煤岩孔隙度主控地质因素及对煤层气开发的影响

为系统分析煤岩孔隙度主控地质因素及对其煤层气开发的影响,统计分析了全国37个主要煤层气区块/矿区的压汞孔隙度等数据。利用相关趋势分析方法分煤级着重探讨煤级、煤体结构、镜质组、灰分等因素对煤岩孔隙度以及煤层气开发的影响。结果表明:Ro,max是储层物性评价的重要参数,低煤级区煤岩孔隙度对Ro,max的变化最为敏感,且孔隙度平均值随成熟度升高呈现出高-低-高-低的变化。低煤级区同一煤层气区块/矿区内部,孔隙度变化区间大于高煤级区同一煤层气区块/矿区内部孔隙度的变化区间。中低煤级区,复杂的煤体结构对煤储层物性具有破坏作用;高煤级区,复杂的煤体结构对物性有一定的改善作用。镜质组含量与孔隙度呈负相关关系,灰分产率与孔隙度无明显相关性,且在低煤级区镜质组含量和灰分产率与孔隙度均具有明显的负相关性,是孔隙度评价的重要参数;而在中高煤级区,二者对孔隙度的影响可以忽略。煤岩大中孔比例和储层平均渗透率随平均孔隙度的增高而增高,孔隙度大小尤其是孔隙度随煤级的变化规律对不同煤级区煤层气开发潜力评价具有重要指导意义。     

吐哈盆地丘东气田中侏罗统西山窑组上、下气藏储层差异性分析

吐哈盆地丘东凝析气田主力产层为中侏罗统西山窑组中部的砂岩层,可分为上气藏（X4-X5）和下气藏（X6-X9）,上、下气藏的储集体虽然都是三角洲前缘的河口坝和分流河道砂体,但在储集物性、非均质性和砂体几何形态等方面存在明显的差异。本文通过基准面旋回的划分和沉积微相研究,指出上、下气藏因其所处的旋回位置及相分异作用不同,储层非均质性和砂体几何形态存在明显差异,上气藏储层物性明显优于下气藏。该研究表明,基于基准面变化的高分辨率层序地层学方法可有效地用于预测储层的纵横向分布,对油气藏开发部署有重要的指导意义。     

页岩层系不同岩矿组合试样渗透率变化规律差异及其机理分析

页岩地层垂向岩矿组合变化大,页岩气开采需要对储层进行大规模人工水力压裂改造。笔者等基于样品的全岩X- 射线衍射分析,通过对不同岩矿组合的3块页岩试样进行流—固耦合物理模拟实验,获得了3点认识,反映了不同岩矿成分的页岩在不同条件微裂缝与渗透率的变化特征,以及碳酸盐矿物含量高时的影响。这一实验对于研究页岩储层在压裂过程中的变化具有探索性,对于页岩气生产具有重要的参考意义。     

全球油砂资源富集特征和成矿模式

对全球5 个重点油砂盆地的解剖研究及16 个油砂盆地成矿条件的初步研究,总结出全球油砂资源的富集特征、成矿主控因素和成矿模式。全球油砂资源集中分布在3 大成矿构造带、4 大成矿构造区、6 大成矿盆地及2 种类型成矿盆地,集中程度远高于常规油气。油砂资源富集是优质烃源岩、多旋回演化、氧化环境以及烃类降解机制综合作用的结果。根据不同的盆地类型、构造演化和构造位置,可将油砂成矿模式分为斜坡降解型、古油藏破坏型、构造抬升型和断裂疏导型。     

准噶尔盆地南缘芦草沟组油页岩地质特征及主控因素

准噶尔盆地南缘芦草沟组油页岩主要发育于博格达山北麓,位于准噶尔盆地和博格达山构造转换带.研究区内芦草沟组油页岩含油率和厚度分布差异性较大,有机质类型以腐泥-腐殖腐泥型为主,整体上可采性较好.大型开阔湖盆沉积环境有机质产量大,缺氧还原性水体环境是研究区油页岩矿主要控矿因素.博格达山隆升及大型逆冲推覆带和强烈褶皱有效抑制了油页岩有机质热演化进程,是本区油页岩成矿重要条件.综合油页岩矿地质特征及成矿控制因素,认为在叠合盆地内,原陆内坳陷基础上发育的局部构造隆升带是油页岩发育有利前景区.     

