圣胡安盆地注表面活性剂毛细管系统先导性试验

圣胡安盆地储层压力衰竭使产量降至许多井最小临界速度(MCV)所需的产量以下.补救措施包括活塞气举、抽油机、泡沫举升和再循环.由于地层压力下降,活塞气举和再循环的效果不大,并且证明购买和使用抽油机的经费是不合算的.在一些情况中,注表面活性剂是最有成本效益的清除积液的方法.     

渭河盆地地热水伴生天然气成因及氦气富集机理

渭河盆地地热水伴生气中氦气含量异常高,引起了国内学者的普遍关注,而伴生气中天然气成因及氦气富集机理是核心科学问题.采集渭河盆地典型井地热水伴生气样品,系统开展天然气组分、碳氢同位素组成及稀有气体氦、氩同位素比值分析.结果表明,渭河盆地地热水伴生天然气主体为煤成气,碳氢同位素组成与鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤成气相似,主...     

液态C02加砂压裂技术在圣胡安盆地的应用

在1999年春天，Burlington Resources公司开始对圣胡安盆地Lewis页岩层段的压裂增产措施进行研究，目的是确定液态CO2加砂压裂(干压)作业在Lewis页岩中的可行性，并比较液态CO2加砂压裂与用水基系统压裂油井产量的变化。通过产量对比和试井资料定量评价干式压裂技术的压裂效果。Lewis页岩分布于整个圣胡安盆地，是深度大约为4000ft的Mesaverde组中的一部分。在1999年压裂处理的井中，有26口井采用了液态CO2加砂压裂技术，这是一种无水增产措施。其余的井(46口)则用氮气泡沫水基液体进行压裂。先前对Lewis页岩层段的研究工作认为当凝胶液进入低渗透且具有天然裂缝的地层中时，能引起渗透率的降低。通过采用干式压裂方法采用无水基液对Lewis页岩层段进行压裂和支摔可以消除或减少对天然或人工裂缝的渗透率的伤害。     

美国圣胡安盆地的次生生物成因和热成因煤层气

描述了圣胡安盆地次生生物成因煤层气和热成因煤层气(Thermogenicgases)的生成、运移和聚集成藏过程以及这两种气体的主要组成成分。分析了影响这两种煤成气产能的主导因素。     

吐哈盆地天然气勘探潜力分析

吐哈盆地位于世界著名的巨型天然气聚集区特提斯构造域北缘盆地群东部.通过与库车坳陷的油气地质条件对比研究认为,吐哈盆地具备形成大中型天然气富集区带的地质条件.根据前陆盆地油气分布规律,认为围绕吐哈盆地吐鲁番坳陷的丘东-小草湖、胜北、托克逊3个生气中心区和坳陷北部山前冲断构造带、前陆坳陷斜坡坡折带、南部前陆隆起带,是大中型天然气富集区带的有利勘探方向.指出吐哈盆地下部组合发育的上二叠统湖相泥岩和石炭系的海相烃源岩,是可能的大型天然气成藏领域.初步预测吐哈盆地煤层气资源雄厚,勘探潜力大.      

