潜山裂缝气藏分段控水实验研究--以惠州26-6凝析气田为例

为了探究潜山裂缝气藏分段控水机制,以惠州26-6凝析气田为基础,通过实验参数设计、潜山裂缝地层设计和分段控水工艺设计,开展建立裂缝气藏控水物理实验模型、均衡气水界面和分段控水实验评价。研究表明,分段式控水可以有效延长无水采气期,一定程度上延缓了见水时间;不同产状的裂缝与水平井段组合不同,产气特征差异较大;水平井分段控水与气藏渗流作用是一个复杂耦合过程,盲管段与生产段匹配直接影响气井的产能,生产段打开程度、盲管段长度、盲管段位置是影响裂缝气藏产能的主要因素。研究成果旨在建立潜山气藏分段控水开发的模式,为合理科学的海上凝析气田水平井控水研究提供良好的技术支持。

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油成熟度判定及成因意义

关于渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油成熟度存在成熟与高成熟两种截然不同观点,尚未达到统一定论。本文综合利用轻烃、饱和烃和芳烃成熟度参数对凝析油成熟度进行了综合判定,并深入分析了凝析油和天然气的成因关系及凝析气藏形成机制。结果表明:异庚烷值与庚烷值、T_(s)/(T_(s)+T_(m))与C_(29)Ts/(C_(29)Ts+C_(29)H)、甲基单金刚烷指数与甲基双金刚烷指数、甲基菲指数、二苯并噻吩类成熟度参数和TNR_(2)显示渤中19-6凝析气田凝析油处于成熟阶段。结合天然气成熟度和储层流体包裹体特征,可知渤中19-6凝析气田的原油成藏期早于天然气,随着晚期大量天然气的充注,油气会发生相控混溶作用形成含液态烃的气流体,当温度和压力达到混溶后烃类体系的露点以上,则形成凝析气藏。

潜山缝洞型储层随钻快速评价方法——以珠江口盆地惠州26-6构造为例

随着南海东部地质认识的深入和勘探思路的转变,近年来在珠江口盆地惠州26-6构造中生界潜山油气勘探中获重大突破。研究表明,惠州26-6构造潜山储层以裂缝-孔洞型及裂缝型的蚀变闪长岩及蚀变花岗岩为主,储层特征十分复杂,目前主要依靠钻后测井、取心及实验分析等方法来评价储层有效性,在随钻过程中难以对储层进行快速、准确的评价,严重影响下一步勘探决策。通过对惠州26-6构造已钻井的录井、测井、测试资料进行分析,厘清了研究区中生界潜山储层的录井响应特征,优选综合录井地质参数和工程参数建立了中生界潜山缝洞型储层有效性录井评价标准,完善了基于综合录井资料的潜山储层有效性评价方法。实践应用表明,潜山储层有效性综合录井参数评价方法在研究区具有较好的适用性,该方法对珠江口盆地潜山缝洞型储层随钻快速评价有着重要的意义。

元素录井技术在潜山油气勘探中的应用——以珠江口盆地惠州26-6构造为例

为了解决惠州26-6构造潜山岩性识别、潜山界面卡取及储层评价等难题,该文利用元素录井资料,结合高分辨率电成像测井、钻井及井壁取心等资料进行研究,取得了以下研究成果:(1)利用元素录井中Si-Fe、Si-Na数据建立潜山岩性识别图版,可以用于随钻过程中快速识别岩性;(2)分析潜山地层与上覆地层岩性的元素变化特征,总结进山模式,可以实现潜山界面的随钻快速卡取;(3)基于元素迁移能力的差异性,建立易迁移元素指数E_(I)及不易迁移元素指数N_(I),实现对花岗岩和闪长岩进行内幕带和风化带区分;(4)建立缝洞指数,有效地表征出潜山储层裂缝及孔洞发育情况。研究表明,元素录井技术可以在复杂岩性识别、潜山界面卡取、风化带与内幕带划分及储层评价中发挥重要的作用。

