气藏类型

摘要： 二叠系茅口组是四川盆地勘探时间最早、目前勘探活动最活跃的层系之一。茅口组气藏按其储层类型可以分为裂缝型、岩溶缝洞型、热液白云岩型、滩相白云岩型和泥灰岩型5类,以岩性气藏为主,在不同区带、不同组段气藏类型表现出差异多样化特征。在梳理前期茅口组勘探成果和分析不同类型气藏特点基础上,明确了台缘滩、台内滩和深缓坡等有利沉积相带与准同生期白云岩化作用、后期热液白云岩化作用、表生岩溶作用、褶皱和断裂等构造作用叠加形成多类型的储层,是四川盆地茅口组天然气富集的主要控制因素;指出相(貌)控岩溶缝洞型储层、滩相白云岩储层和茅口组一段泥灰岩储层具有连片大面积分布、储层品质好等特点,是未来主要的勘探领域,川东北和川南-川东南是茅口组勘探最有利地区,多种类型和多个领域叠合可以形成立体勘探格局。

摘要： 结合测井资料、录井资料、岩心和生产资料等,对鄂尔多斯盆地东胜气田独贵加汗南区致密气藏盒3、盒1段的产能主控因素进行分析。基于研究区气藏地质特征研究,分析沉积微相特征、构造特征以及构造位置等因素对高产层分布的影响和水平井开发对产能的影响。结果表明:研究区产能主控因素主要与沉积微相、气藏类型、水平井开发及构造位置有关。沉积微相心滩位置控制着气藏高产;岩性气藏比构造气藏封闭性好,发育高产气层;高部位类产气高于低部位类产气;水平井的开发效果好于直井和斜井的开发效果。

摘要： 川西坳陷XC区块须家河组二段(须二段)储层整体致密、裂缝发育非均质性强.根据生产动态特点,将具备工业性产能的气井划分为4类生产模式;结合地质、测井、地球物理、产能不稳定分析等数据,从构造、裂缝、砂体展布、含气性等方面构建对应4类生产模式的储层储渗配置关系,分析须二段气藏类型.结果表明:可将有效气井生产动态划分为高产见水模式、中产水淹模式、中产见水模式和中产无水模式,不同生产模式具有不同储渗配置关系,指示须二段气藏属于断裂及裂缝疏通下的常规—非常规连续复合类型.高产见水模式和中产无水模式气井分别呈初期高产和长期稳产特征,最具有开发效益,储渗配置关系表现为大裂缝或微裂缝较发育的构造高部位及斜坡带富甜点砂体储层,可以作为XC区块须二段重点开发目标.

摘要： 阿姆河右岸区块位于中亚阿姆河盆地东北部,天然气资源丰富,盐下中—上侏罗统碳酸盐岩是主要的油气富集层位.通过对盐下大中型气田的地质特征和成藏因素进行分析,结果表明:①盐下碳酸盐岩大中型气田可划分为叠合台内滩气田、缓坡礁滩气藏群和逆冲构造缝洞型气田3类,其中叠合台内滩气田发育孔隙(洞)型台内滩储集体,纵向叠置且隔夹层发育,形成多套气水系统;缓坡礁滩气藏群发育裂缝—孔隙(洞)型斜坡礁滩储集体,平面表现为“一礁一藏”;逆冲构造缝洞型气田发育碳酸盐岩缝洞型储集体,气水系统复杂,距主控断层越近、充注强度越高,气水界面越低.②叠合台内滩气田分布于蒸发台地—局限台地—开阔台地,气田规模受古地貌和现今构造幅度控制;缓坡礁滩气藏群位于台缘上斜坡带,天然气富集程度与古地貌高和礁滩体类型密切相关;缝洞型气田分布于山前逆冲构造带,气田内断层发育规模是高产富集主控因素.③深层中—下侏罗统碎屑岩形成了自生自储的成藏组合,具有大中型气田形成条件,喜马拉雅期改造较弱的继承性构造圈闭和凹陷带地层—岩性圈闭是有利的勘探目标.

