阿姆河右岸區塊氣藏特征

費懷義徐剛王強陳仁金徐劍良

1.川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院 2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司勘探部

阿姆河右岸區塊氣藏特征

費懷義1徐剛2王強1陳仁金2徐劍良1

1.川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院 2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司勘探部

費懷義等.阿姆河右岸區塊氣藏特征.天然氣工業,2010,30(5):13-17.

土庫曼斯坦阿姆河右岸區塊是中國石油天然氣股份有限公司在海外最大的勘探開發區塊,也是中國—中亞管線的主要氣源地,分析該區氣藏特征,提出下一步勘探開發建議非常必要。氣藏儲層特征、構造圈閉分析表明,該區域是在相對穩定環境下的臺地相沉積,氣藏分布主要與臺地邊緣堤礁及上斜坡的點礁灘有關,堤礁氣藏的儲層物性遠優于點礁灘氣藏。根據生物礁及構造特征,將氣藏劃分為構造氣藏、構造—巖性氣藏及巖性氣藏等3類,氣藏由北西向南東方向氣水界面逐步加深,具有高含凝析水,氣、水層劃分不明顯,氣水過渡帶較寬的特征;B區大型氣藏多為邊水氣藏,而數量眾多的小型氣藏則多具底水特征。針對不同的氣藏類型,如果采取不同的部署,即采用區域探井大膽甩開以及點礁灘氣藏“一礁一藏”等原則,該區的天然氣勘探開發將有可能取得很好的效果。

土庫曼斯坦 阿姆河右岸 中亞管線 氣藏 堤礁 點礁灘 特征 氣水關系

阿姆河右岸地區是中亞天然氣重要氣源和中國—中亞天然氣管道源頭,位于土庫曼斯坦東部阿姆河與烏茲別克斯坦邊界之間的狹長區域[1]。區塊橫跨查爾朱階地、別什肯特凹陷和西南基薩爾斜坡等3個不同的二級構造單元,構造類型復雜多樣;不同區域沉積相帶的差異導致了本區儲層縱橫向變化大,氣藏類型和氣水關系也極為復雜。根據生物礁發育特征,可分為以堤礁為主,勘探開發程度較高的A區,以點礁(或點狀環礁)為主,勘探程度較低的B區。從下向上分別由侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系組成。其中,中下侏羅統濱海相碎屑巖為本區主力烴源巖,目的層為上侏羅統卡洛夫—牛津階碳酸鹽巖,上侏羅統提塘階巨厚鹽膏層為本區域性蓋層。

中國石油天然氣股份有限公司在取得該區勘探開發權后短短兩年多的時間里,地質認識大幅深化,勘探開發成效極其顯著,儲量、產量均大幅增加,在2009年底完鉆的26口井中,取得了地質成功率100%的佳績,該區氣藏特征也逐漸明朗。

1 氣藏地層及儲層特征

1.1 地層及沉積相特征

目的層上侏羅統卡洛夫—牛津階,從下向上分別為ⅩⅥ、ⅩⅤa2、Z、ⅩⅤa1、ⅩⅤhp、ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤac層。由于沉積相帶的差異,A區及其西段的ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤac層在A區以東相變為 Gap層。目的層巖性主要為石灰巖及礁(灘)灰巖,頂部有石膏(ⅩⅤac層)及泥巖(Gap層),其中ⅩⅥ及Z層主要為致密石灰巖。A區儲層主要分布于ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2層,地層厚度為330～420m;B區儲層主要分布于ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2層,地層厚度為180～220m。

沉積相研究結果表明,本區域是在一個相對穩定環境下的臺地沉積。由深到淺可分為臺緣前斜坡、臺地邊緣礁、開闊海臺地、局限海臺地等相帶(圖1)[2]。其中臺地邊緣礁相是堤礁發育區(A區),呈大面積環狀分布,是土庫曼斯坦主要氣田發育區;臺緣前斜坡相是阿姆河右岸主要的勘探領域,為點狀環礁或礁灘相分布區。各相帶的主要巖性特征見表1。

1.2 氣藏儲層特征

本區域儲層主要為與生物礁有關的礁灰巖及礁灘灰巖儲層,局部白云化;儲層普遍與溶蝕有關,儲集空間主要有孔、洞、縫3大類。其中孔隙以粒間(溶)孔、體腔孔為主,鑄模孔、粒內孔、晶間孔次之。溶洞較發育,以生物體腔溶洞為主,洞徑較大,孔隙性溶洞次之,洞徑相對較小,孔洞常相伴相生;堤礁儲層溶洞十分發育,多位于礁體核部,點礁(灘)儲層溶洞相對較少,洞徑也較小;溶洞發育層段達56個/m,以中—小洞為主;孔洞發育的巖心呈炭渣狀,A區主要發育于ⅩⅤm層內,B區在ⅩⅤhp層中。裂縫發育程度整體不佳,B區明顯優于A區,但各區差異較大,受力較強的揚古伊、桑迪克雷等區域裂縫發育,受力較弱的別列克特里及薩曼杰佩裂縫相對發育較差;其中A區主要分布于ⅩⅤp及ⅩⅤac層中,B區主要發育在ⅩⅤhp層中;以低角度縫為主,密度一般小于5條/m。

