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    低生烴強度區(qū)致密砂巖氣形成機制
    ——以鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷北段上古生界為例

    2018-03-13 21:44:24張福東李君魏國齊劉新社國建英李劍范立勇佘源琦關(guān)輝楊慎邵麗艷
    石油勘探與開發(fā) 2018年1期
    關(guān)鍵詞:生烴儲集層砂層

    張福東,李君,魏國齊,劉新社,國建英,李劍,范立勇,佘源琦,關(guān)輝,楊慎,邵麗艷

    (1. 中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院,西安 710021)

    0 引言

    致密氣勘探興于美國,目前世界上已有十幾個國家進行了致密氣勘探開發(fā),但受資源潛力、消費需求和技術(shù)發(fā)展影響,發(fā)展極不均衡,美國和中國發(fā)展迅速,產(chǎn)量皆占本國天然氣總產(chǎn)量 20%左右。關(guān)于致密氣形成機制的研究始于20世紀70年代的北美,從向斜巖性控藏、儲集層物性及分布形態(tài)等不同角度闡述了其形成機制與分布特征[1-5]。而中國廣泛開展致密氣研究始于20世紀90年代,早期以借鑒北美為主,21世紀以來在源巖儲集層組合模式、生烴超壓充注機制、大面積聚集與分布特征等方面取得較深入的認識[6-16]。隨著致密氣勘探的深入,勘探范圍不斷向外圍擴展,在主力生烴灶外圍生烴強度較低的區(qū)域發(fā)現(xiàn)了規(guī)模性聚集的致密氣,但氣水分布復雜,常出現(xiàn)高產(chǎn)水井,與現(xiàn)今對致密氣認識有一定差異,目前有關(guān)形成機制研究較少。

    為便于研究,將生烴強度較小的區(qū)域定義為低生烴強度區(qū)。參考中國關(guān)于大氣田形成的生烴條件為生烴強度大于20×108m3/km2的認識[17-20],同時,以鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)在生烴強度小于20×108m3/km2區(qū)域氣水分布復雜的特征為依據(jù),將生烴強度 20×108m3/km2作為劃分高、低生烴強度區(qū)的界限。本文通過半定量二維成藏模擬等實驗研究及地質(zhì)綜合分析,建立注氣壓力、儲集層物性、生氣下限等評價模型,結(jié)合典型氣藏解剖及微觀孔喉對氣水分布控制作用系統(tǒng)研究,明確低生烴強度區(qū)致密砂巖氣形成主控因素與分布規(guī)律,為致密砂巖氣拓展勘探提供新依據(jù)。

    1 研究區(qū)概況

    鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是典型的大型致密砂巖氣,隨著勘探深入,由蘇里格主體區(qū)域不斷向西部、東部、南部擴展,已形成近4.00×1012m3儲量規(guī)模。其中,蘇里格地區(qū)西部天環(huán)坳陷北段氣水分布復雜。本文以該區(qū)為研究對象(見圖1),通過模擬實驗與地質(zhì)綜合分析,系統(tǒng)開展低生烴強度區(qū)致密砂巖氣形成機制研究。

    天環(huán)坳陷北段勘探面積1.00×104km2,烴源巖主要為石炭系太原組、山西組的煤層。太原組煤層厚度0.20~9.00 m,平均2.80 m;山西組煤層厚度0.40~8.60 m,平均 3.60 m??傮w生氣強度為(7~20)×108m3/km2,小于蘇里格主體區(qū)域的生烴強度((20~40)×108m3/km2)。儲集層為山1段、盒8下段、盒8上段,發(fā)育沖積平原亞相、辮狀河三角洲平原亞相,其中河道滯留砂體和分流河道砂體為主要儲集休,孔隙度為4%~10%,基質(zhì)滲透率主要為(0.01~0.80)×10-3μm2,與蘇里格主體區(qū)域接近??v向上烴源巖和儲集層交互分布,橫向上分布穩(wěn)定。目前鉆井 160余口,30余口井獲工業(yè)氣流,60余口井見水??傮w氣水分布復雜,不完全受區(qū)域構(gòu)造、沉積砂體控制。

    圖1 鄂爾多斯盆地上古生界氣田分布及研究區(qū)位置

    2 成藏物理模擬實驗

    低生烴強度區(qū)的生氣量相對較小,其供氣、運移、聚集等特征與供氣充足地區(qū)的天然氣具有較大差異,研究思路和方法也具有一定差異。通過開展多組成藏模擬實驗、微觀孔隙分析和綜合地質(zhì)研究,對低生烴強度區(qū)致密氣形成機制、主控因素和分布規(guī)律進行分析。

