費(fèi)懷義徐剛王強(qiáng)陳仁金徐劍良

1.川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)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(qū)塊氣藏特征

費(fèi)懷義1徐剛2王強(qiáng)1陳仁金2徐劍良1

1.川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)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(fèi)懷義等.阿姆河右岸區(qū)塊氣藏特征.天然氣工業(yè),2010,30(5):13-17.

土庫曼斯坦阿姆河右岸區(qū)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(fā)區(qū)塊,也是中國—中亞管線的主要?dú)庠吹?分析該區(qū)氣藏特征,提出下一步勘探開發(fā)建議非常必要。氣藏儲(chǔ)層特征、構(gòu)造圈閉分析表明,該區(qū)域是在相對(duì)穩(wěn)定環(huán)境下的臺(tái)地相沉積,氣藏分布主要與臺(tái)地邊緣堤礁及上斜坡的點(diǎn)礁灘有關(guān),堤礁氣藏的儲(chǔ)層物性遠(yuǎn)優(yōu)于點(diǎn)礁灘氣藏。根據(jù)生物礁及構(gòu)造特征,將氣藏劃分為構(gòu)造氣藏、構(gòu)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(qū)大型氣藏多為邊水氣藏,而數(shù)量眾多的小型氣藏則多具底水特征。針對(duì)不同的氣藏類型,如果采取不同的部署,即采用區(qū)域探井大膽甩開以及點(diǎn)礁灘氣藏“一礁一藏”等原則,該區(qū)的天然氣勘探開發(fā)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(diǎn)礁灘 特征 氣水關(guān)系

阿姆河右岸地區(qū)是中亞天然氣重要?dú)庠春椭袊衼喬烊粴夤艿涝搭^,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(qū)域[1]。區(qū)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(gè)不同的二級(jí)構(gòu)造單元,構(gòu)造類型復(fù)雜多樣;不同區(qū)域沉積相帶的差異導(dǎo)致了本區(qū)儲(chǔ)層縱橫向變化大,氣藏類型和氣水關(guān)系也極為復(fù)雜。根據(jù)生物礁發(fā)育特征,可分為以堤礁為主,勘探開發(fā)程度較高的A區(qū),以點(diǎn)礁(或點(diǎn)狀環(huán)礁)為主,勘探程度較低的B區(qū)。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(tǒng)濱海相碎屑巖為本區(qū)主力烴源巖,目的層為上侏羅統(tǒng)卡洛夫—牛津階碳酸鹽巖,上侏羅統(tǒng)提塘階巨厚鹽膏層為本區(qū)域性蓋層。

中國石油天然氣股份有限公司在取得該區(qū)勘探開發(fā)權(quán)后短短兩年多的時(shí)間里,地質(zhì)認(rèn)識(shí)大幅深化,勘探開發(fā)成效極其顯著,儲(chǔ)量、產(chǎn)量均大幅增加,在2009年底完鉆的26口井中,取得了地質(zhì)成功率100%的佳績,該區(qū)氣藏特征也逐漸明朗。

1 氣藏地層及儲(chǔ)層特征

1.1 地層及沉積相特征

目的層上侏羅統(tǒng)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(qū)及其西段的ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤac層在A區(qū)以東相變?yōu)?Gap層。目的層巖性主要為石灰?guī)r及礁(灘)灰?guī)r,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?guī)r。A區(qū)儲(chǔ)層主要分布于ⅩⅤm、ⅩⅤp、ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2層,地層厚度為330～420m;B區(qū)儲(chǔ)層主要分布于ⅩⅤhp、ⅩⅤa1和ⅩⅤa2層,地層厚度為180～220m。

沉積相研究結(jié)果表明,本區(qū)域是在一個(gè)相對(duì)穩(wěn)定環(huán)境下的臺(tái)地沉積。由深到淺可分為臺(tái)緣前斜坡、臺(tái)地邊緣礁、開闊海臺(tái)地、局限海臺(tái)地等相帶(圖1)[2]。其中臺(tái)地邊緣礁相是堤礁發(fā)育區(qū)(A區(qū)),呈大面積環(huán)狀分布,是土庫曼斯坦主要?dú)馓锇l(fā)育區(qū);臺(tái)緣前斜坡相是阿姆河右岸主要的勘探領(lǐng)域,為點(diǎn)狀環(huán)礁或礁灘相分布區(qū)。各相帶的主要巖性特征見表1。

