大宁?吉县区块深层煤层气生产特征与开发技术对策

鄂尔多斯盆地埋深超过2 000 m的深层煤层气资源丰富,是煤层气勘探开发重要领域,鄂尔多斯盆地东缘大宁?吉县区块开展了一批深层煤层气工艺试验,初步取得一定效果,但规模效益开发主体技术亟待攻关。基于实验分析、生产数据和裂缝监测等资料,通过对大宁?吉县区块深层煤层气储层特征、生产动态和压裂改造效果开展评价,分析了深层煤层气生产特征并提出开发技术对策。研究认为:(1) 深层煤储层具有“低渗、高含气、高含气饱和度、富含游离气”的特征;(2) 深层煤层气产能主要受资源富集、微构造和有效改造规模控制,在正向微构造发育区,资源越富集、加液强度越大、加砂强度越大,越有利于扩大供气能力和提高单井产量;(3) 深层煤层气生产井呈现出以游离气产出为主的高产期、游离气和吸附气共同产出的稳产及递减期和以吸附气产出为主的低产期三段式产出特征。基于上述认识,提出了深层煤层气开发技术对策,实施的D6-7P1井取得较好生产效果,证实在有利区实施超大规模加砂压裂可有效提高深层煤层气产能。      

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.     

松辽盆地长岭断陷烃类气藏主控因素及分布

松辽盆地长岭断陷烃类气藏的分布主要受烃源岩分布和断裂发育特征两种因素控制。早期气藏的形成主要受控于烃源岩的分布,形成的是原生气藏;晚期气藏的形成主要是因为有沟通气源(沙河子组和营城组烃源岩)和圈闭的断裂作为油气运移的通道,形成的是次生气藏。目前已发现的主要含气构造(哈尔金、大老爷府及双坨子构造)在营城组末期已见雏形,大多数构造定型于嫩江末期,含气构造形成时间早于主生烃时间。伏龙泉构造形成于嫩江时期,定型于古近纪末期。烃类气藏主要形成于青山口—嫩江时期。营城组火山岩和登娄库—泉头组一、二段的碎屑岩储集层是未来烃类气勘探的主要目标。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源分析

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源迄今尚未得到很好解决.笔者简述了气源对比存在问题及研究思路,并利用多指标综合对比法系统分析了鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳气藏的气源,初算了不同区块气源的混合比.鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气既有石炭-二叠系来源为主的煤成气,又有下古生界自身来源为主的油型气.中部气田东部区块的天然气主要为煤成气(石炭-二叠系来源约占70%),中部气田北部、西部及南部区块的天然气主要为油型气(下古生界自身来源约占60%～70%).     

东海西湖凹陷中央背斜带花港组成藏条件及主控因素分析——以H3气藏为例

近年来,西湖凹陷中央背斜带渐新统花港组油气勘探取得重要突破,发现多个大中型含油气构造,在不同的含油气构造中,气藏的气柱高度及圈闭充满度差别大,说明不同的含油气构造具有不同的成藏主控因素。基于三维地震及多口钻井资料,从烃源岩、圈闭条件、储盖组合配置关系等方面,以H3气藏为例,通过对典型气藏的解剖,对H3气藏的成藏条件进行研究,分析了不同构造气藏的成藏主控因素。结果表明,中央背斜带油气主要来自于始新统煤系烃源岩,渐新统花港组具备良好的圈闭条件及储盖组合配置关系,油气成藏主控因素为有效的输导体系,而良好的后期保存条件则是控制油气富集程度(油气充满度)的重要因素。     

渤海油田轻质油气藏气测流体评价方法

渤海油田中深层轻质油气流富集,原油密度小,气油比高,普遍处于气液同存的的交错相态。由于轻质油、气层荧光、气测等录井特征相似,加之部分井眼条件差,测井资料不完善,造成流体识别难度大。对目前常用的气测录井系统开展轻质油气藏流体性质评价研究发现,基于常规气测组分(C1—C5)的3H组合模型呈现一定的规律性,但与传统解释模型存在差异,结合星型图流体相分析法,可有效识别渤海油田PL7区块凝析气与轻质油,流体界面明显。对于FLAIR气测录井系统,针对测量组分(C1—C8)引入能够敏感反映油气丰度变化的气指数、油指数和水指数3个流体指数,依据这3个流体指数的纵向组合形态和变化趋势,可准确识别油气性质,对渤海油田轻质油气藏的流体评价优势明显。该研究促进了所在区块油气分布格局和储量的落实,在其他钻遇轻质油气流的区块具有较高的推广应用价值。     

