阿姆河右岸区块气藏特征

费怀义徐刚王强陈仁金徐剑良

1.川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司勘探部

阿姆河右岸区块气藏特征

费怀义1徐刚2王强1陈仁金2徐剑良1

1.川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司勘探部

费怀义等.阿姆河右岸区块气藏特征.天然气工业,2010,30(5):13-17.

土库曼斯坦阿姆河右岸区块是中国石油天然气股份有限公司在海外最大的勘探开发区块,也是中国—中亚管线的主要气源地,分析该区气藏特征,提出下一步勘探开发建议非常必要。气藏储层特征、构造圈闭分析表明,该区域是在相对稳定环境下的台地相沉积,气藏分布主要与台地边缘堤礁及上斜坡的点礁滩有关,堤礁气藏的储层物性远优于点礁滩气藏。根据生物礁及构造特征,将气藏划分为构造气藏、构造—岩性气藏及岩性气藏等3类,气藏由北西向南东方向气水界面逐步加深,具有高含凝析水,气、水层划分不明显,气水过渡带较宽的特征;B区大型气藏多为边水气藏,而数量众多的小型气藏则多具底水特征。针对不同的气藏类型,如果采取不同的部署,即采用区域探井大胆甩开以及点礁滩气藏“一礁一藏”等原则,该区的天然气勘探开发将有可能取得很好的效果。

土库曼斯坦 阿姆河右岸 中亚管线 气藏 堤礁 点礁滩 特征 气水关系

阿姆河右岸地区是中亚天然气重要气源和中国—中亚天然气管道源头,位于土库曼斯坦东部阿姆河与乌兹别克斯坦边界之间的狭长区域[1]。区块横跨查尔朱阶地、别什肯特凹陷和西南基萨尔斜坡等3个不同的二级构造单元,构造类型复杂多样;不同区域沉积相带的差异导致了本区储层纵横向变化大,气藏类型和气水关系也极为复杂。根据生物礁发育特征,可分为以堤礁为主,勘探开发程度较高的A区,以点礁(或点状环礁)为主,勘探程度较低的B区。从下向上分别由侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系组成。其中,中下侏罗统滨海相碎屑岩为本区主力烃源岩,目的层为上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩,上侏罗统提塘阶巨厚盐膏层为本区域性盖层。

中国石油天然气股份有限公司在取得该区勘探开发权后短短两年多的时间里,地质认识大幅深化,勘探开发成效极其显著,储量、产量均大幅增加,在2009年底完钻的26口井中,取得了地质成功率100%的佳绩,该区气藏特征也逐渐明朗。

1 气藏地层及储层特征

1.1 地层及沉积相特征

目的层上侏罗统卡洛夫—牛津阶,从下向上分别为ⅩⅥ、ⅩⅤa2、Z、ⅩⅤa1、ⅩⅤhp、ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤac层。由于沉积相带的差异,A区及其西段的ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤac层在A区以东相变为 Gap层。目的层岩性主要为石灰岩及礁(滩)灰岩,顶部有石膏(ⅩⅤac层)及泥岩(Gap层),其中ⅩⅥ及Z层主要为致密石灰岩。A区储层主要分布于ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2层,地层厚度为330～420m;B区储层主要分布于ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2层,地层厚度为180～220m。

沉积相研究结果表明,本区域是在一个相对稳定环境下的台地沉积。由深到浅可分为台缘前斜坡、台地边缘礁、开阔海台地、局限海台地等相带(图1)[2]。其中台地边缘礁相是堤礁发育区(A区),呈大面积环状分布,是土库曼斯坦主要气田发育区;台缘前斜坡相是阿姆河右岸主要的勘探领域,为点状环礁或礁滩相分布区。各相带的主要岩性特征见表1。

