地层油气藏

地层油气藏（通用8篇）

地层油气藏 篇1

摘要：由于我国乃至世界范围内的资源都是有限的, 随着人们对资源的不断开采和使用, 资源总量正在逐渐减少, 尤其是不可再生资源的消耗情况更是不容乐观, 因为不可再生资源不仅是有限的而且不能再生, 所以合理开采资源就有着重要意义。本文将探讨高分辨率层序地层学与储层测井综合评价在岩性地层油气藏中的应用意义。

关键词：高分辨率,岩性地层,油气矿藏

随着人们不断勘探和开发油气矿藏, 油气矿藏的总量正在逐渐减少, 而且开发油气矿藏的难度也越来越大, 所以我们应该将勘探重点逐渐转移到岩性地层油气矿藏。要想研究如何成功地勘探岩性地层油气矿藏, 就要研究油气田内部的地质结构和特点, 并建立高分辨率层序地层与储层的模型。

1 高分辨率层序地层学在岩性地层油气藏中的应用和意义

(1) 高分辨率层序地层学的核心概念高分辨率层序地层学是层序地层学的流派之一, 高分辨率层序地层学在运用时必须先进行对露头、岩心、测井和高分辨率地震反射剖面等的分析, 这是高分辨率层序地层学应用的基础, 此外响应沉积动力学也是应用高分辨率层序地层学的基础。高分辨率层序地层学在应用时的最根本依据是:当基准面在旋回变化时, 随着可容纳空间增长速率和沉积物补给通量之间比值的大小不断变化, 与之对应的沉积体系域或相域中不断改变沉积物的体积, 以此来改变岩层中地层堆积样式, 沉积物的保存度和岩石结构等。由此可以看出高分辨率层序地层学的核心概念主要包括可容纳空间、基准面旋回和基准面等:基准面是一个永存的球形面;基准面旋回是指一个基准面上升或下降的过程;可容纳空间则是指在岩层地理环境的不断变化过程中, 能够让沉积物堆积或消失的空间。

(2) 高分辨率层序地层学的研究内容高分辨率层序地层学的研究方法主要包括岩相物理性质的垂向变化研究, 相序或相结合的变化研究, 旋回的叠加样式研究和地层的几何形态研究。岩相物理性质的垂向变化的含义是“相”在内部构成、空间结构、层次或其他性质的垂向变化, 如果岩层主要是由某种岩相构成时, 岩相物理性质的垂向变化与可容纳空间数量的上升或下降有直接关系, 而取芯剖面和露头则是了解岩相物理性质垂向变化的主要依据。相序或相的结合使用能够帮助人们记录和了解相邻沉积环境相对位置变化情况, 相序或相组合的不同变化都从不同方面影响岩层中可容纳空间数量上升或下降的过程。旋回的叠加样式可以告诉工作人员基准面在旋回运动过程中可容纳空间增长速率和沉积物补给通量之间比值的变化情况。在应用高分辨率层序地层学时地层的几何形态可以帮助人们识别地震层序的界面, 而且地层的几何形态也可以从某种程度上反应可容纳空间增长速率和沉积物补给通量之间比值的大小。

(3) 高分辨率层序地层学在岩性地层油气藏中的应用意义高分辨率层序地层学的应用能够精确记录在基准面旋回过程中地层的位置和可容纳空间的表示函数, 可以显示在基准面不断变化过程中由于地表位置变化导致的可容纳空间产生的沉积、非沉积、侵蚀等, 有利于控制地层形状和结构的变化, 使得岩性地层油气藏的开采过程更加精准和安全, 也不会造成浪费人力和物力的现象, 是岩性地层油气藏过程不可或缺的工具。

2 储层综合评价方法在岩性地层油气藏中的应用和意义

储层综合评价在勘探岩性地层油气矿藏中的应用主要依靠计算储层参数, 只有在精准计算储层参数之后, 才能对储层的空间结构、构成等信息进行分析和评价, 并进一步设计勘探方案, 为岩性地层油气藏的开采打下坚实的基础。储层综合评价方法中的储层参数主要包括岩石的孔隙度和岩石的含水饱和度等参数。在当前阶段进行测井解释主要依靠建立新的岩石导电模型, 在建立导电模型过程中既要了解建模的步骤和方法还要了解储层中三空隙组的具体分布情况, 因此, 为了正确的建立模型和进行测井解释, 我们必须努力找到空隙和测井数据之间的具体关系, 这是应用储层综合评价方法勘探岩性地层油气藏工作的重点和难点。应用储层综合评价方法进行岩性地层油气藏中的勘探和开采具有重要意义, 不仅能够通过获取的储层参数正确评价储层的相关信息, 进而制定合理的勘探计划和方案, 而且能够通过建立岩石导电模型了解三空隙组的分布情况, 为具体的勘探和开采工作的实施提供了理论和数据支持。

3 结语

经过不断的探索、研究和实践, 高分辨率层序地层学储层测井综合评价在岩性地层油气藏开采和勘探工作也在不断完善和改进, 虽然勘探岩性地层油气藏的方法越来越多, 但是人们一定要把握好层序地层学这个最根本方法, 相信经过不断的研究和努力, 我国的岩性地层油气藏开采工作会越来越先进。

参考文献

[1]张世广, 柳成志, 卢双舫, 等.高分辨率层序地层学在河、湖、三角洲复合沉积体系的应用——以朝阳沟油田扶余油层开发区块为例[J].吉林大学学报 (地球科学版) , 2009, 39 (3) :361-368.

[2]李劲松, 郑晓东, 高志勇, 等.高分辨率层序地层学在提高储集层预测精度中的应用[J].石油勘探与开发, 2009, 36 (4) :448-455.

