应用含油气系统理论和气藏地球化学方法,研究了四川盆地东部石炭系和下三叠统飞仙关组大中型气藏的烃源地球化学控制因素。指出:川东地区发育的下志留统和上二叠统两套大中型泥质烃源岩是石炭系和下三叠统飞仙关组大中型天然气藏的烃源保障,石炭系和下三叠统飞仙关组大中型气藏的形成受开江印支―燕山期古隆起的控制,喜山运动形成的圈闭对天然气成藏具有调整作用。
由于天然气"易扩散"的个性,在拉张伸展的裂谷盆地成藏过程中,其封存条件(盖层)十分重要,特别是纯气藏。冀中北部地区发育类型丰富的天然气藏,除了具备良好的生气条件以外,还与封存条件密切相关。基于该区天然气藏实钻资料的统计,系统分析了盖层的封存特性,讨论了封存能力。首次将本区盖层划分为3个封存系统,归纳出3个封存特性(毛细管力作用、超压封存作用和烃浓度封存作用),确定出毛细管力封存标准。同时认为, 类盖层为好―较好盖层, 类盖层为较差―中等盖层,能够形成天然气藏。石炭―二叠系的本溪、山西组煤系地层的排替压力大于5MPa,具备 - 类毛细管力封存条件,属于较好盖层。下第三系孔店组―沙三段泥岩的排替压力大于0.5MPa,最大值达2.83MPa,欠压实带发育,也是主要烃源层段,具备良好的超压和烃浓度封存作用,评价为较好―中等盖层。影响盖层封存能力的因素主要有2个方面:一是岩石与成岩作用,由于泥岩砂质含量增加,封闭能力减小,单层泥岩厚度大可以降低天然气的扩散速度,故中等成岩程度的泥岩就具备好的封存能力,也就是说,本区具备早成岩B期―晚成岩A期阶段的盖层封存性能;二是地层与构造,由于地层压力高不利于盖层的封存,一般低幅度圈闭的成藏条件优越于高幅度圈闭，故断层封存性主要取决于断层的性质和上下两盘岩性的对接关系，后期小断层起破坏作用。
高石梯―磨溪构造带是四川盆地震旦系灯影组重要的勘探前景区。应用激光荧光、包裹体和同位素等技术判识了油气运聚信息,分析了灯影组圈闭演化及储层特征,建立了成藏模式。高石梯-磨溪构造带在加里东运动后形成了相对古隆起区,在印支、燕山和喜山早期仍为古隆起区,喜山晚期运动形成了大型圈闭。该区有溶洞型、孔洞型和裂缝型3类含气层,分为震旦系顶部和灯二段两套含气组合。该区烃源岩主生油气期为早中侏罗世,主生气期为早白垩世,是一个持续演化的背斜型气藏。因此,该区是油气运移指向区,是有利勘探区带。
在研究徐家围子地区深层天然气源岩发育、地球化学、生气特征和盖层发育、封闭特征的基础上,研究了该区气源岩与盖层之间的时间与空间匹配关系及其对天然气成藏的控制作用。徐家围子地区登二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间和徐家围子泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间时间匹配关系均较好,但前者略好于后者,这是造成该区登二段盖层之下天然气分布多于泉一、二段盖层之下的一个重要原因。徐家围子地区登二段和泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩在空间配置关系上以徐家围子地区中心处登二段源岩和沙河子组―营城组源岩质量为最好,这可能是能在升平、汪家屯和昌德构造多个层位上获得工业气流的重要原因。登二段盖层与沙河子组―营城组泥岩质量空间匹配关系好于泉一、二段盖层与沙河子组―营城组气源岩质量空间匹配关系,这是造成登二段之下天然气聚集多于泉一、二段盖层之下的又一重要原因。认为从盖源时空匹配关系上可以判断徐家围子断陷中心处应是徐家围子地区天然气成藏的有利地区。
通过将四川盆地赤水地区与其他地区上三叠统须家河组烃源岩分布特征、有机质类型及丰度的对比研究,并根据赤水地区须家河组天然气的主要地球化学特征,揭示了赤水地区须家河组的源岩特征,初步探讨了该地区须家河组天然气的成因,预测了进一步勘探的方向。
