致密砂巖氣藏動力平衡方程模型及烴源層水氣增壓定量模擬

致密砂巖氣藏動力平衡方程模型及烴源層水氣增壓定量模擬

0致密砂巖氣藏成藏模式2007年，世界致密砂巖產量達到2903.08m3，天然氣總量占13%，這一比例逐年上升。中國致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)還處于初期階段,未來潛力很大。致密砂巖氣藏屬于連續(xù)型氣藏,具有連續(xù)型氣藏的特點:其形成與氣在水中的浮力關系不大,即氣的運聚基本不受浮力驅動;其沒有明顯的底水和邊水接觸面,且出現氣水倒置現象;其不是由許多分散的具有獨立邊界的氣藏所構成,即無明顯的圈閉界限。因此,傳統(tǒng)的針對分散分布氣藏的規(guī)模和個數的資源評價和預測方法不適用于致密砂巖氣藏。Schmoker考慮到非常規(guī)氣藏與常規(guī)氣藏的差異,提出了連續(xù)型氣藏的概念,并指出了兩種可能的資源評價思路,即原地氣源評價和低滲儲集層評價。國內,羅文軍等以川中川南過渡帶內江—大足地區(qū)上三疊統(tǒng)須二段致密砂巖氣藏為例探討了致密砂巖氣藏成藏模式;唐海發(fā)等提出了致密砂巖氣藏儲集層流動單元的劃分方法及隨機模擬流程;譚志亮等探析了四川廣安須家河組氣藏的深盆氣特征;張柏橋描述了盆地中心天然氣系統(tǒng)成藏機理;金之鈞、張金川、解國軍等描述了根緣氣、深盆氣成藏平衡原理及數學模型[13,14,15,16,17,18,19];鄒才能等最近幾年在致密砂巖氣藏評價方面做了大量研究,并取得階段性成果[1,20,21,22,23,24,25,26]。以上研究為致密砂巖氣成藏數值模擬奠定了基礎,但是在細化數值模型及數值模型的實際應用等方面,目前國內外還沒有成功實例。本文針對致密砂巖氣成藏動力的特殊性,提出了生氣增壓定量計算模型,突破了致密砂巖氣成藏過程動態(tài)模擬的技術瓶頸,從而實現了從“氣源”到“圈閉充注”的動態(tài)模擬,為油氣資源評價和鉆探目標評價提供了新方法。1西藏模擬方法1.1置換式排驅和運移特點在常規(guī)儲集層及常規(guī)圈閉氣藏中,天然氣的運移總體遵循置換式運移原理,即在天然氣向上運移的同時,地層水不斷向下運移,形成了氣水之間的置換式排驅和運移特點,其驅動力來自于浮力。而對于致密砂巖氣藏而言,致密儲集層與氣源巖大面積接觸,天然氣的運移方式表現為氣水之間的廣泛排驅和氣水界面的整體推進,其過程類似活塞式排驅,其運移動力來源于烴源巖的生烴作用,在生氣膨脹力作用下氣水倒置界面得以維持并整體向上運移,從而形成大面積的地層飽含氣狀態(tài)。烴源巖層越厚,單位體積生氣量越大,產生的壓力就越大,形成的致密砂巖氣藏規(guī)模也就越大。1.2烴源巖項目壓力根據致密砂巖氣藏的活塞式排驅特點,張金川等建立了動態(tài)平衡方程。本文提出了弱水動力條件下的平衡方程,即天然氣運移的阻力包括上覆儲集層毛細管壓力、天然氣重力、地層水壓力等,驅動力主要為烴源巖生氣產生的壓力。驅動力和阻力之間的平衡方程為:在(1)式中:(1)毛細管壓力可用拉普拉斯方程求出,其關鍵參數孔喉半徑由孔喉半徑與孔隙度回歸的關系曲線求得;(2)天然氣重力可直接求出;(3)地層水壓力,在成藏時一般為靜水壓力,成藏后的壓力可用現今壓力代替,也可用有效骨架應力模型求解;(4)烴源巖中游離氣壓力,為烴源巖生氣增壓后烴源巖中流體和游離相天然氣的壓力,簡稱“游離氣壓力”。