淮南地区煤储层含气性总体特征

煤层含气性是煤层气成藏的一个基本要素,是煤层气勘探开发决策的重要依据之一。本文主要从煤储层含气性的区域展布、层域展布以及深度展布三个方面讨论煤层含气性的变化规律,归纳出了淮南地区煤储层含气性总体特征,为选区资源评价提供基础研究。     

煤储层厚度与其渗透性及含气性关系初步探讨

煤储层厚度对其渗透率和含气性具有显著影响。研究表明:华北石炭二叠系煤储层厚度与渗透率的关系明显分布在两个区域,构造煤发育的煤储层其厚度与试井渗透率之间具有负相关趋势,原生结构保存完好的煤储层其厚度与试井渗透率之间关系以渗透率0.5 mD为界,表现出截然相反的两种相关趋势;我国部分地区煤储层含气量具有随厚度增大而增高的规律;我国具有商业性开发价值的煤储层的临界渗透率似乎应在0.5 mD左右。煤储层厚度与渗透率之间关系分别受控于沉积作用、地应力、煤级煤岩特征或构造变形特征,但不同地质背景条件下的主要控制因素可能有所侧重。煤储层厚度越大,煤层气向顶底板扩散的阻力就越大,这也许就是某些地区煤储层厚度与含气量之间具有正相关越势的根本原因。      

东庞矿区2~#煤层含气性及控气因素

基于东庞矿区煤层气富集成藏条件,结合统计资料和实验测试数据,探讨了东庞矿区2#煤层含气性及其控制因素。结果表明:东庞矿区2#煤层含气量总体不高,大部分地区低于4m3/t,仅东北部小范围含气量较高,超过9m3/t,呈现西南低东北高,局部地段高瓦斯异常的赋气格局;煤储层埋深、区域构造和水文地质条件是2#煤层含气性的主要控制因素。     

焦作煤田煤层气储气层特征及含气性

焦作煤田的二1煤层厚度稳定,结构简单,且煤层气资源丰富。煤层的孔裂隙、吸附性、含气性、渗透性、储层压力、含气饱和度、储层温度等煤储层特征是煤层气选区评价和勘探开发决策的重要依据之一。通过对煤储层特征和分布规律深入的分析和研究认为:①焦作煤田二1煤层的纳米级孔隙发育,煤层吸附能力较强,且随着埋深的增加,吸附能力增大;②该煤层多数处于低压状态,但随着埋深的增加,储层压力和压力梯度有增大的趋势。③煤层气含量和含气饱和度随埋深的变化呈现相近的变化规律,含气量越大,甲烷(CH4)含量越大,甲烷(CH4)含量由浅至深有增大的趋势。④根据我国渗透率划分标准,该煤层原始煤储层的渗透率多数属于中高渗透率煤层,局部地段属于低渗透煤层。     

淮北地区煤储层含气饱和度特征

在给出含气饱和度计算公式的基础上,详细阐述淮北地区煤储层含气饱和度在区域和层域上的展布特征。结合该地区的控气地质特点,说明煤储层含气饱和度的特征有利于该地区勘探目标区的优选。     

两淮地区深部煤储层含气性预测

在详细地介绍煤层含气性评价方法的基础上,依据两淮地区的具体地质条件利用含气梯度法对两淮深部预测区主煤层含气性进行了预测,预测结果为煤层气的集中开发提供了数据依据.     

鄂西建始地区页岩储层特征及含气性研究

通过对鄂西建始地区页岩储层特征、有机地球化学特征及含气性分析,初步探讨了含气性的相关影响因素。结果表明,储层矿物以石英和粘土矿物为主,孔隙类型主要为有机质孔、矿物溶蚀孔、矿物粒间孔,岩石孔隙度为0. 2%～4. 5%,渗透率平均值为0. 081 0×10~(-3)μm~2,属低孔、特低渗储层;储层具有高有机质丰度、高热演化程度特征,TOC含量平均值为7. 63%,R_o平均值为3. 29%,有机质类型以Ⅱ型干酪根为主;现场解析法测得X井大隆组、龙潭组、孤峰组页岩具有较高的含气量,平均值为1. 32 m~3/t,含气量与有机质丰度、有机质成熟度、孔隙度呈正相关关系,与粘土矿物含量呈弱的正相关关系。该研究可以为鄂西建始地区页岩气的后续勘探开发提供依据。     

