Evolution of pore fluid of low porosity and permeability reservoir in Qinnan Sag:a case study of 29-2 structurein Qinhuangdao area

The southeast depression of Qinnan Sag is a potential oil-gas exploration region in the Bohai Sea area. With the analysis of large quantity of rock thin sections,scanning electron microscope and the physical property data of reservoir,the authors studied the petrological characteristics and the evolution of pore and fluid of sandstone in the deeper strata in 29-2 structure in Qinhuangdao area. The results show that the evolutionary tendency of Paleogene sandstone reservoir porous fluid in research area is changed from alkaline porous fluid to acidic porous fluid,and back to alkaline porous fluid. There are three stages of reservoir porous evolution in Qinhuangdao area,namely sharp decrease in porosity due to mechanical compaction,increase in porosity because of corrosion and dissolution,and remarkable reduction owing to carbonate cementation.

沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1100~1200 m和800~1000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1500 m^(3)以上、排量12~15 m^(3)/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1000 m^(3)以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2000、150 m^(3)以上,排量达到15 m^(3)/min以上开发效果较好,单井产量突破18000 m^(3)。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

压汞法和液氮吸附法在高阶煤孔隙结构表征中的适用性

沁水盆地南部煤储层是中国典型的高阶煤储层,也是我国煤层气开采的重要基地,其煤孔隙结构表征对煤层气开采、CO_(2)封存及瓦斯突出危险性评价等至关重要。选取沁水盆地样品,采用压汞法和液氮吸附法分别对煤样孔径分布和孔隙形态进行了测试计算。结果表明:相比压汞法,氮气吸附法所测孔体积随孔径的变化率随孔径增加而缓慢上升,孔径所对应的dV/dlgD-D值低,其结果更符合高阶煤微小孔径特征;对比采用压汞法和液氮吸附法所测试的孔隙形态,并结合测量孔径值和典型矿区高阶煤孔隙特点,发现采用液氮吸附法所测得的孔隙形状可以更好地表征高阶煤微小孔径特点。因此,高阶煤孔径5~50 nm孔隙结构表征宜采用液氮吸附法。该研究结果为沁南盆地南部高煤阶孔隙结构精细表征提供了理论依据和实践经验。

低勘探程度地区烃源岩生烃特征研究——以渤海海域秦南凹陷为例

渤海海域秦南凹陷勘探程度低,亟需开展各洼陷烃源岩生烃特征的精细研究以揭示油气勘探潜力和勘探方向。基于地质类比方法,在合理选择地质模型及地质参数的基础上,利用BasinMod盆地模拟软件重建了秦南凹陷各洼陷烃源岩埋藏史、成熟度史和生烃史。结果表明,受差异性沉降和沉积的控制,东洼烃源岩成熟时间早且持续成熟时间长,现今已进入成熟—高成熟阶段(R_(o)=1.0%~2.0%),2次生烃作用分别发生在渐新世和中新世至今,生烃能力强;东南洼烃源岩成熟时间晚且持续成熟时间短,现今已进入中成熟阶段(R_(o)=0.7%~1.0%),主要生烃作用发生在中新世晚期至今,生烃能力强;西洼烃源岩普遍处于低成熟阶段(R_(o)<0.7%),主要生烃作用发生在上新世至今,生烃能力弱;层位上,各洼陷烃源岩生烃能力总体表现为沙三段>沙一段>东三段。秦南凹陷具有较好的油气勘探潜力,应紧紧围绕东洼和东南洼洼槽带及其斜坡带油气运移优势指向区选择有效圈闭进行钻探。

基于卫星重力异常的渤海盆地秦南凹陷及邻区构造格局研究

渤海盆地是我国目前发现海上油气田最多的地区,秦南凹陷作为渤海盆地中的潜在富油气凹陷,具有较高的勘探潜力,对凹陷及邻区的构造格局研究具有重要意义和应用价值。本文利用卫星重力异常,通过校正陆域地形和海水的影响得到布格重力异常,采用归一化总水平导数垂向导数(NVDR-THDR)、欧拉反褶积、最小曲率位场分离和双界面模型重力场快速反演等方法得到了断裂的平面分布和视深度、新生界厚度以及构造单元边界;结合地质及地球物理资料,分析了研究区内主要断裂和构造单元的分布特征及地球物理特征。研究表明秦南凹陷及邻区的断裂主要呈NE向、NEE向和NW向展布,断裂视深度以1~10 km为主,在控坳断裂的部分位置及众多断裂交汇处达到了15~25 km;新生界厚度在0~11 km,构造单元呈NE向和NEE向交替分布,其边界大多受断裂控制;通过进一步研究,将秦南凹陷西侧的洼陷划归为乐亭凹陷,对其他构造单元的边界也进行了调整。本次断裂分布和构造单元分布特征的研究结果能为秦南凹陷的油气勘探提供一定的地球物理支撑。

沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术

针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。

幔源CO_(2)对渤海海域秦皇岛29构造带油气成藏的影响

秦皇岛29构造带是渤海海域为数不多的典型高含CO_(2)气体的油气带,研究油气充注与高丰度CO_(2)气体运移、聚集之间的相互关系,对于油气勘探和CO_(2)气藏的发现都具有重要意义。基于原油饱和烃和芳烃等地球化学实验分析结果以及流体包裹体岩石学特征等,系统开展了CO_(2)气体充注与秦皇岛29构造带油气成藏的相互关系及影响,研究并深入探讨了秦皇岛29构造带高含CO_(2)气体的油气藏形成机理。研究认为:①构造带油气主要赋存于沙河街组一段(沙一段)和东营组,油气来源于秦南凹陷沙一段和沙三段烃源岩,以沙一段为主;②构造带油气藏经历了两期油气充注事件,早期以原油充注为主,运移方向以横向为主,石油自北向南沿着砂体运移,由秦南凹陷运移至凸起带,晚期发生了岩浆热流体引起的气体瞬时充注事件,以垂向运移为主,富含烃类的超临界CO_(2)流体先沿着深大断裂向上运移,进入主力油层后,自南向北横向运移;③构造带油气藏气洗作用比较明显,形成了主力油气藏底部富集稠油和沥青、中部为轻质油、上部为凝析油,以及顶部以CO_(2)气体为主要气层的油气分布格局。

渤海湾盆地秦南凹陷油气成藏主控因素分析

秦南凹陷经历了46年勘探,只发现了秦皇岛29-2油气田,尤其是近9年勘探无一油气田发现,勘探工作陷入困境。为了弄清秦南凹陷油气成藏主控因素,指明油气勘探方向,利用三维地震、钻井及化验资料,梳理基础石油地质条件,通过已钻井成败分析和类比研究,明确各储盖组合的成藏主控因素,并预测有利勘探方向。研究表明:①秦南凹陷沙三段、沙一段烃源岩发育,TOC为1.5%~4%,类型为Ⅰ—Ⅱ1型,资源潜力大,发育潜山、沙河街组-东营组、馆陶组-明下段三套储盖组合。②潜山下组合成藏主控因素为储层非均质性;沙河街-东营组中组合成藏主控因素为圈闭有效性;馆陶-明化镇组上组合成藏主控因素为油源断层的运移能力。③东洼与东南洼间低隆起、东洼西斜坡、东洼和东南洼大断层下降盘,分别是下、中、上组合今后的有利勘探区带。本研究成果为今后秦南凹陷油气勘探提供了依据,也为类似地区油气勘探工作提供可借鉴的思路。

沁南高煤阶煤层气勘探开发标准体系现状及方向

煤层气与常规油气在成藏方式、储层特征、排采方式、集输方式等方面有显著差异,需要有适应煤层气行业的标准体系。中国石油华北油田公司在沁南高煤阶煤层气勘探开发过程通过完善标准制度、加强标准与科研融合、注重人才队伍管理等措施,初步形成了煤层气勘探开发生产技术标准体系,支撑煤层气行业高质量发展。

秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域

2009年钻探凹陷南侧的QHD29-2构造,揭示了千万吨储量的构造岩性复合凝析油气藏。秦南凹陷总体上研究程度比较低,文中从烃源岩有机质地球化学特征、生烃史模拟和油气优势运移路径模拟方面探讨了秦南凹陷勘探潜力和有利区带。秦南凹陷发育3套烃源岩,沙河街烃源岩为好烃源岩,其中沙一段烃源岩具有较强非均质性;东下段烃源岩为中—好烃源岩。油气运移模拟表明:QHD22-2和QHD22-1不在油气运移路径上导致油气贫化;石臼坨凸起油气田应有秦南凹陷的贡献;辽西低凸起南末端和秦南1号断裂的下盘等圈闭为有利勘探区。

沁南–夏店区块煤储层等温吸附特征及含气量预测

煤的吸附能力是决定煤层含气量大小和煤层气开发潜力的重要储层参数。通过对沁南–夏店区块二叠系山西组3 号煤层72 个煤样进行等温吸附实验，剖析了3 号煤层煤的吸附性能，建立了基于Langmuir方程的煤层含气量预测方法，揭示了研究区3 号煤层煤的吸附性能及含气量分布。研究结果表明，沁南–夏店区块3 号煤层主要为贫煤和无烟煤，煤的空气干燥基Langmuir 体积为18.15~34.75 m3/t，平均29.36 m3/t；Langmuir 压力为1.47~2.71 MPa，平均2.03 MPa；煤储层压力梯度0.11~1.06 MPa/hm，平均0.49 MPa/hm，煤储层压力随着煤层埋藏深度的增加而增高；煤层含气饱和度整体呈欠饱和状态。通过预测模型预测研究区3 号煤层含气量2.87~24.63 m3/t，平均13.78 m3/t，且随着埋藏深度的增加而增高，其含气量相对沁水盆地南部偏低。煤储层含气量分布主要受控于本区煤层生气、储气和保存等因素。

