准噶尔盆地中央坳陷莫索湾地区侏罗系三工河组深层致密砂岩气储集层特征及成因

综合利用岩心、薄片、扫描电镜以及测井资料,对准噶尔盆地中央坳陷莫索湾地区侏罗系三工河组一段致密砂岩气储集层特征及致密化成因进行研究。结果表明:(1)三工河组一段储集层平均埋深超过4500m,具低—特低孔、低—特低渗特征,属于典型深层致密砂岩气储集层;(2)沉积类型为浅水三角洲—湖泊相沉积,三角洲前缘水下分流河道砂岩为主要储集层;(3)岩石类型以细砂岩、粉—细砂岩为主,主要为低成分成熟度的岩屑砂岩,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的"两高一低"特征;(4)储集层孔隙类型以混合孔为主,孔隙-孔喉组合类型以中细孔-细喉型为主,孔喉分选性、连通性和渗流能力相对较差,微观孔隙结构总体较差;物质成分、压实作用及胶结物充填是3个导致储集层致密化的因素,从而形成三工河组一段深层致密砂岩气储集层。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

基于微观流固耦合的超深层致密砂岩气藏应力敏感性分析

超深层致密砂岩气藏具有强应力敏感性,目前常用的研究方法包括压力脉冲实验法和实时在线CT扫描法两种,压力脉冲实验法不能揭示产生应力敏感性的微观机理,而实时在线CT扫描法也无法模拟深部地层高压、高应力的条件。为解决应力敏感性实验研究的不足,基于离散单元法与管道网络模型建立了微观流固耦合算法,编制了模拟器,并对模拟器力学计算和流固耦合模块的正确性进行了验证,分析了应力大小、加载方向和孔隙压力对岩心渗透率的影响,最后从微观上揭示了超深层致密砂岩气藏的应力敏感性机理。研究结果表明:①应力通过增加与之垂直方向上喉道两侧的法向压力,减小喉道的水力半径,进而降低储层的渗透率;②较高的孔隙压力能够阻碍岩石颗粒在应力作用下的移动,从而减缓了孔隙和喉道的变形,使模型保持较高的渗透率;③致密砂岩气藏的渗透率受到应力和地层压力的共同控制,并且具有各向异性,在垂直于最小主应力方向上形成渗透率较大的优势通道;④异常高压阻碍了地应力的压实作用,有利于保护储层孔隙,使地层有较好的储集性能和较高的渗透率。结论认为,根据离散元法结合孔隙网络模型建立的流固耦合方法可为理解超深层致密砂岩应力敏感性提供理论参考,并为超深层致密砂岩气藏的科学高效开发提供指导。

库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测

库车坳陷超深层油气资源丰富,储集层非均质性强,井间产能差异明显。现今地应力在井轨迹部署、水平井施工、压裂设计等方面均具有重要作用,但当前研究方法存在诸多弊端。在实测现今地应力基础上,构建地应力与测井参数的关系,利用BP神经网络实现了库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测。结果表明:BP神经网络是预测地应力的有效方法,地应力预测结果与实测值误差较小,总体在10%以内;库车坳陷博孜气藏下白垩统最大水平主应力最大,垂向主应力次之,最小水平主应力最小,整体表现为走滑型应力机制,最大水平主应力在博孜气藏东部优势方位呈北东—南西向,在西部呈北西—南东向;砂泥岩互层段相较于纯砂岩段,地应力波动强,局部存在突发高地应力;在博孜气藏东部沿北东—南西向、西部沿北西—南东向钻取的水平井井壁较为稳定,直井存在井壁垮塌的风险。

新疆油田深层致密砂岩气藏增产改造工艺技术研究

新疆油田深层非常规致密砂岩储层具有埋藏深、异常高压、储层破裂压力高、地温高、低孔低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层压开成功率低、加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对该区块致密砂岩储层改造难点,优化形成了不同储层类型的针对性改造工艺技术:Ⅰ类储层采用“重晶石解除+酸化”工艺,解除重晶石污染堵塞、溶解裂缝内钙质,疏通天然裂缝系统;天然裂缝不同程度发育的Ⅱ、Ⅲ类储层采用缝网压裂工艺,前置液降低储层温度并激活天然裂缝系统、主体压裂液携砂形成高导流能力的主裂缝网络系统。对于储层厚度大、笼统改造无法实现巨厚储层的纵向均匀改造,则采用分层改造工艺。针对层间应力差为2~5 MPa的井,优选暂堵软分层工艺,缝网压裂采用“粉末+陶粒”不同粒径组合的暂堵软分层工艺;针对层间应力差大于5 MPa,采用机械分层改造工艺,若2个封隔器之间的跨度大于60 m,采用机械分层+软分层复合分层工艺。配套完善了以超级瓜尔胶稠化剂为主的基础压裂液体系,支撑剂选取40~70目粒径的陶粒,配套暂堵转向材料主要有可降解纤维、纤维粉末及颗粒暂堵剂等。形成的深层致密砂岩气藏的针对性储层改造工艺技术对探索非常规致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。