莺歌海盆地中央泥底辟带气田水地球化学特征及其油气地质意义

以莺歌海盆地东方区和乐东区气田水样品水化学常规分析为切入点,利用气田水矿化度、水型、钠氯系数(变质系数)、脱硫系数,氯镁系数等参数,深入分析了两区气田水地球化学特征及水化学组合参数特征,并判识对比了两区气藏封闭程度及其保存条件。在此基础上,结合莺歌海盆地天然气成藏地质条件,重点剖析了两区气田水分布规律及成因控制因素,探讨了两区气田水与天然气运聚成藏之间的成因联系。强调指出,两区气田水具有相似的形成演化特征,天然气保存条件好,但对比两区气田水的水化学组合参数,乐东区天然气保存条件稍差于东方区;东方区气田水以NaHCO3水型占绝对优势,其分布规律与断裂系统存在密切联系。该区水文地质开启程度差,气藏盖层封闭性好,有利于天然气富集成藏。乐东区气田水类型多样,成因复杂,天然气保存条件较好但相对东方区稍差。两区气田水具分区分块分布规律,莺歌海盆地泥底辟及其伴生热流体活动对气田水成因及分布规律与天然气运聚成藏等均具有重要控制作用和影响。     

湘中涟源凹陷泥盆系佘田桥组海相致密泥灰岩气藏特征

近期,湘新页1 井在中扬子湘中地区涟源坳陷泥盆系海相致密泥灰岩试气中获工业气流,取得了该地区油气勘查的重要发现。本文基于地层划分与对比、岩石矿物组分、烃源岩评价、含气性分析及与国内外泥灰岩油气藏的对比,对涟源凹陷泥盆系海相致密泥灰岩气藏形成条件进行了深入解剖,以期为湘中地区该类型油气资源勘查与潜力评价提供依据。结果表明,湘中涟源凹陷泥盆系佘田桥组分段特征明显,厚度稳定,可对比性强,含气层集中在下部泥灰岩段,含气段厚度大于150 m;泥灰岩矿物组分以碳酸盐矿物为主,脆性矿物平均含量达到79.4%,有利于后期压裂成缝;泥灰岩有机质类型主要为Ⅱ1、Ⅱ2型,有机质成熟度处于过成熟阶段;岩心中构造成因的裂缝以中、高角度缝为主,低角度缝较少;泥灰岩段气测全烃曲线饱满,垂向气水分异作用不明显,为典型致密气藏特征。与渤海湾盆地沙河街组和墨西哥湾盆地鹰滩组相比,涟源凹陷泥盆系泥灰岩气藏具有埋藏浅、厚度大、地物指标好等特征,具有良好的勘探开发潜力。     

物理模拟技术在沁水煤层气藏水动力研究中的应用

通过煤层气成藏模拟实验,研究了水动力条件对煤层气成藏的控制作用。实验结果表明：在强烈的水动力交替作用下,煤层气藏中的甲烷碳同位素由-29.50‰变为-36.60‰,且变轻过程中具有阶段性特征;甲烷体积分数由96.35%减小为12.42%;二氧化碳由0.75%变为0.68%,随后增大到1.13%;氮气体积分数由2.9%变为86.45%。这些变化一方面说明煤层气成藏过程的复杂性,另一方面表明强烈的水动力作用对煤层气成藏会造成不利影响。通过对以高煤阶为典型特点的沁水盆地南部水动力条件的分析,认为径流强度与煤层含气量之间呈负相关性,弱径流区有可能成为高煤阶煤层气富集的高产区。     

宽频地震在东海盆地A凹陷油气勘探中的应用

东海盆地A凹陷B构造油气勘探中一直存在着中深层沉积体系展布特征不明确和储层甜点发育规律不清晰等基础地质问题。针对这一问题,运用地震精细解释和地质综合分析的方法,利用重处理的高精度宽频地震资料开展了地震沉积学和全频带信息挖掘研究,结合区域地质认识和已钻井地质分析,认识到B构造C段沉积时期发育了东、中、西3条大型曲流河河道带,在中支和西支河道带中发现了3个典型的频率异常发育区,油气检测技术证实是潜在的含气构造,表明B构造C段发育受河道带控制的构造-岩性气藏,为A凹陷B构造中深层油气勘探提供了地质依据,具有重要的勘探实践意义。