深盆气藏的界定及地质特征研究

国外已发现的深盆气藏储量巨大,且出现于盆地构造的向斜中心、构造深凹陷部位以及斜坡下倾带,在赋存方式上具有一系列特殊表现。解剖深盆气藏的成藏机理、建立其发育模式并预测其发育特征是对深盆气藏进行研究的基础。从深盆气藏的特殊性分析入手,将深盆气藏界定为致密储层中与源岩相连的有根状气水倒置关系气藏。深盆气藏的基本地质特征是：构造简单,断裂带、裂缝及微裂缝不发育;气源岩分别有海、陆相暗色泥、页岩、煤系地层、碳酸盐岩或其共同组合;无区域底水和边水存在及在此基础上形成的气水倒置;流体压力异常;内部结构不均一性。     

深盆气藏的主要特征及形成机制

在国外深盆气地质理论的基础上 ,结合我国深盆气勘探开发实际 ,对深盆气的主要特征进行了分析 ,深盆气藏位于向斜盆地轴部或坳陷深处 ,分布规模巨大 ,气水关系倒置 ,多具异常压力 ;主要储层虽为致密砂岩 ,但多含饱和气的渗透性储层 ;海陆交互相的煤系地层是深盆气藏的主要气源岩 ,储层与成熟气源岩的接触是深盆气形成的必要条件 .在分析国外深盆气形成的动态圈闭机理和扩散运移方式存在问题的同时 ,提出了对深盆气藏形成机制的新认识 .我国鄂尔多斯盆地和四川盆地都存在丰富的深盆气资源 ,其它类似结构的盆地都有可能存在深盆气 ,应进行勘探潜力分析 .     

不同充注方式下致密砂岩气藏的成藏效率探讨

 中国中西部地区致密砂岩气藏发育面积广,深部勘探潜力巨大;但由于储层孔渗条件差和充注方式不同,既有上气下水的常规致密气藏,也有气水倒置的深盆气藏。因此亟需探讨不同充注方式下致密砂岩气藏的成藏效率。利用理论推导结合物理模拟试验的方法,对断裂充注与致密储层底部烃源岩面式充注这2种不同充注方式的成藏效率进行探讨。结果表明,储层底部面式充注的成藏效率高于断裂疏导,表现为单位时间内的充注量前者较高;致密储层内部一般具有多种裂缝,发育裂缝带的致密储层的成藏时间相对较短,但储层内部气水关系复杂。本文模拟试验验证了理论推导的合理性,虽然试验温压条件与实际地质条件仍有一定的差距,但可为勘探实践提供有价值的理论参考。     

塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

依据塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的碳同位素、烃源岩热解、储层分析化验、气藏压力、流体包裹体等资料的正、反演综合分析,对该气藏的成因类型进行判别。结果表明:依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今约11 Ma,而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma,储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间,为先致密后成藏的深盆气藏;依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征,成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式气驱水充注成藏机制;依南2气藏为早期大规模深盆气藏,晚期遭受调整改造,含气范围受南北断裂带控制。     

深盆气藏的主要特征及形成机制

在国外深盆气地质理论的基础上，结合我国深盆气勘探开发实际，对深盆气的主要特征进行了分析，深盆气藏位于斜盆地轴部或坳陷深入，分布规模巨大，气水关系倒置，多具异常压力，主要储层虽为致密砂岩，但多含饱和气的渗透性储层，海陆交互相的煤系地层是深盆气藏的主要气源岩，储层与成熟成源岩的接触是深盆气形成的必要条件，在分析国外深盆气形成的动态圈闭机理和扩散运移方式存在问题的同时，提出了对深盆气藏形成机制的新认识，我国鄂尔多斯盆地和四川盆地都存在丰富的深盆气资源，其它类似结构的盆地都有可能存在深盆气，应进行勘探潜力分析。     