李口集区块煤储层地质条件及煤层气采收率

基于煤田勘探资料和矿井实际观测结果,结合测试分析和数值计算,对平顶山矿区李口集区块煤储层地质条件进行了研究。结果表明：区块内主煤层的煤体结构破坏严重,小型裂隙发育但连通性较差,含气量中等且属于低压煤储层,煤层气采收率偏低,地面原位开采的难度较大。为此,建议该区块的煤层气开发以矿井抽采为主,并在煤矿采动带和采空区辅以合理的地面抽采工程。     

南方地区古生界页岩储层含气性主控因素

在系统对比了页岩气储层与常规储层异同点的基础上,以我国南方古生界页岩为主要研究对象,应用野外露头观察、钻井取心和实验测试等分析手段,从吸附气储集性能和游离气储集性能两方面探讨了页岩的含气特征。研究结果表明:我国南方古生界页岩w(TOC)主体为2%～10%,最大吸附能力主体分布在1.0～2.0 m3/t,埋深大于1 000 m时页岩吸附能力基本稳定,受温度、压力的影响较小,吸附气含量的主控因素是有机质含量和地层压力。借助毛管压力法分析认为,页岩储层孔隙结构有致密基质型、微裂隙型和过渡型3种类型,分别具有不同的含气特征。     

川西坳陷须五段陆相页岩层系储层特征及对含气性的控制作用

四川盆地陆相领域页岩层序发育,但其内部发育复杂的岩性及组合关系、非均质性强、储层特征不明,制约了油气勘探开发的进程。本文研究通过大量的全岩X衍射、场发射扫描电镜、高压压汞、等温吸附等实验方法,从岩石学特征、微观孔隙结构特征及物性特征等方面,对川西坳陷上三叠统须五段陆相页岩须五段储层地质特征进行研究,并分析影响储层发育的主要地质因素,同时阐明储层地质特征对天然气赋存状态和含气量大小的影响。研究结果表明：须五段储层在垂向上形成富砂型、互层型和富泥型3种叠覆式储层结构;储层均致密化严重,但泥页岩储集物性优于粉砂岩和细砂岩;水动力条件较弱的三角洲远端到滨浅湖的沉积环境和强烈的成岩作用导致须五段储层原生孔隙及粒间溶孔基本不发育,对储集性能起主要贡献的为泥页岩中发育大量片状晶间孔、有机质孔及微裂缝,因此泥页岩是须五段的最有利储层。须五段天然气为吸附气与游离气的混合气体,但以吸附气为主,吸附气含量占总含气量的84.9%。天然气赋存状态和含气量大小受控于储层的岩性、微观孔隙结构和储层的物性。     

陆相煤系页岩气储层孔隙特征及其主控因素

认识储层特殊性并遴选优质层段是进行陆相煤系页岩勘探开发的首要工作。本文运用TOC、Ro、有机岩石热解、XRD、SEM、高压压汞、低温液氮吸附等实验,对大同组陆相页岩储层特征进行定性与定量表征,探讨孔隙结构特殊性及主控因素。结果表明,宁武地区大同组泥页岩厚度大,成熟度中等,具有生烃潜力,按照岩性可划分为4个层段。大同组微纳米孔隙可划分为“双峰型”、“单峰型”和“弱峰型”,孔隙比表面积与TOC呈正相关趋势,比表面积与黏土矿物含量正相关,相关性较好,大孔和微孔分别由脆性矿物和黏土矿物提供。陆相页岩孔隙主要受沉积成岩和构造改造影响,分流河道沉积表现为由下至上黏土矿物含量增多,沉积物颗粒变细,泥页岩孔隙度逐渐减小,深湖相沉积表现为由下至上黏土矿物含量降低,碎屑矿物颗粒增多,沉积物颗粒变粗,孔隙度增大,成岩作用对页岩有机质生烃孔隙具有贡献,同时发生压实作用使孔隙率降低,构造改造对页岩气渗流和逸散利弊并存。     