圖1 阿姆河右岸卡洛夫—牛津階沉積模式示意圖

表1 阿姆河右岸沉積相特征表

從巖心物性資料分析,堤礁相儲層明顯優于點礁相儲層。資料統計表明,A區儲層孔隙度最大為24.9%,最小0.2%,其中平均孔隙度10.3%,為中—高孔儲層;B區儲層孔隙度最大值為11.9%,最小值為1.0%,平均值為5.3%,為低孔儲層(圖2)。

滲透率:A區以孔洞性儲層為主,有較好的孔滲關系,滲透率也相對較高,最高為3155.3×10-3μm2,最低為0.01×10-3μm2,平均滲透率為6.87×10-3μm2,為中—高滲儲層;B區儲層孔隙相對較差,基質滲透率也明顯較低,加之裂縫相對發育,儲層孔滲關系較差(圖3),為低滲儲層;巖心滲透率最大值為470×10-3μm2,最小值為0.0001×10-3μm2,平均為0.071×10-3μm2。

圖2 A區、B區孔隙度、滲透率對比直方圖

儲層孔隙結構特征如表2所示。

根據巖樣的孔隙結構分析,A、B區儲層差異非常大 ,各參數相差1～2個數量級,A區儲層明顯優于B區儲層。在反映儲層連通好壞的參數中,A區排驅壓力最高為0.63MPa,平均排驅壓力僅0.13MPa,B區對應的排驅壓力分別高達23.24MPa及2.15MPa;中值壓力也具有類似特征,表明B區儲層滲透能力遠不如A區儲層。A區最大連通孔喉半徑平均為10.93μm,中值半徑平均為1.79μm,為大—中喉;B區最大連通孔喉半徑平均為1.06μm,中值半徑平均為0.12μm,為小—細喉。

圖3 A區、B區孔隙度—滲透率關系對比圖

表2 阿姆河右岸區塊孔隙結構分析(有效儲層段統計)表

從分選性分析,A區儲層孔喉分選好,最大/最小分選系數分別為3.94及2.92,平均3.50;而B區儲層孔喉分選差,最大/最小分選系數分別為0.96及0.01,平均0.12;A區儲層歪度系數平均0.42,為粗歪度,B區儲層歪度系數平均1.79,為細歪度。

A、B區儲層孔結構的巨大差異,造成了不同區塊儲集類型的差異。A區為孔洞型儲層,B區為裂縫—孔隙型儲層。B區如果沒有裂縫的搭配,難以獲得高產穩產氣井。

2 構造(圈閉)特征

阿姆河右岸不同區域受構造應力改造作用差異明顯,由東向西,受力強度逐步減弱。在工區東段基薩爾山前構造受力最強,目的層普遍出露地表,中東部構造多與大量逆斷層及區域走滑斷層伴生,構造幅度可達400m左右,為斷壘構造;中部區塊除區域斷層外,斷層明顯減少,構造相對完整,構造幅度明顯降低,一般為200～100m;構造規模大小相差懸殊,大型穹隆狀構造與低幅度構造共生,但規模較小的構造圈閉占大多數;西部地區構造相對平緩,大型構造較少,構造幅度更低(圖4)。

圖4 三維區塊構造及儲層疊合圖

中部區域是阿姆河右岸的主要探區,也是點礁(灘)發育區;生物礁(灘)的快速沉積使礁灘發育區普遍比鄰區厚度大,表現為構造高的特點;加之構造幅度較低,形成了本區域特有的生物礁(灘)與構造相互疊置的構造—巖性圈閉,平面上多呈不規則的條帶狀及斑塊狀分布特征(圖4)。此類圈閉與其說是構造圈閉,不如說是生物礁生長條帶。這一特征同時也為生物礁圈閉的預測提供了依據。

3 氣藏特征

本區氣藏特征與生物礁類型有關,堤礁發育區儲層分布面積大,氣藏具有正常的壓力及溫度系統,流體中普遍含有較高的 H2S及CO2,凝析油含量相對較低;而點礁灘發育區內,普遍具有正常溫度系統及高壓特征,壓力系數1.6～1.88,H2S及CO2含量相對較低,凝析油含量相對較高,一般為30～50g/cm3;高壓系統的形成主要與圈閉容積相對較小、構造受力較強及保存條件好有關。

3.1 氣藏類型劃分

如上所述,阿姆河右岸地區的氣藏受構造、生物礁的雙重控制,按不同的控制因素 可將區內氣藏劃分為構造氣藏、構造—巖性氣藏及巖性氣藏3類(表3)。

表3 阿姆河右岸地區氣藏分類表

3.2 氣藏特征

除表3氣藏的基本特征外,本區域氣藏還具有以下獨有的特征:

3.2.1 氣水關系復雜,但具有較強的規律性

由于圈閉多與生物礁有關,在同一構造上可能具有多個圈閉,每個圈閉內具有相同的氣水界面,而不同圈閉有不同的氣水界面,氣水界面具有由西向東、由南向北逐漸減低的趨勢(圖5),這不僅在區域上特征明顯,在同一構造上也具有非常相似的特征,最典型為麥杰讓氣藏。

3.2.2 氣藏普遍具有高含凝析水的特征

該特征反映在測試中就是不論氣柱高低,測試普遍產水(凝析水),并且具有氣產量越高,水產量越大的特點。造成這種現象的原因,一是氣藏較新,成熟度較低,“濕氣”較大;二是氣藏構造幅度較低,氣水分異不充分。

3.2.3 氣藏氣水過渡帶較寬

正是由于氣藏具有高含凝析水的特征,使氣藏中氣層、氣水過渡層及水層分界不明顯,氣水過渡帶較寬。在測井成果圖上表現為不論是氣層、氣水過渡層還是水層,電阻率相差不大,且由上向下均勻降低(圖5),無突變特征存在。而氣水過渡帶較寬除了上述因素外,下部儲層明顯變差也是重要的原因之一。

3.2.4 B區大型氣藏多為邊水氣藏

由于區域性致密層(ⅩⅥ層)的存在,B區氣藏實際為層狀氣藏;雖然氣水過渡較寬,部分井在儲層底部測試氣水同產,個別井甚至水產量較大,但無法劃出純水層,氣藏為邊水氣藏。該類氣藏即使有純水體存在,水體能量也相當有限(無儲水空間),有利于后期的高效開發。絕大多數小型氣藏則以底水氣藏為主。

圖5 氣水分布示意圖注:1in=25.4mm,1ft=0.3048m

4 下一步勘探開發建議

基于以上對阿姆河右岸氣藏特征的認識,井位部署中應遵循以下原則:

4.1 不同的氣藏類型采用不同的部署原則

對構造型氣藏的勘探,可采用高部位預探,低部位探明,高部位油氣富集區部署少量開發井達到稀井高產的目的;對構造—巖性氣藏,特別是規模有限的一礁一藏[4],應采用少井頂部開發原則;對分布范圍較小,且難以預測的巖性氣藏,原則上適用于兼探的原則。

4.2 一礁一藏的原則

由于大型堤礁及大型構造氣藏本區域極少,為數不多的該類氣藏多被早期發現,阿姆河右岸的勘探對象主要是B區中部規模不大、數量多,與生物礁灘有關的構造—巖性氣藏,該類氣藏雖有一定的構造背景,但更多地受巖性控制。多呈條帶狀及不規則塊狀,構造上顯示為沿構造的軸線方向分布。它既不同于大范圍分布的堤礁,也有別于孤立的點礁。對此類氣藏的勘探,關鍵是礁體的識別,在落實礁體的基礎上,參考區域氣水界面的分布,優選井位;否則,極易導致地質失誤,這是土庫曼斯坦地質成功率僅1/3的根本原因。

4.3 大膽甩開的原則

本區域目的層埋深在霍賈姆巴茲以西,具有由西北向南東方向逐步變深的趨勢,以東地區則由于新構造運動使目的層逐步抬升,直至出露地表 。而氣水界面隨地層埋深有逐步加深的趨勢,這一規律為東部深埋藏區大幅度地甩開勘探提供了依據。

4.4 正確認識高凝析水氣藏

正確認識高凝析水氣藏十分重要,它不僅反映天然氣成熟度低,更重要的是提示該類氣藏氣柱高度小,氣水分異不充分這一客觀事實,也間接說明本區域氣藏規模可能普遍偏小;這種一礁一藏的特征,不僅鉆探工作量大,而且十分不利于后期的大規模開發及氣藏的長期穩產高產;同時,大量凝析水的存在,也對天然氣凈化及環境保護產生不利的影響。

[1]童曉光,關增淼.世界石油勘探開發圖集:非洲地區分冊[M].北京:石油工業出版社,2002.

[2]華東石油學院巖礦教研室.沉積巖石學[M].北京:石油工業出版社,1982.

[3]饒雷.川東北鐵山坡構造飛仙關組氣藏特征[J].天然氣工業,2007,27(5):32-35.

[4]李明,侯連華.巖性地層油氣藏地球物理勘探技術與應用[M].北京:石油工業出版社,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 編輯 羅冬梅)

費懷義,1963年生,高級工程師;1984年畢業于原西南石油學院地質勘探專業,長期從事石油地質研究工作。地址: (610051)四川省成都市建設北路一段83號地研院。E-mail:scyjb8888@vip.163.com

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