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。     

不同井型下的天然气水合物降压开采产气产水规律

目前的研究成果表明，降压法及其改良方案可能是实现海域天然气水合物（以下简称水合物）高效开采的最佳途径，但现有降压条件下的产气能力距离水合物商业开发需求仍存在着不小的差距，因而提高水合物藏分解效率、提升储层气液运移产出能力，进而形成安全高效的水合物开采新方法，是水合物开发过程中急需解决的瓶颈问题。为此，利用自制的水合物复杂结构井模拟实验装置，分别开展了垂直井、水平二分支井（夹角90°）开采水合物的实验室模拟实验，据此分析不同开采条件下各井型的产气、产水规律。研究结果表明：①垂直井与分支井开采中，降压幅度是控制前期产气速率的主要因素，而后期环境温度对水合物分解量的影响则逐渐加强；②井型对水合物开采产能具有明显的控制作用——垂直井开采降压幅度越大，产气情况越好，但实验尺度下累计产水量则相差不大，水平二分支井（夹角90°）开采过程中，产气速率比射孔面积相同的垂直井更高，波动较小，但初始阶段产水明显；③降压—热激联合作用更有利于水合物的分解和稳定产气，在其联合作用下，水平二分支井（夹角90°）比垂直井更有利于水合物的长期稳产。     

井口产量不当调节对气藏产能预测影响的研究

气藏产能试井要求每一工作制度下的压力和产气量都必须保持恒定，在实际试井过程有时通过频繁地调节针型阀来保持工作制度的稳定，同时在试井解释过程中也常在其他参数不变的情况下，将变化的产气量或压力值仅进行简单平均后就直接带入方程进行计算，这些都会导致试井解释结果不准确，给气藏的合理配产及开发带来不利影响。基于气藏产能试井模型，阐述了二项式产能方程的适用条件，从机理上分析了频繁调节针型阀和仅将产气量和压力值进行简单平均对产能预测所造成的影响，并通过实例进行验证。结果表明：对产气量仅进行简单平均后就直接带入方程将改变二项式产能方程的系数，其系数B随计算所用产气量值的减小而增大，计算得到的无阻流量值随计算所用产气量数据的增加而增加，产气量增加1%，无阻流量增加约1.5%；对压力进行简单平均后带入方程有可能使二项式特征曲线出现异常。     

不同井型下的天然气水合物降压开采产气产水规律

目前的研究成果表明,降压法及其改良方案可能是实现海域天然气水合物(以下简称水合物)高效开采的最佳途径,但现有降压条件下的产气能力距离水合物商业开发需求仍存在着不小的差距,因而提高水合物藏分解效率、提升储层气液运移产出能力,进而形成安全高效的水合物开采新方法,是水合物开发过程中急需解决的瓶颈问题。为此,利用自制的水合物复杂结构井模拟实验装置,分别开展了垂直井、水平二分支井(夹角90°)开采水合物的实验室模拟实验,据此分析不同开采条件下各井型的产气、产水规律。研究结果表明:①垂直井与分支井开采中,降压幅度是控制前期产气速率的主要因素,而后期环境温度对水合物分解量的影响则逐渐加强;②井型对水合物开采产能具有明显的控制作用——垂直井开采降压幅度越大,产气情况越好,但实验尺度下累计产水量则相差不大,水平二分支井(夹角90°)开采过程中,产气速率比射孔面积相同的垂直井更高,波动较小,但初始阶段产水明显;③降压—热激联合作用更有利于水合物的分解和稳定产气,在其联合作用下,水平二分支井(夹角90°)比垂直井更有利于水合物的长期稳产。     

