鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏气源条件

通过鄂尔多斯盆地上古生界气源条件的综合分析,确定优质烃源岩是控制致密砂岩大气田形成分布的主要因素,并结合试气结果分析致密砂岩大气田形成的生气强度下限。首先对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩的厚度、有机碳含量和热演化程度等参数进行对比;接着在类比分析的基础上计算求取生气强度,并将其与试气成果结合进行综合分析。气源条件分析结果显示,鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩品质好、分布广、热演化程度高,其生气强度介于10×10⁸~40×10⁸ m³/km²,具有高强度、大范围的供气特点;盆地西部生气强度介于10×10⁸~20×10⁸ m³/km²,而盆地东部生气强度相对较高,多大于16×10⁸ m³/km²。综合分析认为:优质烃源岩是形成致密砂岩大气田的主要因素之一,从宏观上控制了鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层内气、水的空间分布状态;由于为近距离成藏,其天然气聚集效率高,因此上古生界准连续型致密砂岩气藏的生气强度下限可降低至10×10⁸ m³/km²左右。     

中国大中型气田主要地球化学和地质特征

对中国已发现的探明储量大于100×10⁸m³大中型气田的主要地球化学和地质特征进行了分析和总结;中国大中型气田的天然气可分为煤成气、油型气和生物气三种类型,各类天然气具有各自的组分和碳同位素特征,其中乙烷等重烃气的碳同位素是区分煤成气和油型气的有效指标。中国大中型气田的主要地质特征为:①强烃源充注,生气强度均大于20×10⁸m³/km²;②中、低孔渗储集层,孔隙率<15%的约占70%,渗透率为(0.1～500)×10^-3μm²的占88%;③以构造圈闭型为主,又可细分为早期或同期构造圈闭型和后期构造圈闭型;④生烃高峰期和成藏期较晚,除下古生界源岩形成的气田生烃高峰期和成藏期稍早外,其它气田均在第三纪和第四纪形成。     

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩封闭体系生烃热模拟实验分析

通过对准噶尔盆地妖魔山与大龙口剖面的2个烃源岩样品进行封闭体系模拟实验分析,获取不同温度条件下中二叠统烃源岩生油气量及相关地球化学参数,研究该地区Ⅰ型干酪根与Ⅱ₁型干酪根的生烃演化模式,另外,选取该地区的相关地球化学参数与烃源岩厚度,计算准南缘中二叠统烃源岩至现今的天然气不同组分强度。结果表明：二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油气量明显高于Ⅱ₁型干酪根,生油能力持续时间长,生油区间的R_O值为0.6%~2.0%;Ⅱ₁型干酪根生油能力明显较弱,生油区间R_O值为0.7%~1.3%。Ⅰ型干酪根生气的R_O值从1.3%开始,生气量逐渐增加,Ⅱ₁型干酪根生气要早一些,从R_O值为1.0%时开始,生气量也明显低于Ⅰ型。3个剖面以大龙口地区二叠系烃源岩的生气强度最高,为167.52×10⁸m³/km²,甲烷与乙烷的强度也最高;其次为妖魔山剖面,生气强度为118.88×10⁸m³/km²;红雁池剖面的生气强度最低,为11.46×10⁸m³/km²。总体而言,准噶尔盆地南缘生气潜力较高,勘探前景广阔。     

中国大气田勘探方向

国家新一轮资源评价的结果表明，中国的天然气资源量为56×10¹²m³，由于天然气资源勘探程度低，目前资源探明率平均为10%，所以今后天然气勘探发展潜力大。截至2006年底，全国已发现天然气藏 223 个，探明天然气地质储量5.4×10¹²m³，其中探明地质储量1000×10⁸m³以上的大气田有9个。中国目前发现的天然气储量主要分布在扬子、塔里木和华北三大古板块，它们的探明天然气地质储量占全国总储量的70%，大气田也主要分布在这三大古板块之中。中国三大古板块长期处于构造相对稳定区，海相烃源岩发育，有多套储集层；发育以膏盐岩为主的盖层；存在大型构造、地层圈闭，具有形成大气田的有利条件。三大古板块之中的川渝区、塔里木区和鄂尔多斯区已发现了大量的天然气田。这些区块也是中国天然气未来勘探的重点目标。     

