普光与元坝礁滩气田天然气成藏特征对比

系统对比普光和元坝气田的天然气成藏特征,可为邻区及其他盆地礁滩油气藏勘探提供参考。利用天然气 组份和同位素资料、岩石薄片和物性分析资料及地球物理资料,开展了普光和元坝气田天然气成因与来源、储集层的 规模与物性、圈闭类型与运聚过程、构造变形和保存条件的对比研究。认为天然气藏特征差异性主要体现在4 个方 面：天然气碳同位素组成上的差别与热演化程度和气烃岩母质类型的变化有关,普光气田烃源岩厚度与生烃潜力较元 坝气田大;普光气田以飞仙关组鲕粒滩相优质白云岩储层为主,而元坝气田以长兴组生物礁、礁后浅滩相优质白云岩 储层为主;普光气田为构造岩性气藏,元坝气田为岩性气藏,天然气晚期调整改造较普光气田弱;多期构造运动的叠 加,形成较为发育的断层裂缝系统,但区域性的巨厚膏盐盖层使得绝大部分的天然气得以保存。位于生烃中心且具 有充足的原油裂解气源、完整的膏岩盖层是形成两个大气田的关键。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气成藏分析

根据地质和地球化学资料,并结合前人研究成果,研究了鄂尔多斯盆地古生界烃源岩生气中心及生气高峰,探讨了中部气田天然气的成藏期次、成藏过程和成藏模式.鄂尔多斯盆地中部气田位于烃源岩生气中心及其附近,可以获得充足的气源;天然气成藏主要有2期,即晚三叠世末和早白垩世末;成藏过程包括4个演化阶段:储集层孕育阶段(O1-C1)、圈闭形成阶段(C2-P)、天然气运聚成藏阶段(T3-K1)和气藏调整/定型阶段(K2-Q);奥陶系风化壳天然气成藏存在上古生界天然气穿层运移至奥陶系顶风化壳聚集和下古生界天然气自生自储型2种成藏模式.     

徐深气田盖储压力配置类型与天然气聚集

通过气藏盖层排替压力与储层剩余压力特征研究,对徐深气田盖储压力配置类型及与储量丰度关系进行了研究,得到盖高储低压力配置类型最有利于天然气富集,其次是盖高储低压力配置类型和较强聚弱散配置类型,徐深气田19个气藏盖储压力配置类型有5种,以盖高储较高压力配置类型最多,盖高储中压力配置类型次之。徐深气田19个气藏以中等储量丰度的气藏个数最多,高、低储量丰度的气藏个数相对较少。盖高储中压力配置和盖较高储中压力配置类型是徐深气田形成高储量丰度气藏的主要盖储压力配置类型。     

徐深气田火山岩气藏开发采用的地质技术

火山岩储层是天然气开发的新领域,具有广阔的勘探开发前景.自徐深气田火山岩气藏发现以来,徐深气田已提交2217×108 m3探明地质储量.徐深气田火山岩气藏由于火山多期喷发,造成岩相变化快、物性变化大,储层非均质性严重,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,气藏含边底水,直井单井产量低,气藏高效开发难度大.通过几年来的不断探索,开展火山岩气藏开发评价研究,在火山岩岩性岩相识别、储层预测、地质建模及水平井开发等方面取得了初步成果,初步形成了火山岩气藏开发地质评价技术,为火山岩气藏经济高效开发提供了必要的技术支持.应用这些技术,目前,在徐深气田火山岩气藏已建成产能13×108 m3/a,该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用.     

四川威远震旦系与下古生界天然气成藏特征

四川盆地威远气田是唯一的在震旦系灯影组、寒武系洗象池组和奥陶系宝塔组均获得气藏和气井的地区.通过对比威远气田震旦系、寒武系和奥陶系天然气成分特征,得出奥陶系天然气与震旦-寒武系特征存在差异,暗示是两套不同的烃源体系,前者主要供烃来源是下志留统,后者供烃来源主要是下寒武统.但威远气田寒武系和奥陶系储集性能先天不好,加之加里东期构造抬升剥蚀破坏了保存条件,制约了天然气的大规模成藏.在此基础上,通过对四川盆地下组合的几个重点勘探地区威远-资阳-安平店、高石梯-丁山构造震旦系天然气成藏条件的对比分析,在烃源、盖层和储集层条件相似的情况下对应的最终成藏结果却不同,这与前期古油气藏的分布有关,也与后期隆升构造调整有关,这些都是制约震旦系的成藏关键,也说明四川盆地震旦系与下古生界(下组合)勘探的苛刻性和复杂性.     

