测定煤层气含量的四种解吸法对比分析

煤层气含量测定方法多,不同方法的试验结果可比性差。结合测试标准,对比分析了地勘解吸法、井下解吸法、自然解吸法和加温解吸法等4种方法的试验原理和测试流程。4种方法的试验原理基本一致,但测试流程区别较大,主要体现在试验温度、损失气量计算的数据点选择、残余气测定方式和煤层气含量计算基准等方面。使用数据时应了解煤层气含量测定的试验方法及测试过程,不同方法的试验结果不宜直接进行对比。建议合并修订测试标准,加大标准宣贯力度,统一煤层气含量测定方法。

页岩气地质评价实验测试技术研究进展

页岩气地质评价中的总有机碳、热成熟度及有机质类型、含气量、孔隙度、矿物组成及裂缝发育程度等诸多参数需要通过实验测试来获取,而常规油气的实验测试方法并不完全适用于页岩气。调查了页岩气地质评价实验测试技术现状,将其划分为含气性分析、地球化学分析、岩石物性分析、岩石学分析、岩石力学分析等五大类,论述了页岩气实验测试技术的研究进展和参考测试标准。研究表明,页岩气实验测试技术将向微观发展,从纳米级甚至原子级来研究泥页岩中的孔隙结构及流体赋存状态。但中国页岩气实验目前尚处于探索研究阶段,因此亟需建立适合中国地质条件的页岩气实验技术体系。

贵州织金地区龙潭组煤层等温吸附特征研究及应用

为了研究贵州织金地区上二叠统龙潭组煤层的吸附特征,通过等温吸附试验及煤质、煤岩分析对影响煤吸附特性的多种因素进行了分析,认为该煤层吸附性能较强,其吸附性能的主要影响因素为煤变质程度,其次为煤岩显微组分。利用等温吸附曲线估算了含气饱和度、临界解吸压力,并对采收率进行了预测,为织金地区煤层气的勘探开发提供了基础资料。

地震层析成像技术发展现状

介绍了地震层析成像中的井间地震层析成像、井间电阻率层析成像、远震层析成像和FM TT、瑞雷面波相速度层析成像和有限频层析成像的发展现状,探讨了地震层析成像中存在的主要问题,并提出了应对策略。

工作型PPT设计原则与制作技巧

为了使沟通更加有效,探讨了工作型PPT的设计原则和制作技巧。内容和逻辑是PPT的生命,工作型PPT设计应遵循简约、信噪比最大化、图效优势、对比、重复、对齐、就近等原则。

页岩气储层孔隙特征差异及其对含气量影响

运用氩离子抛光＋扫描电镜和氮气吸附法对渝东南地区龙马溪组的24个页岩样品和川东南地区须家河组10个页岩样品孔隙进行测试,探讨页岩的孔隙特征差异及其对含气量的影响。研究发现,其孔隙类型主要包括有机质孔、矿物粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、矿物层间解理缝和微裂缝等;孔隙形态多为不规则,多呈开放状态;孔隙结构较复杂,纳米级有机质孔丰富,主孔位于2~10 nm。须家河组页岩样品以无机中大孔和微裂隙为主。有机质孔发育差异原因可能是由页岩的有机质类型本身化学分子性质差异造成,也可能是具有催化生气作用的无机矿物或元素与有机质赋存关系差异造成。数理统计结果显示,孔隙类型并不是含气量大小的主控因素,TOC是页岩气藏最本质因素。须家河组页岩中孔隙结构主要受无机矿物影响;龙马溪组页岩样品的TOC是比表面积和孔径为2~10 nm孔发育的本质因素,提供页岩气主要的储存空间。伊利石是孔径为2~10 nm孔发育的重要影响因素,也是提供页岩气存储空间的重要物质。

