近年来,在塔里木盆地东部烃源岩高―过成熟区的油气勘探获得重大发现,已在几口井中获得工业气流或油气显示,位于英吉苏凹陷中部英南构造带上的英南2气藏就是其中一个颇具代表性的重要气藏。对其油气的成因和成藏历史的研究引起了地质学家和地球化学家的广泛兴趣。英南2气藏中的天然气属富氮湿气,甲烷和乙烷的稳定碳同位素组成分别在-38.6‰～-36.2‰和-30.9‰～-34.7‰之间。与众多塔里木盆地海相油型气的比较发现,该气藏天然气明显具有成熟度偏高的海相成因的特点。通过对其伴生的凝析油分子标志物的研究可以断定,凝析油不可能来源于浅部的中侏罗统煤系地层,而是与下古生界的寒武系―下奥陶统海相地层密切相关。不过,随之而来的问题是,寒武系―下奥陶统海相烃源岩层目前已经过成熟[Re(等效镜质体反射率)=3%～4%]。从其埋藏史和成熟演化史来看:由于中晚奥陶世的急剧沉降和高古地温,在加里东晚期短短的20Ma(458～438Ma)内,古地温从90℃急剧升高到210℃,以致\"生油窗\"经历的时间只有10Ma左右,尚未来得及充分排油就已迅速转入生气阶段;现今生油气潜力已很低。
中国中小型含煤盆地种类众多,煤层气资源巨大,中国石油天然气股份有限公司对一些盆地的煤层气勘探已经取得了突破。对高、中、低3种煤阶类型的中小型含煤盆地已取得的成果进行了分析总结,提出了不同类型的中小型含煤盆地所特有的煤层气富集成藏理论,分析了沁水盆地高煤阶煤层气田、宁武盆地中煤阶含气区和沙尔湖盆地低煤阶含气区的煤层气地质特点和成藏条件,并对以上理论进行了验证。最后分析了中小型含煤盆地煤层气今后的勘探方向。
探讨了成藏作用的研究对象、研究思路和模拟技术,同时选取海拉尔盆地乌尔逊凹陷北部苏仁诺尔含油气构造为模拟对象,建立了相应的地质模型,并进行了成藏作用模拟。认为该区烃源岩经历了3个热演化阶段,即伊敏组沉积期前、伊敏组沉积期和贝尔湖群沉积期,对应有3个生烃高峰期和3个成藏期,伊敏组沉积期是油气聚集的关键时期。认为根据生烃作用、成藏模拟、包裹体分析和圈闭发育史分析,可以深入探讨油气形成与富集规律。
通过加水热模拟实验分析了升温速率对有机质演化的影响。从分析结果可以看出,升温速率对残余固体有机质和气、液态生成物均有明显影响,表现在:在较低的升温速率条件下,有机质生烃可以充分进行,而随升温速率增大,气、液态产物的产率降低;残余固体有机质的特征也发生明显的变化,主要表现为残余生烃潜力随升温速率增大而增大。
柴达木盆地东部三湖坳陷是新生代晚期形成的大型沉积坳陷,面积约37000km2。到目前为止,业已探明天然气地质储量数千亿立方米。通过对柴达木盆地东部第四系生物气成藏要素与气层分布关系的分析指出,对生物气源岩的评价不能搬用评价生油岩和过成熟气的指标(诸如有机质丰度和成熟度等),而应充分考虑在其沉积环境中有无抑制甲烷菌活动的因素存在,并提出了生物气成因评价的指标。
濮城沙三中油气藏属特低渗油气藏。对储层层内、层间、平面和微观非均质特性研究表明储层非均质性较强,而其非均质性受控于储层的沉积作用和成岩作用。沟道微相多为向上变差的物性分布模式,沟道间和席状砂多为向上变好的物性分布模式,其中沟道的层内非均质性最强,道间和席状砂较弱。短期旋回和中期旋回非均质参数分析表明沙三中层内和层间非均质性较强,而中期旋回较短期旋回强。层间隔层为泥岩和粉砂质泥岩,厚度变化较大,中期旋回间夹层厚度较短期旋回间夹层厚度稍大。储层砂体有两个延伸方向即北东―南西向和南东-北西向。储层的物性受控于沉积环境,高渗带与沟道相叠合,而道间和席状砂多为低渗带。孔喉资料表明其孔喉主要为微细喉,孔喉半径以小于1μm为主。
