致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限分析

致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限分析

致密砂岩气藏作为一个非正式的气藏，具有巨大的潜力。在常规天然气储量不断递减的今天,致密砂岩气藏的勘探开发无疑对缓解能源紧张的局面具有重要的现实意义,因此受到众多学者的关注。目前中国的致密砂岩气多以“先成型”致密砂岩气藏的形式存在,其资源量超过100×1012m3,展现了良好的资源前景。但是,目前对致密砂岩气藏成藏过程中流体演化特征及分布规律研究相对不足,直接制约着对气藏成藏机理的认识和预测方法的建立,影响了勘探方向的选择和有利区带的预测。鉴于此,笔者根据致密砂岩储层的孔隙空间演化及流体性质的变化规律,对“先成型”致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限及其控气作用进行了初步探索。1储层致密岩气藏流体模型众所周知,储层岩石由固体格架及孔隙流体组成,在储层压实过程中,固体格架体积不变,孔隙空间变小并排出其中的流体。储层中的孔隙流体一般由油、气、水三相组成,在油气注入储层之前,孔隙中的流体仅为水,并可进一步分为自由水和束缚水。其中自由水是在储层中可以自由流动的水,束缚水则是吸附在岩石颗粒表面不能自由流动的水。吸附水层最多达百层,一般也有十几层,但当储层埋藏至一定深度时,仅剩靠近颗粒内壁的几层最稳定牢固,水膜厚度也保持相对稳定。若压实作用不是很强,储层孔隙空间相对较大时,束缚水所占的孔隙空间可以忽略,但是对于致密砂岩储层而言,束缚水所占据的孔隙空间则需要慎重对待。因为,致密砂岩储层的孔隙度一般小于12%,一些超致密储层的孔隙度则仅为6%左右,在这样的孔隙空间内,束缚水的存在将导致孔隙空间的进一步减小。随着储层埋深的增加,储层的孔隙空间逐渐减小,而束缚水所占的孔隙空间比例不断增大。对于“先成型”致密砂岩气藏而言,储层的致密化过程先于天然气的充注过程,在这类气藏中,天然气是以整体向上排驱自由水的方式进入储层的。理论上储层孔隙空间的流体组成大致可以分成4种情况:①储层内没有天然气注入时,孔隙空间为自由水和束缚水占据,表现为水层,这一阶段束缚水的影响并不十分明显;②天然气注入储层,并驱替孔隙空间内的自由水,储层孔隙中的流体组分发生变化,变为自由水、束缚水和天然气共存,表现为气水同层;③天然气注入量持续增加,自由水的比例逐渐减小,天然气的比例则不断增大,束缚水饱和度也相对增大。当天然气充注量足以排驱所有自由水时,储层孔隙空间中的流体组成变为束缚水和天然气两相共存,此时储层表现为气层;④储层的孔隙空间小到完全为束缚水所占据时,自由孔隙空间近于零,天然气无法注入储层,储层表现为干层(图1)。由上所述,若能确定出天然气开始充注点、天然气充注饱和点和天然气充注终止点就可以建立相应的地质模型,进而预测致密储层中的流体分布特征。Fig.1Conceptmodelconsistsofporefluidbasedonprincipleofboundwaterfilmwithfixedthickness2储层性质天然气充注门限致密砂岩气藏成藏的过程中存在3个关键时刻,分别对应着不同的孔隙空间流体组成特征和储层性质。①天然气充注门限,这一时期,天然气开始大量生成并排出烃源岩进入储层;②天然气饱和门限,对应的是储层孔隙空间内的自由水完全被天然气所排替,孔隙流体变为天然气和束缚水两相;③天然气终止门限,此时孔隙空间完全为束缚水占据,自由孔隙空间消失。2.1排烃期的确定天然气充注门限是指天然气开始注入储层的临界地质条件。