鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏超低含水饱和度形成机理

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏超低含水饱和度形成机理

一般来说，致密砂岩的含水量饱和度大于40%，高度集中甚至达到60%70%。然而,致密砂岩气藏勘探开发实践证实,致密砂岩气藏高含水饱和度的假象多数由井壁附近强烈的工作液滤液毛管自吸作用造成。鄂尔多斯盆地北部(鄂北)上古生界致密砂岩气藏密闭取心和测井资料显示,气藏初始含水饱和度值在20%~30%之间,而实验证实气藏束缚水饱和度范围在40.37%~55.27%之间,我们把含水饱和度远低于束缚水饱和度的这一状态叫做超低含水饱和度现象。国外通过水蒸发实验对低含水饱和度形成进行了研究,文章结合致密砂岩成藏地质作用过程对低含水饱和度形成加以讨论,并通过室内模拟实验加以验证。1早期钻井作业所受气藏解释原因鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏具有非常规的地质特征:平均孔隙度为7.66%,渗透率平均值为0.38×10-3μm2,致密砂岩喉道半径一般小于0.6μm,压汞饱和度中值压力可达5~50MPa,高角度裂缝及垂直裂缝在煤岩、泥岩层段以及砂岩储层段均不同程度发育,少量裂缝为方解石所充填。世界上的教训是,由于对水相圈闭损害严重性认识不够,例如在加拿大阿尔伯达盆地发现第一口深盆气井之前曾错失过上百口气井。鄂尔多斯盆地早期勘探下古生界所钻380口探井,也基本上没有发现上古生界致密气藏。在毛管力自吸作用下井壁附近气层含水饱和度增加,造成测井解释含水饱和度值偏大,鄂尔多斯盆地北部常规水基泥浆钻井作业后测井结果解释含水饱和度值为35%~65%,有的裂缝发育段测井含水饱和度值高达74%,这一假象与表1中通过压汞法、相渗法及生产资料分析法得到的气层束缚水饱和度范围基本一致。气藏含水饱和度在65%以上时气相渗透率近于0,故早期钻井错失大型气藏的事实也就不足为奇。图1和图2为研究区Sh211井油基泥浆密闭取心与常规取心含水饱和度测量结果对比,密闭取心测量含水饱和度值在20%~30%之间,相同孔隙度条件下常规取心测量含水饱和度比密闭取心高3%~15%,且孔隙度越小,两者差值越大。陕118井密闭取心测量含水饱和度值多在30%以内。长庆气田马五储层(碳酸盐岩储层)油基泥浆取心测量结果表明,孔隙度为6%时,其初始含水饱和度值为20.6%。所以,低含水饱和度现象在鄂北上古生界、下古生界气藏中均普遍存在。2储层流体运移规律致密砂岩气藏超低含水饱和度形成与天然气大量生成及聚集成藏过程密切相关,伴随烃类生成、运移及聚集,烃源岩及储集岩中地层水不断地被天然气所排替,该盆地北部上古生界烃源岩主要为煤层及暗色泥岩。石炭系、二叠系煤层广布于全区,煤层厚10~20m,北部最厚达30m,暗色泥岩厚达100~210m,烃源岩演化程度高(RO=1.6%~2.6%),在白垩纪达到生气高峰,盆北生烃强度达(15~36)×108m3/km2,天然气不断生成在气藏内聚集成异常高压,石炭系地层压力系数普遍在1.35~1.70之间,达到岩石的破裂强度,在异常高压作用下产生裂缝。成为储层流体运移的良好通道。气藏中超低含水饱和度形成过程如图3所示,图3(a)为沉积物的固结成岩压实作用阶段,此时烃源岩和储集岩中均100%饱含地层水,有生物甲烷气生成,在压实作用下地层水向上覆地层排驱。