徐家围子断陷无机成因气证据及其份额估算

松辽盆地徐家围子断陷发育各种成因天然气,其无机成因烷烃气具有典型的负碳同位素系列(δ13C1δ132δ13C3δ13C4),并且甲烷碳同位素组成大于-30‰,R/Ra大干0.5.根据二源混合(无机成因气与热成因气的混合)模拟计算结果,无机成因气端元组分与煤成气或油型气混合后,大部分混合气都需要无机成因气所占比例高于80%才能发生负碳同位素系列,混合气的甲烷碳同位素组成远远偏重于徐家围子断陷无机成因甲烷的碳同位素组成主峰值.因此,认为徐家围子断陷无机成因烷烃气不可能完全是二源混合的结果.另外,煤成气与油型气之间的混合模拟说明有机成因气之间的混合无法产生负碳同位素系列,进一步佐证了徐家围子断陷深层天然气负碳同位素系列的无机成因.     

也谈致密砂岩气藏的气源——与戴金星院士商榷

致密砂岩气属于非常规天然气,目前关于致密砂岩气气源的认识尚未统一。四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组气藏同为致密砂岩气,元坝气田须家河组9口井14个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,同时伴有少量的无机成因气,为混合改造型;通南巴气田须家河组5口井5个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型。因此元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气并非单一的煤成气来源,故非常规致密砂岩气具有多种来源,而非"中国致密砂岩气藏的气源均为煤成气",主要为有机成因的煤成气或油型气,或二者的混合气。     

中国东部天然气分布特征

中国东部天然气成因类型多,主要为有机成因的烷烃气、无机成因的烷烃气和无机成因的CO23种类型.目前发现的有机成因烷烃气大气田主要分布在大陆架上的莺琼盆地(崖13-1气田、乐东22-1气田和东方1-1气田)、珠江口盆地(番禺30-1气田)、东海盆地(春晓气田)和台西盆地(铁砧山气田),天然气乙烷碳同位素较重,δ13C2值大于-28‰,成因类型为煤成气;无机成因的烷烃大气田分布在松辽盆地的深层(如兴城气田等),天然气具有甲烷碳同位素较重(δ13C1值大于-30‰)、负碳同位素系列和R/Ra＞0.5等特征;CO2气田(藏)分布较广,从北部的松辽盆地至南部的莺琼盆地均有分布,共发现有35个CO2气田(藏),这些气田(藏)具有CO2含量均大于60%,δ13Cco2值大于-8‰的分布特征.     

川东北陆相储层天然气地球化学特征及来源分析

通过分析川东北地区陆相储层天然气组分、碳同位素特征,并结合海相天然气数据进行天然气类型划分。对比海相和陆相天然气甲烷氢同位素组成δDCH4、稀有气体同位素40 Ar/36 Ar,分析陆相天然气的来源。不同区域陆相储层天然气的地球化学特征、成因类型及来源差别较大。通南巴地区的陆相储层天然气δ13C2值较低(-29‰),δDCH4值分布范围较大(-186‰~-127‰)且跨越海、陆相分界线(-160‰),为海相来源油型气和陆相来源煤型气、油型气的不均匀混合,海相来源天然气贡献显著;元坝地区陆相储层天然气δ13C2值分布范围较大且跨越煤、油型气分界线(-29‰~-26‰),以煤型气为主,伴有少油型气,δDCH4值较低,为陆相地层自生自储型油型气;阆中地区陆相储层天然气δ13C2和δDCH4特征显示其为陆相来源的油型气。     

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松辽盆地万金塔气藏以产二氧化碳气为主,次为甲烷。其δ～(13)C_((CO)_2)为-4.04‰～-8.83‰,δ～(13)C_1为-42.07‰～-45.70‰,～3He/～4He为6.8×10～(-6)。以此地化特征与松辽盆地其它地区的煤成气、油型气及国内外典型的无机成因气进行对比,并结合地质资料,确认万金塔气藏中的二氧化碳气主要是通过大断裂来自于地幔岩浆,属无机成因;甲烷及其同系物是有机成因的。     