对于不同的地区而言,由于勘探程度和样品采集等因素的限制,获得天然气充注时刻的分析化验资料相对困难,因此,在实际操作过程中可用烃源岩排烃期来近似标定充注期。传统的研究方法一般以镜质体反射率来确定,但该指标只能定性地确定排烃期。在此,笔者建议根据排烃门限理论,应用生烃潜力法来确定排烃期。该方法主要是根据烃源岩热解分析数据,建立生烃潜力演化模型,进而判定烃源岩排烃时期。需要指出的是,为了使判定的充注门限更为准确,可尽量利用多种地质、地化手段来综合判别。2.2储层精细排烃强度及储层质量公式天然气饱和门限是指储层的自由孔隙空间完全被天然气所占据,储层流体组成变为天然气和束缚水两相共存时的临界地质条件,这一时刻对应的是天然气充注量大于或等于致密储层的自由孔隙空间。由于天然气充注量的确定目前还没有合适的研究方法,应用中可用排气量来近似代替充注量,则天然气饱和门限可表示为VΦ≤Qeg(1)式中:VΦ为岩石孔隙体积,m3;Qeg为天然气排出量,m3。其中VΦ=VcΦ=ΗcScΦ(2)Qeg=qeSt(3)则式(1)可变为qe=ΗcScΦ/St(4)式中:Vc为储层体积,m3;Φ为储层孔隙度,%;Hc为储层厚度,m;Sc为储层面积,m2;qe为烃源岩排烃强度,106m3/km2;St为烃源岩面积,m2。由于在“先成型”致密砂岩气藏的形成过程中,天然气是以整体排驱水的方式向上运移,因此,储层范围与烃源岩的范围大体相当,则式(4)可以简化为qe=ΗcΦ(5)式(5)即为天然气饱和门限的判别公式,其中排烃强度和孔隙度都是随埋藏深度变化的函数。孔隙度的计算公式为Φ=aeb⋅z(6)式中:a和b为经验常数;z为储层埋深,m。排烃强度计算公式为qe=qe(zt)⋅ΤΟC⋅ρ(zt)⋅Ηt(7)式中:qe(zt)为有机碳排烃率,mg/g;ρ(zt)为烃源岩密度,g/cm3;TOC为有机碳含量,%;Ht为烃源岩厚度,m;zt为烃源岩埋藏深度,m。2.3束缚水体积分数天然气终止门限是指储层达到一定埋藏深度以后,其孔隙空间完全为束缚水所占据、自由孔隙空间近于零的临界地质条件。这一门限可以根据束缚水所占孔隙空间体积与储层孔隙度演化曲线来判别,即储层的孔隙空间等于束缚水体积。首先,主要根据研究区实测孔隙度与深度关系,建立孔隙度求取模型[式(6)。然后,求取束缚水体积分数的计算模型。束缚水一般以附着在岩石颗粒表面的水膜形式出现,束缚水体积分数为束缚水膜体积与岩石总体积的比值。如图2所示,在立方体中,水膜附着在球形颗粒表面,岩石的总体积为立方体体积,束缚水体积为一个球形颗粒表面的(8个1/8颗粒)水膜体积。岩石总体积的计算式为Vy=8(r+h)3(8)式中:Vy为岩石的总体积,mm3;r为岩石颗粒半径,mm;h为束缚水膜的厚度,mm。束缚水体积计算公式为Vs=Sqh(9)其中Sq=4πr2式中:Vs为束缚水体积,mm3;Sq为岩石颗粒表面积,mm2。则束缚水体积分数为Φs=VsVy≈πh2r(10)式中:Φs为束缚水体积分数。上面推导的公式属于岩石不含杂基的情况。对于含有杂基的岩石,其表面积将明显增大,束缚水的体积也随之增加,因此需要对推导的计算公式[式(10)进行校正Φs=kπhR(11)式中:R为岩石颗粒直径,mm;k为校正系数。这样,天然气终止门限的判别公式应为Φs=Φ(12)3预测示例3.1密砂岩气藏地质特征鄂尔多斯盆地是我国大型沉积盆地之一,盆地主体部分面积为25×104km2,发育上元古界—新生界沉积地层。致密砂岩气藏主要分布在上古生界沉积地层内,以泥碳沼泽体系中形成的石炭系—下二叠统的碳质泥岩和煤层为主力气源岩,有机质丰度高,生烃潜力大;储集层为二叠系石盒子组和山西组,沉积相类型为辫状河和三角洲,储集砂体致密且呈席状大面积分布,致密砂岩气资源潜力大。