煤层含气系统、资源量和产量以及对圣胡安盆地和保德河盆地具显著差别的实例的研究

煤层气的商业性开采在阿巴拉契亚(Appalachian)盆地北部开始于上世纪30年代，而在圣胡安(San Juan)盆地开始于50年代初。然而，直到70年代和80年代初经美国矿务局、美国能源部、天然气研究所和油气作业者共同努力，证明可用垂直井对煤层气进行商业性开采时才认识到煤层气资源的重要性和经济意义。勘探和开发工作在80年代末和90年代初得以扩展，部分是由于非常规燃料的税收减免法。到2000年，煤层气已占美国干气储量(15．7万亿立方英尺[4400亿m^3])的8．8％和年产量(1．38万亿立方英尺[400亿m^3)的9．2％。从1989到2000年，美国煤层气的累积产量为9．63万亿立方英尺(2720亿m^3)。目前，煤层气的开发已扩展到美国12个盆地左右，而勘探工作则发展到全世界。煤层是自生自储的气藏，它们可含有热成因气、运移来的热成因气、生物成因气或混合气。煤层气主要呈吸附状态储集在煤基质的微孔隙中，其次呈游离气储集在微孔隙和裂缝中，或者呈水中的溶解气。控制气资源量和生产能力的主要参数是热成熟度、显微组分组成、气含量、煤层厚度、裂缝密度、地层应力、渗透率、埋藏史和水文环境。这些参数在美国和世界的生产气田中有很大差异。在2000年，圣胡安盆地占美国煤层气产量的80％以上。这个盆地有个巨大的煤层气成藏层发育区，即弗鲁特兰富集区带(FruitIand fairway)，它已采出7万亿立方英尺(2000亿m^3)以上的气。弗鲁特兰煤层含气系统及其基本要素和保德河(Powder River)盆地的尤宁堡(Fort Union)煤层气成藏层形成显明对比。尤宁堡煤层气成藏层是美国开发最快的天然气成藏层之一，其产量由1997年的140亿立方英尺(4亿m^3)迅速增加到2000年的1473亿立方英尺(41亿m^3)，占当时美国煤层气产量的10．7％。到2001年，年产量为2447亿立方英尺(69亿m^3)。     

涠西南凹陷B洼天然气成藏潜力分析

前人研究认为,涠西南凹陷东南斜坡流沙港组二段均为油藏,发育东南物源三角洲,向B洼洼中推进不远,远端砂体粒度变细,埋深大,物性差,B洼洼中深层不具备勘探价值。笔者通过对涠洲12-X油田及围区流二段的沉积相、天然气成藏规律进行了深入研究,认为：涠西南凹陷东南斜坡12-X油田及围区流二段发育东南物源三角洲,前缘斜坡变陡,三角洲前端容易滑塌形成重力流沉积。储层物性制约了深层石油的勘探,但天然气对物性的要求更低,在B洼洼中深部找气有利于实现深层勘探的突破。     

鄂尔多斯盆地南部上古生界天然气勘探潜力

之前的勘探实践表明,鄂尔多斯盆地具有“南油北气”的平面分布特征,北部先后发现了多个大中型气田,而南部针对天然气的勘探却一直止步不前。为此,对盆地南部上古生界天然气勘探潜力进行了分析。通过对南部烃源岩、砂体展布特征、储层特征、盖层等成藏条件进行分析,并与盆地北部的成藏条件进行了对比,认为该盆地南部亦具有良好的烃源条件和盖层条件,储层发育程度则是制约盆地南部天然气勘探的最主要因素;南部山西组、下石盒子组和上石盒子组基本发育3大三角洲砂体,彬县-富县三角洲前缘砂体延伸远,储层物性条件较好,与烃源岩相配合,为天然气在盆地南部成藏提供了有利条件。盆地南部多口探井测试见到工业气流,显示出鄂尔多斯盆地南部上古生界良好的天然气勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地西北部地区天然气成藏地质特征与勘探潜力

鄂尔多斯盆地是一个多层系含油气盆地,天然气勘探近年来在盆地中北部上、下古生界取得一系列重大发现,探明了苏里格特大型气田和靖边大气田,为鄂尔多斯盆地成为中国天然气工业的重要基地奠定了基础。盆地西北部即天环北段和西椽冲断构造带北部具有与盆地中北部相似的成藏条件,天然气资源丰富,其上古生界为一套海陆过渡相的碎屑岩系;下部石炭系太原组及二叠系山西组为煤糸烃源岩,生烃能力强。二叠系山西组和上下石盒子组发育了一套河流—三角洲相沉积,砂体发育,储层物性好;下古生界发育海相碳酸盐岩沉积,岩溶储层厚,物性好,可接受上、下古生界两套烃源供给,气源充足;奥陶系风化壳上覆铝土质岩类,封盖条件好,有利于形成大型地层、岩性圈闭。上、下古生界生储盖配套,形成了三套有利的成藏组合及多种类型的成藏圈闭,具有良好的勘探前景。     

