石油学报论文

石油加工石油学报

石油学报和石油学报（石油加工）都是中国石油学会主办的，但是刊登的内容有所不同，石油学报主要刊登石油和天然气地质、地质勘探、资源评价、油气藏工程、油气田开发与开采、钻井和采油工程、油田化学、油气集输、石油机械等方面的论文。石油学报（石油加工）是中石化承办的，主要刊登的是有关炼油的一些文章

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石油学报石油加工外审

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石油学报论文

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石油学报石油加工主编终审

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石油学报2007年

冯其红石洪福张先敏

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555）

摘要：当前制约我国煤层气发展的瓶颈是单井产量低、经济效益差，因此提高煤层气单井产量是我国煤层气开发亟须解决的问题。注气增产法是一种提高煤层气采收率的增产技术，其原理是通过向煤层中注入其他气体（CO2、N2或混合气体），与甲烷竞争吸附或降低甲烷有效分压，促进煤层甲烷的解吸。该技术可以保证煤层的能量，有利于甲烷产出，可大幅度提高煤层气单井产量和采收率，延长煤层气田的开采期。本文主要对注气开采煤层气增产机理、室内现场实验以及数值模拟等方面的国内外研究现状进行了综述，总结了该领域目前面临的主要难点，展望了进一步深入研究的方向。

关键词：煤层气；注气；解吸；数值模拟

注气驱替煤层气具有减少温室气体排放和提高煤层气采收率的双赢效果。相比传统的储层压力衰竭法开采，注入气体可以保持地层能量，延长煤层气井寿命，提高采收率［1］，该技术还适用于开发深部低渗透性松软煤层的煤层气。因此，气体驱替煤层气技术的相关研究受到世界主要发达国家的广泛重视。

1 注气驱替煤层气的机理

煤是一种孔隙高度发育的有机固体物质。气体在煤表面的吸附本质上是一种物理吸附，范德华力起主要作用，不同气体在煤表面的吸附能力差异主要是分子间作用力的不同。Cunningham［2］和Parkash［3］认为这种作用力与相同压力下各种吸附质的沸点有关，沸点越高，被吸附的能力越强，因此煤对气体的吸附能力表现为：CO2 ＞CH4 ＞N2。降文萍等［4］则从量子化学的角度计算发现煤表面CO2的吸附势阱要大于CH4，因此CO2的吸附能力强于CH4。Marco Mazzotti［5］研究发现吸附气体会导致煤岩膨胀且膨胀量为CO2 ＞CH4 ＞N2，因此注入CO2驱替煤层气会导致渗透率明显降低。

后来，杨涛等［6］建议采用注入超临界CO2来开采煤层气，超临界CO2能以气体的身份与CH4进行竞争吸附，同时还能以液相的性质在渗流通道内萃取出极性较低的碳氢化合物和类脂有机化合物，从而增加了其孔隙度和渗透性。

N2的吸附能力比CH4弱［7］，因此N2驱替煤层气的机理与CO2驱替不同（图1）。注入N2后可以降低CH4的分压从而促进CH4的解吸，N2置换CH4后煤岩会收缩引起渗透率的上升，加拿大艾伯特省 Felm Big Vaney［8］试验区的单井注入试验已经证明了这一点。

图1 注CO2和N2驱替煤层气的原理示意图

总之，CO2驱替煤层气技术比较适合于高渗透、不可开采煤层，对于我国低渗透、可开采煤层有一定的局限性。另外N2的成本比较低，提纯容易。因此，建议采用富含N2的混合气体驱替开采我国的低渗透煤层气，一方面发挥了CO2的高驱替能力，另外一方面发挥了N2的增渗作用。

2 注气开采煤层气的试验

国内外开展了大量注气开采煤层气的室内以及现场试验。室内试验主要以气体的吸附/解吸、形变和渗透率的测量为主，现场主要进行了CO2煤层埋存以及混合气体驱替煤层气的试验。

室内试验

煤对气体的吸附性大小主要取决于煤的岩石学组成、物理化学结构、煤阶、水分含量等自身因素，另外温度、压力也对煤岩的吸附性有较大的影响。针对煤对单组分气体的吸附，国内外的学者开展了大量的深入研究［9～24］。

关于煤对多元混合气体的吸附，国内外专家学者［25～39］普遍认为多元气体吸附时，每种气体不是独立吸附的，而是不同气体间存在着竞争吸附。二元气体的吸附等温线总是介于吸附能力强和吸附能力弱的纯组分气体吸附等温线之间，混合体系中每一组分的吸附量都小于其单独在相同分压下的吸附量。

室内的注气驱替实验的一般程序是：煤岩充分吸附CH4，然后注入其它气体，可以边注边抽，也可以注入后待其它气体与甲烷充分竞争吸附后再抽，然后测试产出气体量和成分以及它们与注气压力、注气速率等的关系。研究表明CO2/CH4的置换比高达1：7，N2/CH4可以达到1：4，产出气体中初期甲烷含量几乎为100％，待注入气体突破后，甲烷含量明显降低［40，41］。

现场注气试验

美国、加拿大、日本、欧盟等先后进行了不同规模的注气驱替煤层气现场试验。1993年，美国的 BP Amoco公司在圣胡安盆地进行了世界上第一次注气（83％的N2和12％的CO2）提高采收率的相关试验［42］。1995年，美国又在圣胡安盆地向Allison和Tiffany煤层进行纯CO2和纯N2注入试验［43］。为了测试不同地质条件下ECBM技术的适用性，加拿大在Alberta［44］盆地进行了小规模的CO2-ECBM工程，采收率得到明显提高。中国和加拿大也联合在沁水盆地南部的TL-003井也进行了CO2-ECBM的微型先导性试验，测试数据显示注气后产气量明显上升，产水量有所下降［45，46］。除此之外，在日本在北海道，欧盟在波兰也进行过类似的现场试验。

