陳海峰，王鳳啟，王民

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徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖氣藏特征與資源潛力

陳海峰1, 2，王鳳啟1, 2，王民3

(1. 東北石油大學(xué)油氣藏形成機(jī)理與資源評(píng)價(jià)黑龍江省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶，163318；2. 東北石油大學(xué) 非常規(guī)油氣成藏與開(kāi)發(fā)省部共建重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶，163318；3. 中國(guó)石油大學(xué)(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島，266580)

依據(jù)油氣鉆探實(shí)踐，綜合地質(zhì)、地球物理、地球化學(xué)資料綜合研究，剖析徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖氣的成藏特征和資源潛力。研究結(jié)果表明：研究區(qū)烴源巖分布面積廣，生烴持續(xù)時(shí)期長(zhǎng)，生氣強(qiáng)度高，天然氣內(nèi)甲烷含量高；砂礫巖儲(chǔ)層成熟度低，致密程度高，儲(chǔ)集空間類型主要為次生溶孔，儲(chǔ)層普遍含氣，產(chǎn)能與物性密切相關(guān)；砂礫巖儲(chǔ)層致密化發(fā)生在烴源巖大量生氣以前，成藏模式為儲(chǔ)層先致密、天然氣后充注；天然氣在漫長(zhǎng)的地質(zhì)時(shí)期內(nèi)持續(xù)充注，成藏期次為一期，成藏過(guò)程呈“準(zhǔn)連續(xù)”方式。在氣藏發(fā)育特征研究的基礎(chǔ)上，通過(guò)3種方法預(yù)測(cè)了致密砂礫巖氣的資源量，容積?蒙特卡洛法估算致密砂礫巖氣資源量為0.16×1012m3(期望值)，資源豐度類比法估算致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012m3，成因法估算致密砂礫巖氣資源量為0.18×1012m3，3種方法加權(quán)平均計(jì)算沙河子組砂礫巖氣資源潛量為0.18×1012m3。

致密；砂礫巖；儲(chǔ)層；成藏；資源潛力；沙河子組；徐家圍子斷陷

致密砂巖氣泛指富集于低孔、低滲砂(礫)巖儲(chǔ)層中，需要借助工程改造才能產(chǎn)出具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值的非常規(guī)天然氣資源[1?3]。致密砂巖氣資源廣泛分布于全球70個(gè)盆地，資源量約為210×1012m3，為常規(guī)天然氣資源量的3~4倍[4]。北美地區(qū)致密砂巖氣的勘探效果最好，2011年美國(guó)致密砂巖氣產(chǎn)量占其天然氣總量的26%[5]。我國(guó)致密砂巖氣的地質(zhì)資源量為(19.9~26.8)× 1012m3，以鄂爾多斯盆地和四川盆地勘探程度最高，其他盆地尤其是東部斷陷盆地勘探程度較低[6]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)致密砂巖氣藏特征存在2種認(rèn)識(shí)：一種是將致密砂巖氣的成藏過(guò)程總結(jié)為“廣覆生烴、彌散運(yùn)移、近源成藏、連片分布”，突出了烴源巖與致密儲(chǔ)層的空間配置對(duì)氣藏形成的控制，弱化了圈閉對(duì)氣藏形成的作用[2?3]；另一種認(rèn)為致密砂巖氣藏除了上述成因或特征以外，也可能是多期成藏或由早期常規(guī)氣藏改造的結(jié)果，圈閉在氣藏分布中也可能起控制作用[7?11]。圍繞上述觀點(diǎn)發(fā)展出多種氣藏分類方案，姜振學(xué)等[9]依據(jù)儲(chǔ)層致密時(shí)期與烴源巖生排烴高峰期的先后關(guān)系將致密砂巖氣藏劃分為“先成型”和“后成型”，“先成型”氣藏受烴源巖與儲(chǔ)層疊合面積控制，氣藏連片發(fā)育，“后成型”氣藏的分布范圍受圈閉控制，含氣豐度較高。戴金星等[10]綜合考慮儲(chǔ)層、儲(chǔ)量構(gòu)造特征，將致密砂巖氣藏分為“連續(xù)型”和圈閉型，前者通常位于構(gòu)造的低部位，無(wú)明顯圈閉邊界，氣水關(guān)系復(fù)雜，后者位于圈閉高處，氣水關(guān)系正常，產(chǎn)能較高，儲(chǔ)量規(guī)模有限。趙靖舟等[11]根據(jù)氣層連通性的差異將致密氣藏分為“連續(xù)型”、“準(zhǔn)連續(xù)型”和“不連續(xù)型”3種模式，“準(zhǔn)連續(xù)型”和“不連續(xù)型”在不同程度上受圈閉的控制。沙河子組致密砂礫巖勘探剛剛起步，對(duì)致密砂礫巖氣藏特征和資源潛力的研究十分薄弱，及時(shí)對(duì)該區(qū)致密砂礫巖氣藏特征和資源潛力作出客觀評(píng)價(jià)，對(duì)提高鉆探發(fā)現(xiàn)成功率和部署未來(lái)發(fā)展規(guī)劃具有重要意義。本文作者以勘探實(shí)踐為基礎(chǔ)，從烴源巖、儲(chǔ)層、致密與成藏耦合關(guān)系等方面分析了致密砂礫巖氣藏特征，利用容積?蒙特拉羅方法、類比法、成因法預(yù)測(cè)了致密砂礫巖氣資源潛力。

