CN115419390A - 一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，包括以下步骤：S1、根据主成藏期储层特征、气、水分布关系及气藏特征、运移聚集特征对致密砂岩气藏地质进行识别；S2、在步骤S1对致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，根据储层评价、气源及注动力条件、盖层及保存条件进行准连续型致密砂岩气藏评价预测；S3、在步骤S1对致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，进行常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测；S4、结合步骤S2中对准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准和步骤S3中对常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准，最终得到致密砂岩气有利勘探区带地质的评价预测标准。

Description

一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法

技术领域

本发明属于气藏勘探开发技术领域，具体涉及一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法。

背景技术

目前，我国原油对外依存度已超过70％，天然气对外依存度也快速攀升。随着常规油气勘探开发程度的不断提高，油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋，致密油气作为非常规油气的重要组成部分，以其储量丰富、分布范围广、可采资源量可信度高、相关技术理论研究早、发展迅速等诸多优点已成为中国近期非常规油气首选的重要勘探领域。因此，致密砂岩气规模有效开发是未来中国实现双碳目标和确保油气供应长期安全的重大支撑之一。对于这一支撑的有效形成，致密砂岩气富气有利区及“甜点”评价预测技术是关键。随着致密砂岩气勘探开发与地质研究的不断深化，对致密砂岩气成藏模式的认识也发生了深刻变化。现已基本查明，致密砂岩气藏的形成和分布并非以往长期认为的深盆气或盆地中心气模式，也非许多研究者认为的常规圈闭型(不连续型)聚集模式，而主要为准连续型聚集，其次为不连续型聚集。成藏模式认识的转变，必然要求致密砂岩气勘探评价及预测思路和方法也要做出相应的转变。因此，有必要提供一种致密砂岩气有利甜点区地质评价与预测方法。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，包括以下步骤：

S1、根据主成藏期储层特征、气、水分布关系及气藏特征、运移聚集特征对致密砂岩气藏地质进行识别，识别得到准连续型致密砂岩气藏和常规圈闭型致密砂岩气藏；

S2、在步骤S1对准连续型致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，根据储层评价、气源及注动力条件、盖层及保存条件进行准连续型致密砂岩气藏评价预测，得到准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准；

S3、在步骤S1对常规圈闭型致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，进行常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测，得到常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准；

S4、结合步骤S2中对准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准和步骤S3中对常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准，最终得到致密砂岩气有利勘探区带地质的评价预测标准。

优选的，步骤S1中，所述准连续型致密砂岩气藏的识别方法为：

储层孔隙度小于12％，空气渗透率小于1mD，孔喉半径小，表现为非达西渗流特征，气水分布复杂，无明显边、底水，也无显著气水倒置，源储邻近，广覆式分布，天然气运移聚集为非浮力驱动，气藏多具异常压力。

优选的，步骤S1中，所述常规圈闭型致密砂岩气藏的识别方法为：

储层特征为常规储层，物性较好，表现为达西渗流特征，气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显，气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭，在储层尚未致密或尚未完全致密时，天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，形成具有边、底水的构造或构造－地层或构造－岩性复合型油气藏，且成藏后，上述具有边、底水油气藏仍会保留。

优选的，步骤S2中，所述储层评价条件为：

气源条件、盖层条件达到成藏下限时，储层“甜点”控气，即储层质量越好天然气越富集，其下限指标为孔隙度平均3.0％，渗透率平均0.05mD，气源条件、盖层条件均优时，相对较差储层亦可成藏，储层孔隙度平均可低至1.17％，渗透率平均可低至0.014mD；

所述孔隙度的计算模型为：

式中：φ_den为密度孔隙度，ρ_ma为泥岩骨架密度，ρ_f为孔隙流体密度，ρ_b为取值点体密度；

所述渗透率计算模型为：

K＝d.e^c.φden

式中：K为渗透率，c、d为常数，φ_den为密度孔隙度。

优选的，步骤S2中，所述气源及注动力条件表现为：煤层厚度大于4m，生烃强度大于10×10⁸m³/km²区域，古压力系数1.3-1.4；

所述生烃强度的计算模型为：

G_gas＝H×ρ_rock×TOC×r×10^-3

式中：G_gas为烃源岩生烃强度，H为烃源岩厚度；ρ_rock为烃源岩密度，TOC为烃源岩有机碳含量，r为烃源岩的产气率；

所述古压力系数的计算模型为：

Pf＝P/(ρ.g.h)