目前看来，几个国家的现场测试结果都比较令人满意，注入CO2后气井产量均有大幅增长，但是近井周围的渗透率在注气后有所降低，随着排采过程又有一定程度的恢复。一方面是因为CO2的扩散趋于均匀，不再像注入初期那样聚集在井筒附近，另一方面是排采过程中储层压力降低，煤基质收缩导致渗透率有所增大。

3 注气开采煤层气的数值模拟

注入气体和煤层甲烷在煤层中赋存运移规律是注气开采煤层气的理论基础。注气开采煤层气的实质是一个注入气体与甲烷在煤层中竞争吸附、解吸，扩散，以及水、气多相渗流的过程。ECBM 过程中煤层气的运移是一个非常复杂的过程，包括煤层气及注入气体的竞争吸附、解吸、扩散以及达西流动等。气体的吸附、解吸会使煤岩产生膨胀、收缩变形，从而引起煤岩的孔隙结构变化，进而引起煤岩渗透系数的变化。煤岩的孔隙结构和渗透系数变化反过来又影响气体在煤岩中的赋存与流动。因此，ECBM过程是一个多组分气相-水相-煤岩固相耦合的过程。由于该过程非常复杂，即使建立了完整的数学模型，其求解也相当困难，因此，目前国内外学者Ekrem Ozdemir［47～50］，Julio Manik，Seto，吴嗣跃，孙可明［50～52］等在建立ECBM过程模型的时候一般都作了一些假设，忽略某些因素，使求解变得简单。

常规煤层气模拟器一般可以模拟：(1)双重孔隙系统；(2)单组分气体在孔隙系统的吸附和扩散； (3)裂隙系统达西渗流；(4)吸附气体解吸产生的煤岩收缩。模拟ECBM过程还必须考虑：(1)CO2吸附引起的煤岩膨胀；(2)混合气体吸附；(3)混合气体扩散；(4)由于注入气体和煤层和之间的温差造成的非等温吸附等。

针对ECBM过程的这些特点，目前，国内外广泛使用的ECBM模拟器主要包括商业的模拟器，如： GEM、ECLIPSE、SIMED11、COMET2，METSIM2和非商业的模拟器，如：GCOMP、TOUGH2、CBM - SIM、IPARS-CO2等。David ［53］对注气驱替煤层气数值模拟做了深入的研究，详细比较了上述几种模拟器的模拟效果，各自的功能特点见表1。

表1 目前主要的ECBM软件的功能特点

4 总结

总结国内外的研究成果，注气提高煤层气采收率的可行性和原理已经得到了充分的论证，然而，前人的研究工作多处于纯理论研究阶段，缺乏理论和实践的结合，而且存在如下可进一步研究的问题：

（1）深入研究多组分气体在煤样中的竞争吸附/解吸效应，确定相对吸附（解吸）速率、置换速率与吸附平衡压力、各组分气体分压、时间的关系。

（2）通过注气驱替渗流实验，研究煤层气采收率与注气方式、注气成分、注气周期、注气压力之间的关系。

（3）研究煤变质程度及煤岩组分对注气效果的影响。

（4）开展高温、高压下的煤岩储层注气效果评价。

（5）采用格子Boltzmann方法［54］和分子动力学方法（MD）［55］进行注气开发的微观模拟。

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苏丕波，梁金强，沙志彬，付少英，龚跃华

苏丕波（1981－），男，博士，主要从事天然气水合物的气源条件与成藏模拟研究，E-mail:。

注：本文曾发表于《石油学报》2011年第2期，本次出版有修改。

广州海洋地质调查局，广州510760

摘要：为了了解南海北部神狐海域天然气水合物的成藏匹配条件，针对神狐海域水合物研究区典型二维地震剖面，构建了该区的地质模型，并对其进行了天然气水合物成藏动力学的模拟。研究结果表明：神狐海域具备有利于天然气水合物成藏的温度、压力条件；微生物气和热解气的资源潜力巨大，满足水合物形成的气源条件；运移条件优越，有利于天然气水合物的聚集成藏。针对上述结果，提出了该区天然气水合物的成藏模式，并初步预测该区天然气水合物资源潜力巨大，是进一步勘探水合物的远景区。

关键词：南海；神狐海域；天然气水合物；成藏模式；生物气；热解气

Gas Hydrate Reservoir Simulation of Shenhu Area in the South China Sea

Su Pibo,Liang Jinqiang,Sha Zhibin,Fu Shaoying,G ong Yuehua

Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou 510760

Abstract:In order to understand the natural condition of gas hydrate formation,a geological model of gas hydrate reservoir,which based on the typical seismic image obtained from Shenhu area,was studied by basin studies indicated: 1) The temperature and pressure of Shenhu study area are appropriate for gas hydrate reservoir; 2)These gas source rocks have huge gas-generating potential,thus provide abundant gas sourcefor gas hydrate formation; 3)The hydrocarbon migration conditions are favorable for accumulation of gas forecasting model of gas hydrate formation was given after basin conclusion is drawn that Shenhu area is a better hydrate prospecting area because of its favorable conditionsfor gas hydrate formation.

