页岩气成藏动力特点及其平衡方程

针对页岩气吸附加游离的成藏方式对其成藏动力特点进行了系统分析。与特定的储集物性条件与相应的气源压力相匹配时,页岩气藏中游离气具有与根缘气或常规储层气相似的作用力类型,包括生烃膨胀力、连续气柱顶界静水柱压力、连续气柱底界静水柱压力、连续气柱重力、毛细管压力和动水头压力等,而造成气体分子在有机质颗粒及岩石矿物表面进行吸附与游离相态转换的作用力类型则为吸附作用力和解吸作用力。天然气动力类型存在运移动力与成藏动力的区别,页岩气作为源储一体的聚集模式,其运移动力和成藏动力具有方向相反特点。根据页岩热演化程度、生气强度、构造条件、物性条件等,将页岩气成藏划分为4个阶段,对每一阶段的成藏动力特点进行了系统分析,据此建立了成藏(运移)动力平衡方程,并采用权重系数赋值方法建立了页岩气成藏(运移)动力平衡方程通式。     

砂岩透镜体成藏机理

砂岩透镜体油藏是隐蔽油气藏中增储上产的重要类型,但目前对其成藏机理的认识还存在很大分歧．从油气初次运移机理入手,结合砂泥岩压实成岩过程的分析,对砂岩透镜体的成藏动力和成藏阻力及成藏过程进行了分析．研究认为：烃类生成引起的膨胀力、烃浓度差引起的扩散力和砂泥岩间的毛管压力差是成藏主动力,岩石吸附和粘滞力是成藏主要阻力;油气水以混涌流方式为主,孔隙、微裂隙和微层理面是油气运移的通道;早成岩阶段不成藏,晚成岩早期成藏,晚成岩晚期进入保存阶段．     

根缘气成藏主控地质因素

根缘气是在特殊成藏机理作用下形成的气水倒置关系气藏,它的形成需要特殊的地质条件.从天然气运移的机理过程分析,天然气对地层孔隙水活塞式的排驱方式是典型根缘气成藏的关键性控制因素.由于根缘气成藏介质条件变化的复杂性通常导致活塞式和置换式的气水排驱过程在储层孔隙内同时发生,那些促使气水活塞式排驱过程发生的因素条件就构成了根缘气成藏的主要地质条件,其主要包括大面积高效生排气的源岩基础、普遍致密且均质性强的储层物性以及密切接触的源储关系等,尤其是静水柱地层压力(气层埋藏深度)对根缘气的成藏范围具有直接影响.     

论成藏动力系统中的流体动力学机制

介绍了成藏动力系统中流体的 3个来源 ,即沉积流体、自源流体和深源流体 ;推动流体运动的五种动力 ,即盆地深部的热动力、自源动力、重力流、浮力和毛细管力叠加产生的作用力、构造动力。分析了在成藏动力系统中这几种动力的作用机制。指出深部热动力控制了成藏动力系统的温压场和成藏作用的时空展布 ,沉积盆地中自源动力控制烃源岩生排烃过程 ,而油气在自源动力的压实流、重力流、浮力以及毛细管阻力叠加形成的流体势控制下进行二次运移、聚集和成藏。构造动力既是圈闭形成分布和油气运移聚集的控制因素 ,又是导致油气藏破坏、油气再次运移、聚集的重要作用力     

透镜体油气成藏机理研究现状与发展趋势

随着石油勘探研究的不断深入,砂岩透镜体油藏日益受到重视。国内外学者提出了多种成藏机制,包括未知重力运动机制作用下,少数流体分子的个别特性控制透镜状砂岩油藏聚集;毛细管力作用下油气替换透镜体中的孔隙水;烃浓度差是油气向砂体运移的主要动力;流体压力差使油气首先沿着裂隙向砂岩透镜体中运移、聚集而成藏;差异突破作用使砂岩透镜体成藏等。成藏动力学、成藏模式及主控因素、定量研究、物理模拟实验、数值模拟及分布预测等将是今后发展的方向。     

川东焦石坝五峰-龙马溪组页岩气赋存机理及其主控因素

页岩气是重要的非常规天然气资源,主要以游离气与吸附气状态赋存于页岩中,研究和阐明其含量、主控因素和演化规律对于揭示页岩气成藏机理具有重要意义.采用不同条件下页岩高温高压等温吸附实验、FE-EM、CO₂吸附、N₂吸附、压汞等实验方法综合研究页岩气藏中的游离气与吸附气的主控因素.结果表明,游离气主要受页岩孔隙类型、孔隙结构、储层温度与压力等条件控制;OC、成熟度和水分影响吸附气含量.基于吸附气体积校正、地质模型和数值计算综合表征,五峰-龙马溪组页岩中以游离气为主,其平均含量约为%,吸附气含量约为4%.在抬升阶段,储层温度和压力发生改变,页岩气赋存形式随之变化,游离气减少,吸附气增加.      

