气藏工程管理规定

气藏工程管理规定（精选7篇）

气藏工程管理规定 第1篇

气田开发地质与气藏工程设计要求

1总论

1.1地理及自然条件概况 1.2勘探开发情况

1.3资料录取情况

1.4地质储量

1.5推荐方案要点

1.6经济评价 2气藏地质特征

2.1 地层特征

2.1.1 地层层序

2.1.2 目的层细分与对比

2.2构造特征

2.2.1区域构造特征

2.2.2初步方案构造特征

2.2.3本次方案构造特征再认识 2.3储层特征研究

2.3.1储层岩石学特征

2.3.2储层沉积相

2.3.3储集空间特征

2.3.4储层物性特征

2.3.5储层非均质性研究 2.3.6储层裂缝研究

2.3.7 储层综合评价 2.4气藏特征

2.4.1气水界面确定

2.4.2温度、压力系统

2.4.3流体性质 2.4.4气藏类型 2.4.5储量计算及评价

2.4.6水体大小及能量分析

2.5地质模型的建立

2.5.1地质建模的步骤

2.5.2单井模型 2.5.3剖面模型 2.5.4三维地质模型

2.6地质模型检验

2.6.1模型储量检验

2.6.2模型孔隙度检验

3气藏工程研究

3.1地层流体性质

3.1.1流体相态特征研究

3.1.2天然气含水汽量的确定 3.2渗流物理特征研究

3.2.1相对渗透率曲线特征

3.2.2岩石敏感性特征

3.2.3毛管压力曲线特征

3.3 储层应力敏感性研究

3.4试井解释

3.4.1试井基本情况

3.4.2试井解释结果

3.5产能评价研究

3.5.1试油及补充产能测试情况 3.5.2气藏合理产能研究

3.5.3合理生产压差的原则界限 3.5.4单井产能预测

3.5.5气藏数值试井及产能评价 3.6 废弃压力估算 3.6.1经验公式法

3.6.2类比法

开发机理及合理开发方法研究

4.1双重介质模型与等效模型的比较

4.2开发机理研究

4.2.1采气速度 4.2.2边水能量 4.2.3打开程度 4.2.4岩石变形的影响

5开发方案设计

5.1 开发原则

5.2开发方式选择

5.3 开发层系划分与组合5.3.1 自然分层情况

5.3.2 开发层系划分与组合分析及确定

5.4 开发井网部署和生产规模

5.4.1 井网部署原则和依据 5.4.2合理采气速度及生产规模 5.5方案设计及指标预测

5.5.1对比方案设计及优选

5.5.2 经济评价优选

5.5.3推荐开发方案指标汇总

5.5.4 目前方案与初步方案的区别开发方案风险评估 7 实施要求

7.1开发要求 7.2钻井要求 7.3完井要求

气藏工程管理规定 第2篇

川东北部飞仙关组鲕滩气藏的发现及气藏特征

阐述了川东北地区从1963年石油沟构造巴3井首次在飞一段钻获天然气开始,到福成寨、板东、黄草峡构造上相继发现飞仙关组气藏,渡口河构造的渡1井在飞仙关组钻遇孔隙型白云岩,获天然气流,罗家寨、铁山坡、金珠坪等一批飞仙关组鲕滩整装气藏的勘探历程.分析了川东北地区飞仙关组鲕滩气藏的烃源条件、储集条件、盖层条件,指出飞仙关组天然气主要为原油裂解气,上二叠统及飞仙关组自身为其主要烃源;其储集岩类型主要为鲕粒云岩和溶孔鲕粒灰岩两大类.评价预测了储层发育有利区带.分析了气藏的.形成过程,认为可划分为古油藏阶段、大气藏阶段、古气藏调整定型阶段等三个阶段.从地质构造、沉积相分布、圈闭要素等角度剖析了罗家寨等构造飞仙关组鲕滩储层的形成机理和气藏特征.

作 者：沈平赵佐安 曾云贤 杨雨  作者单位：沈平,赵佐安(中国石油西南油气田分公司勘探处,四川,成都,610051)

曾云贤,杨雨(中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院)

刊 名：西南石油大学学报  ISTIC PKU英文刊名：JOURNAL OF SOUTHWEST PETROLEUM UNIVERSITY 年，卷(期)： 29(1) 分类号：P61 关键词：飞仙关组   鲕滩储层   气藏特征   成藏分析   四川盆地  

气藏工程管理规定 第3篇

地理信息系统 (Geographic information System, 简称GIS) 是采集、存储、管理、检索、分析和描述空间物体的定位、分布及与之相关的属性数据, 并回答用户问题的计算机系统[1]。它是一种能把图形管理系统和数据管理系统有机结合起来的信息技术。它既能管理对象的位置又能管理对象的其它属性, 而且位置和其它属性是自动关联的, 其核心是计算机科学, 基本技术是地理空间数据库、地图可视化及空间分析。

在油气藏开发过程中, 积累了大量的图件和数据, 这些信息的综合应用与管理, 对于指导油气藏生产有很重要的意义。GIS技术的出现为其提供了解决方案[2]。目前GIS在油气藏开发管理中的应用主要集中于专题制图、数据管理、油气资源评价、石油勘探开发管理、综合决策及信息发布等方面[3]。油气藏开发管理GIS涉及到多种信息来源, 按照信息的组成和结构特点, 可以划分为三大类:属性类信息、空间类信息、空间属性类信息。属性类信息包括:油井的生产数据、监控数据、井身剖面数据等。空间类信息主要是二维地图类信息, 包括:油田地理分布、地面管网与站场分布、电力供应网络与设备分布等。空间属性类信息主要是连续参数分布类信息, 包括井间剖面、层位分布、油藏体的三维结构和参数分布等。其中空间属性类信息在油气藏开发中尤其重要[4]。