松辽盆地北部徐家围子断陷深层烃源岩生气特征及天然气资源潜力

徐家围子断陷深层天然气藏是目前全球唯一在深层成功勘探的非常规火山岩气藏,已探明天然气储量超过2 400×10⁸m³。气藏围绕深部烃源岩在断裂附近分布,具有明显“源控”、“断控”、“火山机构控制”等特点。从深层烃源岩热模拟实验出发,结合靶区埋藏史、热演化史,对深层烃源岩的生气动力学特征和生气量进行了研究。结果显示：徐家围子断陷深层烃源岩厚度大,有机质丰度高,类型以II型为主,处于高过成熟阶段,生气潜力大。不同层位烃源岩在时间、空间上具有接力生气特点,生气期长。徐家围子断陷深层天然气总生成量为33.75×10¹²m³,其中沙河子组烃源岩生气量占总生气量的75.78%,煤系生气总量占深层烃源岩总生气量的25.61%,徐家围子深层天然气资源量为(5 020~7 530)×10⁸m³(运聚系数取1.6%~2.4%)。     

柴达木盆地三湖地区第四系生物气运聚成藏的定量研究

三湖地区第四系生物气在地下运聚的相态以游离气为主,约占生气量的70%以上,为该区直接形成游离相生物气藏提供了物质基础。生物气在地下的聚集成藏主要受控于同生圈闭,因此只有在下更新统K1同生背斜定型(距今1.35Ma)后排出和析出的游离气量才是可供聚集的有效排气量。压实水动力和浮力是游离气垂向运聚成藏的直接动力,可提供9.72×10⁸m³/km²的有效气量;下渗水动力是含气水流侧向运移的动力,可提供1.08×10⁸m³/km²的有效气量。根据运聚动力、运聚数量和聚集样式的分析,三湖地区第四系生物气可概括为"自生自储、以近源垂向运聚为主、受同生圈闭控制"的成藏模式。在此基础上预测该区第四系生物气的地质资源量为11210×10⁸m³,三级储量为5604×10⁸m³。     

杭州湾地区浅层生物气资源量计算及其地质意义

杭州湾地区晚第四纪气源岩主要为河漫滩相和浅海相。经计算,河漫滩相源岩总生气量为1 032.52×10⁸m³,总吸附气量为274.66×10⁸m³,总溶解气量为693.10×10⁸m³,总扩散气量为4.29×10⁸m³,总游离气量为60.47×10⁸m³;而浅海相源岩相应为1 412.75×10⁸,556.68×10⁸,749.83×10⁸,10.28×10⁸和95.96×10⁸m³。这一计算结果显示了研究区浅层形成的生物气体首先受地层水的溶解和粘土的吸附,大部分溶解在粘土层水中呈水溶气相态发生运移,当甲烷气在地层水中溶解达到饱和后才会出现游离态。游离气主要赋存于沉积物颗粒间隙中,浅地层的游离气运移量远小于溶解气运移量,河漫滩相游离气量小于浅海相游离气量。浅海相沉积物总吸附气量为河漫滩相沉积物总吸附气量的2倍多,泥岩层的吸附气量是砂岩层吸附气量的18倍多,说明浅层沉积物颗粒大小与甲烷的保存有关,沉积物颗粒小、比表面积大有利于吸附甲烷。计算结果还表明,杭州湾地区浅层天然气具有广泛的勘探开发前景。     

四川油气田天然气开发技术新进展

2000年以来，四川油气田天然气业务呈快速发展态势，天然气产量年均增长率超过了10%。面对高含硫气田开发延后、上三叠统须家河组气藏规模有效开发技术难度大和老气田递减明显加快等困难，在须家河组气藏规模有效开发等“三大攻坚战”和老气田挖潜这四大开发领域内，大力开展技术集成和创新，获得了精细气藏描述等九项独具特色的技术新进展，推动了天然气业务的快发展。特别是2007年在高含硫气田22×10⁸m³产量未能兑现的条件下，依靠技术创新和老气田挖潜，仍然实现了年产气144.71×10⁸m³的目标，较2006年净增11.56×10⁸m³，增幅达到8.7%。     

