如何有效开采疏松砂岩气藏一直是世界性的难题。针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏开发中存在出砂严重、治砂难度大，管外封窜不严、治水难度大等难题，青海油田公司经过多年的探索试验和攻关研究，在多项工艺技术上得到突破，形成了适合涩北气田疏松砂岩气藏的出砂监测技术、防砂工艺技术、冲砂工艺技术、分层开采技术和排水采气工艺技术等特色开发技术。通过采气工艺技术的现场试验和推广应用，表明这些工艺技术是进行疏松砂岩气藏开发的有效方法，并为涩北气田的产能建设做出了重要贡献。
储层流动单元划分是进行已开发油田剩余油分布研究的重要方法。由于我国东部某油田某区块受沉积环境、成岩作用和构造因素的综合影响，储层非均质性强，井间和层间矛盾突出，综合含水差异较大，流动层带复杂等问题，在储层流动单元划分中应从多方面考虑。通过主因子分析从能够反映沉积环境、成岩作用、构造因素、岩石微观孔隙结构和储层物性等18个参数中优选出符合研究区实际的地层流动带指数、砂地比、渗透率、孔隙度、渗透率突进系数、渗透率均值系数和隔夹层分布密度等7个参数，作为流动单元划分依据，建立判识函数。将研究区流动单元划分为3类，并指出Ⅱ类流动单元分布区具有较好的剩余油开发潜力，划分的结果与沉积微相展布及实际开发状况吻合较好。
针对试井解释结果具有多解性，且解释结论的可靠性评价没有专门的技术方法这一问题，采用试井解释和岩心图版对比的方法来检验试井解释结论是否合理。根据相对渗透率试验数据建立了有效渗透率和绝对渗透率之间的关系式,应用该关系式把试井解释的有效渗透率校正到绝对渗透率并与岩心分析校正后的绝对渗透率进行对比，可对试井解释的有效渗透率是否合理做出准确地判断。
火山岩气藏已成为我国天然气勘探和开发的重要领域之一，目前在松辽盆地、准噶尔盆地及渤海湾盆地等都有所新发现，火山岩气藏资源量已超过3×1012m3， 是当前天然气勘探和开发中所关注的热点问题之一。利用物理模拟和核磁共振实验技术，研究和分析了在不同含水饱和度下气体渗流曲线的特征和可动气饱和度的变化规律。研究表明：含水火山岩岩心气体渗流时，若以流量和压力梯度作为描述气体渗流曲线的坐标轴，其曲线特征为凹形曲线至直线，其克氏曲线大致以临界含水饱和度为界限分为2种渗流形态。对于同一块岩心来说，当含水饱和度低于临界含水饱和度时，气体不存在启动压力梯度；只有当含水饱和度大于临界含水饱和度时，气体才存在启动压力梯度，含水饱和度越高，启动压力梯度越大，可动气饱和度越低。此外，还分析了水在喉道中的赋存状况。
近年来，在我国松辽盆地深层火山岩储层中发现了大规模的天然气藏。火山岩气藏地质结构极其复杂，具有多火山体多期次喷发交互叠置、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。目前,火山岩气藏的开发在国内外还无成功的经验可借鉴，属世界级难题，而气藏产能控制因素不清是制约火山岩气藏开发的瓶颈。针对火山岩气藏特征，通过开展岩性岩相、储层物性、裂缝发育程度、储层压敏性、井型以及储层污染等因素对气藏产能的影响研究，搞清了火山岩气藏产能的主控因素，为评价火山岩气藏产能、明确开发思路提供了一定的指导。