四川盆地东南部页岩气同位素分馏特征及对产能的指示意义

页岩气甲烷碳同位素是研究页岩气同位素分馏特征及产出过程的重要指标。选取四川盆地东南部及盆缘转换带内6大区块10口页岩气井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩,通过现场含气量测试过程中页岩气甲烷碳同位素变化,研究不同压力系统、不同小层下甲烷碳同位素分馏特征,探讨页岩气同位素与物性、含气性关系,并结合实际排采数据,对典型页岩气井产出阶段进行划分。页岩气解吸过程中,逐渐升高,甲烷碳同位素逐渐变重;超压页岩气甲烷碳同位素整体较小,从盆缘外部向内部,甲烷碳同位素逐渐变轻。纵向上,随着深度的增加,甲烷同位素整体变轻;页岩孔隙度越大、游离气含量越高、页岩保存条件越好,甲烷碳同位素分馏作用就越不明显。最后,选取武隆向斜L井岩心现场解吸气样,通过甲烷同位素分馏,对页岩气解吸阶段进行划分,并将排采气同位素与现场解吸气同位素进行比对。该井排采气的δ13 C1值对应现场岩心连续解吸0.9 h释放气体的δ13C1值,其采收率约为24.8%,尚处于初期排采阶段。

渝东南盆缘转换带五峰组-龙马溪组页岩压力体系与有机孔发育关系

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了厘清渝东南地区页岩气富集规律、优选水平井穿层层段及指导多层系立体开发建设,本文基于扫描电镜的图像定量表征技术,结合三轴力学、液氮吸附等实验分析结果,研究了页岩压力体系与有机孔的发育关系。结果表明:渝东南盆缘转换带五峰组-龙马溪组页岩下部①-②小层有机孔孔径小(1~30 nm),孔隙发育的密集程度高(55.55~808.03个/μm^2);其上部③-⑤小层有机孔孔径变大(30~50 nm),孔隙发育的密集程度低(47.31~466.42个/μm^2);压力系数与有机孔圆度有明显的正相关性。基于液氮吸附实验的孔隙体积分形维数结果表明,研究区龙马溪组页岩孔隙内流体压力的增加,能够对孔隙进行更好的支撑作用,保证孔隙不会因为上覆地层压力而造成变形,使得孔隙能够得到更好的保存。因此,有机孔发育差异是上覆地层压力和孔隙内流体压力共同造成的结果。对于常压区,上覆地层的压力对孔隙发育有着更为重要的影响;对于超压区,孔隙内流体压力的增加会减缓孔隙的变形和消失。三轴力学实验表明,①小层上部观音桥段的存在使得岩石的抗压强度变大,由此在纵向上形成一种压力隔断,引起了上下压力系数的差异,形成了不同的亚压力体系,从而导致了孔隙发育特征的差异。

页岩气解析规律及赋存方式探讨

以四川盆地南部(川南地区)三口页岩气井自然解析数据为基础,对页岩气的解析规律及其赋存方式进行了系统的分析。结果表明,页岩气以微雨状、串珠状及线状从页岩层理、孔裂缝及岩性变化处持续稳定解析;解析曲线出现了急剧升高后缓慢降低的趋势,即出现了所谓的拐点;页岩气甲烷组分及碳同位素的变化亦表现了类似的规律。分析认为,第一拐点与页岩本身的岩性结构有关,是气体状态变化的界线,在该点之前,页岩气的解析气量大,解析速率曲线波动剧烈,页岩解析以游离气为主,此点之后,解析稳定而持久,吸附气占据主要部分。含气量相关性程度分析、理论推导及页岩气井实际产能曲线均印证了该规律的存在。最后,对海、陆相页岩吸附气所占比重进行了计算,其含量在26.55%~87.47%,平均46.29%,沉积构造及保存条件是决定页岩气赋存状态的主要因素。

