松辽盆地徐家围子断陷徐深气田流体相态及物理化学性质

通过实验测试并结合理论计算,本文确定了徐深气田典型区块和气层组的天然气偏差系数及PVT相态,发现天然气偏差系数受温度、压力和天然气组成的共同作用,天然气组份中CO₂,含量大于80%的2口井的天然气偏差系数明显低于其它井.天然气中饱和水汽含量高低受储层温度、压力、气体组成和地层水含盐量等因素的综合影响.这为深入开展气藏储量评价、开发动态分析、气藏数值模拟和气井出水机理等研究提供了可靠的基础参数.     

松辽盆地北部昌德东CO2气藏的自生自储成藏模式

松辽盆地北部昌德东CO₂气藏的“自生自储“成藏模式指成藏气体主要是无机成因的幔源火山岩吸附气，后期的构造运动使裂缝连通、天然气汇聚成藏。证据有：火山岩含有WB为0.429%~1.387%的吸附CO₂，具有孔隙和缝隙相互组合的双孔介质，说明火山岩既可作为CO₂气的源岩，亦可作为储层；昌德东CO₂气藏中存在近距离不均一的CO₂含量空间分布、下贫上富的储层CO₂含量和上高下低的CH₄-CO₂平衡温度等特征。中国东部幔源—岩浆成因的CO₂气藏地区均发育幔源火山岩，说明该成藏模式具有现实的可能性和普遍性。     

利用包裹体中气体地球化学特征与源岩生气模拟实验探讨鄂尔多斯盆地靖边气田天然气来源

鄂尔多斯盆地上、下古生界地层包裹体气体与气藏中气体地球化学性质对比表明:上古生界气藏中气体与包裹体中气体地球化学性质相似,气藏中气体的地球化学性质能代表成藏初期气体的原始特征;而下古生界气藏中气体与包裹体中气体的地球化学性质差别很大,下古生界气藏中的气体与下古生界源岩模拟生成气体也有非常大的差别。因此,下古生界气藏中的气体不能代表来自下古生界源岩产生天然气。结合前人关于奥陶系源岩的模拟生成天然气、包裹体中气体以及靖边气田天然气的地球化学特征,提出来源于奥陶系的天然气应具有δ¹³C₁<-38‰、δ¹³C₂<-28‰的特征。下古生界地层包裹体中气体与气藏中气体地球化学性质对比表明,下古生界气田天然气乙烷碳同位素的变化范围也比甲烷碳同位素的变化范围大很多,乙烷碳同位素不适合作为判断靖边气田天然气来源的标准。在此基础上,以上古生界天然气甲烷碳同位素的平均值(-32.90‰)与下古生界δ¹³C₁<-38‰天然气甲烷碳同位素的平均值(-39.04‰)分别作为上、下古生界来源天然气甲烷碳同位素的界限值,通过简单计算认为靖边气田大约85%的天然气来源于上古生界煤系。     

采空区对CO2置换开采海域天然气水合物置换效果影响的实验研究

为揭示固体开采形成的采空区对CO₂置换开采天然气水合物置换效果的影响,开展了含采空区储层与完整储层的CO₂/N₂置换开采不同天然气水合物饱和度对比实验研究。结果表明：对于水合物饱和度分别为30%和45%的试样,含采空区储层较完整储层的CH₄置换率分别提高了5.5%和9%,单位体积CO₂封存量分别提高了26.5%和39.8%。采空区的存在提高了置换介质与天然气水合物的摩尔比率,从而提供了更高的置换驱动力;且在较高水合物饱和度试样中采空区还会提高置换介质的扩散作用,导致含采空区储层的置换效果好于完整储层。因此,在固体开采后进一步进行CO₂置换开采,可以提高置换开采效率,同时有助于碳封存与地层稳定,是一种潜在的海域天然气水合物安全、绿色开采模式。     