国内外对流动单元的已有研究中，很少有涉及检测流动单元变化研究的文献报道。随着开发程度的不断深入，气藏内的各种平衡状态将不断被打破，气藏压力、储层物性及裂缝性质等地质条件将随之产生变化，从而影响原始流动单元的分布。从储层内流体提供的流动单元信息入手，以邛西须二气藏为例，采用因子分析、聚类分析等方法和技术,在同一流动单元内烃类应具有相同或相似的地球化学特征,在这一原理指导下，根据前后2次取得的天然气样品差异来检测流动单元变化，为开发方案的调整提供了地质依据，进而获得较高的经济效益。
由于受沉积环境的影响，低渗透油气田储层砂体连通性差，渗透率低，油水流动阻力大，生产规律完全不同于常规油气藏，生产中油气产量变化极其复杂，预测难度大。介绍了双对数模型、威布尔模型、俞启泰模型、灰色系统模型和微分模拟模型等5种目前进行油气产量预测的主要模型，以渤海湾盆地高5块低渗透油气田为研究对象，利用生产动态数据，运用5种模型分别对研究区产量进行了预测和分析，对比了各种方法在油气田不同开发阶段的预测精度，指出灰色系统模型对预测产量的单调上升或单调下降较为准确，而其他模型则可用于对油田开发指标的全程预测。但对渤海湾盆地高5块而言，5种常用模型的预测都存大较大的误差，为此重新拟合出了一种精度较高的线型预测模型。
塔中Ⅰ号坡折带奥陶系中已发现的90％以上油气藏空间分布位置与断裂有关。据裂缝穿插关系、含烃包裹体情况，将塔中奥陶系缝隙按形成时间先后及与油气运移关系分成17种，按成因将17种缝隙分成成岩缝隙和构造裂缝，其中构造裂缝可进一步分成3期。据方解石脉中含烃包裹体情况将烃包裹体分成4期。对含不同期次烃包裹体的脉体进行碳氧锶同位素分析，表明方解石脉为深埋成岩期充填，含第Ⅰ期烃包裹体和含第Ⅲ期烃包裹体的方解石有深部寒武系重溶锶的混入，含第Ⅱ期烃包裹体和含第Ⅳ期烃包裹体的方解石主要受奥陶系围岩重溶锶的控制。在晚加里东—早海西期塔中Ⅰ号坡折带寒武系烃源岩排出的油气通过中奥陶统、上奥陶统灰岩是由下向上运移的，虽然有油通过但未储集。晚海西期，推断由北侧满加尔凹陷深部中奥陶统、下奥陶统烃源岩的油向南移动到塔中Ⅰ号坡折带浅部的奥陶系灰岩中储集，同时这一时期也有下部寒武系烃源岩排出的油和气进入中奥陶统、上奥陶统灰岩储层中。喜马拉雅期形成的第Ⅳ期烃包裹体在TZ26井、TZ24井和TZ62井最为常见，其北西边的井较少含有第Ⅳ期烃包裹体，油气可能由北西深部向南东浅部运移，经过了调整，而形成了现今油气藏。第Ⅲ期、第Ⅳ期烃包裹体对应的油气活动是形成大油气藏的关键。
运用微观薄片、扫描电镜和微观图像等资料，以东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体天然气储层为例，结合其储层温度与埋深资料，应用定量回推反演的方法对低渗透天然气储层孔隙演化进行了定量研究。根据储集空间类型和孔隙特征将储层划分为以次生溶蚀孔隙为主、次生孔隙与原生残余孔隙共存和以微裂缝为主3种类型。依据对储层物性的影响可以将成岩作用分为2大类:建设性的成岩作用类型(欠压实作用、溶解作用和重结晶作用)和破坏性的成岩作用类型(压实作用、沥青充填作用及各种胶结沉淀作用)，并引入成岩作用强度的概念，定量分析了各类成岩作用对3种类型储层的孔隙演化的控制作用，认为Ⅰ型储层主要受酸性溶蚀作用影响，Ⅱ型储层由于上覆膏盐层的影响保留了一定量的原生孔隙，Ⅲ型储层早期压实强烈，后期酸性地层水很难进入，基本无溶蚀作用。