中上扬子海相页岩电阻率异常成因分析

文中以中上扬子地台下寒武统及上奥陶统—下志留统海相页岩钻井岩心样品为代表,从页岩本身及内部液态流体特征2个方面,对造成同一层位页岩电阻率差异悬殊的原因进行了系统分析。结果表明:受制于导电性矿物质量分数相对较低及页岩较高的成岩变质作用,页岩成分及液态流体因素对电阻率的影响有限;含气性较好、电阻率较高的页岩,在扫描电镜下普遍出现了具有白色光亮环带形状的荷电现象,环带与页岩孔缝密切相关,均位于不同颗粒接触部位或微裂隙上;为此,提出了"荷电缝"的概念。进一步分析认为,荷电缝的普遍存在大大改善了页岩的微观孔隙结构,降低了页岩的导电性能,因而它是决定页岩电阻率的主要因素。页岩电阻率与孔、渗的正相关关系印证了这一现象的存在。

基于页岩现场含气量测试结果预测产能的方法

国内外还没有较好的提前预测页岩气井产能的方法,且由于含气量测试结果与后期产量差异较大,导致页岩气含气量测试在业内争议较多。通过对解吸过程剖析,初步解答了很多含气量相当的井产量差异较大的这个业内难题,认为单一含气量数据不足以表征含气性,还应该考虑其解吸过程,如解吸速率、游离气占比等因素,将解吸过程结合起来,由此定义了一个新的指数,即含气性指数,对其计算方法进行定义:含气性指数=解吸速率×游离气占比×总气量,并对其内在含义进行了分析。通过现场含气量测试数据,对产量具有相关性的因素进行筛选,挑选出含气性指数和压力系数对日产量具有明显相关性的因素,并通过含气性指数和压力系数2个因素,建立多元回归模型,得到日产量预测公式,并对模型的可靠性进行现场验证,发现此公式预测出产能与后期实际日产量高度吻合,使得今后现场含气量测试结束后,即可对其产能进行初步预测。

渝东南地区五峰—龙马溪组页岩气储层孔缝发育特征及其地质意义

选择渝东南地区五峰—龙马溪组页岩储层为研究对象,采用场发射扫描电镜、低温液氮吸附、覆压渗透率孔隙度测试等实验,分析页岩中微观孔缝类型、孔隙结构及其分形学特征等。研究发现,页岩宏观裂缝主要为页理缝与构造缝,盆缘高压页岩气井样品中裂缝多数呈雁列状分布,盆外常压页岩气井样品中裂缝形态较为平直。宏观裂缝极为发育的位置微裂缝也较为发育,含气量与渗透率高。深部与浅部页岩孔缝特征存在明显差异。深部样品裂缝发育较浅部样品少,微裂缝以收缩缝与溶蚀缝为主。浅部样品中孔隙类型、形态、结构在纵向上具有相似的分布特征,平均孔径与覆压孔隙度明显大于深部样品。石英与黏土矿物对微孔和中孔的发育有一定的影响,显微类型是有机孔发育的重要影响因素。埋深大于3500 m时,孔隙形态与孔径分布的主要影响因素为深度,深部页岩经历更为复杂的成岩作用,孔隙遭受强烈的后期改造,孔缝结构不再是被有机质主控。具有这类孔缝赋存特征的深部页岩压裂时,缝网形成的难度较大,需要对深部页岩缝网形成机制开展进一步的研究。通过对不同尺度裂缝的观测,可快速判断易压裂层位的位置,即使这类孔缝占比原位孔隙体积的比例极小,对储层的渗透率没有作用,但是在压裂改造下,这类孔缝群体会被激发,作为页岩储层的主要渗流通道。

