多层天然气藏叠加的地表化探异常特征及实例

通过大量实践,总结了单层气气藏、含双层气气藏和含多层气气藏在理想条件下的异常形态特征,实例为解释油气化探异常提供了一定的地球化学依据。     

川西前陆盆地流体的跨层流动和天然气爆发式成藏

川西前陆盆地是我国西部典型的前陆盆地,也是我国重要的致密砂岩含气区。盆地上三叠统须家河组二段和四段等渗透层中的流体跨过须家河组三段、五段等不渗透层流入侏罗系自流井组、千佛岩组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组等渗透层,即发生了流体的跨层流动。流体的跨层流动一方面使侏罗系砂岩发生了受酸性水控制的次生溶蚀作用,从而改善了侏罗系的储集条件;另一方面为侏罗系形成天然气藏提供了气源条件。盆地天然气成藏具有烟囱效应、早聚晚藏和异常高压等特征。深盆气是天然气早期聚集在川西前陆盆地上三叠统(主要是须二段和须四段)的基本形式,是后期天然气成藏的基础,本文称之为气库区。天然气藏形成是由地壳隆升作用致使早期聚集的气库区决口,引起流体跨层流动,天然气以速度快、规模大和范围窄的形式运移和聚集,本文称之为爆发式成藏。爆发式成藏形成了上三叠统晚期裂缝重组气藏和侏罗系气藏(并非都是次生气藏)两类气藏。早期天然气聚集和定位地区的确定和评价是今后川西前陆盆地天然气勘探的重点和难点。     

具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用

物质平衡法是计算气藏地质储量、水侵量、补给气量的有效方法之一.具有补给气的异常高压有水凝析气藏是气藏开发中最复杂的类型之一,兼具异常高压气藏、凝析气藏和补给气的边底水气藏的特性.综合考虑开发过程中的凝析油析出,岩石、束缚水和凝析油弹性膨胀,水相挥发,凝析气相中水蒸气增多,水溶气溢出,边底水的推进及外来气补给等复杂物理现象,根据物质平衡原理,推导了具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程,并运用相对海明距离及关联度理论,以驱动指数均方差、比拟压力与采出程度偏差指数和综合目标函数为分析因素,分析了各组合方案贴近程度及相似程度,挑选最佳组合方案并确定出地质储量、补给气量及水侵量,同时计算了水体倍数.实例计算表明:中国西北某凝析气藏地质储量为66.80×108 m3,如果忽略凝析油,计算地质储量偏大,误差高达91.77%,其次是水侵、弹性膨胀和气侵的影响,误差分别为75.75%、23.95%和12.87%,而溢出水溶气为2.69%与水蒸气为1.65%,影响较小,但也不可忽略.     

具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用

物质平衡法是计算气藏地质储量、水侵量、补给气量的有效方法之一.具有补给气的异常高压有水凝析气藏是气藏开发中最复杂的类型之一, 兼具异常高压气藏、凝析气藏和补给气的边底水气藏的特性.综合考虑开发过程中的凝析油析出, 岩石、束缚水和凝析油弹性膨胀, 水相挥发, 凝析气相中水蒸气增多, 水溶气溢出, 边底水的推进及外来气补给等复杂物理现象, 根据物质平衡原理, 推导了具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程, 并运用相对海明距离及关联度理论, 以驱动指数均方差、比拟压力与采出程度偏差指数和综合目标函数为分析因素, 分析了各组合方案贴近程度及相似程度, 挑选最佳组合方案并确定出地质储量、补给气量及水侵量, 同时计算了水体倍数.实例计算表明: 中国西北某凝析气藏地质储量为66.80×108 m3, 如果忽略凝析油, 计算地质储量偏大, 误差高达91.77%, 其次是水侵、弹性膨胀和气侵的影响, 误差分别为75.75%、23.95%和12.87%, 而溢出水溶气为2.69%与水蒸气为1.65%, 影响较小, 但也不可忽略.      

煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

煤系叠合型气藏是含煤地层煤系气特有的关键成藏类型,煤系叠合型气藏的发现、勘探开发实践与研究探索为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新领域和新思路。提出并阐述煤系叠合型气藏的概念、主要类型、发育特征和赋存分布,探讨煤系叠合型气藏的形成条件、成藏过程、成藏模式,揭示其形成机理,重点讨论2种主要类型煤系叠合型气藏的地质适配性勘探开发技术模式,分析前瞻了煤系叠合型气藏在煤系气勘探开发中的应用。研究表明:我国发育(分流)河道砂体与煤层接触型(华北型)、煤层?砂岩–泥岩互层型(华南型)、煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型(东北型)3类煤系叠合型气藏,分布赋存分别以华北地区山西组、华南地区龙潭组和东北地区城子河组为代表;沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素,三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、支流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合;煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征,统一的含气系统和压力梯度一致是其本质特征;含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理,喜马拉雅期是华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期;高分辨率地震岩相解释识别气藏与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征,“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。这些技术模式已得到应用并将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效开发提供重要支持。      