为了形象、直观的描述空间属性类信息, 实现GIS可视化, 给决策提供科学依据, 图形学技术正越来越广泛应用到GIS中, 用以绘制地理、物理等的高精度勘探、测量图形以及进行科学计算可视化显示等[5]。利用现有的二维GIS开发工具、结合图形技术就能够有效地集成属性类信息和空间类信息对于空间属性类信息的三维问题则需要应用Active X技术开发特殊的图形工具, 输出等值线图、剖面图、三维构造图[4]。

2 油气藏开发管理GIS中的图形表示技术

2.1 二维图形表示技术

通常情况下GIS可视化采用的方法是二维图形学方法。由于二维可视化涉及的数据量相对较少, 采用成熟的可视化理论方法, 因此二维图形学表示方法目前仍然是GIS可视化的主流方法[6]。

2.1.1 几何图形表示技术

通过把三维图形透视变换映射成二维图形, 用折线、曲线、网络线等几何图形表示数值的大小。这种方法的优点是直观、准确, 但反映的信息有限[7]。

(a) 等值线

等值线图是油气藏开发GIS中最常见图形表示技术, 常用于显示地表状况、地下构造、参数分布等。等值线可以由离散空间采样点生成也可以在现有等值线基础上内插产生。二维等值线技术已经非常成熟, 由于其直观、准确, 表示技术成熟, 能够准确反映出物理量 (高程、压力等) 的特征, 因而得到非常广泛的应用, 见图1 (a) 。但是由于二维等值线技术是在二维平面上显示空间信息, 显示过于抽象, 需要专业研究人员运用主观想象来推断其中蕴涵的具体物理含义和规律, 因此不利于交流与探讨, 使用范围存在一定的局限。

(b) 等值面

油气藏GIS中的等值面法可以认为是在平面等值线的基础上, 对其附加了空间具体物理含义 (高程、压力等) 的一种接近三维的改良图形显示方法。等值面在一定程度上反映了第三维信息在空间中的形状, 有利于研究人员直观观察与探讨, 是全面实现三维GIS的第一步, 因而也得到一定程度的重视和研究, 见图1 (b) 。

一般情况下, 等值面仅仅反映了诸如地形之类的表面起伏特征, 并没有地形下面的信息, 也没有表现出诸如地形厚度等三维信息, 所以很多地方将等值面技术称为2.5维表示方法, 或者称为“地形面三维”或称为“面三维”。

2.1.2 色彩/灰度表示技术

用色彩或灰度来描述不同区域数值的方法。由于人们对色彩的接受能力更强, 根据人的视觉系统对彩色色度的感觉和对亮度的敏感度来描述数值特性, 这种方法的优点是直观、形象。典型的方法有区域填充 (专题地图) 、晕渲等方法。其中区域填充 (专题地图) 用于表示行政区划、人口分布等面域类型性质的色彩、图案和符号的填充, 是GIS可视化主要形式之一。晕渲法以光辉暗影的光照视觉效果为手段, 主要表示地形起伏、地貌形态结构等。

2.2 分形表示技术

当空间物体不规则, 不能直接用方程表达时, 可以考虑使用分形几何方法来真实地描述。Mandelbrot于1973年提出的分形技术基于以下考虑:分形物体有两个基本的特征, 一是每点处有无限的细节;二是物体整体和局部特性之间的自相似性。在油气藏开发管理GIS中的应用集中于地形模拟等方面。分形地形所表示的不是现实地形的再现, 但其表达对象形象, 易于交流和理解。另外, 分形地形生成速度快, 在实时性要求高的场合下经常使用。

2.3 三维图形表示技术

目前, 使用较为广泛的3D图形表示技术有Open GL、Direct3D、Java3D和VRML等。Open GL是SGI开发的三维图形库, 广泛应用于三维应用程序的编制, 是与设备无关的图形建模语言, 在UNIX、Windows等不同操作系统见可以方便移植、易于使用。

Direct3D是Microsoft公司开发的三维函数库, 是Direct X的一个重要组成部分, 它基于Windows系统的COM接口, 利用了微软在操作系统上的优势。Direct3D在充分利用硬件资源、加快三维渲染速度方面有很好的性能。

Java3D则结合了Java语言的优势, 具有快速编写和跨平台的特点;VRML是一种模型描述语言, 在网页中与HTML语言融合, 其本身没有建立应用程序的能力, 但它提供了一种网络环境下描述三维场景的标准语言体系, 由于受Internet传输带宽的限制, 支持数据量有限。

三维立体图能真实地再现三维空间中的数据场分布, 让观察者感知到三维空间的存在, 对突出表达三维物体的分布特性有明显效果[7], 在油气藏开发管理GIS中的应用越来越多。

2.4 体视化技术

在前述的图形表示技术中, 无论是二维的等值线、色彩/灰度, 还是分形、三维模型等大多只关心物体表面的几何表示、变换和显示问题, 而在表达物体内部信息上都有很大的难度。

