深部煤岩地质特征及煤层气富集主控地质因素——以鄂尔多斯盆地东部M区为例

鄂尔多斯盆地M区上石炭统本溪组顶部8#厚煤层分布广泛,有机质热成熟度高。该区煤层埋深大、横向变化快、非均质性强,且煤岩基础地质特征及深部煤层气富集规律尚不明确、有利目标优选标准尚未建立,这严重制约了深部煤层气的高效勘探。为了促进深部煤层气的增储和高效产出,进一步发展鄂尔多斯盆地东部深部煤层气富集理论,基于研究区76口井的岩心观察、实验分析测试、扫描电镜、测—录井资料,结合三维地震资料,开展了深部煤层地质特征及煤层气富集主控因素两方面的研究工作,初步明确了该区深部煤层气的勘探潜力。鄂尔多斯盆地M区上石炭统本溪组顶部8#煤以焦煤—瘦煤为主,为中高阶煤;亮煤和半亮煤厚度为2~6 m;有机组分以镜质组为主,占比79.8%;工业组分表现为中高挥发分及灰分、固定碳丰富、低水分;煤岩储层孔缝发育,以原生孔隙为主,其孔隙主要由微孔和大孔组成;含气量介于16~25 m^(3)/t之间。鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气富集情况主要受煤储层、构造2个因素控制。以6 m以上的厚煤层发育区、远离断裂带(断距小于5 m)的裂缝发育区、微构造高点作为深部煤层气有利勘探区优选原则,优选出8#煤有利勘探面积共207 km^(2),其中Ⅰ类区97 km^(2),Ⅱ类区110 km^(2)。

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区致密油富集高产主控因素

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区油藏储层致密,具有良好的油气勘探潜力,但致密油富集高产的主控因素不明确,严重制约着该区的高效勘探开发。利用地震、钻井、测井、地球化学和生产动态资料,开展研究区油藏地质特征研究,梳理延长组8段(以下简称长8段)致密油成藏条件,建立其主要成藏模式,识别致密油富集高产的主控因素。研究表明:①延长组7段(以下简称长7段)优质烃源岩及上部泥岩盖层广泛展布,长8段水下分流河道有利储层发育,油气由长7段烃源岩向下充注到长8段砂体中,圈源匹配及保存条件有利,形成了致密砂岩油藏;②储集砂体的规模及物性控制着石油储量及含油气丰度,燕山期构造形成的裂缝改善了致密砂岩物性,对应的裂缝发育区是日产油量大于1 t的主要区域;③水平段钻遇断距较小的正断层上升盘开发效果较好,水平段钻遇断距较大的正断层下降盘开发效果较差,有利储集相带、有效裂缝改造和井位配置关系是控制致密油富集高产的主要因素。研究成果对研究区后续井位部署及油藏开发具有指导意义。

四川盆地泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段页岩气地质特征与富集高产主控因素

近年来,四川盆地泸州地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组龙一_(1)亚段多口页岩气井测试获得高产气流,展示了该区良好的页岩气勘探开发前景。为了更好地推进该区页岩气高效勘探与精细开发,以泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段富有机质页岩段为研究对象,分析了小层和沉积微相纵横向展布特征、不同沉积微相页岩储层品质差异性,明确了研究区优势页岩沉积微相和页岩气富集高产主控因素。研究结果表明:①泸州地区五峰组-龙一1亚段可细分为五峰组、龙一_(1)^(1)小层、龙一_(1)^(2)小层、龙一_(1)^(3)小层、龙一_(1)^(4)小层5个层段,其岩性、电性、生物化石等特征具有分段性;②研究区五峰组-龙一_(1)亚段共发育9种沉积微相,其中强还原泥质硅质陆棚、强还原含粉砂硅质陆棚、强还原粉砂质钙质-硅质陆棚为最优势沉积微相,页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气性、高脆性的“四高”特征,主要发育于龙一_(1)亚段1~3小层;③深水沉积强滞留环境是优质页岩发育和高产的基础,异常高压和高含气量是高产的保障,有效压裂效果是实现高产的关键。

双高矿井地质保证技术条件的探讨

将双高矿井地质工作划分为三个层次：井田范围主采煤层开采地质条件评价；采区采前地质条件探查；综采工作面地质条件超前探测。阐述了各层次要达到的目标、工作内容和相应的技术措施。提出了对双高矿井地质保证技术条件的看法，展示了矿井地质工作由“粗放型”向“集约型”转变的发展方向。