    2.1 有效充注動力及生烴下限

    致密砂巖儲集層滲透率較低,只有具備較強的生烴壓力,才能使天然氣突破致密儲集層毛細管力,該觀點已通過大量模擬實驗和地質(zhì)綜合研究得到證實[11-15]。但低生烴強度區(qū)的生烴壓力能否成為動力,是否存在生烴壓力下限等尚需進一步研究。為了研究天然氣充注壓力界限,選取蘇里格地區(qū)及天環(huán)坳陷北段李4、李7、蘇307等井山1—盒8段致密砂巖巖心樣品,開展了不同充注壓力模擬實驗。

    通過常規(guī)巖心(未進行飽和水處理)充注模擬實驗可知,隨著樣品滲透率變小,啟動壓力增大。當空氣滲透率為0.6×10-3μm2時,啟動壓力為0.1 MPa左右;當空氣滲透率為0.1×10-3μm2時,啟動壓力為0.4 MPa左右(見圖2)。

    圖2 滲透率與啟動壓力關(guān)系(樣品數(shù)12個)

    為了觀察充注壓力與含氣飽和度變化規(guī)律,開展了 0.1~30.0 MPa壓力下飽和水巖心樣品充注模擬實驗。巖心完全飽和水,出口端設(shè)有壓力傳感器,每個壓力點穩(wěn)定24 h以上。實驗結(jié)果表明,儲集層越致密,所需注氣壓力越大。如滲透率為 0.683×10-3μm2的樣品,在0.9 MPa的注氣壓力下可達到25%的含氣飽和度;而滲透率為 0.034×10-3μm2的樣品,在 5.2 MPa的注氣壓力下可達到 10%的含氣飽和度,在 10 MPa的注氣壓力下可達到 23%的含氣飽和度。整體上,注氣壓力與含氣飽和度的關(guān)系呈指數(shù)增長特征(見圖3)。

    圖3 含氣飽和度與注氣壓力關(guān)系(樣品數(shù)183個)

    綜合上述模擬實驗結(jié)果,認為空氣滲透率為(0.03~1.00)×10-3μm2的致密砂巖儲集層有效注氣壓力為0.4~5.0 MPa。而據(jù)鄂爾多斯盆地演化史分析,生烴高峰時期蘇里格地區(qū)西部源儲壓差為 3.5~9.5 MPa,雖然小于蘇里格、神木、榆林等高生烴強度區(qū)20 MPa左右[21-22]的源儲壓差,但具備了天然氣充注的條件。

    天然氣在致密砂巖儲集層中運移主要受 2種動力和 2種阻力作用。其充注動力主要是浮力和天然氣膨脹力,天然氣膨脹力即生烴壓力;阻力包括毛細管力和靜水壓力。Jiang等[23]對該認識進行了詳細論述并建立了致密砂巖氣動力、阻力關(guān)系模型,計算排氣量下限,但并未考慮生烴強度下限。實際上生氣強度決定了天然氣膨脹力大小,通過建立生烴強度與天然氣膨脹力關(guān)系,可確定生烴強度下限值。因此,綜合考慮排烴系數(shù)、注氣壓力與含氣飽和度等關(guān)系,建立了鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)生烴強度臨界值評價模型并得到表征關(guān)系式:

    計算中,除M、R、ρw等常量值外,在鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷北段選取了相關(guān)參數(shù)值(見表1)。

    表1 天環(huán)坳陷北段生烴強度臨界值評價模型主要參數(shù)表

    計算得到埋深為2 500 m和3 000 m情況下,砂巖孔隙半徑為 0.5 μm(蘇里格地區(qū)對應空氣滲透率為(0.15~0.50)×10-3μm2)時,生氣強度下限分別為6.8×108m3/km2和 9.1×108m3/km2。

    綜合實驗結(jié)果及地質(zhì)分析,低生烴強度區(qū)具備天然氣注入致密砂巖的條件,但存在生烴強度下限。由于不同深度、不同物性條件下運移阻力不同,生烴強度下限是一個變化值??傮w上,在埋深小于3 000 m的地層,生烴強度達到(7~10)×108m3/km2可以實現(xiàn)有效充注。

    2.2 聚集效率控制因素

    關(guān)于聚集效率方面眾多地質(zhì)學家開展過很多研究,但針對低生烴強度區(qū)這種生氣量相對較少的領(lǐng)域研究較少[24-26]。致密砂巖氣低生烴強度區(qū)生氣量總體較小,最終能夠聚集,具有獨特的聚集機制。