碎屑岩储集层的非均质性研究是油田勘探和开发阶段的一项重要工作。利用综合测井资料研究了CH油田长6油层组储集层的岩性、物性、含油性等的非均质性,认为利用测井资料定量化地研究储采层的非均质性是一种行之有效的方法。分析了非均质性和产能之间的关系:岩性与产能――粒度粗、砂体均质和后生成岩作用弱,产能高,而粒度细、非均质性强烈和连通性差,产能低;物性与产能――油层内孔隙度大、渗透率高和非均质性弱,产能高,而孔隙度小、渗透率低和非均质性强,产能低。认为通过对油田非均质性的研究可以有效地预测油气藏和指导油气田开发,通过对非均质性研究和生产动态资料相结合并分析二者之间的关系,还可以发现,油气田非均质性是影响油气产能的主要因素。
在致密砂岩油气藏开发过程中,由于孔隙压力下降,导致有效应力增加,储层岩石孔隙、裂缝发生形变和渗透率受到影响。从岩石力学角度分析了与致密砂岩形变相关的理论及形变影响因素,并通过应力敏感性实验研究了有效应力改变条件下的致密砂岩岩样孔隙度、渗透率变化规律。结果表明:致密砂岩形变主要为应力变化时孔隙体积及裂缝宽度的变化,认为致密砂岩油气藏开发过程中储层岩石的形变一般属于弹性形变或者弹-塑性形变。形变取决于岩石碎屑颗粒硬度、颗粒之间接触关系、胶结情况、岩石中裂缝发育特征等。有效应力增加在压缩致密砂岩孔隙、喉道体积以及裂缝宽度的同时,也使得其渗透率大幅度降低,造成严重的储层损害。
根据露头和井下资料并结合四川盆地的区域沉积特征,分析和总结了赤水地区上三叠统须家河组(T3x)的地层和岩性特征,并据此推测了沉积环境和指明了油气勘探的方向。认为须家河组系泛滥平原组合中的河流沉积环境,发育辫状河和曲流河2种类型;沉积相属辫状河相与曲流河相,包括河床和河漫2个亚相类型,从中可识别出心滩、边滩、河漫滩、河漫洼地及沼泽等微相;但须家河组砂岩层段的储集条件并不理想,而泥岩和煤层又比较薄,故勘探目标应首选构造裂缝和断层发育的区块。
通过对野外剖面及岩芯的观察和描述,将鄂尔多斯盆地安塞地区延长组划分出9个岩石相和6个岩石相组合。在建立岩-电模式的基础上,根据测井曲线,对沉积相的电性特征进行了分析。结合岩石相和测井相,分析了安塞地区延长组的沉积相类型及特征,同时对沉积相与油气的关系进行了分析。结果表明,延长组长2油层组为辫状河沉积,长3和长10油层组为曲流河沉积,长9、长7及长4+5油层组为湖相沉积,而长6和长8油层组为三角洲前缘沉积。认为河道砂坝沉积微相及水下分流河道沉积微相为区内良好的储集层,是油气开发的方向。
莺歌海盆地莺东斜坡带上第三系地层岩性圈闭发育,油气成因类型多样,纵向上生储盖组合良好,是莺歌海盆地有利的天然气聚集指向区。从骨架砂体、断层、不整合面和其上砂体以及三者的组合特征,对莺东斜坡带上第三系天然气输导系统的分布特征进行了研究。利用断层应力环境、断层与砂体对接情况、断层活动期与成藏期的关系、骨架砂体发育程度和不整合面及其上砂体的分布等5个因素对该输导系统作了初步评价,发现莺东斜坡带北段为一般输导系统,中段为较优质输导系统,南段为优质输导系统。
根据对高分辨率三维地震资料和钻井资料的联合解释,研究了渤海湾盆地桩海地区近NNE向断裂及其伴生构造的地质特征。这些断裂在平面上呈雁行状排列,在断层两盘构造变形和地层差异明显并存在伴生的雁列褶皱,在地震剖面可见发育完好的花状构造,因此具有走滑构造特征。NNE向断裂与郯庐断裂基本平行,早期的走滑作用形成于印支期,晚侏罗世到早白垩世的右旋走滑作用导致了沿断裂带深部岩浆的大量侵入和控制了晚中生代盆地巨厚陆源碎屑沉积;晚期走滑作用主要表现为长堤潜山构造中新生代地层中不连续的雁列状断裂构造。