复杂岩性储层渗透率-应力敏感性及其对气井产能的影响

采用变流压定围压试验方式,在高温、高压条件下模拟了气藏开发过程,研究了复杂火山岩气藏储层渗透率应力敏感性,对比了变流压定围压与常规的定流压变围压方式评价储层应力敏感性的异同。试验结果表明,火山岩储层渗透率随着孔隙压力的减小而减小,渗透率减小主要发生在孔隙压力从40 MPa下降至25 MPa的变化区间,渗透率损失率与其初始渗透率之间的相关性较差,这与常规沉积砂岩储层具有一定的差别。变流压定围压试验评价的应力敏感性强于定流压变围压评价结果,气藏储层有效应力变化范围内两种试验评价的应力敏感性结果差异更大。基于渗流力学理论,推导得到考虑应力敏感性的气井产能方程。计算结果表明,考虑应力敏感性时气井无阻流量约为不考虑应力敏感性时的63.28%,应力敏感性对气井产能的影响随着生产压差的增大而增大。     

塔里木盆地迪那2气田特低渗砂岩储层应力敏感性研究

迪那2气田是西气东输的主力气田之一,地层压力高（106 MPa）、压力系数高（2.25）,是一个带裂缝低孔、特低渗异常高压凝析气藏。为正确评价在开采过程中储层岩石随着地层压力的下降而发生的弹塑性形变,开展了迪那2气田储层应力敏感性实验研究。通过对岩心样品在不同有效应力下的孔隙度、渗透率的测试,分析了储层岩石物性随压力的变化规律,得到了迪那2气田典型储层的全应力应变曲线,定量地描述了地层压力降低后岩石出现的永久塑性变形特征。该成果为确定迪那2气田单井产能、制定气田开发规划奠定了基础,也为类似气田的开发基础研究提供了有效的技术方法和手段。     

水射流破碎联合CO2置换开采天然气水合物新工艺及实验研究

本文对目前开采天然气水合物的5种方法进行了归纳总结,重点分析了CO₂置换开采以及固体开采法,并通过分析这2种开采方法的优劣势,提出了水射流冲蚀、破碎海洋天然气水合物储层联合CO₂置换开采天然气水合物的新思路。水射流冲蚀、破坏水合物储层后形成的采空区能为CO₂提供更好的储藏空间并提高其与储层的作用面积,提高置换效率;封存的CO₂水合物也可以提高水合物储层的稳定性,具有良好的互补效应。实验结果表明,在整个置换过程中,含采空区储层CH₄置换率为24.3%,CO₂封存率为22.1%;完整储层CH₄置换率为15.3%,CO₂封存率为20.9%,置换率提升约59%,封存率提升约5.7%。采空区的作用主要体现在提升水合物置换介质的注入量上。     

鄂尔多斯盆地苏里格大气田天然气成藏地球化学研究

苏里格大气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部,属于典型的低渗砂岩气田。对天然气组分和同位素组成研究表明,苏里格大气田上古生界天然气以干气为主、湿气为辅,甲烷含量为82.729%~98.407%,干燥系数为84.7%~98.8%,δ¹³C₁值为-36‰~-30‰,δ¹³C₂值为-26‰~-21‰,属于高成熟度的煤成气;气田范围内各井区天然气组分和碳同位素组成变化较小,暗示其来源和成藏过程的一致性。根据储层流体包裹体镜下观察、包裹体均一温度、含烃包裹体丰度、颗粒荧光定量(QGF)、包裹体激光拉曼分析,苏里格大气田上古生界储层发育盐水包裹体、气体包裹体、液态烃包裹体、CO₂包裹体等不同类型流体包裹体,主要产于石英次生加大边、微裂隙及胶结物中;包裹体均一温度分布呈连续的单峰态,分布范围为80~180℃,主峰温度为100~145℃;上古生界砂岩储层样品的含烃包裹体丰度不高(多为1%~5%),QGF强度较低(1~10pc)。研究认为,苏里格大气田天然气充注可能是一个连续的过程,主要经历了一期成藏,其主要成藏期为晚侏罗世-早白垩世。通过生气动力学与碳同位素动力学的研究表明,苏里格大气田天然气主要来源于苏里格地区及周缘的石炭-二叠系煤系烃源岩,为近源充注、累积聚气成藏。     