滑脱和应力敏感效应对页岩气开发动态影响的数值模拟研究

滑脱和应力敏感效应是影响页岩气藏开发动态的2个重要因素,为定量研究其对产气量的影响,运用等效孔隙介质模型,建立了同时考虑滑脱和应力敏感效应的页岩气藏两相渗流数学模型,采用有限差分方法对该模型进行了数值求解,用Fortran语言开发了页岩气藏数值模拟器,在定产量和定压衰竭式开采条件下应用该模拟器研究了滑脱与应力敏感效应对页岩气井产能的影响规律,并将计算结果与美国Haynesville页岩气藏W3井的实际生产数据进行了对比。结果表明:衰竭式开发导致页岩气藏的压力和渗透率均降低,生产井附近储层压力和渗透率急剧降低;在投产第1年内,产气量虽迅速下降,但滑脱和应力敏感效应对产气量影响较小;生产500 d后,滑脱和应力敏感效应对产气量产生明显影响,滑脱效应使产气量增加,应力敏感导致产气量降低;模拟结果与生产数据的衰减趋势吻合度较高,证明该页岩气藏数值模拟器计算结果具有较高的可靠性。页岩气藏开发数值模拟器的成功研制,为页岩气井产能预测提供了一种新的有效手段。      

致密气藏水平井压裂缝不均匀产气试井分析

现场测试资料表明,压裂水平井部分裂缝产气量很小,甚至不产气,但现有试井模型几乎都未考虑其对试井解释的影响。因此,采用源函数、纽曼乘积方法建立了水平井压裂裂缝不均匀产气试井模型,通过数值反演得到了考虑井筒存储和表皮效应的井底压力解,绘制了水平井压裂裂缝不均匀产气试井典型图版,并研究了各裂缝产气量、裂缝半长、裂缝数量、裂缝间距和裂缝导流能力对压力动态特征的影响。水平井压裂裂缝均匀产气和不均匀产气在试井典型图版上呈现出不同特征。缝间干扰越小,早期径向流越明显,且在压力导数曲线上表现为约等于0.5/N的水平段。致密储层渗透率小,测压资料难以反映出系统径向流特征,如果把早期径向流当作系统径向流解释会导致解释出的渗透率与真实值存在约N倍的差异,因此在致密气藏试井解释中应该考虑不均匀产气对压力响应特征的影响,准确识别早期径向流阶段。最后给出了压裂裂缝不均匀产气的参数解释方法,为更细致地评价水平井压裂裂缝产气能力提供了借鉴。     

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明：潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动３个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间（只产气不产水）一般需1～2年,开始进入产气高峰需要2～3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。     

基于生产数据分析的沁水盆地南部煤层气井产能控制地质因素研究

产量是储层的反映,产量分析是认识储层最有效的方法。研究煤层气产能控制因素,可为煤层气勘探开发选区、井位部署及开发工程设计提供依据。沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的热点地区,初步实现了煤层气产业化,地面垂直井产气量一般在2 000~5 000 m3/d之间,但不同地区甚至同一地区的不同气井产气量有所差别。在对地面垂直井产气量数据对比分析的基础上,结合煤层气地质条件,分析影响气井产能的主要控制地质因素是构造条件、煤层厚度、煤层埋深、气含量、渗透率及水文地质条件。各种因素对气井产能的影响不同,煤层气井的产气潜力主要取决于各种主要控制因素的有效组合。     

一种快速准确预测煤层气井生产动态的解析模型

为快速准确地预测煤层气井生产动态,结合物质平衡方程、产能方程及气水相渗曲线,建立了煤层气井全过程生产动态解析模型,并将所建模型预测结果与数值模拟预测结果进行对比,在此基础上,分析了煤层气井产能的影响因素。研究结果表明：①应用所建立的解析模型与数值模拟软件Eclipse预测的煤层气井产气量平均误差仅为 3.3%,验证了所建解析模型的可靠性,能满足工程应用的要求;②相比于高渗煤层,提升低渗煤层的渗透率,煤层气井的增产效果更显著;③煤层原始含水饱和度越低、煤层厚度越小,煤层气井产气高峰出现得越早,而渗透率和临界解吸压力对煤层气井产气高峰出现的时间早晚几乎没有影响;④煤层厚度越大、渗透率越高、临界解吸压力越高,产气量峰值越高;⑤原始含水饱和度、煤层厚度及临界解吸压力与煤层气井累计产气量呈近线性关系,累计产气量随临界解吸压力和煤层厚度的增大而增大,随原始含水饱和度的增大而减小。     

含水致密砂岩气藏储量动用规律实验

采用长岩心多点测压物理模拟实验新方法,在原始含水饱和度分别为30％、70％条件下,对常规空气渗透率分别为1.63×10-3、0.58×10-3、0.175×10-3、0.063×10-3μm2的砂岩储层岩心样品开展了气藏衰竭开采物理模拟实验,记录实验过程中由近井到远井区域不同位置地层压力的变化特征,揭示了致密砂岩气藏储...     