摘要： 川西坳陷XC区块须家河组二段(须二段)储层整体致密、裂缝发育非均质性强。根据生产动态特点,将具备工业性产能的气井划分为4类生产模式;结合地质、测井、地球物理、产能不稳定分析等数据,从构造、裂缝、砂体展布、含气性等方面构建对应4类生产模式的储层储渗配置关系,分析须二段气藏类型。结果表明:可将有效气井生产动态划分为高产见水模式、中产水淹模式、中产见水模式和中产无水模式,不同生产模式具有不同储渗配置关系,指示须二段气藏属于断裂及裂缝疏通下的常规—非常规连续复合类型。高产见水模式和中产无水模式气井分别呈初期高产和长期稳产特征,最具有开发效益,储渗配置关系表现为大裂缝或微裂缝较发育的构造高部位及斜坡带富甜点砂体储层,可以作为XC区块须二段重点开发目标。

摘要： 六盘水煤田上二叠统含煤地层中煤层、页岩、砂岩叠置频繁,统筹勘探不同储层中的天然气有助于减少资源浪费,提高开发效益.通过对煤系气储层岩相、厚度、源岩地化、储层物性及空间赋存规律的研究,分析了六盘水煤田煤层气、煤系页岩气和煤系致密气成藏潜力,讨论了煤系气的空间叠置关系和勘探前景.结果显示:区内晚二叠世煤层煤种齐全,厚度较大,变质程度普遍偏高,含气显示优越;页岩和砂岩累计厚度大,有机地球化学和储集物性参数良好;不同岩性的区域和层位分布差异较大,组合类型多样,空间配置关系有利于发育垂向多套天然气藏.煤系页岩气最有利勘探层位为龙潭组下段,煤层气和煤系致密气最有利层位为汪家寨组和龙潭组上段;以此为基础,总结提炼出“源储一体型”独立煤系页岩气藏、“源储紧邻型”煤系“三气”组合气藏、“下生上储型”煤系“两气”组合气藏共3种气藏类型.初步认为晴隆向斜深部为煤系页岩气优先勘探区,青山向斜深部适合煤层气和煤系页岩气共探共采,盘关向斜和格目底向斜深部适合煤层气和煤系致密砂岩气共探共采.

摘要： 随着川西拗陷中侏罗纪沙溪庙组气藏开发进程的不断推进,致密河道砂岩的非均质性不断凸显,已有的对天然气富集规律的认识已无法继续有效指导气藏开发的评价选区,如何寻找潜力河道至关重要.通过分析东斜坡沙溪庙组气藏已开发河道的动静态特征,详细解剖河道砂的古今构造、断砂配置,分析储层品质对产能的影响,结合气水分布、地层压力、产出流体等特征对河道砂气藏进行分类,并提炼河道砂气藏的高产富集模式.结论认为:①东斜坡沙溪庙组气藏整体为受河道控制的岩性气藏,划分为构造—岩性气藏、岩性—构造气藏、岩性气藏3种类型;②明确了东斜坡沙溪庙组气藏主要受断层、河道砂、构造、储层物性4大因素的控制;③东斜坡区沙溪庙组气藏高产河道具有2种高产富集模式,即构造主控模式和岩性主控模式.

摘要： 煤层气藏的储层是煤层,相对于常规的砂岩或碳酸盐岩储层有很大不同.一般来说,随着煤化程度的提高,从褐煤、长焰煤到气煤、肥煤、焦煤、瘦煤,直到贫煤、无烟煤,煤层的渗透性是逐渐降低的,大致可分为低煤阶、中煤阶和高煤阶三种类型,相对应于高渗透、中渗透和低渗透三种煤层气藏.本文在国内外重点地区煤层气勘探开发实践基础上,对煤层气气藏类型进行了分类,提出了相应煤层气藏类型的勘探开发技术手段.根据国内外煤层气开发实践,适应不同煤阶的煤层气开发技术也有所不同,其典型开采技术有:低煤阶煤层气藏,一般煤层渗透率达到15mD以上,一般采用空气(泡沫)钻井裸眼或洞穴完井大井组长期抽排采气技术;中煤阶煤层气藏,煤层渗透率一般为5～15mD,一般采用直井大井组水力压裂长期抽排采气技术;高煤阶煤层气藏,煤层渗透率一般为0.5～5mD,需要特殊的技术如羽状水平井组,大面积抽排采气.