华北S区碳酸盐岩气藏型储气库储渗特征

 华北S 区气藏为裂缝性碳酸盐岩超深底水凝析气藏,储层发育特征及建库渗流机理极为复杂,导致建库库容参数评价难度较大。通过对比分析毛细管压力曲线与核磁共振T₂谱分布的相关性,研究了碳酸盐储集空间孔喉发育特征;基于非稳态法多轮次气水相对渗率测试曲线,分析了碳酸盐微裂缝储层气水两相渗流特征。研究结果表明,华北S 区碳酸盐储层微裂缝发育、孔喉细小且分布集中,不同层位气相渗流特征差异较大,影响了碳酸盐气藏型储气库运行效率,是建库方案制定及注采运行优化首先应考虑的因素。     

克深气田储层地质力学特征及其对开发的影响

克拉苏构造带深层裂缝型致密砂岩气藏经历强挤压构造变形,复杂的现今地应力场和天然裂缝系统导致储层非均质性和各向异性较强,不同构造之间和同一构造不同位置的气井产能差异明显。为明确影响该区天然气开发中的地质主控因素,在井筒一维地质力学参数评价和构造格架搭建的基础上开展了克深气田储层地质力学建模,深入分析克深气田多个构造带储层岩石力学性质、现今地应力场及天然裂缝的发育特征,归纳总结不同构造带、同一构造带不同部位及不同层位的储层地质力学特征,并结合克深气田典型井的开发现状,建立地质力学特征与产能的关联,最后,针对不同类型的气藏分别提出与之匹配的布井原则。研究表明：（1）不同构造类型气藏地应力场分布特征差异较大,应力方位与天然裂缝产状之间的关系也有明显不同;（2）气藏内储层地质力学属性呈现自分层特征,其直接影响储层孔隙度和渗透率分布;（3）气藏内部处于应力低值、裂缝走向与水平主应力方位之间夹角小的位置,储层渗透性能较好,单井产能更高。研究不仅为储层评价和气藏描述提供了有力的补充,同时也为井位优化提供有利的依据。     

黑龙江省东部中生代含煤盆地深盆气成藏分析

深盆气属于非常规能源矿产。鸡西盆地具备了深盆气形成的基本地质条件,即煤系、暗色泥岩厚度大,有机质丰富,热演化程度高,生气强度大,气源丰富;致密砂岩储层发育,储层孔隙度平均值为3.00%～8.30%,渗透率绝大部分小于0.1×10-3μm2,具有低孔、低渗特点;构造匹配、保存条件较好。根据该地质条件,认为鸡西盆地深盆气可能的成藏模式为构造斜坡分布,北部鸡东坳陷区、南部穆棱坳陷为深盆气分布有利区,具有较好勘探前景。同时,探讨了气水倒置、压力异常、普遍含气等深盆气特征方面存在的有关问题。     

致密砂岩含气区成藏条件与模式研究

在大量资料调研的基础上,总结出致密砂岩气藏(田)具有低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、复杂气水关系、地层压力异常、砂体多呈透镜状等一般特征;对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩含气区、川西坳陷超致密砂岩含气区及准噶尔盆地南缘高丰度致密砂岩含气区的成藏条件、成藏机理及成藏模式进行了系统对比分析。认为我国不同致密砂岩含气区的地质条件、成藏机理均有较大不同:鄂尔多斯盆地致密砂岩含气区构造平缓,储层的致密化程度中等,气藏具有明显的气水倒置关系;川西坳陷致密砂岩含气区的突出特点是储层超致密化,由于受喜马拉雅运动及超压的影响,形成大量的断裂和裂缝,气体沿裂缝运移至圈闭聚集成藏;准噶尔盆地南缘高丰度致密砂岩含气区超压产生的裂缝是气体运移的主要通道,气藏的分布主要受背斜构造带及优质盖层分布的控制。     

