丘东_温吉桑地区凝析气藏成藏模式及气藏特征(1)
温吉桑构造带温南1_1断块油气藏相态分析
收稿日期:2004-11-02;修订日期:2004-11-29第一作者简介:马青芸(1968-),女,陕西宝鸡人,助理工程师, 1990年毕业于重庆石油学校,主要从事油田开发工作温吉桑构造带温南1-1断块油气藏相态分析马青芸,罗权生,苟第章(中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆 哈密 839009)1 相态问题阐述温南1-1断块油气藏位于吐哈盆地台北凹陷温吉桑构造带温南1-1断块构造上,该断块三面受逆断层控制,北界的马红断层断距最大,垂直断距大于100 m.平面上由西向东,断距逐渐减小;控制断块南界的温南1号断层的断距较小,一般为50~80 m(图1).图1 温南1-1断块三间房组下油组顶面构造图 1.含气范围;2.含油范围;3.推测含油范围;4.等值线;5.断层;6.井位 1999年在温南1号构造高点布置了滚动探井温南1-1井,在钻井过程中中侏罗统七克台组和三间房组的录井油气显示活跃,气测在 2 460~2 470 m 出现异常,全烃、甲烷值均较高,C 1-C 5五峰俱全.组分相对百分比C 1为93.24%、C 2为3.2%、C 3为2.12%、i C 4为0.4%、n C 4为0.39%、H 2为0%、CO 2为0.64%,3H 图版在气/凝析油区.综合解释为油层.完井后对 2 464~2 474 m 井段试油,射孔后获天然气近6×104 m 3/d,凝析油23 t/d.温南1-1井PVT 分析表明,地层温度下的露点为23.70 MPa,与地层压力24.44 MPa 相比,地露压差小,仅为0.74 MPa,井流物组分具有中间烃含量较高而重质组份含量较低的特点;C 1含量为70.89%,中间烃(C 2-C 6)含量为22.23%,C 7+含量为1.99%.凝析油地面原油密度为0.712 3 g/cm 3,证实为凝析气藏.该段在声波测井曲线上无明显的高时差响应,从射孔井段上下砂层的电性曲线看,明显低于该段,因此,该气藏是否含有油环?笔者利用PVT 资料,结合测井、地震等多项资料进行了综合分析和判断.2 相态综合分析2.1 C 5+含量判别法由C 5+含量判断,下油组属带油环的凝析气藏.该方法的判别标准是C 5+含量(摩尔组成)＜1.75%属无油环的凝析气藏;反之,大于 1.75%则属带油环的凝析气藏.温南1-1下油组气体C 5+含量为3.252%,故温南1-1下油组属带油环的凝析气藏.2.2 C 1/ C 5+比值判别法该方法的界限值为C 1/C 5+=52,小于52为带油环的凝析气藏,大于52为无油环的凝析气藏.该方法根据102 个凝析气藏检验,符合率为86%.温南1-1下油组气体C 1/C 5+比值为21.81,故温南1-1下油组为带油环的凝析气藏. 2.3 等级分类判别法(φ)该方法的要点是选择对确定油气藏有重要作用的特征参数,如C 1/C 5+、(C 2+C 3+C 4)/C 5+;C 2/C 3和C 5+,再把每个参数按其值大小分为6个等级,分别用5、4、3、2、1、0表示,将样品各特征参数和秩数相加,得分类函数φ值.φ=∑R xi式中:R xi ——各参数的秩数.若φ＞11,为具油环的凝析气藏;φ＜9,则为无油环的凝析气藏;φ=9~11,则为2种类型的混合物.根据对102个油气藏的检验表明,符合率为91%.温南1-1下油组φ=14,所以,温南1-1下油组应属具油环的凝析气藏. 2.4 Z 因子判别法判别因子式为:Z 1=(0.88C 5++0.99C 1/C 5++0.97C 2/C 3+0.99F )/3.71 Z 2=(0.79C 5++0.98C 1/C 5++0.95C 2/C 3+0.99F )/3.71F=(C2+C3+C4)/C5+判别准则为:当Z1＜17,Z2＜17时,为带大油环的凝析气藏或油藏;当17＜Z1＜21,17＜Z2＜20.5时,为带小油环的凝析气藏;当Z1＞21,Z2＞20.5时,为无油环的凝析气藏.温南1-1下油组Z1=8.947,Z2=8.796,均小于17,故为带油环的凝析气藏.2.5 测井、地震综合分析法从理论上讲,当声波通过某地层时,由于岩石孔隙中流体对高频成份的吸收影响使得声速(纵波)发生明显衰减,从而出现声速降低,表现在3条孔隙度测井曲线上,出现声波时差急剧增大、密度、中子减小,即出现所谓的“挖掘效应”.在地震反射剖面上,出现频率下降、反射波振幅增强,即形成所谓的“亮点”.这一现象在岩石孔隙被油或水充填饱和时不甚明显,而在岩石孔隙被气充填饱和时十分明显.因此,声速降低、频率下降、振幅增强常常成为判别气层的重要标志[1].同一构造带上已知的温8块中侏罗统三间房组下油组是一典型的带油环的凝析气藏.