[3]侯方浩, 方少仙, 何江, 等.鄂尔多斯盆地靖边气田区中奥陶统马家沟组五1-五4亚段古岩溶型储层分布特征及综合评价[J].海相油气地质, 2011, 16 (1) :1-13.

地层油气藏 篇2

晚古生代海相地层―东北地区油气勘查的一个新层系

中国东北地区是佳-蒙地块的.重要组成部分,该区晚古生代海相地层发育,属于大陆边缘沉积,发育了巨厚的暗色泥岩和碳酸盐岩(潜在的烃源岩),主体未遭受低绿片岩相区域变质;有些层位见有油气显示.中国东北地区晚古生代地层可能具有较大的生烃潜力,是东北地区油气勘查的一个十分重要的新层系.

作 者：王成文 MA Zhi-hong 孙跃武 LIU Li WANG Cheng-wen MA Zhi-hong SUN Yue-wu LIU Li  作者单位： 刊 名：世界地质  ISTIC英文刊名：GLOBAL GEOLOGY 年，卷(期)： 27(2) 分类号：P618.13 P534.4 关键词：晚古生代   海相地层   油气勘查   东北地区  

地层油气藏 篇3

春光区块位于车排子凸起地区,紧邻小拐和红山嘴油田,区块面积1023km2。车排子凸起位于准噶尔盆地西北缘,构造上车排子凸起与红车断裂带是同属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元,其东面与昌吉凹陷及中拐凸起相接,南面为四棵树凹陷及伊林黑比尔根山,西面及西北面为扎伊尔山,北面与克—夏断褶带相接。该凸起构造形成与晚海西期,印支-燕山期持续隆升,喜山期才最终定型。总的来说,车排子凸起为一构造简单的缓坡,无典型的隆凹,断裂发育较少,决定了凸起上背斜型等构造圈闭不发育,以岩性类、地层类为主的非构造圈闭成为该地区油气勘探的必然选择。

车排子地区的油气勘探始于20世纪50年代,勘探程度已经较高。本文主要对古近系的勘探潜力进行评价,从地层和岩性油气藏形成的静态地质条件出发,结合油气成藏的动态过程,对春光区块古近系地层和岩性油气藏的勘探条件进行评价,并指出其未来的勘探方向。

1. 地质条件评价

(1)油源条件

由于长期继承性的隆升,车排子凸起本身不具备优质烃源岩发育的条件,但与其紧邻的四棵树和昌吉两大生油凹陷可为其提供充足的油源。对春光区块内已发现的油气进行油源对比分析,认为对春光区块有贡献的主力源岩为侏罗系和二叠系烃源岩,古近系和白垩系源岩的原油只在工区局部有显示。

由于研究区距离油源较远,油气均经过长距离的阶梯状运移,其运移方向与路径较为复杂。因此,为确定油气的运移路径,首先对车排子地区油气进行油源对比分析,认为研究区的油气受昌吉和四棵树两大生烃凹陷的控制;对来自不同源岩的原油进行C2920S/(20S+20R)地化示踪,认为研究区一直处于各凹陷油气运移的优势方向上。此外,随着古近系烃源岩热演化成熟度的增加,其生烃潜力逐渐加大,供烃范围必将扩大,对春光区块的油气成藏有显著贡献。因此研究区油源条件优越,且长期处于油气运移的优势方向上,是油气聚集的有利区。

(2)岩性圈闭发育特征

春光区块古近系沉积时,古地貌表现为北西高,南东低的格局,长期接受西北部物源供给。相较于其他类型圈闭,岩性圈闭具有很多优势,主要表现在:(1)形成时间较早,形成期次较多;(2)分布区域较广,既可发育在水进期,亦可在水退期形成。而且与其他隐蔽性圈闭形成的控制因素不同,只要储层物性和盖层封闭性在演化上配套就可以形成岩性圈闭。且古近系埋藏较浅,只要低渗透的泥岩地层中被混入渗透性的砂岩体或者古河道被泥岩层覆盖,就可形成岩性圈闭。古近系经历了两次水进水退,分别对应于ESQ1和ESQ2两个三级层序。在ESQ1水进期,湖平面上升,表现为退积样式,湖相沉积范围扩大,泥质沉积覆盖在早期辫状河三角洲沉积之上,垂向上与储集物性较好的水下分流河道、心滩等砂质沉积叠置,若储集层连通性较好即可形成大型岩性圈闭。水退期,湖平面下降,辫状河三角洲沉积向湖泊推进,前缘水下分流河道向湖泊延伸较远,河道末端砂体嵌入湖相泥质沉积,在三角洲朵体边缘形成大量岩性圈闭,测井相上表现为指状砂形态。同样的,ESQ2也经历了同样的水进水退,其岩性叠置样式与ESQ1相似,岩性圈闭发育模式也同于ESQ1。综上所述,研究区古近系岩性圈闭较为发育,分布具有一定的规律性:平面上主要分布在辫状河三角洲沉积和湖相沉积过渡带;剖面上分布受控于湖泛面。

(3)地层圈闭发育特征

春光区块形成于石炭系基底之上,经历了多期的构造运动,且长期处于隆升状态,地层持续遭受风化剥蚀,形成了多套区域性不整合面。其中,春光区块古近系底界为一区域性不整合面,测井曲线上自然电位曲线与下伏地层表现出明显的突变特征,较下伏地层大;岩性垂向上总体表现为退积的叠置样式。地震剖面上,ESQ1底界面之下见削截反射特征,层序内部连续性差-中等,界面之上见上超反射特征。在古近系内部各层序界面之间还发育局部性不整合面,界面上下亦可见超削现象,但反射特征不明显。众多不整合面的发育为地层型圈闭的发育奠定了良好的地质基础。此外,对于源外成藏模式来说,不整合面是重要的侧向输导体系,所以研究区地层型圈闭能更有利的捕捉油气。