低渗低阻产水气藏气水层识别:以广安气田须家河组为例

广安气田上三叠统须四段和须六段气藏发育了构造气藏、构造-岩性气藏和岩性气藏.储层具有低孔、低渗、低阻和高束缚水饱和度特征.空间上,储层孔渗相关关系变化大,气水分布复杂,气水层识别困难.根据岩心对测井的标定,研究了须四段和须六段四性关系,认识到储层为细砂岩、中砂岩和粗砂岩,具有低自然伽马、低补偿密度、低电阻率和高声波时差特征,而物性与含气性无明显相关性.采取了分层、分区块建立储层孔隙度、渗透率模型,提高了物性解释精度.不同气藏类型具有不同的气水分布,应用阵列感应、核磁共振和综合判识3种方法进行了气水层识别,提高了广安气田气水层识别精度.这些方法在广安气田的应用表明可以准确识别构造气藏和构造-岩性气藏的气、水层,但对构造幅度低的岩性气藏识别精度不高,因为在这些岩性气藏中气水分异不彻底,气层与气水同层、水层含水饱和度是渐变的.      

川西坳陷根缘气藏异常地层压力

典型根缘气的成藏服从活塞式运聚原理,气水之间的整体推移式排驱作用在机理上产生高异常地层压力。在致密的储层条件下,根缘气藏中的天然气渗流受阻,当地层发生抬升或沉降运动时,地层压力的调整需要较之常规储层气藏更长的时间,从而形成了原始地层压力较长时间地滞留。川西坳陷根缘气发育,其中区域性分布的高异常地层压力为根缘气成藏的直接产物之一,区域上的高异常地层压力除与根缘气成藏直接有关外,还与根缘气成藏前的欠压实作用及成藏后的区域性构造抬升有关。由于地层流体的系统封闭性较好,现今的高异常地层压力为三阶段演化及三级升压作用叠加的结果,即晚侏罗世中晚期之前欠压实及生烃等作用、晚侏罗世中晚期至古近纪中晚期热裂解生气及根缘气成藏作用、古近纪中晚期以后区域地层抬升导致压力滞留及相对升压等多阶段、多因素的综合作用。从异常地层压力变化的剖面结构及计算结果分析,1.42的压力系数主要为成藏期后的区域构造抬升等因素所贡献,更高的压力系数则主要由根缘气成藏所产生。根据这一界限,大致可以确定根缘气的发育范围。     

库车坳陷东部致密砂岩气藏发育特征与富集规律

库车坳陷东部致密砂岩气是库车天然气勘探开发的重要接替领域。由于研究区致密砂岩气藏的复杂性,目前对该区气藏的特征与分布规律还不十分清楚。从气藏的基本特征研究入手,通过对依南2气藏的解剖研究,认为本区致密砂岩气藏具有砂岩储层致密、微裂缝发育、异常高压发育、含气饱和度低等特征。其中孔隙度低、渗透率高是该区致密砂岩气藏的独特特征;排驱压力与喉道半径对气藏的成藏效率具有重要的影响;致密砂体中发育的裂缝对天然气的聚集和富集具有重要的影响和控制作用,表现为早期微裂缝提高了天然气的充注聚集效率,晚期构造缝控制了天然气富集带的分布。气藏类型为晚期成藏、持续充注的异常高压致密砂岩气藏。     

苏里格气田储层含水特征与测井识别方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8、山1气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,压裂试气部分井出水。根据测井响应特征及非均质性将气层含水情况分为束缚水、层间水、滞留水3类,分析了3类含水气层特征,并在天然气测井响应机理研究的基础上提出了侵入分析与感应侧向联合解释法、分区图版法及气测综合判识法等气水层判识技术,使该地区气层测井解释符合率从70%左右提高到80%以上。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏成藏机理之辩析

通过对鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成基本条件、气水分布规律和成藏动力学特征研究分析.并与北美典型深盆气进行对比发现,如果仅从气源丰富、储层致密、异常压力、大面积舍气等气藏表现特征观察,上古生界气藏与典型深盆气藏极为相似.但从各区气藏形成条件来看,上古生界烃源岩生气速率慢,持续地供气条件较差;气藏上倾方向多因物性或岩性封挡,主要表现为非均质储层条件下的岩性和构造一岩性气藏类型;舍气范围内的同一气层连通性较差,气水分布受区域构造控制,局部明显存在边底水,也没有整体活塞式气驱水作用形成的区域性气水界面.成藏动力学机理反映,上古生界储层毛细管阻力过大,天然气二次运移的浮力不够,主要是就近运移聚集成藏,没有大规模运移的迹象,难以实现整体活塞式气驱水运移.所以用深盆气藏成藏机理还不能合理解释鄂尔多斯盆地上古生界气藏成因.综合分析认为,持续供气能力不够、储层连通性差是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的主要原因.     