式中：P_f为古压力系数，无量纲，P为包裹体捕获压力，ρ为地层水密度，g为重力加速度，h为古埋深。

优选的，步骤S2中，所述盖层及保存条件表现为：

直接盖层小于30-35m的区域，烃源岩体系内富集成藏，直接盖层大于35-40m的区域以及区域盖层大于50-80m区域，烃源岩体系外近源富集成藏。

优选的，步骤S3中，所述常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测的条件为：

天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，表现为气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显；气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭。

本发明与现有技术相比，其有益效果在于：

(1)本发明提供的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，通过气源条件、储层条件和盖层及保存条件耦合控制致密砂岩气藏有利勘探区带分布，并明确了各个条件的评价下限，具体为气源条件、盖层及保存条件控制有利区带的宏观分布，储层甜点条件控制天然气局部富集程度；

(2)本发明应用于鄂尔多斯盆地西南部上古生界天然气勘探部署，可为陇东地区探明储量320亿方提供科学依据，为建产10亿方提供技术支持，有效减低了勘探风险。应用本发明的预测方法，近三年累计新增探明地质储量120亿方，陇东地区证实储量采收率25％，折算证实储量为30亿立方米，储量价值65670万元，该科技成果直接经济效益为3586万元，所取得的成果对盆地上古生界致密砂岩气勘探具有广阔的应用前景。

附图说明

图1为本发明实施例提供的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法的流程图；

图2为鄂尔多斯盆地陇东地区储层孔隙度、渗透率与含气饱和度和试气产量相关图；

图3为鄂尔多斯盆地陇东地区QT1井区储层岩石学参数与含气饱和度相关图；

图4为鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界煤层厚度、生烃强度与天然气垂向运移距离相关图；

图5为陇东地区上古生界致密砂岩气藏剖面图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。

如图1所示，本发明实施例提供了一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，具体包括以下步骤：

S1、根据主成藏期储层特征、气、水分布关系及气藏特征、运移聚集特征对致密砂岩气藏地质进行识别，识别得到准连续型致密砂岩气藏和常规圈闭型致密砂岩气藏；

(1)储层特征

就储层现今特征而言，常规圈闭型和准连续型致密砂岩气未见明显差异，其主要差异表现在主成藏期储层特征上。在天然气主成藏期，常规圈闭型致密砂岩气，特别是具有明显边底水特征的常规圈闭型致密砂岩气，储层多为常规储层，物性较好，表现为达西渗流特征；准连续型致密砂岩气储层则已经致密化，其孔隙度小于12％左右，空气渗透率小于1mD左右，孔喉半径小，表现为非达西渗流特征。

(2)气水分布关系与气藏特征

气、水分布关系及气藏特征包含常规圈闭型致密砂岩气分布特征和准连续型致密砂岩气分布特征，所述常规圈闭型致密砂岩气与常规气藏特征上类似，分布特征为气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显，气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭；准连续型致密砂岩气分布特征为天然气分布面积大，无明确边界，呈准连续分布，一个准连续型聚集由多个彼此相邻的中小型气藏组成，气水分布复杂，无明显边、底水，也无显著气水倒置，源储邻近，广覆式分布。

(3)运移聚集特征

运移聚集特征包含常规圈闭型致密砂岩气运移聚集特征和准连续型致密砂岩气运移聚集特征，常规圈闭型致密砂岩气运移聚集特征为在储层尚未致密或尚未完全致密时，天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，形成具有边、底水的构造或构造－地层或构造－岩性复合型油气藏，且成藏后，虽然储层可能因成岩作用而致密化，甚至还会因构造作用而受到改造，但只要构造改造不是过于强烈，其原来形成的具有边、底水油气藏仍会保留，因此，其成藏时与常规气藏无异，准连续型致密砂岩气运移聚集特征为大面积弥漫式充注，初次运移直接成藏和短距离二次运移成藏；天然气运移聚集为非浮力驱动，非达西流运移为主，储层先致密、天然气后成藏，或边致密边成藏；气藏多具异常压力，且压力***复杂；气藏形成和分布主要受区域构造、烃源及储层控制；天然气资源丰富，但丰度低。

