柳林矿区不同煤岩类型煤的孔隙特征

为系统表征不同煤岩类型的焦煤孔隙发育特征,选取鄂尔多斯盆地东缘柳林矿区太原组8+9号煤层4种不同煤岩类型的煤样,采用低温液氮吸附试验分析方法表征煤样孔隙类型、比表面积、孔体积和孔径之间的关系,结果表明:光亮型煤以一端封闭的圆筒形孔、平行板状孔、楔形孔以及锥形孔为主;半亮型煤和半暗型煤以两端开口圆筒形孔及四边开放的平行板孔为主;暗淡型煤以墨水瓶状孔为主。在阶段比表面积贡献曲线图中,光亮型煤出现小孔、中孔比表面积双峰;半亮型煤、半暗型煤出现微孔比表面积单峰;暗淡型煤出现微孔和小孔比表面积双峰。光亮型煤、半亮型煤、半暗型煤、暗淡型煤分形维数逐渐增加,较高的比表面积对应较高的表面分形维数。

煤岩比表面积表征方法

为准确表征煤岩比表面积,以鄂尔多斯盆地韩城矿区煤岩为例,进行氮气、二氧化碳和甲烷的吸附等温实验,从煤岩甲烷等温吸附测得的兰氏体积和气体吸附法测得的比表面积相关性分析可知：甲烷吸附能力与二氧化碳SD-R呈正相关关系,与氮气SBET相关性不明显。基于煤岩的二氧化碳吸附数据,运用DFT模型计算微孔分布可知,煤含有大量孔径为0.5~1.0 nm的微孔,基于微孔充填理论的二氧化碳SD-R比氮气SBET更能有效地反映煤岩的吸附能力。鉴于煤岩具有微孔较为发育、微孔控制吸附能力的特点,建议在分析煤岩比表面积时采用二氧化碳吸附SD-R进行表征。

柴西北地区油泉子油田浅层油藏异常低压形成机制

柴西北地区油泉子油田浅层油藏具有明显的异常低压特征,基于其压力分布特征,从地层流体性质、封闭机制、沉积特征、构造演化等方面深入剖析异常低压形成的主控因素,查明浅层低压油藏封闭条件和形成机制及其压力演化与成藏耦合关系。结果表明,油泉子油田浅层Ca Cl2型地层水、高矿化度、低变质系数、轻质低粘度原油物性共同反映出研究区浅层油藏具有良好的封闭条件,湖盆咸化沉积的塑性较高的含膏质泥岩以及物性渐变带、沥青封堵作用为浅层低压系统垂向和侧向封闭提供重要保障。运用EASY%Ro法和地层对比法对研究区喜马拉雅运动晚期构造抬升剥蚀厚度恢复结果表明,其剥蚀厚度达2 700 m,剥蚀作用导致储层孔隙反弹增大和流体降温收缩,从而使得油藏压力降低,经计算其压力分别降低了14.1和7.4 MPa。油泉子油田浅层油藏异常低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种地质因素综合作用的结果。

柴达木盆地南翼山油田中浅层流体压力封存箱形成机理

柴达木盆地南翼山油田中浅层油藏具有异常低压、常压和异常高压并存的特征。针对南翼山油田中浅层压力分布特征,从封存箱流体性质和封闭性入手,结合压力预测和封存箱空间展布特征,剖析南翼山油田的中浅层流体压力封存箱组构模式,阐明南翼山油田浅层流体压力封存箱特征。研究表明,南翼山油田中浅层油藏封闭性良好,原油油质轻、黏度低、饱和烃m(∑nC21-)/m(∑nC22+)值反映出较好的封闭条件。从预测压力系数和实测压力系数连井剖面可以看出,南翼山油田中浅层异常低压和常压-弱异常高压封存箱具有垂向叠置、顺层分布的特征,异常低压封存箱中由于差异充注,造成断层附近出现局部异常高压带。封存箱组构模式为:底板为具有毛细管压力和异常压力双重封闭机制的上干柴沟组烃源岩;顶板为上油砂山组咸化沉积的夹膏盐岩层的泥岩和泥灰岩;具有侧向封堵作用的逆冲断层面、岩相和储集层物性渐变为封存箱的边板。