图3(b)为后生作用阶段前期,随干酪根成熟度增加,烃源岩内部大量天然气不断生成聚集形成高压,烃源岩中封存烃类流体压力值突破本身封闭条件产生裂缝,地层流体经裂缝向储集岩中排驱,一次高压地层流体从烃源岩向储集岩中排驱后,烃源岩内部压力下降裂缝闭合,接着,其内部会因为烃类生成聚集高压作用又一次产生裂缝,在反复进行的“幕式生烃排液”作用下,烃源岩中会首先出现低含水饱和度状态。图3(c)为后生作用阶段后期,天然气生成以热裂解气为主阶段后,大量的注入储集岩的天然气与其它地层流体一起向外排驱,在孔渗较好层段流体容易排驱,遇到渗透率较低层段或盖层排驱不易通过时,地层流体聚集成高压在储集岩中形成裂缝,与烃源岩中进行相似的“幕式排液”作用。高温热裂解干气具有很强的蒸发携水能力,Bennion指出,在101.3kPa、100℃时,1000m3的干气能够携带539kg水。而燕山运动中期该盆地经历的热事件为盆地高地温梯度提供了热源。在热裂解气汽化携液作用下,致密砂岩气藏超低含水饱和度最终得以形成。3储层水岩心充填的含水率饱和度为验证致密砂岩成藏过程生烃排液作用可形成超低含水饱和度,从该盆地北部致密砂岩气藏中选取4块基块岩样模拟气驱水过程观察含水饱和度变化,实验程序如下:①将选取的岩样进行干燥称重后测量其直径、长度和孔隙度;②将岩样抽真空后饱和地层水称重,计算出含水饱和度;③设定实验围压10MPa,在20℃条件下用0.5MPa氮气驱20h后称重计算含水饱和度;④将岩心加热到60℃继续用0.5MPa的氮气驱20h,称重计算含水饱和度。实验结果如表2所示:饱和地层水岩样在20℃用干气驱20h含水饱和度值降低到32%~40%之间,接下来继续用60℃干气驱20h后得到的含水饱和度值为23.5%~28.8%,证实在较高温度下致密砂岩气藏中气驱水过程超低含水饱和度形成可以实现,在致密砂岩成藏过程中会产生裂缝,裂缝的存在更能提高致密砂岩渗透率,因此考虑到裂缝这一条件时,致密砂岩高温气驱水实验显然更容易得到超低含水饱和度。在成藏过程中温度超过100℃并伴有裂缝存在,所以致密砂岩成藏过程中在生烃排液作用下气藏中超低含水饱和度形成能够实现。4储层精细气藏封隔作用致密砂岩气藏超低含水饱和度状态能否保存至今主要受3个因素制约:①气藏中需要一定厚度的泥页岩盖层,该盆地北部上古生界石盒子组区域性发育的泥岩盖层累计厚度为150~200m左右,泥岩气相绝对渗透率一般为10-7~10-9μm2,对于天然气的散失具有良好封隔作用;②在致密砂岩气藏中存在一较大层段气水关系倒置的气水过渡带,过渡带内相对渗透率的变化是阻止上覆水体进一步进入气藏的关键,当气水过渡带气藏边界水饱和度增加到60%以上时,气相渗透率近于0,在过渡带的上倾方向形成水相圈闭,使得天然气不易散失,同时,当含气饱和度达到70%以上时,在气水边界靠近气藏内部水相渗透率变为0,同上部的水相圈闭效应相似,气藏外部的水体不易向气藏内运移;③与储层临近的烃源岩仍在不断供气,使气体沿气水过渡带下倾方向侵位,始终能够保持气水界面处的压力等于静水压力,气藏的“动态圈闭”特性能够阻止水体进入气藏。在以上3个因素的综合作用下,致密砂岩气藏中超低含水饱和度得以保存。5储藏过程减少储藏质量的原因鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏常规测井和室内试验束缚水饱和度值为40%~70%左右,密闭取心测量含水饱和度值为20%~30%,远低于束缚水饱和度值