【摘要】：作為非常規(guī)油氣資源的重要組成部分,沉積盆地深層致密砂巖氣蘊(yùn)含巨大資源潛力,是未來(lái)油氣勘探的重要領(lǐng)域。近年來(lái)的勘探實(shí)踐表明,中國(guó)典型致密砂巖氣藏發(fā)育的構(gòu)造背景相對(duì)復(fù)雜,特別是多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的斷裂對(duì)致密砂巖氣成藏具有重要的控制作用,并導(dǎo)致致密砂巖氣藏的分布規(guī)律復(fù)雜多變。但傳統(tǒng)的致密砂巖氣成藏理論既無(wú)法解釋復(fù)雜地質(zhì)背景下致密砂巖氣藏的成藏機(jī)制,也無(wú)法定義致密砂巖氣藏的富集分布規(guī)律。因此,本文首先在典型氣藏解剖的基礎(chǔ)上分析了斷裂對(duì)致密砂巖氣富集成藏的促進(jìn)作用,并揭示了斷裂促進(jìn)致密砂巖成藏的主控因素和成因機(jī)制,建立了斷裂促進(jìn)深層致密砂巖氣成藏的評(píng)價(jià)方法。在此基礎(chǔ)上,通過(guò)典型氣藏解剖,分析斷裂對(duì)致密砂巖氣藏的破壞作用,重點(diǎn)分析斷裂對(duì)致密砂巖氣藏的破壞范圍及其主控因素,并揭示斷裂對(duì)致密砂巖氣藏的破壞機(jī)制,建立評(píng)價(jià)斷裂破壞致密砂巖氣藏范圍的評(píng)價(jià)方法。最后,利用評(píng)價(jià)模型預(yù)測(cè)迪北地區(qū)斷裂促進(jìn)致密砂巖氣成藏與富集的有利區(qū)和斷裂導(dǎo)致致密砂巖氣藏貧化與破壞的不利區(qū)。研究表明,斷裂促進(jìn)致密砂巖氣富集成藏的三種關(guān)鍵地質(zhì)條件為:斷裂活動(dòng)強(qiáng)度、斷裂與蓋層的空間配置關(guān)系以及致密儲(chǔ)層距斷面距離。當(dāng)斷裂活動(dòng)速率小于某一臨界值且存在有效蓋層的情況下,早期發(fā)育斷裂有利于天然氣在致密儲(chǔ)層中聚集成藏,且越靠近斷裂帶的位置,天然氣富集程度越高,越容易形成“甜點(diǎn)”。斷裂在致密儲(chǔ)層中形成雙重介質(zhì),減小了天然氣的充注阻力(毛細(xì)管壓力),改善了致密儲(chǔ)層的滲流條件;斷裂形成的二級(jí)充注帶使得天然氣由氣源巖與致密儲(chǔ)層充注效率較低的面狀充注轉(zhuǎn)變?yōu)槊鏍畛渥⒑脱財(cái)嗔褞У母咝С渥⒌膹?fù)合充注方式,浮力和氣體膨脹力共同驅(qū)動(dòng)天然氣在斷裂帶內(nèi)的充注。斷裂促進(jìn)致密砂巖氣成藏富集的評(píng)價(jià)模型顯示,斷裂活動(dòng)強(qiáng)度、斷裂與蓋層的配置關(guān)系、距斷裂距離的耦合關(guān)系決定了致密砂巖儲(chǔ)層中天然氣的富集程度。該評(píng)價(jià)模型可以定量預(yù)測(cè)斷裂作用下致密砂巖藏的含氣飽和度,并由此預(yù)測(cè)天然氣富集區(qū)和“甜點(diǎn)”。斷裂對(duì)致密砂巖氣藏的破壞實(shí)際上是改變了致密砂巖氣的浮力作用下限,由于斷裂誘導(dǎo)的裂縫帶孔喉半徑較大、滲透率較高,浮力作用下限的力平衡條件不再滿(mǎn)足,致密砂巖氣藏發(fā)生貧化。斷裂斷距控制了斷裂破壞浮力作用下限的范圍,斷距越大,斷裂對(duì)浮力作用下限的破壞范圍越寬。由斷裂帶核部至斷裂帶與圍巖滲透率相當(dāng)?shù)膶挾燃礊閿嗔哑茐母×ψ饔孟孪薜膶挾�。迪北地區(qū)致密砂巖氣有利富集區(qū)主要分布在F1斷裂(依奇克里克斷裂)和F3斷裂之間的斜坡位置、F5斷裂的東部以及F7斷裂(迪那北斷裂)等部分地區(qū)。由于晚期活動(dòng)速率較大,且無(wú)有效蓋層保護(hù),F1和F2斷裂對(duì)已經(jīng)聚集成藏的致密砂巖氣藏起到破壞作用。以F1斷裂為例,F1斷裂在依深4井附近對(duì)致密砂巖氣藏的破壞范圍大約為1200m左右。經(jīng)鉆探實(shí)踐證實(shí),該預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)際勘探結(jié)果基本吻合,說(shuō)明評(píng)價(jià)模型可以客觀地評(píng)價(jià)斷裂對(duì)深層致密砂巖氣的控制作用。
[Abstract]:As an important component of unconventional oil and gas resources, the deep and dense sandstone gas in the sedimentary basin contains great resource potential and is an important field of future oil and gas exploration. In recent years, the exploration practice shows that the tectonic setting of the typical tight sandstone gas reservoirs in China is relatively complex, especially in the dense sandstone formed by multiple stages of tectonic movement. Gas reservoir plays an important role in controlling the distribution of tight sandstone gas reservoirs, but the traditional dense Sawa Kesunghide theory can not explain the formation mechanism of tight sandstone gas reservoir under complex geological background, and can not define the distribution law of the dense sandstone gas reservoir. On the basis of the analysis, the effect of fracture on gas accumulation in tight sandstone is analyzed, and the main controlling factors and genetic mechanism of fracture promoting the formation of tight sandstone are revealed, and the evaluation method of fracture promoting deep and dense Sawa Kesunghide is established. On this basis, the failure effect of fracture to tight sandstone gas reservoir is analyzed by typical gas reservoir anatomy. The damage range of fracture to tight sandstone gas reservoir and its main controlling factors are emphatically analyzed, and the failure mechanism of fracture to tight sandstone gas reservoir is revealed, and the evaluation method for evaluating the scope of the tight sandstone