1.2 气藏储层特征

本区域储层主要为与生物礁有关的礁灰岩及礁滩灰岩储层,局部白云化;储层普遍与溶蚀有关,储集空间主要有孔、洞、缝3大类。其中孔隙以粒间(溶)孔、体腔孔为主,铸模孔、粒内孔、晶间孔次之。溶洞较发育,以生物体腔溶洞为主,洞径较大,孔隙性溶洞次之,洞径相对较小,孔洞常相伴相生;堤礁储层溶洞十分发育,多位于礁体核部,点礁(滩)储层溶洞相对较少,洞径也较小;溶洞发育层段达56个/m,以中—小洞为主;孔洞发育的岩心呈炭渣状,A区主要发育于ⅩⅤm层内,B区在ⅩⅤhp层中。裂缝发育程度整体不佳,B区明显优于A区,但各区差异较大,受力较强的扬古伊、桑迪克雷等区域裂缝发育,受力较弱的别列克特里及萨曼杰佩裂缝相对发育较差;其中A区主要分布于ⅩⅤp及ⅩⅤac层中,B区主要发育在ⅩⅤhp层中;以低角度缝为主,密度一般小于5条/m。

图1 阿姆河右岸卡洛夫—牛津阶沉积模式示意图

表1 阿姆河右岸沉积相特征表

从岩心物性资料分析,堤礁相储层明显优于点礁相储层。资料统计表明,A区储层孔隙度最大为24.9%,最小0.2%,其中平均孔隙度10.3%,为中—高孔储层;B区储层孔隙度最大值为11.9%,最小值为1.0%,平均值为5.3%,为低孔储层(图2)。

渗透率:A区以孔洞性储层为主,有较好的孔渗关系,渗透率也相对较高,最高为3155.3×10-3μm2,最低为0.01×10-3μm2,平均渗透率为6.87×10-3μm2,为中—高渗储层;B区储层孔隙相对较差,基质渗透率也明显较低,加之裂缝相对发育,储层孔渗关系较差(图3),为低渗储层;岩心渗透率最大值为470×10-3μm2,最小值为0.0001×10-3μm2,平均为0.071×10-3μm2。

图2 A区、B区孔隙度、渗透率对比直方图

储层孔隙结构特征如表2所示。

根据岩样的孔隙结构分析,A、B区储层差异非常大 ,各参数相差1～2个数量级,A区储层明显优于B区储层。在反映储层连通好坏的参数中,A区排驱压力最高为0.63MPa,平均排驱压力仅0.13MPa,B区对应的排驱压力分别高达23.24MPa及2.15MPa;中值压力也具有类似特征,表明B区储层渗透能力远不如A区储层。A区最大连通孔喉半径平均为10.93μm,中值半径平均为1.79μm,为大—中喉;B区最大连通孔喉半径平均为1.06μm,中值半径平均为0.12μm,为小—细喉。

图3 A区、B区孔隙度—渗透率关系对比图

表2 阿姆河右岸区块孔隙结构分析(有效储层段统计)表

从分选性分析,A区储层孔喉分选好,最大/最小分选系数分别为3.94及2.92,平均3.50;而B区储层孔喉分选差,最大/最小分选系数分别为0.96及0.01,平均0.12;A区储层歪度系数平均0.42,为粗歪度,B区储层歪度系数平均1.79,为细歪度。

A、B区储层孔结构的巨大差异,造成了不同区块储集类型的差异。A区为孔洞型储层,B区为裂缝—孔隙型储层。B区如果没有裂缝的搭配,难以获得高产稳产气井。

2 构造(圈闭)特征

阿姆河右岸不同区域受构造应力改造作用差异明显,由东向西,受力强度逐步减弱。在工区东段基萨尔山前构造受力最强,目的层普遍出露地表,中东部构造多与大量逆断层及区域走滑断层伴生,构造幅度可达400m左右,为断垒构造;中部区块除区域断层外,断层明显减少,构造相对完整,构造幅度明显降低,一般为200～100m;构造规模大小相差悬殊,大型穹隆状构造与低幅度构造共生,但规模较小的构造圈闭占大多数;西部地区构造相对平缓,大型构造较少,构造幅度更低(图4)。