S2、在步骤S1对准连续型致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，根据储层评价、气源及注动力条件、盖层及保存条件进行准连续型致密砂岩气藏评价预测，得到准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准；

(1)储层条件及其控气作用评价

储层评价表现为：气源条件和山1段直接盖层条件相同或相似时，储层物性越好，天然气越富集；气源条件、山1段直接盖层条件对天然气成藏有利时，储层条件相对较差的情况下，天然气仍然可以成藏，具体分析如下：

储层对致密砂岩气藏形成与分布的控制作用事实上人们早已认识到，最为流行的就是“甜点”控气理论，即认为整体致密背景上的相对高孔渗区或者裂缝发育区是致密砂岩气的有利成藏区。本文通过对陇东气区储层条件及其控气作用的研究表明，储层对天然气藏形成和分布的控制作用受气源条件和山1段直接盖层的发育情况影响，主要存在两种情况：

Ⅰ气源和山1段直接盖层条件相同或者相似时“甜点”控气

气源和山1段直接盖层条件相同或者相似时，天然气的富集程度主要受储层质量控制，储层物性越好，天然气越富集。

如图2所示，对生烃强度大于15×108m³/km²区域内山1段泥岩大于30m区域的山1气藏和山1段泥岩厚度小于30m的盒8气藏的统计表明，气藏含气饱和度、试气产量均随储层孔隙度、渗透率的升高而升高，呈较好的正相关关系。如图3所示，含气饱和度随着石英含量的增加而增高，随着岩屑、碳酸盐胶结物、黏土矿物胶结物含量的增加而降低。高的石英颗粒含量可以显著改善储层的抗压实性能，从而在压实作用过程中保留更多的原生孔隙，有效改善储层的储集性能。储层中岩屑含量，特别是泥岩等塑性岩屑含量的增高却会降低岩石抗压实性能，从而不利于原生孔隙的保存，降低储层质量。碳酸盐和黏土矿物是研究区储层的两种主要减孔胶结物，因此，随着这些组分含量的增加，储层质量变差，含气性也变差。

若将气源和山1段直接盖层条件的差异性缩到更小时，天然气的富集程度与储层质量相关度则更高。以QT1井区为例，区内石炭—二叠系烃源岩生烃强度在16～18×10⁸m³/km²，山1段直接盖层大于35m。由图2可以看出，气层含气饱和度与储层孔隙度、渗透率呈良好的正相关关系。

∥气源条件、盖层条件均对成藏有利时相对较差储层仍可成藏

气源条件、山1盖层条件对天然气成藏有利时，储层条件略差的情况下，天然气仍然可以成藏。对于山1气藏来说，气源条件、山1盖层条件均较好时，储层质量较差的区域也可成藏，对于盒8段气藏来说，较差的储层若要成藏，则要求烃源条件较好而且山1段盖层较差。

研究区ZT1井山1段4390.3～4393.6m处，储层孔隙度平均2.06％，渗透率平均0.024mD，试气无阻流量5.48×104m³/d；QT3井山1段4390.30～4393.60m处，储层孔隙度平均2.92％，渗透率平均0.078mD，试气无阻流量7.10×104m³/d。综合分析表明山1段这类高产井的出现主要得益于良好的烃源条件和山1段直接盖层条件。ZT1井、QT3井区烃源岩生烃强度在16～18×108m³/km²，山1段直接盖层厚度大于35m，最大单层厚度大于30m，且分布连续。

陇东地区盒8段气藏同样存在差储层获得较好试气成果的实例，典型的如ZIT1井，盒8段储层孔隙度平均1.17％，渗透率平均0.014mD，试气无阻流量2.52×104m³/d。ZIT1井区生烃强度大于20×108m³/km²，处于研究区的生烃中心区，山1段泥岩厚度较薄且层数多，有利于天然气垂向运移至盒8段成藏。

