开放体系下升温速率对烃源岩产气率的影响

采用全岩开放体系程序升温热模拟实验装置,对哈2井三叠系灰黑色泥岩样品进行了不同升温速率对产气率影响的模拟实验研究,结果表明:在350~500℃期间,升温速率快时(20℃/m in)测得的产气量与升温速率慢时(5℃/m in)测得的产气量比较接近;在500℃以上,升温速率快时(20℃/m in)测得的产气量大于升温速率慢时(5℃/m in)测得的产气量。这一结果与前人所做的封闭体系下升温速率越慢产气量越高的结论正好相反,认为这主要是因为本次实验采用的是开放体系,其与封闭体系下的实验反应环境和反应过程不同,升温速率对产气率的影响可能与实验体系有一定关系。     

低渗欠饱和煤层气井产能分析新方法研究

为准确获取煤层气井物理性能参数,提出了一种简便的基于生产初期排水数据的产能分析新方法,首先,考虑煤层普遍具有的低渗特征,引入调查半径公式,计算各个时刻煤层气井压力波前缘位置,然后,基于连续稳态方法,推导各个时刻考虑应力敏感与压力波扩展的稳态渗流方程;最后,对渗流方程进行线性化处理,得到适用于低渗欠饱和煤层气井的产能分析新方法,该方法的可靠性与应用性通过与数值模拟以及现场实例对比进行研究。研究结果表明:新方法预测的渗透率与实际渗透率间的误差为2.38%,表皮因子的误差为6.59%,满足现场工程应用需求,新方法能够准确获取储层物性参数,为气井后期产能预测,生产制度调整提供有效理论依据。     

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气富集区高产水井排采效果剖析

鄂尔多斯盆地东缘保德区块煤层气富集区高产水井的产气效果差异大,为了提高煤层气的产气效果,有必要确定产出水来源,划分高产水井类型、明确有助于产气的高产水井特征。通过分析保德区块煤层气富集区内500余口煤层气井,首先确定该区煤层气富集区高产水井的分布特点及产出水来源,划分出富集区两类高产水井,其中第一类高产水井为有效贡献井;然后利用生产数据分析、测井模型计算及煤层气数值模拟等方法,剖析富集区第一类高产水井案例,明确了采出水不仅来自其煤层及顶底板水,同时还有邻井的煤层及顶底板水汇聚,验证了低构造部位高产水井的长期排采,有利于周边相对高构造部位井的排采降压。结论认为,富集区第一类高产水井产水来源仅来自煤层及顶底板,埋深小于1 000 m、远离供水区、位于构造相对低势点,虽然产水量大,但对于相邻井的排水、缩短见气时间、提高面积降压效果、形成井间干扰及扩大解吸范围发挥了重要的积极作用。该研究成果可为煤层气井高产水原因分析、优化井位部署以及关于高产水井停止或继续排采等生产决策提供参考。     

川中川南地区须家河组天然气地球化学特征

四川盆地川中川南地区须家河组天然气组成主要以烃类气体为主,甲烷含量在80%～96%,C 2重烃含量较高,分布在3%～18%;天然气干燥系数(C1/C1-5)以小于0.95为主,为典型的湿气,主要属于干酪根热降解气.天然气同位素组成特征是碳、氢同位素均较轻,δ13C1介于-43‰～-37‰,δ12C2介于-30‰～-24‰;δDCH4介于-190‰～-150‰,δDC2H6>介于-150‰～-110‰.甲烷碳同位素值与干燥系数之间有很好的正相关关系,天然气碳同位素值明显比海相层系天然气碳同位素值轻,具有煤型气特征,表明须家河组天然气主要来源于上三叠统煤系烃源岩.     

低渗透油藏“甜点”成藏模式及主控因素分析——以松辽盆地南部扶杨油层为例

通过对松辽盆地南部中央坳陷区扶杨油层的地质解剖。将低渗透油藏“甜点”的成藏模式分为“直排型”和“断层供油型”2种类型。综合分析认为烃源岩、储集层、沉积物源和断层是“甜点”形成的主要控制因素。优质烃源岩发育提供充足油源，超压为排烃动力，烃源岩与储集层广泛紧密接触；泉四段Ⅰ砂组和Ⅲ砂组合油性好于Ⅱ砂组和Ⅳ砂组。Ⅰ砂组顸薄砂岩厚，Ⅱ-Ⅳ砂组砂体由断层沟通油源；储集层厚度大于3m，主要沉积相为主河道和河漫滩相；主河道砂体聚油、通榆物源主河道砂体含油性好于保康物源主、次河道砂体。     