Key words:South China Sea ; Shenhu area;gas hydrate;reservoir model;biogases ; thermolytical gases

0 引言

天然气水合物是在低温、高压环境下由水和天然气组成的类冰结晶化合物，主要赋存在陆地永久冻土带和水深超过300 m的海洋沉积物中。目前发现的海底天然气水合物主要分布于世界各大洋边缘海域的大陆斜坡、陆隆海台和盆地以及一些内陆海区的大洋沉积物中，水深一般为300～4 000 m ，赋存沉积物一般为海底以下0～1 500m[1]。

控制海洋天然气水合物成藏的关键因素包括温度、压力、气体组分和饱和度及孔隙水组成，水合物的结晶和生长还取决于沉积物颗粒大小、形状和组成[2]，但是这些因素受到海洋中一系列构造和沉积作用的影响，在不同的时间尺度上可能导致多种天然气水合物成藏的动力学反映[3-5]。目前，国内外对天然气水合物赋存及分布的主控因素的研究仍局限于对影响水合物成藏的个别因素探讨上，如全球气温变化、构造活动与地热史、沉积作用效应、地温梯度和冰川性海平面相对移位等[6]，这些因素均可改变天然气水合物形成所需要的温压条件与沉积物的物性特征，从而影响天然气水合物系统的稳定性。除温压条件外，是否有充足的气体供应是控制天然气水合物的形成的另外一个重要的控制因素；从动态过程来考虑，除了烃类气体的供应外，还涉及烃类气体到达天然气水合物稳定带的运移通道，天然气水合物形成的构造环境等。

南海北部陆坡含油气盆地发育，气源丰富，类型众多，深部热解气、浅层微生物气均有可能形成天然气水合物，虽然部分学者分别就烃类气体供应问题、烃类运移条件、岩层和构造对天然气水合物产状与分布影响或控制做过单方面的研究[7-9]，但还没有将它们作为一个有机整体在时空尺度上开展水合物的成藏系统研究。本文选取南海北部神狐海域研究区的典型地震剖面，围绕天然气水合物“成藏”这一核心问题，通过水合物成藏动力学模拟，结合地震剖面解释成果，对南海北部神狐海域天然气水合物成藏模式进行了初步的探讨。

1 研究区地质概况

图1 研究区位置及范围

神狐海域水合物研究区地理上位于南海北部陆缘陆坡区的中段神狐暗沙东南海域附近，即西沙海槽与东沙全岛之间海域，构造上位于珠江口盆地珠二坳陷白云凹陷（图1）。白云凹陷水深200～2 000 m，面积约为20 000 km2，新生代最大沉积厚度约为12 000 m，地史上经历多次地壳运动和多阶段的构造演化，地质构造复杂，断层－褶皱体系非常发育[10-13]。神狐海域研究区晚期断层极其发育[14]，新生代断层大致可分为晚中新世和上新世以来2个主要时期，晚中新世断层以NW为主，断层大部分切割上中新统，部分切割上新统，是研究区最主要的断层活动时期；上新世以来活动断层以NEE向为主，断层活动下，部分断层切穿较新的沉积层延伸至海底附近，深部断层为天然气向浅部水合物稳定带运移创造了有利条件，而褶皱构造易于捕获天然气，促使水合物的形成。同时，神狐海域海底滑塌作用非常强烈，有分析认为可能与水合物的形成和分解有关[15]。此外，根据沉积相分析[16-17]于兴河，苏新，陈芳，等.南海天然气水合物成矿的沉积条件初步研究.北京：中国地质大学，广州：广州海洋地质调查局，2002.，南海北部陆坡自晚渐新世以来处于坳陷沉降期，以滨、浅海—半深海沉积环境为主，陆源碎屑供给充足，沉积速率大、厚度大、粒度总体上中等偏细。特别是晚中新世以来神狐海域研究区以三角洲、扇三角洲、滑塌扇、浊积扇沉积为主，重力流非常发育，特别是第四纪，广泛发育滑塌沉积，这些沉积体普遍具有较高的沉积速率，沉积厚度相对较大，含有大量的有机质，并能得以有效地保存，能为天然气水合物的形成提供充足的气源。综合分析，神狐研究区具备良好的天然气水合物成藏地质条件。

2 模型选择及参数的选取

由于神狐海域探井缺乏，本次模拟剖面选取既考虑选择神狐海域水合物研究区具有代表性的典型剖面，同时兼顾该区及邻区是否有可以借鉴的模拟参数资料。结合这两点，本次模拟研究选取神狐海域水合物研究区的二维地震测线Line A，该测线处水深介于400～1 700 m，地层自下而上发育有始新世文昌组、渐新世恩平组、中新世珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、上新世万山组和第四系8套地层，在水深500～1 000 m之间的万山组内识别了指示水合物存在的BSR特征标志（图2）。

本次研究采用IES软件中的Petro Mod 2D模块，主要对研究区新生界的温压场、有机质热演化指数R。和流体运移进行了模拟。地层压力的演化基于2个假设应用有限元模拟方法来模拟孔压发育史：首先假设岩石和孔隙流体在压缩和变形过程中保持质量平衡；其次压实过程中，流体排出极其缓慢，能够以达西流法则来描述牛顿流。热史恢复则采用地球热力学和地球化学结合方法，即将正演技术与反演技术、地史恢复与热史恢复结合起来，利用已知的地层信息和古温标资料作为约束条件，对研究区的热演化史进行模拟。有机成熟度的计算采用Sweeney和Burnham 提出的EASY% Ro模型[18-19]，它是目前用于成熟度计算最为完善的一种模型，它不仅考虑了众多一级平行化学反应及其相应反应的活化能，而且还考虑了加热速率，适用范围广，能比较精确的模拟地质过程中有机质成熟度演化。