沁南东区块煤储层特征及煤层气开发井网间距优化

煤层气井网优化与部署是煤层气开发方案的重要组成部分,合理的井网布置可大幅度提高煤层气井产量,降低开发成本。针对这一问题,以沁水盆地沁南东区块为依托,系统分析了研究区煤层条件、煤层含气量和渗透性分布特征;通过数值模拟计算不同井网方案下的生产动态,提出了综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数确定合理井网井距的优化方法。研究结果表明,研究区山西组3号煤层厚度4～6 m,平均5. 61 m,煤层埋藏深度在417. 93～1 527. 49 m。煤层含气量2. 87～24. 63 m3/t,平均为13. 78 m3/t,且随着煤层埋藏深度的增加,煤层含气量按对数函数规律增高。煤层渗透率较低,试井渗透率为0. 01×10-15～0. 2×10-15m2,平均为0. 06×10-15m2,且随着埋藏深度的增加煤储层渗透性呈指数函数降低。根据研究区煤储层条件,对不同埋藏深度煤层气井的井网间距进行了产能模拟计算,并综合考虑累积现金流和采收率等经济评价参数,确定了不同煤层埋藏深度煤层气井合理井网间距,500 m以浅的区域为350 m×300 m,在500～1 000 m的区域为300 m×250 m,在1 000 m以深的区域为250 m×250 m,实际井网部署实施时应根据实际地质条件适当调整,这些认识为本区煤层气开发制定合理的井网间距提供了参考。

煤层气井排采过程中煤储层水系统的动态监测

为了研究煤层气井排采过程中煤储层水系统的动态传播特征,基于煤系不同岩层不同含水状态的导电性差异,在沁南地区选择一口煤层气排采井,分别在该井排采前、排采半年后进行了煤储层水系统瞬变电磁动态探测。在该井排采范围内设置400 m×300 m的矩形测网,垂直地层走向布置16条测线,每条测线上布置400个测点,在测网内部形成20 m×10 m的观测坐标网格,通过数据采集、资料处理与定量解释,获得排采前、排采半年后各测线、测点煤系视电阻率对比图、视电阻率拟断面对比图、视电阻率顺层切片图,分析结果表明排采前煤储层水系统分布相对较均一,排采半年后煤储层水系统非均质性十分明显。在连通性差的区域,排采半年后煤储层水系统中静水储量部分被排出,煤层及其顶板砂岩视电阻率有不同程度地升高;在连通性较好区域,由于地下水动态补给,煤层及其顶板砂岩视电阻率降低。

一种酸淋滤成因的含钼石英脉——来自小秦岭北矿带大湖-秦南矿区的证据

大湖-秦南钼矿床位于小秦岭金矿田北矿带,属于东秦岭钼钨成矿带小秦岭-外方山成矿亚带。其矿床类型为含钼石英脉型,与小秦岭北矿带含金石英脉空间上伴生。根据野外地质观察、PIMA测试等结果,对大湖-秦南含钼石英脉的产出、矿石结构构造、蚀变特征进行了研究。含钼石英脉为奶白色,易碎,发育蜂窝状、团块状、角砾状构造。角砾成分为太华群片麻岩角砾、细脉状浸染状辉钼矿化的中生代花岗斑岩角砾等。蚀变有钾化、硅化、绢云母化、高岭土化以及硬石膏化等。根据野外地质特征,蚀变可分为早期钾化+硅化+绢云母化+黄铁矿化+辉钼矿化,晚期为硅化+高岭土化+硬石膏化等。含钼石英脉中的围岩角砾或多或少地发育高岭土化。辉钼矿化主要充填于石英脉的裂隙和蜂窝中。根据包裹体显微测温数据推测含钼石英脉的成矿温度为134～463℃。含钼石英脉中的δ18 O石英值为10.7‰～11.5‰,δDH2O为-96‰～-110‰;这一特征反映了既有岩浆水,也有变质水和天水的参入,高岭土δ18 O为0.1‰～2.3‰,反映了热液成因。黄铁矿δ34S值为-5.778‰～-7.841‰,以富含轻硫为特征,反映了其形成时有生物硫参入。在此基础上,通过区域地质分析,讨论了高岭土化的成因,进而认为大湖-秦南含钼石英脉很可能是与秦岭造山带在245～211Ma全面陆陆碰撞过程有关的花岗斑岩侵位形成的斑岩型钼矿体,在后期金矿形成时,在酸性热液淋滤下进一步富集。