从烃源岩热模拟实验讨论其生烃特征

采用开放体系下进行的全岩热模拟实验,对塔里木盆地哈2井三叠系的黑色泥岩开展了产气率变化特征的研究.并结合成熟度及其显微组分的变化,探讨了烃源岩的生排烃过程.模拟实验结果表明:加温在400℃以前,Ro值低于0.8%,累积产气率仅1.04 mL/g.所产烃气仅占总产气率的8.2%;加温到600℃时,累积产气率达9.23 mL/g,占总产气率的72.7%;生烃高峰在500～600℃之间.此时阶段产气率为6.23 mL/g,占总产气率的49.1%,大致相当于Ro,值为1.24%～1.78%,此阶段所生烃气约占总产气率的一半;700℃以后镜质组等腐殖组分仍可生成相当数量烃气,但已进入干气阶段,大量生烃阶段基本结束.     

煤层气井排采影响因素及其控制措施

排采是煤层气开发的重要环节，合理的排采方案制定对高效开发煤层气藏具有重要的意义。为进一步认识影响煤层气井排采的因素，阐述了煤层气井生产过程中可能存在的储层伤害机理，包括储层应力敏感、近井地带伤害、煤粉运移和压降传递规律；基于最小化上述机理伤害的原则，对煤层气不同开采阶段的压降速率进行了理论研究和探讨，提出了煤层气井排采优化方法。研究结果表明：①在煤层气生产初期，适当提高排采速率不会引起严重的应力敏感效应，但能够有效增加排液效果，对生产有利；②对于压裂作业造成近井地带的伤害，可以通过适当放大排采压差排出因压裂而产生的堵塞物，使近井区域渗透率恢复；③在煤层气井生产中后期，建议采用间或放大压差的方式解放圈闭气，提高产量；④对于易产煤粉储层，在井底压力略大于临界解吸压力时，应加大压差快速排水，使气水两相流区域尽快出现，阻止储层远端水的快速产出，以达到抑制煤粉的目的。     

塔里木盆地煤系烃源岩产气率变化特征

采用开放体系下进行的全岩热模拟实验,对塔里木盆地侏罗系的煤系烃源岩开展了产气率变化特征的研究.模拟实验结果表明:在Ro低于1.0%或1.2%时,煤型烃源岩产气率非常低,一般不到总产气量的5%～10%,有时甚至更低,煤型烃源岩大量产气阶段一般始于Ro为1.2%,在2.2%或2.4%之前这段演化期间产气量很大,一般占总产气量的85%以上,但在Ro等于2.2%或2.4%之后,煤型烃源岩产气量很低,一般不足5%～10%.煤系泥岩累计产气率为179 m3/t·TOC,在Ro为2.4%之后,产气率降低很快,接近生烃死亡线.     

封闭体系下压力变化对烃源岩产气率的影响

采用封闭体系程序升温热模拟实验装置，开展了不同压力条件对塔里木盆地哈2井三叠系灰黑色泥岩和英东2井深灰色泥灰岩样品产气率影响的研究。利用水作为压力介质，根据不同的加水量产生不同的压力，研究压力效应对模拟实验结果的影响(样品的加热温度为450℃，时间为24 h)，结果表明，压力对产气量可能有一些影响，但不太明显，这可能反映了在低压条件下烃源岩产气量与压力关系不大。     

甲烷在煤孔隙内的赋存特征及其对产能的影响

为合理选取煤层气藏的勘探开发目标,需要对煤储层有机质干酪根不同的热演化过程、煤岩干酪根在不同热演化阶段下甲烷的生成机理、有机质孔隙的演化特征、甲烷在有机质孔隙内的赋存方式重新进行界定。为此,分别针对煤岩有机质热演化过程的低成熟阶段、热解主阶段、深部高温生气阶段等3个阶段,建立相应的油气生成量化表征模型,并提出有机质孔隙类型的详细划分方法,最终以甲烷在煤基质孔隙内的赋存特征为依据,结合故障树原理分析影响煤岩储层甲烷产出的关键因素。研究结果表明：①煤岩干酪根热演化各阶段有机质孔隙内均有水的参与;②煤基质气孔的储渗属于“固-气”系统,而其原生孔隙的储渗多具有“固-液”界面吸附特征;③实际煤层气吸附、解吸是“固-气”与“固-液”界面综合作用的结果;④煤岩储层甲烷产出同时受多个因素（有机质成熟度低、总有机碳含量低、基质与裂缝连通性差等）的共同影响,是多阶段耦合作用的结果,某几个单因素或单个过程的失效即有可能导致煤层气井产量递减快,煤岩储层甲烷的高效采出无法实现。