2.1-区域地质概况和气藏地质特征

区域地质概况与气藏地质特征

1、构造位置

区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。NPEDC9组稳定分布的近100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。NPEDC9和NPEDC10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储集体。井区含气面积约276.5km2，平均煤层厚度11m，气层有效厚度20m。

本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层坡度较缓，每千米下降2-15m，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。

2、开发区域范围

气藏开发范围：如下图所示的矩形区块内部。

3、地层分布及储层分布：

XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组，石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。

含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。（见地层分层及岩性剖面）。

NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中－粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；

NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细－中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m 左右。为上古生界主要产气层段之一。

4、沉积环境

沉积环境为典型的辫状河砂砾质心滩。

5、储层岩性

储层砂岩：主要为岩屑石英砂岩(占60.6%)，其次为岩屑砂岩(占22.2%)和石英砂岩(占17.2%)，成熟度中等~高，石英（46.0%~98.8%，平均82.9%）。

填隙物：含量平均12.6%，其中胶结物含量平均7.3%，以硅质(平均3.2%)、高岭石(平均1.9%)和含铁方解石(平均1.1%)为主，以及少量铁白云石、白云石、方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等。杂基平均5.3%，有水云母(伊利石)、绿泥石和凝灰质。

孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩缝和微裂隙等。

孔隙组合：面孔率为0%~13%，平均1.5%，以岩屑溶孔为主，占52.02%，其次为晶间微孔(占15.87%)、粒间孔(占12.20%)、粒间溶孔(占10.87%)、杂基溶孔(占7.16%)。

胶结物：主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自生石英)，个别井段可见石盐、钙盐和石膏等

盐类矿物。

6、储层物性分析

收集、整理并录入了研究区10口取心井100 余块样品的物性资料进行统计分析，结果表明：本区孔隙度分布在0.4～20%之间，平均7.2%；渗透率分布在0.001～2398×10-3μm2之间，平均值0.43×10-3μm2；其中，孔隙度主要分布在5～10%之间(占56.5％)，渗透率主要分布在0.1～1 之间(占55.9％)，表明储层主体属超低渗储层。

7、储层敏感性分析

根据X衍射粘土矿物分析，本区岩石粘土矿物组成为：绿泥石(46.8%)、伊利石(31.5%)、高岭石(20.1%)、伊蒙混层(3.67%)，伊/蒙间层比<10%。粘土以不同的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒表面，不同程度的降低了孔隙与渗透性，同时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压强度并阻止了次生加大的形成，降低成岩作用对孔隙的影响。储层与外界流体接触后，由于条件改变而发生物理、化学反应，影响储层孔隙结构，使储层渗透性变差，从而不同程度地损害储层，导致产能下降。根据多口井的敏感性试验，本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、中等盐敏、水敏和速敏变化大，由无～强均存在。

8、气藏特点

区块内钻探10口井，气藏埋深约-3624~-3694m。M4、M5、M6、M9井试气证实为工业气流井。以M4井为例，地温梯度为3.36℃/100m，压力梯度为0.921MPa/100m，为正常的温压系统，该井NPEDC9层位高压物性分析，临界压力5.80MPa、临界温度-69.5℃，油气藏类型为干气。

9、试气试采情况

以M1、M4井为例：

M1井试气射开NPEDC9层位，井段3611~3614m，压裂后针阀开启1/2，孔板直径8mm，日产气4

.1⨯m3，日产水0 m3，累

10

1475

积产气4

.1⨯m3，累积产水0 m3，低产井，2011年9月试采，

7696

10

初期日产气4

47.3691⨯m3,

10

10

1.4971⨯m3，至2011年10月，累计产气4

水11.6 m3。

M4井试气射开NPEDC9层位，井段3652~3655m，压裂后针阀开启1/3，孔板直径8mm，日产气4

1.1495⨯m3，日产水4.5 m3，累

10

积产气4

2.5118⨯m3，累积产水10.1 m3，工业气流井。2011年7月

10

试采，初期日产气4

59.7689⨯

10

10

1.6251⨯m3，至2011年9月，累计产气4 m3，水0.06m3。

10、流体物性

以M4井为例，地层条件下气体体积系数4.204×10-3 m3/(标)m3、气体偏差系数 1.024、压缩系数 2.305×10-21/MPa、粘度2.1928×10-2 mPa•s, 地面条件下气体的相对密度为0.79。

在参考压力130MPa条件下，水的体积系数为1.12m3/(标)m3，粘度为 1.5 mPa•s，压缩系数为 5.61×10-6/MPa, 岩石的压缩系数9.98×10-4 /MPa。地面条件下水的相对密度为1.00。

11、地应力分布情况

本区块地应力方向大概NE60°~90°，最小水平主应力方位195.85°压裂裂缝延伸方位为NE69.8°~81.3°,与砂体走向近似垂直。

砂岩的最小水平主应力为50.43MPa，最大水平主应力为71.52；