天然气运移相态及其变化

天然气运移相态是影响其运聚成藏的重要因素.其除了受源岩类型和演化阶段的影响外,还要受到其所处环境条件变化的影响.天然气既可以由水溶、油溶和扩散相向游离相转变,又可以由游离相向水溶、油溶和扩散相转变.前者有利于天然气运聚成藏,后者则不利于天然气运聚成藏.天然气运移相态的转变需要一定的地质条件.水溶相、油溶相向游离相转变均需要压力降低,而扩散相向游离相转变则需要遇到烃浓度盖层或气层.实例分析表明,由其他相态向游离相转变而来的天然气均可成为天然气富集成藏的重要组成部分.     

天然气富集的相态转变条件及对成藏的贡献

天然气二次运移的初始相态由于受到源岩有机质类型和演化程度的影响,不同类型的有机质在不同演化阶段排出的天然气相态不同且会发生相态的相互转换,其中水溶相、油溶相和扩散相向游离相的转变才有利于天然气的富集成藏.水溶相和油溶相天然气向游离柑天然气转变需要埋深变浅、温度和压力降低,而扩散相天然气向游离相天然气转变则需要遇到浓度盖层或气藏,南此研究了水溶相、油溶相和扩散相大然气向游离相天然气转变及对成域贡献量的方法,并对水溶相、油溶相和扩散相天然气向游离相天然气转变量对成藏贡献进行了研究.结果表明,水溶相、油溶相和散相向游离相转变的天然气均可成为天然气富集成藏的重要组成部分.     

地质因素对源岩排烃相态的影响及其贡献评价

用盆地模拟方法综合研究陆相泥质源岩水溶相、扩散相、油溶(气)相和游离相四种形式的综合排烃作用,探讨13种主要的地质因素对各相态形式相对排烃量的影响及其相对贡献量大小.研究表明,处于不同埋深阶段的陆相泥质源岩排油气相态特征不同,影响因素不同;在一般地质条件下,我国陆相泥质源岩以游离相、油溶相、水溶相和扩散相排出的天然气量分别为49%、11%、18%和22%左右,以游离相、水溶相和扩散相排出的油量分别为92%、8%和0%左右.     

异常孔隙流体压力对各种相态天然气的间接封闭作用

在异常孔隙流体压力形成机制及条件的基础上,对异常孔隙流体压力在封闭各种相态天然气的作用方面进行了研究。指出:异常孔隙流体压力不能直接对游离相天然气进行封闭,但可使泥岩盖层毛细管封闭能力增强,间接地对封闭游离相天然气起作用;异常孔隙流体压力也不能直接对水溶相天然气进行封闭,但可通过使泥岩盖层吸附阻力增强,间接地对水溶相天然气起作用;异常孔隙流体压力也不能直接对扩散相天然气进行封闭,但可通过形成异常含气浓度,间接地对封闭扩散相天然气起作用。     

乌尔逊凹陷大一段泥岩盖层封闭能力及其研究意义

在盖层对各种相态油气封闭机理及其影响因素分析的基础上,系统研究了乌尔逊凹陷大一段泥岩盖层对各种相态油气的封闭特征,证实该泥岩盖层对整个凹陷游离相油气具有好的毛细管直接封闭能力,在凹陷中部具有好的异常孔隙流体压力的间接封闭能力,向凹陷边部变为较好和中等异常孔隙流体压力的间接封闭能力;在凹陷的大部分地区对水溶相天然气和扩散相天然气具有好的封闭能力,在凹陷边部具有较好封闭能力。而且证实泥岩盖层对各种相态油气封闭能力的形成均早于南一段源岩大量排烃期,可以封闭住南一段源岩生成排出的各种相态油气,有利于其在南二段中聚集成藏,这是造成该段油气富集的根本原因。     

泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法

为了研究泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法, 在研究其对各种相态天然气封闭机理的基础上, 利用游离相、水溶相和扩散相天然气在外加压力和浓度作用下通过泥岩盖层的 渗滤和扩散速度, 分别建立了泥岩盖层对游离相、水溶相和扩散相天然气封闭能力评价参数Vs, Vw, Vd。以此为基础, 通过Vs, Vw, Vd 的加权平均建立了泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价方法, 并将其应用于滨北地区青山口组泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价中, 结果认为青山口组泥岩盖层主要为中等能力封闭区, 仅在盆地北部讷河和东部绥棱以东局部地区为差封闭区, 其对各种相态天然气封闭能力差是造成该区扶余和杨大城子油层天然气显示差的重要原因 之一。     

天然气运聚相态及其研究意义

天然气聚集相态是影响其成藏的重要因素。不同类型的源岩在不同的成烃阶段具有不同的排气相态。天然气二次运移相态除了受其源岩排气相态的影响外 ,还受运移途中温度压力及介质条件的影响。不同相态天然气运聚受不同势场控制 :水溶相天然气在水势场中受水动力的作用 ,油溶相在油势场中受油的浮力和水动力作用 ,游离相在气势场中受气的浮力和水动力作用。因此 ,所形成气藏的分布规律存在差异性。对于不同相态成因的气藏的勘探应采用不同方法。     

试论川西坳陷致密砂岩的水溶脱气圈闭：以孝泉—新场—合兴场气田为例

地史中川西坳陷致密砂岩内呈水溶相态的天然气量十分丰富,占Ｔ３－Ｊ１总生气量的６２％。当饱含气的含水地层自埋深６０００ｍ隆升至５０００ｍ时,水中的天然气因“构造泵效应”将产生４８．１１×１０＾１２ｍ＾３游离相天然气。这些天然气将充注到隆升范围内的圈闭中聚集成藏。     

超压对泥岩盖层封闭各种相态天然气的作用研究

研究超压对泥岩盖层封闭各种相态天然气的作用结果表明,超压使泥岩盖层致密层孔渗性降低、排替压力增大、封闭游离相天然气能力增强,超压值越大,封闭游离相天然气能力越强,反之则越弱.超压使泥岩盖层致密层压实成岩程度增强,吸附阻力增大,封闭水溶相天然气能力增强,超压值越大,封闭水溶相天然气能力越强,反之则越弱.超压使具生烃能力的泥岩盖层中含气浓度增大,对扩散相天然气形成了更强的浓度封闭作用,超压值越大,对扩散相天然气的浓度封闭能力越强,反之则越弱.     

天然气运聚相态及其研究意义

天然气集相态是影响其成藏的重要因素,不同类型的源岩在不同的成烃阶段具有不同的排气相态。天然气二次运移相态除了受其源岩排气相态的影响外,还受运移途中温度压力及介质条件的影响,不同相态天然气运聚受不同势场控制;水溶相天然气在水势场中受水动力的作用,油溶相在油势场中受油的浮力和水动力作用,游离相在气势场中受气的浮力和水动力作用,因此,所形成气藏的分布规律存在差异性,对于不同相态成因的气藏的勘探应采用不同方法。     

利用气测资料识别浅层气层

针对东濮凹陷浅层天然气测录井显示好,其它录井方法难以发现、电测资料难以判别等问题,在综合测试、气测等资料确定产层类型的基础上,利用计算机技术建立了气测解释浅层气层的多个图版和解释标准,提出了烃组成形态图版、烃含量区间图版识别浅层气层的方法。濮浅２井的气测解释结论与测试资料的对比结果表明,利用气测资料识别浅层气效果好,解释符合率高,为浅层气层识别和评价提供了可靠依据,促进了浅层天然气勘探开发的进程     

甲烷燃烧气体的气相色谱分析

用自行研制的采样装置和气相色谱联用分析甲烷燃烧气体。色谱柱固定相为ＰｏｒａｐａｒｋＱ，柱温范围－９９～２５０℃，氦气作载气。结果表明，该装置可以迅速精确地分析确定甲烷燃烧气体的成份和浓度。采用校正归一法定量，相对误差＜２％。     