(4)输导体系特征

虽然春光区块古近系内地层和岩性油气藏发育条件较为优越,但是由于距离生油凹陷较远,油气需要经过长距离的阶梯状运移方可到达。油气的输导条件决定着油气藏的规模和分布。春光区块油气的输导体系主要为断裂和不整合面。受多期构造运动影响,研究区发育多套断裂体系和多套不整合面结构。

对于深层的油源断裂,前人已有大量的研究工作,并达成共识:红车断裂是昌吉凹陷重要的油源断裂,艾卡断裂是四棵树凹陷油源垂向运移的重要通道。对于浅层断裂对研究区油气成藏的影响,目前大多数学者认为研究区油气分布受控于断裂,呈现“一断一藏”的分布特征,即在油源相同的条件下,只有断裂沟通的圈闭方可成藏,而没有断裂沟通的圈闭必不能聚集油气。对研究区古近系典型油气藏进行解剖,发现断控理论在局部仍然存在。但在对研究区春110E井古近系油气藏进行解剖分析,发现其油源复杂,接受昌吉和四棵树凹陷双向供烃,油藏剖面未见断裂发育,其油气的充注主要依靠渗透性砂体或不整合面的侧向输导。

为明确春光区块渗透性砂体侧向输导有效性,以春110E井区古近系油气藏为例,通过井震结合剖面对该井区砂体进行精细刻画,认为春110E井区辫状河三角洲前缘砂体较为发育,结合邻井资料,测井解释孔隙度为21.22~30.72%,渗透率118.0~886.0×10-3μm2,证实了春110E井区的储集物性良好,连通性较好,油气沿该套砂体可进行一定距离的侧向运移。因此,渗透性砂体是古近系油气充注的重要运移通道。

在油气短距离运移和聚集过程中,断裂和渗透性砂体是较好的选择,而长距离侧向运移时,区域性不整合面是油气的优势通道。春光区块由下而上发育多套不整合面,其中白垩系底部不整合面与断穿白垩系至基底的油源断裂良好的匹配是深部油气由生烃凹陷进入研究区的前提条件;古近系底部不整合面与喜山期浅层断裂的配置关系控制着地层型油气藏的形成与分布。

2. 油气充注期次

春光区块古近系主要发育地层和岩性圈闭,其形成时间都较早。岩性圈闭主要是储集层岩性变化所形成的,在地层沉积过程或储集层后期成岩演化过程中,这一变化都可发生。地层圈闭的形成与储层纵向的沉积间断有关,其形成时间与不整合面形成时间相一致。因此,研究区古近系地层和岩性圈闭的形成总是伴随着该套地层沉积事件的发生,只要在其沉积过程中或沉积之后有存在油气充注,即可成藏。

研究区古近系虽然从生标特征上看,应存在两期油气充注过程,表现为早期氧化降解的原油而其正构烷烃相对完整。但流体包裹体仅发育一期,据此推测早期充注原油时地层埋深较小,储层背景温度较低,包裹体尚未出现气液相分宜,导致无法对其成藏时间进行量化。对观测到的一期充注过程,其对应均一温度为50-60℃,时间上处于沙湾组沉积期。由此可说明,研究区古近系油气充注时间与地层和岩性圈闭形成时间匹配较好。

3. 勘探方向分析

四棵树和昌吉两大生油凹陷的双向供烃为春光区块提供了充足的油源,并且在目前构造格局下,研究区将长期成为油气的优势充注方向。沉积相演化过程表明,辫状河三角洲前缘为研究区优质的储集层发育相带,在前缘与湖相过渡地带为岩性圈闭发育的有利区,地层圈闭主要发育在古近系底部不整合面上下,储集体为湖泛面变化形成的水进水退砂体。研究区各类油气运移通道时空匹配较好:深层断穿白垩系至基底的油源断裂与白垩系底部不整合面的输导组合为油气由凹陷向凸起运移的重要输导体系;浅层喜山期断裂与古近系发育的渗透性砂体的输导组合为油气进入古近系圈闭的重要通道。输导体系的横向和垂向沟通保证了后期油气充注的顺利进行。研究区沙湾组沉积期是古近系油气藏成藏的关键时刻。此外,侏罗系、古近系烃源岩仍处于生排烃高峰期,其生烃潜力较大,保证了研究区古近系的可持续性勘探开发。

春光区块古近系地层和岩性油气藏勘探虽然取得了一些突破性成果,但勘探过程中也存在部分失利井,目前仍处在探索阶段,理论与技术上都存在着一定的不确定性,勘探优势与风险并存。主要表现在以下两个方面:(1)由于研究区古近系属于缓坡沉积体系,虽然地层岩性圈闭较为发育,但是储集层砂体厚度较薄,在地震剖面上不易分辨,勘探目标落实难度较大。因此需要对研究区古近系进行精细沉积相研究,尤其是三角洲朵体边缘的砂体,需要对其平面展布特征进行精细雕刻,并且要明确不同成因的砂体与储集层性质之间的关系,总结研究区地层岩性圈闭发育的模式,提高勘探成功率。(2)受地形地貌以及环境气候的影响,研究区高分辨率地震采集和处理解释技术还不能满足勘探开发的需求,应加强录井、测井与地震资料的结合,提高储集层预测的准确度。

