“十一五”以来中国天然气重大地质理论进展与勘探新发现

中国天然气地质理论的发展与勘探发现相辅相成。“十一五”以来,中国天然气地质理论取得多方面重大进展,主要体现在7个方面,具体包括基础地质理论研究进展2项：①高演化煤系源岩、原油裂解气、生物气3类天然气生成机理得到深化,分别形成煤系源岩裂解生气模式、腐泥型有机质全过程生烃模式、生物气接力生气模式;②原油裂解气与干酪根裂解气、聚集型原油裂解气与分散型原油裂解气、有机成因气与无机成因气、煤型气与油型气等多种类型天然气成因鉴别理论得到进一步完善。大气田成藏地质理论进展5项：①创新提出了古老碳酸盐岩“五古控藏”成藏理论;②发展深化了克拉通盆地、前陆盆地及裂谷盆地致密砂岩气成藏理论;③建立了超深弱变形区“三微输导、近源富集、持续保存”成藏模式;④发展完善了以生烃断槽为基本单元的断陷盆地火山岩气藏成藏理论;⑤系统深化了海域高温超压和深水天然气成藏理论。天然气地质理论的进展推动了多项勘探新发现,古老碳酸盐岩成藏理论引领了中国单体储量规模最大的气田四川盆地安岳大气田的勘探;前陆冲断带致密砂岩气成藏新认识在库车形成中国首个超深层万亿立方米大气田;超深层礁滩气藏成藏理论指导了中国埋藏最深的生物礁气田元坝气田的勘探;海域成藏理论指导了中国南海海域自营区最大气田东方13-2气田以及深水勘探领域陵水17-2千亿立方米大气田的重大发现。     

巴喀气藏特征与吐哈盆地致密砂岩气勘探前景

通过分析吐哈盆地已发现的典型致密砂岩气藏——巴喀气藏的成藏特征认为,主要控藏要素有：水西沟群煤系地层源、储互层,储层致密,基质孔隙储气,气层厚度大、连片广,以及＂甜点＂与构造裂缝和沉积微相密切相关等。类比、总结盆地致密砂岩气区域成藏地质条件,普遍具有烃源岩条件优越,发育与煤系源岩间互的大型沉积砂体,凹陷主体区持续沉降、烃源岩持续演化排烃等有利于源内大型致密砂岩气藏形成的有利条件。吐哈盆地北部山前带和胜北-丘东-小草湖洼陷的斜坡区具备千亿方规模的天然气勘探潜力。     

东濮凹陷天然气富集规律

通过实验模拟,气体组分及同位素特征分析,对东濮凹陷不同类型天然气藏进行了聚类分析,并对成因进行判识。明确了古近系和石炭—二叠系2套烃源岩,在高热演化条件下可依次形成原油裂解气、湖相泥岩干酪根晚期裂解气及煤成气,3种主要生气方式造就了东濮凹陷深层富气。成因判识及气藏动态过程分析表明,东濮凹陷凝析气藏及煤成气藏具有"近源聚集、接力成藏、W型分布"的成藏特征。结合典型气藏解剖,指出深层凝析气及煤成气的富集主要受高热演化烃源岩的分布控制,其中,凝析气藏的有利勘探区域受深度(小于4 350 m)、坡度(同沉积断层)、有机质丰度(TOC0.8%)("三度")控制,二次生烃区域斜坡构造部位及深层储层"甜点"发育区是古近系深层凝析气藏勘探重点领域。煤成气的有利勘探区域主要集中在上古生界煤系源岩Ro2.0%、生气强度大于20×108 m3/km2的区域,中央隆起带及斜坡中下部位为有利勘探区。     

准噶尔盆地霍尔果斯油气田油气特征及油气充注次序

运用色谱、质谱和碳同位素等分析技术对准噶尔盆地霍尔果斯油气田进行油气特征和油气源对比分析认为,该油气田原油来源于白垩系烃源岩,天然气来源于侏罗系煤系烃源岩.利用干酪根裂解气动力学和同位素动力学对霍尔果斯油气田生气史和碳同位素演化特征进行了模拟.模拟结果表明,该油气田的天然气不是白垩系原油裂解形成的,而是源于侏罗系煤系烃源岩干酪根裂解形成的,烃源岩大量生气开始于12 Ma或10 Ma左右,天然气成藏时期约为6Ma.研究结果对准噶尔盆地南缘天然气勘探具有重要的指导意义.     