图4 三维区块构造及储层叠合图

中部区域是阿姆河右岸的主要探区,也是点礁(滩)发育区;生物礁(滩)的快速沉积使礁滩发育区普遍比邻区厚度大,表现为构造高的特点;加之构造幅度较低,形成了本区域特有的生物礁(滩)与构造相互叠置的构造—岩性圈闭,平面上多呈不规则的条带状及斑块状分布特征(图4)。此类圈闭与其说是构造圈闭,不如说是生物礁生长条带。这一特征同时也为生物礁圈闭的预测提供了依据。

3 气藏特征

本区气藏特征与生物礁类型有关,堤礁发育区储层分布面积大,气藏具有正常的压力及温度系统,流体中普遍含有较高的 H2S及CO2,凝析油含量相对较低;而点礁滩发育区内,普遍具有正常温度系统及高压特征,压力系数1.6～1.88,H2S及CO2含量相对较低,凝析油含量相对较高,一般为30～50g/cm3;高压系统的形成主要与圈闭容积相对较小、构造受力较强及保存条件好有关。

3.1 气藏类型划分

如上所述,阿姆河右岸地区的气藏受构造、生物礁的双重控制,按不同的控制因素 可将区内气藏划分为构造气藏、构造—岩性气藏及岩性气藏3类(表3)。

表3 阿姆河右岸地区气藏分类表

3.2 气藏特征

除表3气藏的基本特征外,本区域气藏还具有以下独有的特征:

3.2.1 气水关系复杂,但具有较强的规律性

由于圈闭多与生物礁有关,在同一构造上可能具有多个圈闭,每个圈闭内具有相同的气水界面,而不同圈闭有不同的气水界面,气水界面具有由西向东、由南向北逐渐减低的趋势(图5),这不仅在区域上特征明显,在同一构造上也具有非常相似的特征,最典型为麦杰让气藏。

3.2.2 气藏普遍具有高含凝析水的特征

该特征反映在测试中就是不论气柱高低,测试普遍产水(凝析水),并且具有气产量越高,水产量越大的特点。造成这种现象的原因,一是气藏较新,成熟度较低,“湿气”较大;二是气藏构造幅度较低,气水分异不充分。

3.2.3 气藏气水过渡带较宽

正是由于气藏具有高含凝析水的特征,使气藏中气层、气水过渡层及水层分界不明显,气水过渡带较宽。在测井成果图上表现为不论是气层、气水过渡层还是水层,电阻率相差不大,且由上向下均匀降低(图5),无突变特征存在。而气水过渡带较宽除了上述因素外,下部储层明显变差也是重要的原因之一。

3.2.4 B区大型气藏多为边水气藏

由于区域性致密层(ⅩⅥ层)的存在,B区气藏实际为层状气藏;虽然气水过渡较宽,部分井在储层底部测试气水同产,个别井甚至水产量较大,但无法划出纯水层,气藏为边水气藏。该类气藏即使有纯水体存在,水体能量也相当有限(无储水空间),有利于后期的高效开发。绝大多数小型气藏则以底水气藏为主。

图5 气水分布示意图注:1in=25.4mm,1ft=0.3048m

4 下一步勘探开发建议

基于以上对阿姆河右岸气藏特征的认识,井位部署中应遵循以下原则:

4.1 不同的气藏类型采用不同的部署原则

对构造型气藏的勘探,可采用高部位预探,低部位探明,高部位油气富集区部署少量开发井达到稀井高产的目的;对构造—岩性气藏,特别是规模有限的一礁一藏[4],应采用少井顶部开发原则;对分布范围较小,且难以预测的岩性气藏,原则上适用于兼探的原则。

4.2 一礁一藏的原则

由于大型堤礁及大型构造气藏本区域极少,为数不多的该类气藏多被早期发现,阿姆河右岸的勘探对象主要是B区中部规模不大、数量多,与生物礁滩有关的构造—岩性气藏,该类气藏虽有一定的构造背景,但更多地受岩性控制。多呈条带状及不规则块状,构造上显示为沿构造的轴线方向分布。它既不同于大范围分布的堤礁,也有别于孤立的点礁。对此类气藏的勘探,关键是礁体的识别,在落实礁体的基础上,参考区域气水界面的分布,优选井位;否则,极易导致地质失误,这是土库曼斯坦地质成功率仅1/3的根本原因。

