长庆气田中区马五14储层流体识别及天然气富集规律研究

鄂尔多斯盆地长庆气田中区马五14储层分为气层、低产水层、中高产纯水层、气水同层、干层五种产层类型,建立了相对应的测井综合判识标准.剖析了马五14气藏的成藏条件,认为燕山中期的构造运动系天然气运移聚集的转折点,后期天然气由西向东运移而聚集在上倾方向致密遮挡带下的圈闭内.研究了马五14储层气、水分布特征及天然气富集规律.     

苏里格地区马五段储层控制因素与成藏规律

探讨鄂尔多斯盆地苏里格地区下古生界储层及气藏控制因素与成藏规律。通过对气田已有的奥陶系钻井资料、测井资料、试气资料以及生产动态资料的综合分析,结合储层特征、顶面构造、沉积相与成岩作用等方面研究,总结归纳出奥陶系马家沟组天然气成藏规律,认为苏里格地区下古生界气藏勘探开发应首先考虑古残丘-古沟槽(洼地)之间的过渡地带,部署井位时应该重点考虑马五14和马五31小层,同时考虑选择鼻翼和鼻隆部位的喀斯特作用强烈发育地带。     

元坝地区须三段天然气富集控制因素

 结合层序地层学理论、岩心观察、岩心分析实验结果及钻井测试资料等,分析了元坝地区须三段的层序地层特征、储层岩性特征、储层微观特征及天然气富集的控制因素。目的层储层岩性复杂,以西部发育钙屑砂岩,东部发育岩屑石英砂岩为主要特征。岩心分析实验表明:目的层储层物性差,属于特低孔-低渗次生致密砂岩储层;须三段上部3 个砂组天然气相对富集,在富气砂组内有利岩性带、砂体厚度是天然气聚集的基础条件,储层内部发育裂缝和溶蚀孔组合是天然气富集的关键因素。     

鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区马五2储层特征

目的对鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区马五21、马五22储层差异性进行对比分析。方法在研究区评价井、探井、生产井动态资料解释和前人研究工作的基础上,通过岩心观察、薄片分析、岩电解释的方法剖析差异性及其控制因素。结果马五21沉积时水体较深,沉积微相以云坪为主,但泥质含量较高,含膏云坪微相不发育;马五22沉积时水体较浅,含膏云坪微相很发育;马五21由于受泥质含量高和古沟槽携带上覆地层沉积物充填的不利影响,以破坏性成岩作用为主,孔隙和裂缝被严重充填;马五22古沟槽的发育过程对储层有建设性意义,溶蚀作用强烈,溶孔、微裂缝发育。结论沉积-成岩作用是两个储层产生差异的根本原因,马五21孔隙组合类型主要为孔-缝型和孔隙型,气层零星分布;马五22孔隙组合类型主要为孔-缝-洞型和孔-缝型,天然气富集,气层连片发育且厚度较大。     

苏里格气田东南部碳酸盐岩储层特征及分类评价

通过对岩心薄片、铸体薄片的观察以及压汞测试等技术手段,对研究区奥陶系马家沟组马五1+2和马五14亚段储层储集岩主要类型、储集空间类型、储集岩物性三方面进行了综合研究,并结合研究区碳酸盐岩储集岩孔洞缝的发育程度和组合形式、毛细管压力曲线特征、含气饱和度、有效厚度及残丘发育程度等多方面参数对储层进行了归类与划分,发现桃2区块的溶蚀孔洞状白云岩、泥—粉晶白云岩、颗粒白云岩及角砾状白云岩是储集岩的主要类型;储集空间类型主要以晶间孔、晶间溶孔、溶洞为主,膏膜孔和微裂缝次之;研究区碳酸盐岩储层可划分为Ⅰ类(好)、Ⅱ类(较好)、Ⅲ类(中等)、Ⅳ类(非或差)四种类型,其中马五31和马五14储层较马五21和马五22好,Ⅰ类储层主要发育于马五31和马五14亚段中,Ⅱ类储层在各亚段小层中均有分布,马五1+2和马五14亚段则主要发育Ⅳ和Ⅲ类储层。结果表明:研究区储集岩物性较差,平均孔隙度为2. 86%,平均渗透率为0. 358 4 m D,孔隙度与渗透率之间不存在正相关关系,总体表现为非均质性较强,且低孔、低渗的特征。     