沁南地区煤层气的解吸特征实验研究

通过对沁南地区煤的等温吸附解吸实验,获得30℃时不同压力点煤的含气量数据,并对实验数据进行数学拟合分析,同时考虑两者之间量纲,进而归纳出沁南地区煤层气的解吸量与压力的关系呈幂指数函数关系。

小秦岭地区大湖-秦南钼矿床矿化类型、Re-Os定年及找矿方向

小秦岭地区大湖-秦南钼矿床位于华北地台南缘,属于小秦岭-外方山成矿亚带。矿化类型可分为含钼次生石英岩型和细脉浸染型。含钼次生石英岩型矿石构造有角砾状构造、团块状构造、蜂窝状构造、细脉网脉状构造和块状构造;蚀变以细脉浸染状钾化、硅化、碳酸盐化、高岭土化、硬石膏化为特征。细脉浸染型矿化通常与花岗质岩石关系密切,偶尔也见于含钼次生石英脉边部的片麻岩中;蚀变通常为钾化、硅化、绢云母化和少量的黄铁矿化、高岭土化、碳酸盐化等。含钼次生石英岩型含有含钼花岗质岩石角砾。野外证据表明,含钼花岗质岩石向含钼次生石英岩内部表现为,含钼花岗质岩石角砾逐渐变小,并逐渐被含钼次生石英岩包裹,含钼石英脉增厚,高岭土化、硬石膏化增强。这一特征反映了二者之间的成因联系。两种矿化类型中获得的12件辉钼矿Re-Os模式年龄分别为(223.6±4.1)^(196.1±3.0)Ma以及(197.8±3.2)和(196.1±3.3)Ma,Re-Os同位素等时线年龄为(199+14/-25)Ma。这些年龄数据表明,该区的成矿作用发生于印支期或早燕山期。钼矿化时空上与花岗斑岩脉和正长斑岩一致,含钼花岗质岩石的矿化和蚀变样式与斑岩型矿床类似。辉钼矿中w(Re)为0.894×10^-6~2.964×10^-6,反映钼成矿物质来源于地壳。这一时期,区域上以碱性岩岩脉产出为特征,因此本区成矿作用形成于陆内伸展环境下,应注意找寻与印支期花岗质岩石有关的斑岩型钼矿床。

沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

我国煤层气平均单井产量偏低,如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件,选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例,基于大量的试验数据和工程实践,提出影响煤层气开发效果的主导地质因素,总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性,优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明:影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造;对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层,选择水平井开发更为高效;断层对煤层气开发影响较大。

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层砂砾岩优质储层发育的控制因素

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层沙一、二段普遍发育扇三角洲相的砂砾岩低孔低渗储层,局部层段发育高孔高渗带,储集空间以溶蚀孔、生物体腔孔为主,有利储层发育机理与目前所发现的一般致密砂砾岩不完全相同。利用岩心、铸体薄片、埋藏史及流体包裹体等分析手段,对秦南凹陷中深层沙一、二段砂砾岩优质储层发育特征和控制因素进行了研究。结果表明:研究区沙一、二段扇三角洲砂砾岩中常夹含螺砂砾岩,属于扇三角洲间歇性废弃的水下分流河道经波浪改造后,与螺屑混合沉积而成。砂砾岩中方解石胶结作用比较强烈,是储层致密的主要原因。含螺砂砾岩是优质储层发育的主要岩石类型。颗粒支撑、分选较好、螺化石富体腔孔、具一定程度的早期隐晶白云石包壳胶结的砂砾岩是形成优质储层的主要岩性因素;因颗粒支撑造成压实程度弱,成岩流体易于渗入,酸性孔隙水对中酸性火山岩岩屑、白云石胶结物和长石的强烈溶蚀,过早注入的油气对孔隙的后期保护,是砂砾岩优质储层发育的主要成岩因素。这种有利储层的形成机理,对陡坡带半咸水环境下的致密砂砾岩储层油气勘探具有较好的参考意义。

沁南潘河区块15号煤煤层气高效开发技术

本文在系统分析制约15号煤开发关键地质问题的基础上,总结了第一批15号煤12口试验井产气效果未达到预期的主要原因,针对性提出了15号煤煤层气开高效开发技术。研究结果表明,影响15号煤层开发的主要地质条件为15号煤层顶底板灰岩稳定发育且局部高含水,同时,局部高含H2S,制约15号煤开发先期开采效果的主要原因为开发工艺技术与地质条件不匹配,在此基础上提出了以L型水平井为主要开发井型,采取开发有利区优选、井型井网优化、批钻项目管理、储层保护、螺杆泵配套地面回注水排采工艺技术等技术策略进行15号煤单采试验。现场应用结果表明,采取调整后开发策略技术应用效果较好,试验井稳产阶段单井产量最高达到32000m^3/d、平均单井产量10000m^3/d。

层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。