吉7区块深层致密砂岩气藏压裂改造技术研究与应用

吐哈盆地丘东洼陷侏罗系致密砂岩气藏储层具有埋藏深、高压、储层破裂压力高、地温高、特低孔特低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对区块储层改造难点,优化了针对性的压裂工艺技术:针对致密砂岩储层特低孔特低渗、岩石致密,采用滑溜水+胶液混合压裂工艺技术,滑溜水形成复杂体积缝,胶液携砂增大砂浓度并提高导流能力;采用分簇射孔+复合桥塞分层压裂工艺实现分层改造,取得了一定的改造效果,对探索深层致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。

超深层裂缝性致密砂岩气藏试井特征及认识——以塔里木盆地克深气田为例

塔里木盆地克深气田由多个超深层裂缝性致密砂岩气藏构成,具有埋藏深、压力高、基质致密、裂缝发育及边底水普遍存在等特点,各气藏的储量规模、气水分布及储层裂缝发育情况均存在一定差异。该类气藏的试井曲线表现出与常规认识明显不同的特征,如何通过这些试井特征来深化储层认识并指导开发技术对策的制定是提高其开发效果所面临的重要问题。从全气藏关井压力恢复试井曲线特征分析着手,明确该类气藏典型试井特征及影响因素,对比克深气田各气藏储层裂缝模式及发育程度的差异,提出3方面开发技术对策。研究认为:①压力导数曲线后期一般存在明显直线段特征,测试期间(少于300 h)未出现明显的系统径向流特征或出现很晚以及表皮系数较大是塔里木盆地克深气田这类超深层裂缝性致密砂岩气藏较为典型的试井特征;②基质致密、大裂缝发育是试井曲线未出现系统径向流(或出现很晚)及大表皮系数特征的主要因素;③在排除边界影响后,压力导数曲线直线段斜率可以部分表征储层裂缝模式及发育程度,当直线段斜率接近1/2时,储层大裂缝发育、密度较低、连续性相对较差,当直线段斜率接近1时,储层大裂缝发育、密度较高且连续性相对较好;④针对克深气田,提出构造高部位集中布井、优化储层改造规模、控制气藏采气速度、及时优化单井配产及差异性控、治水等开发技术对策,并明确了对于不同裂缝模式及发育程度气藏相应对策的差异。通过研究明确了克深气田试井特征,深化了各气藏储层的认识,并提出了相应开发技术对策,为该气田后期开发调整提供技术支撑,并可以为国内同类气藏的开发提供借鉴。

松辽盆地南部深层致密砂岩气储层形成机制及成藏主控因素

为了加快松辽盆地南部(简称松南)深层致密砂岩气勘探开发进程,开展致密砂岩储层形成机制及成藏主控因素研究。通过对松南深层致密砂岩的分析,根据致密砂岩岩性组合特征将已发现的深层致密气类型划分为稳定厚层砂型、砂泥互层型、泥包砂型3种类型,储层物性普遍差,孔隙度多小于6%,渗透率主体<0.10×10^(-3)μm^(2),属于特低孔、特低渗储层。通过对松南典型致密储层矿物成分与微观特征的分析发现,致密砂岩有效储层形成主要受3个方面因素控制:一是早成岩期发育绿泥石包壳,有效抑制成岩中后期粒间钙质胶结、硅质胶结的发生,保护原生残余粒间孔隙;二是富火山岩岩屑溶蚀形成次生孔隙;三是生烃增压产生大量微裂缝,改善储层渗流特征。在此基础上总结出松南致密砂岩气成藏控制因素,即充足气源提供物质基础、斜坡古沟谷与断裂控砂、次生溶蚀与微裂缝控储、断裂活动与稳定盖层控富。