常规的烃源岩有机地球化学分析评价方法往往受样品分析数量和岩心质量的制约，很难真实地揭示烃源岩的空间分布特征，而采用测井和地球化学分析相结合的方法，却能够通过纵向连续的高分辨率测井信息快速准确地计算出地层的有机碳含量,识别出烃源岩在空间上的变化特征。依据湖相泥岩TOC—IH关系将冀中坳陷烃源岩划分为3个级别：TOC≥2%为优质烃源岩，TOC=1%~2%为中等烃源岩和TOC=0.5%~1%为差烃源岩。冀中坳陷饶阳凹陷古近系湖相烃源岩在平面上和剖面上受沉积相带的控制，从盆地边缘到湖盆中心，烃源岩从薄互层向集中大套发育段变化，优质烃源岩集中发育于洼槽区。通过烃源岩测井评价，并结合资源潜力和分布状况分析，认为潜山、古近系深层岩性、中浅层复杂断块和新近系浅层岩性构造勘探领域是饶阳凹陷深化勘探的重要方向。
目前，南堡凹陷已在沙河街组火山岩中发现了很好的油气显示，并获得了工业油气流，显示了沙河街组火山岩储层的勘探潜力。研究层段火山岩的岩性分布复杂，种类较多。岩相以爆发相、溢流相、喷溢相及火山沉积相为主，局部存在侵出相。以多期火山活动为特征，每一期次的火山活动中所形成的岩性、岩相及储层的储集空间类型及孔隙结构存在差异。杏仁体内孔和溶蚀粒间孔是研究区的主要储集空间，裂缝不仅是连通孔隙与裂缝、裂缝与裂缝及孔隙与孔隙的枢纽，也是主要的储集空间。而构造作用、风化淋滤及热液活动是控制火山岩储层发育的主要地质因素。
曲流河点坝内部构型要素的定量描述，实质上是对侧积泥岩产状及侧积体规模的定量计算。在建立侧积泥岩单井识别标准的基础上，采用了3种方法进行构型要素的定量描述。一是地层倾角测井法，直接获取侧积泥岩产状；二是开发对子井方法，通过应用小层顶拉平技术、角度转换等方法计算获得侧积泥岩真倾角，进而求得侧积体规模；三是水平井方法，主要利用GR曲线对地层中泥质含量的敏感性，识别水平井钻遇泥岩夹层的厚度，结合井筒直径、井斜角、地层倾角等参数，建立计算公式求得侧积泥岩的产状，获取侧积体的规模。根据求取的产状、规模数据，完成点坝构型要素的定量描述。通过分析侧积泥岩对剩余油分布的控制作用，预测出剩余油的富集区域，并提出相应的挖潜措施。
川中地区上三叠统致密砂岩气藏气水关系复杂，气水分布的研究对于气藏的有效开发有着重要意义。以试气资料为基础，通过对川中地区须家河组15个气藏80余口井的测井响应特征研究和含水饱和度的计算，证明高分辨率阵列感应电阻率曲线和可动饱和度大小可对气层、水层进行有效识别；根据单井和剖面气水分布特征的研究，认为川中地区须家河组纵向上有多个气水系统，单气水系统内部自上而下可动水饱和度逐渐增大、呈上气下水的分布状态，宏观上存在3种类型的气水分布模式：岩性型、裂缝岩性型及构造—岩性型，并以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明；结合地质背景分析认为，作为典型的岩性气藏，川中地区须家河组气藏气水分布受优质储层分布的控制，在砂体连通性、裂缝和构造等因素的影响下形成现今的气水分布模式。
碎屑岩储层的孔隙特征是油气勘探开发中最重要的研究内容之一，更是气藏精细描述、储层综合评价的重要内容，通过采用铸体薄片观察、扫描电镜观察及压汞曲线分析等多种技术手段，对川中地区上三叠统须家河组储层的孔隙类型、孔隙组合及孔隙结构等方面进行了深入的研究。研究区须家河组储层孔隙类型可分为原生残余粒间孔、次生粒间溶蚀孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔和微裂缝6种主要孔隙类型；孔隙结构可分为4种类型，即:Ⅰ类粗歪双峰式—大孔中粗喉型、Ⅱ类中歪双峰式—中孔中细喉型、Ⅲ类细歪双峰式—中小孔细喉型和Ⅳ类单峰式—小孔微细喉型，这4种孔隙类型分别对应残余原生粒间孔+粒间溶孔型、粒间溶孔+粒内溶孔型、溶孔+铸模孔型和微孔型孔隙组合类型；其中Ⅰ类粗歪双峰式和Ⅱ类中歪双峰式位于有利的峰点结构区，有利于油气的聚集，为中高产能储层孔隙结构。
