水溶气的类型特征及成藏的主控因素探讨

水溶气是一种重要的天然气资源。根据其赋存状态可以分为游离相和水溶相2种气藏类型。与常规天然气相比,水溶气的组分具有甲烷含量高、干燥系数大的特点,水溶气中含有一定量的CO2和N2等非烃气体。水溶气的同位素特征表现在与早期的气源相比,地层水中的水溶气甲烷碳同位素相对较轻,且脱溶形成的游离气的同位素又比水溶相天然气的轻。水溶气溶解度主要受温度、压力、水矿化度的控制。充足的气源和丰富的地层水资源是水溶气富集的基础,异常地层压力与构造抬升是水溶气脱溶成藏的重要条件。川中须家河组地层具有生气强度大、地层压力高、含水饱和度大以及晚期构造抬升强度大的特点,其水溶气资源非常丰富。     

珠江口盆地惠州凹陷古近系水溶气资源潜力

基于水溶气形成基本原理,结合惠州凹陷古近系烃源岩层系地质条件,采用网格化运算方法定量分析了惠州凹陷古近系烃源岩层水溶气资源量及其利用前景。惠州凹陷古近系主力烃源岩文昌组和恩平组生气量充足,其内砂岩储集层整体上处于弱超压—超压状态。根据文昌组与恩平组厚度、砂岩含量、孔隙度、含水饱和度、地层压力、温度、矿化度等参数计算,其水溶气资源量分别为1 791.49×108m3、2 688.5×108m3,相当于常规气资源量的1.19倍、3.46倍;假设地层压力由弱超压—超压降至常压状态,文昌组、恩平组可分别脱溶天然气80.84×108m3、97.04×108m3。可见在富气盆地的高压储集层中,水溶气不仅是潜力巨大的非常规资源,而且通过降压脱溶还可为常压的常规气藏提供可观的气源补充。     

气藏高矿化度地层水盐析相态及生产影响因素

针对高温高压气藏高矿化度地层水开展了盐析相态和生产影响因素分析。由于地层水含有电解质,采用Pitzer模型表征固相氯化钠热力学平衡,建立气-凝析油-地层水-固体的四相相平衡模型。高矿化度地层水在降压开采过程中,气中水含量增加,密度先增加后略微降低,密度极大值将降压过程分为"非盐析过程"和"盐析过程",矿化度抑制地层水蒸发,却加速地层水盐析。储层渗透率越低、束缚水饱和度越高或矿化度越大,地层盐析量越大。生产动态分析中确定采气速度越大或井底压力越低,盐析发生时间越早,盐析量越大。地层水盐析对单井产能有较大影响,造成储层孔隙度和渗透率降低。研究成果为含高矿化度地层水的高温高压气藏盐析预测奠定了基础。     

台北凹陷侏罗系煤层残留气量数值模拟

在分别考虑各种相态残留气量影响因素并建立相应定量关系的基础上 ,采用排烃门限理论和物质平衡法 ,对吐哈盆地台北凹陷侏罗系煤层残留气量进行了数值模拟。模拟结果表明 ,煤中残留的气主要以水溶、油溶、游离和吸附 4种相态存在 ,其中油溶相和吸附相起决定作用。与炭质页岩和泥岩相比 ,煤的残留气量最大。台北凹陷 1m3 煤岩残留甲烷气和重烃气的量分别为 10 .64m3 和 2 .3 84m3 ,煤岩残留气量随埋深先增大后减小。台北凹陷中、下侏罗统煤层残留气量分别为 5 .63× 10 12 m3 和 13 .12× 10 12 m3 ,在该区适合开展煤层气勘探。图 2参 3     

气测全烃校正计算储层含气饱和度方法及其在渤海油田的应用

砂砾岩储层和高显示水层的含气性评价是近年渤海油田勘探面临的难题,分析认为,地下破碎岩石含气量间接综合了储层渗透率、孔隙度、含气饱和度等关键参数,系石油与天然气勘探中的一项重要参数。基于定量脱气器所脱出的气测全烃与地下破碎岩石含气量有较好的相关性,在忽略井口气体逸散的前提下,对钻井液脱气效率进行了研究,通过理想气体状态方程和钻井参数校正,计算地下单位岩石体积含气量;通过与测井孔隙度数据结合应用,得出由气测全烃计算的储层含气饱和度。该方法克服了电法计算的缺陷,有效避开了地层水矿化度、计算参数难以确定等对电阻率的影响,可更准确地评价特殊储层含气性,初步实现了录井含气饱和度的定量化计算。     

水溶气脱溶的关键时期研究——以成都凹陷沙溪庙组为例

水溶气脱溶成藏是许多石油地质工作者研究的重点,特别是对水溶气脱溶关键时期的确定更是难点。在水溶气脱溶的关键时期,水溶气大规模脱溶,若具有匹配良好的储层、圈闭及保存等条件,天然气就可聚集成藏。利用包裹体、地层水矿化度、温度及压力等分析测试资料,结合盆地模拟手段,通过天然气溶解度回归方程,计算了成都凹陷重点时期沙溪庙组天然气溶解度,并研究了各时期天然气溶解度的变化特征。结果表明:须家河组五段烃源岩生排烃高峰期至沙溪庙组成藏期,天然气溶解度降低幅度最大,是沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期。     

