能源类专业周口店地质实习教学内容改革与实践

为了激发能源类专业学生对周口店地质实习的兴趣,文章初步探讨了如何在沉积、构造、岩浆岩等实习路线增补油气地质与成藏方面的教学内容,给地质实习增加点“油气味”。研究认为在现有周口店地质实习大纲中增加油气方面的教学内容是可行的,如在沉积地层路线找“油气源岩”和“油气储集层”、在岩浆岩路线找“油气源岩加热器”和“特殊油气储集层”、在构造路线找“油气运移通道”和“有效圈闭”等授课内容的增加有望在地质实习教学中得到检验并进一步完善。

深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

深部煤层气资源丰富、开发前景广阔,但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发,以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例,总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出,受埋深与演化过程影响,深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上,储层压力最大相差40 MPa左右,导致由浅部向深部,气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存,地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导,煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点,即:在高温高压条件下,以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体,该类煤储层在垂向应力为主导的作用下,孔裂隙空间极度压缩,含水极少且矿化度极高,内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性,指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区,该区内呈现出非典型深部煤层气的特点,或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况,在勘探开发过程中,应具体分析,制定针对性开发方案,以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

煤储层含气性深度效应与成藏过程耦合关系

埋深是影响煤层气富集程度的综合要素,理解含气性深度效应是认识深浅部煤层气赋存状态与聚集机制的重要基础。基于煤层气勘探现状,在剖析鄂尔多斯盆地东缘煤层气探井资料的基础上,综合常规-非常规油气成藏地质学理论,探讨了煤层含气量、饱和吸附量、含气饱和度深度效应及其与成藏过程的耦合关系。煤层气成藏是构造沉降阶段生烃供气和回返抬升阶段相态转化、逸散的耦合结果,体现为自封闭成藏和浮力成藏的深度耦合,含气性变化存在饱和吸附量转折和游离气滞留两个关键深度界限,且二者不具备绝对同步性:(1)饱和吸附气量是煤在特定温压条件下的固有属性,不受保存条件的严格限制,其随深度的演化过程是控制相态转换的基础,压力梯度和变质程度补偿效应会引起现今区域饱和吸附量转折深度(带)的明显滞后。(2)游离气的运聚成藏与改造定型受控于地层回返抬升阶段的遮盖条件,涉及埋深-构造-水动力场三元耦合效应及浮力、储盖层毛管力的综合影响,抬升幅度小且改造强度弱时方可具备游离气滞留保存条件,滞留深度以浅地层封闭性降低,游离气普遍散失。鄂尔多斯盆地东缘柳林-延川南一带煤层总含气量随埋深增大近乎线性增高,深部收敛趋势不明显,不同变质程度煤理论饱和吸附量转折深度为1600~2200 m,但煤阶的区域分异致使原位饱和吸附量随埋深持续增大;大宁-吉县区块游离气滞留临界深度约2000 m,2500 m处含气饱和度平均约120%,3000 m处含气饱和度预计可达136%。不同地区煤层气成藏背景和地质条件存在差异,含气性深度效应需具体分析,分析重点应聚焦于甲烷相态转换、地层封闭条件的时空演化对现今气、水分布的综合影响,以实现深部煤层气的分区分带评价和高效开发设计。

准噶尔盆地上三叠统烃源岩评价与有效烃源灶分布预测

准噶尔盆地蕴含丰富的油气资源,已于多个层位取得油气勘探发现。然而,上三叠统厚层泥岩能否作为盆地有效烃源岩一直没有明确的定论,亟需开展全盆范围内上三叠统烃源岩评价工作并进行有效源灶分布预测,为该层系下一步勘探部署提供依据。为进一步明确准噶尔盆地上三叠统烃源岩时空分布特征及其生烃潜力,落实有效烃源灶分布范围内生烃强度,基于资料收集、剖面实测、钻孔岩屑观察采样和有机地球化学测试,利用多个地化参数开展了全盆范围上三叠统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度评价,优选关键参数利用多层次模糊数学评价方法,圈定有效源灶范围。结果表明,上三叠统烃源岩分布范围广(基本全盆分布)、厚度大(可达350 m)、腹部埋深大(最大埋深11 km);烃源岩TOC含量为0.75%~8.3%,平均值为1.74%;S_(1)+S_(2)平均为2.78 mg/g,氯仿沥青“A”平均为0.354%;有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,陆源高等植物输入占优,相对较好的母质类型主要沿盆1井西凹陷—阜康凹陷方向分布,有机质成熟度处于低成熟—成熟热演化阶段,局部达高—过成熟阶段。按照中国煤系泥岩生烃潜力评价标准,上三叠统泥岩整体为一套差—中等质量烃源岩,烃源岩总体上具有一定的生烃潜力,特别是生气潜力。有效烃源灶分布于中央坳陷腹部的阜康凹陷西部—沙湾凹陷东部一带以及南缘冲断带的霍玛吐背斜带,有效烃源灶范围内烃源岩Ro大于1.3%,生油强度在50×10^(4)t/km^(2)以上,生气强度在3×10^(8)m^(3)/km^(2)以上。