图2 神狐海域研究区模拟测线A原始解释剖面及地质模型

a.测线A原始地震剖面（时间域）；b.测线A模拟地质模型（深度域）

模拟中主要需要岩石性质、地质界面、烃源岩地球化学和断层活动性等参数，对这些模拟参数的选取，综合借鉴了研究区各方面的研究成果。其中，模拟所需的岩性参数来源于中海油钻探资料[20]；地质界面参数中古水深来源于高红芳等[21]在该区的研究结果；热流来源于ODP184航次调查成果[22-23]；古地温由IES系统根据剖面所在的全球位置和纬度，利用全球平均地表温度窗口以及古水深变化计算不同时期的温度曲线；对于烃源岩地球化学参数，综合目前研究资料及地质分析，认为该区主要烃源岩层为文昌组和恩平组，其中恩平组w(TOC）平均值为％,HI平均值为 mg/g，由于白云凹陷尚未钻遇文昌组烃源岩，文昌组烃源岩层TOC、HI数据根据珠江口盆地珠一坳陷与珠三坳陷的资料结合该区地质条件类比分析认为：研究区文昌组为中深湖相泥岩， w(TOC）平均值为％,HI平均值为 mg/g[24]；而断层活动性的分析主要是基于断层在地震剖面上断过的层位以及研究区构造活动的时间来判断和估算。本次模拟研究中，断层根据其活动期次划分为始新世中期神狐运动及之前形成的活动断层，中中新世东沙运动形成的活动断层以及上新世以后的活动断层；对剖面经过的每一条断层均进行了属性定义，在模拟过程中，各断层活动性自构造活动时间开始均设为完全开启状态。

3 模拟结果分析

模拟结果是否可靠需要通过模拟结果与钻井实测值进行对比来进行检验。研究区番禺低隆起有部分探井，其中井B有实测的地温和镜质体反射率[25]，且该井与测线剖面较近，两者的演化环境与受热历史相差不大。可以利用该井的实测值对模拟结果进行检验，从与该井最近的剖面点模拟结果与实际井资料的对比图（图3）可以看出，测线点模拟曲线与井测试值趋势比较一致，说明模拟结果比较准确，可以用模拟结果来进行相关解释。

图3 神狐研究区井B地温和Ro实测值与模拟值对比

温压场模拟

天然气水合物的形成与成藏需要特定的温压条件，低温和高压有利于水合物的形成和稳定赋存[26]。测线A通过地震剖面解释，在水深500～1 000 m之间的万山组内识别了指示水合物存在的BSR特征标志。通过模拟得到该区现今的温度场（图4）与压力场（图5），在剖面上BSR所处温度在16℃左右，压力在15 MPa左右，对比世界上已知天然气水合物区，结合甲烷在海水中形成水合物的相平衡曲线[27]，表明该测线剖面BSR区域处于天然气水合物稳定存在的温压场范围内，符合天然气水合物的成藏要求。

图4 神狐海域A测线现今温度场模拟

图5 神狐海域A测线现今压力场模拟

有机质成熟度模拟

对神狐海域地质调查站位资料的分析[28]郭依群，梁劲，龚跃华，等.南海北部神狐海区天然气水合物资源概查报告.广州：广州海洋地质调查局，2004.：研究区浅表层沉积物中普遍存在游离气，甲烷碳同位素δ13C1的测试结果显示：δ13C1(PDB) （‰）值在－‰～－‰之间，平均为－‰，除2个样品的δ13C1(PDB）值为－‰和－51‰外，大多数样品的δ13C1(PDB）值小于－57‰，证实神狐海域浅表层沉积物顶空气主要来源于生物气。同时，许多调查站位顶空气甲烷的含量在垂向上保持了相对较高的丰度，特别是在调查区北部白云凹陷内，甲烷的含量分别接近了120μL/kg和200μL/kg，暗示其深部可能有持续稳定的游离甲烷供应，来源于深部的热解气。王建桥等[29]对研究区东部的ODP1146站位顶空气样品进行了分析，结果显示为混合气体的特征。由此推测，研究区浅部地层中的天然气可能兼有生物气和热解气2种来源。

Ro值是反映烃源岩成熟度的重要指标。通常，生物气的烃源岩应处于未熟—低成熟的生烃门限以下，其Ro< ％，有机质热演化Ro模拟结果显示（图6）：浅部地层上新世万山组、中新世粤海组、韩江组Ro位于％～％，均未进入生油门限，由于其厚度大，且有机质丰度较高；其中，第四系w(TOC）平均为％～％，万山组w(TOC）平均为％～％，粤海组w(TOC）平均为％；粤海组—第四系海相泥岩生烃潜力w(Sl+S2）平均为～ mg/g，均已达到了作为生物气烃源岩的有机质丰度和生烃潜力的标准和条件郭依群，梁劲，龚跃华，等.南海北部神狐海区天然气水合物资源概查报告.广州：广州海洋地质调查局，2004.，这几套层序可以成为良好生物成因气的主力“生物烃源岩”，具备生成生物气的巨大潜力。在合适的条件下，能够为水合物成藏提供大量的生物气气源。