上述密度孔隙度可采用下式计算：

式中：φ_den为密度孔隙度；ρ_ma为泥岩骨架密度，取经验值2.8g/cm³；ρ_f为孔隙流体密度，取地层水密度1.0g/cm³；ρ_b为取值点体密度，由密度测井曲线读取。

声波孔隙度根据下式计算：

式中：C_P为地层压实系数；Δt_f为孔隙流体声波时差，取620us/m；Δt_ma为泥岩骨架声波时差。在密度孔隙度φ_den计算的基础上，将正常压实段泥岩φ_den与Δt进行拟合，在拟合曲线上取φ_den为0时对应的Δt即为Δt_ma。

关于地层压实系数C_P，根据拟合结果便可求得C_P。

φ_den＝aΔt-b

渗透率解释模型：

K＝d.e^c.φden

式中：K为渗透率，c、d为常数，通过实验室实测孔隙度—渗透率关系拟合求取。

(2)气源及充注动力条件

首先，就烃源岩发育的规模来看，陇东地区主要发育山西组山2段煤系烃源岩，太原组烃源岩仅在ZT1—QT3—QT1—L3井一线等局部地区发育，本溪组地层在全区缺失。而在苏里格地区，山2段、太原组、本溪组3套烃源岩在全区均有分布，只是不同地区发育规模存在差异。研究区煤层累计厚度在0～8.7m，平均4.7m；暗色泥岩累计厚度在14.0～64.6m，平均38.8m。而苏里格地区煤层累计厚度在8.0～24.0m，平均14.0m；暗色泥岩累计厚度在40.0～100.0m，平均70.0m。由此可知，苏里格地区无论是煤层厚度还是暗色泥岩厚度均优于陇东地区。

其次，从有机质丰度来看，陇东地区山2段煤层有机碳含量介于40.37％～77.11％之间，平均54.94％，苏里格地区山2段煤层有机碳介于49.28％～89.17％之间，平均73.60％。陇东地区山2段煤层氯仿沥青“A”含量介于0.0263％～0.3590％之间，平均0.1614％，苏里格地区山2段煤层氯仿沥青“A”介于0.1033％～2.4497％之间，平均0.8000％。陇东地区山2段煤层总烃含量介于372.19～2003.55ppm之间，平均1140.64ppm；苏里格地区山2段煤层总烃含量介于519.90～2003.60ppm之间，平均2539.80ppm。陇东地区主力烃源岩山2段煤层各项有机质丰度指标均低于苏里格地区，暗色泥岩亦是如此。

陇东地区烃源岩成熟度较高，烃源岩Ro普遍大于1.6％，最高达3.2％，平均为2.3％。苏里格地区烃源岩Ro介于1.0％～2.4％之间，平均1.8％。总体上陇东地区在烃源岩成熟度方面高于苏里格地区，占有一定的优势。但由于烃源岩有机质丰度和发育规模相差较大，因此与苏里格地区相比，陇东地区气源条件明显较差，生烃强度分布在8～24×10⁸m³/km²之间，平均仅15.50×10⁸m³/km²，而苏里格气区烃源岩生烃强度分布在11～26×10⁸m³/km²之间，平均达22×10⁸m³/km²。

对于致密砂岩气的成藏来说，由于浮力不能作为天然气二次运移的主要动力，烃源岩生烃增压和源储烃浓度差为天然气运移的主要动力，因此良好的烃源岩条件不仅意味着充足的气源，而且意味着充足的成藏动力。陇东地区生烃强度在8～24×10⁸m³/km²之间，平均仅15.5×10⁸m³/km²。根据目前的试气成果，研究区有3口井存在不同程度的产水，3口产水井储层孔隙度分别为7.02％、7.31％和11.75％，平均8.69％，渗透率分别为0.081mD、0.590mD和0.774mD，平均0.481mD，总体上储层物性较好。研究区这样一个气源条件与苏里格气田西区(苏西地区)相似，而在苏西地区也有大量气水同产井以及少量的水井。苏西地区产水井物性也较好，孔隙度分布在2.72％～13.95％之间，平均9.06％，渗透率分在0.003～5.450mD之间，平均0.469mD。与苏西地区相比，陇东地区产水井孔隙度略低，渗透率略高，物性总体上相当。前人研究表明苏西地区的产水主要和生烃强度较低有关。事实上，根据上述分析亦可看出，这些产水井储层质量本身没有问题，气源较差、成藏动力不足导致的天然气充注强度不高可能才是产水的最重要因素。在一些储层条件相对较好的地区，由于天然气饱和度不高就会导致储层中大量地层水的存在，从而在试气过程中产水。