鉴别煤成气和油型气若干指标的初步探讨

鉴别煤成气和油型气的普遍性标志初步认为有:1.煤成气的甲烷碳同位素(δ¹³C₁)一般比油型气的重:在Ro≤0.5%,煤成气和油型气δ¹³C₁除-55‰至-74‰是重迭数域值外,当δ¹³C₁<-74‰为油型气型生物成因气;在Ro>0.5%至-2.5%时,δ¹³C₁-43‰至-30‰是煤成气与油型气重迭数域值,故δ¹³C₁≤-43‰至-55‰的气是油型气;而δ¹³C₁>-30‰的气是煤成气。2.煤成气中的汞蒸气比油型气的一般含量高。煤成气中平均汞含量一般在700毫微克/米³以上,多数大于1000毫微克/米³,而油型气中平均汞含量在600毫微克/米³以下,多数小于400毫微克/米³;煤成气中最高含汞量一般大于1000毫微克/米³,而油型气中的一般小于700毫微克/米³。3.当Ro为0.4%至1.35%时,一个含油层系形成以气为主以油为辅,这种气是煤成气。4.在与Ro0.4%至1.0%有成因关系的气中,若普遍见到凝析油,这种气是煤成气。     

四川盆地超深层天然气地球化学特征

对四川盆地38口井超深层(埋深大于6 000 m)天然气组分及其地球化学特征进行分析,以判明超深层天然气成因。四川盆地超深层天然气组分具如下特征:甲烷占绝对优势,含量最高达99.56%,平均86.67%;乙烷含量低,平均为0.13%;几乎没有丙、丁烷,为干气,属过成熟度气。硫化氢含量最高为25.21%,平均为5.45%;烷烃气碳同位素组成为:δ~(13)C_1值从-33.6‰变化至-26.7‰,δ~(13)C_2值从-32.9‰变化至-22.1‰,绝大部分没有倒转而主要为正碳同位素组成系列。烷烃气氢同位素组成为:δD_1值从-156‰变化至-113‰,少量井δD_2值从-103‰变化至-89‰。二氧化碳碳同位素组成为:δ~(13)C_(CO_2)值从-17.2‰变化至1.9‰,绝大部分在0±3‰范围。根据δ~(13)C_1-δ~(13)C_2-δ~(13)C_3鉴别图版,盆地超深层烷烃气除个别井外绝大部分为煤成气。根据二氧化碳成因鉴别图和δ~(13)C_(CO_2)值,判定除个别井外,超深层二氧化碳绝大部分为碳酸盐岩变质成因。龙岗气田和元坝气田超深层硫化氢为非生物还原型(热化学硫酸盐还原成因),双探号井的超深层硫化氢可能为裂解型(硫酸盐热裂解成因)。     

长岭断陷无机成因天然气的判别与分布特征

通过对松辽盆地长岭断陷烷烃气和CO2碳同位素资料的分析,认为该地区存在无机成因天然气。烃类气体中具有重碳同位素异常(δ13 C1>-30‰)和负碳同位素系序(δ13 C1>δ13 C2>δ13 C3>δ13 C4)的同位素分布特征,CO2碳同位素分布在-4.63‰～-16.7‰,部分天然气表现出无机成因烃类气体的特点。3 He/4 He值为0.88Ra,指示有幔源氦的存在,说明该区天然气可能是壳幔混源。长岭断陷天然气藏中不仅无机成因烷烃气由北向南逐渐减少,且幔源CO2也表现出从西北向东南含量明显减少,与区域构造、断裂走向和火山岩密切相关等与无机成因烷烃气相似的分布特征。     

煤成大、中型气田天然气的碳同位素特征

本文根据我国典型大、中型气田的283组碳同位素数据,通过煤成气与油型气的对比,探讨了我国大、中型煤成气田烷烃气的基本特征。研究结果表明,烷烃气碳同位素具有以下特征:甲烷及其同系物随碳分子数的增加,δ13C频率区间值展布缩小,主频率值变重;④煤成气与油型气相比,具有低的δ13C₁ 主频率峰值,高的δ13C₂值;㈣Δ(δ13C₂-δ13C₁)与δ13C₁ 呈负相关关系;煤成气碳同位素系列只有两种形式,即正碳同位素系列和同位素倒转系列;5烷烃气碳同位素系列特征取决于显微组分、演化程度和成藏机制。      