摘要：春光区块古近系已发现多个地层和岩性油气藏。岩性油气藏主要分布在辫状河三角洲沉积朵体边缘,储集层为水下分流河道末端沉积;地层油气藏主要分布在古近系底部不整合面之上,储集层为水进水退砂体。结合油源、沉积储层、油气输导和构造条件分析,匹配于油气充注期次,认为研究区古近系地层和岩性油气藏勘探优势与风险并存。虽然地层和岩性圈闭发育时间早,类型多,但在缓坡沉积背景下,储集层砂体厚度较薄,且地震资料有限,勘探目标落实难度较大。为提高其勘探成功率,三角洲前缘相变区的精细沉积相研究、砂体形态的精细雕刻与高精度地震资料的处理都亟需进行。

凝析气藏地层流体的相态研究 篇4

凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。我们在天然气和石油的勘探工作中会发现:在地下深处的烃类气体本来是处于高温高压的环境中, 经过施工开采到达地面后, 地面的温度和压力相对于地下有很大降低, 烃类气体就会凝结出液态石油, 这就是我们所说的凝析油和凝析气藏。

1. 凝析气藏特征

凝析气藏的埋藏很深, 一般处于1500米以上, 而且处于高温高压的环境中。其组合成分中9成以上是甲烷、乙烷和丙烷。根据凝析油含量的不同, 一般分为低含凝析油、中等含凝析油、高含凝析油和特高含凝析油的凝析气藏。

2. 凝析气藏的开发

凝析气藏开发难度大, 与一般油气藏相比, 凝析油气臧难度更大。其在开发过程中伴随着复杂的相态变化和反凝析现象。

二、凝析气藏地层流体的相态研究:

随着社会的发展, 我们对油气等能源需求越来越大。地下深层凝析气藏的开发与利用更加显得重要了。随着勘探技术的不断进步, 今后会有越来越多的凝析气藏出现。我们开展凝析气藏地层流体的相态研究, 是为了更合理, 更科学的开发这些凝析气藏。根据凝析气藏的特点, 我们要研究地面取样、配样等方法。研究凝析气臧地层流体的相态。凝析气藏与一般气油田性质差别较大, 其液体相态占成分比例很小, 我们采取的设备的方法与一般气油田是不一样的。在计量技术上要能够精确计算这部分的少量液态相的量。凝析气相态研究只要内容有:凝析气藏的取样和配样的研究、如何分离油、气体以及其组织成分的研究、恒温下的P-V关系研究、采集率的研究等。

三、凝析气藏地层流体的相态研究方法

在凝析气藏的开发过程中, 我们知道凝析气藏的开发和研究比一般气藏复杂的多。随着压力、温度等因素的变化, 凝析气藏在流动过程中伴随这相态的变化。如何监测气组织成分的实时变化, 定期取样分析其组织成分显得非常重要。

1. 相态特征确定

根据凝析气藏流体相态确定油、气藏类型。汽油比例450-1500立方/1立方时, 要运用相态研究方法确定是油藏还是气藏, 油含量少于50千克/立方时, 要区别是凝析气藏还是湿气气藏, 然后再确定其油气贫富性质。确定凝析气藏开发过程中的相态变化, 组织成分变化, 确定凝析气藏开发过程中, 各组织成分产量以及随着压力、温度变化的变化, 确定地面油气分离的最佳条件, 提高其他成分的回收率。

2. 早期取样注意事项

要在勘探前, 取得性质处于原始状态的具有代表性的样品;适当选择地下储层中不同埋藏深度和位子进行取样研究;选择的取样井, 要求井的结构完整, 干净, 无污染物;在取样运送到实验室过程中, 要采取好防护措施, 防止样品的走样, 保障其合格性。最后要编写取样报告, 内容包括:井的情况、仪表设备情况、流程、取样具体位子描述、测试和取样记录、现场取样质量分析说明;

3. 凝析气藏相态研究计算方式

利用现有的先进科技和技术, 确保计算结果的正确性, 在确定所有数据可靠的前提下, 进行PVT实验数据计算。不同状态方程软件包, 要调整不同的参数, 最常用的是调整相对分子质量、密度等参数。在有些情况下, 可以对组成进行少量调整。在凝析气开发过程中, 主要运用P-T相图来描述油气的相态, 相图虽然能够直观给予各相态变化, 由于受到工作温度、压力等因素的限制, 还不能得到完整的相图和全部的参数。我们通过流体相平衡物理平衡方程和热力学平衡方程以及状态方程的开发和应用来描述、预测凝析气藏相态特征和变化规律。首先计算出温度、压力、偏心因子等参数和压力, 在对照实验室数据进行调整。分别计算在地下压力值不同的情况下的相对体积, 并作出相应的关系曲线图。分别计算在不同底层压力下反凝析油损失、采出流体的组织成分变化、地层剩余流体组织成分的变化以及相关参数等。

4. 凝析气藏相态研究计算相关软件

A相图计算:通过观察流体在不同压力和温度下的性质变化, 判断其类型。还可以用于凝析气藏开发阶段, 为开发方式的选择, 相关工作流程制度的制定提供依据;

B恢复相图计算:根据动态相图的运行特点, 估算出相图, 用于气藏储量计算

C动态相图计算:预测气藏在不同压力下地面采出流体相图、剩余流体相图变化等

D常温分离计算:预测气藏在不同地层压力下的凝析油产量。可用于评价产量变化, 优选分离器等工作;低温分离计算, 计算不同地层压力下常温分离器分离出的气相组成油气比例, 用于评价和选择分离器制度

总结

流体相态研究是凝析气藏开发过程中的一项重要工作。通过科学合理的计算方式和方法提高对凝析气藏相态的研究水平, 把研究的成果在实际开发中运用, 预测气藏储量, 为气藏的开发提供支持和帮助。

摘要：凝析气藏是具有很高经济价值的特殊类型气藏。流体相态的研究在该类气藏的开发过程中非常重要。本文介绍了流体相态研究在凝析气藏开发过程中的作用以及影响凝析气相态的几种因素。

关键词：凝析气藏,流体相态,毛细凝聚,润湿性,有机固相沉积

参考文献

[1]张家良.凝析气藏流体样品恢复方法及应用.天然气地球科学.2005.

