页岩层系不同岩矿组合试样渗透率变化规律差异及其机理分析

页岩地层垂向岩矿组合变化大,页岩气开采需要对储层进行大规模人工水力压裂改造。笔者等基于样品的全岩X-射线衍射分析,通过对不同岩矿组合的3块页岩试样进行流—固耦合物理模拟实验,获得了3点认识,反映了不同岩矿成分的页岩在不同条件微裂缝与渗透率的变化特征,以及碳酸盐矿物含量高时的影响。这一实验对于研究页岩储层在压裂过程中的变化具有探索性,对于页岩气生产具有重要的参考意义。

准噶尔盆地南缘中西段油气成藏研究进展及下组合勘探方向

准噶尔盆地南缘自南向北发育三排构造带,垂向上划分3个油气成藏组合,随高探1井勘探重大突破,下组合成藏问题受到关注。本文在综合前人研究成果的基础上,通过对南缘燕山期古构造分析、各类型原油在不同构造带和不同成藏组合的分布以及燕山期古构造与烃源岩生油时间的匹配分析,预测下组合勘探方向。(1)燕山期形成了三排构造带下组合的构造雏形,喜山构造运动对燕山古构造进行了加强,喜山期构造运动强化了燕山期古构造并形成了中、上组合构造体。(2)准南发育4套有效烃源岩,其中二叠系烃源岩、中下侏罗统烃源岩以及白垩系烃源岩发育于准南中-西段,古近系烃源岩发育于准南西段。(3)南缘中-西段烃源岩生烃时间与古构造演化过程匹配程度高,南缘西段中下侏罗统烃源岩生油时间与燕山期古构造活动时间一致,有利于在下组合形成油气藏。(4)南缘中段二叠系和中下侏罗统烃源岩生油时间与第一排构造带燕山期古构造匹配较好,有利于在下组合形成油气藏,上盘地层油气较为富集。根据烃源岩展布规律及古构造演化,第二排构造带下组合可作为油气勘探的重点领域,准南西段第二排构造带下组合最具勘探潜力。

煤层气井开发效率及排采制度的研究

分析我国煤层气井排水采气过程中井筒附近应力的变化,认为由于井筒液面下降太快,导致井筒附近渗透率降低,煤层气井无法获得长期持续的较高产量,从而使得开发效率低下。为此,从煤层气井排采工作制度方面探讨了我国低渗煤层气藏的增产问题,针对煤层低渗和压缩性大的特点,运用地下渗流力学理论,建立了煤层气井排水采气数学模型,给出了同时间条件下煤层气井排采制度的定量解,以数值模拟的方法优化了煤层气井排采的工作制度,得出逐级降压的工作制度能扩大气井压降漏斗的体积,使煤层气解析范围增大,从而增加了煤层气井的累积采气量。该数学模型及其定解为我国煤层气井在开发过程中井底压力如何降低以及降低幅度、速度控制在何种程度,给出了量的参数,为低渗煤层气井合理开采提供了一个新的途径。

量化指标在煤层气开发潜力定量评价中的应用

等温吸附曲线蕴藏了丰富的煤储层信息,对于认识煤层气开发潜力至关重要。为了更好地挖掘等温吸附曲线蕴含的丰富信息,定量评价煤层气开发潜力,首先对不同盆地/地区煤岩等温吸附曲线进行了对比分析,探讨了含气饱和度和临储比比值指标的意义和局限性,在此基础上,提出临储压差、临废压差和有效解吸量3个量化指标,并结合具体实例对其应用效果进行分析和论述。研究表明,含气饱和度和临储比是比值指标,可以用来对比评价不同区块、不同煤层、不同井之间开发潜力的优劣和定性评价煤层气开发潜力;相比而言,临储压差、临废压差和有效解吸量可应用于区块和单井不同层次煤层开发潜力定量评价中,能够更好地反映煤层气开发潜力。实例分析表明,寿阳区块15号煤储层有一定的开发潜力,但因其煤岩吸附时间长(扩散速度低),需在见气后通过较长时间的缓慢排采,实现产气潜力的释放;恩洪EH-C6井需要较长时间的前期排水降压过程,但其开发潜力比较乐观。