海相优质烃源岩形成重质油与固体沥青潜力分析

通过中国海相烃源岩、浮游藻、底栖藻等大量热压生排烃模拟实验与南方海相碳酸盐岩层系储层固体沥青发育特征相结合,认为海相优质烃源岩具备形成大量重质油及固体沥青的潜力。主要依据为:海相烃源岩主要成烃生物——浮游藻热压生油模拟实验表明在成熟早期(R_o为0.45%~0.7%)就出现生油高峰,可以大量生成以非烃+沥青质为主的重质油,每吨TOC生成的原油最高可达1 000 kg以上,它也是形成储层固体沥青的主体;海相未成熟优质烃源岩(Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根,TOC大于2%)在成熟早期也可以大量生成以非烃+沥青质为主的重质油,每吨TOC总生油量可达300 kg,约占最高生油量的50%以上,总生烃量的40%以上,它随干酪根类型变差、有机质丰度减小(TOC小于2%)、碳酸盐含量变低(小于5%)而逐渐减少;中国南方二叠系、下志留统龙马溪组海相优质烃源岩在成熟早期形成的重质油及在准同生至成岩作用早期呈悬浮态运移出来的沉积有机质,经后期埋深高温裂解与聚合可以大量形成储层固体沥青。      

最大反应速率法在生油岩生烃率计算中的应用

本文利用岩石评价仪对东濮凹陷埋深1801m的未成熟生油岩进行不同升温速率（2、5、10、15、20℃/min)的热解动力学模拟试验,得到热解反应速率最大时的不同温度T_max。根据这些温度值,用最大反应速率法模型进行回归,求得该生油岩的表观活化能E和指数前因子A分别为199.6KJ/mol,和2.803×10¹³sec^-1。根据这两个热解动力学参数,及东濮凹陷的沉降速率（0.26mm/y)和地温梯度（0.03℃/m),算得该凹陷不同埋深生油岩的生烃率。如埋深为2768m时,生烃率为0.05（可视为生油上限);埋深为3571m时,生烃率为0.95（可视为生烃下限);最大热解速率时埋深为3337m（可视为生油高峰值)。所得生烃率计算,较符合实际情况,可以认为,最大反应速率法模型是一种较简单可行的模拟方法,岩石评价仪是一种适宜于进行生油岩热解动力学的仪器,所得不同埋深的生烃率的计算结果对于油气资源的评价和石油的勘探开发有较大的意义。     

松辽盆地王府凹陷油气水地化特征与油源对比

根据王府凹陷岩，油常规地球化学分析、稳定碳同位素和生物标志化合物检测，地层水离子含量、无机物含量、有机组分含量测定，研究青山口组烃源岩的生烃潜能，生烃特征和演化规律，指出青一段泥岩是该凹陷的最有利烃源岩。油源对比结果证实，凹陷内的原油来源于上覆青一段生油岩，自凹陷中心向周边运移，距离不大并有一定方向选择性，原油与凹陷周边的天然气并非同源。地层水及原油特征表明，王府凹陷同三肇凹陷是两个独立的生油系统     

岩性油藏三元成因模式及初步应用

济阳坳陷岩性油藏系统研究和统计发现,岩性油藏成藏主要受油源、储集物性和砂体成因类型等因素的控制。随埋深增加,岩性油藏的形成具有阶段性,在埋深适当的第二阶段成藏条件最好。岩性圈闭油气成藏可以用三元成因进行解释,围岩生排烃条件由差到好、砂体自身条件由差到好、砂体的沉积环境从不利到有利。当三方面均满足一定的条件时,圈闭具有成藏的条件。通过对车镇凹陷沙河街组三段下层序Ⅰ油源条件、沉积体系和沉积相及储集物性分析,应用三元成因模式对岩性圈闭和岩性油藏的分布进行了初步预测:车西洼陷和郭局子洼陷中心的浊积扇体,车271井区和大355井区是岩性圈闭和岩性油藏发育的有利地区。     