[2]郭平;李中春.凝析气藏地层流体相态研究.天然气工业.1999.

地层油气藏 篇5

1 异常压力的成因

形成异常压力的因素很多, 主要原因有以下几个:

(1) 流体热增压作用。这是地层中产生超压最重要的原因。地层埋藏深度的增加, 地温梯度将会导致低温增加, 达到一定温度有机质将会大量转化为石油和天然气, 出现石油、天然气的热增压现象, 当然, 地层水也不例外。异常高地层压力会存在于烃源岩层及储集层中, 这种现象在含油气盆地中非常普遍。

(2) 剥蚀作用。处于幼年期的地貌区, 剥蚀作用的大小是导致地形起伏最大的原因, 地层起伏过程中测压面位置不变, 因此测压面和地面的高低主要是由于地形高低的原因, 造成油气藏压力出现不均衡。

(3) 断裂与岩性封闭作用。在厚层泥岩中所夹的砂岩透镜体油气藏是由于地层的升降作用, 随着断块的上升, 深度变浅。而原始地层压力不变的情况下出现高压异常, 当然在相反条件下会出现低压异常。

(4) 刺穿作用。很显然, 压力的不均衡将会导致塑性岩层发生塑性流动, 产生刺穿作用, 导致上覆软地层或压实作用不强的地方产生挤压, 从而减少孔隙体积, 导致流体压力增大, 形成异常高压。在盐丘和泥火山发育区经常出现异常高压, 就是这个原因。

(5) 浮力作用:气、油、水的密度差异引起的浮力作用, 也可使油气藏内产生过剩压力。

(6) 黏土矿物成岩演变:在蒙脱石向伊利石转化的过程中, 有大量层间水从蒙脱石层中转移到颗粒之间成为粒间水, 导致形成异常高的地层压力。

2 异常压力对成藏要素的影响

2.1 异常高压对烃源岩热演化的影响

在异常高压的作用下, 烃分子与烃分子之间会出现较多的相互作用和碰撞, 而克服这种相互作用需要消耗烃分子的内能, 温度的增加率会逐渐放缓, 这将会抑制、推迟有机质的成熟时间以及油气生成的时间。此外, 如果从化学平衡原理来看, 烃类的生成反应也会导致体积的增大, 在封闭良好的热力学体系中, 烃生成反应将会受到抑制, 也会延迟有机质的成熟。国内外学者进行了较多的实验研究表面, 压力值与有机质成熟和油气生成速度成反比趋势, 在异常超压作用下, 烃源岩生油、气速度将放缓。因此, 异常高压不利于烃源岩的热演化作用。

2.2 异常高压对储集层的影响

经过多年的研究认为, 异常高压对储集层的影响主要有以下几个方面内容:

(1) 伴随着异常高压的形成, 高压系统内流体的运动及能量交换将会受到阻碍, 成岩作用速度减慢, 从而导致储集层内保留了较多的孔隙空间, 孔隙内填充系数较低。

(2) 异常高压支撑着一定的上覆岩体载荷, 导致地层自身的应力减小, 这样既减小了超压地层自身所受上覆地层的压实作用, 也抑制了成岩作用后期的压溶作用, 从而有利于储集空间的保存。

(3) 异常高压作用下所产生大量微裂缝的影响。他不仅提高了储集空间, 更较大的改善了高压系统内储集层之间的内部连通性, 使储集层的渗流能力变好。

(4) 超压还有利于深部储层次生孔隙的发育、保存及改善。超压流体周期性的排放, 能够增强储层中溶解物质的交换, 促进淋滤作用发生, 增加次生孔隙的发育。伴随着烃类的生成, 大量黏土矿物的脱水作用, 地层内部流体急剧增加并受热膨胀, 致使地层孔隙流体压力进一步增大。与此同时, 大量的有机酸还会随着烃类的生成而释放, 并溶解于孔隙水中, 形成酸性介质环境。在这种介质条件下, 高温、高压的地层会致使碳酸盐矿物、长石等的溶解性能显著增强, 从而产生大量的次生孔隙。

2.3 异常高压对盖层封盖作用的影响

在异常高压体系中, 孔隙流体压力与盖层的封盖能力成正比, 它完全可以阻止任何流体的体积流动 (包括油气水) 。“压力封闭”的泥岩具有剩余压力或者流体势边界这样的物理封闭能力, 其高势面位于高压泥岩层的中部, 将烃类阻止于泥岩层的下方而聚集, 同时对储集层孔渗性的保存、增强抗构造变形的能力、增强断层封堵性和阻止烃类垂向流动都非常有效。与物性封闭不同, 物理封闭无论对水溶相还是对游离相的烃类都是有效的。在岩性因素对流体的影响较小, 甚至岩层发生破裂时, 只要这种高压存在, 超压流体都能有效阻止油气以各种形式运移。压力场研究对非常规油气藏尤为重要, 裂缝、节理、页理的张开和储存油气都要靠超压, 致密砂岩气藏都是处在超压体系中, 从这个角度上说, 超压流体对油气的封盖作用更有效。

2.3 异常高压对油气藏保存的影响

保存条件对于油气藏的最终形成有着至关重要的作用, 异常高压对油气藏的保存有双重作用 (破坏和保护) 。首先, 油气资源随着异常高压产生的微裂缝运移, 会导致油气藏破坏形成次生油气藏或者运移至地表被彻底氧化破坏。此外异常高压的存在能够阻止地下水活动, 减少氧气及细菌破坏油气藏, 利于油气藏的保存。