沁水盆地柿庄北区块水平井开发方式地质适应性分析

针对柿庄北区块直井表现出达产率低、产量下降快、产能差异大的生产特征,通过对柿庄北区块43口探井、397口开发井进行详细剖析,并与潘河、柿庄南区块地质条件进行了对比分析。结果表明,埋深大、低渗透、煤体结构分布复杂是制约柿庄北区块开发关键地质问题。为了进一步明确柿庄北储层渗透低原因,对柿庄北、潘河、杨家坡区块煤心进行数字岩心扫描,发现柿庄北区块相对潘河、杨家坡区块储层孔裂隙数量都发育最少且孔裂隙连通性最差,并明确煤层演化过程是形成孔裂隙差异的关键因素。此外,结合地质剖析,开展了地质—工程一体化分析,明确直井压裂这种点状开发方式的不适应性,提出水平井开发方式适应埋深增大、煤体结构分布复杂、微观孔裂隙连通性较差的储层特征,并在柿庄北一体化二期显示出较好产气潜力。

碳储科学与工程新专业建设模式探索与发展方向思考

建设碳储科学与工程新专业,培养新型碳储人才,是国家战略需求和新时代育人要求。通过分析研究,提出以行业需求为导向,以人才培养为目标,制订地学特色培养方案;以课程建设为中心,以教材编写为主体,构建现代化教学资源数据库;以教学名师为引领,以队伍建设为抓手,组建老中青结合优秀教学团队;以实验室建设为依托,以虚实结合为手段,建设室内室外实验教学新平台;以科研合作为契机,以工程实践为主题,打造校企合作实践教学新基地的五措施并举、五内容并建的专业建设方案。提出了集教学创新团队、精品课程、品牌教材、特色实践教学基地于一体的碳储科学与工程专业建设模式。碳储科学与工程专业建设理念、教学方法、课程体系及应用成果将对同行专业具有借鉴作用。

沁南煤层气井产能影响因素分析及开发建议

通过比较山西沁水盆地南部57口煤层气井在1.5 a时间内的产气产水特征,分析了影响该区煤层气井产能变化的地质及工程特征因素,并提出相应的开发建议。结果显示:煤层埋深及地下水动力条件、含气量以及气井所处的构造部位是影响沁南煤层气井产能的主控地质因素;开发前的煤储层压裂改造规模、井底流压下降速度以及排采速度是重要工程因素。同时,提出了相应的参数指标:500～700 m的埋深,大于15 m3/t的含气量;早期排水期,采取比较大的降压幅度和比较大的排采冲次,分别为0.022 MPa/d和3.0次/min;出现产气高峰后,开始缓慢降压和降低冲次,分别为0.002 MPa/d和0.4次/min。

川东南-黔中及其周边地区下组合烃源岩元素地球化学特征及沉积环境意义

笔者采用ICP-MS测试分析技术,对川东南-黔中及其周边地区震旦-志留纪地层28件样品进行了B、V、Ni、Sr、Ba、Th、U等指示沉积环境的敏感微量元素做了系统测试分析,采用GB/T14506.28-93硅酸盐岩石化学分析方法和X射线荧光光谱法测定主要元素和微量元素含量,并探讨了Sr/Ba、V/Ni、V/(V+Ni)、Sr/Ca、Ca/Mg、Th/U比值与沉积环境的对应关系。分析结果表明,本区下组合沉积环境主要为半深海、深海及浅海滞流环境。元素空间分布的差异性反映了沉积环境的区域性变化。

沁水盆地南部煤层孔隙-裂隙系统及其对渗透率的贡献

基于常规孔渗测试、核磁共振、扫描电镜等分析,研究了沁水盆地南部煤储层孔隙-裂隙系统发育特征及其对渗透率的贡献。结果表明,煤样孔隙结构以吸附孔为主,渗流孔发育相对较差,可动流体孔隙度很小;多数煤样A类和B类较大裂隙所占比例不高,C类和D类较小裂隙较为发育;大孔孔隙度和微裂隙发育程度对渗透率影响最大。但本区煤样大孔孔隙度低,裂隙多被矿物充填,孔隙、裂隙之间连通性较差,对煤储层渗透率的贡献较小;多期发育的宏观构造裂隙可能对煤储层渗透性起到一定的改善作用。