摘要： 四川盆地上三叠统须家河组,由于强烈的成岩作用,砂岩厚而致密,储层非均质性强,多类型天然气藏发育.其主要发育八种常规气藏与两种非常规气藏.其中岩性气藏、构造-岩性复合气藏等规模大,储鼍丰富,是重要气藏类型,主要发育于川中地区;水溶气藏也很发育,产量高,潜力大,广泛分布于川中-川西的平缓斜坡区与坳陷区,是四川盆地未来重要发展方向.须家河组天然气藏大多具有近源、高压、含凝析油、含水,分布广、规模大,气、水关系复杂等特点.由于不同地区的沉积、成岩、构造等方面的不同,其天然气成藏的主控因素差异较大.如川中地区主要控制因素是岩性,川西冲断带则主要是构造与裂缝,川北主要是裂缝与岩性.因此,储集体、构造与裂缝等是须家河组天然气聚集成藏的三大主控因素,这三大要素的有效组合也是天然气富集高产区形成的关键.

摘要： 煤层气以饱和或欠饱和的状态在煤层内赋存,且在垂向上易与上覆岩层连续成藏,但开发过程中大量低产煤层气井的存在制约了产能的突破,富集且高产煤层气藏的发现愈显重要.论文在系统整理煤层气富集成藏理论研究的基础上,结合鄂尔多斯盆地东缘和国外典型盆地煤层气勘探开发的地质规律和气井产能认识,提出了煤层气圈闭的概念和气藏类型的划分方案.在实例分析的基础上刻画了物性封闭、气压封闭、水压封闭和吸附封闭在煤层气藏形成过程中的作用,以风氧化带和应力转折带作为上下界限定义煤层气藏.在气藏类型上,提出以构造、岩性、水动力和复合型圈闭分别为主导的气藏类型划分方案,并解剖了不同气藏类型.论文对简化煤层气勘探开发目标区优选,指导富气且高产煤层气藏的勘探和发现具有积极意义.

摘要： 卧新双地区位于四川盆地东部垫江以南,涪陵以北,属于明月峡大背斜上的次级褶皱,主要包括卧龙河、新市和双龙三个背斜构造,虽然研究区内多井须家河组见油气显示,但长期以来该区勘探开发目标主要为下伏海相碳酸盐岩层系,而忽视了对区内须家河组的研究,特别是对卧新双地区须家河组天然气的来源一直存在它生和自生的争议,从而导致对这一地区气藏类型及其富集规律认识的欠缺,影响了下一步的勘探决策.

摘要： 中江气田沙溪庙组气藏为断砂疏导、深源浅聚的致密河道砂岩气藏,该气藏河道砂多呈窄条状带展布且纵向交错叠置;断层期次多且差异大,断砂配置样式复杂多样;河道砂储层非均质性强,含气丰度不均一,气水关系复杂;不同层系、同一层系不同河道砂即或同一河道内也呈现产能差异大的特征.为此本文通过详细解剖目前中江气田已高效建产河道的动静态特征,确定各高产河道砂气藏类型;并以此为基础,建立河道砂气藏的高产富集模式,为气藏潜力河道的开发评价选区提供依据.

摘要： 茨采是辽河油田公司天然气外供主要单位之一,担负着一定的政治责任和社会责任.在无后备资源接替、递减逐年加大的情况下,为确保周边城市用气,2010年通过开展项目研究,结合测井和三维地震资料,重新建立了浅层气判定图版、储层二次解释评价;重新落实了气藏构造,对牛居油田浅层气气藏类型及分布规律取得了新的认识,共部署实施天然气井8口,措施挖潜25井次,初期日增气32.5万立方米,阶段增气3032万立方米,新增天然气地质储量10.66亿立方米,取得了较好效果.

摘要： 四川盆地北部环开江～梁平海槽区带长兴组生物礁气藏是四川气田未来增储上产的重要领域之一。生物礁气藏系成因较复杂的岩性圈闭气藏，储层非均质性强。受地质认识程度、地震资料品质及处理解释技术的局限，长兴组生物礁储层和圈闭预测有着较大的难度。长期以来，对海槽东侧高峰场地区长兴组生物礁气藏的认识一直存在分歧，这对海槽东侧生物礁气藏滚动勘探开发部署决策有较大的影响。本文从沉积相、储层特征、地震响应特征以及气藏动态等方面进行了研究，认为高峰场地区位于开江～梁平海槽东侧的碳酸盐缓坡相带，峰X 井、峰Y 井和峰Z 井分别钻遇了两个规模较小的点礁，礁体规模有限。高峰场地区长兴组生物礁气藏属于小型的中深埋深、高压无水干气岩性圈闭气藏，在该区内进行生物礁气藏专层井勘探存在较大的风险，需谨慎部署。