研究了如何对苏里格气田全区进行确定性建模和对苏6井区进行随机建模。针对苏里格气田储层非均质性强这一主要特点,以全区确定性建模和区块随机建模相结合的方法,对其地质研究和气藏描述成果进行了定量化转变,形成了包括构造模型、物性模型和流体分布模型的苏里格气田全区整体地质模型和苏6井区的随机模型;以此模型为基础,提供井位优选的参考依据和提供气藏数值模拟的网格参数场。储层地质建模方法成功地运用于苏里格气田气藏描述后,为准确评价气田储层性质及潜在能力提供了可靠依据。
根据野外露头、岩芯、测井及相关测试资料,分析了鄂尔多斯盆地安塞油田晚三叠世延长组长6油层组的沉积微相。结果表明,长6油层组属三角洲前缘亚相沉积,水下分流河道、水下分流间湾及前缘席状砂构成其主要微相,缺少河口坝微相。水下分流河道砂为储集层骨架砂体。同时对长6油层组各小层沉积微相的时空展布特点进行了分析,认为油气的聚集受沉积微相的控制,水下分流河道微相为长6油层组良好的储集层,是研究区油气开发的方向。
在原始地层条件下,储层要承受上覆岩层压力和侧限压力、孔隙压力等的共同影响,这些压力等效成初始有效压力(应力)。在考虑初始有效压力情况下对岩石的应力敏感性的分析表明,储层的物性参数(如孔隙度和渗透率等)仍然随着有效压力的增加而逐渐降低,并满足负指数衰减规律。与不考虑初始有效应力相比,渗透率的降低幅度要小一些,即岩石的应力敏感性要弱一些,但更符合实际地层情况下渗透率的变化规律,因此对指导实际生产更具现实意义。
鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组沉积时期,由于受中央古隆起及边缘坳陷的制约,处于陆缘盆地环境,储层的溶蚀作用较弱,充填作用较强,空间展布具有强烈的非均质性。这种发育特征宏观上受沉积环境、古沟槽、古水动力条件的制约,微观上受孔隙类型、充填强度以及充填物类型的影响。沉积环境决定了沉积岩的类型,后者是储层发育的物质基础;古沟槽纵横交错,控制着残余溶丘的平面分布;压释水决定着区域充填程度的差异。孔洞充填物质的类型主要包括白云石和方解石,白云石对有效孔隙的保存具有建设性作用,方解石对有效孔隙的保存具有破坏性作用,白云石、方解石混合充填区与古沟槽交切形成的微岩溶地貌相叠合,是今后盆地东部奥陶系勘探的主要方向。
石岩系是塔里木盆地西南地区的重要勘探领域之一,其油气资源丰富,但勘探程度很低。根据对能独立反映沉积环境的某些特征单因素(厚度、结构组分、岩相、岩性比率、岩石学特征等)的分析,并结合地球化学指标,在对本区石炭系石油地质条件研究的基础上,指出了4个有利的油气勘探地区,即巴楚隆起西端、玛扎塔克断裂带―海米―罗斯断裂带、麦盖提斜坡的北缘和南缘推覆体上盘,并提出了相应的勘探对策。
川东大池干井构造带嘉二2储层已成为目前油气勘探的重点层位,通过对储层沉积特征、物性、受控因素等的综合研究,发现嘉二2储层以晶间孔、溶孔为主,储层为裂缝―孔隙型。嘉二2储层可划分为4类,该区以 类储层为主, 、 类储层在地层剖面上呈局部分布,形成1～2个高孔层段。储集物性主要受沉积相带及溶蚀和白云岩化作用的控制。通过储层横向预测,发现麦南构造和陡翼断层下盘的磨盘―老湾潜伏构造储层较发育,是大池干井构造带下一步勘探及井位部署的重点区域。
根据冀东南堡凹陷明化镇组底界断裂分布图,利用分形理论容量维数法检验了断裂空间分布,发现其具有很好的自相似性,相关系数在0.98～1之间,断裂系统具有分形结构。计算并绘制了南堡凹陷明化镇组底界断裂分维值等值线图,发现容量维大于1.18的区域与已发现的4个油田中的3个重合,表明分维值分布与油田分布之间存在着一定的联系,并由此推断北堡西构造带、南堡构造带和蛤坨构造带应是开展进一步研究的有利区带。
