中国大中型气田运聚气能力配置类型及其特征

利用气藏输导天然气能力与封气能力特征,对气藏运聚气能力配置类型及与储量丰度关系进行了研究,研究表明强运强聚配置类型最好,其次是较强运强聚配置类型和强运较强聚配置类型,再次是中运强聚、较强运较强聚和强运中聚配置类型,其他配置类型均较差。中国42个大中型气田运聚气能力配置类型有4种,以差运聚气能力配置类型的大中型气田为主,中等运聚气能力配置类型的大中型气田较少。但中等运聚气能力配置类型是中国形成高储量丰度大中型气田的主要运聚气能力的配置类型。     

中国大中型气田源盖能力配置类型及其与储量丰度关系

鉴于中国31个大中型气田气藏源岩供气能力与盖层封气能力特征,对气藏源盖能力配置类型及其与储量丰度关系进行了研究.结果表明:中国31个大中型气田源岩以供气能力强为主,盖层以封气能力强为主;源盖能力配置类型等级有3种,以好源盖能力配置类型的大中型气田最多,较好和中等源盖能力配置类型的大中型气田较少;源盖配置类型等级与气藏储量丰度之间关系表明,中国31个大中型气田的主要源盖能力配置类型等级为中等.     

徐深气田源盖能力配置类型与天然气聚集

徐深气田天然气的盖层层位、岩性不同,造成其源盖之间的空间、能力配置关系不同,源岩和盖层在能力上的有效配置,在某种程度上决定该气田天然气富集数量。根据天然气藏源岩供气能力和盖层封气能力特征,对气藏源盖能力配置类型及其与储量丰度的关系进行研究,总结出该区的源盖能力配置类型,对研究徐深气田的形成条件和指导气田天然气的进一步勘探具有重要意义。     

苏联超巨型气田一览表

苏联天然气分布的一个显著特点是集中。探明的天然气储量绝大部分集中在大型气田中,300亿米~3以上大型气田有93个,是世界上拥有大气田最多的国家,大型气田的储量占全苏探明气总储量的94％多。大气田中可采储量大于1万亿米的超巨型气田有11个,可采储量总计30.1万亿米~3,占世界超巨型气田天然气总可采储量的63％。就分布地区而言,11个超巨型气田中有9个在西伯利亚含油气盆地内,仅西伯利亚就拥有世界40％的天然气可采储量。     

松辽盆地徐家围子断陷火山岩盖层封气能力综合定量评价

对松辽盆地徐家围子断陷14个火山岩盖层气藏解剖研究表明,徐家围子断陷白垩系营城组一段顶部火山岩盖层具有高声波时差和井径扩容的特征,岩性主要为凝灰岩、火山角砾岩等,厚度为0~80 m,是一套良好的局部盖层。在分析火山岩盖层封气能力的影响因素,即火山岩厚度、排替压力、断层垂向封闭性、天然气黏度和气藏压力基础上,建立了火山岩封气能力综合评价方法,并得到天然气储量丰度与其火山岩盖层封气能力综合评价参数a具有正相关关系。结合天然气储量丰度的划分标准,得到徐家围子断陷形成高储量丰度气藏所需要的a值大于或等于0.005 m•Pa•s,形成中等储量丰度气藏所需要的a值为0.005～0.002 m•Pa•s,形成低储量丰度气藏所需要的a值为0.002～0.0003 m•Pa•s,形成特低储量丰度气藏所需要的a值小于0.0003 m•Pa•s。由此得到火山岩盖层封气能力分布特征:封闭高储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷东北部地区;封闭中等储量丰度气藏的火山岩盖层全区基本均有分布;封闭低储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷中部和南部地区,西北部也有局部分布;封闭特低储量丰度气藏的火山岩盖层在全区零星分布,主要处于火山岩盖层的尖灭线附近。徐家围子断陷天然气的富集在一定程度上受到火山岩盖层封气能力的控制。     