中国煤储层渗透率主控因素和煤层气开发对策

我国煤储层渗透率比美国煤储层渗透率低1~2个数量级,低渗透率是制约我国煤层气勘探开发的主要因素之一,本文系统分析了我国煤储层渗透率的主控因素。研究表明,煤储层的渗透率主要受煤体结构、宏观裂隙以及割理/裂隙系统充填状况和现今地应力等因素的控制,适度构造变形产生的碎裂煤中因宏观裂隙发育导致其渗透率高于原生结构煤的渗透率,但强烈构造变形形成的碎粒煤和糜棱煤则使渗透率降低;割理/裂隙系统矿物充填和高应力不利于渗透率保存。在不同地区,控制煤储层渗透率的关键因素不同,针对性对策是煤层气开发的关键:针对复杂煤体结构,在压裂井层优选时要在煤体结构测井解释的基础上考虑避开糜棱煤;针对我国华北地区石炭—二叠系煤层割理/裂隙普遍以方解石充填为主的煤储层低渗透成因,建议探索和开发酸化压裂一体化储层增透技术;针对高应力和地应力类型在垂向上的转换,在压前搞清应力强度和类型的基础上,控制水力压裂隙高度以避免沟通煤层围岩含水层;针对煤储层的应力敏感性和高应力状态,建议采用逐级降压制度,以提高单井的累计产气量。

中国煤储层渗透率分级方案探讨

统计分析了国内外不同煤阶和地区的煤储层渗透率数据,显示国外相同煤阶煤储层的渗透率要比我国高1~2个数量级,且我国不同煤阶煤储层渗透率整体上差异不大。研究表明,煤储层的渗透性主要受现今地应力强度和构造史及与其伴随的流体活动史决定的煤体结构、割理发育程度和割理充填状况等因素控制,高应力、复杂煤体结构和割理充填,是中国低渗透煤储层的基本成因机理。基于我国煤储层渗透率分布特点和不同渗透率条件下单井产量的分析,将有效煤储层的渗透率下限定为0.01×10^(-15)m2,按渗透率将有效煤储层划分为低渗(k=0.01×10^(-15)~0.1×10^(-15)m2)、中渗(k=0.1×10^(-15)~0.5×10^(-15)m2)、中高渗(k=0.5×10^(-15)~1×10^(-15)m2)、高渗(k=1×10^(-15)~5×10^(-15)m2)和超高渗(k>5×10^(-15)m2)5个等级,煤层气井的实际产量除受渗透率影响外,还受到煤层厚度、含气量、压裂参数、地质构造、煤系地层含水性和排采工作制度等其他因素的影响,随着我国煤层气开发技术的进步,低渗煤储层(k=0.01×10^(-15)~0.1×10^(-15)m2)经合理配套的压裂技术和排采方案仍可获得理想的产气量。

流体动力系统对流体包裹体均一温度的影响及其意义——以准噶尔盆地陆东地区为例

在准噶尔盆地陆东地区 ,纵向上存在两个流体动力系统 ,即下部高压流体动力系统和中上部正常 -低压流体动力系统 ,对下部高压流体动力系统 ,流体包裹体均一温度可用来确定油气成藏期 ,而对中上部正常 -低压流体动力系统 ,流体包裹体均一温度不适于用来确定油气成藏期 ,这主要由包裹体捕获时的流体动力学环境和相态不同所致。高压流体动力学环境中形成的包裹体在捕获时更易呈均一相 ,包裹体的均一温度可有效用于成藏期的判定 ,而在正常 -低压系统中形成的包裹体在捕获时有呈非均一相的可能 ,在此情况下 ,流体包裹体均一温度就无法用于成藏期的确定 ,在用包裹体均一温度判定成藏期时 ,结合具体的地质条件做具体分析是十分必要的。

煤层气井排采动态主控地质因素分析

沁水盆地寿阳区块和柿庄区块煤层气(CBM)井的排采动态在整体上表现出明显差异,而单一区块内部煤层气井的排采动态也存在较大差异。本文就两个区块的煤系地层沉积相、煤层渗透率、断裂构造、地应力类型和构造应力强度以及顶底板岩性组合类型等因素对排采动态的影响开展对比分析。基于静态地质条件和排采动态资料的综合研究表明:煤系地层沉积相、煤层渗透率、地应力类型和构造应力强度的差异是两个区块煤层气井排采动态差异的主要原因;单一区块内煤层气井的排采动态差异受控于局部断裂构造、地应力类型以及煤层顶底板岩性组合类型等局部因素;在煤层气开发选区和开发井位部署时,应综合考虑资源量、渗透率和多种局部地质因素的共同影响。

