致密砂岩气非达西渗流规律与机制实验研究——以四川盆地须家河组为例

尽管经典渗流力学提出了达西定律存在适用的速度下限,但是没有明确低速状态下非达西渗流规律。选取了四川盆地须家河组7组致密砂岩气样品进行渗流物理模拟实验,每个样品测定10~15个渗流数据点,最高注气压力为10MPa,并始终保持环压高于注入压力2~3MPa,以确保气体是沿致密砂岩孔隙流动而不会沿着岩心与加持器内壁发生串流。实验模拟了气体在致密砂岩中的完整运移过程,有效探索了致密气渗流机制,提出致密砂岩气渗流具备极低速非线性渗流、低速非线性渗流和低速线性渗流3个阶段,以及具备复合型、下凹型、上凸型和直线型4种渗流曲线模式的新认识。     

中国中西部前陆盆地油气分布控制因素

从中国中西部前陆盆地类型、构造单元和构造带3个层次深入分析控制油气分布的主要因素。中国中西部主要发育叠加型、改造型、早衰型和新生型4种前陆盆地,其油气成藏条件、成藏特征与油气聚集模式决定了不同类型前陆盆地油气分布的差异。前陆盆地发育冲断带、前渊、斜坡带和隆起带等构造单元,不同构造单元在烃源岩发育与演化、圈闭类型及成藏过程、保存条件等方面的差异导致不同构造单元油气分布特征的差异。前陆冲断带是中西部前陆盆地油气富集的主要构造单元,烃源岩与储盖组合、构造特征及保存条件是其油气聚集成藏的主控因素,冲断带断层、盖层的时空配置控制了油气分布的分带、分段特征和富集规律,指示着不同构造段的油气富集部位及有利勘探目标。     

库车克拉2气田多期油气充注的古流体证据

对库车前陆盆地克拉2气田储集层进行流体包裹体分析、荧光光谱分析、场发射扫描电镜观察、岩心显微CT扫描及油气地球化学分析,从古流体证据的角度综合研究克拉2气田多阶段油气充注过程。克拉2气田经历了中新世早中期(N1)原油充注、上新世库车组沉积期(N2)高成熟油气充注与破坏、第四系(Q1以来)高—过成熟煤成气充注的3期成藏过程。储集层中广泛分布的残余干沥青、较发育的气液两相烃包裹体、纳米孔中的残余油、现今气层和水层中较高的颗粒(抽提物)荧光指数、储集层岩石较大的热解值等均是早期原油充注的证据;残余干沥青、含沥青的3相烃包裹体、凝析油轻质正构烷烃大量损失、石蜡质和芳烃等重组分含量相对较高、金刚烷含量异常高等均是早期原油遭受气洗发生脱沥青作用的有力证据。     

天然气二次运移组分变化机理研究

天然气的烃类组成并不单一,但成藏天然气一般以甲烷为主,除了与烃源岩母质类型及其演化有关以外,二次运移也是一个重要的作用因素。通过天然气二次运移物理模拟实验,研究了天然气二次运移特征,注意到天然气二次运移是一种断续流运移,主要包括2种基本运移方式——活塞流和优势流,两者交替就形成了天然气的断续流运移;结合有机质热演化生烃过程以及气、水、岩的相互关系分析,探讨了天然气二次运移过程中组分变化的机理,认为二次运移会导致成藏天然气组分中甲烷含量增高,其主要原因包括二次运移过程中的组分分异作用,断续流运移导致重组分在岩石孔隙中的封闭滞留作用,以及二次运移路径上残留原油的溶解作用。     

中国中西部前陆盆地生储盖组合及成藏基本要素匹配分析

前陆盆地构造特点决定了前陆盆地具有一套特定的成藏地质条件,其构造和沉积控制了生储盖层的发育和储盖组合类型;受多期构造运动的影响和由于多种盆地类型叠加,中国中西部前陆盆地沉积层序多样化,具有多套储盖组合.根据构造和沉积演化特点,在中国中西部前陆盆地划分出了3大套储盖组合,即下部生储盖组合、中部生储盖组合和上部储盖组合,其中下、中部生储盖组合以自生自储组合类型为主,生储盖层相互叠置,具有好的空间配置,但时间匹配较差;上部储盖组合主要为下生上储型,空间的匹配上欠佳,但生烃期、储层成岩阶段和盖层有效封盖等因素在时间匹配上最佳,是时效最佳匹配组合类型,目前发现的油气藏多赋存于该组合。     