4.3 大胆甩开的原则

本区域目的层埋深在霍贾姆巴兹以西,具有由西北向南东方向逐步变深的趋势,以东地区则由于新构造运动使目的层逐步抬升,直至出露地表 。而气水界面随地层埋深有逐步加深的趋势,这一规律为东部深埋藏区大幅度地甩开勘探提供了依据。

4.4 正确认识高凝析水气藏

正确认识高凝析水气藏十分重要,它不仅反映天然气成熟度低,更重要的是提示该类气藏气柱高度小,气水分异不充分这一客观事实,也间接说明本区域气藏规模可能普遍偏小;这种一礁一藏的特征,不仅钻探工作量大,而且十分不利于后期的大规模开发及气藏的长期稳产高产;同时,大量凝析水的存在,也对天然气净化及环境保护产生不利的影响。

[1]童晓光,关增淼.世界石油勘探开发图集:非洲地区分册[M].北京:石油工业出版社,2002.

[2]华东石油学院岩矿教研室.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社,1982.

[3]饶雷.川东北铁山坡构造飞仙关组气藏特征[J].天然气工业,2007,27(5):32-35.

[4]李明,侯连华.岩性地层油气藏地球物理勘探技术与应用[M].北京:石油工业出版社,2005.

[5]Ministry of Oil and Gas,State Corporation Turkmen Geology State Corporation Turkmengas,etc.Right Bank of the Amu Darya-Joint technical study of geological and geophysical information.[R].Turkmenistan:[s.n.],1998.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.003

Fei Huaiyi,senior engineer,was born in1963.He graduated from Southwest Petroleum University.He has long been engaged in research of petroleum geology.

Add:No.83,Sec.1,North Jianshe Rd.,Chengdu,Sichuan600051,P.R.China

E-mail:scyjb8888@vip.163.com

Characteristics of gas reservoirs in the Amu Darya Right Bank Block,Turkmenistan

Fei Huaiyi1,Xu Gang2,Wang Qiang1,Chen Renjin2,Xu Jianliang1
(1.Geologic Ex ploration &Development Research Institute,Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td., CN PC,Chengdu,Sichuan610051,China;2.Ex ploration Department,CN PC(Turkmenistan)A mu Darya River Gas Company,Beijing100101,China)

The Amu Darya Right Bank Block,the largest overseas exploration and development asset of PetroChina,becomes the major gas source for the Middle Asia Gas Pipeline.So it is necessary to analyze the characteristics of gas reservoirs in this block and present proposals on future exploration and development.Analyses of gas reservoir features and structural traps show that the sedimentary faces are relatively stable platforms where barrier reefs on the platform margin and patch reef flats on the upper ramp control the features and distribution of gas reservoirs.And the barrier reef reservoirs are better than the patch reef flat reservoirs.Three types of gas reservoirs,including structural,structural-lithologic and lithologic reservoirs,are identified according to the bioherm and structural features.The gas-water contact gets progressively deeper from northwest to southwest.The gas reservoirs are characterized by a high content of condensate water,great difficulty in differentiating gas and water layers,as well as a relatively large width of gas-water transition zone.Besides,most of the large gas reservoirs in the Block B have edge water,while the numerous small gas reservoirs have bottom water.Good results will be obtained if appropriate exploration strategies are applied for different types of gas reservoirs.

Turkmenistan,Amu Darya Right Bank,Middle Asia pipeline,gas reservoir,barrier reef,patch reef flat,feature,gaswater contact

book=13,ebook=564

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.003

2010-03-22 编辑 罗冬梅)

费怀义,1963年生,高级工程师;1984年毕业于原西南石油学院地质勘探专业,长期从事石油地质研究工作。地址: (610051)四川省成都市建设北路一段83号地研院。E-mail:scyjb8888@vip.163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.13-17,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)