3 结论

超压抑制了烃源岩的热演化, 增加了液态烃存在的深度范围, 同时扩展了深部地层油气勘探领域。超压也减小了储集层自身骨架的有效应力, 使得更多的孔隙得以保存。超压能够让盖层封闭性能更好, 形成更有效的压力封闭体系。超压还是油气运移的重要动力。因此, 异常压力对油气成藏要素都有重要的影响。

摘要：地层压力的变化即是油气运聚动力来源, 在一定地质背景下, 压力的分布还会控制油气资源的分布。油气分布与异常压力关系密切, 通过分析地层异常压力对成藏要素的控制作用, 包括异常高压对烃源岩演化、储集层、盖层以及油气藏保护的影响, 可以丰富石油地质理论和提高油气勘探效益。

关键词：地层异常压力,成藏要素,油气运聚,影响因素

参考文献

[1]王兆云.超压与烃类生成相互作用关系及对油气运聚成藏的影响[J].石油勘探与开发, 2002, 29 (4) :12-15

[2]孙冬胜.沉积盆地超压体系划分及其与油气运聚关系[J].石油与天然气地质, 2004, 25 (1) :14-20

地层油气藏 篇6

1 储层四性关系

所谓“四性”关系是指储层岩性、物性、电性及含油性之间的关系, 研究的目的是确定适合该油田的测井解释模型、解释方法与解释参数, 为后面的多井解释奠定可靠基础。关键井的选取原则依据取心井段长、取样密度均匀、有声波时差和自然伽马曲线的井。

在四性关系研究分析的基础上, 对目标区块不同层位、不同油组建立了相应的解释模型, 并回归出了相应的公式, 以下是孔隙度、泥质含量、渗透率的计算公式, 公式中Φ—岩心孔隙度;Φ'—用声波时差计算的孔隙度;sh—岩心泥质含量;k—岩心渗透率;—自然伽马相对值。

Φ=AΦ'+B

A、B为系数;

sh=XeeYGR'

X、Y为系数;

Lgk=-Z-QLgsh+TLgΦ

Z、Q、T为系数;

2 岩性、物性及含油性的评价分析

2.1 岩性参数的确定

在课题的研究中, 目标区块分断块、分层组作了自然伽马相对值与岩心分析泥质含量关系图版, 从图1中可见随着自然伽马相对值增加, 泥质含量呈指数递增关系。

2.2 物性参数的确定

物性参数主要是孔隙度和渗透率。这两个参数求取的准确与否, 直接影响到解释结果的精度, 利用数据回归的方法重新建立了孔隙度、渗透率的求取方法。

2.3 含油性参数的确定

标准水层对比法:首先, 在解释层段从测井曲线上找出渗透层, 并将岩性均匀、物性好、深探测电阻率最低的渗透层作为标准水层。然后, 将解释层与标准水层比较, 凡电阻率大于3-4倍标准水层电阻率者可判断为油气层。进行比较的解释层和标准水层在岩性、物性、水性方面必须具有一致性。

径向电阻率法:采用不同探测深度的电阻率曲线进行对比的方法, 它依赖于储集层的泥浆侵入特征, 从分析岩层的径向电阻率变化来区分油、水层。一般情况下, 油 (气) 层产生减阻侵入, 水层产生增阻侵入。此时, 深探测视电阻率大于浅探测电阻率者可判断为油 (气) 层, 反之为水层。与标准水层法相比, 径向电阻率法在很大程度上克服了岩性、物性等变化造成的影响。但在使用径向电阻率法识别油 (气) 层时要注意: (1) 为突出径向电阻率的变化, 用于互相比较的不同探测深度的电阻率曲线, 应具有相似的纵向探测特征, 即井眼、围岩影响要相似, 因此, 最好采用具有纵向聚焦的测井系统, 如深、浅感应或深、浅侧向测井曲线的对比; (2) 油 (气) 层在Rmf/Rw比值较大的情况下, 也可能造成增阻侵入。

3 油气水层判别标准的建立

建立油层的岩性、物性及电性标准是作好解释工作的关键, 大港油田开发时间较长因此测井系列多变, 另外该油田断块多、断层多、含油层位多, 油气藏埋深变化范围大岩性多变, 因此有些区块油气水关系也比较复杂, 储层油水关系的研究主要内容是确定油田油气水关系划分标准, 因此按不同测井系列、不同断块、不同含油层位进行储层分析及油气水标准的确定。通过作AC (声波时差) —RT (深电阻率) 关系图版可以确定油气水层的解释标准。

例如, 以马东油田为例, 通过区块整体评价, 对板0油组进行了重新认识将周围生产井进行多井对比分析, 根据构造及对比分析重新确定油水层。通过多井对比分析后得出如下结论:高部位的港深16-16井板0的18-20号层由于钻井泥浆侵入的影响造成电阻率降低, 因此原综合解释为水层, 而低部位的港94井和港深11井通过试油, 已经验证了板0这套储层为油层。根据试油、生产动态资料结合测井资料, 港深16-16井的18-20号层现改为油层, 港深18-18井11、12号层由原来的水层改为油水同层, 这样使板0的解释更为合理, 符合油藏规律。而向更高部位的港深14-14井由于岩性变差已致砂体尖灭。

在目前的低渗透率高含水地层储藏油气评价中, 人们还只是简单的沿用中低渗透率高含水地层储藏油气的评价方法或采用单一参数及方法作为评价的手段, 而没有形成完整的、系统的低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。因此有必要形成一套完整的、系统的、低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。引入测井相关参数, 通过对岩性、物性、含油性参数相关性的综合研究, 结合试油测试结果, 建立录、测井油气水层综合解释评价图板, 形成了现场半定量化快速综合评价方法。该方法将是一个有效的方法。

