中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比及启示

鉴于氦气资源的战略重要性、美国氦气资源条件的优越性及目前中国氦气供需矛盾的严峻性,开展中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比显得极为有意义。通过对比中国与美国氦气的地质条件、资源量和储量数据,基于氦气产量历史数据,结合全球氦气需求分析,采用哈伯特模型、高斯模型和资源量-储量约束下的产量预测模型,开展2023—2030年全球氦气产量预测,为中国氦气勘探开发工作提供参考。分析结果:(1)与美国所在的北美地台规模大且构造稳定相比,中国地台规模小且经历多期构造演化,中国氦气分布呈现点多、面广、类型多样的特点;(2)尽管目前国内外对中国氦气的资源量有不同认识,通过对中国与美国含氦天然气资源潜力的对比,表明中国氦气资源丰富,资源量将会随着对氦气勘探程度和认识程度的不断加深而动态增长;(3)预测显示,2023—2025年为中国氦气生产起步发展阶段,2026—2030年为快速增长阶段;(4)对中国氦气勘探开发的4点启示:坚定中国氦气勘探开发的信心、提出并完善适合中国地质条件的氦气富集理论、加大研发氦气勘探开发技术、2030年前中国氦气供应来自国际和中国国内2个渠道。

黄龙天然气田富氦地质条件与成藏模式

鄂尔多斯盆地具备富氦天然气地质条件,氦气资源潜力大,但对黄龙天然气田(以下简称黄龙气田)氦气地质条件、成藏过程和机制缺乏深入分析。基于文献调研、岩心录井、测井分析、天然气组分和同位素测试,评价了黄龙气田地质条件并建立了氦气成藏模式。结果表明:黄龙气田氦气含量整体呈现南高北低,南部氦气含量峰值为0.226%,北部氦气含量峰值为0.168%,氦气含量向东逐渐降低,向西降低较快;区内存在结晶变质基底和高铀钍元素丰度的泥岩层、铝土岩层,推测为潜在氦源岩层;基底断裂与分布广泛的逆断层及构造裂缝为氦气运移优势通道;丰富的地层水和孔隙水为氦气运移提供了载体;发育有泥岩、泥质碳酸盐岩、泥质硬石膏等封闭性良好的盖层,还存在具有高剩余压力的区域性盖层;氦气成藏模式为地下水脱氦聚集。

鄂尔多斯盆地含氦天然气地球化学特征与富集影响因素

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富,部分地区天然气中的氦气含量较高,亟需深入研究含氦天然气地球化学特征与富集影响因素。通过采集天然气样品并进行组分和同位素等实验分析测试,结合地质条件,研究了鄂尔多斯盆地含氦天然气的分布、地球化学特征和影响因素,研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地天然气主要为烃类气体,氦气含量为0.016%~0.487%,平均值为0.060%;(2)鄂尔多斯盆地含氦天然气甲烷碳同位素值分布在-53.88‰~-29.23‰,甲烷、乙烷、丙烷和丁烷碳同位素表明烃类气为有机成因;(3)鄂尔多斯盆地含氦天然气3He/4He含量比值为20.10×10^(-9)~120.00×10^(-9),平均值为42.00×10^(-9),R/Ra值为0.014~0.085,平均值为0.030,为壳源氦的特征,不受天然气成因类型和成熟度等因素影响;(4)氦气含量较高的天然气主要分布在鄂尔多斯盆地北部东胜气田、西南部庆阳气田和东南部黄龙气田的上古生界石炭系-二叠系,其分布与古今构造位置、基底断裂、生氦强度及生烃强度相对强弱等因素密切相关。根据含氦天然气地球化学特征评价出富氦-中氦区、低氦区及贫氦区。

地层含水条件下砂岩储层气相渗流通道大小量化评价方法--以鄂尔多斯盆地苏里格气田储层为例

孔隙型砂岩在地层含水条件下的真实气相渗流通道大小,与室内干燥岩心实验测试结果往往存在较大差异,难以实现量化评价,气藏开发评价时难以获得可靠的参数。针对这一难题,利用地层含水条件气相渗透率与地面干燥岩心气测渗透率比值,定义了“气相渗流通道指数”这一指标,建立了一套地层条件下砂岩储层气相渗流通道大小的量化评价方法和数学模型。以鄂尔多斯盆地苏里格气田储层为例,选用不同渗透率的砂岩岩心,在不同含水饱和度条件下开展了实验测试和评价工作,揭示了地层含水条件下砂岩储层气相渗流通道大小的变化特征,即总体上随含水饱和度增加而减小,但不同渗透率砂岩减小幅度有所差异,分析认为孔喉空间赋存水对低渗—致密砂岩气相渗流能力的影响十分显著,开发过程中需要高度重视和防治水对储层的伤害。

