥岩, 北部洼陷的气源岩是北部洼陷内发育的暗色泥岩
参考文献
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[2]张厚福, 方朝亮, 张枝焕, 等.石油地质学[M].北京:石油工业出版社, 1999:73-100.
深层天然气 篇4
1 深层烃源岩热演化
在深层地质条件下, 烃源岩热演化程度主要受温度、时间、压力和介质环境等地球化学条件控制。其中, 温度是油气生成的主导因素, 并与时间相互补偿。文留油田烃源岩的热演化程度和生烃作用由于受盐岩盖层的影响具有独特的规律。
1.1 深层烃源岩热演化异常现象
文留油田深层烃源岩热演化受超压的影响有明显的异常, 即深层烃源岩热演化程度明显偏低。从图1可以看出, (见图1) 文留油田烃源岩热演化剖面与压力剖面的对应关系
有机质热演化表现出明显的异常:
(1) 镜质体反射率 (Ro) 大约以井深3700m为界呈明显的两段式, 上段镜质体反射率梯度基本正常, 而下段镜质体反射率梯度很低, 几乎接近于零;
(2) 有机质最高热解峰值 (Tmax) 也以3700m为拐点两段式, 上段Tmax值随深度增加而逐渐增大, 下段Tmax值变化不大。R o和T m a x值直立段与地层压力的超压段相对应, Ro和Tmax殿堂低值段位于深层强超压系统中。
正常压力系统中, Ro与Tmax值相互吻合, 其值随埋深的增加和地温的升高而逐渐升高, Ro的对数值与埋深呈线性关系, 并且可以根据浅部的变化趋势预测深部有机质的热演化程度[2,3]。上述资料表明, Ro下段的实测值明显低于上段Ro趋势线的预测值, 这表明下段有机质的热演化明显受到抑制。
1.2 烃源岩热演化异常与流体压力的关系
文留油田烃源岩热模拟实验表明, 超压可以对有机质的生烃过程产生抑制作用, 但必须达到一定值时抑制作用相对明显 (见图2) , 而这个值与有机质的成熟度和类型有关。
1.3 洼陷深部生烃潜力
文留油田高温高压热模拟实验及地化指标明确显示:深洼部位烃源岩有机质的热演化受到明显的抑制作用。超压抑制有机质的成熟在生油岩的演化是一个不利的因素, 但对于文留油田来说是一个好消息, 因为在超压作用下, 烃源岩的排烃过程加长。从生油层系看, Es33-Es34为文留油田的主力烃源岩, 主要分布在深洼部位。深洼内长期发育异常超压, 而强超压又延缓了有机质的热演化速率, 致使洼陷烃源岩的生油期加长, 生烃窗的范围扩大, 深层油气资源量相应也增大。如濮深7井烃源岩, 实验前Ro为1.52%, 模拟实验发现其有机质转化率仍达10.67%~16.89%;而对于成熟度相对较低的文209井烃源岩 (Ro为0.76%) , 其有机质转化率高达40%。如此高的有机质转化率表明, 文留油田深层具有较高的生烃潜力, 可为深层油气藏的形成提供烃源保证。
2 深层含烃流体相态
在深层的油气藏形成过程中, 液相和气相烃之间的临界深度是一个十分重要的问题, 直接影响到盆地深层的含油气远景及其资源量预测。目前对这个问题还有不同的认识, 普遍流行的观点是:当沉积盆地超过一定深度时, 只有气藏和凝析气藏存在。但不同盆地中油藏临界深度和温度变化很大, 临界温度160~300℃, 深度4~9km (见图3) , 这与盆地所处的构造位置、充填序列和发育时代有关。
在盆地深部高温、高压条件下, 液相更易于溶解在气相中。实验表明, 在70~100℃和40Mpa的条件下, 2.2~3.7×104m3天然气即可溶解1t的原油。因此, 在高温高压条件下液态烃溶解在气体中, 导致气体密度增大。这样形成的单相流体在运移到浅层区时, 由于温度压力降低, 溶解度降低, 液态烃析出, 从而出现如下从浅到深的油气藏序列:凝析气藏—带油带的凝析气藏—带凝析气顶的油藏。
3 深层盐岩盖层的封闭性能及对烃源岩演化的影响
巨厚的盐岩沉积是文留油田最显著的特色, 也是渤海湾盆地内独特的沉积现象。盐岩沉积大多分布在文留油田北部, 主要包括4套盐岩沉积, 即Es34、Es33、Es32及Es1下盐层。盐岩层分布面积大, 单层最大厚度达30~40m, 是良好的盖层, 盐层下面易发育超压流体系统。
众所周知, 盐岩是最有效的盖层;由于深层盐岩有良好的封隔性, 保证了深层油气藏发育的盖层条件。同时, 盐岩层发育区对于烃源岩的热演化影响较大:由于盐岩特殊的热性质, 盐岩层下部地热向上传递, 地温梯度降低, 烃源岩热演化趋势减缓, 下部地热在盐岩层上表面附近聚集, 使得该位置附近烃源岩热演化程度迅速增加, 在盐岩层上表面附近烃源岩的各热演化指标均呈现出一个跳跃, 而无膏盐岩层地区烃源岩符合正常的热演化规律。
文留油田下第二系岩盐沉积的普遍发育, 不仅使其深层具有良好的封闭性能, 而且改变了烃源岩的演化进程, 延长了排烃过程。
4 结论
文留油田深层盐岩盖层的普遍发育导致高温高压异常、异常高温高压使得深层烃源岩热演化受到抑制、延长了排烃过程, 从而使深层烃源岩仍有一定的生烃潜力、有较高的有机质转化率, 可为深层成藏提供油气源保证。文留油田深层具有良好的烃源岩和盖层条件, 再加上深层普遍发育的异常超压系统, 使含烃流体呈单一相态存在, 有利于深层含烃流体运聚成藏, 因而文留油田深层具有广阔的油气勘探前景。
参考文献
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