靖边气田“硫水耦合”现象的成因与启示

靖边气田膏岩稳定发育,地层水和硫化氢分布局限,气田富硫区不受膏岩控制,而与富水区叠置耦合.通过模拟实验和地层埋藏演化史分析,从硫化氢生成条件及地层流体运动学角度探讨了这一现象的成因.结果表明,地层水对硫化氢生成的控制作用和储层强非均质性导致的气水分离不彻底是"硫水耦合"的关键.该问题的研究说明:①靖边气田含硫天然气生成过程始终受地层水控制;②现今硫化氢分布是气水分离结果,并受储层非均质限制;③揭示地层水体分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制.     

靖边气田低含硫天然气成因探讨

靖边气田低舍硫天然气成园问题一直认识不清.综合全烃分析,测井解释、产水、试验模拟等资料,对靖边气田H2S的生成机理、反应条件、控制因素等进行了研究.以此为基础,对靖边气田低含硫天然气的成园进行了探讨.研究表明,靖边气田H2S为硫酸盐热化学还原反应成因,地层水是该反应进行的关键,H2S生成过程始终受地层水控制,气田天然气低含硫的原因并非石膏少,而是地层水有限.研究揭示地层水分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制.     

靖边气田马五1气藏地层水形成机理及控制因素分析

结合储层特征及构造演化史，通过马五1气藏地层水形成机理和控制因素分析，将靖边气田马五1气藏地层水演化过程划分为6个阶段。研究认为马五1气藏既无边水，也非底水，无明显的气水边界。所谓气井产水，是成藏过程中由于受区域构造和储层非均质性影响而形成的局部成藏滞留水。     

致密砂岩气水分布特征——以鄂尔多斯盆地东部临兴地区为例

鄂尔多斯盆地临兴地区垂向上发育多套致密砂岩气层,目前生产最大问题是大部分井产水且井间产水量差异大,研究区气水分布规律和控制因素认识不清严重制约了该区天然气勘探开发进程。水化学分析显示致密砂岩目的地层水为CaCl_2型,气藏未受大规模破坏;通过岩石薄片观察、核磁实验分析,地层水赋存特征主要受不同孔隙类型组合和孔隙结构影响。可动自由水主要赋存于残余粒间孔、溶蚀粒间孔内,毛管水、束缚水主要赋存于溶蚀颗粒孔和晶间孔内;气水分布主要受生烃强度、输导体系、构造幅度、储层非均质性影响,远离源岩储层断裂输导能力差时储层自由可动水含量较高,且在一定的构造幅度下存在气水分异现象。气田开发过程中宜针对气水分布规律在开发井部署、合层开采及排采制度上进行优化。     

锦66井区盒2段气水分布规律及开发对策研究

东胜气田锦66井区属于低孔、低渗、低丰度的岩性构造气藏,部分井产水量大,制约了产能的进一步提升,目的层盒2段气水分布规律及控制因素不明,气水分布复杂。根据气田钻井、测试等资料建立了气水识别电性标准,通过全区标准化气水识别和已有的成藏认识,认为气层、水层为非区域性的连续分布,气水界面不统一,构造高、物性好,则气层相对发育,为典型的岩性构造气藏。通过分析认为产水主要来源于盒2段层内水,同时本区地层水可分为孤立透镜体水、边底水及弱分异的气水混层。气水分布受构造特征、优质储层分布、储层非均质性和油气成藏等因素的控制,据此提出了对应的开发地质对策。     

苏东南区陕X井区地层水产出控制因素分析

致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。苏里格气田是中国目前发现规模最大的整装致密砂岩气气田。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气储层具有储层物性差、厚度薄、非均质性强等特点,在未经压裂的情况下一般不能获得自然工业产能。近年来苏里格气田部分区块面临气井产水严重,地层水产出机理、控制因素及气水分布关系不明确等问题,严重制约了苏里格气田天然气的高效开发。苏东南区陕X井区井间产水差异性较大,部分气井产水严重,查明研究区气水分布规律、地层水产出机理及控制因素,对区块后续产能建设及高效开发具有重大的意义。本文从地层水化学特征、分布规律及储层物性、砂体展布等方面对陕X井区地层水产出控制因素进行分析研究,并取得一定认识。     

