鄂尔多斯盆地东南部上古生界地层压力与天然气分布

 鄂尔多斯盆地东南部上古生界近几年勘探成果备受瞩目,但针对本地区地层压力及与天然气分布关系的研究较少。本文通过293 口井实测的压力数据和154 口井的测井数据分析发现,二叠系上石盒子组-太原组泥岩普遍存在“欠压实”特征,4 个目标层位在压力剖面上分异明显,可划分为石炭系本溪组常压系统和二叠系山2 段-盒8 段负压系统。现今地层压力分布总体上具有东北高西南低的特点,二叠系压力分布与沉积相分布具有较好的一致性。“欠压实”泥岩层控制气藏纵向上的分布。二叠系气藏主要分布在负压地层中的“低压”部位,而石炭系本溪组气藏则主要分布在常压地层中的“高压”区域。发现地层压力与气藏分布关系对于本地区天然气勘探其有重要指导意义。     

川中高石梯构造灯影组油气成藏过程

油气储层中不同时期所充填的矿物和流体包裹体可以揭示油气的成藏过程。四川盆地高石梯构造震旦系灯影组储层至少有3期矿物充填:白云石→沥青→石英/白云石+石英。早期的白云石中富含油包裹体;晚期的石英中富含液态甲烷包裹体,烃类包裹体的捕获压力为79.4~98.12 MPa,压力系数为1.35~1.88,显示超压特征。现今气藏的压力系数为1.06~1.13。高石梯气藏具有多期成藏特点,属于构造调整气藏。其可能的成藏过程为:二叠纪-三叠纪末期,古油藏形成;侏罗纪-晚白垩世,古油藏中的石油在原位开始裂解形成超压古气藏;喜马拉雅早期,古气藏向资阳-威远方向迁移和被破坏;喜马拉雅中晚期,磨溪地区的古气藏迁移调整至高石梯地区重新成藏。在调整成藏过程中,气藏具有从超压向常压演变的特征。古气藏的破坏、侧向迁移和重新聚集成藏,可能主要受构造演化和构造高点的侧向迁移控制。     

深盆气成藏数值模拟

深盆气藏是一种有别于常规气藏的特殊气体聚集类型,在靠近盆地中心的下倾部位致密砂岩内聚气、而在上倾方向渗透性较好的砂岩中含水,并且具有异常压力特征。数值模拟结果表明,深盆气的聚集是一种动态的气、水驱替过程,深盆气藏的异常压力特征也是这一过程中不同阶段气、水流动关系的一种表现。当气体供应速率大于散失速率时为气排水的过程,气、水同向流动,此时气藏表现为超压异常;当气体供应速率小于散失速率时为水排气过程,气、水逆向流动,此时气藏表现为低压异常。供气速率的自然变化导致深盆气的演化过程表现为静压→超压→低压→静压的压力变化过程,伴随着这一压力变化过程的含水饱和度表现为高→低→高的变化过程。大面积致密砂岩的存在、砂岩的低渗透性以及充足的天然气供应都是形成深盆气藏的有利条件。     

深盆气成藏数值模拟

深盆气藏是一种有别于常规气藏的特殊气体聚集类型，在靠近盆地中心的下倾部位致密砂岩内聚气、而在上倾方向渗透性较好的砂岩中含水，并且具有异常压力特征。数值模拟结果表明，深盆气的聚集是一种动态的气、水驱替过程，深盆气藏的异常压力特征也是这一过程中不同阶段气、水流动关系的一种表现。当气体供应速率大于散失速率时为气排水的过程，气、水同向流动，此时气藏表现为超压异常；当气体供应速率小于散失速率时为水排气过程，气、水逆向流动，此时气藏表现为低压异常。供气速率的自然变化导致深盆气的演化过程表现为静压→超压→低压→静压的压力变化过程，伴随着这一压力变化过程的含水饱和度表现为高→低→高的变化过程。大面积致密砂岩的存在、砂岩的低渗透性以及充足的天然气供应都是形成深盆气藏的有利条件。     

