松南营城组火山岩气藏成藏模式

松南气田营城组火山岩天然气的δ13C1值大于-30‰,具有δ13C1＞δ13C2＞δ13C3负序列或同位素倒转,甲烷同位素偏重,表明松南气田营城组火山岩天然气不仅具有煤型气与油型气混合特性,还具有多期次成藏特征,煤型气充注早,为89～83 Ma;油型气和幔源气充注晚,为78～68 Ma.松南气田营城组天然气中无机气体主要为CO2与N2,CO2气的同位素表明CO2气的成因具有典型的"煤-幔二元"特征.     

松南气田火山岩气藏单相渗流机理研究

火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性强等特点,该类气藏的渗流机理比较复杂。为了更深入的了解火山岩气藏的渗流特性,以松南气田火山岩气藏岩心为目标,建立储层的物理模型,基于单相渗流理论,采用实验分析的方法,通过单相气体非线性渗流实验,得出了不同渗透率的火山岩气藏在不同孔隙压力下的滑脱效应大小,以此解释火山岩气藏的渗流机理,为火山岩气藏的产能预测、产量递减规律、可采储量的评价、气井合理配产等提供理论依据。     

松辽盆地徐深气田营城组火山岩储层三维地质建模技术

针对徐深气田投产的开发井产能较低、低效井较多、成本高、储量动用程度低和经济效益较差的实际,本文提出了地震、地质和测井等多学科综合精细地质建模技术研究的新思路,通过精细建立地震速度模型、构造模型、古地貌模型、火山岩相模型、储层参数随机预测模型、储层发育概率预测模型和裂缝模型等优选储层发育的有利部位,优化设计了6口水平井,初步形成-套深层火山岩气藏三维地质建模技术.研究成果在SS-H1井、XS1-H1井和XS1-H2井随钻地质导向中发挥了重要作用,取得了比较好的实际应用效果.     

松南气田火山岩致密储层分类及有利目标潜力评价

松南气田属于致密火山岩气藏。根据松南气田大量火山岩气井产能测试数据,以气井产能为依据进行分类,并分别统计它们的岩性、密度、声波时差、孔隙度、渗透率、阻抗范围,建立松南气田致密火山岩储层的分类标准。在此基础上,利用岩心、铸体薄片和扫描电镜,识别不同类型储层的宏观、微观孔隙-裂缝组合特征,研究不同类型火山岩储层的孔隙-裂缝发育模式。并进一步根据储层类型、地震反演孔渗参数,探讨了大型火山岩气藏潜力目标区优选方法。松南气田火山岩储层可分为I类未措施高产、II类措施后高产、Ⅲ类未措施不出气、Ⅳ类致密层四类。四类储层对应四种储层发育模式:I类储层为原生孔+微裂缝型,II类储层为次生孔+微裂缝型,Ⅲ类储层为原生孔+构造裂缝型,Ⅳ类储层为次生孔+构造裂缝型。潜力优选研究表明,YS1断块2号、3号目标体具有一定的开发潜力。储层分类更适合于本区致密储层的实际生产情况。     

松南气田火山岩储层天然气地球化学特征及成因探讨

通过对松南气田营城组与登楼库组火山岩天然气的组成、碳同位素及惰性气体同位素特征分析,天然气烃类组成以甲烷为主,含极少量重烃,干燥系数均在0.99左右,为干气;天然气中CO2含量高,在-20.74%~-25.75%之间,为高含CO2的天然气藏;天然气甲烷同位素偏重为-18.3‰~-26.5‰,并且有δ13C1δ13C2δ13C3负碳同位素序列,表明有无机成因烃类气体混合的特征,营城组的CO2同位素表明为幔源无机成因气,3He/4He的比值高,介于壳源成因与幔源成因之间,也表明有幔源3He/4He的输入,多种参数表明松南地区天然气的有幔源成因的甲烷,也有煤系地层生成的煤型气,营城组的CO2为幔源成因,为煤幔混合气。通过模拟计算,松南气田深层天然气幔源成因的烃类气体占40.62%~100%。煤系成因来源为0~59.38%,加之20%左右的CO2气体均为无机幔源成因,因此该区天然气主要为无机幔源成因的天然气。     