    本文開展了不同注氣壓力條件的二維成藏物理模擬實驗。模擬實驗采用長、寬、高均為1 m的高壓透明箱,致密砂巖砂體粒徑為0.10~0.15 mm,砂體間充填泥巖。為了反映低生烴強度區(qū)天然氣運移過程,設(shè)置了0.01,0.02,0.04,0.06,0.08,0.10 MPa等注氣壓力級別。泄水口出現(xiàn)排氣現(xiàn)象時實驗結(jié)束。

    通過注氣、排氣、排水等數(shù)據(jù)分析可知,當注氣壓力低于0.01 MPa時,天然氣無法注入儲集層;注氣壓力為0.02 MPa時,注氣量為5.60 L、排水量為44 mL;注氣壓力為0.10 MPa時,注氣量為12.30 L、排水量為86 mL。注氣量和排水量隨著注氣壓力增大而增大(見表 2),表明天然氣聚集效率與注氣壓力呈正相關(guān)。另外,在巖心充注實驗中也揭示了注氣壓力和含氣飽和度呈指數(shù)函數(shù)增長的關(guān)系(見圖 3),表明注氣壓力對聚集效率具有較強控制作用。

    表2 致密砂層不同注氣壓力模擬實驗記錄數(shù)據(jù)

    致密砂巖儲集層分布廣,再加上長期散失作用,除了注氣壓力較大是高效聚集重要因素之外,長期注氣也是保證天然氣聚集的重要條件。蘇里格氣田儲集層樣品中鹽水包裹體均一溫度分布為連續(xù)的單峰形態(tài),主分布區(qū)間為80~140 ℃,主要充注時期為晚侏羅世—白堊紀[27],反映了天然氣長期連續(xù)充注的過程。

    2.3 儲集層物性對聚集的控制作用

    為研究致密砂巖儲集層物性對天然氣聚集控制作用,詳細解剖了天環(huán)坳陷北段160多口井的微觀孔隙、地層水產(chǎn)狀、試氣及含氣飽和度的關(guān)系。

    利用核磁共振實驗、壓汞、巖石薄片觀察及試氣、測井等資料,綜合分析儲集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)和石英砂巖儲集層潤濕性等特點,將地層水產(chǎn)狀劃分為自由水、毛細管水和吸附水3類。自由水是指賦存于孔隙結(jié)構(gòu)、物性較好的儲集層,并存留于儲集層或砂體底部的水,其儲集層孔隙度普遍大于 7%,滲透率大于 0.4×10-3μm2;毛細管水存在于非均質(zhì)性較強儲集層的細毛管中,主要受毛細管力控制,其儲集層孔隙度主要為4%~7%,滲透率為(0.1~0.4)×10-3μm2;吸附水指吸附于巖石顆粒表面或儲集層微細毛細管中的水,在原始地層狀態(tài)下難以流動,僅在壓裂改造后產(chǎn)出少量水,其儲集層孔隙度總體小于4%,滲透率小于0.1×10-3μm2。由于儲集層非均質(zhì)性較強,3類地層水的儲集層物性界限略有重疊,但所占比例基本在5%以下,不影響對地層水整體分布規(guī)律的認識。

    低生烴強度區(qū)由于天然氣注氣量不足,充注動力相對較弱,微觀孔隙地層水產(chǎn)狀對天然氣聚集控制作用較強。對于致密砂層中儲集層物性較好砂體(孔隙度普遍大于7.0%,滲透率普遍大于0.4×10-3μm2),常出現(xiàn)高產(chǎn)水井。對于儲集層物性較差的砂體(孔隙度普遍小于7.0%,滲透率小于 0.4×10-3μm2),其本身自由水含量低;雖然天然氣排替水效率更差,但天然氣仍可注入剩余孔隙,大面積低豐度聚集;產(chǎn)氣量低,但出水量也較低。