超压盆地内剩余压力梯度与天然气成藏的关系

多种动力影响了天然气成藏过程,但不同地下环境中控制天然气运移聚集的主要动力不尽相同.对超压盆地内天然气成藏过程中的动力进行了分析,并对我国30个典型超压环境中的天然气藏进行了剩余压力梯度统计,在此基础上建立了剩余压力梯度与天然气聚集效率的关系.分析结果表明,超压盆地内天然气成藏过程中的动力可由浮力梯度及剩余压力梯度的和来表示,至少有60%的成藏动力来源于剩余压力梯度.超压盆地中,不同级别的天然气聚集效率具有相应的动力(梯度)标准,中效天然气成藏过程中,源-储间剩余压力梯度须达到12kPa/m;高效天然气成藏过程的动力界限为18kPa/m.我国大中型超压盆地中气藏成藏期间的剩余压力剖面可划分为散失型、弱压差汇聚型和强压差汇聚型3种类型.其中散失型不具备指向储集层的运移动力,无法形成天然气藏;汇聚型可能形成天然气藏,其剩余压力梯度控制了成藏效率.     

天然气分步捕获原理及在成藏研究中的作用

天然气生成具有阶段性,不同演化阶段形成的天然气的地球化学性质不同。构造的演化与圈闭的形成具有阶段性,因此不同阶段形成的圈闭可捕获不同演化阶段的天然气。源岩早期生成的天然气及形成的气藏可能由于后期构造活动遭散失或转移,使一些圈闭只能捕获源岩晚期生成的天然气,即圈闭对天然气的捕获具有阶段性,属于部分捕获而非连续捕获(或聚集)过程。介绍了天然气分步捕获的原理,并结合塔里木盆地塔北地区天然气地球化学特征,讨论了天然气分步捕获原理在成藏研究中的作用。     

对陕北气田天然气集输方案的几点建议

本文就防冻、防腐、脱硫及调峰，对陕北气田天然气集输方案提出几点建议．     

旅大6-2油田断裂特征及其对油气富集的控制作用

旅大6-2油田油气平面分布区域和垂向分布层位差异明显, 平面上,油气富集程度南区大于北区;垂向上,东二下段大于馆陶组和东三段。研究区勘探实践证实断裂不仅严格控制着油气组合的空间展布和圈闭形成,而且对油气聚集活动以及油藏的形成分布有着重要影响。为此,从断裂特征入手对旅大6-2油田油气差异富集规律进行研究,主要分析了油源断裂密度、断层活动速率和边界断裂产状三个主控因素,研究结果表明：油源断裂分布特征和晚期活动断裂的分布位置控制了平面上南北区油气差异富集;陡坡带边界断裂的坡坪式形态决定了不同层位有效圈闭的大小;边界断裂的坡坪式形态和断层活动速率最终控制了垂向上不同层位油气富集程度。     

威远气田富氦天然气分布规律及控制因素探讨

在搜集整理威远气田含氦天然气现有研究成果的基础上,综合最新天然气分析测试资料、国内外氦气成藏研究成果和研究区地质资料探讨威远气田富氦天然气的分布规律、氦气来源和主要控制因素。结果表明：威远气田主力震旦系气藏平面上越靠近构造顶部区氦气含量越高,气田整体纵向上天然气组分自下而上呈现出烃类气体含量逐渐增大,N₂、He和Ar含量逐渐减小的特征;稀有气体同位素特征揭示研究区He和Ar主要为壳源放射性衰变成因,该气田下伏的前震旦系花岗岩基底是其最主要的来源,同时震旦系灯四段兰灰色泥岩和寒武系筇竹寺组泥页岩也有一定的贡献;研究区内广泛发育的裂缝和断层不仅有利于氦源岩中氦气的释放,形成威远气田现今整体富氦的特征,而且控制氦气等气体组分在空间上的分布。     