1 研究區(qū)概況

徐家圍子斷陷位于松遼盆地北部古中央隆起帶的東側(cè)，肇東朝陽(yáng)溝背斜帶西側(cè)，明水斜坡以南，松花江流域以北，面積5 350 km2(圖1(a))。徐家圍子斷陷深層包括火石嶺組、沙河子組、營(yíng)城組、登婁庫(kù)和泉頭組，空間上發(fā)育多套生儲(chǔ)蓋組合(圖1(b))，營(yíng)城組?登婁庫(kù)組成藏組合是以往深層天然氣勘探的重點(diǎn)，沙河子組目前則剛剛開(kāi)始勘探。沙河子組地層厚度一般為500~1 000 m，沉積類型包括扇三角洲、辮狀河三角洲和深湖—半深湖，地層巖性包括暗色泥巖、煤巖、砂巖、砂礫巖、礫巖等。沙河子組目前鉆井70口，試氣井19口，試氣井均獲得氣流。

2 致密砂礫巖氣藏特征

2.1 烴源巖特征

2.1.1 烴源巖發(fā)育特征

沙河子組發(fā)育煤系泥巖和煤層2類烴源巖，生烴物質(zhì)基礎(chǔ)雄厚。煤系泥巖全區(qū)發(fā)育，厚度為200~1 200 m，斷陷四周薄、中心厚，全區(qū)平均厚度約為400 m，巖心實(shí)測(cè)有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.42%~8.95%，平均值為2.21%；煤層分布的連續(xù)性較泥巖差，斷陷東北斜坡區(qū)相對(duì)發(fā)育，厚度為10~30 m，安達(dá)地區(qū)SS3井附近煤層累計(jì)厚度達(dá)到120 m，巖心實(shí)測(cè)有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為45.22%~81.63%，平均值為67.64%。

2.1.2 烴源巖生烴特征

煤系烴源巖的生氣能力強(qiáng)，生氣持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，是致密砂巖氣成藏的物質(zhì)保障和重要成藏動(dòng)力[12]。根據(jù)化學(xué)動(dòng)力學(xué)理論與生烴模擬實(shí)驗(yàn)，暗色泥巖距今104 Ma開(kāi)始大量生氣，煤巖距今88 Ma開(kāi)始大量生氣，生氣高峰期持續(xù)超過(guò)50 Ma(圖2)，這一結(jié)論與前 人[13?14]認(rèn)識(shí)基本一致。進(jìn)一步結(jié)合烴源巖厚度、有機(jī)碳含量、氫指數(shù)以及埋藏史、熱史得到不同地史時(shí)期暗色泥巖和煤層的累計(jì)生氣強(qiáng)度(圖2)，從圖2可知：暗色泥巖與煤層累計(jì)生氣強(qiáng)度普遍超過(guò)50×108m3/km2，現(xiàn)今生氣強(qiáng)度依然較高。將烴源巖的生氣強(qiáng)度與時(shí)間進(jìn)行積分，得到沙河子組煤系泥巖與煤層的累計(jì)生氣量36.5×1012m3。