苏里格X区块盒8段致密气藏地层水赋存状态及控制因素分析

针对苏里格X区块盒8段致密气藏存在的气水关系复杂、无统一的气水界面、气水分布规律认识不清等问题,应用地质、测井、测试及生产动态等多种资料综合分析该区致密气藏地层水赋存状态及主控因素,将地层水划分为束缚水、毛细管水和可动水3种类型,确认盒8段致密气藏地层水主要受烃源岩生烃强度、储集层非均质性及局部微构造等多种因素控制,其中:烃源岩生烃强度控制区块气水分布的宏观格局,储集层非均质性决定区块局部的气水分布,局部微构造控制同一连通砂体内可动水的垂向运移。该研究为苏里格X区块致密气藏气水分布规律分析提供了可靠依据,并为该区块下步勘探开发选区、选井工作提供了指南。     

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田，但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期，面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率，以普光高含硫碳酸岩盐气田为例（以下简称普光气田），对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究，梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明：(1)揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征，形成了“相控+震控”储层精细建模技术，精细表征了储层非均质性空间展布；(2)建立了普光气田5种类型剩余气分布模式，确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布，受井网完善程度和高渗条带分布控制，水侵区剩余气分布呈现小零散特征，形成了不同类型剩余气挖潜技术；(3)提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策，实现水侵前缘均匀推进；(4)明确了储层硫沉积主要发生在近井地带（小于6 m），可导致渗透率最大下降70%～80%（表皮增大6.5～12倍），实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂；(5)建立了考虑...     

新场气田须二气藏气水分布探讨

新场须二气藏储层非均质性强，气藏气水分布复杂，无统一的气水界面，且分布于不同层位．研究表明，该气藏是一个边水气藏，由于储层强非均质性及成岩后生作用导致“残留地层水”的形成，而“残留地层水”杂乱无序的分布结果使得气藏呈现复杂的气水分布。     

鄂尔多斯盆地苏39区块致密气藏气水分布及其主控因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏,其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上,气水关系复杂,深入探索苏39区块的气水分布关系,对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料,系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组(P₁t)—盒8段(P₂h₈)气水分布关系,总结了气水分布关系的主控因素,划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况,可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围,源储距离影响气水的纵向分布;断层沟通了烃源岩和储层,对于气水有一定的调整作用;区域构造起伏对气水分异有一定的影响;储层物性控制储层局部的气水分布,储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异,分别建立了源储一体(源内)型和源储相邻(近源)型2种致密砂岩气水分...     

松辽盆地南部东南隆起区低压油气藏形成机制及分布特征研究

通过对松辽盆地南部东南隆起区低压油气藏低压形成机制、油气成藏过程和分布规律的分析,指出:低压主要是由于嫩江-明水组沉积期末区域抬升之后长期处于隆升状态,导致巨厚盖层剥蚀卸载、大断裂长期活动、油气大量散失及生烃作用停滞而引起的;低压油气藏主要是早期形成的油气藏在区域抬升运动破坏以后,残存下来的油气聚集在原圈闭或调整到浅层圈闭而形成的油气藏,由于形成过程中烃类供应不足导致地层压力得不到有效补充,从而引起储层低压。该类油气藏主要分布在源岩较差的小断陷及大断陷中的小型圈闭内,一般规模较小,适于精细挖潜勘探。     