伏龙泉气田位于伏龙泉构造带,后者处于松辽盆地东南部隆起区与中央凹陷的过渡带,由南北两个高点组成。伏龙泉气田储层主要呈条带状或透镜状分布。依据高分辨率层序地层学原理和地震反演方法得出背斜构造不是该气田天然气聚集成藏的决定性因素,其气藏主要受岩性和烃源岩的控制。
鄂尔多斯盆地东部地区太原组广泛发育的气源岩为生物灰岩、暗色泥岩和煤。这3套气源岩有机质类型以腐殖-腐泥型和腐殖型为主并具有较高的有机碳含量和热演化程度,生气能力强,为太原组气藏的形成提供了充足的气源。该区北部的浅水三角洲砂体和南部的灰岩为天然气的储集提供了有利的场所,并与同组的三角洲平原分流河道洼地、沼泽相泥质岩共同构成了太原组气藏的自生自储型顶盖式组合。受沉积相以及构造区带的控制,在该区中部及西部可形成较大规模的岩性圈闭气藏,而在南部、北部以及东缘应寻找以小型背斜圈闭为主的气藏。
近些年来,随着对极地多年冻土区研究的开展,多年冻土区微生物也以其独特的生理功能,引起了科学家的关注。研究这类微生物不仅具有重要的理论意义,而且在实际应用中也具有重要的经济意义,同时这类微生物也是生物技术和生物产业发展的重要资源。
热水流体在地球内普遍存在,且常常进行大规模的迁移,在地表以下2km往往就可形成达到生油要求的门限温度。目前,在油气地质研究中,对地壳热水流体在油气成藏过程中作用的认识尚很不深入。通过文献调查分析及研究认为,在油气成藏过程中热水流体的作用主要体现在3个方面:1热水流体与烃源岩发生水岩反应,有利于油气的生成与排出;2热水流体与烃源岩发生加氢反应,有利于沉积有机质向烃类的转化和提高烃类物质的产量;3热水流体是烃类物质从烃源岩到成藏聚集构造的运移载体。加强上述各方面的研究,有助于深入了解油气形成与成藏的机制,进而服务于油气勘探预测。
综述了国内外对天然气水合物成因机理的研究现状和天然气水合物的气体成因类型。重点探讨了海底之下天然气水合物的形成机理,提出了强渗漏和弱渗漏系统的概念和分析了基于这两种系统的水合物形成模式和特点。认为:强渗漏系统是指海洋底部由地壳构造活动产生的挤压或拉伸等变形作用,或者由于海洋沉积物的侧向挤压变形作用而出现断层,许多圈闭的烃类气体由此向上渗流并大量漏出,形成较稳定的水合物形成所需的气源,该系统形成的天然气水合物分布集中,储量密度大,具有实际开采价值;弱渗漏系统是指以甲烷为主的烃类气体由微生物和热作用生成后散布于原地的海底之下较为松散的多孔沉积物中,这些沉积物因温压变化可形成天然气水合物,但这类水合物分布分散,不能成藏,不利于开采。另外还探讨了我国南海天然气水合物成藏的可能性。
通过对鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏精细地质建模,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等方面进行了数值模拟,在此基础上,对剩余油分布规律进行了研究,认为剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔层位。针对剩余油不同的分布形式,制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工程挖潜3种方法进行开发方案调整,对调整后的开发指标进行预测,结果表明油气藏数值模拟对开发方案的调整有指导意义。