川西地区雷口坡组第四段复杂气水分布多重控制因素

探讨川西地区中三叠统雷口坡组第四段气藏复杂气水分布特征及其控制因素,为进一步的研究及天然气勘探提供方向。以钻井集中的金马-鸭子河构造及新场构造为例,通过动静结合的方法对比不同构造气藏构造、储层、流体及生产动态特征。川西雷四气藏气水分布特征复杂,气藏上、下储层受隔层阻挡,形成不同的气水系统,局部构造的现今构造位置控制气水分布;成藏期古构造控制区域气水分布,新场构造圈闭形成时期较晚,不利于油气聚集,而成为气水过渡带;储层具有强非均质性使气水分布不完全受构造控制,且可形成地压系数偏高的成岩圈闭;烃源丰度越高,气水界面更低,马鞍塘组-小塘子组及二叠系烃源是对雷口坡组烃源的有效补充。川西雷四气藏气水分布受古今构造、储层非均质性、烃源丰度等多重因素控制,局部构造相对高部位是勘探开发部署的首选区域,纵向上邻近烃源岩的储层为首选目标。     

以凝析油轻烃和天然气碳同位素特征判断气源

本文首先根据C4～C7轻烃的成分指出四川盆地含油(凝析油)的天然气藏中的油的来源,然后再与天然气的碳同位素特征相互印证,共同判断气源。这一方法特别对混源气的气源判断是很合理的。 四川盆地一些含油(凝析油)的天然气藏以往都认为是自生自储的。然而用本方法判断气源后,我们发现,混源气是非常普遍的。从天然气的运移特征来看,盆地中下三叠统有工业价值的天然气的聚集往往都与断层有关。     

以凝析油轻烃和天然气碳同位素特征判断气源

本文首先根据C4～C7轻烃的成分指出四川盆地含油(凝析油)的天然气藏中的油的来源,然后再与天然气的碳同位素特征相互印证,共同判断气源。这一方法特别对混源气的气源判断是很合理的。 四川盆地一些含油(凝析油)的天然气藏以往都认为是自生自储的。然而用本方法判断气源后,我们发现,混源气是非常普遍的。从天然气的运移特征来看,盆地中下三叠统有工业价值的天然气的聚集往往都与断层有关。     

深盆气藏开发方式初探

深盆气藏为一种主要发育在碎屑岩致密储层中的非常规气藏 ,产气储层的基本特性是低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度以及异常 (低 )地层流体压力等 .这些特点的存在使得深盆气藏的地质开发具有很多特殊性 ,以地质分析为基础 ,结合钻井工程和开发工艺等进行全面分析 ,最终目的是降低生产成本 ,提高开发效益 .对深盆气藏地质开发的多种技术进行了简单讨论 .深盆气藏的主要开发目标是其中的甜点、黄油层以及与其相邻发育的共、次生油气成藏组合 ,井位部署需要仔细的地质资料分析 ,储层保护需要特殊的钻井技术 ,产量提高需要有效地增产措施 .因此 ,深盆气藏的开发需要综合配套技术 .     

辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气成藏条件与分布预测

对辽河东部凹陷储层和烃源岩等成藏条件进行系统研究,通过对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计,并结合成藏条件分析,对根缘气藏发育有利区进行了预测.研究结果表明:沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件:沙三段晚期沉积环境,以及后期成岩演化作用,使沙三段45.1％的砂岩储层孔隙度≤13％,25.5％的渗透率≤1.5×10-3um2,形成较大规模的致密砂岩发育带,成为根缘气储层发育的主体:沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的ⅡB型和Ⅲ型为主,有机质丰度高,且已进入大规模生气阶段,为根缘气藏的形成提供了有力气源保障.由于运聚机理与常规储层气不同,根缘气具有致密砂岩底部含气特点,在气测曲线形态上形成下部异常的特征.凹陷北部茨榆坨一牛居地区和南部黄金带一大平房地区为根缘气藏发育最有利地区.     