中国大气田的地质和地球化学若干特征

通过地质、地球化学等分析,对中国大气田的地质和地球化学若干特征进行了总结。截至2011年底,中国共发现48个大气田,探明地质总储量占全国天然气探明储量的81.5%。中国大气田的主要地质和地球化学特征有:①天然气组分以烷烃气为主,甲烷平均含量88.22%,乙烷、丙烷和丁烷平均含量分别为3.31%、0.97%和0.49%;②大气田天然气类型以煤成气为主,48个大气田中有27个为煤成气田;③储集层的层系和岩类多,其中二叠系和三叠系发现的储量最多;主要储存在砂岩、碳酸盐岩和火山岩中,砂岩中的储量最高;④致密砂岩大气田起举足轻重作用,48个大气田中有16个为致密砂岩大气田;⑤"晚期成藏"和"超晚期成藏",晚期成藏有利于天然气的保存从而有利于发现大气田;⑥气藏类型多,有构造、岩性和地层3类。     

我国大中型气田形成主控因素研究

根据天然气运聚动平衡理论，对我国46个大中型气田形成的主控因素进行了研究。结果表明，断裂输导通道是我国46个大中型气田天然气运移的主要方式，是我国大中型气田形成的一个主控因素。盖层和储层压力配置类型是我国大中型气田形成的另一个主控因素，我国46个大中型气田盖层和储层压力配置类型有5种，以高压盖层和高压储层配置类型最多，其次是高压盖层和常压储层配置类型，再次是高压盖层和低压储层配置类型和常压盖层和高压储层配置类型，常压盖层和常压储层配置类型最少。高、中储量丰度的大中型气田盖储层压力配置类型主要为高压盖层和常压储层配置类型和高压盖层和高压储层配置类型。     

我国大中型气田储量丰度与其扩散散失量之间关系的定量研究

我国47个大中型气田以低储量丰度为主,其次是高和中等储量丰度,最少为特低储量丰度。通过利用费克定律建立了气藏天然气扩散散失量估算方法,对我国47个大中型气田天然气扩散散失量进行了估算,结果表明我国大中型气田天然气扩散散失量大小差异较大,最小的只有0．92×10^8m^3,最大的为2286．81×10^8m^3,二者相差2200余倍。通过我国47个大中型气田储量丰度与天然气扩散散失量之间关系研究发现,我国大中型气田储量丰度越低,天然气扩散散失量越大;反之则越小。天然气扩散散失是造成我国大中型气田储量丰度降低的一个重要原因。     

渤海海域渤中19-6大型凝析气田形成条件与成藏特征

深入分析渤中凹陷天然气资源基础、低潜山圈闭形成机制、优质储集层控制因素和天然气保存条件,总结渤中19-6大型凝析气田的形成条件与成藏特征。研究表明,渤中凹陷多套巨厚的腐殖-腐泥型烃源岩在高演化阶段大量生气是大型气田形成的物质基础,印支期以来多期次构造演化形成了大规模的深埋低潜山圈闭,郯庐断裂活动形成了多类型储集层,潜山太古界变质岩和古近系孔店组砂砾岩是本区优质储集层。巨厚的超压湖相泥岩与较弱的新构造运动配置形成了良好的保存条件。渤中19-6气田属于大型特高含凝析油凝析气藏,天然气成因类型为腐殖-腐泥气和干酪根降解气,具有气层厚度大、气柱高度大、成藏过程先油后气的特征,潜山为块状气藏,孔店组砂砾岩为层状气藏,气藏具有超压源岩多途径强充注、多套常压—弱超压储集层汇聚、厚层超压泥岩盖层保存、天然气超晚期快速成藏的成藏模式。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%~97.35%,乙烷含量为0.01%~0.29%;低氮(0.44%~6.13%)、低氦(0.01%~0.06%),中—低含硫化氢为主(0.62~61.11g/m3)。气藏压力由震旦系的常压(压力系数为1.07~1.13)逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压(压力系数为1.53~1.70),气藏温度137.5~163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。     

气源断裂与盖层时空匹配关系及对天然气成藏的控制作用——以徐家围子断陷为例

在气源断裂与盖层发育、断裂活动期及封气能力形成期分析的基础上,对徐家围子断陷气源断裂与盖层时空匹配关系及对天然气成藏的控制作用进行了研究,认为徐家围子断陷气源断裂与登二段泥岩盖层空间匹配关系相对较好,与营一段顶部火山岩盖层空间匹配关系相对较差;气源断裂与登二段泥岩盖层及营一段顶部火山岩盖层时间匹配关系较好。气源断裂与盖层时空匹配关系对营城组天然气成藏的控制作用主要表现为天然气聚集层位和聚集部位受气源断裂与盖层空间匹配关系的影响;天然气聚集程度受气源断裂与盖层时间匹配关系的影响。     