鄂尔多斯盆地柳林地区煤储层地应力场特征及其对裂隙的控制作用

为系统研究柳林地区煤储层地应力场展布及其对裂隙的控制作用,分析不同埋深煤层与地应力的关系,采用水力致裂法获取了地应力资料。通过统计分析,建立了主采煤层地应力与煤层埋藏深度之间的相关关系模型,分析了露头节理、煤层割理与现今地应力方向的耦合关系。研究表明：柳林地区最大水平主应力σmax为7.33~30.83 MPa,平均19.41 MPa,最小水平主应力σmin为6.50~24.00 MPa,平均13.12 MPa,主应力随埋深增大而线性增高。在埋深400~700 m,垂直应力σv≈σmax≈σmin,地层呈现准静水压力场特点;在700~850 m,σmax〉σv〉σmin,为大地动力场型,水平方向主应力占主导地位;在850~1 100 m,σv〉σmax〉σmin,为大地静力场型,仍未进入明显压缩带。水力压裂地应力检测表明现今主应力方向与煤层裂隙方向相近,以NNE向为主,地应力方向在割理形成后未发生明显改变。

岩浆活动对西山煤田煤储层物性的差异改造特征

为探讨岩浆侵入带来的高温热效应对西山煤田的煤储层物性的差异改造特征,在盆地模拟的基础上,以西山煤田西区煤岩为研究对象,系统采用反射率测试、工业分析、核磁共振、等温吸附、低温液氮吸附、显微裂隙统计等实验手段对距岩浆岩体远近不同的煤样进行实验测试,结果表明离岩浆侵入中心距离不同,储层的孔形、孔径、吸附规律等都表现出差异演化特征,如距岩体越近,煤层反射率明显增大、挥发分较低、灰分增大、BET和孔容增大、瓦斯吸附能力为低—高—低的趋势。在高温、高压的双重作用下,煤层形成了大量岩浆诱发成因的煤层割理,普遍提高了煤层的渗透率。研究结果表明,岩浆活动对西山煤田煤储层物性的改造具有双重性,研究区的中西部屯兰和石千峰一带是储层综合物性条件最佳的地区,是煤层气富集高产的有利区带。

北美典型致密油地质特征对比及分类

为全面认识致密油,汲取国外成功的开发经验,从而推动我国致密油发展,通过详细对比北美地区巴肯组、鹰滩组和卡尔蒂姆组的地质特征,从方便储量计算的角度,提出了更为完善的致密油定义,并系统划分了致密油的类型.结果表明：致密油主要是指以吸附或游离状态赋存于未纳入常规油田产区的低渗储层（卡尔蒂姆组）或地层深部致密沉积岩（巴肯组、鹰滩组）中,且必须通过水平井或多级压裂等开发技术才能实现经济采出的轻质非常规石油聚集,可以划分为2个大类、5个亚类,其中,巴肯组致密油资源量最大,具有“大而肥”的特点,主要赋存在渗透率为0.01～1.00 mD的致密砂岩中,卡尔蒂姆组致密油资源量次之,主要赋存在渗透率为0.1～10.0 mD的砂质泥岩中,而鹰滩组致密油资源量最低,主要赋存在渗透率为0.000 001～0.000 100 mD的致密灰岩中.