体视化技术的任务即是揭示物体内部复杂结构、看到通常看不到的物体内部结构。体视化技术研究含有物理内部信息的体数据的表示、操作和显示问题。它通过对研究对象某种物理属性 (如渗透率、孔隙度等) 进行空间采样来获取体数据, 在此基础上通过分割、匹配、插值、表面重建或者直接体视来研究对象。体数据含有比表面更丰富、更完整、更有价值的信息, 而且更适于表示不规则物体, 如油藏分布、山脉内部构造等。

在石油天然气开发中, 利用先进的勘探技术获得表示地质结构的体数据 (如利用地震波或者声波在不同地质构造层中传播速度和衰减程度不同的特点, 结合Radon反演变换技术就可以重构出体数据) , 在此基础上结合虚拟现实技术开发出可供工程人员交互式“漫游和勘探”的辅助油气藏开发系统, 对提高石油开发水平、节约开发成本、提高决策正确率等方面都能发挥巨大作用, 也必然带来巨大的经济效益[8]。

2.5 虚拟现实技术

虚拟现实 (或称虚拟环境) , 是指由硬件、软件和人组成的一个系统, 可让人在计算机软硬件模拟产生的一个虚拟三维空间中自由地行走探索, 并可感知与他人或其他虚拟物体进行交互。

随着GIS技术的进一步发展和完善, 将GIS与虚拟现实技术相结合, 可以实现虚拟油田, 把复杂的地表三维地形和地下地质信息转换为动态、可视和可交互的三维图形, 研究者可以从各个角度观察地下地质情况, 直接在其上设计井位和开发方案, 结合油藏数模专业应用模型还可以追踪油气藏的生产史, 优化开发方案, 改善油气藏管理[9]。因此GIS与VR相结合, 利用VR生动直观、沉浸、交互的特点, 达到更好的理解研究目标的目的, 将是一种必然趋势[10]。

2.6 动画技术

随着GIS理论研究和实际应用的飞速发展, 不断扩大的应用领域对数据处理提出了另一个要求:时态性课题。在GIS中有效可视化时间成为一个研究热点问题。随着时间变化的地学现象是一个运动变化过程, 将动画应用到GIS中产生了地图动画。遵照对象演化发展规律制作出的动画可以把对象的快速变化模型化和可视化, 将其应用到油气藏开发GIS中能就油气藏资源管理等做出预测, 提出解决方案。

3 结论

3.1 可视化是GIS应用研究的关键技术, 目前的GIS开发工具在可视化方面还存在许多缺陷, 需要进一步研究与开发工具丰富图形表示方法;

3.2 三维立体图打破了二维图形在平面上显示信息的局限性, 能将信息以三维形式直观表现出来, 使用户有进入到真实环境的感觉, 是GIS可视化主要的形式之一;

3.3 分形图形技术能实现地形纹理快速模拟, 对定点地形进行再分形能够观察到更多细节。同时由于分形地形具有生成迅速的特点, 对实现地形漫游中地形表面的快速生成模拟有重要意义;

3.4 随着技术进步和用户需求的提高, 结合体视化技术的三维图形技术将能够实现对地表下、地表、地表上的对象立体观察;在虚拟现实技术支持下, 结合体数据的“数据溶入”技术使研究人员可以借助立体观察设备 (头盔等) 直接“进入”储层, 考察储层相关性质, 将对油气藏开发将产生深远影响。

3.5 采用动画技术后, 可以模拟出油气藏形成发展的动态过程, 也可为储层参数等变化提供动态、持续变化模拟, 直观展示油气藏开发动态变化, 为决策提供参考依据;

3.6综合了三维图形技术、体视化技术与虚拟现实等高级图形技术的油气藏开发GIS, 能够实现对复杂油气藏地质构造、储层物性参数变化等实时、动态、多角度、可交互可视化描述, 从而提高油气勘探水平, 缩短决策周期, 为油藏的生产管理与决策发挥巨大作用。

摘要：本文介绍GIS的定义及其应用领域, 结合油气藏开发管理应用讨论其中的图形表示技术:二维等值线及等值面、三维图形技术、体视化以及虚拟现实技术等。指出二维图形技术不足以描述客观世界, 传统三维图形技术不能描述物体内部信息, 最后指明油气藏开发管理GIS中图形表示技术应当综合以上技术, 并结合虚拟现实和体视化等先进图形技术构造适应工程需要的GIS系统。

关键词：GIS,油气藏开发管理,图形表示技术,三维图形,虚拟现实,体视化

参考文献

[1]吴信才.地理信息系统原理与方法[M].北京:电子工业出版社, 2002.

[2]Miller BM.Application of geographic information systems (GIS) to exploration studies in the San Juan Basin, New Mexico (abs.) [J], AAPG Bulletin, 1990, 74 (5) :719.

[3]方旭, 黄厚宽, 刘江梅.基于GIS技术的油气勘探数据库应用系统[J].计算机系统应用, 1999 (3) :12~14.

[4]陈伟, 李允, 黎明等.地理信息系统与油田开发管理[J].西南石油学院学报, 2001, 23 (1) :34-36.

[5]孙家广, 杨长贵.计算机图形学[M].清华大学出版社, 1998.

[6]孙敏.空间信息可视化:给数据以形象.中国计算机用户—赛迪网[J].2003, 6.

[7]王英杰, 袁勘省, 余卓渊等.多维动态地学信息可视化[M].科学出版社, 2003.

[8]管伟光, 马颂德等.体视化技术及其应用[M].电子工业出版社, 1998.

[9]何贞铭, 吴信才.GIS在石油地质中的应用[J].江汉石油学院学报, 2003, 25 (2) :75.