摘要： 针对牛居油田受早期资料处理、解释、评价水平限制,一些规模小、隐蔽性强的砂体解释符合率低、部分油气层漏失等问题,结合牛居油田天然气开发后期水淹重、泄压半径大、潜力区分布高度零散的现状,以动、静态基础分析为切入点,建立区域东二段、东三段浅层气电性图版判别标准,结合动态监测手段及三维地震解释技术,深度追踪有利砂体控藏特征,落实天然气气藏类型及分布规律,分别开展有针对性的井位部署,深挖隐蔽岩性气藏及构造气藏微构造高点天然气潜力,建立了老区天然气挖潜,岩性气藏识别、开发的新模式,使牛居油田天然气产能近几年一直稳中有升,有效缓解了天然气外供紧张的局面,取得了巨大的经济效益.

摘要： 近几年来,松辽盆地北部徐家围子断陷深层火山岩气藏勘探取得了突破性进展,火山岩气藏显示出良好的勘探开发前景.本文基于徐家围子断陷勘探的数据分析和研究结果,结合区域地质背景,对徐家围子断陷营城组火山岩的形成和发育特征、天然气来源、成藏模式及控制因素、气藏分布规律进行了深入剖析.认为徐家围子断陷营城组火山岩天然气主要来自沙河子组暗色泥岩和煤系地层；火山岩储集空间按成因可划分为原生孔隙、次生孔隙,按照孔隙结构特点又可分为孔隙性和裂缝型；营城组火山岩天然气藏的封盖层主要是登二段和泉一、二段发育的泥岩；天然气运移方式主要以垂向运移为主,侧向运移为辅；火山岩气藏类型主要为构造-岩性气藏、岩性-构造气藏、岩性气藏；火山岩成藏主控因素是源岩发育区、深大断裂和以火山岩喷发中心为主的局部构造.研究成果揭示了火山岩气藏的地质特点.

摘要： 苏里格气田上古生界盒8段、山1段气藏具有低丰度、低物性、低产能的特征,但气藏的总地质储量大、含气面积大、非均质强,地质特征十分复杂,具体表现为连通形态多样化、气藏边界不确定化、气水分异与边底水特征相对不发育、含气饱和度不均一等.该类气藏常常在形态上连通,但成藏系统却不统一;气藏不同部位的含气饱和度具有差异性与不确定性;由于储层物性、含气饱和度、气藏压力的非均一性,气藏在不同砂体、同一砂体的不同部表现为离散性与非均质性.该类气藏既不等同于常规的具有统一成藏系统、统一气水界面的常规气藏,也不同于有明显边界、气水倒置的深盆气或其它“连续型”非常规气藏,研究认为苏里格上古生界盒8段、山1段气藏属于“准连续型致密砂岩气藏”.

摘要： 本发明涉及一种滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，该滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，包括依次连接在一起的测量簇模块、信号收集模块、过水盖、密封模块和行走模块，所述测量簇模块的上方连接有顶盖，所述顶盖的上方设有两个位于边缘且相对的吊耳，所述顶盖的侧面设有若干个均布且穿有螺钉的连接槽，所述顶盖上表面设有位于一侧的过线孔甲，所述顶盖、所述测量簇模块、所述信号收集模块、所述过水盖、所述密封模块和所述行走模块用螺钉依次密封连接在一起，能够有效的测定产层的产层气贡献率，该滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置的应用，能够测定多个连续产层的产层气贡献率。

摘要： 本发明属于煤层勘探技术领域，具体涉及一体式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，包括括上下两盖体，盖体之间通过竖杆连接，盖体呈圆柱体，盖体分为三层，盖体外围套设橡胶皮套，本发明可测定在生产过程中不同产层中水和气产量。

摘要： 本发明公开了一种使用生产数据计算低渗气藏真实压力及气藏储量的方法，包含步骤：S1、将气田开发信息网中的某井的生产数据导出；S2、读取生产数据中的套压、日产气量、累计产气量和累计产水量，利用套压计算井底流压Pwf；S3、假设一个气藏原始压力Pi，求取产量方程；S4、试凑原始压力Pi，观察直线形状，直到线性相关性满意为止；S5、计算单井控制储量G。本发明使用物质平衡法求取低渗气藏控制储量，通过不断试凑压力，能使物质平衡方程形成直线的地层压力，就是所求的压力，同时也求得了单井控制储量。