川东北元坝、马路背地区上三叠统须二段石英砂岩储层天然气产能差异的原因

元坝地区和马路背地区是四川盆地东北部(川东北)上三叠统须家河组二段的主要产气区,均为以石英滩坝相储层为主的岩性气藏,但二者的产能差异较大(前者低后者高)。为此,基于前人的研究成果和新收集的分析化验、地震剖面以及测录井资料,从沉积环境、储层成岩作用和成藏条件模式等方面入手,探讨了上述两个地区须二段石英砂岩储层天然气的富集高产稳产规律及差异性。结果表明:①尽管大巴山物源区提供的沉积物质、马路背地区的古地貌和水动力条件等均有利于可溶填隙物保存,马路背地区经历的强构造运动也有助于形成网状裂缝提高储层的连通性,但受制于岩石本身石英颗粒含量和造缝规模程度,沉积和储层成岩作用均不能成为上述两个地区须二段储层天然气聚集存在巨大差异的主要因素;②由于马路背地区存在断距大、纵深远的深源逆断层,不仅使得上覆须三段烃源层与须二段储层对接,还沟通了下伏海相烃源层,天然气可以沿侧向+垂向持续向石英砂岩储层运移,形成"双重供烃、立体输导"的复式成藏模式,这才是该区M101井实现天然气高产稳产的关键因素。

气象条件和栽培因素对高产小麦生长发育的影响研究

研究了不同年份的温、光、水对高产小麦生长发育的影响,探明了影响小麦冻害、最高群体及穗数、穗粒数和千粒重的主要气象因子与次要因子;提出了最佳播期、适期上限、适期下限播种的冬前主茎叶龄数;确定了冬前不同主茎叶龄数与播种期、播种量的关系;明确了在中、上等土壤肥力条件下公顷产量为7 500.0～9 000.0 kg的施肥量,氮肥基施、冬前和拔节期追施的比例;制定了冬前肥水的积温指标和拔节肥水的生物学指标。研究成果可作为黄淮海地区小麦高产栽培的参考。

四川盆地东部页岩气甜点评价体系与富集高产影响因素

四川盆地东部南川地区处于高压—常压过渡带,页岩气储层埋藏以深层、中深层为主,地质条件复杂,单井产气量差异大。为了揭示该区页岩气富集高产的影响因素,基于典型井钻井资料及试气成果,分析了该区页岩气地质特点,建立了页岩气甜点目标评价体系,划分了甜点区,明确了不同甜点区页岩气生产特征,探讨了页岩气富集高产的影响因素。研究结果表明:①南川地区沉积及地球化学特征基本一致,但受多期构造改造作用的影响,由北向南、自西向东,具有孔隙度增加、压力系数变小、含气性变差、地应力变小的特征;②基于分形理论,建立了包含总有机碳含量在内共计6项参数的储层分级评价标准,明确①—③小层为Ⅰ类储层,是页岩气勘探甜点段;③建立了以"物质基础、保存条件和体积改造"3大类13项为评价参数的定量化页岩气甜点目标评价体系及标准,优选出平桥背斜为Ⅰ类甜点区,东胜南斜坡、东胜背斜、平桥南斜坡为Ⅱ类甜点区;④页岩气生产特征具有分区性,Ⅰ类区具有高产气、低产液、稳产期长且产量递减慢的特征,单井测试页岩气产量和估算最终可采储量较高;⑤页岩气水平井产能主要受控于沉积相带、保存条件和体积改造程度。结论认为,该研究成果可以为四川盆地盆缘区页岩气高质量勘探和规模效益开发提供指导和参考。

“双源”控制的窄河道致密砂岩气富集高产模式——以四川盆地金秋气田中侏罗统沙溪庙组为例

四川盆地中部金秋气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气资源潜力大,但该区致密砂岩气高效勘探开发面临着诸多技术难题,亟须开展致密砂岩气富集高产主控因素及模式研究,进而明确该区天然气富集高产规律,为有利区优选和高产井部署提供理论依据。为此,以金秋气田沙溪庙组二段一亚段(以下简称沙二1亚段)窄河道砂岩为研究对象,利用钻井岩心、测井、地震及生产动态资料等,厘清了天然气分布特征,明确了天然气富集高产主控因素,构建了“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式。研究结果表明:①不同砂组不同河道段含气性差异大,高产井主要分布于6号砂组JQ5H井区东北部、ZQ1井区东南部,8号砂组QL16井区中南部及东部、JQ8井区中西部、JQ5H井区西北部,9号砂组ZQ1井区东南部。②沙二1亚段天然气富集高产受控于优越的烃源岩条件、优质储层的发育程度和高效输导体系。③在优越的烃源岩条件下,砂体连通性好且发育有利的断—砂“V”字形组合砂体的天然气充注动力强、充注阻力小,天然气充注程度较高,易形成天然气富集高产区。④东部的JQ5H井区和ZQ1井区,与角1号断裂“V”字形对接的连通砂体内Ⅰ、Ⅱ类储层占比高的河道段为天然气富集区;以须家河组为主要气源的西部QL16井区和JQ8井区,高产井分布在西南部河道砂体连通性最好的8号砂组,自西南向东北压力损失小且持续保持好,为天然气富集区。结论认为,“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式揭示了四川盆地金秋气田沙溪庙组致密砂岩气富集高产规律,支撑了该区致密砂岩气高效勘探开发,并为相似地质条件下的气田的勘探开发提供参考。

