苏里格低渗砂岩大气田天然气充注运移及成藏特征

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部,属于典型的低渗砂岩大气田。苏里格气田上古生界天然气组分和碳同位素组成特征变化较小,反映其来源和成藏过程的一致性。基于对成藏地质背景、储层物性、天然气地球化学特征、烃源岩成熟度、甲烷碳同位素动力学的综合分析,认为苏里格气田天然气主要为近源充注、近距离运移和聚集,为石炭系-二叠系煤系烃源岩生成的累积聚气。天然气运移输导体系主要包括砂体-孔隙、微裂缝及小断层等,由孔隙和裂缝构成的网状输导体系在成藏过程中起了重要作用,表现为动力圈闭成藏。苏里格气田形成过程经历了早侏罗世末期、晚侏罗世至早白垩世末期、早白垩世末期至今3个演化阶段,存在下生上储和自生自储两种成藏方式。

苏里格地区石炭-二叠系天然气充注特点及充注能力

苏里格地区石炭-二叠系烃源岩广泛分布。在区域构造平缓和储层物性普遍较差的背景下,天然气二次运移以气体膨胀驱动为主。天然气充注能力的大小不仅取决于烃源岩的有效排气量,而且与被充注的储层厚度及储层孔隙度有关,从而提出用储层天然气充注指数定量评价天然气的充注能力。参考储层气、水两相渗流实验分析结果,确定储层天然气强充注、中等充注和弱充注的储层天然气充注指数评价标准。苏里格地区石炭-二叠系天然气有效充注主要发生在石炭系本溪组-二叠系盒8段之间,储层天然气充注指数在多数地区为0.4~0.6,总体上属于中等-强充注。

微纳米孔隙网络中天然气充注的三维可视化物理模拟

利用微纳米孔隙三维可视化在线天然气充注物理模拟实验,结合孔隙尺度原位叠算技术、孔隙网络模拟技术和视渗透率理论,研究低渗(致密)气充注过程中气水流动与分布规律及其影响因素。通过精确刻画分析微纳米孔隙网络中的气水流动与分布特征及其变化可以发现,低渗(致密)气充注过程分为扩张和稳定两个阶段:扩张阶段形成了大孔喉先于小孔喉,孔喉中央先于边缘的气驱水连续流动模式,半径大于20μm的孔喉是气相充注的主要通道;随充注动力增加,孔隙边缘和更小孔隙中央的可动水持续被驱出,半径为20~50μm和半径小于20μm的孔喉先后主导了气相充注通道的扩张,充注通道的孔喉半径、喉道长度和配位数递减,是气相渗透率与含气饱和度的主要增长阶段;半径为30~50μm的孔喉控制了含气饱和度的增长模式。稳定阶段,气相充注通道扩张至极限,通道的孔喉半径、喉道长度和配位数保持稳定,孔喉网络中形成稳定的不可动束缚水,气相呈集中网簇状、水相呈分散薄膜状分布,含气饱和度和气相渗透率趋于稳定。半径小于20μm的连通孔喉控制了气相充注通道的极限规模,控制了稳定气水分布的形成及最大含气饱和度。连通孔喉非均质性影响了孔喉中气相充注和气水分布的动态变化过程。微纳米孔喉配置及其非均质性控制了低渗(致密)砂岩气充注动态过程及气水分布特征。

天然气充注导致储层增压的定量研究

超压对于油气勘探具有重要的意义。以天然气为载体的压力传递是储层超压的重要成因机制。由于地层水和原油对于天然气的溶解性和压缩性存在明显差异,造成了含水地层和油层在天然气充注过程中具有不同压力演化路径。本研究模拟计算不同原始孔隙流体的地层在受到甲烷充注时的压力演化,建立了甲烷充注量与超压的定量关系,进而探讨天然气充注增压的影响因素。结果表明:天然气充注在一定条件下可以造成地层压力的增大;不同原始孔隙流体的储层压力演化路径不同。原始孔隙流体为天然气的地层最先出现超压,但增压缓慢;含水层比含油层增压迅速,更易形成超压;同等封闭条件下,浅部地层比深部地层更易形成超压,高温盆地比低温盆地更易形成超压。