松南气田营城组油田水特征及演化规律

松南气田营城组油田水无色、无味道、半透明、含有少量絮状物。水型以NaHCO3型为主。油田水中阳离子组合基本保持Na＋（K＋）〉Ca2＋的关系,阴离子组合保持了HCO3-〉Cl-〉SO42-关系,离子质量浓度与矿化度线性正相关。按离子组成划分3类4型。按产出与特征演变主要划分为3个阶段。平面展布上油田水不受地域控制,无规律性可循。在纵向上产出类型复杂,具多样性,各项离子特征变化不受深度影响。总体来看油田水特征主要受火山机构、岩相岩性、构造及开发阶段影响。     

松辽盆地北部升平气田营城组火山岩储层特征与成岩演化

对升平气田白垩系营城组火山岩岩石学与物性特征、储集空间类型及其形成和演化等研究结果表明,火山岩岩石类型主要有火山碎屑岩、火山熔岩和沉火山岩,以流纹岩为主,少量英安岩、安山岩。火山岩气藏储集空间以次生溶孔(洞)为主,其次为原生孔隙和裂缝。火山岩的演化过程可划分为前期和后期两个阶段。前期阶段以火山自身活动为主,主要形成气孔和火山角砾间孔为主的原生孔隙;后期阶段包括火山熔岩的冷凝作用与火山岩的后生成岩作用,是火山岩储集空间形成的主要时期。研究区风化剥蚀面、断层与裂缝是天然气成藏的主要运移通道,也是有利的储集空间。     

升平气田白垩系营城组火山岩储层特征与预测

升平气田白垩系营城组火山岩主要为流纹岩，安山岩，玄武岩，霏细岩及火山碎屑岩。不同岩石类型的测井曲线响应持征不同。火山岩地震反射特征主要为强振幅，视低频，而且连续性差。火山岩主要储集空间为孔隙，裂缝的存在改善了火山岩的渗流能力。该区内火山岩相主要为火山爆发相，溢流相。地震地质模式以中心式喷发模式和多次喷发模式为主。利用波阻抗反演可以有效地识别火山岩体，并进行储层的横向预测及含气面积圈定。     

松南营城组火山岩储层天然裂缝特征及形成机理

研究火山岩储层天然裂缝发育特征及形成机理,对进一步开展裂缝空间分布预测及指导火山岩气藏开发具有重要意义。本文以松辽盆地南部营城组火山岩储层为例,综合利用岩心、薄片、测井、地震及分析测试等资料,对储层天然裂缝的发育特征及主控因素进行研究,并在裂缝分期配套的基础上,对裂缝形成机理进行分析。研究表明,松南营城组储层发育原生裂缝和次生裂缝两大类型,原生裂缝主要包括冷凝收缩缝和炸裂缝,次生裂缝为火山岩及其原生裂缝系统受后期构造运动、溶蚀、风化等作用改造而形成的各类裂缝。构造裂缝的走向有多组,且以高角度缝和直立缝为主,其发育特征和发育程度主要受断层和火山岩相控制。构造裂缝的形成具体包括5期,其中主要为3期,分别为晚侏罗世—早白垩世中期、晚白垩世明水期及古近纪和新近纪以来。结论认为,构造裂缝普遍规模大、发育程度高、有效性好,构成了营城组储层中最主要的渗流通道,对气藏渗流和开发特征影响最大。     

火山岩储层含气性预测

针对目前火山岩储层难以进行含气性预测的现状,本文完整论述了采用叠前反演为基础来解决此问题的方法。具体说明了火山岩储层含气性预测的原理和主要工作步骤。累积厚度预测的方法图示。将其应用于松南气田火山岩的储层预测研究中,其预测结果与实际钻井吻合较好,对于本地区的勘探开发具有一定的指导意义和参考价值。     

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。     

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。     

王府气田火山岩储层的孔渗特征及评价

利用纯岩石体积模型、测井数据回归方法分别计算了不同岩性的骨架参数。使用常规测井资料,给出了王府断陷盆地深部火石岭组火山岩储层孔隙度和渗透率的计算方法。分析了储层物性与岩性、岩相、孔缝和埋深的关系,发现有利储层主要发育在火山口杂岩相内,岩性主要为火山熔岩和火山角砾岩;溶孔和溶蚀缝是主要储集空间;埋深对火成岩储层的发育影响不大。利用储集层品质指数(RQI),定性地对王府气田20口井的火山岩储层物性进行综合评价,评价的结果与试气产能结论符合情况较好。     