黔西滇东典型矿区含煤地层热演化史分析

在系统研究黔西滇东地区构造特征、含煤地层发育及受热背景等基础上,运用BasinMod盆地模拟技术,探讨了格目底向斜及恩洪盆地含煤地层的埋藏史、热演化史,揭示出含煤地层成熟演化的阶段性。研究表明:黔西滇东地区煤变质作用主要受该区的沉积埋藏、岩浆热液和构造运动等多种因素控制,煤变质作用很不均匀;含煤地层被分割于众多独立次级向斜单元,总体上具有向斜控气的构造特征;格目底向斜晚二叠世煤现今处于焦煤—瘦煤阶段,镜质体反射率达1.7%左右,恩洪盆地则为气煤—肥煤阶段,镜质体反射率约1.0%。

低成熟油页岩的生排烃作用实验模拟

烃源岩的成熟演化特征对评价一个区域的油气产出背景意义重大。笔者选择准噶尔南部低熟油页岩作为试验样品,分别进行无水变温、等温变水及等水变温条件下的烃源岩热模拟实验,并依据油、气、固体残渣的定性定量检测,分析烃类相态与组成变化。得到以下结果:无水变温及等水变温实验中油产率均在300℃时出现最高值,而且在等水变温情况下,200℃时的产油率比不加水情况下明显增大;在等温变水情况下,生油量在加10mL水时最大;干气生成阶段,气态烃主要来自重烃裂解而不是高度演化的干酪根本身,400℃热解之后,剩余生烃率大约为5%左右;饱和烃在低温和极端高温时相对比例高,以正构烷烃为绝对优势组分;芳烃比例变化波动较大,以三环、四环芳烃为主,在400℃时达到最大值,在500℃时跌至最低值;非烃、沥青质相对比例变化与芳烃正好相反。

川东南—黔中及其周边地区下组合烃源岩稀土元素地球化学特征及沉积环境

川东南—黔中及其周边地区自晚震旦世早期以来沉积环境受后期构造运动改造的影响很大,对该区下组合烃源岩沉积古环境进行恢复有重要的地质意义。对研究区样品的稀土元素地球化学分析结果表明,该区泥岩和页岩的稀土总量最高,(∑LREE/∑HREE)和(La/Yb)_N及(La/Sm)_N等显示,烃源岩具有轻稀土元素富集的配分型式,整体上随地层时代变新陆源影响增强;轻稀土元素之间分异中等,重稀土元素之间分异不明显。δCe均呈现负异常,并随地层变老和灰岩岩性异常增强,反映了研究区总体沉积环境为较深海水环境。Eu呈弱的负异常,只有寒武系渣拉沟群、都柳江组和牛蹄塘组样品的δEu呈正异常,印证了黔东南地区当时处在深水陆棚和远离陆源的沉积环境。

中、上扬子区寒武—志留系高过成熟烃源岩热演化史分析

中、上扬子区寒武—志留系发育两套主力烃源岩:下寒武统牛蹄塘组页岩为主的烃源岩和下志留统龙马溪组连同上奥陶统五峰组笔石页岩为主的烃源岩.研究区曾遭受多期复杂的构造变动,烃源岩经历了不均一的抬升、变形、埋藏作用,导致烃源岩生烃演化的不连续性和分阶段性.基于详细的构造—埋藏史研究,烃源岩现今热演化程度分析,运用BasinMod盆地模拟技术,烃源岩生烃热模拟方法,深入研究了寒武—志留系烃源岩的埋藏史、受热史和生烃史,揭示出研究区寒武—志留系有机质生烃演化的阶段性和区域演化规律性,阐明了寒武—志留系烃源岩生烃作用发生的构造期次、时空分异特征等.认为鄂西—渝东区为下寒武统烃源岩主力生烃区,而川东南—黔中区为下志留统烃源岩主力生烃区.生烃热模拟实验再现了烃源岩生烃历程,借此探讨了高过成熟海相烃源岩剩余产烃潜力.

分步热解气相色谱在油页岩工艺性质评价中的应用——以准南大黄山芦草沟组油页岩为例

采用热解气相色谱技术,通过分步程序热模拟了大黄山油页岩的干馏过程,探索了油页岩在各温阶下各种油(气)品热解回收动态变化及其热解总回收率变化,理论上分析了产生这种变化的原因,论述了油页岩工艺特性及其控制因素,以期为精确评价油页岩工艺性质提供参数。研究结果表明:干馏热解过程主要分3个阶段,410℃之前烃类产物很少,并随温度增高而缓慢增加;450～510℃区间烃类产物迅速增加,占全部热解产物的70%,并在490℃左右达到最大值;510℃以后烃类产物较少,以气态烃产物为主。大黄山油页岩整体具有轻质油潜力优势特征,未来加工炼制温度控制在450～510℃即可基本保证油(气)回收率、有效获取轻质油。油页岩原始生烃潜力是控制油页岩工艺特性的主要因素,油页岩原始生烃能力越强,干馏高温阶段的重质油产物越多。