千米桥潜山凝析气藏属于裂缝性有水凝析气藏,是一个典型的复杂气藏。从系统工程的角度重新审视了该气藏开发中遇到的若干问题,主要包括裂缝识别与预测、油气层发现与评价、储层伤害与保护、气藏潜力与挖潜、气井积液与排液等几个方面,为相似复杂气藏的开发开提供了实例参考和研究方法。
"单点法"产能测试具有时间短、放空气量小的优点,但对低渗气藏,气井生产达到稳定需要很长时间,因此通过短时间测试确定的产能误差很大,不能准确评价气井的实际生产能力。以回压试井理论和渗流叠加原理为基础,提出了\"回压等时试井\"产能评价方法,该法所需测试时间与\"单点法\"大致相同,但能较准确地评价低渗气井产能。通过模拟井资料的检验,证明回压等时试井结果可靠。
川东地区某潜高构造嘉陵江组储层为碳酸盐岩储层,其地质特征和流体分布状态具有复杂性和多变性,测井解释采用常规方法(如利用含油气饱和度或地层电阻率的变化特征)来判断流体性质往往不够准确。为了提高对流体性质的识别精度,提出了一种模糊灰关联模式识别的方法。将灰关联分析技术与模糊集理论结合起来,采用模糊相对隶属度概念对判别对象序列作标准化处理并在此基础上求取模糊灰关联度向量,然后根据最大隶属原则判别流体类型归属。将该技术用于高峰场地区储层流体性质判别与试油结果对比后发现,该技术判别结论合理,识别精度高,有一定的地质效果。
成像测井测量的物理信息可以表征井壁附近地层的导电特性和声波传播特性。利用这些测量特性可以得到岩性、沉积构造特征和裂缝等信息。FORWARD地质综合评价平台的成像资料处理软件和平台的其他评价软件为地质评价提供了有用的工具。给出了各种地质构造在成像测井成像图上的显示特征,同时给出了泥质条带和各种裂缝、断层、层理、裂缝的有效性判别,还给出了沉积旋回和储层综合评价的典型示例。
塔里木盆地牙哈凝析气田是目前我国已投入开发的最大的整装凝析气田,也是世界上少有的采用循环注气部分保压开采的高压凝析气藏。凝析气藏是一种特殊、复杂的气藏,在开采过程中凝析油气体系在地层及管线中的流动伴随着复杂的相变,在生产上表现为多相流动、相变特征复杂、井流物组分变化大、气油比上升快、井筒积液与层间串流和气串等。因此,与其它类型油气藏相比,凝析气藏的生产动态监测与分析难度大,技术含量高。牙哈凝析气田投产3a来,围绕凝析气井监测中出现的各种特殊现象,以解决实际问题的应用研究为目标,在牙哈凝析气田成功地建立并应用了较为完备的凝析气井监测与分析技术体系,对凝析气藏生产过程中地层物性变化规律、压力变化特征、流体组分及相态特征变化、层间矛盾、注入气对地层析出油的反蒸发效果等都进行了很好的监测和分析,较好地满足了生产动态分析和管理的需要。在总结已有技术成果的同时指出了今后需要重点发展的先进监测与分析技术。
经过70多年的发展,微生物采油技术(MEOR)已经成为继热力驱、化学驱、聚合物驱之后的第4种提高采收率的新的 "三采" 技术,并且越来越受到人们的重视。在介绍微生物采油技术发展历史的基础上,重点阐述了微生物采油的机理、菌种筛选和评价的方法以及应用该技术的油层条件和应用前景,并提出了一些建议。
渗透率合成在石油储量计算、油田开发方案编制、油藏数值模拟等油藏工程研究中经常遇到,主要包括垂向上不同层段渗透率的合成和沿渗流方向不同渗透率带渗透率的合成。受"十五"科技攻关项目“深层高温高压凝析气藏储层应力敏感性实验与试井方法研究”中长岩心实验研究的启发,结合石油地质、开发研究工作的具体情况,用数学推导的方法推导了两类渗透率的合成公式,并用室内实验实测数据进行了验证。
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