烴源巖大量生氣能產生巨大的膨脹壓力,這早已是石油地質研究者的共識,但是迄今只有定性描述,未有生氣增壓定量計算模型,無法真正定量模擬致密砂巖氣藏的成藏過程。1.3采用定量天然氣泵送的概念和應用條件1.3.1地層壓力與地下天然氣體積系數在正常條件下,天然氣的壓力(p)、體積(V)和溫度(T)三者之間服從理想氣體狀態(tài)方程;在地下高溫、高壓條件下,p、V和T三者之間的關系可用研究區(qū)的p-V-T曲線來表示。為了更好地解釋生氣增壓定量計算模型,有必要先了解地層壓力與地下天然氣體積系數的關系。圖1a為四川盆地須家河組氣藏天然氣體積系數與地層壓力的關系圖,該圖一方面說明地層壓力越大,天然氣的體積越小;另一方面也說明,只要知道天然氣的體積系數,就能求得對應體積系數的壓力。根據這一原理,建立烴源層生氣增壓定量計算模型:模型中涉及的生油氣量、氣散失量及飽和度等重要參數在常規(guī)的盆地模擬系統(tǒng)中均能計算得出,本文不再贅述。1.3.2突出生烴作用和差異壓實作用超壓的成因很多,除了生烴作用以外主要還有差異壓實作用、水熱作用等,相比之下,生烴作用和差異壓實作用是最主要的兩種成因。地層壓實成巖后,壓實作用基本停止,此時壓實作用對排烴基本沒有貢獻,生氣作用成為排氣的主要動力。以上模型中,天然氣運移的動力主要為生氣產生的超壓,該模型僅適用于先成巖致密后成藏的地質條件。1.4致密砂巖氣藏1.4.1實測數據和屬性(1)天然氣體積系數與地層壓力關系曲線(見圖1a),來自鄰區(qū)氣藏實測數據統(tǒng)計結果;(2)束縛水飽和度與孔隙度關系曲線(見圖1b),來自本區(qū)或鄰區(qū)氣藏實測數據統(tǒng)計結果;(3)烴源層埋深、厚度、孔隙度、生氣量、排氣量(游離氣量)等,來自盆地模擬(包括地史、熱史、成巖史、生氣史)的結果;(4)儲集層埋深或頂界構造圖、等厚圖(見圖2),儲集層孔隙度等值圖、孔喉半徑等值圖(見圖3),現今儲集層流體壓力系數等,來自鉆井數據、測井數據及其屬性建模結果(見表1);(5)蓋層排替壓力參考前人研究成果取15MPa。1.4.2運移動能和運移阻力(1)建立地質模型。文中地質模型數據來自構造圖和盆地模擬地質演化史成果圖。(2)在平面上劃分網格,網格邊界盡可能與構造線(如斷層線等)一致。本文采用角點網格建模與插值技術完成層平面建模與斷面建模。(3)在縱向上按油氣層組細分儲集層。本文將須二段由下向上分為10個細層(細層1,細層2,…,細層10),每層的厚度相同。(4)計算運移驅動力——烴源巖層中游離相天然氣壓力pg,也稱注入壓力,由靜水壓力和超壓兩部分構成,其值由公式(2)、公式(3)計算獲得。(5)計算運移阻力——細層1的毛細管壓力、天然氣重力、地層水壓力等。(6)比較運移驅動力和運移阻力,如果驅動力小于阻力則不能運移,即細層1不能成藏,停止對該點的模擬;如果驅動力大于阻力則烴源層中的氣能進入細層1,并排擠出細層1中的部分水。(7)天然氣進入細層1并達到短暫平衡后,隨著烴源巖層生氣量的增加,游離相天然氣壓力pg也增加。重新計算pg,并計算細層2的運移阻力。(8)比較運移驅動力和運移阻力,如果驅動力小于阻力則不能運移,即細層2不能成藏,停止對該點的模擬;如果驅動力大于阻力則烴源層中的氣能進入細層2,并排擠出細層2中的部分水。(9)重復步驟(7)和(8),直到驅動力小于阻力或遇到蓋層為止(如果壓差超過蓋層排替壓力,則天然氣將會突破蓋層散失掉一部分,直到壓差小于蓋層排替壓力天然氣才停止運移)。(10)計算天然氣聚集量,模擬結束(見圖4)。