页岩气勘探开发实验测试技术挑战与发展方向

随着中国页岩气工业的蓬勃发展,页岩气地质评价实验测试技术不断完善。国内目前形成了一套以岩心前处理、矿物成分、地球化学、孔隙结构、物理性质、力学性质及含气量为主的七大类技术系列。而页岩储层作为一种细粒沉积,相对于传统砂岩、砾岩、粉砂岩等碎屑岩储层,具有典型低孔、特低渗特征,且天然裂缝及微纳米孔隙发育,由此给页岩气地质评价实验技术带来了4个方面的挑战:即沉积微相多变、成岩演化复杂、孔隙结构表征困难和流体流动机理多元。为进一步加快中国页岩气勘探开发进程,解决实际生产过程中瓶颈和问题,对页岩气地质评价实验测试技术提出了4个方向的展望:(1)储层精细描述亟待由静态表征向动态演化发展;(2)储层孔隙及孔隙内流体赋存方式的研究向真实地质条件下的模拟实验发展;(3)孔隙表征由单一尺度向宏观、微观多尺度融合发展;(4)基于大数据的实验数据挖掘向产能评价和预测发展,以期为中国页岩气勘探开发技术和理论发展提供重要依据。

延川南地区煤储层特征及煤层和井区优选评价

以延川南地区煤层气井的实验测试数据为基础,采用地质类比法对煤层的含气性及其他储层物性特征进行了对比分析,然后利用最大值标准化法和灰色关联系数法得出单煤层和井区的综合评价分数,并据此对井区进行了综合评价。结果表明,区内甲烷浓度高、含气量大、孔隙性能好、煤层厚度大,但含气饱和度和渗透率低,需要对储层做进一步的压裂改造;通过灰色关联分析,认为各因素的相关关联序为含气量>含气饱和度>渗透率>储层压力>煤厚>埋深>孔隙度>甲烷浓度,2号煤的开发条件优于10号煤,各井区中以y-3、y-16及y-6井的综合评价值较高,是下一步井网布局和煤层气开发的首选井区。

页岩基质物性分析测试误差来源及解决方案

物性是页岩油气藏勘探评价的核心参数之一,通常采用小柱塞样品进行测试,受实验方法和样品状态的限制,存在着测试流程长、系统误差大、测试方法不一和柱塞难以钻取等问题。为了解决上述问题、进一步完善页岩物性测试技术,提出了“页岩基质”物性分析测试的概念,即仅对页岩样品基质部分进行测试,以获取总孔隙度、基质渗透率和流体饱和度等参数;进而分析了测试过程中误差的来源,并提出了相应的解决方案。研究结果表明:①测试过程中所产生的误差主要来源自测试流程系统误差、样品保存及前处理影响、块体体积测试方法的选择、流体饱和度测试方法的选择及基质渗透率测试无现行统一标准等5个方面;②针对每一项误差来源,以减少页岩非均质性影响为原则,提出了有针对性的解决方案——优化后的测试流程和最优的样品保存及前处理方法,块体体积测试应优先选择激光3D扫描法,流体饱和度的测试方法应根据样品的成熟度来选择,基质渗透率测试应考虑颗粒粒径、测试压力、初始平衡压力和计算模型等4项关键参数。结论认为,当前页岩物性测试方法众多,但却没有哪一种方法可以解决物性测试过程中遇到的所有问题,需要根据不同的样品状态和研究目的选取不同的测试方法。

鄂尔多斯盆地煤层气实际产气压力分析

煤层气临界解吸压力由煤的等温吸附实验得出,可以预测煤层气排采过程中的产气压力。结合煤层气赋存条件、等温吸附理论模型、临界解吸压力计算原理等,分析临界解吸压力实验值计算过程中的各步骤及其影响,根据已知地质资料、区域概况,总结区域误差规律。分析表明,鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气临界解吸压力实验值普遍小于实际产气压力,差值在1.48～3.11MPa之间,统计平均差值为2.36MPa;基于修正参数进行了实例分析,验证了分析结果。根据区域数据资料分析,对区块内临界解吸压力进行统计,提出修正参数,优化实验结果,为煤层气的开发及排采提供更加可靠的依据。

