叠合盆地油气成藏体系研究方法探讨

应用三维模拟技术,强化油气成藏体系动态演化过程,采用正反演结合的思路,探讨叠合盆地油气成藏体系的研究思路和方法。研究过程分五步:通过成藏要素研究构建地质模型;通过正演烃源岩生烃过程与时空演化,分阶段计算生烃量;通过输导体系研究来调整油气最终的分布;应用油气组分追踪技术分析不同烃源岩层贡献比例;根据三维模拟结果动态分析资源空间分布及变化过程。     

页岩气藏裂缝表征与建模技术应用现状及发展趋势

页岩气藏的品质和产量高低直接取决于裂缝的发育程度,特别是在规模化压裂开发中,天然裂缝和水力压裂缝都起了相当大的作用,对页岩气藏裂缝定性、定量化表征和地质建模技术发展的需求愈发强烈.页岩气藏天然裂缝主要有构造缝与非构造缝两大成因类型,前者主要受构造应力等外因控制,后者多受岩矿组成等内因控制,不同尺度裂缝的主要表征参数和预...     

四川盆地陆相层系天然气成藏条件与勘探思路

四川盆地油气勘探始于20世纪50年代,90年代初新场等气田的发现是一个划时代的标志,此后陆相层系勘探快速发展,呈现出全盆地砂岩气藏和页岩气藏兼顾的立体勘探格局。然而,该领域的天然气勘探开发也遇到了许多问题：储层多但大都较薄、相变快,储层物性整体较差且非均质性强,气藏分布广但资源丰度一般较低,勘探效果好、储量巨大但开发动用效果不理想等。为此,深入研究了四川盆地陆相层系天然气成藏条件。结果认为：①四川盆地陆相层系发育3套烃源岩（上三叠统须家河组须二段、须四段和侏罗系）,烃源条件十分优越,烃源岩集中在川西、川东北和鄂西渝东等地区,初步计算四川盆地陆相层系生烃总量达550×10¹²m³;②须家河组、侏罗系砂体发育,但在发育程度、物性特征等方面存在着横向差异,成岩作用是导致各地区储层类型及物性变化的主要因素之一;③四川盆地陆相气藏为生储广泛接触、大面积集群式成藏,各气藏间无统一的压力系统和气水界面,各层系各地区气藏成藏模式和控制因素均不同;④四川盆地陆相层系页岩气资源丰富,是下一步立体勘探的重要目标。进而提出了四川盆地陆相层系的勘探思路：应加大投入,砂岩油气与页岩气兼顾,以寻找和扩大油气生产阵地为目的,分“精细展开、甩开突破、超前准备”3个层次推进四川盆地油气勘探工作。最后提出了发展非常规油气勘探理论与技术、加强三维解释和气藏精细刻画、按非常规思路开展工作等建议。     

凝析气藏工业气流量计算方法

国土资源部颁发的《DZ/T 0217-2005 石油天然气储量计算规范》给出了我国东部地区气藏不同埋藏深度下估算的工业气流标准,但该标准没有考虑气藏储渗条件的影响,也没有明显体现凝析油成分对工业气流的影响,不适合凝析气藏的对照使用。根据投入产出平衡原理,提出了凝析气藏工业气流计算模型,以我国西部凝析气藏为例,根据目前各项参数测算了相应的工业气流,绘制了工业气流图版。提出的方法也适用于含硫化氢等其他复杂成分气藏工业气流的计算。     

四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩储层特征与演化机制

依据矿物岩石学、有机地球化学、储集空间、物性及含气性等特征,系统分析并探讨了上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩储层特征、演化机制及其对页岩气勘探开发的影响,提出"生物硅钙控格架、协同演化促生孔、压力演化控保存"的页岩储层演化机制.研究结果表明:①岩相、有机孔载体类型及其赋存方式对有机孔的发育具有重要控制作用,硅质页岩...     