考虑应力敏感性的低渗气藏压裂气井产能模型

 渗透气藏孔喉致密存在应力敏感性,而且气井投产前普遍进行压裂,因此建立考虑应力敏感性的气井产能模型具有一定的意义。选用塔里木低渗透气藏的岩心开展应力敏感性实验,实验表明低渗透气藏存在较强的应力敏感性,渗透率越低,应力敏感性系数越大,应力敏感性越强。将压裂气井的渗流区域划分为裂缝两端的径向流和裂缝两边的线性流推导了考虑应力敏感性的压裂气井产能模型。应力敏感对压裂气井产能有较大影响,应力敏感性越强的气藏,产能损失率越高,随着井底流压的降低,应力敏感性引起的产能损失增加。压裂是改善受应力敏感性影响的低渗气藏气井产能的有效途径。     

陕北斜坡东部上古生界烃源岩地球化学特征

陕北斜坡东部是鄂尔多斯盆地新发现的天然气富集区,通过综合剖析天然气地球化学特征和烃源岩的展布特征、地球化学特征,对该区烃源岩进行探究。研究后认为:1该区天然气具有甲烷含量高、非烃气体含量低的特点,气藏的重烃含量不高,干燥系数较高,气藏偏干。2煤层是上古生界天然气贡献最大的源岩,泥岩是天然气的第二位供应者,其中山西组泥岩为中等—好的烃源岩,太原组泥岩为好—非常好的烃源岩,本溪组泥岩属于好—极好的烃源岩。3该区上古生界煤系烃源岩母质输入具有多元性,有机质类型以腐殖型为主,Ro普遍高于2.0%,已进入过成熟干气阶段。     

基于双孔隙径向复合地层渗流理论的气井产能模型

油气井的产能在油气田的开发中具有重要的地位和作用,它是制定油气田开发方案、确定油气井合理配产的重要依据。目前确定油、气井产能的主要方法是稳定试井方法,包括回压试井、等时试井、修正的等时试井和一点法试井。这些方法要求测试达到稳定状态,测试时间长,而用压力恢复试井确定气井产能,则可以极大地提高了确定气井产能的工作效率和经济效益。基于四川盆地大多数气藏属于裂缝孔隙型气藏,气藏非均质性强,双孔隙径向复合地层特征明显,在流体在裂缝和基质中的渗流特征的基础上,推导出了基于压力恢复试井解释参数,适合该地层模型的气井产能方程。并且通过实例计算表明,该方程在裂缝孔隙型气藏中,有较好的适用性。     

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前,一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象,从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究,结果表明该气藏具有较强的应力敏感性,储层岩石存在较强的泥化现象,粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因,形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害,应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂,优化了合理的生产压差,新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。     

东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义

利用实测地层压力资料,系统研究了东营凹陷古近系碎屑岩储层超压成因及其与油气成藏的关系,并总结了超压油气藏的分布模式。超压传递（包括超压接触传递和超压连通传递）、欠压实、原油裂解是东营凹陷古近系碎屑岩储层超压的主要成因机制。超压接触传递能够使与烃源岩接触的储层形成强超压高产油气藏,该类油气藏主要分布在北部陡坡带、中央隆起带周缘以及洼陷中央的沙三、沙四段和孔店组;超压连通传递使深层超压流体进入浅层,形成中超压高产油气藏,该类油气藏集中分布在中央隆起带的沙一、沙二段和南部缓坡带的沙三、沙四段;欠压实发生在沙四段、孔店组的膏盐岩层段,不利于油气成藏;原油裂解发生在埋深超过4000m的地层,与油气成藏没有必然的联系。     

吉林油田低渗透凝析气藏水力压裂裂缝参数优化

为了高效开发吉林油田X低渗凝析气藏,在分析原始井流物PVT实验结果的基础上,首先利用Eclipse软件PVTi模块建立组分模型,然后利用目标区块实际数值模型,对水力压裂裂缝参数及井底压力进行单因素分析和正交优化。结果表明:水力压裂能提高凝析气井产能,日产气量提高7~9倍,日产油量提高3~5倍;增加裂缝长度比增加裂缝导流能力有效;目标气藏压裂井存在最优井底压力12 MPa;对于吉林油田X低渗凝析气藏,最优的压裂裂缝参数为裂缝半长280 m,裂缝导流能力22μm2·cm。     