图6 神狐海域A测线有机质成熟度模拟

同时，模拟结果也表明了凹陷内的“热解烃源岩”文昌组和恩平组有机质的演化程度普遍较高。其中，文昌组Ro值在2％以上，最大值超过3％，处于过成熟生干气阶段，已产生大量热解气。而恩平组Ro为％～％，处于高演化阶段，现阶段以生气为主。高分辨率地震资料解释结果显示梁金强，郭依群，沙志彬，等.天然气水合物资源量评价方法及成矿远景研究.广州：广州海洋地质调查局，2002.，文昌组在白云凹陷中面积达1 900 km2，厚度1 700～3 000 m,w(TOC）平均值为％,w（氯仿沥青“A”）平均值为％；干酪根H/C原子比为～，大多在，表明有机质类型为Ⅰ和Ⅱ型，以Ⅱ1型为主，HI平均为；恩平组在白云凹陷中分布面积为2 860 km2，厚度1 100～2 300 m,w (TOC）平均值为％,w（氯仿沥青“A”）平均值为％；干酪根H/C原子比多在～，表明有机质类型以Ⅱ：和Ⅲ型为主。岩石热解分析测定恩平组烃源岩生烃潜力w(S1+S2）为（～）×10-3，平均 1×10-3,HⅠ为～ mg/g，平均为 mg/g。综上所述，研究区热解生气潜力同样巨大。

流体运移模拟

通过前面有机质成熟度的模拟分析可以知道，处于测线A深部的文昌组和恩平组有机质成熟度已处于高演化阶段，均以产气为主。从测线剖面所在区域的文昌组和恩平组烃源岩产生的油气流体运移模拟结果可以看到（图7），深部的文昌组和恩平组烃源岩已经开始产生大量的热解气，并且产生的热解气通过断层或上部渗透率高的岩层，可以运移至浅部水合物稳定带，为水合物成藏提供一定的热解气。同时也应注意到，虽然深部烃源岩层能够大量产气，但是大部分气体在运移至珠海组和珠江组时，在有利构造部位集聚成藏，这些成藏的气体然后以断裂为主要运移通道向上运移至浅部水合物稳定带；同时，也可以看到，当断层断裂至海底时，气体将沿着断层逸散至海面，造成气体的散失，不利于水合物的成藏。另外，深部热解气也可以随超压孔隙流体向上运移，与浅部生物气混合形成水合物。而在浅部，由于断裂构造不发育，受流体势控制，浅部生物气以则向运移为主运移至水合物稳定带区域。

图7 神狐海域A测线油气运移模拟

4 水合物成藏模式的构建

天然气水合物成藏是一个复杂的过程。其成藏系统包括烃类生成体系、流体运移体系、成藏富集体系，它们彼此之间在时间和空间上的有效匹配将共同决定着天然气水合物的成藏特征。白云凹陷于始新世—早渐新世在潮湿的气候环境、全封闭的深洼陷及高的沉积速率下形成了巨厚的文昌组、恩平组烃源岩，随后，这2组烃源岩在裂后相对构造平静期大量生烃，而以高沉积速率的深水细粒为主的充填作用导致白云凹陷形成超压；随后的东沙运动使白云凹陷发育大型底辟构造和大量NW 向张扭断裂，压力随之得到释放，逐步形成今天趋于正常地层压力的状态[30]。超压存在说明油气运移曾经不畅，现今白云凹陷趋于正常压力，则表明超压得到了有效释放、油气运移通畅，大量油气已经运移出来。因此，可以认为晚期底辟和断裂产生的垂向通道为油气垂向输导的有效通道。油气勘探也显示白云凹陷北坡天然气藏具有晚期断裂控制成藏的特点，同时由于白云凹陷深水区同样存在大量具有底辟构造和断裂相关的浅层亮点气异常反射，也证明了凹陷深部的油气被垂直输导到浅部地层；显然，白云凹陷存在晚期活动的断裂和底辟带的垂向输导系统，可以大大改善天然气的垂向运移条件。代一丁等[31]通过盆地模拟表明：文昌组和恩平组两套烃源岩层在开平凹陷现在处在生、排烃高峰期，在白云凹陷已处在产生裂解气的阶段。这与本次模拟吻合。另外，离该测线不远处，有我国第一口深水钻井LW3-1-1井，该井在上渐新统珠海组和下中新统珠江组钻遇了大量天然气，累计天然气地质储量约为800亿～1 100亿m3[32-33]。据此推测，该区域深部烃源岩在一定程度上可以产生大量热解气，这些热解气通过合适的断层与底辟为天然气水合物的成藏提供一定的热解气源。

同时，近海油气勘探表明[34]，南海北部边缘盆地生物气的烃源岩分布相当广泛，纵向上从上中新统至第四系，甚至在局部区域的中中新统的不同层段均有分布；区域上盆地内均有大套浅海相和半深海相的泥质烃源岩展布，其有机质丰度相对较高，已达到了作为生物气烃源岩的标准，且具有一定的生烃潜力。并且已在珠江口盆地东部白云凹陷北斜坡PY34-1和PY30-1构造的浅层已发现生物气气藏。

图8 神狐海域天然气水合物成藏模式

综上所述，构建了该区的水合物成藏模式图（图8）。该成藏模式认为神狐海域水合物气源为通过深海平原生物气横向迁移和深部热解气的垂向运移混合成因，深度热解烃源岩具有良好的生烃能力，生成的大量气体以活动断裂为主要运移通道向上运移，并在合适的条件下在源岩上部有利构造部位形成一定规模的天然气气藏。同时，这些深源高成熟气体持续以断裂为主要运移通道或者随超压孔隙流体向上运移，这些气体运移至浅部与浅部生物成因气混合在一起，在合适的温压域内形成水合物。