辽河油田稠油区块硫化氢分布特征及成因研究

蒸汽驱是开采稠油的行之有效的方法之一,但辽河油田稠油区块在注蒸汽开采过程中却出现了较高浓度的硫化氢气体,而对于这种硫化氢的成因一直存在不同的认识。通过现场调查、跟踪监测及大量油、气、水分析,认为硫的可能来源主要为稠油中的含硫化合物、地层中的硫酸盐矿物及外来的含硫化学试剂。总结了硫化氢的分布规律和主要控制因素,并通过硫同位素分析和模拟试验指出辽河油田稠油区块硫化氢的成因主要为含硫化合物的热分解,其次为硫酸盐热化学还原。     

致密砂岩气区气田水液态轻烃的类型特征及其地质意义——以四川盆地上三叠统须家河组气藏为例

前人的研究成果认为,天然气聚集区地层水中主要是以甲烷为主的轻烃与少量苯类及酚类化合物。然而,利用吸附丝色谱技术对四川盆地上三叠统须家河组气藏56个气田水样品开展分析后却发现,该区致密砂岩气区气田水中具有丰富的液态轻烃(C4~C16)信息,可分为富烃类与贫烃类两大类、6个亚类共16种类型。为此,进一步分析了气田水轻烃发育特征与烃类的关系,取得了以下主要认识:1气田水中液态轻烃的广泛发育,显示须家河组气源岩多处于热演化生湿气—大量生气早期阶段,苯系物与萘系物的广泛存在,展示其液态轻烃为煤系烃源岩所生成;2气田水中轻烃类型的差异证明储层的非均质性较强、连通性差,烃类的聚集形成于储层致密化同期或致密化以后;3须家河组气藏中不同区域天然气的聚集存在期次与类型上的差异,大量富烃类气田水的存在,证实四川盆地须家河组还未经历原油热裂解成气阶段,天然气仍以干酪根热裂解气为特征。对气田水中液态轻烃的分类与特征进行归纳总结,为致密砂岩气区天然气藏的形成与演化规律研究提供了新方法,对气层的压裂改造与天然气的开采也具有重要的地质意义。     

川中广安气田须家河组储集特征及对油气分布的影响

根据38口井岩石学、物性等相关资料,研究了广安地区上三叠统须家河组砂岩储层特征,分析了不同含气层岩石类型,探讨了成岩作用对气藏分布的控制。研究区须家河储层岩石类型呈现结构成熟度中等,成份成熟度较低的特点,以岩屑长石砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩为主;从须二段到须六段,岩石成分在变化,岩屑含量逐渐增多;富气砂岩主要为长石岩屑砂岩。砂岩储层物性整体属于低孔、低渗特征,主要发育粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔,其中粒间溶孔、残余原生粒间孔发育程度的好坏直接影响到储层的储集能力。研究区存在石英加大-绿泥石衬边、石英加大-溶蚀、绿泥石衬边-溶蚀、绿泥石衬边-碳酸盐胶结和石英加大-碳酸盐胶结等6大类成岩相。绿泥石衬边-溶蚀相和石英加大-溶蚀相为最好的成岩相类型,研究区须家河组气井都分布在该2类成岩相中。     

松辽盆地北部扶杨油层油气成藏与分布的主控因素

在松辽盆地北部扶杨油层油气藏类型，分布特征及与成藏条件空间分布关系分析的基础上，提出了该区扶杨油层油气藏形成与分布的4个主控因素：青一段有效源岩分布及青一段好盖层分布控制了扶杨油层油气藏的形成与分布；青一段超压，扶杨油层的低水位砂体和青山口组底部断层的发育是扶杨油层形成上生下储大面积岩性油藏的重要条件，地下水碰撞带为扶杨油气聚集成藏提供了水动力圈闭条件。     

苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理

苏里格气田西区气藏产水严重,气水分布规律及其形成机理认识不清,制约了气田滚动开发进程。利用钻井、测井、录井、生产测试资料进行综合研究,明确了气水分布规律及其形成机理,建立了气水成因演化模式。研究表明:①该区气水分布呈"渐变互补"特征,相对富水区在西北部;②控制气水分布的主要因素为烃源岩、储集层物性及构造等,地层水主要分布在烃源岩欠发育区、物性不佳区和连通体内构造低部位;③烃源岩对气水分布起关键作用,烃源岩成熟度低值区地层水发育、高值区天然气富集。该研究可直接指导研究区开发选区、选井工作。     