四川地区水驱气藏开发探讨 第4篇

通过收集前人水驱气藏开发的.研究成果,对水驱气藏储层宏观和微观水侵机理进行分析,总结出了无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段水驱气藏的不同开采措施.结合川西地区合兴场须家河组气藏和新场气田须二气藏实例,提出无水采气期取决于气井配产和裂缝角度,配产高或裂缝角度高.无水采气期短;对于裂缝一孔隙型水驱气藏开发,通过判断来水的大小和方向、控制气藏采气速度小于2%以及排水采气等方法提高最终采收率.

作 者：张数球 李晓波 Zhang Shuqiu Li Xiaobo 作者单位：张数球,Zhang Shuqiu(中国石化油田勘探开发事业部,北京,100728)

李晓波,Li Xiaobo(中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083)

运用测井资料识别岩性油气藏 第5篇

由于石油采储比的不断降低，各国石油从业者尤其是地质学家研究的目光被迫从传统油气藏转向隐蔽油气藏，而以岩性地层圈闭为主的岩性油气藏则是我们在成熟含油盆地内寻找和追踪的主要目标。但其复杂隐蔽的特点，导致勘探难度大。基于地震研究的储层预测是目前开展岩性油气藏综合评价的关键技术。随机地震反演不仅可以获得高分辨率波阻抗资料储层预测效果更好。

然而，在实际研究工作中，必须结合开发动态，反复进行精细地震解释，精细地震解释是所有工作的基础，地震解释越精细，得出的结论越可靠，继而结合多种地质资料，才能对复杂构造带的岩性油气藏做出合理的认识。

一、区域地质概况

马寨油田位于东濮凹陷西部斜坡带北段，南临马寨生油洼陷，北与文明寨油田相邻，东与户部寨油田相邻。马寨断层是马寨地区对油气运移聚集起控制作用的一条区域性断层，马寨断裂带是油气富集的最有利部位。

马寨地区沙三下处于三角洲前缘、前三角洲及盐湖段交汇部位，发育厚层段泥页岩，是良好的盖层，并形成自生自储的上倾歼灭型油藏。该区已有钻井、试油、试采资料揭示出本区薄层粉砂岩、泥质与灰质粉砂岩中存在有效储集空间，已见到许多好的苗头。大部分钻井有不同程度的油气显示、还有一些钻井获得工业油气流或低产油气流，是现实的增储领域。

马寨地区为2009年采集的濮卫高精度三维地震资料所覆盖，面元10m×10m，地震采样率2ms，目的层沙三下地震反射深度约为1.6s左右，埋藏较浅，目的层附近地震有效频带宽度10-57Hz，主频43Hz左右，地震同相轴清晰，地震品质较好，具备进行储层预测的地震条件。

二、精细地震解释,分析岩性与地震相位的关系

1.精细合成记录，准确卡层

目的层在岩性油气藏的勘探过程中,利用测井资料标定地震解释层位是一项最基础的工作,然而传统的标定方法主要存在以下问题:井和地面地震间的标定存在一定的多解性特别是在时间标定问题上比较突出。原来一直认为卫305-24井附近的卫305-24沙三下10油气藏，是一个构造油气藏，因此，在此追踪钻探了卫305-38井、卫305-39井、卫305-40井，以及在高部位钻探了卫305-侧38井，除卫305-39井钻遇这套油层之外，其他三口井尽管部位不低于卫305-24井，而且地震相位也比较连续，在沙三下10地层中也钻遇了这组砂层，但却都是典型的水层。为了研究明白其中的原因，重做了卫305-24井的地震合成记录，而后进行精细的地层标定卡层，通过精细标定，卫305-侧38井所钻遇的沙三下10地层内油层位置，正好处于一个特别相位的变化点上，即在卫305-24井区域，沙三下10地层是两条地震强相位，而在卫305-侧38井所钻遇的油层地下位置附近，由两条变化为一条地震强相位。

2.结合测井资料与岩层密度，对地震反射几何特征进行分析，对典型地震相位进行追踪

卫305-24井是马寨地区卫305块的一口水井，1998年9月完钻投产，2009年3月底转注。截至转注之前，该井已累计产油1.9021万吨，其中的大部分产油量是由该井钻遇的2505米-2522米处的沙三下10地层油层射开产出的。该处油层上下均为密度较大的页岩，也就是说该油层段的砂岩密度小于其围岩页岩，因而，该处油层与其下俯底层之间在其地震剖面上就会形成一个相对较强的正极性波，从下图（图1）可以看出，在该井附近的地震剖面上和合成记录上很清楚的出现有一个由含油的低密度砂岩和高密度页岩形成的强相位；从图上也可以看出卫305-38井相同部位的两层砂岩与其之间的岩性，密度差别不大，通过卫305-38井的电测解释组合图，这两套页岩之间存在的也是一套砂岩，但电性很低，明显是含水的砂岩，录井显示为荧光级别。通过密度曲线（图2）来看，该套砂岩的密度较其上下两套页岩的密度稍低，从平均读值来看低约0.05克/立方厘米，而含油的卫305-24井该套岩性组合的密度读值下部页岩是2.6克立方厘米、上部页岩是2.64克/立方厘米，而含油砂岩的密度读值是2.4克/立方厘米，砂岩密度读值低于页岩密度读值0.2克/立方厘米，卫305-24井钻遇的这套砂岩与周围井钻遇的含水砂岩比较，含油砂岩的密度低于周围含水砂岩的密度0.15克/立方厘米，这种差异是岩性差异和含油气性差异共同引起的。且经研究总结发现，能引起这种地震强相位的砂体，多是砂质纯、孔隙度大，渗透性好的砂体，钻遇井产量往往很高。