利用核磁共振物理模拟实验研究岩性油气藏成藏机理

本文采用核磁共振成像技术(NMR)进行物理模拟实验,直观地观测了岩性圈闭中油的聚集成藏过程并定量模拟了不同条件下砂体中的含油性。实验结果表明,油气在砂体中的聚集是缓慢的,向上、向下及侧向都有油的运移,但以向上的运移速度较快,其次是侧向,向下较慢;温度、压力、砂体物性和围岩含油性是影响砂体含油性的重要因素。在实验研究的基础上,分析了岩性油气成藏的微观机理,将油气成藏过程划分为三个阶段,第一阶段为在扩散作用力、烃浓度差异压力作为动力克服毛细管阻力下的油气在烃源岩孔隙中心顺干酪根网络运移的过程;第二阶段为在毛细管压力差引导下的油气在砂泥岩界面通过孔隙和喉道渗滤的过程;第三阶段为在浮力作用下克服流体流动粘滞阻力和吸附阻力在砂体内富集的过程。     

原生透镜状砂岩油藏成藏过程一维数值模拟

为了了解原生透镜状砂岩油藏的成藏过程和控制因素,基于变形多孔介质两相流动的基本原理,综合考虑地层在沉降过程中温度和压力的变化、砂岩体和围岩物性的变化、石油的生成以及岩石中孔隙流体物性变化等情况,应用数值方法模拟这类油藏在一维条件下成藏的整个过程.通过成藏过程模拟和分析,认为超压是推动流体整体运移的动力,而对处于生油围岩中的原生透镜状砂岩油藏,围岩和砂体间形成的毛管压力差异才是驱动石油在原生透镜状砂岩油藏中聚集的根本动力.在这类砂岩油藏成藏的过程中,砂体的油相压力要低于与其相邻的围岩中的油相压力,使得砂体成为石油的一个相对的低势区.原生透镜状砂岩油藏的成藏是由力平衡和物质平衡两种基本作用控制的成藏过程,石油生成和供应量以及砂体和围岩的油相势差决定了这类油藏的含油性.     

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组石油成藏机理及成藏模式

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组在不同地区其勘探成果和油藏规模存在明显的差异,为了分析其原因,对长8油层组油藏的油源、成藏期古物性特征、毛细管力、浮力和过剩压力等进行了研究,得出了过剩压力远大于毛细管力、源储压差能够克服相应储层的毛细管力从而运移成藏的认识。在此基础上,根据姬塬、陇东和陕北三个地区烃源岩和储层发育特征、物性及运移通道的特征,构建了三种不同的成藏模式。具体表现为,姬塬地区的双向排烃、复合成藏模式:即长7段优质烃源岩异常发育,生烃增压作用强烈,使得生成的烃类流体在过剩压力的驱动下向上覆的长6-长4+5地层和下伏的长8地层中双向排烃,在多层系富集成藏;陇东地区的上生下储、下部成藏模式:长7烃源岩发育,存在较高过剩压力,下伏的长8油层组储层物性明显的要优于上覆的长6油层组储层物性,利于烃类大规模向下运移,在长8聚集成藏;陕北地区的侧向运移、上部成藏模式:长7段烃源岩在该区不发育,且上覆长6储层物性远优于下伏长8储层物性,烃类优先在长6成藏,长8油藏规模有限。这三种成藏模式代表了以长7为主要烃源岩的油藏的主要成藏机理,三者在油气分布规律上存在明显的差异。     

鄂西地区陡山沱组页岩气成藏地质条件研究

在野外地质露头观察的基础上,通过地球化学分析测试、扫描电镜、X-衍射、低温氮气吸附、等温吸附等分析测试,对鄂西地区陡山沱组暗色泥页岩的发育分布、有机地球化学特征、储层特征及吸附性能等页岩气成藏地质条件进行了研究。结果表明,研究区陡山沱组发育厚层暗色泥页岩,且区域分布稳定,具有有机质丰度较高,有机质类型好,热演化程度高,脆性矿物丰富,物性良好,储层孔隙空间发育,吸附性能好等特点,且具有较好的保存条件,具备页岩气聚集成藏的有利地质条件。通过综合信息叠合法,认为鄂西地区黄陵背斜南翼及长阳背斜地区为页岩气勘探有利区带,陡山沱组陡二段中下段为页岩气勘探有利目的层段。     