鄂尔多斯盆地中部油气聚集区带地球化学特征研究

鄂尔多斯盆地中部存在明显的、东西方向的地球化学异常区带，异常区带有异常范围大、强度高和分布有序等特征，是地下油气信息的反映。从化探烃类指标浓度变化、比值特征和三维荧光图谱特征等方面对异常进行了研究，并结合本区的构造特征和石油地质条件对异常的形成进行了分析，证实了化探异常的形成与盆地中部的大型东西向构造带和东西向气聚集区具有密切的关系，对天然气的勘探具有参考价值。     

四川天然气化探异常模式的研究

根据四川盆地两个天然气藏的土壤地球化学异常特征、指标间的组合关系 ,建立了“环中顶”和“面状”化探异常模式。经川西地区油气化探生产实践 ,表明两种异常模式对寻找天然气藏具有良好的效果     

油气地表化探中干扰因素的排除及其效果

地下油气藏中烃类垂向运移及其环晕效应已为很多油气田所证实;以此为基础,多指标多参数的油气化探方法在实际工作中得到了广泛应用.但化探效果并不总令人满意,究其原因主要是对地表自然条件的复杂性、油气圈闭类型的多样性及化探异常模式的多样性考虑不足.过去,一般在地质及地表地球化学条件都比较简单的情况下,容易取得化探效果;在复杂的情况下,就很难取得实效.本文通过笔者近年来亲自进行的部分油气化探勘查实例,总结了地表景观、介质等影响因素的排除方法及环晕异常与顶部异常识辨等问题.     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区油气化探特征及含油气远景评价

在研究鄂尔多斯盆地杭锦旗区域地球化学特征的基础上,依据化探异常特征及评价,结合油气地质条件,对该区进行含油气远景评价,指出了该区有利天然气聚集区带,为下一步天然气勘探部署提供了可靠依据.     

柴达木盆地油气化探应用效果

在柴达木盆地进行了大规模的地表油气化探和井中化探勘探工作,结果显示油气化探对盆地内现有油气田具有良好的地质指示效果,并建立了以环状或半环状晕为主的油气藏综合化探异常模式。油气化探技术在盆地勘探新区的油气远景预测评价、钻井预测等方面效果良好,在现场随钻预测和发现井中油气产层、显示层方面亦取得了良好效果。因此,油气化探技术在柴达木盆地具有广阔的推广应用前景。     

电吸附方法在油气勘探中的试验研究

阐述电吸附方法在油气勘探中的应用原理 ,指出任何油气藏周围都存在一个强弱不均的天然电场、氧化还原场及地球化学场 ,而与油气藏伴生的金属元素在这些物理化学场的共同作用下会发生溶解并向地表迁移 ,于地表形成后生地球化学异常。异常空间形态呈顶部晕或环带晕特征。通过在已知油田上方野外采集与常规化探相同的土壤次生晕样品 ,在室内的特殊装置内通电后 ,籍吸附介质捕集能够电运移的元素离子 ,经测试分析获得指示油气藏上方向的明显异常。又在未知区的电吸附异常区内经钻井验证获得高产工业油井 ,证实电吸附方法对寻找油气藏具有一定的有效性。     

油气藏各发展时期的地表地球化学异常特征

研究认为油气藏各发展时期的地表地球化学异常特征系一个动态的过程。在油气地球化学勘探中,根据这些异常的特征及形态组合,可以判断深部油气藏的性质和保存状态,为油气钻探提供地球化学依据。     

氡气勘查地球化学技术研究与应用--氡气测量在百色、南宁盆地的应用效果

以百色盆地、南宁盆地为例,重点论述氡气勘查地球化学技术在未知区域的应用效果.其中,在百色盆地西部地陷构造圈闭的有利地段,发现了比较好的氡气异常与其相吻合;在南宁盆地北湖坳陷,同样取得了一些新认识和非常值得深入讨论以及有待进一步试验研究的成果.     

沉积盆地型与隆起山地型地热系统地表地球化学异常模式差异性分析

地球化学勘探技术作为地热资源综合勘查技术之一,在地热勘探开发中发挥了重要作用。沉积盆地型与隆起山地型地热系统由于自身地质特征的不同,必然造成它们的地球化学判识指标和异常模式存在差异。目前国内外尚缺乏对这两种类型地热系统判识指标和地球化学异常模式差异性进行地质地球化学分析,导致针对不同的勘探对象在方法选择和异常解释上依据不足。以典型沉积盆地型地热系统——河北雄县地热系统,隆起山地型地热系统——安徽巢湖半汤地热系统为例,开展地球化学方法试验,建立了两种类型地热系统的地表地球化学异常模式,并从地热系统的地质因素(热源、热水、热储、通道、盖层)出发,对其地表地球化学异常模式差异性进行分析,表明隆起山地型地热系统地表地球化学异常模式为受导水断层、破碎带控制的正异常;沉积盆地型地热系统气体地球化学异常模式为受热储构造控制的正异常,微量元素地球化学异常为受氧化还原环境控制的负异常;二者在有效地球化学指标组合和异常形态上均存在差异。研究结果为不同类型地热系统勘探提供方法和理论依据。