鄂尔多斯盆地东北部上古生界储层成岩与天然气充注成藏关系研究

通过岩相学观察和包裹体分析测试等技术手段,以石油地质学和现代油气成藏学科理论为指导,对鄂尔多斯盆地东北部上古生界储层岩石学特征、成岩作用和天然气充注成藏之间的关系进行了深入研究。结果表明上古生界储集层处于早成岩晚期及晚成岩早期阶段,主要经历压实、胶结、溶蚀及裂隙作用等成岩作用。其中压实作用和胶结作用总体较强,对不同类型胶结物以及残余孔隙度的定量统计表明,压实作用损失的孔隙度为13-24%之间,平均为14.56%。胶结物造成的原始粒间孔隙损失6-13%之间,平均为11.75%,其中硅质和碳酸盐胶结物造成的粒间孔隙损失最大,分别达到4.39%和3.43%,胶结作用后剩余的残余孔隙度为3-5%,平均仅为3.9%,油气在储层中运移受阻。研究区上古生界储层具有两期流体包裹体,第一期的流体包裹体烃类成分含量较少,第二期包裹体有机烃含量高,代表了天然气形成高峰期和天然气大规模充注事件。晚期天然气包裹体与晚期胶结物同期,结合晚期碳酸盐胶结和晚期天然包裹体特征,以及储层致密化的关键成岩事件认为,天然气充注与储层致密同时进行,即边致密边成藏。对储层成岩作用的深入研究可为优选天然气相对富集区,促进盆地东北部气藏的有效勘探与开发提供理论依据。

元坝地区须二下亚段砂岩储层致密化与天然气充注关系

文中基于铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及流体包裹体等分析测试方法,对元坝地区须二下亚段储层特征、致密化过程、天然气充注时间与期次等进行研究,探讨了绿泥石衬里岩屑砂岩和强压实岩屑砂岩2种砂岩储层致密化与天然气充注的时间匹配关系。研究结果表明:须二下亚段储层属于致密砂岩储层,储集空间以残余粒间孔为主,压实作用是储层致密化的主要原因;绿泥石衬里岩屑砂岩由于绿泥石膜的保孔作用,储层致密化时间相比强压实岩屑砂岩较晚;结合天然气充注史与储层致密史,绿泥石衬里岩屑砂岩具有边致密边成藏的特征,强压实岩屑砂岩具有先致密后成藏的特征。该研究对明确该地区天然气成藏机理及富集规律具有重要意义。

莺歌海盆地LD10气田砂岩储层可动流体特征与天然气充注下限

针对近海盆地低渗砂岩气藏含气量较低,物性下限不明显的难题,本文进行了莺歌海盆地LD10气田低渗砂岩储层流体可动性、天然气充注下限及充注过程的研究。结果表明:研究区发育3种类型储层,分别为:(1)强溶蚀-大孔粗喉可动型Ⅰ类储层,质量最好,大孔喉为优势运移通道;(2)弱溶蚀-中孔细喉部分可动型Ⅱ类储层,较高动力下储层可动流体占比高;(3)致密-微孔管束喉道束缚型Ⅲ类储层,发育极少大孔喉,含气饱和度差异较大。大孔喉分布、储层物性是控制低渗储层流体可动性的主要因素。综合考虑储层流体可动性的微观与宏观因素,认为LD10气田低渗砂岩储层气体可动性的孔喉半径下限为0.1μm,渗透率下限为0.125×10^(-3)μm^(2),Ⅲ类储层致密,可作为遮挡层。天然气充注动力较低或充注初期,Ⅰ类储层为气藏聚集的有利区;当天然气充注动力充足时,Ⅰ类储层既是优势运移通道,也是气藏的优势聚集区,Ⅱ类储层为有效储层。研究成果对低渗砂岩储层有效性的判别和气藏有利区的预测具有借鉴意义。