1.4.3細層中束縛水飽和度進入致密儲集層的天然氣聚集量可用下式表示:對比驅動力與阻力的相對大小,如果確定天然氣只能進入到細層3,則上式中n取3。另外,細層中束縛水飽和度可通過類比相鄰地區(qū)的致密氣藏獲得,一般在30%~60%,天然氣體積系數可根據細層地層壓力在p-V-T曲線上反插值求得。進入致密儲集層的天然氣會有部分損失,如部分溶解在地層水中,還有一部分向外擴散等,這些損失可用溶解氣公式和擴散氣公式計算,在不要求高精度時可不考慮。2烴源層厚度特征研究區(qū)東西長92km,南北寬70km,有效面積3855km2,目的層為上三疊統(tǒng)須家河組二段(T3x2),埋深2060~2420m(海拔-1760~-2120m),厚度76~140m;烴源層為須一段(T3x1),厚度小于50m;蓋層為須三段(T3x3),厚度在40~110m。截至2008年底,該區(qū)已鉆探64口井,其中工業(yè)氣流井34口,已發(fā)現合川1井塊氣田與潼南2井塊氣田,儲量2340×108m3。合川氣藏儲集層的平均孔隙度小于10%,一般滲透率小于0.1×10-3μm2,平均孔喉直徑小于1μm,屬于典型的致密砂巖氣藏。2.1個網格平面模擬網格尺寸為1km×1km,共6440(92×70)個網格;縱向上分為12層,最底層為烴源層須一段,最頂層為蓋層須三段,中間10層為儲集層須二段。2.1.1孔隙度-滲透率模型將目的層分為10個小層,每層厚度在7~14m,分別統(tǒng)計每個小層的砂巖厚度、砂巖孔隙度和滲透率,并將其分別繪制成平面等值圖(見圖3)。根據孔喉半徑與孔隙度和滲透率之間的關系可推算孔喉半徑分布,或根據毛細管壓力與孔隙度和滲透率之間的關系推算毛細管壓力分布。2009年,NelsonPH用統(tǒng)計數據建立了孔隙度與孔喉直徑的關系,本文采用同樣的方法,統(tǒng)計結果見圖5。2.1.2源層生烴強度圖、蓋層厚度分布圖、目的層性能圖模擬中還需要一些平面參數,包括目的層頂面構造圖(見圖2)、烴源層生烴強度圖、蓋層厚度分布圖、目的層現今壓力系數等。文中采用的盆地模擬數據(包括地史、熱史、成巖史、生氣史)均為中國石油勘探開發(fā)研究院盆地綜合模擬系統(tǒng)BASIMS2009的模擬結果。2.2模擬結果2.2.1烴源層游離氣壓力采用本文介紹的方法,定量模擬全區(qū)生氣增壓史,得出:(1)在第1關鍵時刻(距今65Ma,最大埋深),烴源層中游離氣壓力為39.3~44.0MPa,壓力系數在1.0~1.3(見圖6a);(2)在第2關鍵時刻,即現今,烴源層中游離氣壓力為23.0~33.9MPa,壓力系數為1.2~1.5,在本區(qū)生烴中心合川122井附近壓力最大,可達33.9MPa(見圖6b);(3)從全區(qū)分布看,模擬區(qū)南部生氣增壓小,向北逐漸增加。2.2.2儲集層精細結構把模擬區(qū)的儲集層分為優(yōu)質儲集層和非優(yōu)質儲集層,其中優(yōu)質儲集層是個相對的概念,即在一個普遍低孔、低滲透—特低滲透的背景下,具有相對高的孔隙度及滲透率指標的儲集層。文獻在測井解釋、巖心和壓汞分析等資料的基礎上,將孔隙度大于8%、滲透率大于0.5×10-3μm2、厚度大于0.25m的儲集層定義為優(yōu)質儲集層。本文將孔隙度7%(對應的孔喉半徑為0.1μm,毛細管壓力約1MPa)作為優(yōu)質儲集層和非優(yōu)質儲集層的分界線,即常規(guī)氣藏與致密砂巖氣藏的界限;把孔隙度4.5%(對應的孔喉半徑為0.05μm,毛細管壓力約2MPa)作為致密砂巖氣藏最小孔喉界限。