“中国石油”天然气勘探开发形势与展望

中国天然气工业正处于大发展的早期阶段。天然气勘探蓬勃发展,天然气开发处于快速发展的初期阶段。新一轮资源评价结果表明,中国天然气资源丰富,勘探潜力大。截止到2005年底,全国探明天然气地质储量4.92×10¹²m³,2005年全国天然气总产量已近500×10⁸m³、2006年全国天然气总产量近600×10⁸m³。中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）所属区块拥有的天然气资源量。占全国的60%左右;截止到2005年底,“中国石油”已探明天然气地质储量近3.6×10¹²m³,2006年“中国石油”天然气年产量达440×10⁸m³。在“十一五”期间,“中国石油”的天然气储量仍将大幅度增长,天然气产量还将快速增加。     

苏里格地区天然气勘探新进展

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约4×10⁴ km²。该区地表条件复杂、地震信噪比低,储层岩性复杂、非均质性较强,气层有效厚度较薄、单井产量低,勘探难度较大。近年来,中国石油长庆油田公司通过深化地质综合研究及勘探技术攻关,明确了苏里格气田有效储层分布和天然气富集规律,创新形成了地震有效储层预测、复杂气层测井评价、致密砂岩储层改造等先进适用的勘探技术。勘探目标从砂体预测转向有效储层与含气性预测,通过整体勘探,探明了我国第一个超万亿立方米储量的整装大气田,探明天然气地质储量规模达2.85×10¹²m³,同时在苏里格南部地区形成了新的资源接替区。预计2015年以前,苏里格地区的天然气储量规模可超过3.5×10¹²m³,天然气年产量将达到230×10⁸ m³。     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

天然气成藏与保存

天然气成藏是一个天然气聚 集与逸散的动态平衡过程.气藏的充注和保存是成藏的两个主要要素。含 气盆地的保存因素主要取决于盖层、后期构造运动、气藏形成时间、供气面积和供气强度,大型天然气田的生轻强度一般在20x10⁸ m³/km²以上。从整体到局部、采用多方法、多参数全面系统的分析是正确把握和认识该地区油气勘探潜力的基础。特别强调了压力封闭对天然气成藏与保存的重要作用同时认为压力体系可作为判断含气盆地是否具有整体封存保存条件的一类重要指标。     

天然气成藏与保存

天然气成藏是一个天然气聚 集与逸散的动态平衡过程.气藏的充注和保存是成藏的两个主要要素。含 气盆地的保存因素主要取决于盖层、后期构造运动、气藏形成时间、供气面积和供气强度,大型天然气田的生轻强度一般在20x10⁸ m³/km²以上。从整体到局部、采用多方法、多参数全面系统的分析是正确把握和认识该地区油气勘探潜力的基础。特别强调了压力封闭对天然气成藏与保存的重要作用同时认为压力体系可作为判断含气盆地是否具有整体封存保存条件的一类重要指标。     

深层—超深层古老烃源岩滞留烃及其裂解气资源评价

我国高-过成熟海相天然气主要成因类型为原油裂解气,滞留烃是原油裂解气的重要来源,对其进行定量研究意义重大。为此,结合正演(实验模拟)和反演(地质剖面解剖)两种方法,求取了我国重点盆地不同类型、不同丰度、不同演化阶段的滞留烃量,建立了5种类型烃源岩(腐泥型、偏腐泥混合型、偏腐殖混合型、腐殖型、煤型)的滞留烃演化模型。结果表明:腐泥型、偏腐泥混合型优质烃源岩在低成熟阶段的排烃效率低于20%,在主生油阶段的排烃效率介于20%~50%,在高成熟阶段的排烃效率介于50%~80%,而相应阶段偏腐殖混合型和腐殖型烃源岩的排烃效率则要低约10%。基于该演化模型,初步计算了四川盆地海相烃源岩中高成熟阶段-现今滞留烃资源分布和裂解排气量:该盆地下寒武统筇竹寺组滞留烃在高演化阶段裂解排出的气态烃总量达230.4×10~(12)m~3,震旦系陡山沱组烃源岩滞留烃裂解气的排出量为12.3×10~(12)m~3,均显示出很好的天然气成藏潜力;进而指出,四川盆地筇竹寺组烃源岩滞留烃裂解气的有利区主要包括高石梯-磨溪、资阳、威远地区,有利分布面积达4.3×10~4 km~2。     

