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流体动力系统与油气成藏作用 总被引:15,自引:2,他引:13
在一个含油气盆地,尤其是大型复杂的含油气盆地中,往往存在多个流体动力系统,每个系统具有相对稳定的边界及相对统一的压力体系,其中的油气藏具有类似可比的成藏条件和成藏作用。流体动力系统可分为重力驱动型、压实驱动型、封存型和滞流型四种类型。不同类型的流体动力系统,由于其开放程度不同,系统内部的物质流和能量流也有强弱之分和相对重要性的差别,水动力、热动力和地应力在油气成藏中作用的相对重要性是不同的,有不同的成藏动力条件,在油气勘探中研究的思路和侧重点也不同。实践表明,用流体动力系统分析的原理研究油气藏形成和分布规律,对指导油气勘探有十分重要的意义。 相似文献
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基于滇东-黔西地区40余口(排采井12口)煤层气井资料,通过单井排采动态典型指标提取和地质、工程因素综合分析,并结合数值模拟,探讨了恩洪、老厂、土城区块煤层气井排采动态影响因素,提出了相应的初始排水速度优化步骤。结果表明,研究区排采动态差异较大,其中,单井动用资源丰度、渗透率作为基础因素,决定了煤层气井产气能力,单井动用资源丰度越高、渗透率越大,产气量越高,同时,I类和II类煤体结构与III类煤体结构相比,煤层气井产气量高。初始排水速度是煤层气井排采动态的关键控制因素,排水速度较大时,即使渗透率较高,单井动用资源丰度较大,产气量仍然较低。控制初始排水速度具有双重意义:一是减缓绝对渗透率(应力敏感)降低速度,二是减缓水相渗透率降低速度。基于前述认识,通过全国煤层气开发区现行排采工作制度调研和研究区排采动态分析,指出研究区应以慢排为原则,把握阶段降压特征,提出了多煤层合采低速-阶梯降压初始排水速度优化步骤,对滇东黔西多煤层合采煤层气井生产具有一定的实际意义。 相似文献
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国内埋深大于2 000 m的深层煤层气资源丰富,但整体勘探开发程度低,尚未有明确的开发规律认识和系统的开发地质理论。对比分析了鄂东缘大吉地区埋深大于2 000 m的深部煤层与1 000~1 500 m中深部煤层20项地质参数,对深部煤层单斜构造上的微幅构造区进行了精细刻画和分类,通过深部煤层气井生产特征规律、测井、工程改造参数及压裂曲线特征研究,发现煤层微幅构造差异对深部煤层气井高产控制作用明显,并从现象入手,深入剖析了深部煤层气赋存机理、开发机理及高产主控因素,预测了深部煤层气理想排采曲线,提出了与浅层煤层气排采曲线的异同之处。研究表明:(1)深部煤层整体上展现了"高含气、高饱和"的优势和"煤体结构好、特低渗"的特征,生产井具有"见气时间短、见气时压力高、见气后产液量少"的特点;(2)精细划分出斜坡构造上的5类微构造区,深部煤层气高产井主要分布在顶板封盖较好的正向微幅构造和平缓构造区,该区渗透性相对较好、易于加砂,生产井压裂施工压力相对低、稳产能力好,且稳产气量与施工排量、总加砂量呈现出明显的正相关;在中高加砂规模的前提下,位于正向微构造部位直井平均稳产水平为5 000 m... 相似文献
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支持石油勘探开发决策的新方法——分形几何与地质统计学 总被引:11,自引:3,他引:8
在油气勘探开发中,科学决策的依据是由各种概念模型或数学模型给出的有关油气藏规模和空间分布的预测及储量的合理估算.根据油气勘探中、后期阶段决策的特点,把决策分为战略决策和管理决策,重点讨论了分形几何在油气藏规模分布和空间分布预测以支持战略决策方面的应用前景和地质统计学在储量计算、风险评价以支持管理决策方面的应用前景,并针对我国东部盆地处于勘探开发的中、后期,建议今后应加强有关方面的应用研究. 相似文献
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煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。 相似文献
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为了摸清开发过程中煤储层渗透率动态变化特征,分析了影响煤储层渗透率动态变化的3种效应,引用了P & M渗透率模型,并以沁水煤层气田二叠系山西组3号煤储层为例,模拟了储层压力从初始值降至衰竭压力整个过程中煤储层渗透率的变化.结果显示:渗透率先减小后增大;压力降至临界解吸压力3.8 MPa,渗透率衰减少了34%,降至最低值;继续降压至2.5 MPa,渗透率回弹至初始水平;降压至衰竭压力0.7 MPa时,渗透率增至初始渗透率的2.8倍,预示该区块有较好的产气条件和前景.并通过敏感性分析得出,杨氏模量越大,基质收缩效果越显著,含气饱和度越高,越有利于改善煤储层渗透率.并据此提出2条建议:① 在进行煤层气区块优选时,应加入“动态渗透率”这个关键参数,这样可能会发现“先天”条件差而开发中后期物性易得到改善、开发潜力较大的区块;② 以渗透率动态变化特征为依据,不断调整和优化排水降压幅度和节奏. 相似文献
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为了完善煤层气井排采模式,通过在韩城煤层气田长期的现场排采实践,在现有"两期、五阶段"煤层气井阶段排采模式的基础上,从煤储层解吸-扩散-渗流的角度分析,认为憋压排水-产能释放阶段出现套压和动液面快速波动的现象,是由于现行排采制度与高煤阶、低渗透煤储层的供流能力不完全匹配引起的。依据稳定控制井底流压压降和排采工作制度与地层供流能力相适应的基本思想,将现场采用的模式进行了修正和完善,提出了"两期、六阶段"煤层气井排采精细控制模式,现场试验表明,按照这一精细控制模式,可避免出现套压和动液面快速波动的现象,降低出砂事故率。 相似文献
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煤层气井压裂曲线提供了煤储层中压裂缝扩展的动态信息,压裂曲线的形态特征可在一定程度上反映出煤储层的压裂效果。基于柿庄区块单层压裂3号煤层的45口煤层气井的压裂资料,划分了压裂曲线类型,探讨了压裂曲线类型和排采效果的关系,并首次从地应力类型和压裂缝类型的角度深入分析了不同类型压裂曲线的成因机制。研究表明:根据携砂液阶段形态特征,柿庄区块3号煤层压裂曲线可划分为稳定、下降、上升和波动4种类型。稳定型和下降型曲线对应的煤层气井的排采效果一般较好,而波动型和上升型曲线对应的煤层气井的排采效果往往较差。地应力类型通过影响压裂缝形态影响压裂曲线类型,在II类(σHσhσv)地应力区域,多发育以水平压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成上升型或波动型压裂曲线;而在III类(σHσvσh)或I类(σvσHσh)地应力区域,多发育垂直压裂缝或以垂直压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成下降型、稳定型或波动型压裂曲线。柿庄区块3号煤层的压裂曲线类型平面上呈现出一定的规律性,在以II类(σHσhσv)或III类(σHσvσh)地应力类型为主的东部,出现稳定、下降、上升和波动多种压裂曲线类型;而在以I类(σvσHσh)地应力类型为主的西部,压裂曲线类型单一,多为稳定型和波动型。 相似文献