1.2 氣藏儲(chǔ)層特征

本區(qū)域儲(chǔ)層主要為與生物礁有關(guān)的礁灰?guī)r及礁灘灰?guī)r儲(chǔ)層,局部白云化;儲(chǔ)層普遍與溶蝕有關(guān),儲(chǔ)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(nèi)孔、晶間孔次之。溶洞較發(fā)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(duì)較小,孔洞常相伴相生;堤礁儲(chǔ)層溶洞十分發(fā)育,多位于礁體核部,點(diǎn)礁(灘)儲(chǔ)層溶洞相對(duì)較少,洞徑也較小;溶洞發(fā)育層段達(dá)56個(gè)/m,以中—小洞為主;孔洞發(fā)育的巖心呈炭渣狀,A區(qū)主要發(fā)育于ⅩⅤm層內(nèi),B區(qū)在ⅩⅤhp層中。裂縫發(fā)育程度整體不佳,B區(qū)明顯優(yōu)于A區(qū),但各區(qū)差異較大,受力較強(qiáng)的揚(yáng)古伊、桑迪克雷等區(qū)域裂縫發(fā)育,受力較弱的別列克特里及薩曼杰佩裂縫相對(duì)發(fā)育較差;其中A區(qū)主要分布于ⅩⅤp及ⅩⅤac層中,B區(qū)主要發(fā)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(chǔ)層明顯優(yōu)于點(diǎn)礁相儲(chǔ)層。資料統(tǒng)計(jì)表明,A區(qū)儲(chǔ)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(chǔ)層;B區(qū)儲(chǔ)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(chǔ)層(圖2)。

滲透率:A區(qū)以孔洞性儲(chǔ)層為主,有較好的孔滲關(guān)系,滲透率也相對(duì)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(chǔ)層;B區(qū)儲(chǔ)層孔隙相對(duì)較差,基質(zhì)滲透率也明顯較低,加之裂縫相對(duì)發(fā)育,儲(chǔ)層孔滲關(guān)系較差(圖3),為低滲儲(chǔ)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(qū)、B區(qū)孔隙度、滲透率對(duì)比直方圖

儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征如表2所示。

根據(jù)巖樣的孔隙結(jié)構(gòu)分析,A、B區(qū)儲(chǔ)層差異非常大 ,各參數(shù)相差1～2個(gè)數(shù)量級(jí),A區(qū)儲(chǔ)層明顯優(yōu)于B區(qū)儲(chǔ)層。在反映儲(chǔ)層連通好壞的參數(shù)中,A區(qū)排驅(qū)壓力最高為0.63MPa,平均排驅(qū)壓力僅0.13MPa,B區(qū)對(duì)應(yīng)的排驅(qū)壓力分別高達(dá)23.24MPa及2.15MPa;中值壓力也具有類似特征,表明B區(qū)儲(chǔ)層滲透能力遠(yuǎn)不如A區(qū)儲(chǔ)層。A區(qū)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(qū)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(xì)喉。

圖3 A區(qū)、B區(qū)孔隙度—滲透率關(guān)系對(duì)比圖

表2 阿姆河右岸區(qū)塊孔隙結(jié)構(gòu)分析(有效儲(chǔ)層段統(tǒng)計(jì))表

從分選性分析,A區(qū)儲(chǔ)層孔喉分選好,最大/最小分選系數(shù)分別為3.94及2.92,平均3.50;而B區(qū)儲(chǔ)層孔喉分選差,最大/最小分選系數(shù)分別為0.96及0.01,平均0.12;A區(qū)儲(chǔ)層歪度系數(shù)平均0.42,為粗歪度,B區(qū)儲(chǔ)層歪度系數(shù)平均1.79,為細(xì)歪度。

A、B區(qū)儲(chǔ)層孔結(jié)構(gòu)的巨大差異,造成了不同區(qū)塊儲(chǔ)集類型的差異。A區(qū)為孔洞型儲(chǔ)層,B區(qū)為裂縫—孔隙型儲(chǔ)層。B區(qū)如果沒有裂縫的搭配,難以獲得高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)氣井。