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随着“西气东输”工程的实施，在长江三角洲地区建设天然气长输管线的配套设施——储气库已势在必行。通过库址比较，目前位于江苏省金坛盐矿的盐层被认为是建设地下储气库的首选目标。盐穴储气库的垫气量随储气库的深度和运行压力区间的不同而有所不同。通过预测，江苏金坛盐穴储气库的垫气量约占总库容量的33％。若按常规使用天然气作为垫气，对一座年供17×108m3工作气规模的储气库群，其垫气费用将占储气库总投资的28.5％。若使用价格更低廉的惰性气体作为垫气，将能够节省总投资的16.7％。文章介绍了法国用惰性气体替代天然气作储气库垫气的经验，并针对江苏金坛盐穴储气库用氮气替代天然气作垫气进行了具体的技术、经济探讨。     

苏里格气田天然气最优集气半径的探讨

苏里格气田单井产量低、建井数量多,因此确定最优集气半径是集输系统优化的关键问题。通过计算苏里格气田某区块不同建产规模和集气半径的采气管道长度,采用建井密度和等效面积等方法计算类比其他区块不同集气半径的采气管道长度及投资,结合相应集气半径的集气站及集气支线投资,最终确定其最优集气半径。     

涪陵页岩气田焦石坝页岩气储层含气量测井评价

为深化焦石坝区块页岩气储层评价认识,以四川盆地首口参数井页岩岩心实验为基础,建立了基于常规测井资料的页岩气储层游离气、吸附气及总含气量计算模型与评价标准,并应用于工区内3口探井连续含气量剖面建立和综合评价。焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气以游离气为主,吸附气为辅,游离气含量达到了吸附气含量的2倍以上。其页岩气层含气量呈"上低下高"且随深度增加而增大特征,其中下段总含气量大,游离气含量高,为最优"甜点"段,是典型的Ⅰ类气层,具有非常好的商业开发价值。     

我国的天然气及天然气管道工业

分析了我国的能源现状及全球能源的消费结构,指出目前我国正处在能源需求增长最迅速的时期.我国的天然气资源丰富,为了更经济合理地利用天然气资源,应采用高压、高钢级管道输送.最后指出了高钢级管线钢管今后发展的方向是进一步提高钢级和输送压力.     

靖边气田集气站用气源系统选用探讨

经过十多年的生产运行,靖边气田集气站用氮气源系统目前存在供气系统易泄漏、氮气瓶更换频率高、运行成本大等问题,文章针对这些问题进行了分析,并把橇装空压机作为新的气源系统在部分集气站试验运行。通过对空压机、储气罐等的能力计算,确定了空压机的型号,并对其结构、功能进行了介绍,空压机的试验运行效果表明,相对于氮气瓶组空压机具有一定优势,在气田后期弥补递减、滚动扩边及整体增压实施过程中具有一定推广应用价值。     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

从“深盆气”到“根缘气”

“深盆气”是一个既不能反映天然气成藏机理也不具有分类地质意义的非正式术语。如果按照其特点及地质模式，要确定一个气藏是否属于“深盆气”，首先就必须找到“气水倒置”的界面，而该界面的确定往往不易落实。“根缘气”被界定为致密储层中的具有“根状”天然气聚集，通常表现为致密储气层与气源岩的大面积接触，尤其是致密储层底部具有含气特点，天然气运移聚集服从“活塞式”原理。“根状”特点的出现表明了浮力的限制性作用，与常规气藏依靠浮力驱动的置换运聚模式形成原理上的差异。由于储层孔隙结构的复杂性，气体运移方式在2种典型的气藏类型之间常出现一系列过渡，它们也属于“根缘气”的范畴。因此，采用“根缘气”概念进行气藏类型判识，避免了对区域性气水倒置界面的追索。对于典型的根缘气藏，往往可以达到“单井定乾坤”的效果。     

输气站场放空系统设计思路

输气站场最重要的两个安全措施是紧急关断和紧急放空。文章结合川气东送管道输气站场放空系统的设计实践,从输气站场放空量计算、放空背压确定、放空管径计算、放空火炬计算等方面,论述了输气站场放空系统的设计思路、优化原则、设计取值以及需要进一步探讨的问题。