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层天然气充注与超压演化史

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层异常高压极其发育,压力系数最高可达2.3,超压的发育和演化与天然气成藏关系密切。基于流体包裹体岩相学观察,通过流体包裹体显微测温和激光拉曼光谱分析恢复黄流组储层气包裹体捕获压力,研究储层天然气充注和压力演化的关系。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层发育纯CO_(2)气包裹体、富CH_(4)气包裹体、CO_(2)-CH_(4)混合气包裹体,对应两期CO_(2)和两期烃类气体充注。两期CO_(2)充注时间分别在2.0 Ma和1.0 Ma,包裹体中碳同位素显示两期CO_(2)为无机成因。两期烃类气体充注时间均晚于两期CO_(2)充注时间,分别是在1.8 Ma和0.4 Ma。黄流组储层超压经历了先增后降的过程。在2.0~1.0 Ma,两期CO_(2)和一期天然气的充注使黄流组储层压力逐渐升高,第二期CO_(2)充注到黄流组储层中之后,最大压力系数达到2.43。第二期烃类气体充注对应的黄流组储层剩余压力和压力系数都低于第二期CO_(2)充注时期,可能指示了在第二期CO_(2)充注之后,存在天然气泄漏的现象,使储层压力在1.0~0.4 Ma降低。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层天然气充注与压力演化的关系对认识天然气成藏规律具有重要意义。

低丰度致密砂岩天然气分布特征及充注过程半定量评价——以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏为天然气运移路径上的滞留气藏,气藏充注程度低、丰度低、产气量低、气水关系复杂,天然气是否有效充注、充注程度如何均不明确。为此,以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩气藏为例,基于岩心、测井、地震、生产动态等资料,厘清了天然气分布特征,并综合烃源岩、砂体以及断裂分布空间组合关系,确定了天然气充注方式,再根据充注点、充注动力和阻力,确定了优势充注路径,最后开展了不同充注路径下的气水分布评价。研究结果表明:(1)上古生界致密砂岩气层主要为下二叠统太原组2段第2层(太2-2层)、第3层(太2-3层)与中二叠统下石盒子组1段,同时存在气层、气水同层以及水层,气水关系复杂,气井产量差异大,存在局部高产气井;(2)致密砂岩气藏天然气充注点可分为源储邻近充注点、近源充注点以及远源充注点3类,天然气充注方式可分为砂体源内充注、砂体叠置纵横扩散充注、储集体内断裂沟通跨砂体充注以及复合充注4类;(3)建立了天然气充注路径评价参数充注动力(P_(M))和充注阻力(P_(D)),P_(M)越小,充注动力越强,P_(D)越小,充注阻力越小,P_(M)大且P_(D)小,则充注动力损失小,从充注点到井点的充注动力最强、阻力最小,为天然气优势充注路径;(4)确定了4大类11小类气水分布类型和4类充注方式下气水分布规律,其中研究区西部源内充注、近源充注、断砂有利配置充注均可形成较高丰度的天然气富集,东西部远源充注和断砂较有利配置充注可形成较低丰度的天然气富集。结论认为,该研究成果不仅可以为该区目的层寻找充注程度更高的天然气富集区提供依据,也能够在低丰度气藏区的天然气充注优势区进行有效评价,较传统方法更加精细,更适合单个气藏的精细评价。

莺歌海盆地LD10区高含CO_(2)天然气充注期次精细厘定与成藏模式

莺歌海盆地LD10区中深层黄流组-梅山组重力流水道、海底扇储层已被证实具有重大的天然气资源潜力.但是前期测试结果显示气藏中混有高含量CO_(2)气体.因此,精细厘定天然气充注期次,明确CH_(2)、CO_(2)等时空分布规律对规避高CO_(2)风险至关重要.本研究在对不同产状流体包裹体岩相学特征精细观察的基础上,综合激光拉曼光谱分析和包裹体显微测温技术识别出3幕不同成分天然气充注,时间分别为:4.0~2.9 Ma、2.0~1.2 Ma和0.8~0.3 Ma.其中,第一幕充注以烃类气为主,伴有少量有机CO_(2)和N_(2);第二幕和第三幕充注以大量无机CO_(2)、烃类气为主,伴有少量N2.结合天然气及烃源岩地化特征、天然气组分分析及输导体系识别,总结了LD10区的成藏模式,以期为研究区下一步天然气勘探开发和规避高含量CO_(2)风险提供依据.