潍北凹陷的区域地质和石油地质研究结果表明,潍北凹陷具备了形成致密气藏的构造、沉积、烃源岩、储层、盖层和圈闭条件,其中最有利的地区和层系为北部洼陷带埋深大于3000m的孔店组二段砂岩。通过对大地构造背景和石油地质条件相似的潍北凹陷和东濮凹陷对比研究发现,这两个凹陷的致密气藏形成条件存在着差异,这些差异主要表现在烃源岩、储层和盖层条件上,其中东濮凹陷致密气藏的形成条件明显优于潍北凹陷。
在沉积微相和层序地层研究基础上的地震信息多参数综合评价方法是目前进行岩性圈闭识别、优选与评价的有效方法之一。以层序为边界建立等时地层格架是地震信息多参数综合分析的基础。地震信息多参数综合分析包括如下实际工作内容:通过测井标定并与已知目标类比使小时窗的地震相分类快速逼近有利勘探目标;通过波阻抗反演和测井参数反演综合确定目标体的储集体类型;通过地震属性分析一方面验证储层预测的可靠性,另一方面初步预测目标的含油气性;通过流体势分析宏观评价目标所处的流体势位置;通过地震信息分解基础上的含油气检测判别目标的流体性质;通过三维可视化明确目标体在空间的分布位置和范围,协助确定钻井位置和钻井轨迹。以JH盆地XN地区为例,系统探索了在地质综合研究基础上的地震信息多参数综合评价方法在岩性圈闭识别、优选与评价方面的应用,初步证实了该方法的针对性、实用性和有效性。
目前计算地层破裂压力的理论模型或公式虽较多,但缺乏能直观反映地层破裂压力随测井岩石力学参数变化的统计模型。基于地层破裂压力与岩石力学参数的关系,优选出了对地层破裂压力影响较大的杨氏模量、体积弹性模量、泊松比和深度等4个参数作为建立统计模型的输入变量。同时利用BP神经网络和多元回归分析法对碳酸盐岩地层实测破裂压力数据进行统计建模和预测研究。多元回归模型形式简单直观,易于使用,但精度不高;而BP神经网络模型复杂,建模较难,但预测的地层破裂压力误差小,精度高。两种统计模型都不失为预测地层破裂压力的可行方法。
地层出水会直接导致气井产能的损失与气藏采收率的降低,也会给气藏的开发带来严重的不利影响。在水驱气藏的开发中,水侵的早期识别是充分利用无水期进行生产与主动地实施治水措施的前提。目前水侵的识别方法主要有产出水分析、压降曲线识别、试井监测和模拟计算等。在阐述了这些方法的原理、适应性与存在的问题的基础上指出,应基于气井地质信息,采用多种方法进行水侵识别。
首先通过求解模糊综合评判的逆问题,得到各因素对压裂酸化选井选层影响的重要程度,然后对比分析了当某一因素缺少时变权和常权选井结果与现场实际情况的贴近程度,发现变权评判结果比常权评判结果更合理。通过对比不同因素缺少时变权评判结果,发现缺少的因素越重要,评判结果与现场实际符合程度越低。
通过对济阳坳陷渤南洼陷深层天然气的组分及其碳、氢同位素和稀有气体同位素组成的研究表明:该洼陷天然气重烃含量较高,显示出正常的原油伴生气的特征,不应为来源于高成熟―过成熟源岩的天然气;天然气的碳、氢同位素组成特征显示该区深层天然气为生物气、油型气和煤成气3种不同类型混合的天然气。另外,通过对渤南洼陷深层天然气中稀有气体氦同位素的分析,表明该区伴生气为典型的壳源成因,幔源挥发份加入的现象不明显,深层断裂活动也不发育,是在深层聚集成藏的天然气。
利用非烃中的含氮化合物作为石油运移示踪剂,探讨了东营凹陷大芦湖油田的油气运移方向。对原油中含氮化合物的丰度、异构体参数的绝对大小与相对变化的研究结果表明,该油田原油间运移分馏效应明显,推测原油的主运移方向是由北向南。
