川东石炭系气藏主控因素与成藏模式

基于对开江古隆起演化、储层特征及发育主控因素、气藏保存条件的研究,分析川东石炭系气藏成藏主控因素并总结成藏模式.认为川东石炭系气藏形成主要受三大因素控制,即开江古隆起演化控制着油气的聚集,优质储层是气藏形成的基础,盖层条件是气藏形成的关键.川东石炭系气藏成藏模式可分为两个阶段,第Ⅰ阶段是古隆起形成和古气藏形成,云南运动使石炭系储层更为发育,中三叠世印支运动时期,开江古隆起继承发展并基本定型,石炭系处于两高压泥岩层之间,下伏志留系烃源岩大量生烃,形成大规模地层-构造古气藏;第Ⅱ阶段是后期燕山和喜山运动的改造,古气藏在圈闭中重新分配.     

盐水层二氧化碳封存主控因素数值模拟研究

将二氧化碳注入到地下盐水层中,通过一系列物理化学反应,最终将二氧化碳封存于地下,与生物圈隔离数百数千年,甚至更长时间,这种碳的处理方式将对全球碳循环产生深远影响。由于CO2在盐水层中受到孔隙半径、盐水类型等不同作用的影响,其封存形式主要分为:构造封存、水动力封存、溶解封存和矿物捕获封存。通过对具有3.65×106m3水体规模的氯化钠型盐水层模型进行的8种典型条件下CO2封存数值模拟研究,定量化地评价了1000年时间尺度下毛细管压力、岩石压缩系数和盐水矿化度三种因素对各封存形式和封存分量的影响,同时得到了CO2向盖层中上逸的速度,为将来盐水层CO2埋存的大规模实施提供理论依据。     

CO2气窜主控因素研究

在CO2驱油过程中,气窜的发生是一个必然现象,只是不同条件下其窜流程度不同。目前对窜流规律及其控制方法的研究已经成为国内外关注的焦点。讨论了渗透率、驱替速度、裂缝对CO2突进的影响,并进行了CO2与N2驱油突进对比。进一步明确在相同注入条件下,CO2在特低渗储层中的窜流比N2要弱;与N2相比,CO2更容易进入致密的低渗层,有利于低渗层剩余油的动用。     

混合气藏类型划分及成藏模式探讨

混合气藏是常见的天然气藏类型,实用的类型划分及成藏模式的建立是该类气藏定量研究的基础.根据端元气的来源,对混合气藏类型进行了划分,并结合实例建立了相应的成藏模式.研究结果表明,常见的混合气藏可划分出两大类4小类(1)异源混合气藏,指不同气源岩(灶)生成天然气的混合,其中包括异源岩混合气藏和异源灶混合气藏两类;(2)同源不同阶混合气藏,按母质类型分为煤型不同阶和油型不同阶两类.对塔里木、鄂尔多斯、四川等盆地典型气藏解剖结果证明,多套有效气源岩、沟通圈闭和源岩(灶)的通道是异源混合气藏形成的基础;而气源岩多期次演化生气、持续有效的圈闭是同源不同阶混合气藏形成的重要条件.分析认为,具有多套源岩供气的轮南凸起、川东高陡褶皱带是发育异源混合气藏的有利地区;而成藏过程复杂的库车坳陷则是同源不同阶混合气藏发育的有利地区.     

混合气藏类型划分及成藏模式探讨

混合气藏是常见的天然气藏类型,实用的类型划分及成藏模式的建立是该类气藏定量研究的基础。根据端元气的来源,对混合气藏类型进行了划分,并结合实例建立了相应的成藏模式。研究结果表明,常见的混合气藏可划分出两大类4小类:(1)异源混合气藏,指不同气源岩(灶)生成天然气的混合,其中包括异源岩混合气藏和异源灶混合气藏两类;(2)同源不同阶混合气藏,按母质类型分为煤型不同阶和油型不同阶两类。对塔里木、鄂尔多斯、四川等盆地典型气藏解剖结果证明,多套有效气源岩、沟通圈闭和源岩(灶)的通道是异源混合气藏形成的基础;而气源岩多期次演化生气、持续有效的圈闭是同源不同阶混合气藏形成的重要条件。分析认为,具有多套源岩供气的轮南凸起、川东高陡褶皱带是发育异源混合气藏的有利地区;而成藏过程复杂的库车坳陷则是同源不同阶混合气藏发育的有利地区。     

柳杨堡气田太2气藏气水分布规律及其主控因素研究

柳杨堡气田太2气藏产水严重,气水分布规律及其主控因素认识不清。为指导后续开发,综合利用钻井、测井、试气和地层水分析资料研究了气藏产水特征、气水分布规律及其主控因素。结果表明:1太2气藏天然气在定北13-定北17井-定北8-定北15-定北16井一线富集,地层水在定北13~定北10~定北17~定北8~定北14井一线发育;2气水分布主要受烃源岩、储层物性、构造综合控制,水体分布在煤层厚度10 m的低值区、孔隙度7%的地区和构造线-2 480 m的斜坡和洼地地区;3李1-定北16井一线水体欠发育区,可作为气藏进一步开发的重点。该研究可指导气藏开发选区、选井工作,并对类似有水气藏相关研究提供借鉴。     