5 结论

1）神狐海域具备有利于天然气水合物成藏的水深、温度、压力条件及其地质条件。

2）神狐海域气源条件充足，白云凹陷深部发育文昌组和恩平组两套主要的烃源岩，其有机碳含量和镜质体反射率值均较高，以产气为主，部分气体通过断裂构造运移至水合物稳定带，为天然气水合物成藏提供一定的热解气气源；神狐海域浅部韩江组，粤海组，万山组及第四系镜质体反射率在％～％之间，热成熟低、厚度大、泥岩及有机质含量高，是良好的生物气气源岩；生物气资源潜力巨大，可为天然气水合物的形成提供生物成因气气源。

3）神狐海域运移条件优越，发育沟通气源岩层的断裂与底辟构造，为水合物的成藏提供气体的垂向运移通道；而在浅部，气体则通过侧向运移为主运移至水合物稳定带。

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王洪宝牛栓文路智勇王欣

（中国石化股份胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营 257000）

摘要：砂砾岩油气藏是一种特殊的岩性油气藏，与常规油气藏相比，有其自身的特点，多为近源快速堆积形成，多期叠置，无稳定标志层，相变快、叠加厚度大，延伸距离短、沉积速度快，常规测井资料不能准确反映地层特征，储层期次划分对比难度很大。本文以东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏盐22块为例，分析了目前砂砾岩油藏描述中存在的困难，针对影响砂砾岩油藏描述的多个因素，提出了相应的解决方法，形成了以测井曲线重构为核心的储层期次划分技术：即以取心资料为基本，利用FMI等测井资料对全井进行标定，形成不同岩石类型的测井响应特征，挑选受岩石骨架影响较小的中子孔隙度作为曲线重构的原型进行重构，提取中子曲线中的沉积旋回信息，按照沉积旋回大小的不同配合地震资料及岩石测井响应特征进行储层期次划分，将盐22块划分为4个砂层组级别的大期次以及15个相当于小层级别的小期次，每个期次的厚度控制在40 ～50m之间，并根据实际开发情况进行了注水开发验证，开发效果远远好于弹性能量开发，突破了以往砂砾岩油藏开发缺乏地层能量补充方法，注水对应性差的难点，证明了划分方法以及划分结果的正确性，可以满足进精细开发的需要。

关键词：砂砾岩体；沉积期次划分；测井曲线重构；东营凹陷北带

Division of Conglomerate Reservoir's Depositional Stage Time of Stratum in North of Dongying Depression

Wang Hongbao，Niu Shuanwen，Lu Zhiyong，Wang Xin

（Oil Extraction Plant of Dongxin，Shengli Oilfield，SINOPEC，Dongying 257000，China）

Abstract：Conglomerate reservoir is a special kind of lithology reservoirs，compared with conventional oil and gas reservoirs，has its own characteristics：most of the formation are rapid accumulation of near-source，multi-phase overlay，no stable marker bed，the changes of facies are fast，superimposed so thickness，extending a short distance and deposition conventional logging data does not accurately reflect the stratigraphy，the period of sub-division of reservoir is very difficult to text as the reservoir of Yan22 where the steep slope north of Dongying Depression an of the difficulties of the current conglomerate reservoir forward the corresponding solution for a number of factors of affecting the conglomerate reservoir the technologies of the reservoir for the period of sub-division as reconstructing of the logs a core，that is the core information as the basic，the use of FMI log data on the whole well calibrated，forming the different rock types of logging response characteristics，and then selecting the neutron porosity which impacted less by the rock skeleton，as the curve reconstruction prototype for reconstruction，then extracting the neutron curve information in the deposition cycle，and according to the size of the different sedimentary cycles with seismic data and reservoir characteristics of the rock phase logging response to divide the reservoirs 22 is divided into four major period of sand sub·group level and level 15 is equivalent to a small layer of small periods，each period of time as 40-50 meters in thickness，and we based on the actual situation to develop the affusion development for the validation，the development effect is much better than the elastic energy development，breaking the previous lack of energy supplement for conglomerate reservoir development，and solving the difficulty of the poor corresponding of prove that the classification method and the result of division are very accurately，and the results to meet into the needs of sophisticated development.

Key words：Conglomerate；division of sedimentary；North of Dongying Depression

东营凹陷北带是由陈南铲式扇形边界断层所控制的近东西走向的陡斜坡构造带，西起滨县凸起，东到青坨子凸起，南邻利津、民丰洼陷，北到陈家庄凸起，平面上自西向东划分为利津地区、胜坨地区、盐家—永北地区和永安地区。陈南断裂在早期是北东和北西向2组断裂形成的齿状组合，在后期的构造运动及风化剥蚀的共同作用下，演化成断陂陡峭（倾角为15°～30°）、山高谷深、沟梁相间的古地貌特征。在沙四段沉积时期，陡坡带受这种古构造背景控制，季节性洪水携带大量粗碎屑物质沿古冲沟入湖，在边界断裂面上发育多期近岸水下扇沉积。近岸水下扇砂砾岩紧邻生油中心分布，并与湖相烃源岩呈指状接触，是良好的油气聚集场所。近年来，东营凹陷北带沙四段砂砾岩油气勘探取得了重大突破，呈现出 “叠合连片、满块含油” 的特征，但是，由于砂砾岩体储层厚度大（500～1000m），横向及纵向变化速度极快，岩性复杂，使沉积期次的研究存在很大不确定性，为砂砾岩体的整体开发部署带来了很大的困难。因此，笔者以盐家—永北地区盐22块为研究对象，从测井曲线重构入手，结合岩心、声电成像、实际开发状况等资料，探索砂砾岩体储层沉积期次划分方法，对于砂砾岩体的勘探开发具有重要的指导意义。