水溶气脱溶的关键时期研究

水溶气脱溶成藏是许多石油地质工作者研究的重点,特别是对水溶气脱溶关键时期的确定更是难点。 在水溶气脱溶的关键时期,水溶气大规模脱溶,若具有匹配良好的储层、圈闭及保存等条件,天然气就可聚集成藏。 利用包裹体、地层水矿化度、温度及压力等分析测试资料,结合盆地模拟手段,通过天然 气溶解度回归方程,计算了成都凹陷重点时期沙溪庙组天然气溶解度,并研究了各时期天然气溶解度的变化特征。 结果表明：须家河组五段烃源岩生排烃高峰期至沙溪庙组成藏期,天然气溶解度降低幅度最大,是沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期。     

中国西北地区含油气盆地天然气有利勘探区带和成藏条件

我国西北地区塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、柴达木四大盆地和吐哈、酒泉两个中小盆地天然气资源丰富,待探明储量潜力大,天然气远景资源量约为234 899×108m3,占全国的50%,天然气地质资源量和可探明资源量分别为97 556×108m3和59 634×108m3,分别占全国的44.3%和42.6%,在这些盆地主要有三大勘探领域,即古生代克拉通盆地继承性古隆起、前陆盆地和前陆冲断带构造-岩性复合圈闭、柴达木盆地三湖地区第四系生物气,已在这三大领域探明了规模储量;在中国的四大气区(鄂尔多斯、塔里木、四川和柴达木气区)中西北地区的就有3个,说明了西北地区巨大的天然气勘探潜力。为了确保“西气东输”的资源基础和探明储量的增长,从战略接替和战略准备的现实资源基础出发,认为今后在西北地区的大中型含气盆地和广泛分布的中小盆地,应加强以石炭系和侏罗系为烃源岩层系的煤型气、煤层气的资源评价和勘探,重视叠合盆地深层气、柴达木盆地三湖地区水溶气的勘探。     

温、压控制水溶气释放的模拟实验方法研究

在研究影响天然气在地层水中溶解能力各种因素的基础上,分析了造成水溶相天然气释放的地质条件。通过物理模拟实验,不仅证明水溶气在运移过程中析出的游离气量的大小主要受温度、压力的控制,并获得了温度、压力变化时,单位体积饱和天然气的地层水析出游离气量的回归方程,为估算气藏中水溶释放气贡献量研究基础数据提供了计算方法。      

天然气在地层水中的溶解度变化特征及地质意义

根据不同成因类型天然气在矿化度不同、水型不同的地层水中的溶解度测定数据回归了有关方程式;讨论了天然气在地层水中的溶解度与地层水矿化度、水型、温度和压力的关系;研究了天然气及其各组分在不同温度和压力条件下地层水中的溶解度变化特征及其地质意义;预测了天然气富集带.结合冀中地区廊固和坝县凹陷的地质情况研究了天然气的运移相态,同时对坝县凹陷的水溶气资源进行了预测和评价.     

盐穴储气库采气过程甲醇注入量的分析

盐穴储气库是利用地下较厚的盐层,通过水溶造腔的方式,形成的腔体。由于腔体底端的卤水无法全部排出,采出的天然气处于含水饱和状态,有时甚至含有游离水。在连续采气的过程中,在一定的温度和压力下,就需要在井口对含水的天然气注入水合物抑制剂—甲醇。甲醇的注入量与诸多因素有关,针对多种因素的影响,需要对甲醇的注入量进行综合分析,分析的结论对盐穴储气库的生产运行具有一定的实际意义。     

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从流体封存箱的基本概念出发，研究了在高温、高压、封闭地层这一特定地质条件下，产生脉冲式混相涌流这种特殊的天然气运移方式。其原理是：随着异常高压的不断增加，高压带边缘（封存箱顶、底面或侧面）的相对封隔带发生破裂，高压带内的流体———溶解气、水、游离气、油等以混相方式向外涌出；随着压力的下降，油、气、水三相分离，溶解于地层水中的天然气会大量析出，游离气相大量增加；当高压带流体压力得到释放后，破裂的岩层重新闭合而成为新的相对封隔层，当压力再次升高时，又重复上述过程，呈脉冲状周而复始。据此，以莺歌海盆地为实例，分析了其封存箱分布及天然气运聚成藏特征，建立了典型的模式。最后认为，脉冲式混相涌流是天然气成藏的一种特殊的运移方式     

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城市天然气季节性消费量的变化决定了天然气地下储气库的注采动态运行过程,由于储库地质构造的非均质性以及储层存储和传输流体能力的不同,若库内井的注采量不合理,可能导致局部压力升高过快,使天然气溢失甚至发生危险;或者压力过大,使岩石央架上覆压力增高过猛,底水锥进,降低储层原有的渗流特性,本文通过论文＊＊中所建立的底水驱枯竭气藏天然气地下储气库的注采动态数学模型,在冬,夏季储库的运行分别以压缩机站最小的功率消耗和使城市能获得储库最大的调峰采气量为目标函数,根据其各自约束条件,采用复型调优法,建立了储库冬夏季的最佳运行模型式,为实际地下储气库季节性高优化运行提供理论依据。     