(a) 徐家圍子斷陷構(gòu)造位置；(b) 徐家圍子斷陷地層發(fā)育特征

1—煤巖轉(zhuǎn)化率；2—泥巖轉(zhuǎn)化率；3—生氣強(qiáng)度。

2.1.3 天然氣地球化學(xué)特征

依據(jù)典型探井的天然氣組分分析結(jié)果(表1)，沙河子組致密砂礫巖儲(chǔ)層流體以氣態(tài)烴為主，甲烷平均體積分?jǐn)?shù)為93.7%，乙烷、丙烷和丁烷平均體積分?jǐn)?shù)分別為3.08%，0.78%和0.32%，非烴組分平均體積分?jǐn)?shù)為2.03%。此外，9個(gè)氣樣中有6個(gè)甲烷含量(C1/C1?5)的干燥系數(shù)超過(guò)95%，表明烴類氣主要為干氣。

煤成氣的碳同位素值通常比油型氣重，可通過(guò)烷烴的碳同位素特征進(jìn)行區(qū)分[10]。沙河子組甲烷碳同位素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為?28.5‰~?33.5‰，乙烷碳同位素?21.7‰~ ?27.3‰，丙烷碳同位素?20.8‰~?26.9‰，依據(jù)戴金星等[10]建立的天然氣成因判別圖版，所有樣品均投影在煤成氣區(qū)間(圖3)，據(jù)此判定天然氣類型為煤成氣。

2.2 砂礫巖儲(chǔ)層特征

2.2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層形成于扇三角洲和辮狀河三角洲沉積環(huán)境，由于距物源區(qū)較近，沉積物組分分選較差，儲(chǔ)層內(nèi)巖屑和長(zhǎng)石礦物含量高，累計(jì)體積分?jǐn)?shù)高達(dá)80%以上。顆粒分選較差，磨圓度多為棱角?次圓狀，巖石顆粒的接觸關(guān)系多為線?凹凸接觸(圖4(a))，在顯微鏡下可觀察到巖石礦物壓彎現(xiàn)象(圖4(b))，表明壓實(shí)程度較高；填隙物體積分?jǐn)?shù)平均為5.6%，其中泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)平均為3.2%，膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)平均為1.8%，以方解石膠結(jié)最常見(jiàn)(圖4(c))，也有少量石英次生加大(圖4(d))。

表1 沙河子組致密砂礫巖氣地球化學(xué)特征

圖3 依據(jù)碳同位素判別沙河子組天然氣的成因

2.2.2 儲(chǔ)集空間類型與物性特征

沙河子組砂礫巖儲(chǔ)集空間類型主要溶蝕孔隙為主，其次是微裂縫，原生孔隙較少發(fā)育。溶蝕孔隙以長(zhǎng)石溶孔(圖4(e))最常見(jiàn)，也有一定量的巖屑溶孔；微裂縫由壓實(shí)作用形成，常見(jiàn)于礫石顆粒表面(圖4(f))。根據(jù)儲(chǔ)層物性測(cè)試結(jié)果，砂礫巖孔隙度分布區(qū)間為0.3%~10.9%，多數(shù)集中在2%~6%之間(圖5(a))；滲透率分布區(qū)間為(0.01~27.5)×10?3μm2，70%樣品滲透率小于0.1 m×10?3μm2(圖5(b))。溶蝕孔隙和微裂縫對(duì)儲(chǔ)層物性起改善作用，孔隙度大于6.0%、滲透率超過(guò)0.1×10?3μm2的相對(duì)高孔、高滲儲(chǔ)層主要是溶蝕孔隙和微裂縫改造的結(jié)果。

2.2.3 儲(chǔ)層產(chǎn)能特征

沙河子組砂礫巖儲(chǔ)層普遍含氣，壓裂后日產(chǎn)氣量幾百至幾萬(wàn)m3不等。據(jù)19口井100余個(gè)砂礫巖儲(chǔ)層物性和氣層產(chǎn)能統(tǒng)計(jì)結(jié)果，不同類型致密儲(chǔ)集層對(duì)應(yīng)不同的天然氣產(chǎn)能(表2)：Ⅰ類儲(chǔ)集層孔隙度大于5.5%，滲透率大于0.06×10?3μm2，壓裂后產(chǎn)能力中高，日產(chǎn)氣量大于5.0萬(wàn)m3；Ⅱ類儲(chǔ)集層孔隙度為2.5%~ 5.5%，滲透率為0.02~0.06×10?3μm2，壓后產(chǎn)期能力中低，日產(chǎn)氣量0.36~3.5×104m3；Ⅲ類儲(chǔ)集層孔隙度為小于2.5%，滲透率為小于0.02×10?3μm2，壓后產(chǎn)期能力低，日產(chǎn)氣量小于0.30×104m3。

