Coalbed Methane-bearing Characteristics and Reservoir Physical Properties of Principal Target Areas in North China

The coalbed methane (CBM) resources in North China amounts up to 60% of total resources in China. North China is the most important CBM accumulation area in China. The coal beds of the Upper Paleozoic Taiyuan and Shanxi formations have a stable distribution. The coal reservoir of target areas such as Jincheng, Yanquan-Shouyang, Hancheng, Liulin, etc. have good CBM-bearing characteristics, high permeability and appropriate reservoir pressure, and these areas are the preferred target areas of CBM developing in China. The coal reservoirs of Wupu, Sanjiaobei, Lu'an, Xinmi, Anyang-Hebi, Jiaozuo, Xinggong and Huainan also have as good CBM-bearing characteristics, but the physical properties of coal reservoirs vary observably. So, further work should be taken to search for districts with high pressure, high permeability and good CBM-bearing characteristics. Crustal stresses have severe influence on the permeability of coal reservoirs in North China. From west to east, the crustal stress gradient increases, while the coal reservoirs permeability decreases.

渤中凹陷CFD6-4油田东营组储层特征及物性控制因素

曹妃甸6-4油田为渤海中西部发现的优质整装中型油田,但实钻结果表明,该区东营组储层物性差异较大,储层特征及物性控制因素尚不明确。为了解决曹妃甸6-4油田勘探过程中有利储层的预测难题,基于普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、粒度等测试手段和数据,进行了储层岩石学、成岩作用、物性及储集空间特征研究。研究结果揭示:①储层主要为中—细粒岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中等—低,储集空间整体以次生溶孔为主。②储层物性控制因素包括沉积微相、岩屑类型及成岩作用。其中辫状河三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲平原分流河道及扇三角洲前缘水下分流河道对应的砂体粒度大、分选性好、抗压实能力强,有利于原生孔隙的保存,为主控有利储层的沉积微相类型;流纹岩及安山岩中长石含量较高,易发生溶蚀作用形成次生孔隙,改善储层物性,为有利岩屑类型;研究区储层物性受成岩作用改变明显,主控有利储层的成岩相类型为强溶蚀相、中等压实相及弱胶结相。③东营组储层发育2个异常高孔渗带,第一异常高孔渗带是在相对弱压实的背景下,由优势沉积微相控制的;第二异常高孔渗带由优势母岩类型和强溶蚀作用共同控制。

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层碎屑岩储层油气勘探潜力巨大,但目前针对其储层特征及物性控制因素尚缺乏系统研究,制约了后期油气勘探进程。本文综合利用铸体薄片、扫描电镜、物性、压汞及包裹体等资料,并结合区域埋藏史及古地温等相关成果,对齐古组储层岩石学特征、物性特征、成岩作用特征及物性控制因素进行系统研究。结果表明,齐古组储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征。尽管储层主体埋深大于3500 m,但储集空间仍以粒间孔为主,平均孔隙度为10.29%,平均渗透率为34.12×10^(-3)μm^(2),总体上属低孔低渗储层,但仍发育部分中-高孔渗储层。储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,成岩强度相对较弱,主体处于早成岩B期—中成岩A期,并表现为压实强度中等、胶结物含量较低且晚期发育酸性溶蚀的特征。富石英与长石、贫岩屑以及分选好等特征有利于储层物性的保存,而储层物性损失以压实减孔最为显著,但储层内部绿泥石包壳及中成岩期的酸性溶蚀作用可有效改善储层物性。此外,齐古组地层早期长期浅埋、后期短期快速深埋、地层超压及较低的古地温梯度等因素延缓了储层成岩进程,进而降低成岩作用强度,导致齐古组优质储层得以有效保存。

准噶尔盆地深部与浅部煤层气储层物性特征对比分析

为了探讨深部与浅部煤层气赋存的差异,采集准噶尔盆地煤矿1500 m以浅煤样和煤矿钻孔1500 m以深煤样,通过资料搜集和室内测试分析了研究区深部与浅部煤储层物性特征的差异,最终得到以下结论:深部镜质组含量比浅部高,煤体结构更完整,储层改造性更强;深部比浅部含气量大,煤层气赋存状态由欠饱和状态逐步转变为超饱和状态,煤层气成因多样;浅部煤岩的渗流孔比深部发育,深部煤岩的吸附孔比浅部发育。浅部煤岩以外生裂隙为主,孔裂隙间连通性好;深部煤岩以内生裂隙为主,有矿物质充填裂隙,且深部孔隙度和裂隙密度比浅部小,渗透性较差。对比分析表明,准噶尔盆地深部煤层气比浅部富集性更优,具有较大开发潜力。但渗透性远不如浅部,且开发难度大,因此建议通过压裂改造与排水采气工艺技术相结合的方式促进深部煤层气开发。