中国西部盆地台盆区高角度断层的成因及控油气作用分析

给出了中国西部盆地台盆区普遍发育高角度(倾角>45°)断层的证据,从断裂形成的力学机制上分析了高角度断层的成因,认为中国西部盆地台盆区高角度断层的形成主要受压扭性应力场控制,同时与脆性地层的变形特点有关.断层面静封闭压力由岩石泊桑比、上覆地层容重、断层埋藏深度和倾角、最大和最小主应力以及断层走向与最大主应力方向的夹角等计算,作为断层开启性评价的一个指标,断层面静封闭压力的计算表明,断层的开启性随断层倾角的增加而增加,同时,沿断层面运移的油气所受浮力在平行断层面方向上的分力也随着断层倾角的增加而增加,这就决定了高角度断层更有利于油气的垂向运移.结合西部盆地的具体分析,认为中国西部盆地区域性高角度断层是沟通深部成藏动力学系统与中上部成藏动力学系统的重要通道,是中上部系统成藏的关键,直接决定着中上部系统中油气的分布,在每一系统内部发育的高角度断层具有使油气在断层断开的最新层位中优先充注成藏的基本规律.这些认识对指导油气勘探具有重要意义,而且,这些认识同样可推广到其他存在高角度断层的盆地中.

沁水盆地原始水动力场类型及其对煤层气排采的影响

水动力场研究在煤层气勘探开发中具有重要作用。本文首先讨论了基于煤层气井排采资料的水动力场研究方法,在分析沁水盆地柿庄区块原始水动力场特点的基础上,结合前人在盆地其他区块水动力场的研究成果,分析了沁水盆地原始水动力场的类型,进而探讨了水动力场类型对煤层气排采的控制作用。研究表明:沁水盆地自边缘向腹部依次存在重力驱动型、滞流型和压实驱动型三种类型的区域原始水动力场;重力驱动型和滞流型水动力场具备煤层气保存条件,含气量高,煤层气排采效果相对较好,而压实驱动型水动力场虽具备一定的保存条件,但因地层压力较高,煤层气井排水降压困难,产气效果较差;无论是在重力驱动型还是滞流型的区域水动力场中,局部的低势汇聚区具备煤层气保存和排采的有利条件,煤层气开发效果一般较好。在未来煤层气勘探开发过程中,应将重力流驱型或滞流型水动力场所在区域中的局部低势汇聚区作为煤层气开发的甜点区。

裂缝介质中石油运移模拟实验研究

系统地介绍了裂缝介质中油 水两相运移光蚀刻物理模拟实验所采用的实验模型设计方法、应考虑的因素、模型几何参数确定、拓扑结构、模型渗透率等宏观特征参数的定量化以及流体参数的选择方法。实验结果表明 :①宽缝对窄缝具有极强的流动屏蔽作用 ,窄缝在油气运移中几乎不起作用 ;②在运移动力方向与渗透主方向垂直的情况下 ,当原油粘度达到一定数值时 。

我国煤层气井排采工作制度探讨

我国煤层气资源丰富,全国2000m以浅的煤层气资源量达36.8×1012m3。由于煤层沉积后普遍经历了较为复杂的构造运动,若煤阶较高,煤的渗透率普遍偏低,而且在煤层气开采中储层的压敏作用极强,这就需要我们更加关注排采技术。针对目前煤层气排采中存在的排水降压效果差、单井产量低的问题,从优化煤层气排采工作制度角度出发,引入了流体流动系统的概念,指出建立合理的煤层气流体动力学模型是制定合理工作制度和建立数学模型的前提,还提出了逐级降压排采工作制度的思想。通过计算对比分析,认为这种工作制度指导下的排采效果更好。

中国天然气战略储备的需求和对策

通过对世界上部分国家和地区天然气战略储备发展状况及天然气储备经验的分析,得出:①天然气地下储备优于地表储备;②直接将天然气储存于地下的成本低于以液化天然气形式的储备;③枯竭油气藏地下储气最优,含水层地下储气次之。我国2020年前天然气战略储备的需求将达到250×108m3的工作气量,面对如此巨大需求,选择合适的库址和库型是非常重要的,结合我国油气资源远离天然气消费大城市和主要富集在非均质性较强的陆相地层中的特点,提出我国未来天然气地下战略储备应以海相含水层作为主要储集空间、并考虑其它多种库型的对策,并就不同投资主体在不同类型地下储气库建设中应发挥的作用提出了建议。