提出运用剥蚀量恢复技术进行构造圈闭的形成与演化研究，即通过对与构造圈闭形成密切相关的几次构造抬升所形成的不整合面进行剥蚀量恢复，可以了解不同地史时期构造圈闭的分布情况，分析它们的形成与演化过程。以川西坳陷中段为例，通过应用不同技术分别对研究区3个关键不整合面进行剥蚀量恢复，恢复结果表明，川西坳陷中段孝泉构造—新场构造—合兴场构造、大邑构造形成于安县运动；晚印支运动期鸭子河构造、马井构造形成，洛带构造开始形成；喜马拉雅运动使研究区先存构造再次强烈隆升，并催生了石泉场构造和丰谷构造。依据圈闭条件和保存条件将它们划分为4种类型。
通过对岩心和普通薄片的观察、荧光薄片及扫描电镜的分析,从火山岩岩性、孔隙类型、含油气性及成岩作用等方面研究,发现准噶尔盆地陆西地区石炭系火山岩岩性主要以火山熔岩及火山碎屑岩为主。火山熔岩主要包括玄武岩和安山岩，含油气性相对较好。
火山碎屑岩主要为凝灰岩和火山角砾岩.孔隙类型主要以溶蚀孔隙和次生裂缝为主.因火山岩只有经过后期风化淋滤作用、断裂改造作用及溶蚀作用改造后才能成为有效储层，浊沸石充填对研究区优质储层的形成可能具有极好的控制作用。在研究区不同类型火山岩储层的孔隙演化模式。
通过岩石薄片、X-射线衍射、扫描电镜、阴极发光及压汞等分析测试手段对储层特征进行了详细地研究，发现准噶尔盆地西北缘克百断裂下盘二叠系储层主要为冲积扇相及扇三角洲相砂砾岩、砾岩和含砾粗砂岩。岩石主要经历了压实、胶结及溶蚀等成岩作用。研究区的孔隙类型主要是残余粒间孔、晶间孔以及碳酸盐、沸石和一些火山岩碎屑被溶蚀所产生的溶蚀孔隙与由构造作用产生的微裂缝。储层现处于晚成岩阶段B期，经过成岩演化后其原生孔隙大部分被破坏，主要以次生孔隙为主\.孔隙演化经历了原生孔隙的破坏、次生孔隙的形成和次生孔隙的破坏3个阶段。
油气藏类型分析是勘探开发阶段的基础工作与重要环节，油气藏类型划分的科学性与实用性原则要求能有效地指导油气的勘探和开发工作。由于油气勘探和开发之间具有阶段性和紧密联系性，因此,油气藏类型的划分也体现阶段性和联系性。油气藏不同的勘探开发阶段具有不同的研究重点，如勘探阶段的沉积特征、储集特征、圈闭成因和成藏特征等，开发阶段的储层参数、流体物性、渗流特征和温压特征等，这些研究与描述的重要因素就是不同阶段油气藏类型划分的主要依据之一。因而提出阶段性多因素综合分类法，即需要结合特定的油气藏勘探开发阶段，采取相应的依据进行油气藏分类，才能科学有效地指导勘探开发实践。以三塘湖盆地为例，对油气藏进行了阶段性多因素综合分类，并讨论分类结果在油气勘探开发实际阶段中的意义，说明阶段性多因素综合分类法的有效性。
通过对岩心、录井、测井及地震资料的综合研究，识别出冲积扇和扇三角洲等8种沉积相类型，并组合为冲积沉积体系、河流—三角洲沉积体系、水下扇—扇三角洲沉积体系和湖泊—深水重力流沉积体系等4种类型。研究表明在箕状单断凹陷的构造背景下，十屋断陷早期以冲积沉积体系为主，从沙河子组沉积期至泉头组沉积期，西部断裂带及北部陡坡带沉积体系由冲积沉积体系演化为水下扇—扇三角洲沉积体系，东南缓坡带的沉积体系由滨—浅湖相沉积体系演化为辫状河三角洲—河流相沉积体系，中部沉积类型多样。