为了更进一步证明地下砂岩的含油气性、岩性和地震相位之间的关系，在卫305-24井对应相位的更高部位打井卫305-侧38井，该井钻遇该地层的位置正在两个强相位合并的变化点位置处，通过钻探，该井该套砂岩为水层。从该井所测的声波曲线来看变化不大，看不出这套砂岩与上下两套页岩之间的存在密度差，（由于该井是一口开发井，没有测密度曲线），两口井距离仅有180米，而且在两口井之间的地震相位上连续性非常好，除了这一位置两条地震相位合并为一条相位之外，没有其他明显的断层痕迹（图3），这说明这两口井之间的变化很有可能是不同时期形成的砂体密度差异以及含油气性差异，综合作用造成；在分析了两口井的测井声波曲线、密度曲线、自然电位、自然伽马曲线，综合分析之后发现，卫305-24井钻遇的沙三下10的砂层位置，砂子相对纯净，这套砂子的密度较其上下的两套页岩的密度低较多，因而在卫305-24井区域钻遇的这套砂子，和其上下的页岩之间，由于密度差而产生一条地震强相位；而卫305-侧38井所钻遇的这套砂子，泥质含量相对较高，这套砂子的密度接近于其上下的两套页岩的密度，由于密度的接近，期间不能形成地震波的较强反射，就无法形成一条地震强相位，由此分析就可以在地震剖面上看出，在卫305-侧38井附近，就只有一条地震强相位，这条地震强相位，就是沙三下底在地震剖面上的标志反应。由此，对沙三下10地层中这条典型地震相位的追踪解释，使这一独特地震相位的产生和存在终于大白于天下，这也就搞明白了为什么处于高部位的卫305-侧38井、和卫305-40井沙三下10地层中含水，而卫305-34井对应层是油层的原因了，尤其是和卫305-24井同高、地震连续性很好的卫305-38井对应地层电测解释是干、水层，也就很好的解释了卫305-24井所处的沙三下10油气藏是一个典型的岩性油气藏。

结论

通过精细地震解释结合测井资料与岩层密度，对地震反射几何特征进行分析，对典型地震相位进行追踪的方法，得到以下几点新的认识：

1. 马寨油田细小断层发育，大多数为西倾细小断层控油。

2. 马寨油田砂岩分布变化快，砂岩扇体发育，具备形成言行油气藏的条件。

3. 马寨油田言行油气藏多存在于进油源的洼陷地区和马寨断层上下盘附近，反之，远离油源区域油气分布较少。

同时，将此技术运用到实际生产实践中，我们在马寨地区已经发现了马寨卫305-59井区、卫305-61井区等6个油气藏。实际投入钻井开发3处，即卫305-59井区、卫305-61井区、卫90-侧1井区，钻井设计准确率100%。表明此项技术应用的可行性和有效性，和其在指导岩性油气藏勘探工作中的重要作用。

参考文献

[1]高平,房倩,王兴武,罗周亮.濮卫洼陷构造-岩性油气藏勘探思路与实践[J].断块油气田,2012,02:177-181.

火山岩油气藏勘探研究 第6篇

国外火山岩油气藏勘探已经有120a的历史, 现阶段火山岩储集层已经得到了世界各地的重视, 成为石油勘探新领域。全球发现的火山岩油气藏主要有印度尼西亚的贾蒂巴朗玄武岩气藏、日本新生代火山岩油气藏等[1], 这些油气藏产量高、产层厚、储量大。

我国火山岩油气藏主要分布于沉积盆地内部以及周边地区, 其中具有较好火山岩油气藏勘探基础且规模较大的火山岩有东部燕山 (50104km2) 、大兴安岭 (100104km2) 。中国火山岩油气藏勘探已经具有50a历史, 陆续发现了在11个盆地发现了火山岩气田, 不仅在渤海湾盆地、四川盆地等区域勘探出油气藏, 而且在浙闽粤火山岩分布区、东海大陆架盆地中寻找到油气藏。经过火山岩油气勘探的全面展开, 中国东部及北疆火山岩油气已经形成规模, 并总结出与火山岩油气勘探的配套技术。中国金盆火山岩油气分布见图1。

火山岩是一种特殊且复杂的储集层, 需要与烃源进行有效地匹配才能成为气藏, 但是具体的成藏机理极其复杂, 尚未研究透彻。在对火山岩发育及分布规律、火山机构中空隙结构特征、储集层类型等成藏条件方面, 均处在起步阶段。本文在调查国外火山岩油气勘探情况的基础上结合前期进行的研究, 总结出中国火山岩油气勘探特点, 为推动我国火山岩油气勘探提供理论基础。