1 盐22块概况

盐家油田盐22块位于山东省东营市境内，构造位置位于中央隆起带北部陡坡带，陈家庄凸起盐16 古冲沟南部（图1），2005年部署的探井盐22，在古近系沙河街组四段砂砾岩中见到良好的油气显示，试油结果产油量10t/d，从而发现盐22块。它具有纵向上含油井段长，平面上叠合连片的特点，2009 年与永920块合计上报探明石油地质储量4167×104t，油藏埋藏深度3200～4000m，地层温度高，渗透率低，小于10×10-3μm2，原油黏度低，属深层特低渗油藏。

图1 东营凹陷北带区域构造图

目前盐22块共完钻新井18口（水井2口，油井16口），日产油72t，综合含水％，区块目前已累计产油×104t。

2 目前存在的问题

目前，盐22块砂砾岩油藏的开发主要有存在以下难点：

（1）通过大量的岩心观察以及测井、地震等相标志的详细研究，结合前人的研究成果，盐22块砂砾岩沉积类型以滑塌浊积扇为主，具有近物源、多物源、相变快、叠加厚度大，延伸距离短、沉积速度快等特点，砂砾岩体内部岩性和沉积旋回变化快，有效储层与非有效储层混杂，非均质强，储层横向变化快，连通关系复杂，以永1块井间地震为例，储层相变非常快，在175m的距离内储层的连通性都在 50％以下。

（2）砂砾岩体地震反射包络面不是很清，地震资料品质差，中深层成像差，储层预测难度大、精度低。而其内幕的识别与划分难度更大，为砂砾岩体储层的描述带来了很大的困难。另外砂砾岩储层纵横向变化比较快，非均质性强，具有多期多旋回的沉积特点。不同扇体储层物性差别大，产能情况差别大。因此解剖砂砾岩体内幕、对其进行有利储层预测，是该区勘探开发工作中的关键问题。

（3）砂砾岩测井评价方面存在非均质性严重、测井解释参数难以确定、解释符合率低等问题，砂砾岩体岩性复杂，变化快，非均质性非常强，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩层交替出现，形成了各岩石间的薄互层，岩层间的物性和含油性差异大，岩层单层沉积厚度有时非常薄，远远超过大多数的测井响应分辨率，就目前的测井方法和解释处理方法来说都难以适应。岩石骨架电阻率高，油水层在电性特征上都表现为高阻层，油水层岩电关系特征不明显，规律性差，油水层认识不清，影响深层砂砾岩体油藏的有效开发。

（4）砂砾岩油藏纵向上含油井段长，大多在300m以上，层内层间储层物性差异大，采用一套层系开发，层间干扰严重。

3 储层期次划分的研究思路

砂砾岩油藏内幕结构复杂，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩性呈多期高频旋回交替出现，每个旋回厚度为～5m不等，岩层间的物性和含油性差异大，缺乏地层对比标志，地层对比难度大。砂岩油藏成熟的电法测井系列不能直接应用到砂砾岩油藏。

在砂砾岩储层期次划分中，采用取心井分析、FMI测井标定、测井曲线重构提取单井旋回信息，多井旋回对比、地震测井相互约束、等时划分、分级控制的单井沉积旋回分析和井间地层对比的系统方法和流程，结合实际开发过程中油水井生产情况检验期次划分结果，最终达到精确描述砂砾岩油藏的目的，形成一套适合砂砾岩油藏开发的储层期次划分技术；技术的核心部分为测井曲线重构及多井旋回对比。

4 测井曲线重构

目前深层砂砾岩油藏测井系列包含自然电位测井、自然伽马测井、补偿中子测井、补偿密度测井、补偿声波测井等几种测井曲线，不同的测井具有不同原理，在储层研究方面具有不同的适用性。

自然电位主要测量井中自然电场，一般由地层和泥浆之间电化学作用和动电学作用产生的。测量值为井中电极M与地面电极N之间的电位差。泥岩SP曲线平直（基线），砂岩自然电位负异常（Rmf＞ Rw），负异常幅度与粘土含量成反比，主要应用在判断岩性，划分渗透层，用于地层对比、求地层水电阻率、估算地层泥质含量、判断水淹层和沉积相研究等方面。主要影响因素为泥浆矿化度。在砂砾岩油藏中，SP曲线较为平直，正负异常极不明显，不能有效区分储层。

自然伽马测井是测量井剖面自然伽马射线的强度和能谱的测井方法，它的原理是岩层中的天然放射性核素衰变会产生伽马射线，岩性不同放射性核素的种类和数量不同，通过测量自然伽马射线的能量和强度来划分岩性、计算泥质含量。自然伽马能谱测井资料在识别高放射性储集层，寻找泥岩裂缝储集层、确定粘土含量、粘土类型及其分布形式、用Th/U、Th/K比值研究沉积环境、沉积能量、有机碳分析及生油岩评价、变质岩、火成岩等复杂岩性解释等方面有突出作用。

密度测井的原理是放射性伽马源γ产生射线，射线在地层中传播时，根据康普顿效应，地层介质不同，射线衰减强度不同，探测记录γ射线强度（计数率），通过仪器刻度来计算岩石体积密度。密度曲线的主要应用在岩性划分、判断气层和计算孔隙度等方面。补偿密度测井FDC为双源距贴井壁测量，长短源距探测器组合补偿泥饼影响。