实时流体录井技术在惠州26-6构造的应用

惠州26-6构造目的层面临流体类型复杂、流体判识难度大的问题,而传统气测录井方法受仪器精度影响,凝析气与轻质油的气测录井响应差异不明显。针对上述复杂问题,基于实时流体录井(fluids logging&analysis in real-time,FLAIR)资料,在统计区域内气层、凝析气层及油层的烃组分比值特征基础上,优选烃组分参数,结合测井、取样及测试资料,提出了研究区目的层潜山气油界面划分及流体识别技术体系。研究表明:FLAIR烃湿度比(humidity ratio,WH)、烃平衡比(equilibrium ratio,BH)建立定性流体识别图版可以较好地识别凝析气组分和轻质油响应,凝析气的烃组分甲烷(methane,C_(1))、乙烷(ethane,C_(2))占比高,而轻质油的烃组分丙烷(propane,C_(3))、丁烷(butane,C_(4))、戊烷(pentane,C_(5))、己烷(hexane,C_(6))占比高;利用气油比指数R与测试、电缆泵抽取样气油比建立关系模型。结果表明,干气:BH>20,WH<11,气油比指数R>61.54;凝析气:BH>15,WH<19,气油比指数R介于2.16~61.54;油:BH<15,WH>19,气油比指数R<2.16。通过两种方法相结合,有效解决了研究区目的层潜山气油界面划分及流体识别难题,证实该方法在复杂储集层及流体条件下具有广泛的推广应用价值。

珠江口盆地惠州26洼“源-汇-聚”特征与惠州26-6大油气田发现启示

珠江口盆地发现的油气资源主要集中在拗陷期沉积的中新统-渐新统,在断陷期沉积的始新统中找到的油气仅占已发现油气资源的8%,而在中生代古潜山领域尚未获得商业性油气发现。富烃洼陷是否有大量的油气仍保存在中-深层的断陷层系内,古近系和中生代古潜山(“双古”)地层油气运-汇通道是否有效发育,成藏动力的强弱,以及圈闭和储-盖组合是否发育等是古近系和中生代古潜山领域勘探面临的主要问题。基于“源-汇-聚”评价思想,通过对珠江口盆地惠州26洼的源(烃源岩类型与质量、热成熟演化史与生排烃史、油气资源类型与规模)、汇(运-汇单元、运-汇方向、输导通道、汇聚强度)、聚(二级构造带与圈闭、储-盖组合、充注强度、保存条件)等静态和动态成藏要素相结合进行深入研究,揭示了惠州26洼古近系和中生代古潜山领域的源-汇-聚特征,提出了“油型烃源岩晚期加快熟化、先油后气、断-压双控、源-储对接强势供烃、立体运聚”动态成藏模式,推动了惠州26-6构造古近系和中生代古潜山新领域勘探获得重大突破。

珠江口盆地惠州26-6大中型泛潜山油气田勘探发现及成藏模式

位于南海东部海域的惠州26-6构造在中生界潜山及古近系获得油气勘探重大突破,是珠江口盆地古潜山及浅水区中深层凝析气勘探的首个规模发现。为进一步指导该区油气勘探,对惠州26-6构造开展了烃源岩、储层、运移通道、聚集方式和气藏封盖等石油地质条件深入研究,提出了其油气成藏模式。研究表明:①惠州凹陷文昌组发育大面积、厚层的优质高成熟湖相烃源岩,具有油气兼生、晚期快速生气特征;②中生界火成岩叠加上覆古近系扇三角洲砂砾岩,构成了惠州26-6构造区泛潜山储层,其中恩平组储层以低孔-低渗的中砂岩和砂砾岩为主,文昌组储层以中低孔-中渗的含砾粗砂岩和砂砾岩为主,潜山储层以裂缝-孔洞型及裂缝型的蚀变闪长岩及蚀变花岗岩为主;③中生代以来,多期挤压-伸展构造作用下的断裂差异性活化塑造了巨厚泛潜山裂缝型储集体;持续活动的断裂沟通了高熟烃源灶和泛潜山储层;湖相泥岩为天然气提供了严密的封盖;距今10 Ma以来,文昌组湖相烃源岩大面积成熟,高压强势充注、晚期快速成藏。惠州26-6大中型泛潜山油气田的发现,揭开了珠江口盆地富烃洼陷周缘深埋潜山凝析气勘探序幕,对中国东部晚期构造活跃的中新生代盆地潜山油气勘探具有启发意义。