非常规油气藏的形成及其分布特征*

非常规油气领域是目前油气勘探和开发的热点领域, 也是石油工业的发展趋向, 非常规油气的成藏研究对非常规油气勘探具有重要指导意义。非常规油气与常规油气成藏的最本质区别在于非常规油气是非浮力驱动聚集, 这主要是由于致密储集层中微纳米级孔隙发育导致毛细管阻力较大, 同时缺乏提供强大浮力的有利条件。根据烃源岩演化与非常规油气成藏的关系, 将非常规油气资源分为油页岩、页岩油、致密油、页岩气、致密气和煤层气6种类型。油页岩、页岩油、煤层气和页岩气的源储组合特征都是“源储一体”, 而致密油气源储组合有2种类型：一种是源储叠置的临源型致密油气, 另一种是与常规油气藏类似的源储不相临、但距离不远的近源型致密油气。成藏动力学上的差异使非常规油气藏在地质上表现为大面积分布、局部富集、油气赋存具有明显的“滞留”或短距运移特征、没有明显的圈闭边界和无统一的油水界面等特点。     

岩性圈闭盖层封闭动力学模型及其应用研究

岩性圈闭的泥页岩盖层阻止油气突破的过程是一个阻力克服动力的过程,本文在此基础上建立了岩性圈闭盖层封闭动力学模型及相应的数学模型。该模型认为岩性油气藏中的油气突破泥岩盖层的过程也是一个力学平衡现象,动力包括储集层地层压力、浮力,阻力主要包括盖层地层压力、毛管压力。通过对单井古孔隙度及古埋深的恢复,可以对比成藏期目的层油气突破泥岩盖层的动力与阻力之间的大小关系,定量研究泥岩盖层封闭性演化过程。应用该模型发现,白家海凸起彩43井侏罗系三工河组及西山窑组在侏罗纪末期缺乏有效泥岩盖层,白垩纪末期三工河组中下部存在有效盖层,而西山窑组盖层的封闭能力一般。     

Dynamic Field Division of Hydrocarbon Migration,Accumulation and Hydrocarbon Enrichment Rules in Sedimentary Basins

Hydrocarbon distribution rules in the deep and shallow parts of sedimentary basins are considerably different, particularly in the following four aspects. First, the critical porosity for hydrocarbon migration is much lower in the deep parts of basins: at a depth of 7000 m, hydrocarbons can accumulate only in rocks with porosity less than 5%. However, in the shallow parts of basins (i.e., depths of around 1000 m), hydrocarbon can accumulate in rocks only when porosity is over 20%. Second, hydrocarbon reservoirs tend to exhibit negative pressures after hydrocarbon accumulation at depth, with a pressure coefficient less than 0.7. However, hydrocarbon reservoirs at shallow depths tend to exhibit high pressure after hydrocarbon accumulation. Third, deep reservoirs tend to exhibit characteristics of oil (–gas)–water inversion, indicating that the oil (gas) accumulated under the water. However, the oil (gas) tends to accumulate over water in shallow reservoirs. Fourth, continuous unconventional tight hydrocarbon reservoirs are distributed widely in deep reservoirs, where the buoyancy force is not the primary dynamic force and the caprock is not involved during the process of hydrocarbon accumulation. Conversely, the majority of hydrocarbons in shallow regions accumulate in traps with complex structures. The results of this study indicate that two dynamic boundary conditions are primarily responsible for the above phenomena: a lower limit to the buoyancy force and the lower limit of hydrocarbon accumulation overall, corresponding to about 10%–12% porosity and irreducible water saturation of 100%, respectively.     

陆相致密油与页岩油藏特征差异性及勘探实践意义:以渤海湾盆地黄骅坳陷为例

陆相致密油和页岩油同属低孔低渗油气藏,二者具有很大相似性,常具有共生关系,然而其成藏特征存在较大的差异,不加区分极易误导油气勘探.利用系统取心、测井、录井和各类测试化验分析资料,综合分析渤海湾盆地黄骅坳陷孔店组、沙河街组,梳理致密油和页岩油的成藏条件及其富集规律差异性,进一步探讨致密油与页岩油勘探选区评价方法.研究结果...     