参考文献

[1]王香增, 黎永, 白运台, 李星星.低渗透率高含水地层储藏油气评价技术及应用[J]测井技术, 2004

[2]杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术[J]天然气工业, 2005

[3]胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来[J]中国工程科学, 2009

火山岩气藏地层压力计算新方法 篇7

气井处于拟稳定流状态, 即:对于外边界封闭的气藏, 当地层压力波达到地层外边界后, 在一定范围的排气面积内, 气井定产量生产一段较长时间, 渗流将进入拟稳定状态, 此时地层中各点压降速度相等并等于一常数, 地层内各点压力随时间的变化相同, 压降漏斗曲线将是一些“平行”的曲线, , 这种情况称为拟稳定状态。

2. 拟稳定流的诊断方法

主要介绍比较适用的四种方法:Blasingame方法、A.G方法、NPI方法、Fetkovich方法。

2.1 Blasingame方法

Fraim和Wattenberger认为, 如果实际时间用拟时间函数代替, 气井在定压生产情况下, 边界流阶段的产量—时间关系也表现为指数递减。Blasingame等人在建立递减曲线典型图版时引入物质平衡拟时间函数, 使边界流阶段的递减曲线变成了一条调和递减曲线, 同时利用拟压力规整化产量 (q/△Pp) 来考虑气井生产过程中产量和井底流压的变化。

根据变化和拟稳态的气体渗流方程, 得到时间函数利用物质平衡拟时间。

Blasingame根据以上确定了q/△Pp及tca的关系, 建立了递减曲线典型图版。为了辅助分析, Blasingame又建立了拟压力规整化产量积分形式和拟压力规整化产量积分求导形式。

在Blasingame典型图版上, 早期的不稳定流阶段, 为一组re/rwa不同的曲线, 这组曲线到边界, 达到拟稳态流阶段汇聚成一条调和递减曲线 (即:n=0.5线) 。

2.2 A.G方法

流动物质平衡是根据气井流动达到拟稳态条件下储层下储层内压降分布特征, 利用井底流压代替平均地层压力, 建立关系曲线。

2.3 NPI方法

NPI方法是利用产量规整化压力的积分形式[8]。NPI典型图版的适用范围和计算功能与Blasingame典型图版相同。

2.4 Fetkovich方法

Fetkovich等人建立了Arps无因次函数 (qDd、tDd) 与Van Everdingen无因次函数 (qD、tD) 的关系, 扩展了曲线的应用范围。间函数利用物质平衡拟时间。

3. 方法原理 (拟稳态数学模型法)

拟稳态数学模型法-原理:在气井处于拟稳定流状态, 井底流压的变化与地层压力的变化趋势相同, 建立了井底流压与累计产气量变化数学模型:

利用拟稳态数学模型法原理, 结合单位实际气井生产情况, 得到改进-拟稳态数学模型法。

改进-拟稳态数学模型法-原理:在稳定生产气井处于拟稳定流状态, 井口油压的变化与地层压力的变化趋势相同, 建立了井口油压与累计产气量变化数学模型。

初始条件:累积产气量Gp=0, c等于初始地层平均压力P’, 因此, 可以根据不同的累积产气量得到不同时期的地层压力PR。

4. 实例应用

X井2007年1月投产, 初期日产气35万方, 原始压力41.2MPa, 目前, 日产气20万方, 累产气量3.09亿方, 累产液4555方, 水气比14.7方液/百万方气, 采出程度16.6%。

通过Blasingame方法和Fetkovich方法, 确定X井达到拟稳态流。

利用X井井口压力和累计产气量的关系:预测得到X井2011年8月的地层压力38.0MPa, 预测得到2012年9月的地层压力35.8MPa, 表明计算结果可信, 方法可靠。

利用常规计算方法、新方法和地层压力测试的计算结果对比, 可以看出新方法计算误差较小, 更接近和符合测试结果, 表明该方法计算结果能更好反映实际, 应用性高, 结果可信, 方法可靠。

5. 结论与认识

5.1 与传统的动态分析方法相比, 新的地层压力预测方法实现了对生产动态数据的定量分析, 范围扩展到整个生产阶段。

5.2 在实际应用过程中, 曲线的诊断功能很关键, 能够为动态分析提供非常有价值的信息。

5.3 与不稳定试井相比, 新方法成本低, 资料来源广泛, 利用气井日常生产数据就能进行分析, 方法简单易行。

5.4 该方法是在试井理论基础上形成的, 试井数据获取的精度和频率高, 日常生产数据精度低、获取频率低, 有时数据点比较分散, 导致结果可靠性差, 这也就是该方法不能取代不稳定试井分析的原因。

参考文献

[1]李培超, 孔祥言, 卢德唐.利用拟压力分布积分方法计算气藏平均地层压力[J].天然气工业, 2000:20 (3) :68-69.

[2]张继成, 高艳, 宋考平.利用产量数据计算封闭气藏地层压力的方法[J].大庆石油学院学报, 2007:31 (1) :35-37.

[3]李跃刚, 李文涛.确定气井平均地层压力的简易方法[J].大庆石油地质与开发.1999, 18 (1) :32-34.

[4]刘蜀知, 孙艾曲, 黄炳光, 等.水侵气藏水侵量与地层压力预侧方法研究[J].石油勘探与开发, 1999, 26 (2) :79-85.

[5]陈涛平, 胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工业出版社.2000, 504-506.