摘要： 本发明公开了一种气藏束缚水饱和度、气藏可动水范围确定方法和装置。气藏束缚水饱和度确定方法包括：按照预设规则将研究区划分为多个网格，目标井的位置位于研究区和多个网格的中央；根据网格与目标井的距离、目标井的当前井底压力、原始地层压力、井眼半径和泄气半径，确定网格的压力、压差、压力梯度和有效应力；根据网格的有效应力和有效应力影响系数、研究区的孔隙半径，确定网格受有效应力影响的毛细管半径分布的分形维数和受有效应力影响的毛细管迂曲度的分形维数；根据网格受有效应力影响的毛细管半径分布的分形维数和毛细管迂曲度的分形维数、束缚水膜厚度，确定网格的束缚水饱和度。能够确定不同生产时期、不同位置处的束缚水饱和度。

摘要： 本发明提供一种气源断层对气藏成藏贡献值的量化方法和装置，其中，该方法包括：确定待研究区中待研究气藏的数量以及每个待研究气藏包含的待研究气源断层的条数，该待研究气源断层为连接烃源岩与储层的气源断层，分别获取每个待研究气藏中每条待研究气源断层的各项地质参数，利用该各项地质参数，计算各个待研究气藏内所有待研究气源断层对待研究气藏的输导贡献值，并结合各个待研究气藏内的气藏储量丰度，拟合输导贡献值与气藏储量丰度之间的量化关系图版，并确定出待研究区中的待勘探开发气藏。本发明的技术方案可有效地指导待研究区气藏的勘探开发，提高了勘探的成功率。

摘要： 本发明属于煤层勘探技术领域，具体涉及一体式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，包括括上下两盖体，盖体之间通过竖杆连接，盖体呈圆柱体，盖体分为三层，盖体外围套设橡胶皮套，本发明可测定在生产过程中不同产层中水和气产量。

摘要： 本发明涉及一种滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，该滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置，包括依次连接在一起的测量簇模块、信号收集模块、过水盖、密封模块和行走模块，所述测量簇模块的上方连接有顶盖，所述顶盖的上方设有两个位于边缘且相对的吊耳，所述顶盖的侧面设有若干个均布且穿有螺钉的连接槽，所述顶盖上表面设有位于一侧的过线孔甲，所述顶盖、所述测量簇模块、所述信号收集模块、所述过水盖、所述密封模块和所述行走模块用螺钉依次密封连接在一起，能够有效的测定产层的产层气贡献率，该滑动式多类型气藏产层气水贡献率测量装置的应用，能够测定多个连续产层的产层气贡献率。

摘要： 本发明提出了一种碳酸盐岩气藏储层溶孔成因类型的薄片识别方法，包括通过对主要目的层段岩心样品的观察，确定目的层碳酸盐岩主要岩性和岩石类型，利用岩心‑测井曲线相互标定，分析主要沉积特征和建立高频层序格架，在油气藏储层沉积埋藏热演化综合分析的基础上，判断目的层可能经历的成岩环境，在其约束下，并进一步详细观察目的层的溶蚀孔隙形态、充填物等特征，进而识别溶蚀孔隙成因类型。本发明的方法可操作性强，成本低，符合岩石学、矿物学原理，能够准确进行碳酸盐岩不同成因溶蚀孔隙类型的识别，为碳酸盐岩气藏储层的成因机理分析、展布预测等奠定了良好的基础。

摘要： 本发明公开了一种气藏动态储量计算方法及装置。该方法用于水封气类的气藏且包括：获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；根据储层物性参数获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差；根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数；基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气物质平衡方程确定气藏的原始地质储量模型；将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。

摘要： 本发明公开了一种使用生产数据计算低渗气藏真实压力及气藏储量的方法，包含步骤：S1、将气田开发信息网中的某井的生产数据导出；S2、读取生产数据中的套压、日产气量、累计产气量和累计产水量，利用套压计算井底流压Pwf；S3、假设一个气藏原始压力Pi，求取产量方程；S4、试凑原始压力Pi，观察直线形状，直到线性相关性满意为止；S5、计算单井控制储量G。本发明使用物质平衡法求取低渗气藏控制储量，通过不断试凑压力，能使物质平衡方程形成直线的地层压力，就是所求的压力，同时也求得了单井控制储量。