气层段与油层段相比,层速度偏低,前者为3 508 m/s;后者为3 846 m/s,二者相差338 m/s.温南1-1井侏罗统三间房组下油组顶部一般在 2 464~ 2 474 m,10 m厚的地层层速度为3 703 m/s,而其下2 480~2 485 m 厚5 m的地层层速度为3 884 m/s,与温8块下油组油环的层速度相近,表现出油环的速度特征.再下面的2 520~2 540 m,为水层厚20 m,层速度为4 000 m/s.从速度特征看,2 462~2 540 m从上到下层速度呈现低—高—更高,声波时差呈现高—低—更低特征,类比温8块,推断为砂岩气顶与水层之间夹了一个厚5 m的砂岩油环.上述推断可以从三维地震反射剖面上得到验证(图2).温南1-1井及其周围1 844~1 866 ms之间,下油组顶面地震反射出现低频“亮点”,反射波波谷和波峰同相轴变粗,频率降低,振幅增强,显示气顶对地震波高频成分的吸收.由下油组顶面向下,这一现象明显减弱,单个同相轴逐渐分界为两个轴.综合相态、测井和地震资料分析,主要指标均具有油环特征,因此我们认为温南1-1下油组在地下相态可能为具凝析气顶和油环的两相油气藏.参考文献[1] 刘震.储层地震地质学[M].北京:地质出版社,1997,218-221.图2温南1-1断块典型剖面。
吐哈盆地温吉叠—丘东地区油气成藏体系与聚集
吐哈盆地温吉叠—丘东地区油气成藏体系与聚集
冯乔;王武和
【期刊名称】《沉积学报》
【年(卷),期】1997(015)004
【摘要】本文从构造作用，热演化及流体压力孕育与油气运聚等成藏动力作用，探讨了温吉叠－丘东地区的成藏演化，并将其划分为两个油气成藏体系。
第一成聚体系从早中侏罗世到老第三纪，尤以侏罗纪末至早白垩世为成藏活跃期，第二成藏体系从新第三纪到第四纪，其中上新世末至今成为活跃期，油气聚集以第一成藏体系为主。
根据流体动力势场分析了该区油气成藏体系与聚集的关系，提出了油气成藏模式，指出温西，温吉桑油田主要形成了以油为主的第
【总页数】6页(P121-126)
【作者】冯乔;王武和
【作者单位】西北大学地质系;西北大学地质系
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.1
【相关文献】
1.吐哈盆地鲁克沁-玉北地区二叠系油气成藏规律研究 [J], 苟红光
2.吐哈盆地温吉桑──丘东地区地震资料高分辨率目标处理方法研究 [J], 綦成兰
3.吐哈盆地丘东-温吉桑聚集带油气成藏机理及模式 [J], 梁世君;李华明;梁浩;王志勇
4.川西地区上三叠统须家河组前陆盆地可容空间变化特征与油气成藏研究 [J], 刘
金华;杨少春;张世奇;毕建福;葛政俊
5.准噶尔盆地西北缘百口泉地区三叠系冲积沉积体系与油气成藏 [J], 秦国省;邹存友;赖令彬;赵亮;苏海滨
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吐哈盆地温吉桑_丘东地区油气成藏体系与聚集
① 参加本项工作的还有陈荷立、邸世祥、王震亮、汤锡元、张金功等同志。
收稿日期:1996-09-24吐哈盆地温吉桑-丘东地区油气成藏体系与聚集①冯 乔1 张小莉1 袁明生2 王武和2 张世焕21(西北大学地质系,西安 710069) 2(吐哈油田,哈密 839001)提 要 本文从构造作用、热演化及流体压力孕育与油气运聚等成藏动力作用,探讨了温吉桑—丘东地区的成藏演化,并将其划分为两个油气成藏体系。
第一成藏体系从早中侏罗世到老第三纪,尤以侏罗纪末至早白垩世为成藏活跃期;第二成藏体系从新第三纪到第四纪,其中上新世末至今为成藏活跃期。
油气聚集以第一成藏体系为主。
根据流体动力势场分析了该区油气成藏体系与聚集的关系,提出了油气成藏模式,指出温西、温吉桑油田主要形成于以油为主的第一成藏体系,米登油田为一个油、气并重的油气藏,丘东气田主要形成于第二成藏体系。
关键词 流体势 成藏体系 油气聚集 温吉桑—丘东地区分类号 T E 12 P 618113012第一作者简介 冯 乔 男 33岁 讲师 含油气盆地地质学1 地质概况温吉桑—丘东地区位于吐哈盆地台北凹陷鄯善弧形构造带的东翼,其北、北东紧邻丘东次凹和小草湖次凹,西为胜北次凹。
该地区主要由两条逆冲断层及其间所夹持的一些小型逆断层、反向逆断层和逆冲断块组成,整体呈北北东向延伸(图1)。
两条主逆冲断层分别称米登-丘东逆冲断层和温吉桑逆冲断层,倾向北西,呈北东东向波状弯曲延伸。
它们控制图1 台北凹陷构造格架及研究区位置图F ig .1 R egi onal tectonic pattern of the T aibei dep ressi on and po siti on of the studied area了该地区主要油气田的分布,在其上升盘形成了8个含油气构造,共构成23个油气藏。