根据测井、地震和岩心等资料，运用印模法（延9段+延10段+富县组的地层总厚度）对鄂尔多斯盆地子午岭地区侏罗系沉积前的古地貌进行了恢复。研究表明，研究区古地貌形态丰富多样，主要为高地、斜坡、冲沟、梁地和河谷等。在此基础上，分析了侏罗系沉积前古地貌与延10油藏、延9油藏和延8油藏的有利成藏关系，认为油藏主要分布于紧邻高地的斜坡等地势相对较高的地带。古地貌形成的有利成藏条件为下切河谷提供了来自延长组烃源岩生成的油气向上运移通道，斜坡控制着储层砂体的类型和分布规模，以及坡咀、沟间梁和残丘所产生的差异压实形成了后期构造圈闭的相对高点。
利用岩石铸体薄片鉴定、阴极发光分析和扫描电镜分析等多种测试手段，对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组储层砂岩的岩石学特征、物性特征和成岩作用进行了分析。结果表明，该储集岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度都较低，Q1/(F1+R1)平均值均小于0.8；储层岩石中的长石在成岩流体和大气淡水的共同作用下发生了较强的溶蚀作用，在被溶蚀的长石边缘和孔隙中存在大量粘土矿物、自生石英和方解石，并且孔隙比较发育。这些长石溶解物质对储层物性有着不同程度的影响，其中自生高岭石和自生石英显示了对孔隙生成和保护方面的积极作用，而自生碳酸盐和自生伊利石主要表现为对孔隙生成和保护方面的消极作用。
油气储集层具有应力敏感性，以往研究多关注于孔隙型储层和裂缝型储层的应力敏感性，而缝洞型储层的应力敏感性研究鲜见报道。以塔河油田裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层为对象，选取天然缝岩样、人工缝岩样、单孔洞岩样和双孔洞岩样，开展应力敏感性实验研究。研究区选取的4组12块岩样的实验结果表明，天然缝岩样、人工缝岩样、单孔洞岩样及双孔洞岩样应力敏感系数分别为0.64、0.75、0.58和0.61，应力敏感程度分别为中偏强、强、中偏强及中偏强。岩样卸载60h后，渗透率最终恢复率分别为69.84%、4.36%、11.86%和38.75%。研究表明，孔洞的存在弱化了裂缝岩样应力敏感程度。孔洞的发育又增加了钻井完井液漏失损害的控制难度。
琼东南盆地为一新生代含油气盆地。通过对南海扩张、红河断裂及太平洋板块等琼东南盆地区域构造演化主控因素的分析，结合其内部层序及断裂特征将琼东南盆地新生代以来的构造演化分为晚白垩世—晚渐新世多幕裂陷、早中新世—中中新世区域热沉降和晚中新世以来的新构造 3 大构造演化阶段。在构造演化基础上分别探讨了琼东南盆地构造演化与烃源岩、储盖层及其圈闭形成之间的关系，进一步指出琼东南盆地中部构造调节区域（崖北凹陷、松西凹陷、陵水低凸起、松涛凸起、陵水凹陷、松南凹陷、中央低凸起及北礁凹陷）为琼东南盆地油气勘探最有利的区域。
沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的最热点地区，在我国率先实现了煤层气开发的商业化。煤层气开发的主要目标为3号煤层和15号煤层，单井产气量一般在2 000～5 000 m3/d之间，注入/压降试井测试煤层渗透率多在1.0×10-3μm2左右。在对不同区块煤层气井生产数据分析的基础上，借助历史拟合的方法对试井测试的煤层渗透率进行修正，修正后的煤层渗透率为（0.47~3.95）×10-3μm2，是试井测试渗透率的6.76倍，修正后的渗透率与煤层气井产气量呈正相关关系。综合分析认为沁水盆地南部煤层渗透性优越，潘庄—端氏一带煤层渗透性最好。
煤储层原始渗透率、压裂改造后渗透率及围岩的渗透率共同影响着煤层气垂直井排采过程中压力传播轨迹,并最终影响着煤层气垂直井的产能。以焦作矿区恩村井田勘探开发原始资料为基础，根据测井响应曲线,结合钻井取心，把煤体结构划分为原生结构煤（I类）、碎裂煤（Ⅱ类）和构造煤（Ⅲ类和Ⅳ类）3类4种。根据岩石弹性力学理论结合不同煤体结构天然裂隙发育状况，建立了天然裂缝方位与地应力方向关系模型，分析出不同煤体结构主裂缝方位的主控因素。根据裂缝延伸方位结合煤层气井排采过程压力传播轨迹，得出不同煤体结构与产能关系。排采试验表明：以目前的水力压裂工艺进行储层改造，碎裂煤对产能的贡献最大，原生结构煤次之，构造煤几乎不可被改造。
以研究煤储层物性非均质性，识别煤层气藏类型为切入点，分析产能与煤层气藏类型之间的关系，发现高产井（>3000 m3/d）主要分布在富集高渗煤层气藏内，中产井（1500～3000 m3/d）主要分布在高饱和度低渗透煤层气藏内，而高渗透率低饱和度煤层气藏和低渗透率中低饱和度煤层气藏这2类气藏，受渗透率和含气量制约，其煤层气井产能一般偏低。
针对煤层气藏储层应力敏感性强的特点，通过改变围压和孔隙压力，进行了煤层气藏干岩心和含水岩心的应力敏感性实验研究。系统地研究了煤层气藏的岩石变形特征，并将应力敏感性的实验数据拟合得到渗透率随有效压力变化的数学方程。研究结果表明：水相的存在使得岩心的应力敏感性更强，并且这一规律可以用指数函数关系来描述。为煤层气有效合理地开发提供了理论依据。
气井井筒中形成的天然气水合物，会堵塞油管，影响生产。通过对国内外文献的调研，分析了气井水合物的形成条件、影响因素及各种预测方法。在研究气井井筒的温度、压力分布的基础上，结合水合物形成的简化牛顿热力学改进预测方法，建立了水合物形成的预测模型，并编制软件进行气井实例计算。计算结果表明，该模型预测水合物形成效果较好。
天然气水合物在未来能源、自然环境和灾害等方面具有重要的研究意义，天然气水合物稳定带厚度用来表示水合物发育与分布的可能范围，与地温梯度、海水深度和海底温度等参数密切相关。根据Dickens和Quinby相平衡公式，定量计算了不同地温梯度、海水深度和海底温度参数下的水合物稳定带厚度。在保证其中2个参数不变的情况下，天然气水合物稳定带厚度随地温梯度增加而有规律的递减，随海水深度增加不断增加，随海底温度增加水合物稳定带厚度降低并且呈良好的线性关系。海底温度不变条件下，水合物稳定带厚度从地温梯度大、水深浅的区域，向地温梯[JP2]度小、水深较深的区域不断增大。海底深度不变时，从地温梯度大、海底温度高的区域到地温梯度小、海底温度低的区域，水合物稳定带厚度不断增大。此外，讨论了基于Dickens和Quinby、Brown及Peltzer和Brewer等3种相平衡公式计算水合物稳定带厚度的差异，根据Dickens和Quinby相平衡公式计算的水合物稳定带厚度最大，其他相平衡公式计算的水合物稳定带厚度相对较小。
甘公网安备 62010202000678号