烃源岩孔隙流体介质对石油初次运移的影响

利用自主研制的地层孔隙热压生排烃模拟仪,系统开展了氮气—水蒸气、水蒸气—液态水体系、液态水和无水体系系列生排烃模拟实验,通过对排油效率的分析对比,探讨了烃源岩孔隙流体介质对石油初次运移的影响。在生油气阶段,烃源岩孔隙空间是保持一定温度和压力的多组分(烃气、非烃气、石油、地层水)流体共存的一种相态。液态地层水是石油初次运移过程中不可缺少的运移载体。水可能是首先吸附在岩石矿物的表面,起到了一种"润滑剂"的作用,阻止了石油在矿物表面的吸附,从而有利于石油的运移。同时,生油气过程中伴生的大量的CO2,由于其独特的超临界特性,易于溶解孔隙流体中的石油,降低了油水之间的界面张力和石油的黏度,减小了石油运移阻力,促进了石油的初次运移。     

碳酸盐岩有效排烃动力条件与临界有机质丰度关系

在碳酸盐岩的可能排烃动力学模型中，微裂缝作为压力释放的有效通道至关重要。碳酸盐岩烃源岩生烃过程中微裂缝的形成难以直接观察，但可以通过模拟实验，根据产物计量和一定的数学模型，计算生烃增压值，并通过岩石物理性质得到的理论破裂压力阀值判断其形成的温压条件。结果表明，碳酸盐岩有效排烃动力与有机质丰度有关。当有机质类型和成熟度一定时．有机质丰度越高，所产生的生烃增压就越大。有机质丰度很低的碳酸盐岩在一般地温条件下，难以产生足够的生烃增压使岩石破裂并形成徽裂缝作为效排烃通道。在常规的油-2生成的温度压力条件下，有机碳含量0．2％～0．3％可能是满足有效排烃动力条件的l临界有机质丰度。图5表1参10     

大型挤压构造事件对油气成藏的影响

传统石油成因理论认为有机质成熟度主要受温度、时间与压力等因素的控制。依据松辽盆地勘探实践经验认为热演化程度受温度控制明显,只要温度高,烃源岩可在短时间内大量生烃。构造运动不仅可以产生大量的热,使烃源岩生烃、排烃过程具有突发性,而且挤压作用可以促进烃源岩的排烃作用、运移作用。另外,构造运动又可以形成一系列的圈闭,从而使油气从生成到聚集的过程可以在短时间内完成。因此,在挤压构造发育的区域,即使烃源岩埋藏较浅,也具有一定的排烃能力,形成工业性油气聚集。基于这一认识,应该改变烃源岩埋藏浅就不能排烃的这一常规理念,把盆地边部构造变形较强的区域也纳入勘探视野。      

煤的二次生烃机理探讨

文中利用一种新的气源岩定量评价方法对南华北盆地上古生界煤的二次生烃机理进行了研究。主要采用两个系列的热模拟实验,即连续生烃热模拟和分段生烃热模拟(模拟沉降—抬升—沉降过程),还探讨了煤岩二次生烃的特点。      

地层孔隙热压生排烃模拟实验初步研究

热压生排烃模拟实验是研究烃源岩热演化机理的重要手段之一。现有模拟实验技术主要强调的是温度、压力和时间,忽视了地层流体压力、生烃空间、高温高压地层水及初次排烃等重要影响因素。利用自行研制的地层孔隙热压模拟实验仪,同时考虑影响烃源岩生排烃过程的多种因素,建立地层孔隙热压生排烃模拟实验技术,对比研究发现:流体压力、生烃空间和高温高压液态水跟温度、时间一样自始至终影响着沉积有机质的生烃演化,只是在不同演化阶段其影响程度和表现形式不同。在低成熟—成熟阶段,地层孔隙—高温高压液态水热体系对Ⅰ型干酪根黑色泥岩成烃过程的影响主要表现为延缓了油的生成,抑制了气体的生成,改变了干酪根的组成特征,提高了烃源岩的生油潜力。