延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

延川南区块属于深部高阶煤煤层气藏,受地质条件影响,区块单井产能差异大。结合煤层气开发动态资料,分析区块煤层气井富集高产主控地质因素。研究表明,气井产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制,构造控制煤层气富集成藏,矿化度表征水动力强弱并影响煤层气保存,煤体结构制约储层改造。高产井主要位于埋深800~1200 m的局部微幅隆起带翼部以及构造平缓区,地层水矿化度(3~10)×10^(4)mg/L,原生–碎裂煤厚度大于2.5 m,日产气量大于1000 m^(3);中产井位于埋深大于1200 m的万宝山西部构造平缓区,矿化度大于10×10^(4)mg/L,日产气量500~1000 m^(3);而低产井主要靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育的断裂–凹陷带,矿化度低于0.3×10^(4)mg/L,原生–碎裂煤厚度小于2.5 m,日产气量低于500 m^(3)。区块产能的平面变化证实,构造是深部煤层气高产的主要控制因素。深部煤层气藏构造活动不发育的条件下储层渗透率极低,可改造性差,难以获得高产,构造活动的增强达到了改善储层目的,背斜轴部附近产生裂隙增加储层渗透性,易于煤层气富集和储层改造,局部小断层形成微裂缝,有利于煤层气解吸渗流,但是,构造活动较剧烈的断层以及凹陷带附近形成煤层气逸散通道,不利于煤层气的富集高产。

阜康向斜煤层气开发高产关键地质要素

在前人划分的阜康向斜煤层气开发地质单元的基础上,结合煤层气井测井和生产数据,研究了阜康向斜煤层气井高产地质特征。结果表明,在阜康向斜已经划分的14个煤层气开发地质单元中,滞留区煤矿床层间裂隙水主要来源于上覆松散岩类孔隙潜水和同层含水层的侧向补给,在水力封闭或封堵作用下,煤层气易成藏,产量高于径流区;由于埋深对储集层垂向应力的影响,使得中部埋深滞留区渗透性好,产量高于深部滞留区;利用双侧向电阻率测井曲线判断煤层裂隙发育程度,深部轻微变形储集层渗透性较好,产量高于严重变形储集层;煤系非常规天然气的联合开发有助于煤层气井高产。

页岩气富集高产主控因素分析——以四川盆地涪陵地区五峰组—龙马溪组一段页岩为例

以四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩为研究对象,综合岩心观察、地化分析、测井和地震资料,分别从页岩气富集和高产两方面开展主控因素系统分析,明确有机碳含量、微-纳米尺度孔隙和保存条件是页岩气富集主控因素。其中有机碳含量不仅是评价页岩原生品质的重要参数,同时影响微-纳米尺度孔隙发育特征,而保存条件是页岩气富集的重要基础保障。页岩气高产受脆性矿物含量、埋深、构造形态和裂缝因素影响,其中脆性矿物含量越高,页岩可压性越好;页岩埋深及构造形态对于地应力影响较大,从而影响页岩储层的压裂改造效果;裂缝的发育导致压裂过程中压力的定向性泄压,无法形成有效复杂缝网。

川西北地区双鱼石区块二叠系栖霞组气藏储层特征及高产模式

四川盆地西北部双鱼石地区二叠系栖霞组气藏为构造-岩性复合型气藏,气藏埋深7 500 m左右,储层平面分布具有一定非均质性,单井测试产量存在较大差异。为实现少井高产效益开发目的,尽快摸清栖霞组气藏高产主控因素尤为重要。通过对储层特征、单井产能控制因素的详细分析。结果表明:①栖霞组储层主要发育于颗粒滩经一系列成岩改造形成的白云岩中,根据储层特征分为孔洞型储层和溶洞型储层;②高产井多为孔洞型储层,而溶洞型储层产能较低;③高产井储层在成像测井上表现为较多暗色斑点,而溶洞型储层则表现为暗、亮斑状混杂的特征。