松辽盆地深层火山岩气藏富集规律与勘探前景

松辽盆地深层为多个独立断陷组成的断陷群,火山岩为深层天然气藏主要储集层。在对深层火山岩气藏形成条件和成藏富集规律系统分析的基础上,提出深层火山岩气藏具有近距离运移成藏,围绕主断槽、沿断裂分布的特点;烃源岩、储集层和断裂共同控制气藏的分布。烃源岩、火山岩都发育且配置关系良好并具有一定构造背景的区带为有利勘探区带。目前未突破的断陷多,勘探潜力大。营城组火山岩依然是下步勘探的重点,火石岭组是火山岩气藏勘探的新层系;深层碎屑岩分布广,烃源岩与储集层大面积直接接触,是深层勘探重要的接替层系。     

鄂尔多斯盆地北部深盆气藏近地表地球化学特征

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏为深盆气藏。它自南到北可分为气区和水区;气区分布在南部近源岩区,其成藏受控于砂岩展布和物性,气藏压力“负异常”,无边水和底水,烃类向上微扩散弱,近地表地球化学背景场低;水区分布在该区北部,远离源岩,其成藏主要受控于构造,气藏压力正常,具有边水或底水,烃类向上微扩散较强,近地表地球化学背景场相对较高。根据这种特征,建立了深盆气藏气水界面的地球化学特征以及气区和水区的异常模式,即由低背景突变为中背景的陡增带为深盆气气藏的气水分界面,水区气藏主要为环状或半环状异常模式。     

杭锦旗地区J58井区下石盒子组气水分布及其控制因素

J58井区下石盒子组是杭锦旗地区致密砂岩气勘探开发的重点层段,目前对其气水分布关系以及影响因素认识不清,极大地制约了天然气的有效开发。在研究区地质特征研究的基础上,通过对该区30余口井的测井资料、试气资料及地层水化学资料的综合分析,弄清了J58井区的气水分布规律及主控因素。结果表明：该区地层水矿化度为24 176~76 917 mg/L,地层水水型为CaCl₂型,反映了地层水封闭性好,有利于天然气的聚集和保存。纵向上气水分异不明显,气水层连续性差,多数为气水同层,盒1段气层较发育。平面上气层集中分布于河道砂体连片区,水层主要位于砂体边部。气水分布主要受生烃强度、沉积相、有效砂体厚度及含砾砂岩厚度等因素控制,气层主要分布在生烃强度大于15亿m³/km²的区域,储集层距烃源岩越近,气层相对更发育;沉积相、有效砂体厚度和含砾砂岩厚度进一步控制着气产量及气、水层的展布范围。该研究成果对确定研究区天然气有利靶区具有指导作用。     

渤海湾盆地盆缘洼陷新近系天然气成因与油气差异富集机理——以黄河口凹陷东洼为例

以往认为盆缘洼陷埋藏浅、面积小、生烃能力有限，因而未能引起足够重视。随着油气勘探的深入，盆缘洼陷现已成为渤海湾盆地油气勘探的重点与热点领域，但对其油气成藏机理及富集规律的研究亟待深入。基于地球化学资料，对黄河口凹陷东洼新近系油气的成藏机理及分布规律进行了系统研究。研究结果表明：黄河口凹陷东洼新近系原油和天然气具有不同的来源和成因，其中原油来自古近系沙河街组三段和沙河街组四段烃源岩，而天然气则为新近系油藏原油降解次生生物气；原油的形成早于天然气的形成，气藏的分布整体浅于油藏的分布，但其具体分布受控于新近系馆陶组中-上部、明化镇组下段中-下部和明化镇组上段底部3套区域盖层的封闭能力，总体呈现"南部富油、北部富气，西部富油、东部富气，下部富油、上部富气"的分布规律。