中国中西部4种组合类型前陆盆地成藏研究:I.油气成藏地质条件分析

前陆盆地是中国重要的油气勘探领域。中国中西部前陆盆地从盆地结构和演化特征可以分为早衰型、改造型、新生型和叠加型等4种组合类型。分别以准西北缘前陆盆地(早衰型)、川西前陆盆地(改造型)、柴北缘冲断带(新生型)和准南前陆盆地(叠加型)为例，探讨了不同类型前陆盆地生储盖等成藏地质条件的差异，并分析了不同组合类型前陆盆地主要烃源岩的热演化过程，其中喜山晚期前陆发育对新生型和叠加型前陆盆地烃源岩演化具有明显的控制作用。     

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阿克1井气藏是塔里木盆地西南坳陷新近发现的气藏。其天然气甲烷碳同位素值为－23.0‰，干燥系数超过0.999，说明气藏是烃源岩在高－过成熟期阶段聚气的产物。研究结果表明；喀什凹陷白垩系－第三系和二叠系烃源岩不发育，不会是该气藏的烃源岩；侏罗系在晚第三纪强烈构造运动之前仅达到成熟阶段，难以满足晚期聚气的条件，并且阿克1井气藏所在地区中侏罗统湖相烃源岩干酪根碳同位素值较轻、下侏罗统煤系烃源岩以薄层状分散于厚层砂岩中，也不大可能是该气藏的主要烃源岩；而石炭系干酪根碳同位素值、成熟度、生烃史等均与阿克1井天然气对比良好，应是阿克1井的主要气源岩。     

煤层气与常规天然气地球化学控制因素比较

山西沁水盆地南部晋城地区和西部霍州地区的煤层热演化史和煤层气地球化学特征的对比研究表明，演化程度最高的地质时期决定了煤层气的组分和组分碳同位素组成特征，煤层气的组分和组分碳同位素组成特征也反映了煤层所经历的热演化过程。由于煤层气储集于其源岩煤层中，因此热演化过程对其地化特征的控制作用既不同于常规气藏的阶段聚气过程，也不同于常规气藏的连续聚气过程。由于储气方式的差异，次生作用对煤层气和常规天然气地球化学特征的影响方式和效果也不同。图2表2参23     

塔里木盆地大油田的勘探方向——以麦盖提斜坡构造为例

塔里木盆地的油气勘探实践证明在该盆地寻找“大油田”只能依赖于有机质丰度较高、热演化程度适度的烃源岩。本文从石炭纪原型盆地类型与有机岩相带预测出发,指出了呈区域性展布的、发育在被动陆缘厌氧陆架环境的石炭系卡拉沙依组烃源岩即为这类源岩,主要发育在麦盖提斜坡部位。烃源岩晚期成熟,石油排运充分,阿尔塔什组区域盖层封盖,多套储集层段(Q₁、C₁b、C_1-2k、C₂x、P₂)等构成了麦盖提斜坡有利的石油成藏条件。本文指出以地层—岩性型油藏为基础可在麦盖提斜坡形成大油田。     

不同煤储层条件下煤岩微孔结构及其对煤层气开发的启示

在现场宏观观测的基础上,采用显微镜下观测、镜质组反射率测试及低温氮吸附方法,对沁水盆地和淮北煤田不同矿区煤岩的变质变形作用与微孔结构特征进行了深入研究。结果表明：高变质强变形-较强变质煤储层（Ⅰ类）和中变质较强变形煤储层（Ⅲ类）有利于煤层气的富集,不利于煤层气的扩散和渗流;高变质弱变形煤储层（Ⅱ类）和中变质弱变形煤储层（Ⅳ类）较有利于煤层气的富集,也有利于煤层气的渗流;低变质强变形煤储层（V类）有利于煤层气的富集,但不利于煤层气的解吸和渗流。由此,沁水盆地南部及淮北煤田中南部是煤层气勘探开发的有利区域。