松辽盆地北部昌德东气藏CO2成因的地球化学判据

CO2气藏中CO2的百分含量、CO2伴生的烃类气体含量、稀有气体的含量及同位素、CO2产出的地质背景、δ13CCO2以及伴生甲烷同系物的碳同位素系列等特征都可以用来对CO2成因进行判别。昌德东气藏天然气中的CO2含量最高(89%~90%),CO2的碳同位素值为-4.06‰~-6.61‰,落在无机成因区,3He/4He值为3.9×10-6和4.5×10-6,介于幔源与壳源之间,伴生甲烷同系物的碳同位素都呈倒序排列,具有无机成因气负碳同位素系列的特征。对其更具体的母源区的判别有赖于对松辽盆地北部深部地质结构的研究及CO2/3He等新的CO2成因判据的探索。     

高含水期油田水驱特征曲线关系式的理论推导

传统水驱特征曲线推导的理论基础是中含水阶段油水相对渗透率比(Kro/Krw)与含水饱和度(Sw)成半对数直线关系,而在高含水阶段Kro/Krw与Sw在半对数坐标中明显偏离直线关系,水驱特征曲线普遍存在上翘现象。为了准确预测油田开发后期开发动态和可采储量,对实际岩心相对渗透率曲线进行平均化处理,并借鉴文献中岩心数据资料,拟合出适合高含水阶段Kro/Krw与Sw关系的新型表达式;应用Buckley-Leverett前沿推进方程和Welge平均含水饱和度方程,推导出适合高含水期油田的新型水驱特征曲线关系式。应用分析表明,新方法预测水驱可采程度与产量递减方法计算结果吻合度较好,对于油田生产后期开发指标预测具有一定的实用性。     

特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导

目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。     

水驱曲线直线段出现时间的判断方法

提出1g(Kro/Krw)~Sw关系曲线主体部分是直线段的油田才能应用水驱规律曲线。在证实了大庆油田长垣内部及外围各油田1g(Kro/Krw)~Sw关系曲线主体部分确实是直线段、能应用水驱规律曲线进行分析以后,从理论和大庆油田实例两方面证实了在含水50%以前及以后都可能出现水驱规律曲线的真正直线段,其出现时间取决于油层及流体性质,并给出了利用1g(Kro/Krw)~Sw和甲、乙型水驱曲线相结合确定真正直线段出现时间的方法。     

水驱曲线直线段出现时间的判断方法

提出1g（Kr0／Krw）～Sw关系曲线主体部分是直线段的油田才能应用水驱规律曲线。在证实了大庆油田长垣内部及外围各油田1g（Kr0／Krw）～Sw关系曲线主体部分确实是直线段、能应用水驱规律曲线进行分析以后，从理论和大庆油田实例两方面证实了在含水50％以前及以后都可能出现水驱规律曲线的真正直线段，其出现时间取决于油层及流体性质，并给出了利用1g（Kro／Krw）～Sw和甲、乙型水驱曲线相结合确定真正直线段出现时间的方法。     

低渗特低渗气藏剩余气分布的描述

低渗特低渗、无明显边、底水的异常高压干气气藏开采一段时间后,储层中不同区域的地层压力下降不均衡,但含气饱和度(S_g)却相差不大,用含气饱和度无法准确地描述气藏剩余气的分布状况。因此,人们通常用开采过程中压力的分布来定性描述这类气藏的剩余气分布。根据真实气体的状态方程和可采储量的定义,建立了可采储量采出程度(K)与地层压力(P)之间的函数关系,将开采过程中的地层压力分布转化为可采储量采出程度的分布,实现了剩余气分布的定量描述。     