新能源地质与工程专业方向课程体系改革

本文根据新形势下新能源(主体为非常规油气资源)领域产业发展现状与人才知识结构需求情况,围绕新能源地质与工程专业培养目标和专业特色,对本专业本科生课程体系改革进行了系统分析。对比了改革前后的课程体系构成和课程设置内容,论述了本次课程体系改革的目的性和必要性。认为本次改革充分体现了与时俱进、凝练特色、突出创新、强化实践等特点,符合当今研究型大学本科创新人才培养标准。

“新能源地球化学”课堂中的学以致用

为了培养运用地球化学方法解决新能源尤其是非常规油气资源勘探与开发中实际问题的专业人才,笔者结合非常规油气资源自身特点,将学以致用教学理念实施于授课过程和考核中,提出几方面的应用方法:学好基础、揭露本质、机理应用;追溯同源、探索去向、发散应用;引出问题、分析问题、启发应用;反演过去、再现历史、延伸应用。

苏里格气田上古生界储层流体包裹体特征及成藏期次划分

苏里格气田是目前中国天然气探明地质储量最多的大型整装气田,也是未来中国最重要的天然气主产区之一。为确定苏里格气田上古生界天然气藏的天然气充注时间和成藏期次,利用LINKAM THMS600型冷热台和LABHR-VIS LABRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪,采用较先进的包裹体测试技术及分析方法,对该气田上古生界储层流体包裹体样品进行了测试分析。结果表明,苏里格气田上古生界储层流体包裹体主要包括富CO2包裹体、富CH4包裹体和富高饱和烃包裹体3种类型。流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为90-120℃和140-150℃。这表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期。利用包裹体测试资料,结合埋藏史综合分析表明：早侏罗世晚期—晚侏罗世晚期（距今190-154Ma）和早白垩世（距今137-96Ma）是苏里格气田上古生界天然气藏的主要成藏期。

煤变质作用对煤储层孔隙系统发育的影响

为了深入研究煤变质作用对煤储层孔隙系统发育特征的影响,通过镜质组反射率测试、压汞实验和低温液氮吸附实验等手段,探讨了BET比表面积与微孔体积的关系,分析了煤变质程度对孔隙度、微孔体积及BET比表面积的影响。结果表明:煤孔隙度随煤级的增高呈现高—低—高的变化规律,在Ro值为2.3%左右时达到极小值;微孔体积随煤级的升高亦呈现出高—低—高的变化规律;BET比表面积随微孔体积的增加呈线性增加趋势,并且随煤级的升高呈现高—低—高的变化规律,在Ro值为2.5%时达到最小值。另外,利用扫描电镜对部分沁水盆地高煤级样品进行观察,发现热成因孔普遍分布,这成为高煤级煤孔隙度和BET比表面积增大的重要原因。

彬长矿区水文地质特征及其对煤层气的控制作用

对彬长矿区水文地质特征进行了详细的论述,结合煤层实测含气性特征,探讨了水文地质条件对该区煤层气成藏的控制作用。研究表明:研究区构造简单,延安组煤系含水层与其他含水层不具明显水力联系,有利于煤层气富集成藏,同时使得煤系含水层地下水补给只能来源于区外侧向径流补给;矿区划分为3个水动力强弱不同的区域:侧向径流补给区、弱径流区和相对滞流区,其中位于矿区东南部的相对滞流区,也是水势低洼带煤层气汇集区,有利于煤层的富集成藏。同时,东南部煤层的含气量最高,说明该区水文地质条件确实对煤层气成藏起着关键作用。

黔西滇东地区煤层气储层孔隙系统与可采性

通过对黔西滇东地区采集煤样的孔渗测试、压汞孔隙结构和低温氮比表面及孔隙结构的测试分析,系统研究了典型区域煤层气储层的孔隙系统的发育特征。研究表明:黔西滇东地区煤储层孔渗发育受控于煤岩变质程度,呈现明显的区域性分布特征;研究区煤储层孔隙系统以微、小孔为主,其中又以微孔发育占优势,大孔和中孔相对不发育,BET比表面积及BJH总孔体积相对较大,煤储层吸附能力强;划分了研究区煤储层4类压汞孔隙类型和3类液氮孔隙类型,结果表明,盘关向斜煤储层的储集性能与渗流能力最好,其次为织纳煤田,格目底向斜和滇东地区储集性较好,渗流能力差;而织纳煤田的吸附能力和解吸能力最好,其余地区因不利孔隙结构或者孔隙类型形成的"瓶颈"影响了煤层气的吸附解吸。