    勘探實踐表明,一些探井的儲集層物性較好,孔隙度與滲透率相對較高,但由于存在天然氣不能完全充滿的情況,會出現(xiàn)高產(chǎn)水情況(見圖 4)。如鄂 29井盒8下段儲集層孔隙度為8.30%,滲透率為0.80×10-3μm2,測試產(chǎn)氣 2.70×104m3/d、產(chǎn)水 28.50 m3/d;蘇 338井盒8下段儲集層孔隙度為9.60%,滲透率為0.90×10-3μm2,測試產(chǎn)水72.00 m3/d。而一些井儲集層物性較差,由于自由水含量較低,以束縛水與毛細管水為主,雖然產(chǎn)氣量低于物性較好的井,但產(chǎn)水量也較低,總體上表現(xiàn)為純產(chǎn)氣或低產(chǎn)氣與低產(chǎn)水特征。如蘇 308井儲集層孔隙度為 4.90%,滲透率為 0.10×10-3μm2,測試產(chǎn)氣為1.70×104m3/d、產(chǎn)水為8.10 m3/d;蘇165井儲集層孔隙度為 9.60%,滲透率為 0.08×10-3μm2,測試產(chǎn)氣為2.30×104m3/d,產(chǎn)水9.00 m3/d。因此,儲集層物性對氣水分布具有較強控制作用。

    2.4 致密砂巖層系中不同滲透率巖層組合運聚特征

    致密砂巖具有非均質(zhì)性,局部地區(qū)砂層的滲透率較高或發(fā)育豐富的裂縫,對致密砂巖氣聚集具有較大影響。存在高滲層條件下,油氣一般沿著高滲層通道優(yōu)先運移,優(yōu)勢輸導通道的發(fā)育是油氣運聚的重要條件[28]。針對致密砂巖氣來說,如果致密砂巖層系中局部地區(qū)發(fā)育滲透率相對較高砂層,天然氣將沿優(yōu)勢輸導通道運移,進入圈閉形成常規(guī)氣藏或者散失,不利于相對低滲砂巖儲集層大量捕獲天然氣。為研究致密砂巖層系中相對高滲砂層發(fā)育時的運聚特征,開展了不同粒徑砂層組合的成藏物理模擬實驗。實驗條件:采用長、寬、高均為1.00 m的高壓透明箱,利用砂體粒徑為 0.10~0.15 mm的砂層代表相對低滲砂層,厚度為0.18 m,利用砂體粒徑為0.20~0.25 mm的砂層代表相對高滲砂層,上覆相對高滲砂層厚 0.20 m,下伏相對高滲砂層厚0.18 m;3套砂層局部連通,砂體間充填泥巖,注氣壓力設(shè)為0.01,0.03,0.05 MPa 3個壓力級別,優(yōu)選運移現(xiàn)象明顯的實驗作為觀察對象。砂體中充滿紅色酚酞水,底部均勻充注氮氣,隨著酚酞水逐漸被驅(qū)替出砂體,砂體顏色變淺。在二維成藏模擬中設(shè)置了測壓點,用以反映不同位置的充注情況:在天然氣大量運移充注路徑上的測壓點壓力較大,反之測壓點壓力較?。ㄒ妶D5a)。

    圖4 不同地層水產(chǎn)狀與試氣對比圖

    由實驗模擬可知,相對高滲砂層占比較高、相對低滲砂層占比較低時,相對低滲砂層難以捕獲天然氣。實驗結(jié)果顯示:充注早期(1 min左右),測壓點表現(xiàn)出2種特征:①6、3、4測壓點壓力快速增大,瞬時壓力接近40 kPa,表明天然氣大量進入,因未突破儲集層毛細管力而壓力快速增大;其他測壓點瞬時壓力較小,為5~10 kPa,表明天然氣注入量較小。充注中期(1~3 min),天然氣突破儲集層毛細管力,開始進入砂體。由于壓力得以釋放,測壓點壓力表現(xiàn)為下降的特征。如6、3、4測壓點瞬時壓力降為25 kPa。充注晚期(3 min以后),充注壓力與阻力接近平衡,測試壓力值逐漸變小到最終穩(wěn)定。總體上相對高滲砂層內(nèi)6、3、4測壓點表現(xiàn)出快速充注特征,而相對低滲砂層內(nèi)2、5號注入天然氣較少(見圖5b)。由圖中照片可以看出,上、下兩套相對高滲砂層顏色變淺,中部的相對低滲砂層顏色基本沒有變化(見圖5c),與測壓曲線壓力值變化情況相同。表明致密砂巖層系中如發(fā)育相對高滲層,相對低滲砂巖層則難以大量捕獲天然氣。鄂爾多斯盆地上古生界河道砂體疊合連片發(fā)育,砂體側(cè)向遮擋條件較差,再加上供氣不足等不利因素,如果發(fā)育豐富的高滲砂層,天然氣則沿著高滲層大量運移,如具備局部高點等圈閉條件則形成聚集,否則將散失。同時,會造成致密砂巖層系整體含氣豐度較低或者不含氣??碧奖砻?,忠探1井與忠3井盒8下段發(fā)育一套連通的砂體,厚度為8 m,滲透率為(0.60~0.80)×10-3μm2,忠探1井區(qū)海拔較忠3井高80 m左右,忠探1井測試產(chǎn)氣1.30×104m3/d,而忠3井同層不產(chǎn)氣。此外,忠3井山1段一套薄砂層,厚度為2.50 m,滲透率為0.22×10-3μm2,產(chǎn)微量氣。