西伯利亚盆地西北部巨型气田天然气充注问题研究

西西伯利亚盆地是俄罗斯最大的油气区，其天然气储量占该国的80％且主要位于森诺曼阶Pokur组。勘探人员把巨型气田和大量未发现天然气资源一起进行了评价。尽管大量文献中都常常提到大量轻同位素干气，但其成因却仍然是个谜。本研究的目的在于定量分析这种干气中相关热成因气所占的比例。西西伯利亚盆地是世界最大的克拉通内盆地，其沉积的中生界至新生界碎屑岩层厚达12千米。基底则由古生界生长壳构成。北向的二叠系一三叠系裂谷被河流相一三角洲相沉积物由南向、东向充填，北向受海侵影响。新生界盆地的倒置产生了石油圈闭。区域高分辨率三维盆地模拟被用于西西伯利亚盆地北部热演化史的建模。地质统计模型则被用于评价烃源岩的丰度和品质。通过标定井底温度和镜质体测量，对底部热流进行了建模。对来自西西伯利亚的岩心样品进行测量分析后，得出了生烃动力参数。重要气田烃灶排气区排出的热成因气充注与这些气田聚集的气的数量做了对比。研究发现白垩系陆源烃源岩可以生成足够多的早期热成因气并向南（South kara sea）海喀拉地区的储气层供气。此外，如果条件合适，侏罗系烃源岩也可以向研究区其余地区供气。生物气很可能对天然气藏贡献很大。热成因气和生物气的混合可以解释观察到的同位素组分特征。敏感性分析表明，构造和隆起的时机是资源评价中最重要的因素。冰川作用、热流体和源岩动力的变化对油气成藏的影响较小。

涟源凹陷流体包裹体特征与天然气成藏

涟源凹陷属于典型的改造型盆地,是湘中坳陷最有利的含油气凹陷之一。应用流体包裹体分析技术,并结合盆地构造演化和圈闭发育史、烃源岩主要生、排烃史,对改造型盆地涟源凹陷主要目的层石炭系储层中流体包裹体特征及气藏形成时间和期次进行了分析。结果表明,研究区存在两种类型流体包裹体,第一类为单一液相或气/液比小于15%的气液两相盐水包裹体,第二类为气液两相含烃盐水包裹体,单一液相包裹体大小一般3～4μm,其它包裹体大小一般1～7μm;流体包裹体特征反映出该区气藏成藏期有两期,即第一期天然气注入时温度120.8～126.2℃,对应成藏时间为早三叠世,第二期天然气注入时温度154.4～169.7℃,对应成藏时间为晚三叠世,其中主要成藏期为晚三叠世。

莺歌海盆地东方区中深层天然气地球化学特征与成因

为查明莺歌海盆地底辟带东方区中深层天然气成藏规律,在底辟活动研究成果基础上,利用天然气地球化学分析技术,对高温高压带天然气地球化学特征、分布差异及其与成藏关系进行了研究。研究结果表明:东方区高温高压带存在成熟煤型气、高成熟含混合成因CO2煤型气和高成熟富无机CO2煤型气等3种类型热成因气,其主力气源岩为中新统梅山组;底辟核部和近底辟核心区高温高压带发育多期混合充注天然气,晚期改造作用强,底辟斜坡带D13-2气田保留大量早期充注的天然气;底辟带及其周边天然气分布与充注期次和底辟活动强度密切相关。D1-1井区底辟的影响范围大约为10 km,10 km以外范围天然气品质变好,以富烷烃的天然气为主。

定北地区上古生界天然气成藏类型及模式

定北地区石炭-二叠系砂体是油气运移的主要输导系统,裂缝在局部地区改善或提高了砂体的输导能力。源储距离和砂体叠置区在很大程度上决定了天然气的主要充注区。总结出主要的充注路径模式为:砂体连通性+砂体成岩相。通过气藏解剖,对研究区的成藏类型进行了划分,划分为四种类型:分别为源内充注型气藏、近源充注型气藏、远源充注型气藏和断砂组合型气藏。通过对天然气聚集和逸散破坏的过程进行分析,研究区的气水分布表明天然气的充注主要以源内充注,近源充注,远源充注以及断砂组合式充注,并总结出了气水分布模式及成藏模式。