巨厚气藏气井井筒压力计算模型及应用——以普光气田为例

针对目前常用定质量流井筒压力计算模型不适用于产层段井筒长、从底部至顶部质量流量变化大的巨厚气藏气井的问题,通过耦合气井流入状态和井筒管流,建立了巨厚气藏气井产层段变质量流井筒压力计算模型,并通过实例气井进行验证,同时将该模型应用于气井产能评价。结果表明：变质量流模型计算的井筒压力值比定质量流模型小,两者之间差异随产气量和产层段长度增加而增大;在产层段不同深度处,变质量流模型计算误差均小于2%,计算精度较高。该变质量流模型能较精确地计算井筒压力值,进而可以有效解决气井产能测试遇阻无法获得井筒压力、井筒压力折算值不准确易导致产能指示曲线负异常等问题。该研究对巨厚气藏气井井筒压力分布计算和产能评价能够提供强有力技术支撑。     

低渗气藏单井非稳态产能分析及控制储量评价

针对气井的常规系统分析存在“用二项式等方法预测流入动态而不考虑气藏渗流特征”问题,提出了采用不稳态气藏渗流与井筒流动的耦合机制进行动态分析,充分考虑气藏的渗流特性、供给范围及开采过程中的地层压力递减情况。通过常规生产动态资料,确定气井的控制储量、地层参数,预测不同开采方式和不同时间情况下的气井产能和压力变化,评价可采储量及增压效果,从而优化气井的工作制度。     

凝析气井反凝析污染对产能影响研究

凝析气藏是一种特殊气藏类型。在衰竭式开发过程中,不可避免发生反凝析现象,增加地层中液相的饱和度,降低气井产能。在白庙凝析气田代表井白52井单井模拟近井地带反凝析饱和度分布基础上,结合试井解释结果和拟稳态气井产能方程,提出定量评价近井地带反凝析污染对气井产能影响的方法,对分析凝析气井产能变化规律、制定相应的开发技术对策和排液工艺提供依据。     

临沂煤田晚古生代含煤岩系岩石组合及沉积环境

临沂煤田晚古生代煤系最大厚度>400米,本溪组不含可采煤层,太原组及山西组为主要可采层段,尤以山西组可采性更普遍。本区煤系岩石组合为一广海型碳酸盐沉积为主的组合向近海型河流、三角洲环境碎屑沉积为为主的组合过渡为特征,砂泥岩组合多以陆源沉积为主,本溪组中并发现火山碎屑产物。本溪组以海洋环境为主的广海至局限台地碳酸盐岩与泻湖、海湾沙泥质沉积及流水成因的碎屑岩系交互。太原组为局限海碳酸盐沉积与流水成因的碎屑岩系及泻湖潮坪砂泥质组合频繁交互,普遍含可采煤层。山西组以大陆环境为主的河流、三角洲体系沉积产物,普遍含可采煤层。整个晚古生代煤系表现为一海退过程,煤层的形成与泻湖、潮坪及河流作用有关。     

白马庙气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

白马庙蓬莱镇气藏属构造背景上的岩性气藏,也是以次生溶孔为主的致密砂岩体次生气藏。气藏具有近常规孔隙型和非常规裂缝-孔隙型两类储层,总体上具孔径小、喉道小、孔喉配位数小、宏观缝少、微裂缝发育、孔隙结构复杂、连通性差的特征。从砂岩储集特征的研究入手,分析了气井产能差异的根本原因,提出了提高气井产能的相应对策、建议。研究表明:气藏砂体规模小但砂体多且相互叠置;单层产能低但多层射开可积少成多。因此在精细地质评价基础上,采取多气层打开、分层压裂改造、分层测试和多层合采的方法可提高气井产能。     

东濮凹陷濮卫地区地层压力演化及其与油气运聚的关系

根据实测资料,对东濮凹陷濮卫地区地层压力的纵向分布特征进行分析,并运用盆地模拟方法对古近系沙三、沙四段古地层压力进行恢复;在油气分布与主成藏期地层压力平面和剖面分布关系研究的基础上,探讨异常地层压力演化与油气运聚的关系.结果表明:研究区纵向上发育常压、过渡和超压3种类型的压力带,异常高压的分布受构造背景和盐岩控制,其发育和演化经历了超压原始积累、超压释放和超压重新形成3个阶段;异常高压为油气初次和二次运移的主要动力,垂向上泥、砂压力差促进油气的初次运移,在剩余压力差的作用下,油气近距离运移并围绕洼陷中心区呈环状分布;与油气的充注过程相对应,濮卫地区常压带油气藏是沿活动断层长期运移和沿后期开启断层幕式运移的结果,以早期成藏为主,压力过渡带的油气藏在断层封闭条件下形成,以晚期成藏为主.     