中国东部CO2气地球化学特征及其气藏分布

中国东部CO₂气田(藏)发育广泛,分布复杂。本文对中国东部松辽、渤海湾、苏北、三水、东海、珠江口、莺琼、北部湾等盆地和内蒙古商都地区以及部分现代构造岩浆活动区CO₂气田(藏)和气苗中CO₂的地球化学特征进行了分析和研究,探讨了中国东部CO₂气的成因、来源及分布。中国东部CO₂气的含量主要分布区间为0~10%,其次为90%~100%,呈现典型的U字型。δ¹³C_CO2值则呈现典型的单峰式分布,峰值区间为-6‰~-4‰。CO₂含量、δ¹³C_CO2值和R/Ra值综合表明,中国东部高含CO₂气以幔源无机成因为主,混有部分有机成因气和(或)壳源无机气。中国东部已发现的36个无机成因CO₂气田(藏)在空间分布上与新近纪及第四纪北西西向玄武岩活动带展布一致,深大断裂和岩浆活动是无机成因CO₂富集、运移和分布最重要、最直接的两大主控因素。     

川东北飞仙关组甲烷为主的TSR及其同位素分馏作用

川东北开江-梁平陆棚东北侧飞仙关组多孔鲕粒白云岩中发生了以甲烷为主的热化学硫酸盐还原作用(TSR),产生高达20%的H₂S;而西南侧鲕粒灰岩以低孔、低H₂S天然气为特征。东北侧白云岩主要发育白云石粒间溶孔或粒间扩大溶孔,这些溶孔可与方解石(δ¹³C=-10‰~-19‰)、储层沥青、元素硫、黄铁矿和石英紧密共生,可分布于片状储层沥青与白云石晶体之间,说明白云石溶解作用发生在沥青形成以后。白云石的溶解作用导致现今天然气以无机CO₂为主,δ¹³C_CO2主要介于-2‰~+2‰之间。这种溶解作用是在酸性条件下,硬石膏或天青石参与下发生的,可能先产生MgSO₄配对离子,而后MgSO₄又与甲烷反应产生H₂S,净增大了孔隙。研究还发现,普光气田及以东天然气的来源不同于河坝和元坝天然气;对普光气田及以东天然气分析显示,甲烷δ¹³C值与残余烃含量 之间存在对数相关关系。这表明TSR过程中,甲烷同位素分馏作用遵从封闭体系下瑞利分馏原理。据此计算显示,渡4井约有15%甲烷被氧化了。     

南海西部异常高温高压气藏区域产能预测技术

南海西部存在大量高温高压高二氧化碳气藏,“三高”气藏气井测试费用高、产能预测难度大,设计变内压建束缚水应力敏感实验、含CO₂天然气PVT实验研究应力敏感、CO₂含量、表皮系数对高温高压气井产能的影响.通过大量实验,明确了高压气藏“两段式”应力敏感变化规律,得到了靶区应力敏感综合评价系数;分析不同压力下CO₂含量对天然气偏差系数、黏度等参数的影响,高压下影响较低压下大,基于实验数据推导建立一种适用于高中低二氧化碳含量的全范围偏差系数校正模型.最终建立同时考虑应力敏感、二氧化碳、表皮系数影响的区域产能预测图版,提高产能预测精度,降低测试费用,在南海西部高温高压气井应用效果较好.      

