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延安地区上古生界致密砂岩气藏地质评价*

2019-11-29黄国丽薛辉张敏王泉波

科技与创新 2019年16期
关键词:油气藏岩屑气藏

黄国丽,薛辉,张敏,王泉波

延安地区上古生界致密砂岩气藏地质评价*

黄国丽1,薛辉2,张敏3,王泉波4

(1.延安大学石油工程与环境工程学院,陕西 延安 716000;2.中国石油长庆油田勘探开发研究院,陕西 西安 710065; 3.延长油田股份有限公司,陕西 延安 716000;4.陕西延长石油油气勘探公司采气一厂,陕西 延安 716000)

延安地区为鄂尔多斯盆地南部致密砂岩气重要接替区。该区域上古生界山2—盒8期整体属于三角洲沉积体系,处于陆相淡水—半咸水环境,发育水下分流河道和河口坝储集砂体,砂岩中少长石、多岩屑,填隙物含量高,指示其成熟度低,加之碎屑间线接触,各类孔隙面孔率普遍在1%左右,造成物性整体偏低,形成低孔、低渗致密型储集层。但因山2段少泥质充填物,原生粒间孔相对发育,非均质性最弱,且气藏连续性好,在研究区上古生界致密砂岩气藏中地质储量最丰富,超过4.8×1010m3,50%的气井能达到中高产,为区域求产的重要层位。

鄂尔多斯盆地;致密砂岩气;气藏评价;三角洲

随着国内外致密砂岩油的研究热,致密砂岩气也因其规模大、技术条件成熟和重要地位成为增储上产的重要领域。目前中国发现的致密砂岩大气田有一半位于鄂尔多斯盆地,其产气层位于古生界,其中上古生界以盒8、山西组为主[1]。延安地区气藏勘探开发晚于盆地北部,继2005年该区的钻探井在盒8和山2获得工业气流后,针对这两个层位逐步开展了滚动勘探开发,本文将对延安地区面积约1 648 km2区域内的致密砂岩气藏进行评价。

1 沉积特征

研究区从山西组开始转为陆相三角洲沉积体系,主要表现为三角洲前缘亚相。石盒子组、山西组和下部奥陶系马家沟组的Sr/Ba平均值分别为0.58,0.418,5.143,表明奥陶系马家沟组为典型海相咸水环境沉积,从山西组开始往上到石盒子组都为典型的陆相淡水—微咸水环境沉积,其中山2段为三角洲前缘亚相与浅湖亚相之间过渡环境,受海水侵入影响,会有短暂咸水环境。

山2期发育一支近南北向的水下分流河道,累积砂体厚度超过9 m,局部地区高于12 m,主河道宽为10~20 km。往南砂岩样品粒度分析显示为部分滚动颗粒与悬浮颗粒组合,并夹杂部分浊流的沉积特征,表明研究区南部山2段砂体是在河口处受地形及湖水综合改造的河口坝微相。

2 储层特征

2.1 组分及结构特征

山2段以石英砂岩和岩屑砂岩为主,山1段以岩屑砂岩为主,盒8段以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,在所有层位中,山1段内石英砂岩含量最少。

各层段碎屑组分主要为石英类(包括石英、燧石及石英岩岩屑),山2、山1、盒8段石英类平均含量分别为84.99%,74.17%和80.80%。次为岩屑组分,岩屑含量分布在13.73%~22.68%之间。仅局部见少量长石颗粒,平均含量小于2%。盒8、山1段储集砂岩以中—粗粒结构为主,山2段储集砂岩以中粗粒、粗粒结构为主,颗粒分选中等—较好,磨圆度主要为次棱角,其次为次棱—次圆及次圆状,未见棱角状颗粒,颗粒间以线接触为主。

2.2 孔隙特征

上古生界储层孔隙类型多样,各类孔隙面孔率都低于2%,指示致密砂岩气储层微细孔喉的背景。其中盒8段储层以岩屑溶孔、粒间孔为主,约占总面孔率的53.7%,其次为长石溶孔、杂基溶孔和晶间孔,占总面孔率的46.3%;山1段储层以岩屑溶孔、杂基溶孔为主,二者约占总面孔率的53.6%,其次为长石溶孔和粒间孔,占总面孔率的34.6%;山2段储层以粒间孔、岩屑溶孔为主,二者约占总面孔率的61.6%,其次为晶间孔和杂基溶孔,占总面孔率的31.5%。盒8、山1、山2段砂岩平均孔径主要分布在0~200 μm之间,相比之下盒8段大于50 μm的样品所占的比例明显低于山1、山2段砂岩中所占比例。

2.3 物性特征

储层孔隙度主要分布在3%~12%之间,渗透率在0.01×10-3~10.0×10-3μm2。孔隙度普遍低于10%,渗透率普遍低于1.0 ×10-3μm2,属低孔、低渗致密型储集层。盒8段76.99%储层孔隙度分布在4.0%~12.0%之间,45.31%样品渗透率分布在0.1×10-3~0.5×10-3μm2之间;山1段76.59%储层孔隙度分布在4.0%~10.0%之间,89.26%样品渗透率分布在0.01×10-3~0.5×10-3μm2之间;山2段85.25%储层孔隙度分布在3.0%~10.0%之间,62.21%样品渗透率分布在0.1×10-3~10.0×10-3μm2之间。