地层油气藏 篇8

关键词：油气田,出砂,完井,研究

当今油气田开采中出砂问题对生产造成的影响已经非常明显了, 地层出砂对套管造成了各方面的破坏, 并且砂子堵塞了地层流体的出流通道, 降低产量。地层疏松的油层, 在生产一段时间后, 地层的流体流动、压力和粘度的综合作用下随流体脱离地层, 通过筛管缝隙或套管的射孔炮眼进入井筒中, 这些砂粒在其后的运移过程中对油井的破坏威力是巨大惊人的。

砂粒对井下工具和管道的破坏与多种因素有关。当地层流出的砂粒颗粒较大且圆度粒度较差, 加之流体速度较大, 带动砂粒以较大的速度移动, 在这种情况下, 砂粒非常容易对流经的管线内壁面产生磨损, 长时间的作用会导致管线壁面变薄, 最终管线破裂报废。当地层砂流速较慢且砂粒不大时, 这种情况下砂粒容易在随流体运移的过程中沉积在井筒中的任意位置, 如工具的凹陷处, 管线的拐弯处等等, 这都会造成工具的使用失灵, 通道堵塞, 最终油井生产的各项指标超过了额定值导致井毁人亡的不可补救的严重后果。

地层砂无论在什么地方都会造成严重的危害, 如果进入地表地面生产设备, 必须及时采取措施对砂粒和流体进行分离, 否则将会造成更大的危害和更多成本。在清理砂粒的过程中药消耗大量的人力物力财力, 降低了油井的效益的同时也影响了生产。全球每年针对后期出砂的处理费用是巨大的。

地层出砂问题在石油行业开始就一直是一个棘手的问题。因此非常有必要对其进行深入研究。只有对其深入研究透彻其出砂机理, 才能对症下药, 进一步了解其破坏机理, 采取对应的防砂方案, 达到预期目的。

1 油层出砂原因分析

为了从根本上遏制地层的出砂, 必须对地层的出砂原因进行深入研究, 在油井完井阶段下入筛管防砂是目前最常用的一种方法。同时科研人员也开发了地层出砂模拟软件, 通过模拟结果提前采取相应的防砂措施。在油井开钻之前就进行防砂方面的准备也是非常有必要的。

当地层的稳定性下降的时候, 地层就会有出砂趋势。造成地层稳定性降低的原因主要集中在以下几个方面:岩石强度下降、作用于地层上的地应力与孔隙压力之间的差值增大, 以及在钻完井和油井开采过程中产生的地质应力。单轴和三轴实验是目前应用最广泛也是最有效的测量岩石强度的方法, 其实验结果可以展现在岩石破裂曲线分布图上。当地层岩石处在各种压力作用下时, 最大主应力剪切最小主应力的差值大于许用剪应力时, 地层岩石就会产生破裂现象。地层岩石的强度的影响因素主要有:地层孔隙压力、内摩擦角、内聚力以及最大最小主应力。内聚力与地层岩石的固结强度的关系密切。当沉积岩固结较好时岩石的强度就相应较高。岩石中潜在坚硬砂粒所占的体例比例是影响内摩擦角的最重要因素。当油层生产一段时间或者地层的应力失去平衡时, 岩石中的砂粒就会从岩石中脱落出来, 形成出砂现象。

2 油层出砂的破坏与完井方式

在油气田开采的中后期, 地层流体的采出导致地层压差过大, 最终导致地层受剪切作用坍塌, 形成大量砂粒。在射孔后产生的射孔孔道受地层压力差的作用显著, 当地层压力差超过岩石强度时, 地层岩石就会碎裂出砂。对于那些地层流体开采严重的区块出砂想象更为普遍。

当地层流体在外力的作用下流动时, 根据流体流动的伯努利方程, 流动的速度越快, 产生的压力差就会越大, 此时在岩石胶结强度较低的砂岩中就会产生张力破坏现象。这种出砂形式比较少见, 对于油井产量稳定的井影响不大。对于那些孔隙度高、强度较低的地层岩石中, 往往发生空隙性坍塌的可能性较大, 这种坍塌最终可能造成地层的沉降。

相关研究表明, 对于不同强度、不同类型的砂岩, 其在应力作用下产生砂粒的情况各部相同, 甚至不出砂。在油气田开发的过程中, 很多因素会岩石强度产生影响, 诱发地层出砂。比如钻头钻开地层、不同完井方式的选择以及后期的大泵强采都会改变地层的岩石应力分布。油井的增产措施如酸化和压裂等都将改变砂岩的应力分布, 在一定程度上也成为油层出砂的另一种因素。对于注水井, 随着地层岩石含水率的增加, 地层岩石的强度逐渐降低, 最终出砂。

地层出砂以后, 比较细小的砂粒会随着油气流流体井筒, 甚至会被举升到地面。还有一部分颗粒比较粗大的沙粒会聚集卡塞在射孔孔眼处或者筛管缝隙处, 较细小的砂粒和粉质砂继续在较大砂粒后面堵塞通道, 最终油气流的出流通道被堵住, 油井产量急剧下降。因此在钻井、完井等油井开发初期必须考虑油井的有效防砂措施。

在设计预防地层岩石出砂方案时必须将各种因素都考虑在内, 在一些地层岩石疏松的砂岩层中, 必须采取提前防砂完井的方式完井, 如下入割缝衬管或者筛管[1], 对于岩层容易坍塌的层位可以进行管内砾石循环充填、管外砾石挤压充填的方式来增加岩层的稳固性。

3 结语与建议

通过多年的研究和实际相结合, 发现对于岩石强度低的疏松砂岩, 非常有必要在钻完井时进行防砂完井, 建议地层稳定性较好的岩层采用精密复合筛管或者裸眼完井, 在防砂的同时保持油层的较大渗透率。对于地层稳定性不好的岩层, 采用套管射孔完井, 套管内下入悬挂筛管防砂完井或者采用油层上部注水泥固井, 油层裸眼完井, 同时油层用筛管防砂, 筛管外部进行砾石充填加固地层。这些措施都将提高油井寿命, 减少地层出砂, 提高油气田经济效益。

参考文献