姬塬油田马家山地区长4+5_(1)亚段油藏特征及主控因素

为了加深对姬塬油田马家山地区长4+5_(1)亚段油藏特征及其主控因素的认识,从烃源岩构造、优势砂体及物性特征等方面对其作了对比分析。分析认为:研究区位于长7段烃源岩生烃中心,具有成藏的有利基础;叠置的优势砂体,促成了长7段烃源岩向长4+5_(1)亚段排出油气运移的主要通道;分流河道交汇处高渗砂体与近东西向排状鼻隆构造的匹配形成了石油聚集的有利场所;长4+5_(1)亚段油藏在多因素的共同控制下主要发育岩性油藏,其纵向上的砂体结构决定了石油富集于长4+5^(2)_(1)小层。

吉南凹陷二叠系井井子沟组二段致密砂岩储层特征及影响因素

吉南凹陷是准噶尔盆地东部新发现的含油凹陷,其中二叠系井井子沟组二段是该凹陷最主要的含油层系。基于多口井的岩心常规分析、常规薄片、铸体薄片、扫描电镜及黏土矿物X射线衍射分析等资料,系统开展了吉南凹陷井井子沟组二段砂岩储层岩矿特征、储层物性及孔隙特征、影响储层物性的主要因素研究。研究表明,井井子沟组二段砂岩储层为低矿物成熟度、中等结构成熟度,属于低—特低孔、特低—超低渗、纳米级吼道、处于中成岩A期的致密储层特征。通过定性、半定量分析,认为压实作用、胶结作用,特别是早期碳酸盐胶结作用是导致致密储层形成的主要因素,中成岩期的溶蚀作用有效地改善了储层物性。计算结果表明,井井子沟组二段砂岩储层原始孔隙度平均约27.1%,压实作用及胶结作用减孔量平均为11.3%、9.8%,溶蚀作用增孔量平均约为3.4%。

湘中冷水江矿区煤层气地质条件分析

基于勘探资料和实验数据,分析了冷水江矿区煤层含气性和储层特征,估算了煤层气资源量。研究表明:研究区3、5煤层累计厚度3.5 m。3、5煤层含气量一般大于8 m^(3)/t,最高可达20.37 m^(3)/t。3、5煤层煤体结构较破碎,孔隙、裂隙发育,渗透性差,吸附性好,储层压力适中。研究区煤层气地质资源量28.37亿m^(3),资源丰度0.61亿m^(3)/km^(2),资源前景较好。

玛湖凹陷三叠系百口泉组四性关系研究

研究了玛湖凹陷三叠系百口泉组的四性关系。利用岩心观察、薄片及其测井响应特征,分别建立了岩性与物性、电性之间的关系。通过储层含油性与岩性关系图、储层含油性与物性关系图、储层物性与电性交会图等拟合测井解释模型,完成了对油气、水分、干层等的解析图版以及定性标准,对于后续开展储层识别评价与储层参数计算有较大意义。

南海珠江口盆地陆丰凹陷文昌组沉积成岩特征及储层物性控制因素

为明确陆丰凹陷深部储层特征及成因机制,对凹陷南部地区7口井文昌组岩心样品进行薄片鉴定、FE-SEM观察、XRD分析及物性测试。结果表明:文昌组岩石类型为长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和少量石英砂岩,杂基以泥质和凝灰质为主,胶结物以自生石英、泥晶碳酸盐和自生高岭石为主。储层物性非均质性强,孔隙度为2.2%~21.6%,平均为12.0%,以次生孔隙为主;渗透率小于10×10^(-3)μm^(2)的占比达95%,呈特低—低—中孔隙度、低—特低渗透率特点。文昌组主要发育三角洲、辫状河三角洲和扇三角洲3种沉积相,包括三角洲前缘、辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘3种亚相及6种沉积微相。辫状河三角洲的储层孔隙度相对较高,渗透率相对居中;扇三角洲的储层孔隙度居中,渗透率相对较高;三角洲的储层孔隙度与扇三角洲的相似,渗透率相对最低;辫状河三角洲水下分流河道砂体更利于发育优质储层。文昌组砂岩经历早成岩阶段A、B期、中成岩阶段A、B期;压实—压溶作用较强,导致原生孔隙不发育;不同类型、不同期次的胶结作用抑制储层物性;长石、凝灰质和岩屑的溶蚀作用形成次生孔隙及次生矿物,孔隙度提高,但渗透率无明显提升。该结果对陆丰凹陷文昌组后续勘探开发提供基础支撑。