(a) 顆粒凹凸接觸，ZS6井，3 970.3 m；(b) 云母壓彎變形，XS35井，4 352.9 m；(c) 碳酸鹽膠結(jié)物鑲嵌狀分布，SS4井，3 155.2 m；(d) 石英次生加大，DS4井，3 343.8 m；(e) 長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔，XT1井，4 005.0 m；(f) 壓裂縫，SS6井，3 097.0 m

(a) 沙河子組砂礫巖孔隙度分布頻率；(b) 沙河子組砂礫巖滲透率分布頻率

表2 沙河子組砂礫巖儲(chǔ)層分類表

3 天然氣成藏特征

3.1 儲(chǔ)層致密與天然氣充注的先后關(guān)系

孔隙演化是儲(chǔ)層研究的難點(diǎn)。國(guó)內(nèi)外學(xué)者建立了多種孔隙演化預(yù)測(cè)方法，根據(jù)是否考慮溶解和膠結(jié)作用對(duì)孔隙演化的影響，可總結(jié)為2類：1) 僅考慮壓實(shí)作用對(duì)孔隙演化的影響，即孔隙度數(shù)值隨深度增大單調(diào)遞減，如依據(jù)埋深預(yù)測(cè)孔隙度[15]；依據(jù)時(shí)間與深度預(yù)測(cè)孔隙度演化[16]；綜合考慮埋深、溫度、儲(chǔ)層分 選、剛性顆粒含量、埋藏時(shí)間預(yù)測(cè)儲(chǔ)層孔隙度演化[17]。2) 全面考慮壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化的影響，認(rèn)為孔隙度隨著埋深的增大既可減小也可增大，孔隙演化受埋深、埋藏時(shí)間、溫度共同控制：地層溫度達(dá)到次生孔隙產(chǎn)生的窗口(70~90 ℃)之前，孔隙度隨深度和埋藏時(shí)間的增加而降低；溶蝕孔隙產(chǎn)生窗口內(nèi)儲(chǔ)層孔隙度有可能增大；溫度超過(guò)次生孔隙產(chǎn)生窗口之后孔隙度又呈下降趨勢(shì)[18]。

溶蝕作用和膠結(jié)作用對(duì)該區(qū)砂礫巖孔隙度具有影響作用，上述第2種方法考慮了兩者對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化的影響，更適合該區(qū)砂礫巖孔隙度演化定量模擬。為保證預(yù)測(cè)結(jié)果的可靠性，利用通過(guò)巖石薄片觀察與定量的成巖序列分析數(shù)據(jù)計(jì)算的成巖關(guān)鍵時(shí)刻的孔隙度校正模型內(nèi)的參數(shù)，建立了研究區(qū)成巖作用與致密儲(chǔ)層形成演化的關(guān)系模式(圖6)：1) 早期快速埋深壓實(shí)是儲(chǔ)層致密的主要原因，使孔隙度數(shù)值平均降低18.1%；2) 早期碳酸鹽巖和硅質(zhì)膠結(jié)開(kāi)始形成，占據(jù)原生粒間孔隙，使孔隙度平均降低2.2%，儲(chǔ)層趨于致密；3) 受烴源巖生排烴作用，砂礫巖中長(zhǎng)石和巖屑被部分溶蝕，儲(chǔ)層孔隙度平均增大5.3%，儲(chǔ)層物性有所改善；4) 晚期碳酸鹽巖膠結(jié)充填殘余粒間孔和溶蝕孔隙，儲(chǔ)層孔隙度平均降低4.1%，致密程度加劇。以10%作為致密儲(chǔ)層的孔隙度上限，多數(shù)儲(chǔ)層(Ⅰ和Ⅱ類儲(chǔ)層)在距今105 Ma孔隙度已降低至10%。烴源巖生烴史研究表明烴源巖生氣高峰期為105~55 Ma，據(jù)此判定該區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層先致密，天然氣后充注，即“先致密、后充注”的成藏模式。