由此看来，陇东地区上古生界气源条件略显不足。在这种情况下，气源条件对天然气成藏与分布的控制作用就显得尤为明显。如图4所示，平面上，产气井主要分布在煤层厚度大于4m，生烃强度大于10×10⁸m³/km²区域，且存在随着煤层厚度增大、生烃强度增高，产气量也增加的趋势。纵向上，天然气垂向运移的最远距离与煤层厚度和累计生烃强度同样存在良好的正相关关系。随着煤层厚度和生烃强度增大，天然气垂向运移距离增加，在煤层厚度大于6m，生烃强度大于20×10⁸m³/km²区域，天然气垂向运移最远距离可达120m以上。

上述生烃强度的计算模型为

Ggas＝H×ρrock×TOC×r×10^-3

式中：Ggas为烃源岩生烃强度，×108m3/km2；H为烃源岩厚度，m；ρrock为烃源岩密度，t/km³；TOC为烃源岩有机碳含量，％；r为烃源岩的产气率，m³/tTOC。

ΔlgR法烃源岩有机碳(TOC)含量解释模型为：

ΔlgR＝ΔlgR′-ΔlgR′_基线

ΔlgR′＝lgR+0.02Δt

ω_TOC＝aΔlgR+b

式中，R为烃源岩电阻率，取自电阻率测井，Ω·m；Δt为烃源岩声波时差；ω_TOC为TOC含量(质量百分比)，％；b为非烃源岩ω_TOC的背景值，取0.2％～0.4％。当成熟度R_O＝0.38％～1.0％时，a为4.5～5.1，平均约为5，ΔlgR’_基线取2.4；当成熟度R_O＝1.0％～2.0％时，a约为2，ΔlgR’_基线取2.2。

Bodnar和Vityk(1994)烃类流体包裹体法古压力及古压力系数恢复及计算模型为：

P＝k·t+m

k＝a·ω+b·ω·T_h+c·ω·T_h ²

a＝18.28+1.4413·ω+0.0047241·ω²-0.0024213·ω³+0.00038064·ω⁴

b＝0.019041-1.5268×10^-2·ω+5.66012×10^-4·ω²-4.2329×10^-6·ω³-3.0354

×10^-8·ω⁴

c＝-1.5988×10^-4+3.6892×10^-5·ω-1.9473×10^-6·ω²+4.1674×10^-8·ω-3.3008

×10^-10·ω⁴

m＝P_c-k·T_h

P_f＝P/(ρ.g.h)

式中：P为包裹体捕获压力，MPa；t为共生盐水包裹体均一温度，℃；m为烃类包裹体等容线常数；ω为盐度，即NaCl的质量分数，％；P_c为烃类包裹体临界压力，MPa；T_h为烃类包裹体均一温度，℃；P_f为古压力系数，无量纲；ρ为地层水密度，g/cm³；g为重力加速度；h为古埋深。

(3)盖层条件及其控气作用评价

对于致密砂岩气而言，无论是早期提出的深盆气理论、盆地中心气理论，还是后来发展的连续型气藏理论和准连续型气藏理论，都鲜有将盖层条件作为对其形成与分布起到控制作用的因素，认为其保存可能主要与气水动态平衡和致密砂岩的自封闭作用有关。

与鄂尔多斯盆地其它地区一样，陇东地区上古生界发育山1段、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组等多套泥岩盖层。其中最重要的有两套，一套为山1气藏直接盖层，主要指山1段泥岩，在盒8段底部砂体不发育、山1段泥岩与盒8段泥岩连续分布的地区还包括盒8段泥岩。另一套为下石盒子组泥岩区域盖层。其中下石盒子组泥岩区域盖层累计厚度大，最薄的在45m左右，最厚达80m，且在垂向上连续分布，封盖能力强，其对研究区气藏的区域封盖作用毋庸置疑，本发明重点讨论山1段直接盖层对研究区气藏形成与分布的控制作用。