该地区主要由第四系西域组(Q )、上新统葡萄沟组(N 2p )、中新统桃树园组(N 1t )、下第三系鄯善群(E sh )、下白垩统吐谷鲁群(K 1tg )、侏罗系上统齐古组(J 3q )、中统七克台组(J 2q )、三间房组(J 2s )、西山窑组(J 2x )及下侏罗统等地层层序组成,缺失上白垩统库木塔克组和上侏罗统喀拉扎组。
桑吉油气分布规律研究
摘要本文综合利用地质、地球化学、地球物理等资料，采用含油气系统研究方法，对我国东部渤海湾盆地东营凹陷第三系含油气系统进行了综合研究。
在对含油气系统的成藏静态要素一烃源岩、储层、盖层、输导层等描述的基础上，着重对成藏动态过程一油气生成和排出、油气运聚、圈闭的形成进行了研究。
利用烃源岩主要生排烃史、油藏饱和压力、流体包裹体等综合研究方法，将东营凹陷确定为两期成藏：古近纪东营期和新近纪馆陶末一明化镇时期，以晚期成藏为主。
通过全区精细油源对比，阐明了成熟烃源岩与油气聚集的成因关系，明确了该区沙四上、沙三段两套有效烃源岩及其相关的三种类型原油：将t凹陷划分为两大含油气系统：沙四上一沙四上、沙二段，含油气系统，沙三一沙二段、沙三段，含油气系统，它们构成东营凹陷复合含油气系统。
以生油洼陷为中心划分为四个复合亚含油气系统。
根据油气成藏系统的概念及划分原则，将东营凹陷划分为8个成藏系统。
研究认为，利津亚系统是东营凹陷油气最富集的亚系统，中央隆起带是油气聚集条件最好的成藏系统。
系统总结了东营凹陷5种成藏模式，分析了油气的宏观分布规律，指出中央隆起带型和陡坡带型成藏模式是凹陷内主要油气聚集形式。
[关键词]：油气系统；油气聚集；圈闭ABSTRTCTGeological,geochemical,geophysical data,comprehensive utilization of this paper,the research method of petroleum system,makes a comprehensive study of third series petroleum system in Dongying depression of Bohai Bay Basin in eastern china.The petroleum system of reservoir static elements of a hydrocarbon source rock,reservoir,cap layer,transport layer,based on the description of the reservoir,a dynamic process of oil and gas generation and expulsion,migration and accumulation of oil and gas,the formation of traps are studied.The main source rock of hydrocarbon generation,reservoir saturation pressure,a comprehensive study of fluid inclusions and other methods,the Dongying depression is determined as:two reservoirs of Paleogene in Dongying period and Neogene Guantao last Minghuazhen period,the late accumulation.Through the fine oil source the contrast,the genetic relationship between rock and oil and gas accumulation in mature hydrocarbon source,the District Sha Sha three section four,two sets of effective hydrocarbon source rocks and three types of crude oil in Dongying sag can be divided into:two petroleum systems:a sand sand four four sand,two petroleum system,Sha Sha two section three one,sand three petroleum system,they constitute the composite petroleum system in Dongying