3.2 天然氣充注期次

包裹體均一溫度能夠直觀地反映油氣成藏期次，如鄂爾多斯盆地上古生界天然氣包裹體均一溫度呈分布范圍較寬的單峰形態(tài)，指示晚三疊世到早白堊世天然氣從源巖層一直向儲(chǔ)層充注，為了與純粹的連續(xù)充注相區(qū)別，趙靖舟等[11]將其定義為“準(zhǔn)連續(xù)”，充注即“準(zhǔn)連續(xù)充注、一期成藏特征”。依據(jù)沙河子組310塊烴包裹體均一溫度統(tǒng)計(jì)(圖7)，均一溫度分布呈單峰特征，表明砂礫巖氣以“準(zhǔn)連續(xù)”方式充注。

圖6 沙河子組砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度演化

圖7 沙河子組包裹體均一溫度分布

4 致密砂礫巖氣資源潛力預(yù)測(cè)

徐家圍子斷陷致密砂巖氣勘探程度低，目前尚未進(jìn)入開(kāi)發(fā)階段，EUR類比法、FORSPAN、資源網(wǎng)格密度法等成熟的密砂巖氣資源評(píng)價(jià)方法在該區(qū)無(wú)法應(yīng)用。針對(duì)研究區(qū)勘探程度低的特點(diǎn)，分別采用容積法、類比法、成因法預(yù)測(cè)致密砂礫氣資源量。

4.1 容積法預(yù)測(cè)資源潛力

研究區(qū)致密砂礫巖儲(chǔ)層普遍含氣，氣藏分布面積不受圈閉控制，可利用“容積法”的基本思想建立基于儲(chǔ)層體積的資源量計(jì)算模型[19]：

(a) 孔隙度分布區(qū)間；(b) 孔隙度分布概率；(c) 含氣飽和度分布區(qū)間；(d) 含氣飽和度分布概率

圖9 沙河子組致密砂礫巖氣資源量概率分布

表3 致密砂巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[19]

注：評(píng)價(jià)等級(jí)分為好、較好、中等和差，評(píng)價(jià)分值分別為[1.0, 0.75), [0.75, 0.50), [0.50, 0.25)和[0.25, 0)。

4.2 類比法預(yù)測(cè)資源潛力

“類比法”以致密砂巖氣勘探成熟地區(qū)為樣板，以基本地質(zhì)條件對(duì)比為手段，通過(guò)地質(zhì)條件綜合打分的方法計(jì)算致密砂巖氣資源量。通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)外典型致密砂巖氣藏的解剖對(duì)比和對(duì)含氣性影響關(guān)鍵參數(shù)的研究，有學(xué)者建立了致密砂巖氣的地質(zhì)評(píng)價(jià)打分標(biāo)準(zhǔn)(表3)，進(jìn)一步將其應(yīng)用于國(guó)內(nèi)外勘探程度較高的致密砂巖氣田，統(tǒng)計(jì)了地質(zhì)評(píng)分與資源豐度的定量關(guān)系。依據(jù)表3中評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[10]，對(duì)徐家圍子斷陷進(jìn)行地質(zhì)評(píng)分，依據(jù)文獻(xiàn)[19]中典型致密砂巖氣藏地質(zhì)評(píng)分與資源豐度關(guān)系，得到研究區(qū)天然氣資源豐度，再結(jié)合有利區(qū)面積(3 200 km2)計(jì)算得到致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012ｍ3。

4.3 成因法預(yù)測(cè)資源潛力

成因法從生烴量角度出發(fā)，通過(guò)計(jì)算烴源巖的生烴量和運(yùn)集系數(shù)得到資源量，計(jì)算過(guò)程不涉及儲(chǔ)層參數(shù)，聚集系數(shù)的選取是該方法的難點(diǎn)和關(guān)鍵。沙河子組氣源巖與致密儲(chǔ)層疊置發(fā)育，致密砂礫巖氣屬于“源內(nèi)”成藏，致密砂礫巖氣運(yùn)聚系數(shù)應(yīng)高于該區(qū)常規(guī)天然氣運(yùn)聚系數(shù)(1.6%~2.4%)[14]。保守起見(jiàn)，令聚集系數(shù)取值0.5%，結(jié)合天然氣生成量36.5×1012m3，得到研究區(qū)致密的總資源量為0.18×1012m3。