2 火山岩油气藏勘探进展

2.1 国外火山岩油气藏研究进展

1887年, 全世界首次发现火山岩油气藏, 地点在美国加利福尼亚圣华金盆地。自此至至今全球已经发现300多个与火山岩相关的油气藏或油气, 其中169个火山岩油气藏已探明储量[2]。国外火山岩油气勘探大致分为3个阶段: (1) 20世纪50年代前, 此期发现的大多数火山岩油气藏基本上是在勘探其他浅层油藏时偶然遇到, 且此阶段对火山岩油气藏认识不足, 认为其经济价值不足, 并未深入关注。 (2) 20世纪50年代至60年代末, 此期逐渐意识到火山岩中储藏的油气并非出于偶然, 开始给予重视, 并进行一定的勘探研究。1953年, 委内瑞拉第一次有目的的对拉帕斯油田进行火山岩油田勘探, 这象征着对火山岩油气藏的认识上升到新的高度。 (3) 20世纪70年代至今, 火山岩勘探的逐渐加快步伐, 先后分别在美国、日本、委内瑞拉、阿根廷等地发现火山岩油气藏, 例如, 美国亚利桑那州比聂郝-比肯亚火山岩油气藏、日本吉井-东柏崎流纹岩油气藏等。

虽然国外火山岩油气藏勘探研究起步较早, 但研究程度不高, 许多油气藏多为偶然发现或局部勘探。目前全球火山岩油气藏预估储量仅占油气总储量的1%, 这些火山岩油气藏主要集中于储集层新近系、古近系、白垩系, 勘探深度在2 000m左右, 而在侏罗系及以前地层中油气藏发现较少, 勘探深度在3 000m左右。目前火山岩油气藏主要存在地区有环太平洋、中亚以及非洲大陆边缘。其中, 环太平洋地区火山岩油气藏呈环带状展布, 环线包括北美 (美国、墨西哥、古巴) 、南美 (委内瑞拉、巴西、阿根廷) 、亚洲 (中国、日本、印度尼西亚) ;中亚地区主要分布在格鲁吉亚、阿塞拜疆、乌克兰、俄罗斯等国家;非洲大陆边缘主要包括北非 (埃及、利比亚、摩洛哥) 、中非 (安哥拉) 。北美、南美、非洲均属于以大陆边缘盆地为主, 其余多属于陆内裂谷盆地构造。大陆边缘盆地火山岩油气藏储集层的岩石主要以中基性玄武岩和安山岩为主, 分别占火山岩储集层的32%和17%;空间结构多为原生或次生型空隙, 普通岩石裂缝对储集层改善具有决定性作用。火山岩油气藏勘探规模普遍较小, 高产油气田较少。从表1中可以看出, 古巴盆地的Cristales油田日产石油量, 高达到3425 t/d, 日本盆地的Yoshii-Kashiwazaki气田日产气量, 高达49.5 t/d。

2.2 国内火山岩油气藏研究进展

中国首次发现火山岩油气藏, 于1957年准噶尔盆地西北缘, 历经50多年, 接下来在渤海湾、松辽、准噶尔盆地等地相继发现了11个火山岩油气藏。我国火山岩油气勘探也大致分为3个阶段:偶然发现阶段、局部勘探阶段、全面勘探阶段。1957年至1990年, 由于没有成形的勘探研究技术, 火山岩油气藏只是偶尔发现, 主要地域在准噶尔盆地西北缘和渤海湾盆地。1990年至2002年, 我国对地质学的研究越来越深入, 勘探技术不断进步, 开始针对准噶尔盆地和渤海湾盆地进行火山岩油气藏勘探。2002年至今, 我国对渤海湾松辽、准噶尔盆地盆地展开了全面的火山岩油气藏勘探, 取得了长足的进步。

3 我国火山岩油气藏勘探特点

我国与国外火山岩油气藏勘探相比, 具有以下特点:

1) 对火山岩油气藏勘探全面开展。20世纪末, 我国在准噶尔盆地、渤海湾盆地等地区相继发现火山岩油气藏, 例如准噶尔盆地的克拉玛依炫舞岩油气藏和渤海湾盆地的安山岩油气藏等[3]。21世纪初, 我国加强对火山岩油气藏的勘探力度, 又陆续在石炭系-二叠系发现了许多具有规模的油气藏, 其中松辽盆地徐深1井的勘探是中国勘探领域的一个重大标志, 带动了中国火山油气藏勘探程度。

2) 我国地域辽阔, 存在不同时代、不同类型的火山岩, 形成火山岩油气藏的概率高。我国现已发现油气藏的火山岩东部以中酸性为主, 西部以中基性为主[4]。从规模和油气藏类型来看, 东部岩性型油气藏以叠合连片分布, 面积较大, 例如松辽深层徐深气田;西部地层型油气藏以大型整装油气田展现, 例如准噶尔盆地克拉美丽大气田。

3) 火山岩油气勘探技术不断完善, 形成火山岩油气储集层预测四步法[5]。经过对火山岩油气藏的不断勘探, 地震储集层预测、大型压裂等勘探预测油气藏的配套技术不断完善, 形成了预测四步法, 分别为高精度重磁电与三维地震住的区域预测、目标识别、储集层预测与流体预测。

4 结论

火山岩在沉积盆地充填物中占有相当大的比例, 对沉积物总量的贡献高达25%, 积蓄来自沉积的油气形成油气藏, 具有油气藏勘探价值。国外在油气藏勘探的时间较长, 但勘探的力度与研究不够深入。相比之下, 中国火山岩分布广泛, 储藏量可观, 东部以中酸性火山岩为主, 西部以中基性火山岩为主。我国火山岩油气藏勘探开展力度强, 火山岩类型多, 油气藏形成概率高, 并完善总结出具有储集层预测四步法。

摘要：火山岩油气藏现今已经受到全球能源机构的重视, 成为石油勘探新领域。介绍了国内外火山岩油气藏研究动态, 总结出国外火山岩油气勘探以时间为节点分为3个阶段, 主要特点是研究时间长, 但研究不够深入;国内主要分为偶然发现、局部勘探、全面勘探阶段, 其特点为勘探开展力度强, 火山岩类型多, 油气藏形成概率高, 并完善总结出储集层预测四步法, 为火山岩油气藏勘探提供理论基础。

关键词：火山岩,油气藏勘探,主要特点

参考文献

[1]Pet ford N, Mccaffrey K J W.Hydrocarbons in cryst alline rocks[M].London:The Geological Society of London, 2003.