台北凹陷侏罗系含油气系统天然气序列性研究

吐哈盆地台北凹陷侏罗系含油气系统常规天然气、致密砂岩气和页岩气资源丰富。通过对吐哈盆地台北凹陷 侏罗系地质条件的分析研究,指明在侏罗系含油气系统内页岩气、致密砂岩气和常规天然气在空间展布和储层特征等 方面的序列性特征。结合该区的勘探开发实践,总结出：在同一个含油气系统的前提下,页岩气、致密砂岩气和常规天 然气具有共生性强的特点,认为它们是先后经历了源岩内滞留、初次运移、二次运移和成藏聚集等过程,分别在泥页 岩、致密砂岩和常规储层中形成的不同类型的天然气聚集。并归纳出他们在运移阶段、成藏时间、空间分布、含气特 点、开发技术、产量储量特征和勘探开发阶段等方面序列性特点。最终认为在同一含油气系统中只要具备合适的地质 条件,在一种类型天然气发现后,通过“顺藤摸瓜”的方法来寻找其他类型天然气是一种新的勘探思路。     

靖边气田碳酸盐岩储层沉积-成岩演化模式

 靖边气田主产层次生溶蚀孔洞缝成层连片发育,孔洞缝分布受沉积相和成岩作用双重控制。本文结合98口井岩心观察、1000余块薄片鉴定及多种化验测试资料对储层沉积相、成岩作用进行了系统研究,探讨了储层沉积-成岩演化模式及其对孔洞缝储层发育的控制作用。结果表明,靖边气田储层为蒸发潮坪沉积,并可细分为潮上带泥云坪、膏岩洼地、含膏云坪;潮间带含藻云坪、泥云坪、颗粒滩、潮下带灰坪7种沉积微相;储层埋藏主要经历了白云化、溶解、充填、破裂、交代、压实-压溶、角砾化和重结晶8种成岩作用;储层沉积-成岩演化总体分为沉积同生期、近地表浅埋藏期、抬升风化期和后埋藏期4个阶段;马五1 1 ~马五13 、马五4 1a高孔渗段的形成主要受沉积同生期和抬升风化期溶解作用及含膏云坪、含藻云坪和颗粒滩微相控制,而马五3 2~马五3 3、马五4 1b~马五4 3b、马五5低孔渗段的形成主要受泥云坪、膏岩洼地和灰坪微相控制。     

井网控制程度对气藏采收率影响

采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一。目前井网控制程度对采收率影响研究较少,尚缺乏规律性认识。以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法—泄流面积法。应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律。结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,在3.2%-81.1%之间;现有井网对马五13较为适应(马五13井网控制程度81.1%),而对其它小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率呈线性正相关规律,井网控制程度每增加10%、采收率提高8.5%。该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据。     

川西坳陷孝泉-新场地区陆相天然气地球化学及运移特征

天然气运移研究一直是油气地质领域中至关重要但又最为薄弱的环节,选取甲烷碳同位素、气体干燥系数(C1/C1-5)、i C4/n C4、非烃气体组成等多项天然气运移示踪参数,对孝泉-新场地区陆相天然气的运移特征进行分析。结果表明:须家河组储层紧邻烃源岩,天然气就近成藏,二次运移特征不明显,由于运移距离较短,烃源岩生排烃与天然气的成藏几乎同期进行;侏罗系天然气为次生气藏,天然气以燕山晚期至喜山期形成的深大断裂带为运移通道,由须家河组垂向运移至侏罗系储层,并沿输导砂体由构造低部位向构造高部位侧向运移,至适当圈闭中聚集成藏,天然气大规模运移时期为晚白垩世末期—古近纪。     