南川地区栖霞—茅口组碳酸盐岩储集空间研究

中二叠统栖霞—茅口组碳酸盐岩是四川盆地天然气勘探开发重点层系之一。南川地区位于四川盆地东南缘,前期勘探表明南川地区栖霞—茅口组具有较大天然气开发潜力。为明确南川地区中二叠统栖霞—茅口组碳酸盐岩储集空间特征,基于JY205-2井岩心样品,采用薄片鉴定、扫描电镜实验、X射线衍射分析等测试手段,对储集空间进行分类研究。将储集空间分为孔隙和裂缝2大类,其中孔隙包括无机孔和有机孔;裂缝包括应力缝、粒缘缝、收缩缝。储集空间类型受岩性控制明显,栖霞—茅口组碳酸盐岩储层占主导地位的储集空间类型为粒内溶蚀孔和粒缘溶蚀缝,粒缘溶蚀缝具有较好的孔缝连通作用,有利于改善储层渗透率,其中泥质含量较高层段可见较丰富的黏土矿物晶间孔。茅一段(1)小层粒内溶蚀孔和黏土矿物晶间孔面孔率数值最高,与该段较高的孔隙度、渗透率数值吻合较好,认为茅一段(1)小层是该区天然气勘探有利层位。

低残余应变弹韧性水泥浆体系在平桥南区块页岩气井中的应用

针对平桥南页岩气区块前期高压页岩气井生产套管环空带压现象,开展弹韧性水泥浆体系的优化,从而改善固井质量和提高水泥环的长效密封能力。综合分析平桥南区块前期出现环空带压原因,通过物理模拟装置开展固井水泥环密封能力评价实验,揭示环空带压原因;采用相间填充技术,实现水泥石脆性改造;并采用纳米乳液填充技术,实现空隙填充,降低水泥石孔隙度,减少微环隙;通过水泥浆体系优化,水泥石弹性模量较之前所用韧性水泥石降低10%以上,水泥石残余应变降低30%以上;通过现场6口井的现场应用,固井质量优良率100%,且目前尚未发生生产套管环空带压现象。低残余应变弹韧性水泥浆体系的应用,为防止页岩气井生产套管环空带压提供了新的技术方法和手段,具有良好的借鉴意义和推广价值。

油田研究院项目制改革探索与实践

“十四五”以来,中国石化华东油气分公司勘探开发研究院坚持科技创新和制度创新“双轮驱动”,推进科研部门项目制改革。为打破基层单位、专业之间的科研管理壁垒,增强协同创新与联合攻关合力,聚焦“拓资源、增储量、上产量、扩矿权”任务目标,研究院以国家科技重大专项、中国石化“十条龙”等重大项目为平台,通过加强组织管理、探索项目长“揭榜挂帅”选聘模式、下放管理权限、健全配套制度、细化量化考核、强化服务等措施,充分激发创新内生动力,全面提升自主创新能力。华东油气分公司不断深化基础地质理论研究,强化关键瓶颈技术攻关,优化科技体制机制建设,加快科研成果转化,建成了百万吨级油气田,企业进入了良性发展轨道。

机械封隔式尾管悬挂器在塔河油田TH12406井的应用

塔河油田艾丁、十二区块多存在二叠系地层，该地层承压能力低、易垮塌，在钻进、下套管、注水泥及候凝过程中易发生井漏。尽管针对含二叠系地层的井固井采用纤维堵漏水泥浆体系，但仍存在不同程度的漏失，致使多井环空水泥浆返高不足，造成尾管顶部环空不能有效封隔，这在一定程度上影响到油井生产寿命和塔河油田整体开发部署。机械封隔式尾管悬挂器由液压坐挂和机械涨封两套独立的系统组成，具有坐挂、封隔两种功能，可在环空形成有效密封，可有效防止因井下漏失引起尾管重叠段无水泥，确保完井作业顺利进行。该文介绍了机械封隔式尾管悬挂器在塔河油田超深井TH12406井中的首次应用情况。