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。     

东营凹陷北部深洼带天然气成因类型的鉴别分析

东营凹陷北部深洼带发现了一系列高产天然气流,成为富油凹陷油气勘探的重要突破,它们是源岩热解气还是原油裂解气,成为勘探家争论的问题。通过民丰地区发现的天然气地质和地球化学分析,特别是烃源岩和原油生气的模拟实验,发现两种成因天然气的鉴别标志,源岩热解气,ln(CC5/nC6)<-1、(MCC5+CC6)/nC6<0.8、(CC5+MCC5+CC6)/(nC5+nC6)<0.5、DMCC5/CC5>0.6和甲苯/苯>1.1,而原油裂解气与之相反;民丰天然气主要来自沙四段烃源岩热解气,其次来自原油裂解气。     

Carbon and hydrogen isotopic compositions and their evolutions of gases generated by herbaceous swamp peat at different thermal maturity stages

Coalbed methane (CBM) accumulation models include continuous gas accumulation and staged gas accumulation.However,studied on the geochemical characteristics and indices to evaluate staged accumulation CBM are lacking.This study for the first time obtained the carbon and hydrogen isotopic compositions of methane and ethane generated at different evolution stages using thermal simulation of samples prepared by treating an herbaceous swamp peat at different temperatures.The results showed that the carbon isotopic compositions of methane and ethane were obviously affected by the thermal evolution level of the starting sample,while the hydrogen isotopic compositions were closely related to the maturity of gases.The carbon and hydrogen isotopic compositions of gases generated by coal-forming organic matter with Ro values from 1.2%,1.7%,2.4%,3.2% and 3.7% to 5.2% were determinated.The relationship between Ro values and the carbon and hydrogen isotopic compositions of gases generated by coal-forming organic matter at different evolution stages as well as the carbon or hydrogen isotopic relationships between methane and ethane were established.The results provide a scientific basis for studying the genesis of CBM generated at different maturity intervals and understanding the geochemical characteristics of staged accumulation CBM.These results were applied to a case study on CBM from the southern Qinshui basin,and it was found that the CBM accumulated after the Middle Jurassic and was characteristic of staged gas accumulation.This is consistent with the result of geological studies,and further showed that the results of thermal simulation experiments are very important for evaluating the genesis of natural CBM.     

渤海湾盆地渤中凹陷深埋古潜山天然气成藏主控因素探讨

渤中凹陷钻探的两口科学探索井均在古生界潜山发现天然气流,其中科A2井经测试获日产天然气40.2×10~4m~3,揭示了渤海海域目前埋深最大、温度最高的古潜山天然气藏。根据渤中凹陷渤中21~22古潜山油气成藏条件和实际地质、测井和地震资料的综合解释,对研究区天然气成藏控制要素进行研究。结果表明:古潜山圈闭面积大,且具有完整背斜形态;深层沙四段—东三段发育大量优质高成熟烃源岩,油气源充足;古潜山储集空间为溶蚀孔洞和裂缝,储层物性较好;成藏要素匹配关系好,天然气具有明显的晚期持续充注成藏的特点。该古潜山气藏的发现,不仅是渤中凹陷深埋古潜山天然气勘探的重大突破,也是深埋古潜山油气成藏地质条件认识和勘探工程技术进步的重大成果,能够推动渤海海域乃至整个渤海湾盆地凹中深埋古潜山的油气勘探工作。     

塔里木盆地石油地质基本特征

全面系统地总结并提出塔里木盆地１０大石油地质基本特征：（１）塔里木盆地为一古生界克拉通盆地与中新生界前陆盆地组成的大型叠合复合型盆地；（２）塔里木盆地经历了多期构造运动及多个演化发展阶段；（３）塔里木盆地主要有寒武—奥陶系、石炭—二叠系，三叠—侏罗系３套烃源岩；（４）塔里木盆地发育多套深埋优质储层及５套良好储盖组合；（５）塔里木盆地油气水性质复杂、油气藏类型丰富多样；（６）塔里木盆地富油又富气，天然气藏以凝析气藏为主；（７）塔里木盆地既有陆相油气，又有海相油气，已发现的石油以海相成因为主，天然气以陆相成因为主；（８）塔里木盆地已发现的油气藏以中小型为主，具有埋深大、丰度低、产能高的特点；（９）塔里木盆地具有多个成油气系统、多期成藏及油气多次运移再分配的特点；（１０）塔里木盆地油气分布十分复杂，油气聚集受多重因素制约