WG油田储层特征研究

储层研究是油藏研究的核心,是目前发展得相当快的一个领域。WG油田属复杂断块油田,储层物性较好,为低孔中渗油藏,储层非均质性严重。以储层沉积学和储层地质学理论为指导,应用现代储层研究的方法。针对WG油田这些特征(包括储层岩性及储集空间、储层物性特征等)在形成机理和规律方面作了较详细的系统研究,取得了储层特征的认识,对下一步勘探以及同类储层的含油气评价都具有一定的指导和借鉴作用。

高安建山-丰城曲江矿区煤层气储层研究

煤层气储层作为煤层气开发的基础,通过收集以往的煤矿区勘查资料及煤层气勘探开发地质资料,分析高安建山-丰城曲江矿区煤层含气量和煤层气储层物性特征,从而判定煤层气储层发育情况。区内主要含煤地层为二叠系乐平组,且煤层发育,厚度稳定,从B4煤层的结构、构造、吸附性、含气性、孔隙性、渗透性、储层压力及盖层等方面,可以确定区内煤层变质程度较高,含气量较高,且封贮、储藏等条件较好。

埕岛东部斜坡带古近系东营组沉积特征及对物性的影响

以岩心观察、粒度分析、薄片鉴定、物性分析等为基础手段,结合录井和测井等资料对渤海湾盆地埕岛东部斜坡带主力含油层段(Ed_(4)和Ed^(3)^(2))沉积特征及对物性的影响进行了研究。结果表明:埕岛东部斜坡带目的层段沉积体以埕北低凸起为主要物源,同时存在东部和西南物源,发育湖泊背景下的湖底扇、近岸水下扇和扇三角洲相。湖底扇主要分布于第二坡折带附近,以中扇亚相辫状水道和中扇前缘微相为主,砂体连续性较强;近岸水下扇分布于断阶带附近,主要发育中扇辫状沟道微相,砂体连续性较弱;扇三角洲相主要微相类型为前缘水下辫状河道、河口坝和席状砂,发育南、北两个扇体,分别呈扇状和舌状展布。与孔隙度相比,储层渗透率更易受泥质含量和粒度中值的影响,分选系数与储层孔隙度和渗透率均呈负相关关系。扇三角洲前缘河口坝、席状砂物性最好、其次为扇三角洲前缘水下辫状河道、再次为湖底扇中扇辫状水道和近岸水下扇中扇辫状沟道,湖底扇中扇前缘物性相对最差。

凝析气藏高压物性及反凝析污染评价实验

为了评价反凝析对凝析气藏开发的影响,通过M区块凝析气藏的高压物性实验,研究了反凝析相态变化,进而分析流体的相态特征和反凝析变化过程。通过长岩心驱替实验进一步开展反凝析污染评价来分析反凝析影响因素。研究表明,温度的升高可以减缓不同压力级之间的反凝析液量差异;考虑应力敏感,在凝析油处于临界流动饱和度附近的情况下,反凝析现象对基质的影响相对较大,而对裂缝岩心的影响则相对较小;近井地带比远井地带更容易发生反凝析污染且污染程度更高,但随着凝析油含量的增加,近远井污染程度差异减小。研究成果为评价凝析气藏反凝析污染提供了方法和思路。

武威盆地石炭系页岩气储层特征研究

依据野外露头和武页1井样品,开展了有机地球化学、岩石矿物学、储集物性和含气性研究,结果表明,石炭系存在岩屑砂岩、微晶白云岩、鲕粒灰岩和泥页岩等多种岩相,泥页岩厚度横向变化大。研究区泥页岩形成于温暖湿润和干旱炎热交替的强还原环境,有机碳含量高,有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型,整体处于高成熟-过成熟阶段。泥页岩孔隙类型以有机质孔和黏土矿物孔为主,利于游离气和吸附气的赋存。高压甲烷吸附实验和现场解吸测试表明,石炭系具有较强的吸附能力和良好的含气性,结合实际埋藏深度和泥页岩有效厚度,认为研究区石炭系泥页岩具有良好的资源潜力,这为下一步武威盆地油气勘探提供重要依据。

靖边油田长4+5段储层特征及分类评价

分析鄂尔多斯盆地长4+5段储层特征,并为其构建储层分类综合评价新标准。研究发现:储层岩性以长石砂岩为主,其中填隙物有绿泥石、伊蒙混层和方解石等;储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主,总面孔率平均为5.57%;喉道类型以片状和弯状为主,孔喉组合类型为小—中孔粗喉型,属于低孔特低渗透致密砂岩储层。基于多因素综合条件分析,将长4+5段储层划分为优质储层、中等储层和差储层等3类。