自然伽马和密度测井均受岩石放射性影响较大，因砂砾岩体为近源快速堆积形成，结构成熟度及成分成熟度均较低，岩石存在较强的放射性，测井结果受岩石骨架影响大，不能代表地层的真正属性。

中子测井属于孔隙度测井系列，基本原理是中子源产生快中子，地层介质不同，热中子的速度衰减不同，通过测量地层对中子的减速能力来确定储集层孔隙度、划分岩性和判断气层。补偿中子测井主要测量地层对中子的减速能力，测量结果主要反映地层的含氢量。中子伽马测井主要测量热中子被俘获而放出中子伽马射线的强度。

声波测井的原理是声脉冲发射器激发滑行纵波，记录初至波到达两个接收器的时间差，根据滑行纵波在不同地层介质中的旅行时间不同来划分岩性、判断气层、确定地层孔隙度。

通过以上分析，从原理上看，电法测井在砂砾岩储层划分和期次预测方面存在很大的不适用性，常规测井曲线旋回性差，标志层不明显，找不到明显特征，单井期次划分划不出来，井间地层对比对不出去，声波约束反演效果差，储层难以预测。因此，必须对测井曲线重构，提取常规测井曲线沉积旋回属性信息，开展砾岩期次划分、对比和预测，提高期次划分精度和内幕研究精度，满足砂砾岩油藏注水开发的需要。在对孔隙度测井系列测井曲线重构进行多次尝试后，选取了受流体、岩性影响较小的中子曲线作为主要曲线进行重构；中子曲线与岩石孔隙中氢核含量密切相关，在饱含油水情况下能较准确反映孔隙度。

图2 INPEFA曲线示意图

重构的基本原理就是从测井曲线中提取沉积旋回信息，不受岩性变化的影响，可以反映地层沉积时期气候的变化，作为划分地层的主要依据；从重构曲线看，不同的拐点代表了不同的层序界面。重构后的曲线称为INPEFA曲线，INPEFA曲线的关键特征是曲线趋势本身和它中间的拐点。负趋势代表岩性由粗-细，为正旋回，正趋势代表岩性由细-粗，为反旋回（图2）。其中负向拐点（曲线形态由升高变为降低，对应INPEFA曲线的负向尖峰）代表可能的洪泛面；正向拐点（曲线形态由降低变为升高，对应INPEFA曲线的正向尖峰）代表可能的层序界面；并且不同级别的拐点指示不同级别的层序界面。

对沉积相敏感的测井曲线的INPEFA处理实质上是对测井曲线复合波形的分解。测井曲线是一种由许多波长不同的简单波组成的复合波，通过分解复合波就能够得到组成测井曲线各种不同波长的单波，在地质学中的意义是从测井曲线中提取地层间断和岩相变化信息。通过不同级别的INPEFA处理，得到不同级别岩性变化的旋回信息，从而达到地层划分的目的。

重构曲线旋回信息强，井间可对比性强，以盐22块盐22-斜5井（图3）与盐22 -43井（图4）重构曲线进行对比，在岩性差异极大的情况下，依然可以看出2口井均为先正旋回后反旋回的趋势，且在局部区域旋回变化趋势几乎完全一致，尽管这2口井平面距离达900m，但是仍旧说明均位于同一水下扇体的沉积范围之内。

图3 盐22斜5重构曲线图

图4 盐22 -43重构曲线图

5 沉积期次划分方法

本区砂砾岩体储层沉积期次划分按照逐级控制的原则，分3个步骤进行：第一，利用各种常规资料（如地震资料）对全区进行大的沉积旋回划分，确定T6、T7等标准轴以及砂砾岩亚段级别的分界面；第二，利用测井曲线重构资料及地震解释结果约束划分砂层组级别的界面；第三，利用常规测井资料、曲线重构、岩心、声电成像测井等资料划分小层，小层划分精度控制在40～50m/小层。

以盐22-22井连续取心及声电成像测井资料作为岩电关系的标准，制定全区不同岩性的常规测井相应特征，选取相对稳定的泥岩隔层作为砂层组之间的沉积界面，将沉积界面与地震资料进行合成记录标定，利用相对连续的反射轴进行闭合解释，将盐22块划分为4个砂层组级别的沉积期次。

在每个沉积期次的内部，利用测井曲线重构以及常规测井资料划分小层，小层可与层序地层学上研究的短期旋回相当，小层划分完成后同样进行地震标定防止出现较大误差；经过多方面论证，共将盐 22块划分为15个小层级别的沉积期次。

6 开发效果验证

2010年开始，盐22块以175m注采井距部署了4口新井，与盐22-盐23井形成五点法注采井网，在所有新井完钻后，进行测井曲线重构，重构后测井曲线可对比性明显增加（图5）；按照上述期次划分方法，优选9砂层组作为投产层位，截止2011年6月，井组累计产油×104t，水井累注× 104m3，年自然递减仅％，远低于砂砾岩油藏平均自然递减％，4口油井在水井转注后均见效明显，证明了5口井沉积期次划分结果的正确。

图5 过盐22斜46-盐22斜49井东西向地层对比剖面

7 结束语

砂砾岩体储层的期次划分由于其自身的原因不能采用常规砂岩地层的对比方法，但是通过测井曲线重构等方法可以划分到满足开发需求的精度；随着地球物理技术的不断进步，砂砾岩油藏综合地质研究水平也会不断提高，最终实现砂砾岩油藏的有效动用。

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