元坝气田长兴组生物礁层序沉积及其对储层发育的控制

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏目前已全面转向开发,随着开发工作的有序推进,迫切需要精细描述储层结构,总结储层发育的控制因素。为此,基于岩心观察、薄片鉴定结果,结合物性数据、测井曲线等分析成果,重点研究了该区长兴组生物礁的层序地层、沉积相、储层特征以及储层结构。结果表明:①该区长兴组可划分为2个三级层序和6个四级层序,高频层序界面上、下电测曲线突变响应特征明显,电测曲线组合变化特征与高频层序所控制的沉积旋回具有较好的一致性;②长兴组生物礁主要发育在上部三级层序(SQ2)中的台地边缘外侧并呈条带状分布,纵向上由2个明显的成礁旋回构成,在横向上具有"东早西晚"不对称规模发育的分布特征;③生物礁(滩)型储层总体以低孔隙度、中低渗透率溶孔白云岩储层为主,主要发育于2个四级层序中部上部生物礁礁盖部位,具有"层数多、单层薄、不同类型储层呈不等厚互层、非均质性强"和"双层储层结构"的特征。结论认为.高频层序控制了该区生物礁沉积微相的分布,是影响储层发育与空间展布的关键因素。     

中国石化东部探区古生界原生油气藏勘探前景

中国石化东部探区下古生界烃源岩以海相碳酸盐岩为主，有机质丰度较低。渤海湾盆地南部下古生界烃源岩于中三叠世末进入生油高峰，中生代发生二次生烃，新生代埋深虽然可达万米，但富有机质干酪根绝大部分已转化，生烃潜力有限；南华北地区下古生界烃源岩在晚三叠世达到早成熟阶段，新生代基本未发生二次生烃作用。上古生界是一套海陆交互相的煤系地层，煤层及暗色泥岩在晚三叠世末期和早白垩世末期两次发生深成变质作用。在系统分析前人研究成果的基础上，指出渤海湾盆地南部是上古生界烃源岩二次生烃最有利的地区，油气保存好，原生油气藏勘探前景广阔，有利勘探区为东濮凹陷、临南洼陷、德州凹陷南部、莘县凹陷北部；下古生界的原生油气藏勘探风险较大，渤海湾盆地南部具有一定的勘探前景。图5表4参30     

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文章通过对孤家子—八屋气田的三维地震、测井、测试、生产数据解释与综合分析，精细描述该气田的地质特征，建立气藏的地质模型。利用三维地震资料精细解释研究气藏的构造面貌及断层组构、地层展布、圈闭要素及对气藏的控制作用；利用波阻抗反演技术获得目的层段的波阻抗、泥质含量预测储层的空间展布；通过测井解释技术建立适合本区的测井解释模型，建立识别气层的有效厚度下限标准并对各井目的层段进行气层识别与评价；根据测井解释成果利用储层建模技术建立主要储层段孔、渗、饱等参数模型，并研究储层非均质性；在总结气藏地质模型和流体分布规律的基础上，研究本区气藏形成模式、控制因素及天然气富集区块，提出本区进一步勘探开发部署建议。     

提高煤层气采收率新技术分析

影响我国煤层气采收率的主要因素是煤层储层条件和开发技术,可以通过改善钻完井技术和增产技术来提高煤层气采收率。分析了常用钻完井技术、压裂技术和注气技术存在的一些缺点,认为短半径径向水平井技术兼有完井和增产的作用,可以大幅度增加单井的产能;高能气体压裂技术能够改善储层导流能力并保护煤储层,减小对煤储层造成水敏性污染,降低成本;通过注气前、后的瓦斯浓度及流量随时间的变化曲线,说明混合气体驱替煤层气有明显的效果。     

川东北海相天然气成藏主控因素类型及勘探方向

在分析和总结川东北上古生界-中生界海相天然气成藏控制因素的基础上,以成藏主控因素为分类依据,划分出川东北上古生界-中生界海相成藏系统5种成藏主控因素类型,并对各类型典型气藏的成藏主控因素和勘探潜力进行分析,优选出构造＋礁滩型、礁滩型为川东北海相最重要的成藏主控因素类型,据此以“寻找规模储量”为核心,提出了川东北天然气的勘探方向。