除了生烃增压驱动的天然气运移外，扩散运移也是鄂尔多斯盆地上古生界天然气进入山1段地层之后一种重要的运移方式。同时，天然气的扩散运移也意味着扩散散失，所以如果没有有效的封堵条件，天然气的扩散充注量和散失量就会大致相当，从而很难形成有效的天然气聚集。因此，山1段若要形成可观的天然气聚集，良好的直接封盖条件就显得尤为重要。陇东地区山1气藏泥岩直接盖层孔隙度为0.25％～4.56％，渗透率为0.0006～0.0216mD，在鄂尔多斯盆地北部，这套泥岩的突破压力最小也在2～6MPa。同时，该泥岩盖层具有扩散系数低的特点，扩散系数分布在1.01～9.62×10-8cm²/s之间，对于扩散散失天然气具有较好的封盖作用。另外，这套泥岩盖层局部还存在超压封盖。平面上，陇东地区山1气藏直接盖层泥岩累计厚度主要分布在18～55m，在局部地区纵向上泥岩连续分布，单层厚度较大，如QT3井泥岩单层厚度大于40m。定量统计分析表明这套泥岩累计厚度一般达到27m就对天然气具有较好的封盖作用。

如图5所示，从研究区目前的勘探成果来看，山1段工业气流井均分布在山1段直接盖层泥岩单层厚度较大，纵向上分布连续，累计厚度大于35m的区域，在山1段直接盖层小于35m区域，山1段产气量明显降低，局部甚至出现了产水现象。而研究区局部出现的产水现象主要还是由于气源较差，充注强度不高所致。在整体气源较差的背景下，盖层条件较差可能会使局部地区含气性更差，在储层条件较好时，存在自由水的区域产水现象更加突出。

反之，对于陇东地区盒8段气藏来说，山1段地层是其天然气运移的必经之路。盒8段若要成藏，山1段必须具有较好的输导性能，要求山1段泥岩相对不发育，单层厚度小，砂岩、泥岩呈互层发育，或者在厚层泥岩中发育大量裂缝，为天然气运移提供有效通道，否则天然气很难大量运移到盒8段地层中聚集成藏。从研究区目前的勘探成果来看，盒8段工业气流井均分布在山1段直接盖层小于35m的区域，在山1段盖层大于35m的区域，盒8产气量明显降低。

因此，山1段直接盖层不仅控制了研究区气藏在平面上形成与分布的区域，而且控制了气藏在垂向上形成与分布的层位，最终形成山1、盒8段气藏少有叠合分布的格局。

地层泥质含量及泥岩盖层测井解释模型：

式中：GR_max为纯泥岩处的测井GR值；GR_min为纯砂岩处的测井GR值；GCUR为地区经验参数，对第三纪地层为3.7，对老地层为2。V_SH为地层泥质含量，大于等于80％判定为优质盖层，并以单层2m起算计算总厚度。

S3、在步骤S1对致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，进行常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测，常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测的条件为：

天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，表现为气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显；气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭；

S4、结合步骤S2中对准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准和步骤S3中对常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准，最终得到致密砂岩气有利勘探区带地质的评价预测标准，具体为：

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界准连续型致密砂岩气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高，山1段泥岩盖层厚度大于35m的区域为山1气藏有利成藏区，山1段泥岩盖层厚度小于35m的区域则主要为盒8气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集，其中气源条件、山1段盖层条件相似时储层“甜点”控气，即储层质量越好天然气越富集；气源条件、山1段盖层条件均有利时，相对较差储层亦可成藏。值得注意的是，气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区，而是三者最佳配置相互补偿形成的综合效应最有利区。