    圖5 相對低滲砂巖與相對高滲砂巖組合模式充注模擬實驗(顏色變淺為天然氣已注入)

    除砂巖基質(zhì)孔滲較高是形成相對高滲層條件之外,鄂爾多斯盆地上古生界裂縫、微裂縫較為發(fā)育,亦是形成高滲層的重要地質(zhì)因素。利用測井和巖心資料,對長度大于0.50 m的裂縫進行了統(tǒng)計,不考慮儲集層孔滲情況,僅從裂縫發(fā)育程度與產(chǎn)水量相關(guān)性來看,兩者具有較好的正相關(guān)性:單位面積內(nèi)微裂縫條數(shù)較多,產(chǎn)水量較高(見圖6)。圖6中裂縫系數(shù)與產(chǎn)水量關(guān)系具有兩種特征:A區(qū)高裂縫系數(shù)、低產(chǎn)水現(xiàn)象較多,通過觀察巖心照片進一步分析,主要原因為裂縫被方解石充填;B區(qū)裂縫系數(shù)與產(chǎn)水量呈明顯正相關(guān)性,裂縫未充填、未完全充填。

    圖6 天環(huán)坳陷北段試氣產(chǎn)水量與裂縫系數(shù)關(guān)系

    綜合實驗模擬與裂縫分析可知,高滲層發(fā)育情況下,易出現(xiàn)高產(chǎn)水情況。特別是砂巖基質(zhì)滲透率相對較高與裂縫發(fā)育疊合區(qū),高產(chǎn)水情況較多。如蘇 338井位于在裂縫系數(shù) 0.06~0.10地區(qū),基質(zhì)滲透率為0.90×10-3μm2,測試產(chǎn)水 72.00 m3/d。整體勘探應重視致密砂巖層系相對高滲層控氣作用,評價選區(qū)時精細論證儲集層特征。

    3 低生烴強度區(qū)致密砂巖氣聚集模式與勘探

    3.1 致密砂巖氣聚集模式

    通過實驗模擬和綜合地質(zhì)分析可知,低生烴強度區(qū)致密砂巖氣形成機制主要為:①生烴壓力可作為充注動力,但存在生烴下限值,埋深小于3 000 m的地層生烴強度,達到(7~10)×108m3/km2可實現(xiàn)有效充注;且由于低生烴強度區(qū)單位時間內(nèi)供氣較少,在長期充注的情況下更有利于致密氣形成。②致密砂巖層系只有在相對低滲砂巖規(guī)模發(fā)育條件下才有利于形成致密氣,如發(fā)育相對高滲層,會使天然氣大量運移散失或在局部高點聚集,不有利于整體形成規(guī)模性致密氣。③儲集層物性控藏作用較強。與常規(guī)氣的好儲集層利于聚集的作用存在較大差異,具雙重控制作用。對于低生烴強度區(qū)致密砂巖氣來說,物性相對較好的砂體,由于天然氣充注不足及容易流動散失,天然氣主要聚集在砂體中心和局部高點區(qū),翼部常表現(xiàn)為含氣水層。而對于物性相對較差且規(guī)模性發(fā)育的砂體,天然氣不易快速流動散失,普遍含氣。④綜合上述特點,局部甜點區(qū)為高產(chǎn)氣層,不過由于供氣能力較差,常常產(chǎn)水較高。

    據(jù)此,提出低生烴強度區(qū)致密砂巖氣具有“生烴壓力長期充注、規(guī)模致密砂層聚氣、儲集層物性差異控藏、局部甜點富集”形成機制。這與早期以高生烴強度區(qū)為核心提出的大面積致密砂巖氣“源儲交互疊置、孔縫網(wǎng)狀輸導、大面積成藏、近源高效聚集”形成機制[15-16]有一定差異。其中,“源儲交互疊置”是致密砂巖氣形成的基本條件,本文與其認識相同。而“生烴壓力長期充注、規(guī)模致密砂層聚氣、儲集層物性差異控藏、局部甜點富集”是低生烴強度區(qū)致密氣形成的重要機制。如圖 7所示,天然氣注入不同物性的砂巖儲集體時,進入物性較好儲集層的天然氣,由于充滿度不夠,主要聚集在砂體中心和局部高點區(qū),翼部常高含水;而進入物性較差儲集層的天然氣,由于儲集層內(nèi)本身含水量較低,天然氣可注入儲集層剩余空隙,由于致密儲集層毛細管力形成的阻力較大,天然氣不易流動,使儲集層具有普遍含氣特征。