[2]吕炳全, 张彦军, 王红罡, 等.中国东部中、新生代火山岩油气藏的现状与展望[J].海洋石油, 2003, (4) :9-13.

[3]王洛, 李江海, 师永民, 等.全球火山岩油气藏研究的历程与展望[J].中国地质, 2015, (5) :1610-1620.

[4]赵文智, 邹才能, 李建忠, 等.中国陆上东、西部地区火山岩成藏比较研究与意义[J].石油勘探与开发, 2009, (1) .

气藏工程管理规定 第7篇

1 气藏盖层封闭特征

通过徐家围子断陷18个气藏解剖分析，得到对一个气藏对天然气封闭的有效能力主要受到盖层本身排替压力、储集层排替压力和气藏内部剩余压力的影响，其特征如下。

1.1 盖层岩性及排替压力特征

排替压力是反映气藏盖层封闭能力最重要的参数，排替压力越大，盖层封闭天然气能力越强;反之则越弱。由徐家围子断陷18个气藏盖层岩性统计(表1)可以看出，其盖层岩性主要有2种，一种是泥岩，另一种是火山岩中的凝灰岩和角砾岩，前者有13个气藏，后者仅4个气藏，还有一个气藏盖层岩性为两种岩性的混合。通过实测泥岩和火山岩盖层排替压力数据可以得到徐家围子断陷18个气藏盖层平均排替压力值如表1所示，由表1中可以看出，徐家围子断陷18个气藏盖层排替压力差异较小，最大的芳深9井气藏盖层排替压力可达到8.32 MPa，而最小的汪深1井气藏盖层排替压力也可达到2.8 MPa，两者仅相差2.97倍。由图1中可以看出，徐家围子断陷18个气藏盖层排替压力主要分布在6—8 MPa，其次是4—6 MPa再次是2—4 MPa，最少为8—10 MPa。

1.2 储层排替压力特征

储层排替压力在一定程度也可反映盖层封闭天然气的相对能力，在盖层封闭能力一定的条件下，储层排替压力越小，盖层封闭天然气能力相对越强;反之则相对越弱。由徐家围子断陷18个气藏储层岩性统计得到，其储层岩性主要是火山岩，少量是砂砾岩。由储层压汞资料换算后得到徐家围子断陷18个气藏储层平均排替压力值如表1所示，由表1中可以看出，徐家围子断陷18个气藏储层排替压力为0.06～2.19 MPa，平均为0.825 MPa。由图2中可以看出，徐家围子断陷18个气藏储层排替压力主要分布在0～0.5 MPa，其次是0.5～1 MPa，再次是1～2 MPa，最少为2～2.5 MPa。

1.3 气藏剩余压力特征

天然气勘探的实践表明，气藏本身能量越高，对其封盖天然气能力要求越高，反之则越低。由于天然气本身的可压缩性、圈闭封闭和后期构造挤压等作用，往往造成气藏内天然气被高度压缩，形成较高的地层孔隙流体压力。与静水压力相比产生了剩余压力(即气藏压力与静水压力之差)，气藏剩余压力越大，能量越高，对盖层封盖能力的要求越高，反之则越低。由徐家围子断陷18个气藏剩余压力统计(表1)中可以看出，除了徐深28井气藏和徐深27井气藏压力系数为1，不存在剩余压力外，其余16个气藏内均具剩余压力，最大剩余压力为徐深9井气藏，可达到4.46 MPa，最小剩余压力为芳深9井气藏，为0.15 MPa，二者相差近29.73倍。由图3中可以看出，徐家围子断陷18个气藏剩余压力主要分布在0～2 MPa，其次是2—4 MPa，大于4 MPa的气藏相对较少。

2 气藏盖层封闭有效能力及其特征

对于聚集在气藏内的天然气而言，主要受到2个力的作用，一个是由天然气本身浮力所产生的剩余压力(f剩)的作用，此力欲使天然气向上通过盖层向上运移散失;另一个是盖层与储层之间排替压力差(△Pd)的作用，此力阻止天然气通过盖层向上运移散失。天然气是否能被盖层封闭在气藏内，关键取决于二者之间的相对大小，即盖层封闭有效能力的大小，如式1所示。

式(1)中:A—气藏盖层封闭有效能力，MPa;

△Pd—盖层与储层之间排替压力差，MPa;

f剩—气藏剩余压力，MPa;

由式(1)中可以看出，如果气藏盖层封闭有效能力A大于或等于零，即盖层与储层之间排替压力差大于气藏内剩余压力，盖层封闭天然气是有效的，有利于气藏内天然气的聚集与保存;相反，如果气藏盖层封闭有效能力小于零，即盖层与储层排替压力差小于气藏剩余压力，盖层封闭天然气是无效的，不利于气藏内天然气的聚集与保存。此种情况下气藏中的天然气将在剩余压力的作用下通过盖层孔隙向外渗滤散失，直至盖层与储层排替压力差与气藏内剩余压力相平衡为止。