吐哈盆地台北凹陷西缘油气成藏过程主控因素及成藏模式

从多元地质条件及其配置关系出发,分析吐哈盆地台北凹陷两缘油气成藏过程主控因素.研究结果表明:区域盖层与断裂共同控制着油气垂向运移的距离及层位:古构造背景、不整合面、输导断裂与储层砂体的配置关系控制着油气侧向运移的方向、通道和距离;基准面旋回、沉积微相类型与现今构造配置关系控制着油气的垂向聚集层位及平面分布规律.在此基础上,结合构造发育史、油源条件及沉积微相研究成果,总结出研究区4种主要成藏模式:源内为自生自储式和下生上储式;近源为短距离垂向—侧向运移—断层或局部构造成藏模式;远源为长距离侧向运移—不整合面上下成藏模式;油气再次分配运聚成藏模式.     

川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素

探索川西拗陷新场构造带须二段气藏类型,为致密砂岩气藏的勘探开发提供理论依据。通过源储配置关系研究、流体特征分析、天然气运聚特征研究、单井生产动态特征分析,结果表明断层沟通输导网状供烃和源储直接接触面状供烃是研究区须二段气藏主要的供烃方式。由此将研究区须二段气藏划分为断层输导型和源储相邻型2大类5亚类。晚期断层输导区和优质源储直接接触区具备良好的油气成藏组合关系,是须二段有利的油气分布区。     

二叠盆地Wolfcamp统致密油成藏特征及主控因素

在分析二叠盆地Wolfcamp统构造、沉积特征的基础上,通过烃源岩、储层等方面的系统研究,深入剖析了Wolfcamp统致密油成藏条件,探讨了致密油成藏主控因素。研究结果表明,Wolfcamp统具有致密油富集的优良地质条件,发育一套优质烃源岩,以硅质泥岩和钙质泥岩为主,并和储层呈现下源上储、源储互层的优良配置关系。致密油产层和产能分布主要受烃源岩、储层和源储配置控制。烃源岩特征为最核心的控制因素,它决定了资源丰度;储层特征和优良的源储配置关系决定了致密油主要产层、油气运移方式和排烃效率,是致密油富集的关键因素。     

煤层气的成分及其成因及成藏条件综述

煤层气是储集在煤层及其临近岩层中的一种自生自储式非常规天然气资源.它的组成以甲烷为主,这类资源的成因类型具有生物成因和热成因两类.煤层气具有附生性、不均性和稀缺性等特点,它主要受控于煤层厚度、煤变质程度、封盖条件、水文地质条件和煤层埋藏深度.     

东营凹陷博兴地区油气富集的主要控制因素

对东营凹陷博兴地区与凹陷中北部的油气成藏特点、油气富集规律及主控因素进行了研究。研究结果表明 ,该区处在凹陷西南边缘的特殊位置 ,其成藏条件不如北部地区 ,纵向上油气主要富集于沙四、沙三层段中 ,平面上主要富集于正向构造带中。油气的富集层位具有东、北部深且相对富油 ,西、南部浅且相对富气的特点 ;天然气主要富集于凹陷边缘外环带。油气藏类型具一定的展布规律。区域构造背景控制了油气运移的指向 ,油气源条件制约着油气的富集程度 ,断层和生储盖配置控制了油气的纵向运移和富集层系。     

太东地区葡萄花油层油气成藏主控因素与模式

为探究太东地区油气的形成条件和油藏类型,通过二、三维地震资料精细解释,明确了该区的断层发育特征和构造格局,以层序地层学理论为指导,确定太东地区葡萄花油层等时地层格架。通过沉积微相研究,详细论述葡萄花油层各类沉积砂体的展布特征、发育规模。结合评价部署新资料,进一步明确太东地区葡萄花油层的成藏主控因素,得出研究区葡萄花油层具有超压间歇释放幕式运移的成藏模式以及油藏类型多样的结论,为斜坡带落实含油区提供了充分的依据。     

气体密度法测定CO_2分子量的实验改进

对气体密度法测定CO_2分子量的实验进行了改进,改进后的方法经实验验证效果满意。     

长春岭沿江地区扶余油层成藏主控因素分析

长春岭沿江地区扶余油层油气成藏条件研究和典型油气藏分析表明,研究区内青山口组烃源岩成熟度低、生烃能力较差;研究区的油气成藏规模受外部油气运移数量的控制。研究区油气主要来源于其西北的三肇凹陷青山口组烃源岩;不规则零散分布的河流相砂体、断层对砂体的强烈分割作用以及多期多成因油气对圈闭的充注作用是造成研究区油气分布复杂现象的主要原因。研究区存在"源岩区高压倒灌—侧向断裂疏导—构造高部位聚集"的成藏模式。研究区油气生成、运移与圈闭的形成期在时空上形成了良好有机的配置关系;其中明水组末期是研究区油气成藏事件的关键时刻。密集断裂带及油源补给程度是研究区油气成藏的主控因素。     