四川盆地高石梯——磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩储层特征

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储量丰富,属于超深层气藏,孔隙结构复杂且溶洞发育,当前尚未完全厘清该地区灯影组碳酸盐岩储层特征,为油气勘探开发带来极大挑战。本文结合岩石物理性质实验和测井解释研究高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩的岩性、测井响应和孔隙性等储层特征。研究结果表明:(1)高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩岩性主要为细晶白云岩、藻云岩和泥晶白云岩,其中灯四段细晶白云岩占比61.2%,灯二段藻云岩占比74.3%;(2)灯影组储层空间类型以裂缝和溶蚀孔洞为主,岩石吼道半径较小,中值吼道半径为0.010~0.051μm,平均0.028μm;(3)储层物性灯二段较灯四段好,孔隙度渗透率相关性极差,呈特低孔低渗特征,渗透性受裂缝影响较大;(4)渗透率参差系数计算结果均大于0.9,表明灯影组储层为显著的非均质储层。本研究成果可为该工区优质储层预测、开发设计及钻采工程施工等提供基础依据。

鄂尔多斯盆地临兴区块盒8段致密砂岩物性影响因素

通过分析铸体薄片、物性、扫描电镜及压汞等资料,探讨了鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块盒8段致密砂岩的储层特征及物性影响因素。结果表明:盒8段储层岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.38 mD;主要孔隙类型为次生溶孔,孔喉半径的分布以双峰状为主,主峰值偏向于相对小的半径,砂岩以相对小孔隙为主;成岩作用主要包括压实作用、溶蚀作用、胶结作用及交代作用等,具有压实强而普遍、溶蚀普遍但不充分、胶结和交代作用强等特征;受贫石英、富岩屑和长石的碎屑组分特征影响,各组分含量对物性有影响但无明显控制作用;粒度是物性的主控因素,粒度越粗物性越好;此外,溶蚀作用对砂岩物性也有一定的积极作用,而封闭成岩体系下的强胶结作用是导致储层致密的主要因素。

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层物性差异对含油性的影响

鄂尔多斯盆地陕北地区和陇东地区长7段致密油富集规模差异明显,利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X衍射分析、荧光照片、扫描电镜、恒速压汞、高压压汞、气测孔渗等方法,对比研究了两地区长7段储层特征,剖析孔喉结构差异,证实了物性对含油性的控制作用,明确了不同尺度孔喉对储集与渗流能力的差异控制机制,揭示了物性差异形成原因。结果表明:①两地区长7段储层岩石学特征差异明显,储集空间类型相似,陕北地区长7段储层的晶间孔、微裂缝更发育,面孔率更大。②两地区孔隙参数无明显差异,喉道参数差异显著,陕北地区长7段储层孔喉发育情况以及连通性更好,纳米级孔喉体积占比更高;③两地区长7段储层含油性受物性控制明显,物性差异是造成两地区原油富集规模差异的重要原因。④两地区的储集性能主要由纳米级孔喉(半径小于100 nm)贡献,渗流能力主要受控于较大喉道(半径大于100 nm)。⑤陕北地区长7段储层填隙物总含量较低,高岭石和绿泥石含量较高,分选较好,粒度较大,微裂缝更发育,纳米级孔喉体积占比更大,喉道发育程度更好原因是其物性优于陇东地区长7段储层。

沁北盆地太原组煤层地面垂直井抽采储层改造技术研究

调研沁北盆地地面垂直井抽采现状,产气效果整体较差,产气呈现“单驼峰”现象。从煤储特征力学特征入手,分析了影响储层改造效果控制因素,认为软煤发育(低弹性模量、高泊松比)是低产的主要原因。在分析煤岩层裂缝扩展规律的基础上,转换“煤层顶板水平井储层改造思路”,在垂直井储层改造中兼顾煤层之间的硬岩分层或围岩,即“软硬层兼顾储层选层、改造技术”,在阳泉矿区地面垂直井中进行了应用,效果显著。垂直井单层煤储层改造施工压力明显降低,压裂规模明显提高,总液量、加砂量提高25%,垂直井产气量最高突破1800 m3/d,产气稳定。研究成果可指导沁北盆地太原组煤层地面垂直井抽采。

岳城井田3号煤储层物性特征研究

煤储层物性特征是影响煤层气开发效果的重要方面和研究重点,以沁水煤田东南部岳城井田为工程背景,基于井田煤与煤层气地质、勘探开发及相关测试资料,采用煤层气地质理论及数理统计方法对井田3号煤储层物性特征进行研究。研究结果表明:岳城井田3号煤层为结构简单、破坏较轻、展布稳定的厚煤层;煤层的“生、储、盖”条件较好且地处甲烷带,煤层气含量及甲烷含量普遍较高;煤层孔裂隙系统发育且连通性好,渗透率高;煤储层压力及压力梯度值较低、能量弱,为低压(欠压)煤储层;煤对煤层气具有很强的吸附能力、吸附量大,具有良好的煤层气储集空间。