山东桩海地区中生界碎屑岩储层特征及其控制因素

采用岩芯观察、薄片鉴定、扫描电镜分析及X-衍射分析等手段,对桩海地区中生界碎屑岩储层的成岩作用、储集空间和控制因素进行了研究。结果表明,桩海地区中生界碎屑岩储层经历了强烈的压实压溶作用和胶结交代作用、多期次的溶解作用和裂缝形成作用;成岩作用阶段可划分为早成岩B,中成岩A1,A2 和中成岩B期。储集空间以溶解孔隙和裂缝为主,裂缝主要有构造裂缝、压实裂缝和解理裂缝;溶解孔隙主要有长石溶解孔隙和碳酸盐胶结物溶解孔隙,其成因主要与大气降水溶解作用和沙河街组、东营组有机质演化过程中形成的有机酸溶解作用有关。桩海地区中生界碎屑岩储层的控制因素主要有沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积作用控制了碎屑岩杂基、分选、磨圆等结构特征,进而控制了原生孔隙结构,为后期溶解作用的形成奠定了基础。断层和不整合面作为流体运移通道为溶解作用提供酸性介质,断层和不整合的规模越大对碎屑岩储层物性的控制作用越明显,距离断层和不整合面越近的储层物性越好。溶解作用受沉积作用和构造作用的控制,在原始孔隙结构好、压实作用和早期胶结作用弱以及裂缝发育的地区,溶解作用强烈、次生孔隙发育、储层物性好。在沉积作用、成岩作用和构造作用的综合控制下,中生界顶底及内部不整合面附近发育多个次生孔隙发育带,中生界顶部处于中成岩A1 亚期的储层次生孔隙最发育。     

苏北盆地油气藏分布规律和主要控制因素

对近300个油藏特征的分析,表明苏北盆地主要以构造油气藏为主,几乎所有的油气藏与断裂有关。油气藏纵向分布在E_1f_4、E_1f_2和K_2t_2三套主力烃源层的上下;平面上围绕箕状烃源灶呈扇形或环带分布。油气藏分布主要受凹陷沉降类型、生储盖组合、断层和构造高带控制。以高邮、溱潼和金湖凹陷为代表的沉降持续发育型和早期发育型凹陷中油气最为富集。生储盖组合控制着含油层位主要分布在E_2s、E_2d、E_1f_3、E_1f_2底-E_1f_1顶、K_2t_1构造控制油气富集带,断层的形成时间、形态、断距大小综合控制油气藏的形成、富集程度和油柱高度。这些认识能更有效地指导成熟探区的精细勘探。     

阜康凹陷东部斜坡带二叠系储层特征及控制因素

运用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、物性测试、压汞分析等实验方法,以阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组储集层为研究对象,探讨其储层特征及控制因素,并对储层进行分类评价。研究表明：梧桐沟组储层以岩屑砂岩及长石岩屑砂岩为主,粒度较细,分选磨圆较差,成分与结构成熟度低;储层原生孔隙发育,具有一定量的次生溶孔及微裂缝,发育微米级孔喉,物性较好,属于中孔中低渗储层;通过研究区成岩作用类型及强度的定量分析,共识别出8种成岩相类型。研究区储层物性及孔喉结构主要受岩相及成岩相控制,共划分出29种岩相成岩相组合,结合油田实际产能,将研究区储层划分为四类,从一类到四类,储层物性、孔喉结构及产油情况逐渐变差。     

大港探区奥陶系岩溶储层发育分布控制因素

大港探区奥陶系厚 6 0 0～ 80 0m,主要由石灰岩和白云岩组成。本区奥陶系的储层主要为岩溶储层。控制岩溶发育的主要因素有:岩性及沉积环境、水动力条件、古地形因素、断裂与裂缝发育情况和风化淋滤时间等。白云岩和石膏发育的地层有利于岩溶储层发育 ;潮坪环境是有利的储集岩发育相带。岩溶储层主要发育在距不整合面 2 0～2 0 0m范围内。加里东期古地形为南西高、北东低,水流方向是自南西向北东的 ;岩溶斜坡和不长期积水的岩溶洼地是有利的岩溶储层发育部位,尤其是岩溶斜坡。裂缝和断层发育的部位是岩溶储层有利的发育部位,裂缝和断层的走向控制岩溶带的走向。风化剥蚀时间越长,越有利于岩溶储层发育。     

乍得Bongor盆地储层沉积成岩特征及其主控因素

乍得Bongor盆地储层沉积成岩特征具有明显的独特性。结合盆地区域构造演化,利用地震、钻井、岩心、薄片、测试等资料,系统分析了Bongor盆地主力储层沉积展布特征和成岩演化。研究结果表明:Bongor盆地早白垩世强烈拉张裂陷作用形成了一系列NW-SE向深陡凹陷,主力储层局限分布在凹陷内部,以近岸水下扇沉积为主,毗邻控凹断层分布,具有近源、深水、快速沉积特征,结构成熟度和成分成熟度均较低;受多期构造运动及烃类流体改造,储层压实作用不充分,胶结成岩作用减弱,溶蚀现象普遍,目前尚处于中成岩A期阶段;以原生孔隙为主,属中孔、中高渗储层,有效储层埋深下限明显大于现今油层深度,表明盆地深层仍发育有优质储层,具有良好的勘探潜力。     