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系“三元”主控成藏规律

通过对鄂尔多斯盆地西北部奥陶系烃源岩、储集层及天然气展布规律的研究,探讨其天然气成藏规律。奥陶系烃源岩主要分布在上统乌拉力克组和拉什仲组,以海相泥岩为主;储层主要发育在中统克里摩里组和桌子山组,依据岩石类型、孔隙结构,可分为岩溶孔洞型储层和白云岩晶间溶孔型储层;天然气藏的形成受烃源岩、储层和圈闭的"三元"主控,具有有效烃源岩控制天然气区域分布、优质储层控制天然气聚集带展布、有效圈闭控制气藏分布特征。鄂尔多斯盆地西北部的西侧气藏主要为油型气,东侧主要为煤型气,均为上生下储的成藏模式。     

中国天然气资源研究

在大量统计数据的基础上,对中国天然气资源从类型、富集程度、分布特征等方面进行了研究。首先,中国常规天然气储量探明史可大致分为4个阶段,储量增长上了3个台阶,集中分布于六大盆地;其次,常规天然气资源,主要分布在中部、西北部和海域,其特点为:时代分布老、丰度低、探明程度低、潜力大;第三,中国煤层气资源量,主要富集在东部、中部和西北部;第四,致密砂岩气有一般致密砂岩气和深盆气两种赋存形式,中国许多盆地具备形成深盆气的条件,也有较大的资源潜力;第五,中国海域的南海和东海,陆地的青藏高原和东北北部可能富含天然气水合物;第六,中国众多含油气盆地的地层水,蕴藏着十分丰富的水溶气资源;最后,泥页岩气、深源气、二氧化碳气和硫化氢气也是不可忽视的资源,具有较大的资源潜力。     

川西拗陷上三叠统须家河组的天然气成藏模式和盖层封闭机理

从沉积、成岩作用和岩层受挤压三个方面阐明了须家河组致密储层的成因。在对烃演化、孔隙演化、沉积埋藏史和构造变动进行分析的基础上,提出了川西拗陷须家河组天然气的成藏模式,即压实排水、油气生成和运移、油气富集及成藏三个阶段。通过测定岩石的捕集漏失,将盖层岩石分为三级,用以衡量盖层的封闭能力。经过对比,认为该区是以更致密的砂岩封闭致密砂岩为特征的局部封闭。还用计算机对储盖层的分布进行了描述。     

川南地区排水找气过程中的地球化学特征及意义

依据川南地区排水找气过程中气水动态资料和模拟实验结果 ,首次提出排水找气过程中天然气的排出具有水溶气排出和游离气排出两个阶段的认识 ,并提出了判识水溶气排出阶段和游离气排出阶段的天然气地球化学指标 ,为进一步研究排水找气过程中预测游离气大量产出的方法奠定了基础 ,拓展了有机地球化学的研究领域     

渤海湾盆地天然气聚集带特征及形成条件

根据渤海湾富油盆地天然气的分布特征,探讨了该盆地主要天然气聚集带的地质特征及形成条件。该盆地较大规模的天然气聚集带均与石炭 二迭系煤成气有关;油型气聚集带主要是石油沿断裂向上运移过程中溶解气析离形成的浅层次生气。天然气聚集带的分布受二级构造带背景控制,主要天然气聚集带可归为隆起带型、凸起型、斜坡带型、断阶带型等。继承性发育的构造背景、有利的气源条件、良好的封盖保存等是控制天然气聚集带形成的主要地质因素     