致密砂巖氣藏的模擬對象為非優(yōu)質儲集層,其成藏驅動力為生氣產生的超壓,模擬結果見表2和圖7;常規(guī)巖性氣藏的模擬對象為優(yōu)質儲集層,其成藏驅動力為浮力,模擬結果見表2和圖8。由表2可知:(1)浮力驅動的常規(guī)巖性氣藏在距今65Ma時已成藏,后期的抬升對其影響不大;(2)超壓驅動的致密砂巖氣藏在距今65Ma至現今的抬升過程中,由于地層壓力降低,壓差增大,驅動油氣向更遠處運移(見圖9),聚集在儲集層中的天然氣增加了980×108m3,約占總量的20%;(3)在距今65Ma和現今,致密砂巖氣聚集量與常規(guī)氣聚集量比值分別為4.5和5.9,說明致密砂巖氣占主導地位;(4)須二段最終天然氣總聚集量為4800×108m3。2.3用于檢測的指導作用2.3.1兩大巖性氣藏構造分布縱向上看,常規(guī)巖性氣藏主要分布在須二段中上部,特別是構造高部位,如背斜、斷鼻或上超尖滅處(見圖10a);致密砂巖氣藏主要分布在須二段中下部,特別是構造低部位和斜坡處(見圖10b)。平面上看,常規(guī)巖性氣藏主要分布在潼南2井區(qū)、合川1井區(qū)和合川101井區(qū),這些地區(qū)的特點是儲集層孔隙度相對較大(大于7%)且為局部構造高點;致密砂巖氣藏主要分布在常規(guī)巖性氣藏之外且生氣增壓較大的合川7井附近,這些地區(qū)的特點是儲集層孔隙度相對較小(小于7%)且為構造相對低部位?？傊?這兩類氣藏分布具有互補性。2.3.2常規(guī)氣藏和致密砂巖氣藏由于目前勘探成果統(tǒng)計數據沒有統(tǒng)計常規(guī)氣藏與致密砂巖氣藏的規(guī)模及分布,因此只能對比已發(fā)現氣藏與模擬總氣藏的分布。圖11為模擬得到的常規(guī)氣藏和致密砂巖氣藏總資源豐度分布圖,本區(qū)已發(fā)現的2340×108m3儲量主要分布在潼南2井塊至合川1井塊一帶(見圖11);模擬得到須二段天然氣資源量為4800×108m3,其中潼南2井塊至合川1井塊一帶(紅色框范圍)為2055×108m3,模擬結果符合率達88%。2.3.3致密砂巖氣藏圖8揭示,模擬得到的常規(guī)氣藏除了合川101井以北地區(qū)外,其他的兩大塊(潼南2井塊、合川1井塊)已被發(fā)現;圖7顯示,模擬得到的致密砂巖氣藏除了合川7井至合川103井地區(qū)已被發(fā)現外,還有許多地區(qū)的氣藏(如合川113井以南、合川121井以北等)未被發(fā)現。因此,建議下步的勘探重點轉向致密砂巖氣藏,主要突破方向為合川的東北部、潼南北部和潼南的東南部等區(qū)域(見圖12)。3儲集層致密砂巖氣藏分布及控制策略先成巖后成藏的致密砂巖氣藏分布在烴源巖之上的一定范圍內(本區(qū)在150m以內,即須二段絕大部分地層),由于天然氣柱的浮力小于毛細管壓力,因此天然氣運移的主要驅動力為烴源巖生氣產生的超壓。烴源巖層越厚,單位體積生氣量越大,產生的壓力就越大,形成的致密砂巖氣藏規(guī)模也就越大。在合川—潼南地區(qū)的成功應用表明:本文提出的致密砂巖氣成藏模擬方法和評價流程具有可操作性,提出的烴源巖生氣增壓定量計算模型是預測致密砂巖氣藏分布范圍的關鍵。合川—潼南地區(qū)的模擬結果證明:須一段烴源層生氣強度決定生氣增壓的大小,須二段儲集層物性分布決定致密砂巖氣藏的分布。須二段未發(fā)現資源