扎哈泉地区新近系致密油形成条件与分布特征

近年来,致密油已成为柴达木盆地油气勘探开发的重点领域。在烃源岩地球化学分析、致密储层分析、源储关系以及单井解剖分析等基础上,对柴西扎哈泉地区新近系致密油成藏条件和分布特征进行研究。结果表明,扎哈泉地区新近系烃源岩分布范围广,以暗色泥岩和泥灰岩为主,下段烃源岩的有机质丰度高于上部,成熟度适中,正处于生油窗内;致密油砂体以细砂岩、粉砂岩为主,主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储层孔隙发育一般,孔隙分布不均匀,连通性中等,储集空间主要为原生粒间孔,其次为溶蚀微孔,见少量的裂缝;砂岩与烃源岩紧密接触,源储配置关系较好,表现为半深湖相水下扇砂体与相对优质烃源岩交错叠置展布,源储共生、源储一体。勘探实际表明,主力生烃凹陷控制致密油藏的分布,凹陷中心或紧邻的构造斜坡区是致密油发育的重点地区。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及模式

吐哈盆地下侏罗统发育大范围煤系烃源岩及与其直接接触的辫状河三角洲砂岩,为致密砂岩气藏的形成创造了条件。明确致密砂岩气藏的成藏模式,对提高致密砂岩气藏的勘探成功率极为重要。通过烃源岩与天然气地球化学特征、不同岩性烃源岩的产气率实验模拟、各个地史时期盆地生气量模拟,并结合储集层岩石学、成岩演化及流体包裹体等相关地质要素的综合研究,表明吐哈盆地下侏罗统煤岩各项地球化学指标都远优于泥岩,是致密砂岩气藏的主要气源,于晚侏罗世-早白垩世开始生气,并在镜质体反射率大于1.1%时进入生气高峰;受快速深埋、成岩压实等因素作用,储集层致密化时间为晚侏罗世;这种"先期致密""、后期生气"的源储配置关系有利于吐哈盆地大范围发育以垂向近生气中心聚集的致密砂岩气藏。受喜马拉雅运动影响,吐哈盆地发育"过渡型"与"典型"型2种致密砂岩气藏类型。     

黄骅坳陷云质岩类致密油形成条件与勘探方向

黄骅坳陷是渤海湾盆地主要的富油气坳陷,致密油是其重点接替资源。为明确黄骅坳陷孔二段致密油形成条件及勘探潜力,系统分析了孔二段的沉积环境、致密储层类型及特征,优选出致密砂岩、云质过渡岩2类4个致密储层甜点段。孔二段大面积分布的优质成熟烃源岩,与致密砂岩、云质过渡岩类呈互层式叠置产出,源储一体,构成源内叠置型、源内包裹型、源下披覆型3种成藏组合类型,具有大面积连片含油特征。优选南皮斜坡官东地区云质过渡岩,孔西斜坡官西地区源内致密砂岩,孔东、孔西断裂带源下致密砂岩3个致密油潜力区带为下步有利勘探领域。     

白云凹陷天然气生成与大中型气田形成关系

通过对白云凹陷源、热、生烃机理、油气成因、资源规模及大中型气田分布特征等进行研究,认为白云凹陷存在文昌组和恩平组2套有效气源岩,其中恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩是目前已发现油气的主力烃源岩。白云凹陷烃源灶处于变热流密度地质背景下,烃源岩熟化率早低晚高,主生气期相对较晚,介于23.8～0Ma之间。烃源岩热模拟生气实验表明,文昌组湖相烃源岩以生油为主,高成熟阶段生成的天然气主要为原油裂解气(约80%);恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩油气兼生,以生气为主,主要为干酪根裂解气(约80%)。白云凹陷已发现的油气主要来自恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩,天然气以来源于恩平组烃源岩干酪根裂解气为主,以原油裂解气和文昌组烃源岩晚期干酪根裂解气为辅。白云凹陷总生烃量为985.442 5×108t,以生气为主(81.5%),生油为辅(18.5%),主生气强度介于(500～3 500)×104t/km2之间。研究认为研究区高生气强度的白云凹陷烃源灶为大中型气田的形成提供了物质基础,近源晚期成藏提高了天然气田聚集的效率,运聚单元的资源规模控制着大中型气田的宏观分布。     

不同煤系源岩生烃特征的黄金管热模拟实验对比研究

对鄂尔多斯盆地同一地区侏罗系煤、煤系泥岩和炭质泥岩生烃全过程的模拟实验结果表明：不同种类煤系源岩热解生油特征存在较大的差异;与典型的湖相或海相源岩相比,这3种煤系源岩生油潜力都比较低。生油潜力最高的为煤系泥岩,其最大生油量约为20mg/gTOC,而煤和炭质泥岩的生油潜力几乎只有煤系泥岩的一半。因此,煤系源岩单独大规模形成油藏的可能性较低。煤岩、煤系泥岩及炭质泥岩最大生成烃类气体气量为184～212mL/gTOC,在3种源岩中煤的生气量最大,而煤系泥岩的最大生气量只有3m3/t岩石;煤和炭质泥岩生成气体的碳同位素相近,而煤系泥岩生成甲烷碳同位素值要比煤同温度生成的甲烷碳同位素值偏低3‰～5‰。3种源岩模拟生气实验结果表明：煤应该是煤成气的主要贡献者。     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。