四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性

四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组都具有良好的油气勘探前景,目前对这2套烃源岩的横向和纵向分布特征还鲜有报道。为此,通过对17口井111块栖霞组和茅口组岩心样品实测总有机碳含量(TOC)的标定,运用分段平均值法,建立了自然伽马测井曲线与烃源岩TOC的关系式,利用该关系式对全盆地117口井的上述2套烃源岩TOC进行了测井评价。结果表明:(1)横向上,栖霞组和茅口组烃源岩在全盆地均有分布,发育以川东地区为最好;(2)茅口组烃源岩在平面厚度、有机碳含量及生气强度等方面均优于栖霞组,前者厚度介于30~220 m,TOC介于0.5%~3.0%,为中等—好烃源岩,而后者厚度介于10~70 m,TOC介于0.5%~2.0%,为差—中等烃源岩;(3)纵向上,栖霞组烃源岩主要分布在栖一段,茅口组烃源岩主要发育于茅一段和茅二c层。结论认为:(1)栖霞组生气强度很低,绝大部分地区小于10×10~8 m~3/km~2;(2)而茅口组生气强度则明显较高,为10×10~8~60×10~8 m~3/km~2且大部分区域都大于20×10~8 m~3/km~2;(3)后者具备形成大型气田的物质基础。     

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密气成藏富集规律及勘探目标

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界煤系烃源岩生烃强度为（10~20）×10⁸ m³/km²,下石盒子组8段（盒8段）储层平均孔隙度为8.3%,平均渗透率为0.94×10^-3 μm²,裂缝相对较发育;试气出水普遍,同时多口井获高产工业气流,气水关系复杂;天然气富集规律不明,勘探目标优选困难。针对上述问题,通过对构造、烃源岩、储层等成藏地质条件及成藏主控因素的系统分析,明确了天环坳陷北段属低生烃强度区,气藏类型为构造—岩性复合气藏,改造期浮力调整对天然气二次成藏富集起到了关键作用,相对优质储层区局部构造高部位是首选有利区带。经过对烃源岩生烃强度、地层局部构造的精细刻画和储层的综合评价,优选了有利区带,积极助推了天环坳陷北段上古生界天然气勘探取得突破。     

延长气田上古生界烃源岩评价及生排烃特征

延长气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中南部,是一个新探明的天然气富集区,对烃源岩的研究评价工作相对较薄弱,制约了该区的油气勘探进展。为此,通过对大量新探井岩心样品的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等资料的综合分析,探讨了该气田上古生界烃源岩的展布特征、地球化学特征和生排烃特征。结果表明:①煤岩为该区最好的烃源岩,其有机碳含量介于60.18%~86.89%,累积厚度介于6~18 m,是该区上古生界天然气最主要的烃源岩,而泥岩则是天然气的第二位供应者,其中山西组泥岩属中等—很好的烃源岩,太原组和本溪组泥岩为好很好的烃源岩;②烃源岩干酪根的类型主要为腐殖型,其R。多大于2.0%,已进入过成熟—干气阶段;③上古生界烃源岩在中晚侏罗世—早白垩世末处于大量生排烃期,现今生烃强度介于(25~65)×10~8m~3/km~2,现今排烃强度介于(15~60)×10~8m~3/km~2,煤的生排烃强度大干泥岩。     

准噶尔盆地风城组烃源岩生气潜力与天然气勘探领域

准噶尔盆地天然气探明率低,亟需寻找战略接替领域。下二叠统风城组是盆地最重要的一套烃源岩,但对其生气潜力研究较少。利用最新钻井和地震资料,通过生烃动力学、同位素动力学、有机岩石学和盆地模拟,系统分析了风城组的生气潜力。研究表明,该套烃源岩岩性复杂,除暗色泥页岩外,还包括沉凝灰岩、含凝灰白云质泥岩、钙质泥岩、硅化白云质页岩、硅硼钠石岩等,其有机质为Ⅰ型—Ⅱ₁型,总体属于中等—好烃源岩。风城组烃源岩单位总有机碳甲烷产率高,最高可达650 mL/g。在沙湾凹陷和盆1井西凹陷,该套烃源岩在早、晚白垩世先后进入生气高峰,生气强度大于20×10⁸ m³/km²的面积达13 000 km²,具备形成大—中型气田的资源潜力。在2大凹陷周缘发现大量来自风城组的高熟油型气,也发育近源和源内有利勘探目标,有望成为准噶尔盆地天然气勘探的新领域。     

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。