但目前致密砂岩气藏的分布特征及有利勘探方向不清,亟待开展相关的预测分析。3.2致密气藏地质门的确定(1)源岩的排烃门限依据上古生界烃源岩热解分析资料,建立了烃源岩排烃模式(图3),确定出烃源岩的排烃门限深度为2350m,以往的研究也证明了这一认识。这表明在这一埋深以下烃源岩开始大量排烃,致密砂岩储层内的流体性质开始发生变化,天然气进入储层并排驱自由水,储层变为自由水、天然气和束缚水共存的状态。(2)储层排气量与储层孔隙结构的关系根据天然气饱和门限计算公式[式(5),利用鄂尔多斯盆地实测的孔隙度演化模型Φ=44.6e-0.0006⋅z(13)和排气强度计算公式[式(7),获得了不同埋藏深度下的烃源岩排气量与储层孔隙空间对应关系(表1)。研究表明,当烃源岩埋藏深度达到2900m的时候,qe值已经超过了HcΦ值,由此判定,天然气的饱和门限大约应在2850m深度。(3)储层岩石杂基和胶结物的设置鄂尔多斯盆地上古生界储层岩石颗粒多为中—细砂,含有少量的粉砂,岩石颗粒直径平均为0.25mm,束缚水膜的厚度一般为0.1μm。另外,储层岩石内含有大量的杂基和胶结物,计算过程中需要对束缚水的体积进行校正。一般情况下,黏土杂基颗粒直径小于0.005mm,而且具有吸水膨胀的特性,校正系数可设定为0～50。根据储层杂基和胶结物的特征,选定20作为校正系数,则由式(11)计算出束缚水体积分数为2.5%,储层孔隙度对应于该值时的深度是4800m[式(13),即天然气终止门限为4800m。3.3心海拔对储层致密气、水共存的影响鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏的天然气充注门限深度为2350m;埋藏深度达到2850m时,进入天然气饱和门限,储层的自由孔隙空间完全为天然气所占据;埋藏深度为4800m时,进入天然气终止门限,此时储层中仅存束缚水。基于这3个门限,并根据鄂尔多斯盆地的平均补心海拔(1000m),计算获得了实际的地质模型并以实际气藏剖面进行了对应的预测和检验(图4)。结果表明,当储层海拔为-1150m时其孔隙度为12%,达到了致密储层的标准,这一深度可认为是致密储层和常规储层分界点,其上为常规气藏成藏区,其下为致密气藏成藏区。当海拔为-1350m,即埋深达到2350m时,天然气注入储层,致密储层成藏区域内出现气、水两相共存的特征。在实际的气藏剖面中,这一区域的气、水共存现象十分明显。当海拔为-1850m(埋深为2850m)时,储层内的自由水完全为天然气所驱替,形成天然气和束缚水共存的特征。这一深度以下,储层饱含气,气藏剖面反映的情况与预测结果基本一致。由于该区储层最大埋深小于海拔-2500m,没有达到-3800m这个天然气终止门限,所以,在很大的空间范围内,储层可以大面积含气,为形成大规模的致密气藏提供了良好的地质条件。4天然气终止门限致密砂岩气藏成藏过程中存在天然气充注门限、天然气饱和门限和天然气终止门限3个地质门限。这3个地质门限分别对应不同的储层孔隙空间流体组成,天然气充注门限对应自由水、束缚水共存向自由水、束缚水、天然气共存转化的临界状态,天然气饱和门限对应自由水、束缚水、天然气共存向天然气、束缚水共存转化的临界状态,天然气终止门限对应于天然气、束缚水共存向束缚水转化的临界状态。鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏的3个地质门限深度分别为2350m、2850m和4800m,地质模型与实际气藏剖面的对比检验显示,二者吻合率较高,表明致密气藏的地质门限对于预测流体分布规律具有一定的可靠性。致密砂岩气藏的地质门限预测模型基于束缚水膜厚度不变这一前提,为致密砂岩气藏流体分布特征的预测提供了较好的研究思路,但仍存在一些