川西新都气田上侏罗统蓬莱镇组气藏储层特征

新都气田蓬莱镇组气藏是由多套含气砂体组合而成的工业性气藏,河口坝为其最有利沉积微相,储层岩性以细粒岩屑砂岩、细粒岩屑石英砂岩为主,岩性较为致密,以中-低孔渗为主。含气地震响应模式为"低频、强振幅、低阻抗";测井信息反映储层具有"二高三低"特征。     

全球火山岩油气藏研究的历程与展望

当前全球火山岩油气勘探进入重要阶段,为客观评估其地位和前景,有必要对其研究历程进行系统的回顾和认识。通过较为广泛的文献调研,将这一历程整体上划分为四个阶段——从最初偶然发现所带来的兴奋(偶然发现阶段,1949年之前),进入了漫长的低潮时期(缓慢发展阶段,1950—1979年),之后逐渐升温(局部突破阶段,1980—1999年),并走向成熟(成熟阶段,2000年至今)。分析总结认为,印度尼西亚的Jatibarang油气田、中国的徐深气田、克拉美丽气田、长深气田、纳米比亚的Kudu气田等为典型的大型火山岩油气田。从出现频度上看,目前已发现的火山岩油气藏主要出现在中新生界,如侏罗系、白垩系、古近系和新近系中所出现的频率较高;其次是晚古生界。从全球范围来看,各种岩性的火山岩都可能具有形成有效储层的潜力。在一些盆地中,火山岩储层下伏地层中烃源岩层的发现,使得传统意义上将这些火山岩视为这些盆地基底的认识得以改变,其基底可考虑进一步向深部修正和调整,油气勘探也得以向深部发展。目前来看,火山岩油气藏勘探的重点区域依次有:环太平洋构造域的中新生界火山岩油气藏,古亚洲洋构造域的晚古生界火山岩油气藏,特提斯洋构造域(如其西端的环地中海区域)的火山岩油气藏等。     

松辽盆地徐深气田火山岩气藏相态与渗流机理

通过徐深气田天然气气体状态方程( PVT) 性质、天然气饱和水汽量和地层水PVT性质测试及全直径岩芯分析的气藏启动压力、储层流速敏感性和应力敏感性评价, 探讨了火山岩储层渗流机理。结果表明: 徐深气田火山岩气藏中CO₂含量差别较大(最高达86.88% ) , 天然气分子量与CO₂含量呈正相关; 偏差系数、饱和水汽含量及地层水中天然气含量受地层温度、压力、天然气组成及地层水矿化度等影响; 火山岩气藏启动压力与束缚水饱和度和空气渗透率均呈幂指数关系; 储层呈气水两相流特征, 具有弱速敏性和较强的应力敏感性, 易造成储层渗透率伤害以及孔隙结构改变。     

松辽盆地长岭断陷火山岩储层对天然气成藏的控制作用

火山岩气藏是松辽盆地长岭断陷深层重要的气藏类型。通过钻井岩芯、扫描电镜、孔渗测试及面孔率分析等资料,详细研究了火山岩储层的类型和特征;并结合地震资料和产能数据刻画了火山岩储层和气藏的空间分布特征,探索了不同类型火山岩储层对天然气成藏的控制作用。研究表明,研究区主要发育有气孔流纹岩储层、流纹质凝灰熔岩储层和块状流纹岩储层3种类型。气孔流纹岩储层以原生孔隙和微裂缝为主,属于较高-高孔,低渗-较高渗储层;流纹质凝灰熔岩储层主要发育脱玻化孔和构造裂缝,为中孔-特低渗储层;块状流纹岩储层储集空间以裂缝为主,属于特低孔-特低渗储层。气孔流纹岩型气藏的特点是多层工业气层纵向和横向叠加形成,气井产能高,含气面积大;流纹质凝灰熔岩型气藏的特点是块状气藏的气井产能中等;块状流纹岩型气藏的特点是块状气藏,气井产能小,需压裂后方能达到工业产能。