构造电阻率差比值法识别火山岩裂缝地层天然气层

在基岩电阻率较高的硬地层中,除去泥质、孔隙和其他矿物等因素的影响后,地层电阻率与致密围岩电阻率的差异就被认为是裂缝以及地层孔隙中储存的流体性质引起的。选择相同岩性含气储层与致密围岩层的电阻率值,利用数值反演的方法确定出计算含气层段消除裂缝以及孔隙中流体性质影响以后的地层真电阻率公式,定义地层真电阻率和深侧向电阻率的差值与地层深侧向电阻率的比值为构造电阻率差比值,该参数主要反映裂缝以及孔隙中的流体性质对电阻率降低幅度的影响。因此,利用差比值法可以识别火山岩裂缝地层的流体性质,进而制作油层、气层和水层的判别图版,并结合其他测井曲线、油藏动态资料以及气测信息综合识别火山岩裂缝地层天然气层。该方法在准噶尔盆地研究区火山岩天然气层的识别中取得了很好的应用效果,解释结论与试油结果基本吻合。     

火山岩气藏储层岩相特征及其对储层物性的影响——以徐深气田徐东地区白垩系营城组一段火山岩为例

为了有效预测和开发火山岩气藏储层,以徐深气田徐东地区营城组一段为例,对火山岩岩相特征及其对储层物性的影响进行了分析。在火山岩岩石类型划分基础上,结合地质、测井和地震资料综合分析,识别火山岩体。在火山体内通过单井、剖面和平面地震相、火山岩相特征分析,将研究区火山岩相划分为爆发相、溢流相等5种类型和溅落亚相等16种亚相类型。结果表明,火山岩岩性及其组合是划分火山岩岩相的基础,而火山岩相的空间展布又控制着火山岩气藏有利储层的分布。溢流相顶部、上部和下部亚相、爆发相溅落亚相和空落亚相、侵出相中带、外带亚相和火山通道相的火山颈亚相等为优质储集体发育部位。     

火山活动影响下的致密砂岩气储层特征及气藏富集主控因素

受火山活动影响的致密砂岩气藏是一种特殊的致密气藏。本文以松辽盆地南部德惠断陷为例,综合应用岩芯、分析化验、测井、地震和气藏测试资料,研究火山活动特征、火山活动影响下致密砂岩沉积、储层特征及富集主控因素。在火山作用和火山相分析基础上,研究砂岩储层的沉积、岩性和物性特征,明确扇三角洲前缘为有利储层相带,提出致密砂岩储层划分标准。通过对德惠断陷致密气藏系统研究表明,火山作用对致密砂岩气藏的天然气形成、气藏温压系统、成藏有重要影响。主要表现在四个方面:(1)晚期火山活动形成的火山侵入,增加了地层温度压力,促进了烃源岩生排烃;(2)火山活动影响湖盆沉积充填,控制储层分布,促进优质储层发育,为气藏富集提供了良好储集空间;(3)早中两期火山活动对整个地层起到了"包裹作用",促进了圈闭的形成;(4)火山活动与区域生排烃期次的时空配置好,保证了致密砂岩气成藏和富集。这些认识对致密砂岩气藏的形成与分布研究有重要的借鉴意义。     

Geothermal energy exploitation from depleted high-temperature gas reservoirs by recycling CO2:The superiority and existing problems

CO2 can be used as an alternative injectant to exploit geothermal energy from depleted high-temperature gas res-ervoirs due to its high mobility and unique thermal properties.However,there has been a lack of systematic anal-ysis on the heat mining mechanism and performance of CO2,as well as the problems that may occur during geothermal energy exploitation at specific gas reservoir conditions.In this paper,a base numerical simulation model of a typical depleted high-temperature gas reservoir was established to simulate the geothermal energy exploitation processes via recycling CO2 and water,with a view to investigate whether and/or at which condi-tions CO2 is more suitable than water for geothermal energy exploitation.The problems that may occur during the CO2-based geothermal energy exploitation were also analyzed along with proposed feasible solutions.The re-sults indicate that,for a depleted low-permeability gas reservoir with dimensions of 1000 m × 500 m × 50 m and temperature of 150℃using a single injection-production well group for 40 years of operation,the heat mining rate of C02 can be up to 3.8 MW at a circulation flow rate of 18 kg s-1 due to its high mobility along with the flow path in the gas reservoir,while the heat mining rate of water is only about 2 MW due to limitations on the injectivity and mobility.The reservoir physical property and injection-production scheme have some effects on the heat mining rate,but CO2 always has better performance than water at most reservoir and operation condi-tions,even under a high water saturation.The main problems for CO2 circulation are wellbore corrosion and salt precipitation that can occur when the reservoir has high water saturation and high salinity,in which serious salt precipitation can reduce formation permeability and result in a decline of CO2 heat mining rate(e.g.up to 24％reduction).It is proposed to apply a low-salinity water slug before CO2 injection to reduce the damage caused by salt precipitation.For high-permeability gas reservoirs with high water saturation and high salinity,the supe-riority of CO2 as a heat transmission fluid becomes obscure and water injection is recommended.     