gas reservoir is established. Finally, the evaluation model is used to predict the favorable areas and the fracture conductance of the gas accumulation and enrichment of the dense sandstone gas in the north of Debei area. The study shows that the three key geological conditions for the accumulation of tight sandstone gas accumulation are the strength of fracture activity, the spatial distribution of fracture and the cover layer and the distance from the dense reservoir to the cross section. When the rate of fracture activity is less than a certain critical value and the effective cap is present, The early development fracture is beneficial to the accumulation of natural gas in the dense reservoir, and the closer to the position of the fault zone, the higher the concentration of natural gas, the more easy to form a "dessert". The fracture is formed in the dense reservoir to form a double medium, which reduces the filling resistance of natural gas (capillary pressure) and improves the percolation condition of the tight reservoir; fracture formation is formed. The two grade filling belt makes the natural gas from the gas source rock and the tight reservoir filling efficiency lower in the surface filling to the surface filling and the high efficiency filling and filling way along the fracture zone. The buoyancy and the gas expansion force jointly drive the natural gas to fill in the fracture zone. The relationship between the strength of fracture activity, the distribution of fracture and the cover layer, the coupling relationship between the distance from the fault and the fracture distance determines the concentration of natural gas in the tight sandstone reservoir. The evaluation model can predict the gas saturation of the dense Sawa Hide under the fracture, and then predict the natural gas enrichment area and the "dessert". In fact, the lower limit of the buoyancy of tight sandstone gas is changed, because the fracture induced fracture zone has larger pore throat radius, high permeability, and the pressure balance condition of the lower buoyancy limit is no longer satisfied, and the tight sandstone gas reservoir is poor. The fracture break distance controls the range of the lower limit of the fault buoyancy, the greater the break distance, the fracture is to buoyancy. The width of the fracture zone from the core of the fault zone to the fracture zone is the width of the lower limit of the fracture buoyancy. The favorable enrichment area of the dense sandstone gas in the north of Di is mainly distributed in the oblique slope position between the F1 fault (Yiqi Crick fault) and the F3 fault, the east of the F5 fracture and the F7 fracture (Dina). In some parts of the North Fault), the F1 and F2 faults have played a destructive role in the tight sandstone gas reservoirs that have been accumulations because of the higher rate of late activity and no effective cover protection. In the case of F1 fracture, the damage range of the F1 fracture to the tight sandstone gas reservoir near the well 4 well is about 1200m. The actual exploration results are basically consistent, indicating that the evaluation model can objectively evaluate the control effect of faults on deep tight sandstone gas.
【學(xué)位授予單位】：中國(guó)石油大學(xué)(北京)
【學(xué)位級(jí)別】：博士
【學(xué)位授予年份】：2016
【分類(lèi)號(hào)】：P618.13

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本文編號(hào)：2132522