在天然气成藏条件和富集规律评价的基础上，分别制定了陇东地区山1段、盒8段天然气有利富集区的评价标准。山1段天然气有利富集区预测的主要标准为生烃强度大于10×l08m³/km²，山1段直接盖层泥岩厚度大于35m，山1段储层厚度较大，孔渗相对较高。盒8段天然气有利富集区预测的主要标准为生烃强度大于10×l08m³/km²，山1段直接盖层泥岩厚度小于30m、且单层厚度小，盒8段储层厚度较大，孔渗相对较高。据此预测研究区山1段主要有2个天然气有利富集区，总预测面积为1490km²，盒8段主要有3个天然气有利富集区，总预测面积为3851km²。在预测的天然气富集区内，长庆油田第二年就钻获高产气井。

Claims (7)

1.一种致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、根据主成藏期储层特征、气、水分布关系及气藏特征、运移聚集特征对致密砂岩气藏地质进行识别，识别得到准连续型致密砂岩气藏和常规圈闭型致密砂岩气藏；

S2、在步骤S1对准连续型致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，根据储层评价、气源及注动力条件、盖层及保存条件进行准连续型致密砂岩气藏评价预测，得到准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准；

S3、在步骤S1对常规圈闭型致密砂岩气藏地质进行识别的基础上，进行常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测，得到常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准；

S4、结合步骤S2中对准连续型致密砂岩气藏的评价预测标准和步骤S3中对常规圈闭型致密砂岩气藏的评价预测标准，最终得到致密砂岩气有利勘探区带地质的评价预测标准。

2.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S1中，所述准连续型致密砂岩气藏的识别方法为：

储层孔隙度小于12％，空气渗透率小于1mD，孔喉半径小，表现为非达西渗流特征，气水分布复杂，无明显边、底水，也无显著气水倒置，源储邻近，广覆式分布，天然气运移聚集为非浮力驱动，气藏多具异常压力。

3.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S1中，所述常规圈闭型致密砂岩气藏的识别方法为：

储层特征为常规储层，物性较好，表现为达西渗流特征，气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显，气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭，在储层尚未致密或尚未完全致密时，天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，形成具有边、底水的构造或构造－地层或构造－岩性复合型油气藏，且成藏后，上述具有边、底水油气藏仍会保留。

4.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S2中，所述储层评价条件表现为：

气源条件、盖层条件达到成藏下限时，储层“甜点”控气，即储层质量越好天然气越富集，其下限指标为孔隙度平均3.0％，渗透率平均0.05mD，气源条件、盖层条件均优时，相对较差储层亦可成藏，储层孔隙度平均可低至1.17％，渗透率平均可低至0.014mD；

所述孔隙度的计算模型为：

式中：φ_den为密度孔隙度，ρ_ma为泥岩骨架密度，ρ_f为孔隙流体密度，ρ_b为取值点体密度；

所述渗透率计算模型为：

K＝d.e^c.φden

式中：K为渗透率，c、d为常数，φ_den为密度孔隙度。

5.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S2中，所述气源及注动力条件表现为：煤层厚度大于4m，生烃强度大于10×10⁸m³/km²区域，古压力系数1.3-1.4；

所述生烃强度的计算模型为：

G_gas＝H×ρ_rock×TOC×r×10^-3

式中：G_gas为烃源岩生烃强度，H为烃源岩厚度；ρ_rock为烃源岩密度，TOC为烃源岩有机碳含量，r为烃源岩的产气率；

所述古压力系数的计算模型为：

Pf＝P/(ρ.g.h)

式中：P_f为古压力系数，无量纲，P为包裹体捕获压力，ρ为地层水密度，g为重力加速度，h为古埋深。

6.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S2中，所述盖层及保存条件表现为：

直接盖层小于30-35m的区域，烃源岩体系内富集成藏，直接盖层大于35-40m的区域以及区域盖层大于50-80m区域，烃源岩体系外近源富集成藏。

7.根据权利要求1所述的致密砂岩气有利勘探区带地质评价与预测方法，其特征在于，步骤S3中，所述常规圈闭型致密砂岩气藏评价预测的条件为：

天然气可在浮力驱动下向构造高部位运移聚集，表现为气藏呈孤立不连续分布，边界明确，边、底水特征明显；气藏分布严格受圈闭控制，圈闭类型为常规的构造圈闭、岩性圈闭以及复合型圈闭。

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