松南气田火山岩气藏产水特征和控水策略

基于天然气单次闪蒸实验、气藏水化验分析两种方法,区分松辽盆地松南气田气井产水类型;结合气藏精细描述,分析不同气井的产水机理;进一步利用数值模拟,探索火山岩气藏控水策略。松南气田产水可分为凝析水和地层水两种类型,构造高部位火山机构气井产凝析水,构造低部位火山机构气井产地层水。断层引起的底水上窜是造成构造高部位钻井产少量地层水的主要原因。通过数值模拟发现,采气速度越高,边底水锥进越快。松南气田火山岩气藏最优采气速度约在3.6%。根据高部位高配、低部位低配的控水原则,明确了不同类型、不同构造部位火山岩气井合理产量,可有效控制火山岩气井出水,实现气藏稳产。     

Experiments of methane gas solubility in formation water under high temperature and high pressure and their geological significance

The solubility of methane in formation water and water content in the coexisting gas phase were measured under the conditions of high temperature and high pressure, using an ultra-high-pressure fluid PVT system, where the experimental temperature reached up to 453 K and pressure reached up to 130 MPa. Experimental results show the following (1) The two phases of gas and liquid still exhibit an obvious interphase interface even under high temperatures and pressures. (2) When temperatures exceed 353 K, the solubility of methane in formation water increases as the temperature and pressure rise. The growth rate of solubility is faster under a relatively low temperature and pressure, and slower at a relatively high temperature and pressure, but the solubility will not increase without limit. In this experiment, the solubility of methane in formation water reached its peak when the temperature was at 453 K and the pressure at 130 MPa. (3) Water content in the coexisting gas phase increases as temperature rises, with a smaller increase at relatively low temperatures and a much greater increase at relatively high temperatures but decreases with the increasing pressure, more rapidly under low pressure and more slowly under high pressure. The solubility of methane in formation water and the water content in the coexisting gas phase are controlled by both temperature and pressure, but using classic calculation models, these two parameters under high temperatures and pressures are inconsistent with our experimental data. Therefore, the study is significant and highlights other possible effects on solubility and condensate water content. Additionally, an example from the Yinggehai Basin in the South China Sea, where the temperature and the pressure are high, demonstrates the influence of solubility and phase behaviour on natural gas migration, its formation and the distribution of gas reservoirs.     

Comparison of the Surface and Underground Natural Gas Occurrences in the Tazhong Uplift of the Tarim Basin

<正>The oil,gas and water volumes revealed by the productivity of exploratory wells do not reflect the actual underground situations.Under the geologic conditions,a certain amount of dissolved natural gas is stored in oil or water.Based on the production test data of exploratory wells in the Tazhong uplift of the Tarim basin,this paper discusses in detail the differences in occurrence and distribution featrues between the surface and underground natural gases;presents a restoration of the surface gas occurrence to actual underground geologic conditions according to the dissolubility of natural gas under different temperature,pressure and medium conditions;and classifies the natural gas into three states,i.e.the oversaturated,saturated and undersaturated,according to its relative content underground.Through a comparative analysis of the differences in surface and underground occurrences of natural gas,it discusses the hydrocarbon reservoir formation mechanism and distribution rules,thereby providing guidances as new methods and technologies for the prediction of potential natural gas reservoir distribution in the study area.