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。

定北地区上古生界裂缝发育特征及影响因素

鄂尔多斯盆地定北地区上古生界储层天然裂缝发育,而天然裂缝既是油气储集空间又是油气运移的通道,对于油气富集和产能影响重大。为指导该地区的勘探开发,综合利用了岩心、成像测井及常规测井资料对研究区储层裂缝进行了识别与解释,统计并分析天然裂缝的发育特征,在此基础上,进一步探讨研究区储层天然裂缝发育的影响因素。结果表明,研究区天然裂缝发育,平均密度为0.65条/m;主要发育构造张性缝,占比72%;以垂直缝为主,占比58%;研究区80%以上的裂缝未被充填,裂缝开启度较好。分析结果表明,研究区储层天然裂缝发育程度主要受断层和岩性的影响,断层附近裂缝更为发育,可以根据断层定性评价裂缝发育程度;而在不同岩性中,粗砂岩内裂缝最为发育。通过该研究,对定北地区上古生界储层天然裂缝进行识别,明确裂缝发育特征及影响因素,为研究区储层后续的勘探开发工作提供重要依据。

鄂尔多斯盆地定北地区山西组沉积特征研究

鄂尔多斯盆地定北地区天然气勘探和研究程度均相当低。通过对山西组岩石学特征、物源分析、沉积特征研究,结合邻区资料及区域上的勘探成果,认为山西组沉积期,物源主要来自于盆地北部,山一段沉积期,主要为辫状河三角洲前缘沉积,而山二段沉积期,过渡为辫状河三角洲平原沉积。三角洲前缘的水下分流河道砂岩为最优质的储集层。

定北地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层特征及影响因素

定北地区盒1段是该区上古生界的主力产层,属于典型的致密砂岩储层,但对其储层特征及影响因素的研究较少,严重制约了气藏的评价和优选。从储层岩石学特征入手,利用岩石薄片、铸体薄片和孔渗分析等资料,对盒1段致密砂岩储层特征及影响因素进行了研究。结果表明,盒1段致密砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔和残余粒间孔为主;三角洲平原分流河道主河道是有利储层的发育区;压实和压溶作用及胶结作用是导致储层致密和原生粒间孔大幅减少的主要因素,而溶蚀作用产生的粒间溶孔改善了储层物性。该研究成果为盒1段致密砂岩储层的评价和勘探选区提供了依据和方法。

鄂尔多斯盆地定北探区压裂砂堵原因分析及技术对策

针对定北探区前期压裂施工井全部出现砂堵的现象,通过分析认为砂堵原因主要有储层非均质性较强、存在一定程度的徽裂缝、压裂液耐温抗剪切能力差以及施工参数不匹配等。采取配套适应储层特点的压裂液并通过小型测试压裂了解液体滤失系数、储层物性、地应力等参数,对压裂方案进行优化,加入降低压裂液滤失的屏蔽暂堵剂等对策,在定北7、定北8、定北10等井实现了该区块压裂施工的顺利成功,为加快该区块的勘探开发提供了技术保证。

定北地区盒1段致密砂岩气层测井识别与评价研究

为有效、精确地识别和评价致密砂岩气层,在地质条件约束下,通过储层"四性"关系研究,分析了定北地区盒1段致密砂岩储层岩性、物性、电性和含气性的相互关系及其对应测井曲线的响应特征。分析认为,盒1段致密砂岩储层岩性、粒度和孔隙结构是储层物性和含气性的主要影响因素,储层具有岩性控制物性、物性控制含气性的特征。运用交会图版法和三孔隙度组合识别法对盒1段气层进行了综合识别,将气层划分为三类,并进行了综合评价。

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。

含火山灰的致密砂岩储层成岩相及其分布——以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩具备一定的油气勘探潜力,但纵横向上成岩差异较大,且富含火山灰,成岩相及其展布较常规碎屑岩更为复杂。综合运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射及测井响应等资料,对定北地区上古生界太2段、盒1段含火山灰的致密砂岩储层的成岩作用、成岩演化过程进行研究,划分成岩相类型并厘清成岩相平面展布规律。研究结果表明:①研究区储层经历了火山灰蚀变、压实—压溶、胶结、交代、自生矿物充填等对储层不利的成岩作用及溶蚀、破裂等对储层有利的成岩作用。不同火山灰经过成岩作用演化形成不同成岩相类型,进一步影响储层储集性能,其中研究区中—基性火山灰易形成溶蚀相,储集性能较好。②综合成岩环境、矿物成分、成岩作用等多因素,依据“成岩环境—岩性—成岩作用”复合因素的成岩相划分标准,划分出5种成岩相:大气淡水塑性颗粒砂岩致密压实相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀压实相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀蚀变相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀相及碱性环境碳酸盐矿物胶结交代相,其中酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀相为有利成岩相。③依据各成岩相测井判别特征确定了研究区成岩相分布特征,太2段和盒1段各小层优质成岩相的分布纵向上受河道砂体厚度影响,平面上受沉积微相展布的控制。

鄂尔多斯盆地定北地区上古生界天然气来源

定北地区是中国石化在鄂尔多斯盆地的重要探区之一,近年来该区上古生界天然气勘探取得了重要突破,但对该区天然气成因和来源的研究程度偏低,前人对盆地内上古生界天然气是否发生了大规模侧向运移也存在争议.天然气地球化学特征研究表明,定北地区上古生界天然气为典型干气,干燥系数(C1/C1-5)介于0.977~0.986之间,δ13 C1值、δ13 C2值和δD1值分别为-30.6‰^-28.6‰、-25.9‰^-24.1‰和-191‰^-177‰,CH4、C2H6碳、氢同位素组成均为正序特征.烷烃气碳、氢同位素组成等综合表明,定北地区上古生界天然气为典型煤成气.根据煤成气二阶段分馏模式计算所得RO值与定北地区上古生界烃源岩样品实测RO值一致,表明定北地区上古生界天然气主要来自原地的太原组—山西组烃源岩.位于鄂尔多斯盆地东北部的大牛地气田与定北地区相比,其天然气具有较低的δ13 C1值、C1/C值1-5和C1/C2+3值及更高的C2/C1值,表现出来自相对较低成熟度的烃源岩的特征而不是运移效应,这表明鄂尔多斯盆地上古生界天然气未发生大规模的侧向运移.