边水驱气藏中气井产量变化规律分析

在边水驱气藏中,气井的产量受到边水能量大小的影响,研究边水能量大小对气井产量的影响在气田开发中具有重要的意义。用水驱强度来表示将边水能量的大小,定义水驱强度为水侵量与气井产量之比,建立了考虑水驱强度影响情形下,气井定井底压力生产时,边水驱气藏中水驱气瞬时渗流的数学模型,在获得数学模型的解后,作出了边水驱气藏中气井产量变化关系曲线,研究了水驱强度及气水流度比对产量变化关系曲线的影响,研究表明,气井产量受到水驱强度及气水流度比的影响,为分析边水驱气藏中气井的产量变化规律提供了理论基础。     

卧龙河复杂气田二叠系天然气局部富集规律研究

卧龙河气田位于四川盆地东部，是盆地内的大气田之一。它具有多产层、多储集类型、多气藏类型和多裂缝系统的特点，是四川复杂气田的典型代表。二叠系气藏天然气局部富集与岩溶、断裂及有利构造部位三者的组合密切相关。     

东濮凹陷油气藏成藏规律研究

在东濮凹陷,洼陷的勘探有利目标应在烃源岩,中央隆起的勘探有利目标应在盖层之下。因为在洼陷处无断层、地层连续、油气横向运移,如遇有利圈闭即可聚集成藏;若有断层,则有可能向上运移至高部位,在圈、运、保三方面条件较好的地方聚集成藏。以主要接受前梨园洼陷(区内最大的生油洼陷) 供油的白庙构造油气藏为例说明,生油岩是前梨园沙三3～4地层,油气在邻近生油洼陷的前8 块中首先富集,然后顺断层向白庙构造高部造运移。正是这种运移成藏式作用,形成了白庙地区油气藏在构造高部位以中浅层富集为主,构造低部位以中深层油气藏分布为主的油气藏分布格局。     

陆良与保山盆地第三系浅层气田开发规律探讨

以云南陆良、保山盆地第三系浅层气田为例,结合国内外浅层气田的开发经验,探讨浅层气田的开发规律,以指导同类气田的开发。浅层气田一般气藏规模小,气柱高度小;产层疏松,大部分气藏为有水气藏;生产时气藏无水生产时间短、稳产时间短,气井容易出水、出砂,其开发规律明显区别于中深层整装构造型气藏。针对陆良、保山浅层气田生产表现的“三低”(低单井日产水平、低采气速率、低采出程度),气井见水快,井筒容易积液,产层容易出砂,出水大则出砂也大等特点,提出以下对策: (1)依据多井小压差原则,进一步完善井网,避免频繁激动气井; (2)严格按规定压差生产,及时确定气井“三稳定”的最佳工作制度,生产中; (3)尽量减少或杜绝井口气量调节,更不能轻易关井;(4)一旦发生气井水淹,尽快采取措施,避免造成井底或地层的严重污染,给复产带来困难; (5)加强气田生产测井、试井、产能测试,取全取准各项资料,及时进行动态分析与动态监测,对生产中出现的问题做到早发现、早解决。从而保证气田平稳、正常开采。     

东濮凹陷天然气分布成因及富集因素

东濮凹陷天然气资源非常丰富,纵向上主要集中在盐下沙三~4、沙四及盐间沙二下、沙三~1、沙三~3段;平面上则主要分布在凹陷北部中央隆起带上。现已探明的天然气,从化学组成上看有干气、湿气、凝折气;从成因上分析有油型气、煤系气及两者相互掺合的混合气。下第三系和石炭二迭系是两套主要生气源岩。由于早第三纪凹陷快速沉降,使下伏石炭二迭纪煤系进入二次生气期,同时使下第三系生油气岩系相当一部分进入高成熟生气阶段,形成丰富的气源。其上又有分布广、厚度大的膏盐作为良好的盖层,天然气不易散失,故导致凹陷中天然气的富集。     

关于铁法大隆煤矿瓦斯爆炸事故的“瓦斯地质”因素分析

本文通过对大隆煤矿东—采区引起瓦斯爆炸事故的瓦斯来源问题,从“瓦斯地质”角度所做的详尽分析,阐明了瓦斯的生成、运移、富集和储存的原因及其与地质因素的关系.