Migration and accumulation of natural gas in Kela-2 gas field

With the guidance of petroleum system theory, the dynamic filling history of natural gas in the Kela-2 gas field is analyzed by using a large suite of oil and gas geo- chemistry evidence in combination with the tectonic evolu- tion history and reservoir evolution history. It concludes that the Kela-2 gas field was formed by capturing the gas gener- ated during the main gas generation period, while the late kerogen cracking gas contributed a little to the gas field. It suggests that the gas generated during the main gas genera- tion accumulated in the early-formed wide-gentle anticline, which is the necessary condition for natural gas to re-migrate and enrich late to form the large-scale gas reservoir. The newest research shows that the filling history of gas in the Dabei-1, Yinan-2, Tuziluoke and Dina-2 gas fields was re- lated with the natural gas accumulation in the early wide- gentle anticline as well as late re-migration and enrichment of natural gas.     

Geochemical characteristics and formation process of natural gas in Kela 2 gas field

 On the basis of a large amount of natural gascomponents and the carbon isotope as well as some otheranalysis data in Kela 2 gas field, the geochemical character-istics, source, origin, and formation process of natural gashave been discussed. The components of gas in the field tendto be "dry", and the drying coefficient is close to 1.0. Thecarbon isotope tends to be heavier, for instance, the averageof δ¹³C₁ is -27.36‰ and that ofδ¹³C₂ is -18.5‰. Compre-hensive analysis shows that humic natural gas in the Kuqapetroleum system comes mainly from Triassic and Jurassicsource rocks, and the contribution of Jurassic source rocks tothe pool maybe is more than that of Triassic rocks. The maincause that the gas tends to be dry and bears heavier isotopecomposition lies in the fact that Kela 2 natural gas is the ac-cumulation of late production of humic source rocks, and itis affected by the abnormal high pressure as well. Consider-ing the hydrocarbon generating and structural history, wecan regard the gas pool formation processes as twice fillingand twice adjusting (destroying), that is, the filling anddestroying process in the early Himalayan movement and thefilling and adjusting in the late Himalayan movement.     

The controlling factors of oil and gas charging and accumulation of Puguang gas field in the Sichuan Basin

Combined with oil and gas transport and accumulation, structure-lithology evolution history, and with geochemistry and synthesizing geology methods, this paper studies the oil and gas discharge history of Puguang large scale gas field and the main controlling factors of oil accumulation. The natural gas in Puguang gas field is mainly coal-derived gas and oil-racked gas. The main hydrocarbon is Upper Permian coal mudstone and Lower Silurian mud shale with organic material. Puguang gas field has gone through discharge and adjustment 3 times, and it has favorable palaeostructure location, high quality dredge and effectively conserving conditions.     

我国天然气资源的可持续发展与利用

通过结合世界及我国天然气事业的现状和发展前景，从经济、环境、资源、科技等方面协调发展的相互关系出发，提出了为保证我国天然气事业可持续发展，政府应在政策引导、建全法律法规、建立市场和合理补偿机制、发展西气东输等方面所应采取的措施．     

Abnormal overpressure distribution and natural gas accumulation in foreland basins, Western China

Abnormal overpressure occurs in the forelandbasins of Kuqa, South Junggar and West Sichuan in China.The pressure coefficients are high. Overpressure exists inwide areas and various strata. The layers of overpressurehave a very close relationship with lithology, and the area ofoverpressure is controlled by the piedmont depression. Themechanisms of overpressure formation in the Kuqa andSouth Junggar Depression include disequilibrium compac-tion and tectonic compression; the importance of these twofactors varies in different basins and in different stages of thesame basin. Different models of gas accumulation are estab-lished to explain the relationship between overpressure dis-tribution and gas pool formation, and the influence of over-pressure on the gas pools. These models include: (i) theviolent tectonic movement leads to the pool formation inoverpressure belt (Kela-2 gas field in Kuqa); (ii) the pres-sure releases at shallow part and the gas pool forms in latetime (Hutubi gas field in southern Junggar Basin); (iii)through the pressure transfer the gas migrates and accumu-lates (Xinchang gas field in Western Sichuan Basin).     