二段直线法预测高含水期油田开发指标

高含水期马克西莫夫-童宪章(甲型)水驱规律曲线发生上翘,用于油田动态分析时误差较大,分析认为曲线上翘的原因是,油水相对渗透率比(Kro/Krw)与含水饱和度(Sw)在半对数坐标系下,高含水期曲线直线段再次发生向下偏折,出现第二段直线段。在此基础上引进了二段直线法,即甲型水驱规律曲线在中含水期及高含水期各成直线段。运用几种水驱规律曲线公式,分别计算了大庆油田杏北开发区西部过渡带和杏四~六面积区块未措施井的可采出储量,并验证了累积产油量和含水率。结果表明,高含水期二段直线法优于甲型、西帕切夫(丙型)和张金庆型水驱规律曲线。     

含水致密砂岩气藏可动用储量评价新方法及其应用

确定可动用储量是气藏开发评价的核心工作,也是开发方案科学编制的重要基础。致密砂岩储层一般具有基质致密、高含水饱和度等特征,其基质储量动用十分缓慢,气藏开发早期难以准确评价。根据气藏衰竭开采过程中压降漏斗特征,采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及流程,模拟测试了常规空气渗透率分别为1.630 mD、0.580 mD、0.175 mD、0.063 mD的含水储层孔隙压力在衰竭开采过程中的变化特征,建立了一套面积占比方法,实现了对可动用储量进行量化评价,提出了一套提高气藏储量动用技术的对策与建议。以井控范围400 m为例,分别评价了瞬时产气量降为10%时的初期配产和极限动用条件两种情况下的储量动用情况。研究结果表明：含水致密砂岩气藏的采出程度与储层渗透率、含水饱和度、废弃产量等因素密切相关,总体上基质越致密、含水饱和度越高、废弃产量越大,则采出程度越低;通过优化加密井网、人工裂缝规模与基质的匹配关系,避开可动水层、实施控水增气开采,降低废弃产量、延长气井生命周期等技术措施可以提高采出程度。     

老油田高含水期可采储量及增产措施经济评价方法

注水开发油田依据含水高低和产油量的变化趋势可以划分为若干个阶段,为了取得注水开发油田比较好的经济效益,就要依据油田各阶段的特点,研究重大调整措施的效果和做好经济评价分析,对其影响经济效益的主要因素采取相应的对策。本文着眼于注水开发油田高含水期可采储量及增产措施经济评价方法的研究,主要阐述了井网加密调整经济分析、经济可采储量和增产措施经济产量计算方法。经过多年来的实践,虽然对经济可采储量及增产措施经济评价方法较 多,但本文所阐述的方法是较为广泛应用且切合实际的方法。     

A New Water Displacement Curve for the High Water-cut Stage

Field practices show the adaptability of the water displacement curve at the ultra-high water-cut stage is poor. The authors first proposed a new water displacement curve, and then put forward a new method to obtain the parameters in the new curve equation. Then a new characterization equation to describe the relationship between water-oil relative permeability ratio and water saturation is proposed, which is the new water displacement curve's theoretical basis. Finally, based on the case study it is proved that the new curve are more accurate in predicting the development performance at the ultra-high water-cut stage.     

预测高陡复杂断块岩性油藏产油量的一种新模型

现有产量预测方法,尤其是Arps递减方程在国内外油田得到广泛应用,有效指导了油田开发。但所应用油田一般规模较大,地层倾角较小,而且一般都是在高含水—特高含水阶段应用。现有产量预测方法多数基于历史产油量数据的拟合进行预测,产量数据越多,油田规模越大、地质情况越简单,准确率越高。对处于中低含水阶段的高倾角复杂岩性油藏,没有开发指标预测应用实例。从基本渗流理论出发,通过应用二项式公式表征油相相对渗透率随含水饱和度的变化规律,拟合砂岩、砂砾岩储层,达到较好效果,同时将油水相对渗透率融入产油量预测模型,使模型具备严格的渗流理论基础,结合重力校正系数,可以准确预测高倾角复杂岩性油藏产油量。在已开发区块应用情况表明,新方法预测精度在90%以上,能够用于产油预测。