鄂尔多斯盆地氦源岩特征及生氦潜力

氦源是氦气资源形成的首要条件,盆地基底变质岩、泥岩、泥质白云岩、煤和铝土岩等沉积岩为潜在氦源岩。通过野外地质调查、重磁资料解释、岩心描述与主、微量元素测试等方法,研究了鄂尔多斯盆地2大类5套潜在氦源岩及其成氦潜力。研究结果表明:鄂尔多斯盆地的潜在氦源岩分为基底型和沉积型两大类。基底型氦源岩发育在太古宇陆块及其上叠加的古元古界之中,岩性主要为高级变质片麻岩-变粒岩、大理岩、混合岩和花岗片麻岩,U和Th元素平均丰度分别为3.15×10^(-6)和12.38×10^(-6),生氦强度为0.735×10^(-6)cm^(3)/(a·g)。沉积型氦源岩主要发育在中元古界长城系沉积变质岩和古生界沉积岩之中。长城系黑色板岩主要分布在盆地北部和西南部,U和Th平均丰度分别为2.36×10^(-6)和8.28×10^(-6),生氦强度为0.522×10^(-6)cm^(3)/(a·g);下古生界下奥陶统马家沟组泥质白云岩分布在盆地中部及东部,U和Th平均丰度分别为1.71×10^(-6)和9.80×10^(-6),生氦强度为0.487×10^(-6)cm^(3)/(a·g);上古生界石炭系-二叠系泥岩和煤在全盆地广泛分布,太原组泥岩U和Th平均丰度分别为9.69×10^(-6)和22.68×10^(-6),生氦强度为1.82×10^(-6)cm^(3)/(a·g),太原组煤U和Th平均丰度分别为16.12×10^(-6)和44.13×10^(-6),生氦强度为3.21×10^(-6)cm^(3)/(a·g);上古生界石炭系铝土岩主要分布在盆地东部和西南部,U和Th平均丰度分别为7.14×10^(-6)和38.57×10^(-6),生氦强度为1.97×10^(-6)cm^(3)/(a·g)。鄂尔多斯盆地西南部发育各类氦源岩,具有“多源供氦”特征。该研究为鄂尔多斯盆地氦气资源勘查奠定了基础。

鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油地质-工程一体化技术实践

页岩油是目前国内外油气勘探开发的热点,其地质要素、富集机制与开发特征具有特殊性,实施地质-工程一体化是实现页岩油效益开发的有效举措。采用野外地质调查、岩心观测与采样、测井资料解释、地质与工程参数分析测试等技术方法,在页岩油地质评价方面重点关注岩性、厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、裂缝发育程度及甜点优选;在工程评价方面针对不同类型甜点,提出适合于鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油的开发方式和开发参数。主要认识有:(1)鄂尔多斯盆地安塞地区三叠统延长组7段(长7段)发育典型陆相页岩油,为三角洲前缘和半深湖亚相沉积,源内致密砂岩主要为低孔-超低孔、超低渗储层或非储层,根据地质和力学参数,由好至差储层综合划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ共4类,其中Ⅰ和Ⅱ类储层是甜点目标。(2)长7段页岩油藏依赖储层流体与岩石的弹性膨胀驱动及溶解气驱动,注气补充能量潜力相对有限。针对地质评价优选出的Ⅰ类储层,采用九点法、七点法或交错排状水平井网的准自然能量开发,而Ⅱ类储层采用七点法或五点法水平井网。(3)长7段典型井页岩油水平井初始产量不高,初期递减率较高,后期递减率逐渐降低,生产周期较长,产量相对比较稳定。

含水致密砂岩气藏储量动用规律实验

采用长岩心多点测压物理模拟实验新方法,在原始含水饱和度分别为30%、70%条件下,对常规空气渗透率分别为1.63×10^(-3)、0.58×10^(-3)、0.175×10^(-3)、0.063×10^(-3)μm^(2)的砂岩储层岩心样品开展了气藏衰竭开采物理模拟实验,记录实验过程中由近井到远井区域不同位置地层压力的变化特征,揭示了致密砂岩气藏储量动用规律,形成了含水致密砂岩气藏动用范围评价数学方法,建立了动用范围与储层渗透率、含水饱和度之间关系图版。结果表明:不同渗透率储层动用规律差异显著,对于1.63×10^(-3)μm^(2)的储层,动用范围非常大;对于常规空气渗透率为0.58×10^(-3)μm^(2)的储层,动用范围扩展速度较快,即使含水饱和度高达56.6%,废弃产量(初期配产的10%)下的动用范围也可以达到550 m,极限动用范围可达240 km,储量动用主要受砂体边界控制,动用范围内地层压力分布较为平缓;对于常规空气渗透率为0.063×10^(-3)μm^(2)的储层,动用范围由近井向外围扩展缓慢,即使含水饱和度仅为31.6%,废弃产量(初期配产的10%)下动用范围只有16 m,极限动用范围仅为2.1 km,且动用范围内地层压力分布呈现凹深漏斗形态,储量动用除了受砂体边界控制外,还会受到动用范围影响。该研究成果为类似气藏开发井网部署、加密调整等提供参考依据。

远探测声波技术在碳酸盐岩储层改造中的应用

准确的储层综合评价是储层改造的前提,常规测井可以准确描述井筒储层的发育情况,而远探测声波测井技术可以探测井旁约30m以内的储层发育情况,二者结合,可使储层描述更为精细。介绍了远探测声波测井技术在碳酸盐岩储层综合评价和储层改造设计中的应用。借助远探测声波测井技术提供的井旁储层发育层段可以更准确地确定射孔和改造层段,结合井旁储层发育的规模可以优化设计改造液用量。改造后的酸压测试解释得到的井旁储集体发育特征与远探测声波测井技术解释结论相吻合,二者资料相互印证,证实了远探测声波测井技术资料的可靠性及其在优化储层改造设计的成功应用。