黄陵矿区富油煤焦油产率特征及主控地质因素分析

笔者以各煤矿钻井、测井及勘探报告等资料为基础,采用井下调研、试验分析及数理统计等方法,结合前人的研究结果,对黄陇侏罗纪煤田黄陵矿区煤炭资源的煤层特征、煤的焦油产率特征、富油煤主控地质因素及资源潜力进行了详细分析和评价。研究结果表明,矿区主采煤层为2号和4-2号煤,属于中厚煤层。2号煤原煤焦油产率主要介于2.40%~13.40%之间,平均值为9.00%;4-2号煤原煤焦油产率主要介于5.20%~14.60%之间,平均值为9.23%,总体属于富油煤;矿区富油煤发育的主控地质因素为成煤沉积环境、成煤物质条件、煤化程度及煤显微组分等;高油煤在金咀沟、东方及党家河煤矿较发育,富油煤在党家河、集贤、牛石沟、黄陵二号及瑞能煤矿较发育。

马铃薯高产栽培的最优平衡不完全区组试验设计与分析

为了研究品种及栽培方式对马铃薯产量的影响及显著程度,引入最优平衡不完全区组试验设计。结合一次马铃薯高产栽培试验,在SAS环境下,完成最优平衡不完全区组试验设计,得到试验数据,利用方差分析法对试验结果进行了数据分析。结果表明:品种和栽培方式对马铃薯产量有显著影响,品种栽培互作对马铃薯产量无显著影响,试验筛选出了适合该地区土壤和气候条件的品种及栽培方式。该研究方法可以拓展应用于马铃薯以外的其它作物高产技术领域的试验设计和分析。

影响页岩气高产的地质因素分析

本文主要对页岩气特征,页岩气高产的地质因素相关内容进行了阐述,以期为我国的能源开发提供依据。

夏盐11井区低渗断块油藏高产主控地质因素分析

本文主要对夏盐11井区低渗断块油藏产能分布及高产主控地质因素的分析,从分析结果可知,在油藏后期调整过程中,应该重点关注中砂岩厚度较大的剩余油井段和区域。

基于地质主控因素的阜康示范区煤层气富集高产特征研究

本文以新疆阜康白杨河示范区为研究对象,基于研究区煤储层渗透率好、煤层厚度大的特殊性,依据钻井取心解吸实测数据,结合测井资料分析研究影响煤层气储层含气、孔渗特征的地质因素,建立研究区煤层气富集与开发的地质评价体系,进行研究区煤层气富集高产研究。研究表明研究区的东部和西部为煤层气富集高产区,中部相对较弱,研究区呈现高产-低产-高产-低产的交替规律,且与产能展布具有良好相关性。

沁水盆地煤层气富集高产区定量评价

从煤层气成藏过程及其构造控制、沉积作用对储盖组合的影响、水文地质控制动态含气量、高产影响因素及控制机理5个方面,重点总结了沁水盆地煤层气富集高产地质理论新进展。研究认为:构造演化控制成藏过程、沉积及水文地质控制保存条件,进而影响煤层气富集;地层能量、渗透性及局部构造影响煤层气渗流,进而控制高产;富集与高产是煤层气勘探开发过程中的2个层次,高产分析是在富集区评价基础上开展的进一步评价。基于此,结合大量的生产实践数据分析,厘定富集、高产2个递进的评价目标、细化为4个层次共21个主控因素,采用层次分析、定量排序、模糊数学、数值模拟等方法,以沁水盆地为刻度区开展富集高产区评价,建立定量化评价指标体系,优选沁水盆地樊庄、潘庄、郑庄、马必、夏店、安泽、柿庄南7个富集有利区,以及在富集区内的潘庄、樊庄南、樊庄北、马必东、夏店南、郑庄南、安泽7个高产有利区。

昭通示范区页岩气富集高产的地质主控因素

昭通页岩气示范区具有'强改造、过成熟、杂应力'特征,页岩气富集高产控制因素复杂。为实现页岩气规模高效勘探开发,应用昭通页岩气示范区实际勘探开发资料,系统总结了昭通页岩气田富集高产的地质主控因素,认为:(1)海侵体系域富碳高硅页岩为页岩气的富集提供物质基础。海侵体系域的贫氧—厌氧的深水环境,沉积速率慢,硅质生物繁盛,有利于富有机质页岩的形成与保存。海侵体系域(五峰组—龙马溪组一段1亚段3小层)富碳高硅页岩,有机质孔和微裂缝发育,吸附能力和含气性强,且可压性好。(2)适当的后期构造改造与高压封存箱的有效保存是富集高产的关键。昭通示范区北部中生界复向斜位列构造转换带,改造强度适中,3组方向最大主应力汇聚的复向斜槽部,网状缝发育,具有多元汇聚成藏优势。前期良好的顶底板封盖所形成的高压封存箱,在晚期适度抬升中得以有效保存。以昭通示范区页岩气富集主控因素为指导,优选龙马溪组一段1亚段1小层—2小层为甜点层段,其北部的黄金坝、紫金坝、云山坝及大寨区块为页岩气富集区,后期构造改造强度不同则导致了不同构造部位甜点区页岩气富集高产的差异性。