塔河托甫台区块注天然气与CO2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。     

桩106井区馆陶组油气藏形成条件及控制因素

老河口油田桩106地区馆陶组是曲流河道砂体成藏.本文从构造、沉积及储层特征的研究入手,分析了曲流河道砂体油气藏的形成条件、油气藏类型,并寻找该地区河道砂体成藏的控制因素.认为主要含油层系为馆陶组上亚段曲流河河道砂体,主要有上倾尖灭岩性油气藏、透镜状岩性油气藏和构造岩性油气藏等3种油藏类型.丰富优质的油源、优越的油气运聚条件以及良好的储盖组合是该区油气富集的主要原因.盆控断层和输导层共同构成“网毯式”的油气输导体系,对该区馆陶组油气的运聚起到重要的控制作用,储盖组合决定油气富集层位,沉积相变影响储层分布及物性,从而影响含油层系的分布.     

低渗气藏CO2驱与埋存的数值模拟

为揭示低渗气藏中注CO_2提高气藏采收率和CO_2埋存(carbon sequestration with enhanced gas recovery,CSEGR)技术的效果,以苏里格气田召10区块为例,开展了注CO_2驱气的长岩心实验,并使用数值模拟的研究手段,分析了该区块采用CSEGR技术的可行性,并重点研究了扩散、吸附、天然裂缝、井型对于CO_2突破时间、气藏采收率及CO_2埋存的影响。模拟结果表明:采用面积为3. 2 km2的平行四边形"二注七采"井网,在气藏衰竭开采至12 MPa后注CO_2,在CO_2突破时能够提高采收率14. 26%,共能实现3. 8×106t的CO_2埋存;在废弃压力3 MPa时注入CO_2采收率仅能增加2. 2%,但CO_2埋存量可提高至1. 44倍;在低渗气藏中扩散和吸附对于CO_2驱的影响不大;随着扩散系数增大,CO_2突破越快,提高采收率效果越差;吸附滞后现象会略微降低提高采收率的效果;天然裂缝的存在会使气窜现象严重,突破时间大大提前,且裂缝渗透率越高,提高采收率效果越差,但依然可以实现CO_2安全稳定埋存;与直井相比,采用水平井注气将使提高采收率效果降低6%～8%,但对埋存有利。     

气藏注CO2提高采收率及封存评价方法研究进展

CO2利用与封存是CCUS的两个重要环节,其中CO2-EGR技术对于实现绿色碳减排与天然气增产的双重目标具有巨大的发展潜力。本文梳理了CO2提高天然气采收率及封存机理、CO2提高天然气采收率及封存的潜力与评价方法。结果表明：CO2提高天然气采收率机理主要为：物性差异、竞争吸附及筛滤置换作用、连续对流排驱作用、恢复气藏压力与抑制水侵作用以及储层溶蚀改造作用;CO2气藏封存机理包括构造封存、残余气封存、溶解封存以及矿化封存;CO2提高天然气采收率评价方法有数值模拟评价、理论评价、物理实验评价;气藏CO2封存评价方法为包括有效容积法、物质平衡法、数值模拟评价、理论评价等;尽管CO2提高天然气藏采收率及封存评价方法已初步建立,但适用范围仍较小,需要结合我国天然气藏地质特征进一步完善,提高封存评价准确性。     

CO_2分子置换法开采页岩气实验

从CO2置换页岩气吸附气开采机理入手,通过页岩等温吸附、直接降压解析、注CO2置换解析实验评价方法,探讨利用CO2分子置换页岩气吸附气提高采收率的方法。实验结果表明,富县页岩注CO2置换法开采页岩气比直接降压开采的采收率提高了7.66%,地层压力衰竭到6.559 MPa时,注CO2效果最好,最佳的CO2注入量为0.22倍的孔隙体积。注CO2分子置换法开采页岩气是可行的,不仅能提高页岩气的采收率,而且可以缩短开采周期。     

海拉尔-塔木查格盆地中部断陷带CO2气藏中CO2成因分析

以海拉尔-塔木察格盆地中部断陷带CO2气藏中的CO2为研究对象,通过组分分析、碳同位素及氦、氩同位素分析,结合研究区CO2含量和同位素数据及他人研究成果,利用排除法探讨研究区CO2的成因及来源。结果表明:研究区CO2平均含量大于85%,CO2稳定碳同位素偏轻,δ13CCO2为-13.1‰～-8.8‰,为目前已发现的具有较为特殊碳同位素组成特征的CO2气藏;尽管CO2稳定碳同位素偏轻,但通过排除法可以证明该区CO2为无机成因气的结论最为合理,且CO2应来源于上地幔岩浆脱气。