川西坳陷深层叠复连续型致密砂岩气藏成因及形成过程

川西坳陷深层上三叠统须家河组发育典型的致密砂岩气藏,由于该气藏多期构造演化、多期生排烃过程、多期成藏及储层致密化过程复杂的特点,其成因类型和成因机制经过多年的勘探和研究仍然存在争议。文章在剖析典型气藏的基础上,结合研究区构造演化、烃源岩生排烃史和储层致密化过程的研究,综合判识了致密气藏的成因类型,并分析其成因机制。研究结果表明:川西坳陷深层须家河组致密砂岩气藏具有"叠复连续资源潜力大、构造高点低点富气共存、高孔低孔储层含气共存、高压低压气层共存、气水分布复杂"的地质特征。目前气藏的成因类型为"后成"型致密气藏与"先成"型致密气藏的叠加复合型,属叠复连续型致密气藏。川西坳陷深层须家河组演化过程中存在浮力成藏下限和成藏底限,致密砂岩气藏形成和演化受控于2个界限控制下的3个流体动力场的分布和演化。叠复连续型致密砂岩气藏成藏过程可划分为4个阶段:1三叠纪沉积初至三叠纪末,初期天然气成藏条件准备阶段;2三叠纪末至中侏罗世末,早期常规气藏形成阶段;3中侏罗世末至晚侏罗世末,"先成"型致密气藏与"后成"型致密气藏形成阶段;4早白垩世至今,叠复连续型致密油气藏形成及改造阶段。

渤海湾盆地黄骅坳陷板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气藏充注特征及成藏过程

渤海湾盆地深层发育大量的低渗透(致密)砂岩气藏,但是有关深层低渗透(致密)砂岩气藏的充注特征和成藏过程缺乏系统的研究。文章以板桥凹陷为例,综合利用测井、岩心、地震和分析化验等资料,从油气的来源入手,分析天然气的充注通道、动力和阻力的关系,探讨充注方式,同时结合流体包裹体的系统测试分析,探讨了板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气充注特征及成藏过程。研究结果表明,板桥凹陷深层天然气主要为凝析油伴生气和煤型气的混合气,来自于成熟-高成熟演化阶段的沙三段烃源岩。依据烃源岩和储层的空间配置关系,深层天然气的源储结构主要为源储一体型、源储相邻型和源储分离型3种类型。深部砂层中的孔隙和裂隙以及断裂均可以构成深层天然气充注的通道,天然气的充注动力比较大,其中源储一体型在7.80~7.95 MPa,源储相邻型和源储分离型在4.80~9.55 MPa。断裂带的排替压力分布在3.14~7.05 MPa,砂层排替压力分布在0.01~0.29 MPa,充注动力均大于断层的排替压力和砂层的排替压力。源储一体型中的深层天然气第一种充注方式为由烃源岩直接向砂层充注,第二种充注方式为首先通过断层垂向运移,然后再向相连的砂层侧向充注成藏,但以第一种充注方式为主,而源储相邻型和源储分离型的深层天然气主要为第二种充注方式。结合流体包裹体和埋藏史分析,研究区存在沙一上至东营组早期和明化镇组中后期至现今两次主要的油气充注过程。板桥凹陷深层天然气藏具有"两期油气充注,早油晚气,晚期为主"的多阶段、动态成藏过程,从而总体上呈现出"上油下气,断层带富集"的分布规律。

超深层裂缝性致密砂岩气藏水侵动态特征分析——以库车坳陷克深2气田为例

为了研究水侵对超深层裂缝性致密砂岩气藏生产的影响,把库车坳陷克深2气田为对象,利用日常生产数据,采用现代气井生产动态分析方法,通过分析该类气藏/气井的水侵动态特征,从而建立产水预警模式。根据气井产气指数变化特征,将产水气井生产划分为清井期、无水侵期、水侵初期和产水期四个阶段。在水侵初期,产气指数因能量补给而明显增大,成为水侵预警的标志,水侵一旦突破井底,产气指数将快速降低。位于气藏不同部位的气井,其各阶段持续时间不同,水气比、产水指数等亦有差别。与氯离子浓度监测、地面气水分离计量等方法相比,产气指数判别法能够更早识别气藏/气井水侵,并且经济方便,这对及时调整开发对策、保障气田控水稳产具有积极作用。