    由于存在上述形成機制,低生烴強度區(qū)致密氣在平面的分布連續(xù)性較差,如李18井—蘇307井區(qū)與李4井—蘇260井區(qū)間隔了一個高含水條帶,使致密砂巖氣在平面上呈“片狀”分布特征。

    圖7 鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷北段低生烴強度區(qū)致密砂巖氣聚集模式圖

    3.2 致密砂巖氣勘探

    鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷北段的生氣強度總體小于蘇里格地區(qū),為典型低生烴強度區(qū)??碧綄嵺`顯示,山1段產(chǎn)水井較少,盒8段多數(shù)井產(chǎn)水,在區(qū)域構(gòu)造高部位及構(gòu)造低部位產(chǎn)氣井、產(chǎn)水井混雜分布。依據(jù)低生烴強度區(qū)致密氣形成機制的認識,認為該區(qū)天然氣聚集與分布存在3種情況:①烴源巖生烴強度為(7~20)×108m3/km2,達到致密砂巖氣的形成條件;②河道砂體厚度較大、基質(zhì)物性較好及裂縫發(fā)育的區(qū)域,可能存在高產(chǎn)水層,局部高點為高產(chǎn)甜點區(qū),如盒 8下段蘇340井—蘇318井區(qū),儲集層滲透率主分布區(qū)間為(0.4~0.9)×10-3μm2、裂縫系數(shù)為 0.06~0.10,最高產(chǎn)水量達168 m3/d;③河道砂體物性較差的區(qū)域,只要生烴強度達到(7~10)×108m3/km2則普遍含氣,但產(chǎn)量可能較低,如圖8中蘇402井—李8井以西區(qū)域,儲集層滲透率主分布區(qū)間為(0.1~0.5)×10-3μm2、裂縫系數(shù)主要為0.02~0.06,普遍含氣,低產(chǎn)水,是拓展勘探有利區(qū)帶。近期天環(huán)坳陷北段鉆探近20口探井,其中位于蘇402井—李8井以西區(qū)域的李22、李23、李30、李32、李33、李34等井獲得1×104m3/d以上的工業(yè)氣流,基本不產(chǎn)水或者低產(chǎn)水(見圖8)。

    圖8 鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷北段勘探成果

    4 結(jié)論

    低生烴強度區(qū)具備天然氣注入致密砂巖儲集層的條件,但存在生烴強度下限。由于不同深度、不同物性條件下運移的阻力不同,生烴強度下限是一個范圍值。埋深小于3 000 m、砂巖孔隙半徑為0.5 μm條件下,生烴強度達(7~10)×108m3/km2能形成有效充注。

    低生烴強度區(qū)形成機制主要為:生烴壓力長期充注、規(guī)模致密砂層聚氣、儲集層物性差異控藏、局部甜點富集。其中,儲集層物性差異對致密氣形成的控制作用較強。對于河道砂體,儲集層物性較好的砂體,砂帶中心區(qū)域或局部構(gòu)造高點富集,翼部常出現(xiàn)高含水層;而物性較差砂體,整體上含氣,但含氣豐度低??碧綄嵺`中,天環(huán)坳陷北段蘇340井—蘇318井區(qū)儲集層物性相對較好區(qū)域,存在高產(chǎn)水情況,而在蘇402井—李8井以西區(qū)域儲集層物性相對較差,普遍含氣。

    符號注釋:

    a——排烴系數(shù);g——重力加速度,9.8 m/s2;H——水柱高度,m;Hs——烴源巖厚度,m;M——物質(zhì)的量,mol;Qs——生氣強度,m3/km2;R——氣體常數(shù),8.314 33 J/(mol·K);T——熱力學溫度,K;Z——氣體壓縮因子,常數(shù);r——孔喉半徑,m;θ——潤濕接觸角,(°);ρg1——天然氣在地層中的密度,kg/m3;ρw——水的密度,kg/m3;σ——水的界面張力,N/m;?——烴源巖孔隙度,%。

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