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。

莺歌海盆地D1-1底辟区天然气成藏过程与分布差异

通过对莺歌海盆地D1-1底辟区中深层高温超压带与浅层正常压力带、压力过渡带天然气的组成、碳同位素特征差异的对比分析,结合底辟活动特征,研究了天然气藏的形成过程和天然气组分的分布规律。研究结果表明:(1)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气成藏过程有差异,主要受底辟活动影响程度的控制。底辟核部区中深层气藏的形成过程为早期成藏、后期破坏并再次充注;底辟波及区中深层气藏的形成则为早期成藏,后期改造较弱,成熟煤型原生气藏保存较好。(2)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气组分、碳同位素分布有明显规律;随距底辟核部距离的增大,其甲烷含量升高,二氧化碳含量降低,甲烷碳同位素变轻(成熟度降低),二氧化碳碳同位素也变轻,底辟核部区富集无机成因CO2,至底辟波及区则以有机成因CO2为主。

苏里格气田上古生界储层流体包裹体特征及成藏期次划分

苏里格气田是目前中国天然气探明地质储量最多的大型整装气田,也是未来中国最重要的天然气主产区之一。为确定苏里格气田上古生界天然气藏的天然气充注时间和成藏期次,利用LINKAM THMS600型冷热台和LABHR-VIS LABRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪,采用较先进的包裹体测试技术及分析方法,对该气田上古生界储层流体包裹体样品进行了测试分析。结果表明,苏里格气田上古生界储层流体包裹体主要包括富CO2包裹体、富CH4包裹体和富高饱和烃包裹体3种类型。流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为90-120℃和140-150℃。这表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期。利用包裹体测试资料,结合埋藏史综合分析表明：早侏罗世晚期—晚侏罗世晚期（距今190-154Ma）和早白垩世（距今137-96Ma）是苏里格气田上古生界天然气藏的主要成藏期。

苏里格地区下古生界储层流体包裹体特征及其成藏作用

为确定苏里格地区下古生界天然气充注时间和成藏期次,采用流体包裹体测试技术和分析方法,利用包裹体的均一温度,对该地区下古生界马家沟组储层流体包裹体样品进行了测试分析.苏里格地区下古生界储层中发育三类流体包裹体:盐水包裹体、含液态烃包裹体和液态烃包裹体.流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为95～110℃和145～155℃,这表明研究区下古生界天然气充注与成藏期次主要有两期.利用包裹体测试资料、结合埋藏史和热史综合分析表明苏里格地区下古生界天然气成藏时间为190～215Ma和150～160Ma,其中150～160Ma(晚三叠世末早侏罗世)是本区最重要的一次天然气成藏期.

升平-兴城气田营城组火山岩储层流体包裹体研究

升平-兴城气田营城组火山岩储层经历多次构造活动,具有多期天然气的充注特征。采自该气田20口井45块岩芯样品的流体包裹体系统分析揭示了该区复杂的天然气充注过程。对各期次流体包裹体的均一温度、盐水包裹体的盐度,以及含烃盐水包裹体的荧光强度等测试的综合分析表明,火山岩储层经历了6期热流体活动,前4期分别对应于4期天然气充注过程。结合埋藏史分析可知,4期充注分别发生于泉头组沉积末期-青山口组沉积时期、嫩江组沉积早-中期、嫩江组沉积末期和明水组沉积早期至今。综合考虑生烃层、储层和盖层之间的组合关系,最终确定升平-兴城气田营城组火山岩储层天然气主要的成藏时期为嫩江组沉积早-中期。

塔河油田9区油气分布特征探讨

塔河油田9区资源类型以天然气为主,其原油具上重下轻、高含腊为其特征。并且,自南向北、自东向西的两大油气运移方向交汇处原油具高含腊等特征。针对这一现象分析、研究结果表明,油气运移的"地质色层"效应是本区油气藏高含腊的主要原因,后期高熟天然气充注对原油藏的改造是原油密度差异的重要原因。目前的油气藏为古油藏受大量干气多期次充注改造的结果。