渤海湾盆地深层致密砂岩气勘探潜力浅析

致密砂岩气作为非常规油气资源的重要组成部分,近年来已成为天然气勘探的接替领域。天然气主要赋存于泥岩与致密砂岩互层的沉积组合中,以致密砂岩气的形式聚集成藏。良好而丰富的气源岩与紧邻烃源岩发育的有效砂岩的广泛分布是致密砂岩气成藏的基本条件。通过分析渤海湾盆地深层油气成藏的烃源岩和储集层两个主控因素,初步评价了渤海湾盆地深层致密砂岩气的成藏条件,其烃源岩与储层组合具备"千层饼"结构,有利于天然气近源短距运移成藏。多期次沉积砂体垂向叠置、横向联片,易于形成致密砂岩气藏。初步估算歧口凹陷歧北斜坡、辽河西部凹陷清水洼陷、霸县凹陷文安斜坡等区带致密砂岩气资源量约6×1011～7×1011 m3,说明渤海湾盆地深层致密砂岩气具有较好的勘探前景,为渤海湾盆地深层的油气勘探提供地质依据。

深层致密砂岩气藏干湿交替诱发气井出砂实验模拟

塔里木盆地库车坳陷深层致密砂岩气藏天然裂缝发育,处于高温高压和高地应力的封闭环境,地层水矿化度高,局部存在超低含水饱和度特征,部分气井生产中经常伴随不同程度的出砂现象,严重干扰气井正常生产。选用库车坳陷某深层致密砂岩气藏岩样,实验模拟含水饱和度升降的干湿交替过程,监测岩石动态力学参数及应力敏感系数变化。结果表明,干湿交替后深层致密砂岩气藏岩样的动态杨氏模量和泊松比均显著降低,深层致密砂岩气藏基块岩样和裂缝岩样的应力敏感系数分别为0.50~0.89和0.43~0.45,应力敏感程度分别为中等偏弱—强和中等偏弱。分析认为:①气体钻进过程(干化过程),地层孔隙压力释放改变近井地带应力、气体冲蚀裂缝面和盐析产生的结晶应力会降低岩石强度,诱发出砂。②气液转换钻完井过程(干湿交替过程),干湿交替、酸液溶蚀、裂缝面摩滑和含水饱和度变化引发的黏土矿物吸水与脱水和类球状风化对岩石裂缝面砂粒的剥落都会弱化岩石强度。③裂缝面脱落的砂粒对裂缝起到支撑作用,可弱化裂缝应力敏感程度。深层致密砂岩气藏开发过程应减少干湿交替轮次和液相侵入量,难以避免进入的液相要快速返排,防止液体弱化岩石强度,压裂过程加入纤维以防止支撑剂返吐,并结合适度出砂措施和绕丝筛管防砂工艺控制气藏出砂。

深层致密砂岩气藏天然气富集规律与勘探关键技术——以四川盆地川西坳陷须家河组天然气勘探为例

深层致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差、产量低的特点,但勘探潜力大。有利烃源岩发育区控制天然气的平面分布,深层致密砂岩储层中发育的"有效储渗体"是天然气富集、高产的关键。"有效储渗体"的发育受构造、沉积相和成岩相3种因素控制。有效孔隙控制了天然气的分布,裂缝控制了天然气的高产。四川盆地川西坳陷须家河组气藏具有超深、超高压、超致密等特征,储层和高产富集带预测难度大。利用三维三分量地震勘探技术,可有效解决优质储层预测、裂缝检测、含气性识别等关键问题。该技术在川西坳陷深层致密砂岩气藏勘探中应用取得了显著效果,使须家河组二段钻井成功率从15%提高到89%,高产井命中率从9%提高到67%,探明天然气地质储量1211×108m3,实现了川西致密气田的高效勘探。

东濮凹陷低渗致密砂岩成因与深层气勘探

东濮凹陷深层天然气储层为深水湖底扇沉积。在埋藏成岩作用过程中经历了异常高压条件下的成岩变化,由于上覆封隔层的屏蔽作用,溶蚀的物质不易迁出,来自泥岩粘土矿物演化析出的Si^(4+)、Fe^(2+)、Ca^(2+)、Mg^(2+)等离子,就近发生了强烈的含铁碳酸盐沉淀、交代作用和石英的次生加大作用。砂岩的孔、渗率急剧降低,粒间、粒内溶孔和微孔隙成为深层天然气聚集的主要储集空间。这类储气层具有(1)高毛细管压力,(2)高含水饱和度,(3)高压力敏感性和(4)高的非均质性。必须加强地质、地球物理和钻、完井工艺的系统研究,方能提高勘探的成功率。