大庆油田及其外围盆地非常规天然气资源勘探潜力

〗非常规天然气是油气田重要的资源接替领域之一,研究和探索大庆油田及其外围盆地非常规天然气资源勘探潜力对该油田实现可持续发展具有重要意义。大庆油田及其外围盆地包括松辽盆地北部、海拉尔、大杨树、鹤岗等10多个中新生代陆相沉积盆地。通过分析该区油气钻井、煤田钻孔和野外剖面实测资料,结论认为：该区有着较丰富的非常规天然气资源,主要为致密砂岩气和煤层气,前者在松辽盆地北部和各个外围盆地广泛存在,估算天然气资源量达1.2×10¹²m³;后者分布在海拉尔、鹤岗、鸡西等外围盆地,预测资源量达2.1×10¹² m³。该区非常规天然气资源勘探程度很低,大部分地区尚未开展有针对性的勘探工作。建议加强前期研究和勘探选区评价,进行开发先导性试验并开展国内外合作,增强技术储备,探索出有效的勘探开发方式。近期可以选择松辽盆地北部深层致密砂岩气、海拉尔盆地和鹤岗盆地的煤层气作为该区勘探开发非常规天然气资源的突破重点。     

渤海湾盆地中南部上古生界天然气资源潜力

渤海湾盆地上古生界煤系烃源岩经历了复杂的埋藏史、热史和生烃史，具有多期次的生烃过程，该区上古生界天然气具有晚期成藏特征，古近纪以来所生成的天然气具有较大的资源意义。为此，建立了渤海湾盆地中南部地区上古生界烃源岩的生烃史地质模型，据此对生烃过程进行了数值模拟，通过生成生烃强度随地理坐标和时间变化的三维数据体，实现了对任意平面范围、任意时间段生烃量的定量计算。依据越晚期的生烃量其资源贡献率越高的原理，结合对天然气成藏条件的深入分析，预测了渤海湾盆地中南部地区上古生界天然气资源量的分布规律，进而提出了勘探建议：惠民凹陷的滋镇洼陷、阳信洼陷，东营凹陷南部，东濮凹陷东部次洼、中央隆起带和西部次洼是寻找上古生界天然气的远景区；沾化凹陷孤北地区、东濮凹陷中央隆起带、东营凹陷南坡、惠民凹陷的滋镇洼陷南坡则可作为近期寻找天然气资源的重点区带。     

我国近海天然气分布与勘探潜力

我国近海有10个沉积盆地,主要在渤海湾、南黄海、东海、珠江口、琼东南、莺歌海、北部湾等7个盆地中开展了油气勘探工作。这7个盆地的总面积为73×104km2,共计完成地震勘探二维测线80×104km、三维1.8×104km2,钻探井693口,发现气田5个,油田43个,发现各级别天然气储量4737×108     

黑龙江省中,新生代残留盆地的天然气前景

黑龙江省境内除松辽盆地以外还发育了一系列中、新生代沉积盆地。这些盆地均受深大断裂和基底断裂的控制,多数未见边缘相沉积属残留盆地。盆地内以侏罗系含煤地层为主要目的层,盆地内有含分散有机质的泥岩和煤层两种气源岩,有砂岩和煤层两种储集层,有泥岩和凝灰岩两种盖层,沉积韵律明显,泥岩最大单层厚度不超过50m,有利于烃的一次运移。砂岩与断层发育,有利于烃的再次运移。盆地内逆冲断层发育并伴有线状背斜的良好构造圈闭条件。凝灰岩具膨胀和易分散特性,可以克服断层多保存不利的因素。具备油气藏形成的生、储、盖、圈、运、保六大要素。但盆地面积及盆地内次一级负向构造单元面积均不大,有形成中小型天然气田和小型油田的前景。     