3 气藏特征

3.1 流体性质

盒8段、山1段和山2段气藏试气组分中无H2S气体,相对密度0.56~0.69,盒8段气藏的干燥系数为99.12%,山1段气藏的干燥系数为99.37%,山2段气藏的干燥系数为99.51%,干燥系数均大于0.95,属无硫干气。

该区22.7%的井完全不产水,76.5%产气井产水小于5 m3/d。盒8段、山1段和山2段的地层水为弱酸性(pH平均值为6.1),水型为为CaCl2型。地层水的矿化度为8.31~391.74 g/L,平均值为81.26 g/L,从山1段到盒8段地层水矿化度依次降低。

3.2 温压特征

研究区共计114口井的上古生界气藏温压实测数据统计表明,山1—盒8段气层中部压力为10.21~31.81 MPa,压力系数分布于0.42~0.97之间,其中盒8段气藏压力为负压;山1段气藏压力以负压为主,部分为常压;山2段气藏压力为负压。各层地温分布在70.87~118.33 ℃,地温梯度位于1.934~4.93 ℃/100 m之间,由于其与埋深相关,最小出现在盒8段,最大值出现在山2段。

3.3 气藏类型

本文认同邹才能、赵靖舟的研究结论,在传统岩性油气藏认识基础上,因山2段砂体连续性明显优于其他层位,为连续性岩性油气藏,盒8段、山1段砂体横纵向连通性具有“准连续性”特点,应该是“准连续性”岩性油气藏[2-3]。

4 气藏评价

4.1 气藏地质储量

在上述地质认识的基础上,采用研究区盒8段12个单层试气资料,山1段9个单层试气资料,山2段12个单层试气资料,并结合产能丢失法确定盒8段、山1段和山2段孔隙度和渗透率下限,并相对应地利用交汇图版确定电性下限,按照0.4 m起算、0.2 m起扣的原则,确定三个产层的有效砂厚,并圈定各气层的含气面积,最终山2、山1、盒8叠加含油面积为1 218.73 km2。有效厚度、孔隙度、含气饱和度面积都采用面积加权平均法取值,并依据实测温压数据,天然气组分数据求得的偏差系数计算三个层位的探明地质储量,共合计8.545 2×1010m3,山2段地质储量在其中占比超过50%。

4.2 气藏产能特征

在含气区域内的468井次的试气结果表明,无阻流量大于1.0×105m3/d的井114口,最大达到1.503×106m3/d;无阻流量在4.0×104~1.0×105m3/d的井105口,无阻流量在1.0×104~4.0×104m3/d的井141口井,无阻流量小于1.0×104m3/d的井102口,不同层位的试气结果差异较大,以山2段试气成果最好,50%试气井无阻流量大于4.0×104m3,其次为盒8段,27%试气井无阻流量大于4.0×104m3,山1段产能相对最低,超过80%试气井无阻流量小于4.0×104m3,总体以中低产为主。

5 结论

延安地区上古生界山2—盒8期整体属于三角洲沉积体系,处于陆相淡水—半咸水环境,发育水下分流河道和河口坝储集砂体,砂岩多为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩,填隙物含量普遍较高,表明其成熟度低。

各层砂岩储层碎屑间线接触,孔喉细小,各类孔隙面孔率普遍在1%左右,造成孔隙度普遍低于10%,渗透率普遍低于1.0×10-3μm2,属低孔、低渗致密型储集层。各层中山2非均质性最弱,盒8非均质性最强。

研究区上古生界致密砂岩气为无硫干气,产水少,为丰度低的大规模低压气藏。各层间产能存在一定差异,山2段少泥质充填物,原生粒间孔相对发育,非均质性最弱,且气藏连续性好,在研究区上古生界致密砂岩气藏中地质储量最丰富,超过4.8×1010m3,50%的气井能达到中高产;盒8、山1段非均质性增强,气层之间连通性复杂,以中低产为主。

[1]戴金星,倪云燕,吴小奇.中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义[J].石油勘探与开发,2012,39(3): 257-264.

[2]魏新善,胡爱平,赵会涛,等.致密砂岩气地质认识新进展[J].岩性油气藏,2017,29(1):11-20.

[3]邹才能,陶世振,袁选俊,等.“连续型”油气藏及其在全球的重要性:成藏、分布与评价[J].石油勘探与开发,2009,36(6):669.

[4]赵靖舟,曹青,白玉彬,等.油气藏形成与分布:从连续到不连续——兼论油气藏概念及分类[J].石油学报,2016,37(2):145.

P618.13

A

10.15913/j.cnki.kjycx.2019.16.040

2095-6835(2019)16-0095-02

黄国丽(1984—),女,湖北潜江人,讲师,从事油气藏描述及储层评价研究。

延安大学校级科研计划项目(编号:YDQ2016-36)

〔编辑:张思楠〕

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