中国大中型气田断裂和砂体输导特征对比

中国63个大中型气田天然气的输导通道分为6类：断裂、不整合、砂体、断裂-不整合、断裂-砂体、不整合-砂体。断裂是天然气运移的主要输导通道，以断裂为主要输导通道的大中型气田约占大中型气田总数的55．56％。为更好地对比以断裂和以砂体为主要输导通道的大中型气田的不同输导特征，利用天然气沿输导层输导速度的大小来反映天然气输导能力的强弱。对中国53个以断裂（包括断裂不整合）和砂体为主要输导通道的大中型气田天然气输导能力及天然气聚集效率进行了研究，结果表明，断裂输导天然气能力远高于砂体输导天然气能力，二者相差约4个数量级；断裂输导对大中型气田天然气聚集效率的贡献也大于砂体输导对大中型气田天然气聚集效率的贡献。图4表1参19     

绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气能力综合评价

为了研究绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气的能力,根据砂体的发育程度(砂地比)和渗透率特征,定义、求取了砂体输导天然气能力评价参数.得到绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气能力评价参数值为0.01～0.21,高值区主要分布在坳陷东部,由此向西砂体输导天然气能力评价参数值逐渐减少.通过定义求取气藏天然气聚集效率,对中国11个以砂体为主要输导通道的大中型气田天然气聚集效率值进行了计算.通过中国11个以砂体为主要输导通道的大中型气田砂体输导能力评价参数与天然气聚集效率之间关系研究,得到绥滨坳陷东荣组高效、中效和低效砂体输导层输导天然气能力评价参数评价标准,据此评价标准可以得出东荣组砂体输导能力中效区位于坳陷东部,低效区位于坳陷西部.结合研究区圈闭条件,综合研究得到绥滨坳陷东荣组天然气较有利区位于绥滨坳陷福兴斜坡及东部斜坡带的东南部.     

辽河西部凹陷页岩油气富集主控因素

研究发现,泥页岩的有机质含量、成熟度、有机质类型、孔缝特征及厚度等内部因素是其能否富集的关键条件。以沙河街组沙三下亚段(Es33)和沙四上亚段(Es41)为例,在页岩油气影响因素研究的基础上,运用多因素综合评价、部分因素重点分析的方法,分别揭示Es33及Es41页岩油气富集的主控因素。综合认为,Es33有效厚度大,有机质丰度中等,热演化程度适中,有机质类型多样,气测异常明显、含油气性好,页岩油气共生,主要受有机质丰度影响;同Es33相比,Es41具有较高的有机质丰度,但有机质类型与热演化程度匹配较差,未能达到页岩气富集的条件,主体发育页岩油。因此,明确页岩油气富集的主控因素,是寻找页岩油气赋存有利区域的前提,对辽河坳陷页岩油气的勘探开发具有现实意义。     

中国大中型气田盖层封盖能力综合评价及其对成藏的贡献

大中型气田天然气封盖条件主要受盖层自身厚度和排替压力、气藏内部能量(压力系数)和天然气本身性质(流动粘度)的影响。气藏盖层封闭指标CSI值与天然气聚集效率为正比关系,CSI值越大,天然气聚集效率越高;反之则越低。中国大中型气田聚集效率分3个等级:1)大于100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为高效气藏,主要分布在塔里木、柴达木、莺琼、渤海湾和松辽盆地,以塔里木、柴达木和莺琼盆地居多;2)10×10⁶～100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为中效气藏,主要分布在四川、东海、松辽、渤海湾、塔里木和吐哈等盆地,以四川盆地最多;3)小于10×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为低效气藏,主要分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地。中国大中型气田的形成要求其盖层的CSI值应大于10⁹m/s。然而,对于天然气聚集效率较高的气田,其盖层的CSI值还应更高。     