珠江口盆地惠州26-6构造古潜山-古近系油气成藏主控因素

珠江口盆地惠州26-6构造油气勘探的重大突破,是该盆地古潜山深层凝析气勘探的首个发现,但该区构造地质条件复杂,并且油气成藏要素之间耦合关系复杂,油气成藏主控因素不明制约了该区油气的进一步勘探。为了指导该区油气深化勘探,在系统解剖惠州凹陷26-6构造的基础上,根据构造、地震、地层等资料解释,结合钻井岩心、岩屑、薄片及流体包裹体分析,对惠州26-6油气藏古近系成藏主控因素进行了系统研究。研究结果表明:①古近系文昌组烃源岩最优,有机质类型以偏腐泥混合型为主,属于中等—很好品质烃源岩,恩平组次之,属于差—中等品质烃源岩,古近系烃源岩具备形成大型整装油气的成藏物质基础;②储层物性主要受沉积相类型控制,储层整体呈现较强非均质性,有利沉积相带主要为转换带三角洲前缘,具有“古近系转换带砂砾岩—古潜山风化裂缝带多期改造、规模成储”的特点;③研究区输导类型主要为断层、缝、砂体,由断缝和断砂的空间组合构成了立体网状输导格架,总体上呈现“切源断裂多期跨层输导,深缝浅砂侧向差异运移”的输导特点;④惠州26-6构造油气解剖结果表明,在充足的烃源和理想的封盖条件下,油气成藏主要受储集条件、圈闭条件和输导条件联合主控。结论认为,油气成藏主控因素的明确,为该区油气勘探指明了方向,为深化惠州油气勘探奠定了坚实的基础。

珠江口盆地惠州26-6潜山中生代中基性火山岩储层成因

探讨珠江口盆地惠州凹陷西南惠州26-6潜山中基性火山岩储层成因及控制因素。通过岩心观察、薄片鉴定、成像测井、储层物性测试及扫描电镜等资料,研究其岩石学特征、储集空间类型、储层物性特征,以及裂缝、流体性质对储层的控制作用。结果表明:储层储集空间类型主要为晶间孔、晶间溶孔、晶内溶孔、溶蚀孔洞及裂缝;储层物性测试显示微观孔隙极低,孔隙度平均为1.2%,渗透率平均为0.012×10^(-3)μm^(2),岩心视面孔率统计揭示宏观缝洞是主要储集空间,平均值约4.7%;裂缝是储层发育的主导因素,以多期次形成的30°~70°斜交缝为主,包括NW、NE及近EW向3个方向;流体溶蚀作用是储层缝-洞系统形成的关键,燕山末期的大气淡水溶蚀长石等不稳定矿物形成了大量与裂缝沟通的孔洞,深部热液流体及有机酸溶蚀作用进一步提升了储集性能。惠州26-6潜山中基性火山岩储层为裂缝主导的叠加大气淡水和酸性流体溶蚀形成的缝-洞体系,证实了中基性火山岩潜山具备良好的成储能力。

渤海海域渤中19-6大型凝析气田形成条件与成藏特征

深入分析渤中凹陷天然气资源基础、低潜山圈闭形成机制、优质储集层控制因素和天然气保存条件,总结渤中19-6大型凝析气田的形成条件与成藏特征。研究表明,渤中凹陷多套巨厚的腐殖-腐泥型烃源岩在高演化阶段大量生气是大型气田形成的物质基础,印支期以来多期次构造演化形成了大规模的深埋低潜山圈闭,郯庐断裂活动形成了多类型储集层,潜山太古界变质岩和古近系孔店组砂砾岩是本区优质储集层。巨厚的超压湖相泥岩与较弱的新构造运动配置形成了良好的保存条件。渤中19-6气田属于大型特高含凝析油凝析气藏,天然气成因类型为腐殖-腐泥气和干酪根降解气,具有气层厚度大、气柱高度大、成藏过程先油后气的特征,潜山为块状气藏,孔店组砂砾岩为层状气藏,气藏具有超压源岩多途径强充注、多套常压—弱超压储集层汇聚、厚层超压泥岩盖层保存、天然气超晚期快速成藏的成藏模式。

渤中凹陷深层渤中19-6构造大型凝析气田的发现及勘探意义

渤海海域渤中凹陷深层具有大型天然气田形成的良好地质条件,渤中19-6大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田,储量超千亿立方米。利用大量岩心、薄片、测井及地球化学资料,对渤中19-6构造深层天然气成藏条件进行了系统分析。研究表明,渤中凹陷深层具有巨大的生气潜力,是大型凝析气田形成的物质基础;区域性稳定分布的东营组和沙河街组巨厚超压泥岩为大型凝析气田的保存提供了良好的封盖条件;首次在渤海湾盆地古近系孔店组发现巨厚裂缝—孔隙型砂砾岩储层,突破了在凹陷区深部寻找厚层砂砾岩储层的禁区,大大拓展了古近系油气勘探领域;通过对太古宇深埋变质岩潜山优质储层形成机制进行分析,提出多期次动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝体系和动力破碎带,是变质岩优质储层形成的关键。这些认识指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现,实现了渤海海域天然气勘探的突破,对渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因及油气成因关系判识

