琼东南盆地崖城13-A构造潜山天然气成藏条件与成藏模式

琼东南盆地潜山油气藏勘探形势复杂,近年在陵南低凸起、松南低凸起均有勘探失利。为进一步剖析琼东南盆地成藏条件与成藏模式,以YC13-A-A井为主要研究对象,通过包裹体分析、薄片观察、盆地模拟、地震资料和测录井资料,对YC13-A构造成藏条件与成藏模式进行分析。结果表明:YC13-A构造天然气为高成熟-过成熟天然气,天然气来源于崖南凹陷以及莺歌海盆地古近系崖城组烃源岩。中生界潜山顶部风化剥蚀以及内幕形成的孔隙和裂缝作为储层,构造脊、砂体和断层为气体的运移提供了良好的输导条件。受到古潜山上覆巨厚泥岩以及泥岩快速沉降的影响,导致欠压实形成弱超压,从而提供了良好的封盖条件。各成藏控制因素的耦合,为天然气成藏提供了有利成藏条件。YC13-A构造主要由西侧莺歌海盆地、东侧崖南凹陷古近系崖城组烃源岩供烃,供烃动力充足,通过断层、构造脊、砂体向潜山风化壳直接充注,具有双凹供烃、双类输导、双重封堵、晚期成藏的成藏特征。

煤层气开发井网样式和井距优化研究——以鄂尔多斯盆地大宁区块为例

煤层气井网优化设计与部署是煤层气开发方案编制的关键部分,合理的井网部署不仅可以优化煤层气产量,还可降低煤层气开发成本,提高经济效益。针对这一问题,以鄂尔多斯盆地大宁区块为研究对象,系统分析了研究区煤层条件及煤储层特征,确定了煤层气开发适用的井型和井网方位。结果显示:大宁区块山西组5号煤层具有厚度大,结构简单,含气量高,渗透率低等特点,煤层顶底板封隔性好,资源潜力巨大。煤层气开发井型应以定向井为主,水平井为辅,配合相应的井网进行规模开发,井网方位为NE66°;利用煤层气产能数值模拟软件COMET3,对大宁区块当前采用的井网样式和井排距进行产能预测,模拟评价了不同井网样式和不同井排距开放方案下的产能。数值模拟结果表明:当前大宁区块煤层气开发所采用的井网样式和井排距,在排采3086 d后,煤层气采收率仅为19.03%,煤层气资源动用程度低。在井排距为300 m×80 m和400 m×100 m(即井排距比为4∶1)时五点式井网的单井累计产气量最大,在井排距为300 m×100 m和360 m×120 m(即井排距比为3∶1)时矩形井网单井累计产气量最大,据此认为大宁区块在设置4∶1的井排距比时应选用五点式井网,设置3∶1的井排距比时应选用矩形井网,井网样式和井排距经过优选后,煤层气采收率分别达44.18%和36.85%,煤层气资源动用程度大幅度提高。

龙马溪组页岩不同显微形态有机质成因及其勘探潜力探讨

有机质是页岩中最重要的组分,有机孔更是页岩气重要的储集空间,以扫描电镜为主流的微观分析检测技术成为页岩研究的重要手段,目前对有机质的综合研究正逐步成为页岩气勘探开发研究的重要内容。本次研究选取四川盆地及其外围龙马溪组富有机质页岩,采用氩离子抛光非镀膜样品,利用低电压近距离工作状态,对样品进行了高分辨率场发射扫描电镜检测,观察、总结了有机质显微形态,并依据其内部结构及组成特征对其生烃及储集能力进行了探讨。检测结果揭示:龙马溪组富有机质页岩中有机质主要有三种显微形态,分别是结构型沉积有机质、分异型交生有机质和填隙型运移有机质。结构型沉积有机质形成于沉积及早期成岩演化阶段,保留了部分生物结构特征或沉积定向构造;分异型交生有机质与黏土矿物交互生长并经历演化分异作用,形成了类似于岩浆岩中的“花岗结构”;而填隙型运移有机质形成于晚成岩有机质高演化阶段,为液态烃充填于自生矿物晶间,其周边矿物具有自形特征。龙马溪组页岩以填隙型运移有机质和分异型交生有机质为主,二者都发育丰富的有机质孔隙(孔径10~300nm),是龙马溪组页岩优质的生气母质,并具有优质的储集性能。研究结果为我国海相龙马溪组页岩气生成理论及勘探开发评价提供了较深层次的微观信息。

渝西—川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩气储层岩相及孔隙特征

四川盆地渝西—川南地区普遍发育深层页岩气储层,但受复杂的构造—沉积分异影响,深层页岩气潜力差异显著。针对研究区五峰组—龙马溪组深层页岩矿物成分变化大、孔隙特征差异大、甜点追踪难度大的现状,选取渝西—川南地区8口典型深层页岩气井中五峰组23块及龙马溪组龙一段32块样品开展TOC含量、镜质体反射率(Ro)、X射线衍射(XRD)全岩成分、低压N2吸附等分析测试,对深层页岩气储层的岩相分布与孔隙结构特征展开研究,查明深层页岩气储层孔隙结构特征的主控因素及其对深层页岩气富集的潜在影响。研究发现,研究区五峰组—龙马溪组龙一段深层页岩以硅质页岩岩相组合为主,其中五峰组以含黏土硅质页岩相及混合硅质页岩相为主,龙马溪组龙一段以混合硅质页岩相与硅质页岩相为主。五峰组的BET比表面积为8.50~16.73 m^(2)/g,均值12.06 m^(2)/g;龙马溪组龙一段的BET比表面积为13.78~27.09 m^(2)/g,均值21.33 m^(2)/g,约为五峰组的2倍。埋藏深度对研究区深层页岩的BET比表面积、BJH平均孔径、DFT微孔体积、DFT微孔比表面积、DFT介孔体积及DFT介孔比表面积等主要孔隙参数影响不显著。TOC含量对BET比表面积、DFT微孔体积及DFT微孔比表面积影响显著,矿物含量对孔隙特征影响不显著,表明研究区深层页岩中微孔赋存仍主要受有机质控制。研究区深埋藏作用对深层页岩的孔隙结构影响有限,TOC含量和页岩岩相组合是控制深层页岩气储层孔隙结构的主要因素。