东濮凹陷深层致密砂岩气层识别方法研究

东濮凹陷深层储层物性差,岩性致密,非均质严重,常规测井气层识别复合率低,气层识别困难。针对东濮凹陷气层识别难的特点,开展了深层气层识别配套技术的研究,在多种识别技术应用的基础上,综合应用录井资料、声波差值法、C/O等综合技术取得了满意的效果。

苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜

苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年,开发程度和储量动用程度均高,储集层非均质性强,储量动用不均衡,剩余气分布复杂,剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征,明确剩余气分布的主要影响因素,确定不同类型剩余气分布规律,提出对应的挖潜对策。研究结果表明:研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中,整体规模小,宽度为150~500m,长度为300~800m,连通性差,受各级次渗流屏障影响大,区块北东—南西向主砂带开发程度最高,地层压力低,剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段;剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响,可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类;提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施,调整方案后,预测可稳产7年,采收率可达45%。

四川盆地川西坳陷深层致密砂岩气藏富集规律

四川盆地上三叠统须家河组深层致密砂岩气藏有效井比例低、储量动用率低、天然气规模有效开发难度大。为了弄清该气藏的成藏过程和富集规律、明确天然气高产的主控因素,以该盆地新场构造带须家河组二段(以下简称须二段)气藏为研究对象,应用流体包裹体均一化温度、单井埋藏史和热史恢复、古构造恢复、孔隙度演化历史分析等方法,厘定油气成藏关键要素的时间序列,结合构造演化分析,建立气藏的成藏模式,剖析了该区天然气的富集规律;然后基于对单井产能与断裂、裂缝、岩石相等地质参数关系的统计分析,确定了气井高产稳产的主控因素,进而提出了高效勘探开发该类深层致密砂岩气藏的对策。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏圈闭形成关键期早于气藏主要成藏期、主要成藏期早于储层致密化关键期;(2)须二段气藏具有“先成藏、后致密、晚期调整”的成藏模式和“早期定型、中间致密、晚期控产”的富集规律;(3)气井初期产气量主要受构造裂缝发育程度的控制,气井稳产期产量主要受有利岩石相厚度的控制,高角度构造裂缝的发育程度是决定气藏是否高产的关键因素。结论认为,古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是该构造带寻找天然气高产区的首选对象;南北向构造裂缝欠发育或不发育的Ⅲ型储层,需要通过储层改造提高单井产能才有可能实现天然气的有效开发。

迪北地区致密砂岩储集层损害实验研究

致密砂岩气是中国非常规气开发的主要对象,深入研究造成致密砂岩储集层的损害机理,对于在开发过程中更好地保护储集层具有重要意义。结合塔里木盆地迪北地区侏罗系阿合组致密砂岩储集层地质特征,分析了孔隙结构及黏土矿物引起的潜在损害因素,进行了敏感性、水相圈闭等实验。结果表明,侏罗系阿合组储集层表现为中等偏强水敏、中等偏强液体速敏、中等强度的酸敏、较大水相圈闭等损害。要实现该致密砂岩气藏的高效开采,应控制入井液的类型、流速等,慎用酸液。

库车坳陷大北-克深地区深层致密砂岩气地球化学特征及成因

为探讨库车坳陷大北-克深地区深层致密砂岩气的地球化学特征及成因,对采集的天然气样品进行了组分定量和碳同位素组成分析。结果显示,库车坳陷大北-克深地区深层致密砂岩气中甲烷占绝对优势,为87.30%～98.33%,平均为96.18%;其重烃气含量较低,为0%～3.41%,为明显的干气;天然气的δ^(13)C_1为-31.9‰～-26.5‰,δ^(13)C_2为-24.2‰～-16.1‰,δ^(13)C_3为-31.1‰～-15.7‰;烷烃气碳同位素偏重,主体呈正碳同位素序列,局部出现倒转;天然气成熟度为1.50%～3.62%,平均为2.39%,为高-过成熟天然气;δ^(13)C_(CO2)主要为-19‰～-10.3‰。研究表明,大北-克深地区深层致密砂岩气中烷烃气属于煤成气成因,同型不同源气或煤成气与油型气的混合是烷烃气碳同位素倒转的主要原因,同时也与深层高温高压条件下烷烃气的形成与成藏过程有关;深层致密砂岩气中CO_2主要为有机成因。