徐家围子断陷火山岩天然气盖层差异特征

通过分析松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩气藏上覆岩层的岩性、物性、空间位置及厚度等差异分布规律,确定了火山岩天然气盖层的类型及划分标准,探讨了各类型盖层的空间分布规律、天然气封闭性及其对气藏发育控制作用的差异性。分析结果表明,徐家围子断陷营城组火山岩天然气藏盖层具有3种类型：Ⅰ型为顶部泥岩盖层,Ⅱ型为顶部致密火山岩盖层,Ⅲ型为上部致密火山岩夹层盖层。其中,Ⅱ型和Ⅲ型盖层岩性均含有火山熔岩及火山碎屑岩两类岩性,且伽马及密度测井曲线都显示高值特征;二者测井响应主要区别在于空间分布位置上的差异,Ⅱ型盖层位于火山岩顶部,而Ⅲ型盖层则位于火山岩段上部,其上还覆盖低密度火山岩段。Ⅱ型盖层覆盖面积大,空间连续性好,排替压力最大可达8.8MPa,相同盖层厚度条件下所对应单井日产气量最高,可达36.6×10⁴ m³;Ⅰ型盖层覆盖面积次之,且主要发育在断陷边部地区,排替压力最大为6.9 MPa,覆盖范围内单井日产气量最高为23.2×10⁴ m³;而Ⅲ型盖层分布区域内致密封盖层之间空间连续性较差,盖层排替压力大部分在4.75 MPa以内,单井日产气量最高仅为12.8×10⁴ m³。Ⅱ型盖层对天然气具有更强的封盖作用,Ⅰ型盖层次之,Ⅲ型盖层封盖能力最差。各类型盖层封盖能力的差异性控制着火山岩气藏的形成与富集。     

泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法

为了研究泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法, 在研究其对各种相态天然气封闭机理的基础上, 利用游离相、水溶相和扩散相天然气在外加压力和浓度作用下通过泥岩盖层的 渗滤和扩散速度, 分别建立了泥岩盖层对游离相、水溶相和扩散相天然气封闭能力评价参数Vs, Vw, Vd。以此为基础, 通过Vs, Vw, Vd 的加权平均建立了泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价方法, 并将其应用于滨北地区青山口组泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价中, 结果认为青山口组泥岩盖层主要为中等能力封闭区, 仅在盆地北部讷河和东部绥棱以东局部地区为差封闭区, 其对各种相态天然气封闭能力差是造成该区扶余和杨大城子油层天然气显示差的重要原因 之一。     

中国大中型气田天然气聚集效率及其主控因素

中国60余个大中型气田天然气地质储量、含气面积和成藏时期的统计结果表明,中国大中型气田的聚集效率差别很大。据此将中国大中型气田分为高、中、低效3种类型:高效大中型气田天然气聚集效率大于100×10⁶m³/(Ma·km²);中效大中型气田天然气聚集效率为10×10⁶～100×10⁶m³/(Ma·km²);低效大中型气田天然气聚集效率小于10×10⁶m³/(Ma·km²)。中国大中型气田天然气聚集效率主要受源岩生气强度、天然气输导速度、封盖能力和天然气成藏期相对早晚等因素的共同控制。即源岩生气强度越大,天然气输导速度越大,盖层封盖能力综合评价指标越大和天然气成藏时期越晚,天然气聚集效率越高;反之则越低。     

中国高效大中型气田形成的封盖保存条件

在分析中国不同类型盆地46个大中型气田封盖及保存特征的基础上,利用气藏盖层封盖能力综合评价参数对盖层封盖能力进行了研究,结果表明,前陆盆地大中型气田天然气封盖能力最好,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最差。根据天然气聚集时期的早晚对中国不同类型盆地大中型气田天然气保存特征进行研究,裂谷盆地高效大中型气田天然气聚集时期一般应为N及其以后,天然气保存条件较好;前陆盆地和克拉通盆地一般应为E—N及其以后,天然气保存条件相对较差。前陆盆地大中型气田天然气聚集效率最高,其次是裂谷盆地,克拉通盆地最低。根据大中型气田天然气聚集效率与其封盖保存条件之间的关系,克拉通盆地高效大中型气田形成所需要的盖层封盖能力综合评价参数的下限值约为3.1×109m/s,裂谷盆地约为7.0×109m/s,前陆盆地约为9.7×108m/s。图2表2参19