致密砂岩储层与常规砂岩储层成藏动力学特征的差异性:以松辽盆地北部三肇地区扶余油层砂岩储层为例

为了研究三肇地区扶余油层砂岩储层特征,采用三维CT扫描技术和恒速压汞技术,对储层微观孔喉结构特征进行表征。结果表明,常规砂岩储层的孔喉大量发育,连通性好,为微米级孔喉。致密砂岩储层孔喉非均质性强,孤立零散分布,连通性差,以纳米级孔喉为主。微观孔喉特征的差异决定了油气充注、运移、聚集及渗流机理等成藏动力学特征具有差异性。通过对该区扶余油层砂岩储层的高压压汞实验、浮力与毛细管阻力公式计算及岩芯流动实验进行分析,认为油气在常规砂岩储层中初次运移动力是超压,二次运移及聚集的主要动力是浮力,油气以侧向运移为主,断层和砂体的匹配是主要的运移通道,流体流动状态呈达西渗流规律;油气在致密砂岩储层中运移动力为超压,油气以垂向运移为主,流体呈低速非达西渗流现象,以活塞-推挤的方式聚集。由于常规和致密油藏成藏动力学特征的差异,决定了油藏地质特征及分布的差异。三肇地区常规油藏主要是远距离、构造高部位聚集,上油下水规律明显,受构造控制;致密油藏主要是近距离、源下聚集,"甜点区"富集,圈闭边界不明显。     

China Shale Gas Reservoir Types and Its Controlling Factors

Shale gas is an important unconventional natural gas. This paper classified shale into three types, which are marine, marine-continental transitional and continental facies shales, and summarized strata, distributions and reservoir features of the three kinds of shales. Marine face shale usually occurs in large scale and great thickness, and has widespread distributions; transitional face shale has the characteristics of thin layers, large multiple thickness and frequent interbedding, while the distribution of terrestrial face shale is relative narrow. Different shale reservoirs have similarities in gas compositions, occurrence states, gas origins. But they also differ in thickness, distributions and rock associations, etc., because of different sedimentary environments. Comparing reservoir characteristics of Chinese and American shale, organic matter abundance, maturity and types control the gas generation; mineral compositions and structures, organic matter maturity and types, pore and fracture structures, gas occurrence and migration characteristics, burial depth, and effective thickness control the shale gas accumulation.     

页岩气含气量和页岩气地质评价综述

页岩气为源岩区油气聚集,属于源岩滞留气,以游离和吸附状态为主存在。富有机质页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键参数。页岩有机质含量和地层的压力、温度、湿度等因素影响页岩的含气量。含气量的确定方法主要有解吸和测井方法。开展页岩气地质评价,除含气量参数外,还要研究地层和构造特征、岩石和矿物成分、储层厚度和埋深、储集空间类型、储集物性、岩石力学参数、有机地球化学参数、区域现今应力场特征、流体压力、储层温度、流体饱和度、流体性质等其它参数。发展有效的系统集成方法,综合分析、评价页岩气资源潜力和预测有利区,目前也在不断探索之中。     

页岩气含气量和页岩气地质评价综述

页岩气为源岩区油气聚集,属于源岩滞留气,以游离和吸附状态为主存在。富有机质页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键参数。页岩有机质含量和地层的压力、温度、湿度等因素影响页岩的含气量。含气量的确定方法主要有解吸和测井方法。开展页岩气地质评价,除含气量参数外,还要研究地层和构造特征、岩石和矿物成分、储层厚度和埋深、储集空间类型、储集物性、岩石力学参数、有机地球化学参数、区域现今应力场特征、流体压力、储层温度、流体饱和度、流体性质等其它参数。发展有效的系统集成方法,综合分析、评价页岩气资源潜力和预测有利区,目前也在不断探索之中。     

岩性圈闭盖层封闭动力学模型及其应用研究

岩性圈闭的泥页岩盖层阻止油气突破的过程是一个阻力克服动力的过程,本文在此基础上建立了岩性圈闭盖层封闭动力学模型及相应的数学模型。该模型认为岩性油气藏中的油气突破泥岩盖层的过程也是一个力学平衡现象,动力包括储集层地层压力、浮力,阻力主要包括盖层地层压力、毛管压力。通过对单井古孔隙度及古埋深的恢复,可以对比成藏期目的层油气突破泥岩盖层的动力与阻力之间的大小关系,定量研究泥岩盖层封闭性演化过程。应用该模型发现,白家海凸起彩43井侏罗系三工河组及西山窑组在侏罗纪末期缺乏有效泥岩盖层,白垩纪末期三工河组中下部存在有效盖层,而西山窑组盖层的封闭能力一般。