4.4 資源潛力綜合分析

在以上3種資源量預(yù)測(cè)方法中，容積?蒙特卡羅方法的可信度最高，類比法次之，成因法的運(yùn)聚系數(shù)選取難度大，可信度最低。采用加權(quán)平均法預(yù)測(cè)沙河子組致密砂礫巖資源量，令蒙特卡羅方法、類比法和成因法的權(quán)重分別為0.5，0.3和0.2，計(jì)算得到沙河子組致密砂礫巖氣的資源量為0.18×1012m3。

5 結(jié)論

1) 沙河子組砂礫巖氣藏的氣源與儲(chǔ)層條件有利。煤系烴源巖分布廣，厚度大，成熟度高，烴源巖生氣持續(xù)時(shí)期長(zhǎng)，生氣強(qiáng)度大，天然氣內(nèi)甲烷含量高。砂礫巖儲(chǔ)層成熟度低，致密程度高，溶蝕孔隙和微裂縫導(dǎo)致相對(duì)高孔、高滲儲(chǔ)層的發(fā)育，高孔、高滲儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)較高的天然氣產(chǎn)能。

2) “先致密、后充注”的成藏特征。沙河子組烴源巖生氣高峰期為104~50 Ma，儲(chǔ)層致密化的時(shí)間為105 Ma，儲(chǔ)層致密化發(fā)生在烴源巖大量生氣以前，有利于天然氣的大面積成藏。

3) 致密砂礫巖氣資源潛力大。容積?據(jù)蒙特拉羅方法估算致密砂礫巖氣資源量為0.16×1012m3(期望值)，類比法估算致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012m3，成因法估算致密砂礫巖氣資源量為0.18×1012m3，3種方法加權(quán)計(jì)算沙河子組砂礫巖氣資源潛量為0.18×1012m3。

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(編輯 楊幼平)

Characteristic and resource potential of tight sandy conglomerate gas reservoir in Shahezi formation of Xujiaweizi Depression

CHEN Haifeng1, 2, WANG Fengqi1, 2, Wang Min3

(1. Key Laboratory of Formation Mechanism of Oil and Gas Reservoir and Resource Evaluation in Heilongjiang Province, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2. Key Laboratory of Formation Mechanism of Oil and Gas Reservoir and Resource Evaluation in Heilongjiang Province, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 3. Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy(RIUP&RE), China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China)

Accumulation rules and resource penitential of tight sandy conglomerate gas in the Lower Cretaceous Shahezi formation of the Xujiaweizi fault depression were discussed based on the practice of oil and gas drilling and comprehensive study of geological, geophysical and geochemical data. The results show that the source rocks widely distributed in the depression, with the long hydrocarbon generation period, high gas generation intensity and the high methane content in natural gas. Sandy conglomerates are low in maturity and highly compacted. The eservoir space type is mainly secondary dissolved pore, the reservoir contains gas generally, and the productivity is closely related to physical properties. The densification of reservoir occurred before the peak of gas generation, thus the reservoir forming model is ‘reservoir tight first and gas filled later”. Natural gas filled continuously, with the one stage forming period and a "quasi-continuous" way. On the basis of gas reservoir study, three methods are used to predict the resource quantity of sandy conglomerate gas. Gas resource estimated by Volume-Monte Carlo method is about 0.16×1012m3(expected value). Gas resource estimated by resource abundance analogy method is abput 0.21×1012m3. Gas resource estimated by genetic method is about 0.18×1012m3. Average value of gas resource estimated form three methods is 0.18×1012m3.

tight; sandy conglomerate; reservoir; gas accumulation; resource potential; Shahezi formation; Xujiaweizi depression

TE122.2

A

1672?7207(2018)01?0141?09

10.11817/j.issn.1672-7207.2018.01.019

2017?01?16；

2017?04?20

國(guó)家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(41402110)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)(14CX05017A) (Project(41402110) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project(14CX05017A) supported by the Fundamental Research Funds for the Central Universities)

陳海峰，博士，副教授，從事地球物理測(cè)井與油氣資源評(píng)價(jià)研究；E-mail: dqpi_chenhaifeng@sina.com