淮南煤田煤系页岩气储集空间特征及其岩相控制作用

海陆过渡相煤系泥页岩广泛分布,具有良好的天然气资源潜力。以淮南煤田煤系泥页岩为研究对象,运用X射线衍射、扫描电镜等分析手段,对淮南煤田煤系地层泥页岩的矿物学、岩相、储层特征等方面进行相关测试,并探讨了泥岩岩相对页岩气储集空间的控制作用。研究表明:淮南煤田煤系泥页岩矿物成分中黏土矿物含量多、自生非黏土矿物相对较少,致使岩石脆性降低并对压裂裂缝产生具有负效应,但部分菱铁矿的存在可能起改善作用;存在花斑状高岭石泥岩、浅灰色高岭石泥岩、鲕状泥岩、暗色泥岩、粉砂质泥岩等5种岩相。泥页岩储层裂缝包括层面剪切缝、有机质演化异常压力缝、层间页理缝、构造裂缝等宏观类型和与石英和高岭石有关的微裂缝类型;泥页岩孔隙包括化石孔、粒间孔、粒内孔和晶间孔及可能的有机质孔等类型,为页岩气赋存提供了储集空间。不同沉积环境下的泥岩岩相不同,进而决定了矿物成分特征与有机质相对含量,对泥页岩储集空间起主要控制作用。     

昌福山区构造特征及其控煤作用

论述了昌福山区的构造特征,即印支运动产生的火成岩上升形成滑脱断层,再形成褶皱,在燕山运动早期形成推覆断层,晚期由于燕山运动产生火成岩的隆升机制形成倾角较大的正逆断层.其控煤可分为三大块进行F11以东,所形成的煤系地层只受高角度断层切割破坏;F11以西至9线,其沉积煤层一般只受滑脱断层影响;9线以西,主要受火成岩影响,离火成岩愈远影响愈小,一般影响较大的是童子岩组第三段中、下部和第一段地层.     

柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层形成的主控因素分析

运用大量的岩矿分析测试资料系统地研究了柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层性质的控制因素,指出沉积环境、岩石学特征、埋藏成岩史、异常高流体压力和盐湖水介质环境是控制储层成岩演化和储集性质的主要因素。该区广泛发育的三角洲平原和前缘的分流河道及滨湖砂坪微相砂岩是优质储层发育的基本条件。储层碎屑组分中的塑性颗粒含量和粒径是储层性质的重要控制因素;成岩作用是储层性质的决定性因素,其中压实作用对储层性质的影响最大,胶结作用仅在局部地区成为重要的控制因素,溶蚀作用的影响是比较有限的。而储层的压实作用主要受储层岩性、成岩胶结强度、埋藏史和地层流体压力等4个因素的控制。岩性是通过储层中塑性岩屑含量随粒径的变化以及不同粒级的储层具有不同的抗压性等两方面表现出来的,成岩期胶结物的发育可以使储层的压实作用明显减弱,埋藏史可以造成储层性质的较大差异,而高压地层流体压力可以有效地抑制压实作用的进行。     

紫金山地区煤系致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东北缘紫金山地区上古生界煤系致密砂岩气资源潜力大,是我国当前非常规天然气勘探的重要地区之一。通过铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试和压汞实验等分析测试,结合钻井和测井资料,分析了致密储层的岩石学、孔隙、物性和含气性特征。结果表明：紫金山地区煤系砂岩储层以岩屑砂岩为主,石英和岩屑体积分数高,长石体积分数低,成分成熟度和结构成熟度中等;孔隙类型以溶蚀孔为主,孔隙结构以中孔细喉和小孔细喉为主;孔隙度主要分布在2.00%~12.00%之间,平均6.96%;渗透率主要为0.01×10^-3~1.00×10^-3 μm²,平均为0.36×10^-3 μm²,孔渗相关性较好,与后期溶蚀作用有关;含气储层平均厚度为10.3 m,占砂岩储层总厚度的29%,含气饱和度为40.4%。储层发育主要受沉积作用、压实作用和溶蚀作用控制,沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布,不同环境下沉积的岩石成分直接影响了压实作用的强弱,砂岩、泥岩、煤层叠置发育的特征为溶蚀作用奠定了基础;压实作用是造成储层致密的最主要因素;溶蚀作用是区内储层物性改善的决定性因素;紫金山岩浆热作用和喷发作用进一步加强了溶蚀作用。