综合运用油气地球化学分析方法,分析了渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因,并对凝析油与天然气的成因关系进行了判识。研究结果表明,渤中19-6凝析气田天然气为以烃类气为主的湿气,C1/(C2+C3)值偏低,介于6.4~7.3,甲烷碳同位素值集中分布于-38.0‰^-39.0‰,乙烷碳同位素偏重,介于-25.4‰^-27.0‰,为偏腐殖型干酪根裂解气,与沙河街组三段烃源岩具有可比性,源自沙河街组三段烃源岩。多项凝析油和天然气成熟度判别参数表明,渤中19-6凝析气田凝析油和天然气主要处于成熟阶段,但天然气成熟度略高于凝析油。多项地质证据表明,渤中19-6凝析气田经历了"早油晚气"的油气成藏过程,凝析油主成藏期(12 Ma以来)早于天然气(5 Ma以来)。

渤中19-6凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略

综合运用岩心、测井、地震、野外露头及生产测试资料对渤中19-6太古界潜山储层地质模式进行了分析。研究发现,渤中19-6太古界潜山储层纵向分为风化带和内幕带。风化带受构造和风化淋滤作用双重控制,发育构造缝、风化缝、溶蚀孔隙等储集空间类型,裂缝整体发育呈网状,储层连通性好,呈“似层状”分布模式。内幕带主要受高角度断层控制,储集空间以构造缝为主,内幕带储层沿高角度断层呈“带状”分布模式。针对渤中19-6潜山高含凝析油、低地露压差以及低孔低渗的油气藏特征,提出采用周期注气的开发方式提高凝析油采收率;基于潜山地质模式,采取储层顶部注气、中下部采气的立体注采井网。为减缓气窜,增加注气波及面积,提高单井产量,结合数值模拟结果,井网部署采取井轨迹与裂缝斜交45°角、注采井主流线方向与裂缝走向呈一定夹角的布井原则。

渤中19-6凝析气田太古界潜山储层裂缝特征及低渗主控因素

渤中19-6凝析气田太古界潜山裂缝性储层物性差,表现为特低孔、特低渗特征。综合成像测井、岩心、薄片等资料对渤中19-6潜山裂缝特征及低孔、低渗原因进行了研究和分析。渤中19-6潜山主要储集空间类型为裂缝,受附近主要断层影响,裂缝走向与断层方向基本一致,以NE向、近EW向为主,裂缝倾角主要分布在30°~70°,以中—高角度裂缝为主。成像测井解释成果表明,渤中19-6潜山裂缝密度主要分布在1~5条/m,宏观裂缝开度100~400μm,宏观裂缝开度仅有蓬莱9-1、锦州25-1南等中高渗潜山裂缝开度的1/5~1/2。另外,宏观裂缝多被石英、碳酸盐岩矿物以及伊利石、绿泥石等黏土矿物充填,裂缝以充填、半充填裂缝为主,极少见未充填缝。镜下微观裂缝开度10~30μm,大多数被硅质、铁白云石以及黏土矿物充填,微观裂缝整体充填程度达到85%。分析认为,裂缝开度小和充填程度高造成裂缝网络有效通道数减少、单条裂缝通道局部堵塞,是造成储层低渗特征的主要因素。

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_(H)=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_(H)=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ_(1)、Ⅱ_(2)和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。

珠江口盆地惠州26-6烃源岩热压模拟实验及生气潜力

数十年勘探实践表明,珠江口盆地浅水区和深水区商业油气发现呈现“北油南气”的分布格局;随着浅水区中深层勘探不断深入,珠江口盆地珠一坳陷惠州凹陷惠州26-6构造在中生界潜山和古近系获得首个凝析气规模商业发现,引起了大家对珠江口盆地浅水区天然气资源潜力的关注。为客观有效评价珠江口盆地浅水区油型烃源岩生气潜力,选取了惠州26-6文昌组半深湖相暗色泥岩样品(Ⅱ_(1)型)进行了半开放体系下热压模拟实验,研究了珠一坳陷惠州凹陷惠州26洼油型烃源岩在生油气高峰阶段和在不同演化阶段的产油气率,综合分析了惠州26洼油型烃源岩的生排烃模式及生烃潜力;并从烃源岩热演化程度、烃源岩生气潜力及优势汇聚方向等方面分析了惠州26-6油气田的成藏条件。