吐哈盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

近年来,吐哈盆地常规和非常规天然气勘探不断获得新突破,地质认识和资源潜力等不断更新,急需对其资源潜力开展综合评价,进一步摸清天然气资源潜力及规模,为加快吐哈盆地天然气勘探开发提供依据。吐哈盆地天然气主要分布于J₁b—J₂x¹⁺²、J₂x³⁺⁴、J₂s—J₂q、J₃k,K₁s、Esh 6个层系。通过大量实验分析数据,采用数理统计的方法对生烃条件、储层物性、储盖组合配置及成藏模式等成藏地质条件进行系统研究,认为其烃源岩主要为侏罗系西山窑组、八道湾组煤系烃源岩,其生烃强度较大的地区位于台北凹陷主体沉降区,具备形成大气田的物质基础。储集层主要为辫状河三角洲分流河道的粗砂岩,总体上以低孔低渗为主,这些砂体横向变化大,连通性差。常规天然气成藏主要受构造和岩性控制,根据控制因素差异划分为4种成藏模式,分别为正向分异、逆向分异、垂向分异及混合型油气成藏模式。非常规致密砂岩气成藏主要受沉积及成岩作用控制,在大面积低孔低渗储层广泛分布的背景下,局部发育渗透性较好的甜点。采用类比法、统计法及特尔菲加权法综合得到常规天然气地质资源量为2 434.57×10⁸m³,剩余资源量为1 412.56×10⁸m³,水西沟群致密气采用丰度类比法、小面元容积法、快速评价法计算出地质资源量为5 087.66×10⁸m³,可采资源量为1 940.6×10⁸m³。通过剩余资源量、剩余资源丰度分布指出了5个天然气有利勘探方向。     

鄂尔多斯盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

近年来随着勘探不断深入,勘探目标向中深层和致密气藏拓展,需要对鄂尔多斯盆地的资源现状、类型和数量进行全新的认知。分析了盆地天然气成藏地质条件,建立了下古生界碳酸盐岩气和上古生界致密砂岩气成藏模式,明确了天然气富集规律。同时,为了满足精细勘探的需求,在 “层区带” 划分的基础上,优选和细化评价参数,采用小面元容积法、EUR类比法等6种方法,评价盆地天然气地质资源量为15.68×10¹²m³,剩余地质资源量为8.79×10¹²m³。其中,常规气剩余地质资源量为1.67×10¹²m³,非常规气剩余地质资源量为7.12×10¹²m³。预测了剩余资源层系及地区分布规律,分层次优选了有利勘探目标区带。     

鄂尔多斯盆地南部晚古生代沉积特征与天然气勘探潜力

鄂尔多斯盆地南部地区是目前天然气勘探和研究程度较低的地区。在详细研究野外露头与钻井剖面的基础上,通过岩石学、沉积学分析以及古构造恢复等研究,阐明了晚古生代鄂尔多斯盆地南部地区有4个主要物源方向。指出该区太原组是一套以潮坪—潟湖—障壁岛—碳酸盐台地沉积为主的障壁海岸沉积,山西组沉积以曲流河、三角洲相为特征,下石盒子组发育辫状河、三角洲和湖泊相。鄂尔多斯盆地南部上古生界具有良好的烃源条件以及储盖组合,勘探潜力巨大。图5参14     

鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探的进展

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、扭动明显、坳陷运移的多旋回克拉通盆地。它的早期曾经历寒武、奥陶纪的浅海台地和石炭、二叠纪的近海平原两个发展阶段,分别发育了碳酸盐岩、膏盐和碎屑岩、煤系两大沉积岩系,使古生界具备了丰富的腐泥型裂解气和煤型热解气的资源,为盆地天然气勘探的发展奠定了雄厚的物质基础。