由此看出，气藏盖层封闭有效能力可以定量反映盖层对天然气封闭的有效性，即盖层封闭有效能力越大，盖层对气藏内天然气的封闭有效性越好，越有利于其内天然气的聚集与保存;反之，则不利于气藏内天然气的聚集与保存。

根据徐家围子断陷18个气藏盖层与储层之间排替压力差和剩余压力统计(表1)，由式(1)计算得到其盖层封闭有效能力如表1所示，由表1中可以看出，徐家围子断陷18个气藏盖层封闭有效能力均大于零，二者之差为0.22～7.29 MPa，平均为3.4MPa，封闭天然气的有效性好，有利于气藏中天然气的聚集与保存。由图4中可以看出，徐家围子断陷18个气藏盖层封闭有效能力主要分布在2～4 MPa，其次是0～2 MPa，再次是4～6 MPa，最少为6～8 MPa。

3 气藏储量丰度及其特征

一个气藏天然气富集程度的高低主要受到其地质储量大小和含气面积的影响，可用天然气储量丰度大小来描述。所谓气藏天然气储量丰度是指单位含气面积的地质储量大小，可用式(2)表示。

式(2)中:q—气藏天然气储量丰度,×108m3/km2;

Q—气藏天然气地质储量,×108m3;

S—气藏含气面积,km2。

根据表2中徐家围子断陷18个气藏天然气地质储量和含气面积，由式(2)对其储量丰度进行了计算，结果如表2所示。由表2中可以看出，徐家围子断陷18个天然气储量丰度分布在0.54～12.95×108m3/km2，平均为3.74×108m3/km2。按表3中的气藏天然气储量丰度等级划分标准来分类，徐家围子断陷18个气藏以中等储量丰度的气藏为最多，高、低和特低储量丰度的气藏数量近于相等，如图5所示。

4 不同储量丰度气藏形成所需要的盖层封闭有效能力

根据徐家围子断陷18个气藏盖层封闭有效能力与其储量丰度之间作图(图5)可以看出，二者之间总体上具有正比关系，即随着气藏盖层封闭有效能力增强，气藏储量丰度逐渐增大;反之则逐渐降低。按照表3中的等级划分标准，由图6可以得到徐家围子断陷高、中储量丰度气藏形成所需的盖层封闭有效能力分别为5.6 MPa和2.08 MPa，亦即是说，徐家围子断陷要形成高储量丰度的气藏，其盖层封闭有效能力应大于5.6 MPa，形成中等储量丰度气藏其盖层封闭有效能力应介于2.08～5.6 MPa之间。

5 结论

(1)徐家围子断陷18个气藏盖层封闭有效能力均大于零，有利于天然气聚集与保存。

(2)徐家围子断陷18个气藏以中等储量丰度的气藏最多，高、低、特低储量丰度气藏数相对较少，且三者相等，徐家围子断陷18个气藏储量丰度与盖层封闭有效能力之间总体为正相关关系，即随着盖层封闭有效能力增强，气藏储量丰度增高;反之则降低。

(3)徐家围子断陷要形成高储量丰度的气藏需要盖层封闭有效能力应大于5.6 MPa，形成中等储量丰度气藏需要盖层封闭有效能力应介于2.08～5.6 MPa。

摘要：通过徐家围子断陷18个气藏盖层封闭性解剖得到,盖层对天然气封闭能力的好坏主要取决于其封闭有效能力,即盖层与储层排替压力差与气藏剩余压力的相对大小。盖层封闭有效能力大于或等于零,有利于气藏中天然气的聚集与保存;反之则不利于气藏中天然气的聚集与保存。徐家围子断陷18个气藏盖层封闭有效能力均大于零,有利于天然气的聚集与保存。通过徐家围子断陷18个气藏储量丰度与盖层封闭有效能力之间关系研究得到,二者为正相关关系,即随着盖层封闭有效能力增强,气藏储量丰度增高,反之则降低。要形成高储量丰度的气藏,盖层封闭有效能力应大于5.6 MPa,形成中等储量丰度气藏盖层封闭有效能力应介于2.50—5.6 MPa。

关键词：气藏,储量丰度,盖层,封闭有效能力,徐家围子断陷

参考文献

[1]付广,王有功.火山岩天然气成藏要素时空匹配及对气藏的控制作用:以徐家围子地区深层为例.地球科学-中国地质大学学报,2008;33(3):342—348

[2]任延广,朱德丰,万传彪,等.松辽盆地徐家围子断陷天然气聚集规律与下步勘探方向.大庆石油地质与开发,2004;23(5):26—29

[3]付广,张立含,周海超.松辽盆地徐家围子断陷火山岩天然气成藏主控因素及模式.地质科学,2009;44(2):624—634

[4]刘伟,刘安英.松辽盆地徐家围子断陷火山岩气藏天然气成因类型和气源对比.地质科学,2009;44(2)571—584

[5]齐井顺,王璞珺,邵英梅,等.徐家围子断陷火山机构特征与识别方法.地质科学,2009;44(2):614—624

[6]邵英梅,武云石.松辽盆地徐家围子断陷安达次洼火山岩气藏主要特征.地质科学,2009;44(2):585—594

[7]于晶,刘大锰,文瑞霞,等.松辽盆地北部安达断陷营城组火山岩岩相识别.地质科学,2009;44(2):595—604

[8]唐建仁,刘金平,谢春来,等.松辽盆地北部徐家围子断陷的火山岩分布及成藏规律.石油地球物理勘探,2001;36(3):345—351