柴达木盆地西部地区第三系温度压力和油气分布相互关系探讨

根据实测和理论计算得到柴达木盆地西部地区第三系各层底界的温度,同时利用测井和录井资料及实测压力数据分析了４０多口井的地层压力状况,进而分析了第三系各层的温度和压力分布特征．在此基础上对温度和压力的相互关系进行分析,井对其与油气藏分布关系进行探讨．研究表明现今油气藏分布与温度压力状况有密切的关系,现今异常高压区是油气藏保存的有利地区;异常高压区上方的次生油藏往往分布于压力正常带,但与下方的异常压力有密切关系．这种次生油藏是由下方异常高压区的原生油藏脉冲式运移的结果,沸腾包裹体的发现为此提供了有力的证据,这也是柴达木盆地西部地区典型的油藏分布特征．     

沁水盆地煤层割理的充填特征及形成过程

煤层作为煤层气的源岩和储集层,与常规天然气储层不同在于煤储层是一种双孔隙岩层,由基质孔隙和裂隙组成,且有自身独特的割理系统,基质孔隙和割理的大小、形态、孔隙度和连通性等决定了煤层气的储集、运移和产出,其中以割理系统对煤层气的产出最为重要。本文以沁水煤田为例,对煤层割理、割理填充物类型、充填方式、自生矿物形成时代进行了研究,总结了填充物形成的先后顺序,并根据填充物的形成时代、煤层埋藏史等提出了割理形成的3种机制：埋藏增压机制;岩浆诱发机制;抬升卸压机制。     

煤层气井排采动态主控地质因素分析

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气(CBM)井的排采动态在整体上表现出明显差异,而单一区块内部煤层气井的排采动态也存在较大差异。本文就两个区块的煤系地层沉积相、煤层渗透率、断裂构造、地应力类型和构造应力强度以及顶底板岩性组合类型等因素对排采动态的影响开展对比分析。基于静态地质条件和排采动态资料的综合研究表明:煤系地层沉积相、煤层渗透率、地应力类型和构造应力强度的差异是两个区块煤层气井排采动态差异的主要原因;单一区块内煤层气井的排采动态差异受控于局部断裂构造、地应力类型以及煤层顶底板岩性组合类型等局部因素;在煤层气开发选区和开发井位部署时,应综合考虑资源量、渗透率和多种局部地质因素的共同影响。     

云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨

云南恩洪区块属于多薄煤层发育区,煤层气资源丰富,但勘探开发程度较低。以恩洪区块煤层气井资料为基础,分析了前期单井产气量低的原因,探讨了多煤层合采的必要性及开发层系划分方式和单井开发潜力,进而结合流体可动性和国外煤层气开发经验,提出适合恩洪区块的煤层气开发方式。研究表明:恩洪区块单煤层资源丰度较低,前期煤层气井动用的资源不足是产气量低的重要原因;恩洪区块单井多煤层合采动用储量多,单井合采尽可能多的厚度大于0.5 m的原生-碎裂结构煤层是提高单井产气量的有效方式;恩洪区块煤层气吸附时间短,扩散能力强,但受地应力强度大、非均质性强和煤体结构复杂影响,渗透率较低且空间变化剧烈;分段压裂适合恩洪区块多薄煤层和弱含水的煤系地层特点,多煤层合采可依据煤层垂向上分布特点合理划分开发层系进行分段压裂合层排采,进行排水阶段缓降液面-见套压后憋压-稳产期稳压,之后缓慢降压的排采措施,最后形成各组整体降压提高产量。      

蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

游离气作为页岩气重要赋存形式之一,决定了页岩气的开发潜力及经济效益。以蜀南地区龙马溪组页岩为例,结合X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等资料,对比分析了四川盆地及周缘页岩游离气含量与测试日产气量的关系,初步提出了工业建产区页岩游离气含量下限,并从烃源、储集及保存等方面对页岩游离气含量主控因素进行了系统研究,在此基础上探讨了工业建产区页岩孔隙度下限。结果表明:页岩游离气含量大于2.5 m³/t时,更易获得工业气流;蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、孔隙度、硅质矿物含量、地层压力系数、裂缝发育整体呈一定正相关,而与含水饱和度、碳酸盐矿物含量具有一定负相关;裂缝发育、含水饱和度以及硅质矿物、碳酸盐矿物等能通过关联孔隙度而间接影响游离气含量,均不作为页岩游离气含量主控因素,页岩游离气含量主控因素为TOC、孔隙度及地层压力系数;利用容积法对不同孔隙度下页岩游离气含量进行了蒙特卡罗模拟计算,发现当页岩孔隙度大于4%时,游离气含量大于下限值2.5 m³/t的概率超过50%,建议以4%作为工业建产区选择的孔隙度下限,以此控制页岩气开发的地质风险。页岩储层含气量评价建议以游离气评价为中心,重点从TOC、孔隙度、地层压力系数等3个方面开展系统评价。