Abstract

The Hechuan gas play of the second member of the Xujiahe Formation (Xu-2) in Sichuan Basin of China has low porosity and permeability and is a typical tight sandstone gas resource play During 2008, 64 wells were drilled in the Hechuan gas play in our study area, of which 34 wells tested gas with commercial flow. The proven reserves in the Hechuan block (HC1) are 4.1 TCF over an area of 505.2 km2. The probable reserves in the Tongnan block (TN2) are 4.2 TCF in an area of 437.3 km2. To forecast the resource potential and geographic distribution of the tight gas in the Hechuan play, we used a numerical method to characterize the continuous tight gas accumulations. Unlike the existing models for conventional resource estimation, the genetic method proposed here is based on the principles of a unique trapping mechanism and pooling dynamics of the tight gas accumulations. We assume that the over-pressure associated with hydrocarbon (gas) generation in the source rocks is the primary driving force for gas migration and accumulation in tight reservoirs. This approach takes into account the interrelationships among the free-gas pressure in the source rocks, the reservoir formation water pressure, the capillary pressure, the compaction history, and diagenetic and hydrocarbon generation history and processes. A numerical model is established to represent the equilibrant processes of the various pressure components and the charging height of the free-gas column. The simulation results on both the resource potential and geographic location are consistent with what has been discovered in the target blocks (HC1 and TN2) and the model also predicted that about half of the total tight gas resource remains undiscovered. Geographically, the remaining resources are distributed in the northeastern areas of the HC1 block, and in the north and southeast of the TN2 block.

Abstract

La zone gazéifère de Hechuan du second membre de la Formation de Xujiahe (Xu-2) dans le bassin du Sichuan, en Chine, se caractérise par une faible porosité et perméabilité et en cela, elle représente les réservoirs gaziers compacts typiques dans des grès. Au cours de 2008, 64 puits ont été forés dans la zone gazéifère de Hechuan, le secteur étudié, dont 34 d’entre eux ont vu leurs essais de puits de gaz réussis avec une production commerciale. Les réserves prouvées dans le bloc de Hechuan (HC1) sont de 4,1 Tpi3 sur une superficie de 505,2 km2. Pour le bloc de Tongnan (TN2), les réserves probables sont de 4,2 Tpi3 sur une superficie de 437,3 km2. Pour prévoir le potentiel des ressources et la répartition géographique des réservoirs gaziers compacts dans la zone gazéifère de Hechuan, nous avons utilisé une méthode numérique pour caractériser les gisements continus de gaz compacts. À l’opposé des modèles d’estimation existants pour les ressources conventionnelles, la méthode génétique proposée dans le présent document repose sur les principes d’un mécanisme de piégeage unique et la dynamique de concentration des gisements de gaz compacts. Nous supposons que la surpression associée à la production d’hydrocarbures (c.-à-d. le gaz) dans la roche-mère est le principal vecteur de la migration et de l’accumulation gazéifères des réservoirs gaziers compacts. Cette méthode tient compte de l’interaction entre la pression du gaz libre dans la roche-mère, la pression d’eau de la géométrie du réservoir, la pression capillaire, l’historique de la compaction, les processus et l’historique de la diagenèse et de la production d’hydrocarbures. On établit donc un modèle numérique pour représenter les processus d’équilibre des diverses composantes de la pression et de la hauteur de charge de la colonne de gaz libre. Les résultats de la simulation touchant les ressources potentielles et l’emplacement géographique correspondent aux découvertes dans les blocs-cibles (HC1 et TN2), et le modèle a également prévu qu’environ la moitié de la totalité des gisements gaziers compacts demeure non découverte. Sur le plan géographique, le restant des ressources est réparti dans les régions nord-est du bloc HC1 ainsi qu’au nord et au sud-est du bloc TN2. Michel Ory

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