基于液氮吸附实验探讨煤变质作用对煤微孔的影响

针对46块不同煤阶的煤岩样品,在低温液氮吸附试验的基础上,结合镜质体反射率测试、工业分析和扫描电镜实验手段,从吸附-脱附曲线形态、孔径分布、FHH分形特征等几个方面对煤储层微孔特征进行研究,全面分析了煤的变质作用对煤中微孔体积、BET比表面积等的影响。结果表明:随着煤阶的升高,煤储层孔隙类型由开放性透气孔向一端封闭的不透气孔、墨水瓶形孔转变;微孔所占总孔容的百分比整体上显现递增的趋势;微孔体积和BET比表面积随煤阶的升高呈现出高—低—高的变化规律,其最低值出现在烟煤和无烟煤煤阶间。

基于二氧化碳吸附实验的页岩微孔结构精细表征

为精细表征页岩储层微孔结构,采用低温二氧化碳吸附法,测定了临兴地区石炭系上统太原组和二叠系下统山西组页岩样品二氧化碳吸附等温线,计算并对比了山西组和太原组页岩的比表面积、单分子层吸附面积、总孔容等孔隙结构参数,探讨了页岩微孔发育的控制因素。研究表明:临兴地区山西组和太原组页岩微孔较为发育,页岩TOC含量越高,微孔比表面积越大,黏土矿物含量越丰富,总孔容越大;热成熟度对临兴地区页岩微孔发育影响不大。受沉积环境的影响,陆相的山西组页岩有机质、黏土矿物含量较海相的太原组页岩更高,因而山西组页岩具有更大的比表面积和总孔容,页岩气的吸附存储能力更强。

临兴地区山西组致密砂岩储层主控因素研究

在X-射线衍射、扫描电镜、阴极发光、铸体薄片、流体包裹体和化验资料等分析及观察的基础上,对鄂尔多斯盆地东部临兴地区山西组砂岩储层主要的岩屑砂岩和次岩屑砂岩进行研究,发现该储层储集空间以剩余原生粒间孔和次生溶蚀孔隙为主、储层物性较差,储层孔隙度平均为5.9%,渗透率平均为0.073×10-3μm2,排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,孔隙结构参数总体较差。成岩序列为同生阶段的石英次生加大—第1世代的黏土环边形成、早成岩阶段压实作用—第2世代黏土环边形成、中成岩阶段第一期酸性流体的注入—长石、岩屑、杂基的溶蚀—第3世代黏土环边的形成并充填孔隙—方解石充填孔隙—第二期酸性流体的注入—长石、岩屑、杂基、方解石发生溶蚀—第4世代自生伊利石、绿泥石充填孔隙。储层质量主要受沉积作用和成岩作用影响,有利储层主要集中在三角洲平原分流河道上。

柳林地区煤层渗透率影响因素及模糊综合评价

煤储层渗透性是寻找煤层气有利开发的关键参数之一。本文通过对柳林地区煤层渗透性深入研究,并结合大量煤层气田勘探开发资料分析了影响柳林地区煤层渗透率的两大因素:煤体条件(煤的原生孔结构、煤体裂隙结构、煤体结构)、煤层赋存条件(埋深、地应力、储层压力)。针对该区多煤层区域上渗透率变化较大的情况,应用多层次模糊综合评判法建立了该区煤层渗透性评价指标体系。利用渗透性模糊综合评判数学模型,对煤层进行了渗透性模糊综合评价,得出了该煤层渗透率为中等级别,评价结果与实测结果相符,为寻找渗透性较好的矿区或井田提供了新的预测方法。

页岩氮气吸附BET比表面积测定误差校正方法

基于多分子层吸附理论的BET模型是最成熟、最常用于比表面测试的计算方法,然而,针对页岩样品在液氮温度下的氮气吸附数据,选取0.05-0.30间的相对压力点（适用于中孔材料）进行BET比表面计算时,将出现回归曲线相关系数较差、常数C为负值（无物理意义）情况,这一问题往往被测试者忽视。通过页岩的二氧化碳吸附数据运用DFT模型,计算出页岩的微孔分布可知,页岩含有大量0.5-1.0 nm之间的微孔,页岩纳米级孔隙分布范围广的特点是出现上述问题的根本原因,即页岩并非孔径分布较窄的介孔材料。通过调整相对压力点的选取范围,在相对压力0.05-0.20下计算页岩比表面其相关系数能达到0.999 9以上,且在Y轴上产生正截距,该相对压力范围更为合理,计算出的BET比表面更为可靠。