渤海湾盆地渤中19⁃6凝析气田高蜡凝析油地球化学特征及成因分析

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油以高含蜡为特征,综合前人研究成果和油气地球化学资料对渤中19-6凝析气田高蜡凝析油特征和成因进行了分析。结果表明,研究区凝析油具有低密度、低黏度、低沥青质和胶质、高蜡和高凝固点的物性特征,其低碳数与中—高碳数正构烷烃含量相当,C_(1-8)轻烃组分以正构烷烃和环烷烃为主,C_(27)、C_(28)和C_(29)规则甾烷呈“L”字型分布,C_(30)4-甲基甾烷含量较高、伽马蜡烷含量中等—低,3+4—甲基双金刚烷含量较低,主要为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物。高蜡凝析油的形成主要受控于烃源岩母质类型和相控混溶的凝析气形成机制。研究区烃源岩有机显微组分以腐泥无定形体和腐殖无定形体为主,为高蜡凝析油的形成提供了充足的物质基础。相控混溶的凝析气成因机制为高蜡凝析油的形成与保存创造了良好的外部条件。

渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义

渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地,已发现天然气田储量规模较小。近几年渤海油田通过勘探研究思路转变和地质认识创新,在渤中凹陷西南部渤中19-6构造深层太古界变质岩潜山获得天然气勘探重大突破。通过重新认识凹陷生排烃能力,提出渤中凹陷巨大生气潜力是大型凝析气田形成的基础;完善深层优质盖层"被子"封闭模式,提出区域性稳定分布的高压异常泥岩控制大型天然气田的形成;明确变质岩储层成因机理,提出构造-风化作用主导下的裂缝型储层形成机制,运用地球物理多属性融合技术实现了优质裂缝型储层预测;提出渤中19-6构造区具有"优质烃源岩深埋生气、变质岩潜山多期构造运动控储、厚层超压泥岩‘被子’控制油气汇聚运移和保存"的天然气成藏模式。这些创新成果指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现,实现了渤海海域天然气勘探的领域性突破,所取得的理论认识突破和勘探实践经验对于推动渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。

珠江口盆地惠州26-6油气田有效气源岩分析

位于珠江口盆地的惠州26-6构造在中生界古潜山及古近系获得油气勘探重大突破,是该盆地古潜山及恩平组—文昌组凝析气勘探的首个规模发现。为进一步指导浅水富油区天然气勘探,应用天然气生成及分子碳同位素动力学技术,对惠州26-6油气田三级层序格架下的有效气源岩层进行系统研究。结果表明:惠州26洼文昌组六段(文六段)+五段(文五段)半深湖—深湖亚相烃源岩为惠州26-6油气田古潜山储层提供大量天然气,文五段半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组储层提供一定量天然气,文昌组四段(文四段)半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组提供少量天然气,上文昌组(文三段)和恩平组烃源岩基本不提供天然气;该气田属于阶段性累积聚气,成藏时间较晚,有效充注成藏期在10~0 Ma之间,目前仍处于有效充注阶段。这一新认识对于珠江口盆地富油区天然气勘探具有重要的指导意义。

中国海油油气勘探新进展与下步勘探方向

地质认识创新为油气勘探发现提供理论指导和科学依据。2023年,中国海油在隐蔽型潜山成圈机制、深水超浅层天然气富集模式等方面取得一系列地质新认识,指导渤海浅层岩性和隐蔽型潜山原油、珠江口盆地深水深层原油、琼东南盆地深水超浅层天然气、北部湾盆地涠西南凹陷页岩油、陆上鄂尔多斯盆地深煤层气等10个领域获重大发现,落实了4个亿吨级油田和1个千亿方气区。未来面对勘探领域日趋复杂、用海矛盾日益突出及海外勘探领域单一等诸多挑战,中国海油将加大风险勘探与甩开勘探力度,全力推动国内勘探和海外勘探协同发展,为油气增储上产提供坚实储量基础。