裂缝性气藏气井产能计算新方法

裂缝性气藏储层中的裂缝是其气井产能的主要贡献者,裂缝的形态与位置对气井产能影响较大。传统裂缝性气藏气井产能模型多基于等效连续介质理论模型提出,未考虑储层裂缝的形态与位置。本文基于等值渗流阻力法,充分考虑裂缝性气藏裂缝形态与位置对气井产能的影响,利用裂缝微元段的径向渗透率表征裂缝对气井产能的贡献,推导了裂缝性气藏产能计算新方法。通过实例计算发现本文提出新方法能够较为准确预测气井产能。裂缝性气藏的裂缝长度对气井产能的影响较小,而裂缝偏转角度、裂缝与气井距离对气井产能影响较大,随着裂缝偏转角度、裂缝与气井距离的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,且减小幅度不断减小。     

沾化凹陷渤南洼陷古近系压力特征及成因机制

根据实测压力、泥岩声波时差等资料,对沾化凹陷渤南洼陷地层压力的分布特征、演化规律及其超压形成机制进行分析。结果表明:渤南洼陷实测地层压力随深度的变化呈现明显的"二台阶"式,第一台阶对应着2.35 km,该台阶之上表现为常压,之下开始出现低幅度超压;第二台阶对应地层埋深为3.0 km,该台阶之下超压明显,压力系数可达1.8,其中沙三中下、沙四上亚段是异常高压发育的主要层系;欠压实和生烃作用是渤南洼陷异常压力形成的主要原因,且超压机制存在区域差异,中部断阶带和南部缓坡带表现出明显的欠压实现象,其深度范围与超压的第一台阶相对应;深洼带超压泥岩的密度则随埋深的增加而增大,与成熟生烃范围匹配较好,生烃作用是该区的主要增压因素,且深度与第二台阶相对应;研究区欠压实与生烃导致沙三段压力的增加幅度不同,两因素具有各自的增压量化模型,导致地层压力出现了"二台阶"的特征。     

沾化凹陷渤南洼陷古近系压力特征及成因机制

根据实测压力、泥岩声波时差等资料,对沾化凹陷渤南洼陷地层压力的分布特征、演化规律及其超压形成机制进行分析。结果表明:渤南洼陷实测地层压力随深度的变化呈现明显的"二台阶"式,第一台阶对应着2.35 km,该台阶之上表现为常压,之下开始出现低幅度超压;第二台阶对应地层埋深为3.0 km,该台阶之下超压明显,压力系数可达1.8,其中沙三中下、沙四上亚段是异常高压发育的主要层系;欠压实和生烃作用是渤南洼陷异常压力形成的主要原因,且超压机制存在区域差异,中部断阶带和南部缓坡带表现出明显的欠压实现象,其深度范围与超压的第一台阶相对应;深洼带超压泥岩的密度则随埋深的增加而增大,与成熟生烃范围匹配较好,生烃作用是该区的主要增压因素,且深度与第二台阶相对应;研究区欠压实与生烃导致沙三段压力的增加幅度不同,两因素具有各自的增压量化模型,导致地层压力出现了"二台阶"的特征。     

东营断陷盆地地层流体超压系统与油气运聚成藏

东营断陷盆地古近系发育的地层流体超压系统对油气运聚、成藏至关重要。以实测数据和用测井资料预测的地层流体压力数据为依据 ,分析了区内的地层流体压力系统特征 ,并将其分为上部常压、中部超压、下部常压 3个压力系统。超压系统具有纵向分带、平面分区且复杂多变的特点 ,但在宏观上属于盆地级的“超压流体封存系统”。超压系统对油气运聚成藏的作用主要是提供油源、产生运移动力和通道 ,并决定油气充注成藏方式。研究结果表明 ,与盆内超压系统有关的油气成藏模式分为系统内、系统外和封隔层 3种形式 ;超压系统内部的相对低压区及其上、下或侧向的泄压区都是油气聚集的有利地区。