基于神经网络的柳林地区煤储层渗透率预测方法

分析了煤储层渗透率预测中存在的问题,提出基于测井信息的GA-BP神经网络预测煤储层渗透率方法,分析其机理及测井参数标准化处理方法。以柳林地区56口井的试井和测井资料为基础,利用灰色关联分析法优选6个测井参数作为输入变量,建立了GA-BP神经网络渗透率预测模型。将渗透率模型的预测结果与实测结果比较,两者具有较高的吻合度,证明该方法在煤储层参数预测的实践中具有较好的适应性。基于所建立的数学模型,对研究区的渗透率进行了预测,完成了渗透率平面分布图,为柳林地区煤层气的勘探开发提供了依据。

褐煤孔隙结构及比表面积特征

为揭示褐煤孔隙结构及比表面特征，选取全国主要褐煤产地样品，进行煤岩显微组分含量测定和低温氮吸附实验，从吸附曲线形态、比表面积、孔径结构分布刻画煤储层微孔隙特征，探讨孔径结构与比表面积的关系，分析BET比表面积与煤岩显微组分的相关性。结果表明：褐煤低温液氮曲线形态大致可以分为无吸附回线、有拐点的吸附回线和无拐点的吸附回线3类；BET比表面积随BJH总孔体积的增加呈线性增加趋势，在2~10nm范围内的孔径和比表面积关系可以分为正相关、负相关和复合相关3种；显微组分组和比表面积的相关性较弱，但比表面积与细屑体含量具有较好的线性关系。

柳林地区煤储层埋深和地应力对其渗透率的控制机理

基于柳林地区煤储层试井资料,采用地质统计分析等方法,探讨了柳林地区煤储层试井渗透性展布规律,阐明了煤储层埋深和地应力对其渗透率的控制机制。研究表明:柳林地区煤层渗透率介于(0.03~1.43)×10^(-3)μm^2,平均值为:0.2821×10^(-3)μm^2;主要以中渗透率煤层(0.1×10^(-3)μm^2~1×10^(-3)μm^2)和低渗透率煤层(<0.1×10^(-3)μm^2)为主。煤储层试井渗透率随着埋藏深度的增大而呈负幂指数规律减小,浅部的煤储层渗透率相对较高,且变化范围较大,埋藏深度的增加,煤储层渗透率降低,且变化范围较小。现今地应力与煤储层渗透率的相关性较高,当最小水平主应力大于10 MPa时,试井煤层的渗透率普遍小于0.5×10^(-3)μm^2,当最大水平主应力大于15 MPa时,试井煤层的渗透率普遍小于0.5×10^(-3)μm^2,煤储层渗透性表现为沿最大水平主应力方向。

南翼山油田浅层低压油气藏形成机理

柴达木盆地南翼山油田浅层油藏以低压为主,伴随部分常压和少量高压。针对压力系统复杂的问题,从地层流体性质、封闭机制、构造运动等方面剖析低压油藏形成机理及浅层低压油藏压力演化与成藏耦合关系。研究表明,膏质泥岩和断层为南翼山浅层压力系统提供封闭条件;南翼山浅层油气藏是深部油气藏在喜山晚期构造运动破坏后,通过断层调整到浅部圈闭而形成;新构造运动抬升作用导致储层孔隙反弹和流体降温收缩,分别使浅层油藏压力降低10.50 MPa和7.68 MPa,是南翼山浅层油藏低压形成的重要原因。