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态诊断方法

受多因素影响,煤层气井的排采动态具有复杂多变的特点,对煤层气井的排采动态进行诊断,有助于煤层气开发井层优选和压裂方案制定。以均匀分布在柿庄区块的单采3号煤层的30口煤层气井的静态地质资料和排采动态资料为基础,通过单井典型日产水量和典型日产气量指标提取和气水产出关系分析,从井筒和压裂煤层系统封闭性的角度,讨论高产水的外源成因,进而提出单井排采动态层次诊断方法,并通过实例分析进行验证。研究表明,柿庄区块煤层气井产气与产水之间存在负向包络而非简单的相关关系,高产水对产气有明显的抑制作用;断裂和压裂缝沟通含水层是造成柿庄区块部分煤层气井高产水及井间排采动态差异的重要原因;"一看断裂,二看压裂缝类型,三看岩性组合"的单井排采动态层次诊断方法,在柿庄区块单井实例分析中得到验证,该方法具有一定的普适性,可推广应用到其他煤层气区块的单井排采动态诊断分析中。

中外油气资源分类体系对比和资源潜力概念探讨

目前,国际上普遍接受的油气资源分类体系是PRMS(2007)。以该体系为标准,分析了USGS(2000)、IHS(2009)、中国新一轮资源评价(2007)油气资源分类体系与PRMS(2007)的对应关系,指出油气资源量是一个笼统的概念,提出用油气资源潜力综合反映评价单元未来的勘探和开发潜力,将资源潜力定义为从评价之日起到未来某个时间,评价单元(地区、盆地或区带)内所蕴藏的能够技术采出的石油和(或)天然气量。通过比较国内外机构的油气资源分类体系,认为中国新一轮资源评价(2007)中,待探明可采资源量反映评价单元的勘探潜力,探明剩余可采储量反映评价单元的开发潜力,两者之和反映评价单元的资源潜力;USGS(2000)待发现资源量反映评价单元的勘探潜力,IHS(2009)剩余可采储量反映评价单元的开发潜力,两者之和也可反映评价单元的资源潜力。资源潜力概念的提出,对中国相关机构和石油公司在开展全球盆地油气资源评价中,科学引用不同国外机构资源评价数据,具有重要的指导意义。

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。

沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识

煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。

柴达木盆地西部油气成藏流体动力系统分析

油气成藏流体动力系统分析的基本原理是在一个含油气盆地内划分出不同的流体动力系统 ,并按每个系统的类型 ,研究其成藏条件。该原理应用到柴达木盆地西部 ,在柴西地区纵向上比较典型地划分出 N32 — N22 — N1 2 、N1 2 — N1 — E23 和 E23—E1 3 三个油气成藏流体动力系统 ,它们分别为重力驱动型、压实驱动型和封存型系统 ,分析了这三个系统的成藏条件 ,指出应把 N1 2 — N1 — E23 系统中的 N1 层系和 E23 — E1 3 系统中的 E1 3 层系作为今后主要的勘探目标层系。

论油气成藏流体动力系统

提出了油气成藏流体动力系统的概念和重力驱动型、压实驱动型、流体封存型及滞流型油气成藏流体动力系统类型的划分方案．流体动力系统类型的确定从盆地的演化史分析和流体动力特征分析两方面来进行．油气成藏主要驱动力的相对重要性在重力驱动型、压实驱动型、流体封存型系统中不同，浮力在３类系统中都重要，水动力只在前两类中重要，而热力仅在第三类系统中发挥重要作用，地应力在第一和第三类系统中重要．油气成藏流体动力系统研究对油气勘探有实质性的指导意义．

油气成藏流体动力系统分析原理及应用

阐述了油气成藏流体动力系统分析的基本原理，把油气成藏流体动力系统分为重力驱动型、压实驱动型、滞流型和封存型四种类型。结合国内外的研究实例，分析了不同类型流体动力系统油气藏形成和分布的规律，强调在不同类型的流体动力系统中，油气藏形成的机理不同，在成藏动力学研究中有不同的侧重点。加强重力驱动型和封存型流体动力系统动力系统油气成藏条件研究对我国南方海相盆地和其它勘探程度较高的盆地深部的油气勘探具有重要意义。