准噶尔盆地柴窝堡凹陷柴参1侧1井的勘探目的层为上二叠统红雁池组(P2h)和芦草沟组(P2l)。P2h源岩有机质丰度低,除个别样品外,绝大多数样品的TOC值小于0.4%,有机质类型以 型为主,RO值为1.58%左右,表明有机质已进入高成熟演化阶段。P2l源岩有机质丰度相对更低,所有样品的TOC值均小于0.4%,有机质类型与P2h相似(大多为 型),RO值为1.67%左右(比P2h还高)。资料表明P2h和P2l源岩有机质已进入高成熟演化阶段,具有很小的生油潜力,最多只能生成少量凝析油和湿气,并且有机质已经生成并排出大量油气的可能性很小,评价其为差―非烃源岩。
在集气管线中一旦出现水合物堵塞,就要进行解堵,但通常比较困难,而且影响正常运行,有时还会引起事故。因此,对于新投产或已正常运行的集气管线,如何预先判定在什么位置、什么条件下会形成水合物堵塞,如何采取经济有效的解堵预防措施,一直是天然气界十分关注的问题。在前人工作的基础上,运用化工热力学和数值分析等基本原理,并结合水合物生成动力学机理及气体水合物分子热力学模型,将天然气水合物分子热力学和集气管线中天然气动力学有机结合起来,建立了集气管线天然气水合物堵塞预测模型。利用建立的数学模型,并在参考国内外有关资料基础上,研制了集气管线天然气水合物堵塞预测软件GGP-NGH1.0。
南中国海东北部大陆斜坡带上的海相沉积有适当的沉积厚度,处于适宜形成气水合物的温―压域内,有一定的甲烷生成潜力。从台西南盆地的地震反射记录中,可以观察到气水合物存在的证据――似海底反射(BSR),暗示了气水合物的广泛分布。台西南盆地的构造沉积格架与甲烷的生成和大量气水合物沉积可能存在直接联系;各种快速堆积的沉积体系(如滑塌块体、等深流沉积、浊积扇及三角洲)前缘,是天然气水合物富集的有利沉积相带,其中等深流沉积和滑塌块体推测为最有利气水合物聚集的沉积体。
储层数值模拟是确定煤层气开发方案和评价采收率的有效方法,其遵循常规油气藏数值模拟步骤,通常包括选择模型、资料输入、灵敏度试验、历史拟合和动态预测5个环节。煤层气属于非常规天然气,其储层数值模拟基于解吸―扩散―渗流的地质模型,在具体模拟过程中具有自身的特点。结合在新集煤层气试验区开展的储层数值模拟研究工作,重点阐述了模拟研究中的两个重要环节:模拟模型的建立(资料输入)和历史拟合。模拟模型的建立是进行储层数值模拟工作的基础,试验区模拟模型的具体内容包括:确定模拟区域及边界条件,剖分网格、确定流体的PVT性质参数、处理储层描述数据和处理动态数据等。历史拟合是运用已有生产井的动态资料校正模拟模型的逆过程。通过历史拟合,获得了更能够真实反映试验区储层特征的参数,分析了5煤层和6煤层附近的大段砂岩层对煤层气产量的贡献,提出了排采作业建议,并采用历史拟合的储层参数进行了动态预测。
在研究变形双重介质煤层气渗流问题的压力动态特征时,不仅考虑了煤层的双重介质特征和煤层气的吸附特征,而且考虑了介质的变形,还引入渗透率模数建立了变形双重介质拟稳态渗流的定产量内边界的无限大地层及有限封闭地层的数学模型。渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的。对于双重介质拟稳态渗流的数学模型采用直接隐式差分法进行离散,用Newton迭代法求解离散后的非线性方程组,获得了无限大地层及有界封闭地层的双重介质拟稳态渗流模型的数值解。讨论了变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律,给出了不同情况下的典型压力曲线图。这些结果为油田开发提供了理论依据和试井方法。
通过研究王营―刘家区煤层气地质特征和分析向斜构造的力学特性及其对煤层气的控制作用,认为向斜构造是该区煤层气的主控因素。向斜上层渗透率和含气量较低,对渗透率和含气量相对较高的下层起到封盖作用;向斜下层渗透率和含气量较高,所以煤层气的勘探和开发应以向斜下层煤层为主要目的层进行。
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