煤系烃源岩有机质丰度测井曲线预测方法研究

为探究煤系烃源岩有机质丰度与测井数据之间的关系,选取冀中坳陷苏50探井石炭-二叠系煤系烃源岩地层为研究对象,根据有机碳含量将煤系烃源岩划分为暗色泥岩、碳质泥岩和煤。分别运用ΔlogR法和多元回归法对该区有机碳含量进行预测及对比分析,结果发现:运用ΔlogR法计算煤系烃源岩中的有机碳含量,在暗色泥岩和煤层中的预测效果较好;通过建立测井参数与有机碳含量之间的关系,选取相关系数大的声波时差和密度参数对暗色泥岩进行多元回归,运用自然电位和密度参数通过多元回归计算煤层有机碳含量,得到其与实测有机碳含量基本一致,具有好的预测效果。

韩城矿区煤岩类型对微裂隙发育的控制机理

韩城矿区煤岩类型纵向变化频繁,煤层非均质性强。裂隙多为长度大于300μm,宽度小于5μm的树枝状和正交状裂隙,微裂隙多发育在光亮煤和半亮煤中;据核磁共振T2弛豫谱分析,从光亮煤、半亮煤到半暗煤和暗淡煤,T2谱图由吸附孔、渗流孔和裂隙发育的三峰分布渐变为吸附孔、渗流孔发育的双峰分布特征,裂隙发育程度逐渐变弱,渗流孔和吸附孔之间连通性变差,吸附孔含量逐渐增加。核磁共振分析结果与X-CT扫描结果较为一致。对不同煤岩类型裂隙发育特征及煤岩显微组分分析认为,生烃潜能和扩散能力是微裂隙发育的决定因素。

国外致密油勘探开发新进展及借鉴意义

系统调研了国外致密油勘探与开发最新进展(尤其是最为活跃的北美地区),针对致密油资源利用过程中普遍存在的定义多样化、储量计算方法不适用、过于依赖新技术与政策等几个突出问题,提出了相应的解决思路。结果表明:综合已有致密油及页岩油定义,结合致密油特征,从方便储量计算的角度,致密油定义可统一为以吸附或游离状态赋存于未纳入常规油田产层的低渗储层或地层深部致密岩石中(包括原地致密烃源岩,如泥页岩;与烃源岩互层或紧邻的致密储层,如致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密岩浆岩、致密变质岩等),必须通过水平井或多级压裂等资金密集型开发技术才能实现经济采出的轻质石油聚集,进一步可分为2大类5个亚类;通过积极探索针对极低孔渗储层的物性测试技术和测井反演方法是建立致密油储层定量评价方法的有效途径之一,在储量评估时,借鉴基于开发动态的产量递减法对可采储量进行评价是更为切实可行的做法,同时,储层物性(孔隙度、渗透率)上限也应根据实际情况进行调整;此外,成功的致密油开发更需要政府制定积极有效的扶持鼓励政策,从而保障致密油资源的勘探与开发。

柴达木盆地南翼山油田新近系油藏包裹体与成藏特征

基于流体包裹体测试,结合盆地埋藏史分析,对柴达木盆地南翼山油田新近系油藏成藏特征进行了剖析。研究表明南翼山油田新近系上油砂山组颗粒灰岩储层中包含液态烃、气液烃、气态烃及盐水等4种包裹体类型,主要分布于切穿灰岩颗粒的微裂隙、灰岩缝洞方解石充填物及粒问亮晶方解石胶结物中,烃类普遍发较强的蓝色和浅蓝色荧光,其中掺杂显示较强黄绿色荧光斑点。研究还表明上油砂山组储层中存在2期包裹体,第1期包裹体形成于上新世中期,此时上干柴沟组烃源岩进入低成熟阶段,伴随中喜马拉雅期构造运动,油气沿断层向上运移成藏,该期油气充注量较小,主要为少量低成熟的液态烃;第2期包裹体形成于上新世晚期,该时期圈闭定型、烃源岩成熟和断层、裂缝运移通道条件等匹配最好,是油藏中烃类注入的关键时期。