松辽盆地双坨子气田天然气汞含量特征

 为探讨松辽盆地双坨子气田天然气汞含量分布特征及其成因, 选取该气田7 口气井作为研究对象, 在对采集的天然气进行汞含量检测的同时, 开展天然气组分和烷烃碳同位素分析。检测结果显示, 双坨子气田天然气汞含量介于11~29200 ng/m³之间, 平均为17600 ng/m³, 属于中、低含汞天然气。双坨子气田天然气汞含量随产层深度的增加而增大, 深层天然气要远高于中、浅层天然气, 天然气汞含量的分布特征明显受该盆地双层地质结构的控制。研究表明, 双坨子气田汞含量分布特征既与天然气类型有关, 也与气源岩热演化程度有关。双坨子气田深层天然气为煤型气, 中、浅层气则为油型气或油型气-煤型气的混合气。气源岩热演化程度的不同, 是造成双坨子气田与其邻近的长深气田天然气汞含量差异较大的根本原因。     

Two accumulation modes of marine-origin natural gas in the Tarim Basin

HeUanhe gas field, Lungudong gas field and Tazhong gas field are marine marine-origin natural gas reservoirs in the craton area in the Tarim Basin. The natural gas is generated from Cambrian source rocks. The simulation experiment indicated that the cracking of the dispersedly dissoluble organic matter remaining in the source rocks is the main origin of marine natural gas. There are two modes to form gas reservoirs, one is the dry gas reservoir such as HeUanhe gas field, in which gas accumulated on the fault belt with violent tectonic movement, the other is condensate gas reservoir formed on the inheriting uplift such as Lunnan and Tazhong gas fields. The hybrid simulation experiment of cracking gas and crude oil indicated that crude oil accumulated on a large scale in those uplift belts at the early stage, and natural gas filled the ancient oil reservoir at the late stage, and the gas reservoirs were formed after the gas mixed with the crude oil.     

徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素实验研究

为研究徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素,对不同火山岩岩心扩散系数进行测定.从测试结果可知:天然气在火山岩气藏中的扩散主要受扩散介质、含水饱和度、温度及孔隙度影响.5种不同类型的火山岩中天然气的扩散系数由大到小依次为:流纹岩、凝灰岩、晶屑凝灰岩、火山角砾岩、熔结角砾岩;火山岩中天然气的扩散系数随着含水饱和度的增加急剧下降,干岩样中天然气的扩散系数是完全饱和岩样的600多倍;在超过100℃的火山岩储层中扩散系数与温度的关系不大,在徐深火山岩气藏条件下测得的扩散系数为10-5 cm2/s数量级;扩散系数与岩石的孔隙度存在正相关关系;在常温下甲烷气体在火山岩和泥岩中的扩散能力相差不大,都在10-7 cm2/s数量级.     

沙南凹陷新生代断裂发育特征及控藏作用

为明确沙南凹陷新生代断裂活动特征以及对油气富集的控制作用,利用高精度三维地震资料及钻井资料,对研究区主要断裂的几何学特征、运动学特征开展研究,并对断裂活动对烃源岩、储层、圈闭及油气运移的控制作用进行了探讨。结果认为：研究区断裂可划分为三级及上、下两套断裂系统,孔店组~沙三段沉积期、东营组沉积期是断裂活动高峰期;高活动速率主要同沉积断层下降盘为优质烃源岩发育区,凹陷北侧不同类型断层边界决定了多种类型砂体发育模式,断裂作用控制了构造及岩性圈闭的形成,断裂及断裂砂体耦合是研究区主要的油气运移通道;发育凹陷内部中央隆起区南北两侧“断控”双通道近源成藏、凹陷北侧陡坡带“断-砂耦合”阶梯状网毯输导远源成藏、凹陷斜坡下部“断控”前缘砂体源内成藏三种断裂控藏模式;凹陷北侧深层岩性圈闭、凹陷北侧陡坡带中浅部构造圈闭是后续有利勘探方向。