2 構(gòu)造(圈閉)特征

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

圖4 三維區(qū)塊構(gòu)造及儲(chǔ)層疊合圖

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

3 氣藏特征

本區(qū)氣藏特征與生物礁類型有關(guān),堤礁發(fā)育區(qū)儲(chǔ)層分布面積大,氣藏具有正常的壓力及溫度系統(tǒng),流體中普遍含有較高的 H2S及CO2,凝析油含量相對(duì)較低;而點(diǎn)礁灘發(fā)育區(qū)內(nèi),普遍具有正常溫度系統(tǒng)及高壓特征,壓力系數(shù)1.6～1.88,H2S及CO2含量相對(duì)較低,凝析油含量相對(duì)較高,一般為30～50g/cm3;高壓系統(tǒng)的形成主要與圈閉容積相對(duì)較小、構(gòu)造受力較強(qiáng)及保存條件好有關(guān)。

3.1 氣藏類型劃分

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

表3 阿姆河右岸地區(qū)氣藏分類表

3.2 氣藏特征

除表3氣藏的基本特征外,本區(qū)域氣藏還具有以下獨(dú)有的特征:

3.2.1 氣水關(guān)系復(fù)雜,但具有較強(qiáng)的規(guī)律性

由于圈閉多與生物礁有關(guān),在同一構(gòu)造上可能具有多個(gè)圈閉,每個(gè)圈閉內(nèi)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(qū)域上特征明顯,在同一構(gòu)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(chǎn)水(凝析水),并且具有氣產(chǎn)量越高,水產(chǎn)量越大的特點(diǎn)。造成這種現(xiàn)象的原因,一是氣藏較新,成熟度較低,“濕氣”較大;二是氣藏構(gòu)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(xiàn)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(chǔ)層明顯變差也是重要的原因之一。

3.2.4 B區(qū)大型氣藏多為邊水氣藏

由于區(qū)域性致密層(ⅩⅥ層)的存在,B區(qū)氣藏實(shí)際為層狀氣藏;雖然氣水過渡較寬,部分井在儲(chǔ)層底部測試氣水同產(chǎn),個(gè)別井甚至水產(chǎn)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(dāng)有限(無儲(chǔ)水空間),有利于后期的高效開發(fā)。絕大多數(shù)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(fā)建議

基于以上對(duì)阿姆河右岸氣藏特征的認(rèn)識(shí),井位部署中應(yīng)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(duì)構(gòu)造型氣藏的勘探,可采用高部位預(yù)探,低部位探明,高部位油氣富集區(qū)部署少量開發(fā)井達(dá)到稀井高產(chǎn)的目的;對(duì)構(gòu)造—巖性氣藏,特別是規(guī)模有限的一礁一藏[4],應(yīng)采用少井頂部開發(fā)原則;對(duì)分布范圍較小,且難以預(yù)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(gòu)造氣藏本區(qū)域極少,為數(shù)不多的該類氣藏多被早期發(fā)現(xiàn),阿姆河右岸的勘探對(duì)象主要是B區(qū)中部規(guī)模不大、數(shù)量多,與生物礁灘有關(guān)的構(gòu)造—巖性氣藏,該類氣藏雖有一定的構(gòu)造背景,但更多地受巖性控制。多呈條帶狀及不規(guī)則塊狀,構(gòu)造上顯示為沿構(gòu)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(diǎn)礁。對(duì)此類氣藏的勘探,關(guān)鍵是礁體的識(shí)別,在落實(shí)礁體的基礎(chǔ)上,參考區(qū)域氣水界面的分布,優(yōu)選井位;否則,極易導(dǎo)致地質(zhì)失誤,這是土庫曼斯坦地質(zhì)成功率僅1/3的根本原因。

4.3 大膽甩開的原則

本區(qū)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(qū)則由于新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)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(guī)律為東部深埋藏區(qū)大幅度地甩開勘探提供了依據(jù)。

4.4 正確認(rèn)識(shí)高凝析水氣藏

正確認(rèn)識(shí)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(shí),也間接說明本區(qū)域氣藏規(guī)?？赡芷毡槠?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(guī)模開發(fā)及氣藏的長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn);同時(shí),大量凝析水的存在,也對(duì)天然氣凈化及環(huán)境保護(hù)產(chǎn)生不利的影響。

[1]童曉光,關(guān)增淼.世界石油勘探開發(fā)圖集:非洲地區(qū)分冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

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

[3]饒雷.川東北鐵山坡構(gòu)造飛仙關(guān)組氣藏特征[J].天然氣工業(yè),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(shù)與應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)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(fèi)懷義,1963年生,高級(jí)工程師;1984年畢業(yè)于原西南石油學(xué)院地質(zhì)勘探專業(yè),長期從事石油地質(zhì)研究工作。地址: (610051)四川省成都市建設(shè)北路一段83號(hào)地研院。E-mail:scyjb8888@vip.163.com

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