含水岩层型地下储气库储气量损失研究

天然气损耗是储气库的特有参数之一,它不仅关系到储气库运行的经济特性,而且还是评价一个储气库成败的关键。论述了含水岩层类型的地下储气库的功能、优缺点、库址条件以及其储气量损失的主要原因,并在理论分析的基础上,通过实例分析证明在含水岩层类型的地下储气库中,水溶气对储气库气量损失计算是不可忽略的,并针对这一情况提出解决措施。     

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天然气地下储气库的建造,是从根本上解决城市季节性调峰,平抑供气峰值波动的最合理,有效途径;之一,但由于实际储库地质构造的非均质性以及储层破除放传输流体能力的不同,。在调峰时必须对库内各注采井进行合理的配产,文章通过分析水驱气藏型地下储气库的注采动态特征,建立了库内注采井夏注冬采的数学模型,采用全隐式牛顿迭代法,以储库地层压力和含水饱和度为约束条件,数值模拟出各注采井的注采运行动态,并对其主要影响因素进行了分析,为实际地下储气库的优化运行提供了理论依据。     

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以克拉2气田为例，讨论了天然气在地层水中溶解—释放作用对气藏形成的影响，估算了因地层抬升所导致的水溶气释放为游离气的量，分析了影响水溶气与气藏中游离气组分分馏的主要因素。研究表明，天然气在地层水中的溶解—释放作用对克拉2气田天然气组分分馏起重要的作用，主要表现为：①在地层沉降和抬升过程中，由于地层温度、压力的变化，地层水选择性溶解和释放天然气组分；②在大规模水平挤压过程中，C₂+烃类气体随着边底水的迁移而流失；③地层异常高压导致大量C₂+烃类溶解于地层水中，致使气藏中甲烷相对富集。此外，水溶气释放对克拉2气田异常高压的形成也有一定的贡献作用。文章还通过天然气在水中溶解—释放模拟试验，分析了甲烷气体在地层水中因压力变化而释放的过程中碳同位素分馏状况。总结了克拉2气藏水溶气成藏过程及其成藏模式。     

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天然气欠平衡钻井就是在钻开产层前采用天然气作为钻井介质，替换普通泥浆进行钻井作业，在钻井过程中井筒气柱压力低于地层压力，允许地层流体进入井筒，没有钻井液滤液和有害固相微粒进入地层。它与其它欠平衡钻井作业方式相比，具有鲜明的技术特点和独特的技术优势，是一种对于产层少污染的非常规钻井方式，是真实评价和最好保护油气层的最佳钻井方法。文章结合井浅2井，重点介绍了有关天然气欠平衡钻井的一些关键技术，主要包括储层特征、井身结构、钻具组合、气举、天然气钻进技术、不压井带压起下钻技术、不压井带压下油管技术等，并列举了天然气欠平衡钻井在该井所取得的主要技术成果。井浅2井首次在南井构造须家河组获得油气储量，实现了该构造须家河组油气勘探开发的重大突破。为勘探开发川南水敏伤害严重的低压碎屑岩储层找到了一种有效的技术手段。     

新疆油田呼图壁储气库气井管柱腐蚀实验研究

新疆油田公司依据中石油股份公司储气库建设要求,启动了＂呼图壁气田改建储气库＂建设工作。储气库的主要气源是从土库曼斯坦进关的天然气,该天然气中CO2≤2%,CO2分压最大为0.68MPa,采出时在井口及井底,天然气的含水量普遍高于对应温度、压力下的天然气饱和含水汽量,即低于露点温度,会导致较为严重的CO2腐蚀。通过分析知道呼图壁气田影响二氧化碳腐蚀的环境影响因素主要有二氧化碳分压、地层水矿化度及Cl-含量、温度、流速等,由此设计了室内模拟实验条件;评价了P110、3Cr110、普通13Cr110、HP1-13Cr110抗CO2（含Cl-）腐蚀性能。得到了室内模拟条件下,不同目标管材的平均腐蚀速率与局部腐蚀速率,根据实验结果确定不同管材的腐蚀状况,为储气库气井管柱的选材提供依据。     

气井井下节流降压工艺方法探讨

结合气井生产特点，对汪家屯气田水合物的生成机理及产生规律进行了研究，阐述了水合物形成机理，即天然气水合物是天然气中的水和气体在低温高压下的产物，其形成与天然气组分和地层水的矿化度、温度和压力有关。为探索新的水合物的预防技术，在易形成水合物气井上，开展了井下节流防治水合物工艺试验，其原理是将地面气嘴移到井下产层上部油管内，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内。通过井下油嘴节流、降温后的天然气仍可吸收地层温度，降低井筒内天然气压力，提高采出天然气的井口温度，破坏水合物的生成条件，达到防止水合物生成的目的。