depression.In order to sag as the center is divided into four composite petroleum sub system.According to oil and gas into the concept and principle of dividing the reservoir system,Dongying sag can be divided into 8 reservoir system.Research thinks,Lijin subsystem is the enrichment of oil and gas in Dongying depression,central uplift belt is hidden system for oil and gas accumulation conditions into the best.Dongying depression is summarized 5 reservoir models,macro distribution of oil and gas are analyzed,pointed out the central uplift belt and slope belt type accumulation mode is the main oil gas accumulation forms in the sag.[Key Words]:oil and gas system;hydrocarbon accumulation;trap目录第1章前言 (1)第1章成藏条件 (2)1.1储层发育特征............................................... 错误！未定义书签。
凝析气藏开发教程
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
油气藏按流体性质分类可以分为：黑油油藏、挥发油
油藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。因此，首先应该
识别凝析气藏与这些类型的油气藏的不同之点。 根据它 们的气油比进行判断：
油气藏类型 黑油 挥发油 气油比（m3/m3） 0356.2 356.2534.3
定义： 当地层温度大于80℃，地层压力大于15MPa时，地
下的液态石油变成气态。当开采时，由于温度和压力 的下降、气态石油变成液态石油。具有这种特性的气 藏叫凝析气藏。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
带油环的凝析气藏判断方法
凝析气藏分类
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
(1)按储层类型分类：可以分为层状、块状和透镜体的凝析
气藏判断法.
(2)按圈闭特点分类：分为构造型、地层型、岩性圈闭型和
混合型。
(3)按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、
无边水或底水型。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
2. 按流体分布情况分类 ：
(1)不带油环的凝析气藏。 (2)带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值。 (3)带油环的凝析气藏，油环具有工业价值。 (4)凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。
凝析气藏的开发
凝析气藏概论 凝析气藏判断方法及其分类 凝析气藏开发工程论证 凝析气藏开采中有关参数的确定方法 凝析气藏开采动态
凝析气藏的开发
凝析气藏概论
凝析气藏是—种既不同于一般气藏也不同于油藏 的特殊类型气藏。其开采技术比一般气藏和油藏复杂 得多。因为，开发凝析气田时除考虑天然气采收率外， 更重要的还需考虑提高凝析油采收率的问题。 国外从30年代初至今对凝析气田开发已有七十年 的历史和经验。我国从50年代起，陆续发现不少凝析 气田，并相继投入了开发。
吐_哈盆地温吉桑现代水文地质条件与油气聚集
石油与天然气地质第18卷 第3期O IL&GAS GEOLOG Y1997年9月 吐哈盆地温吉桑现代水文地质条件与油气聚集冯 乔(西北大学,陕西西安710069)吐哈盆地温吉桑地区自侏罗纪以来的水文地质作用可划分为2个旋回和4个阶段。
晚侏罗世晚期至白垩纪以渗透水文地质作用为主,流体交替积极,是油气运移、聚集及油气藏形成的重要时期。
温吉桑地区的断裂带附近地层水遭到了渗透水的改造,而远离断裂带的地层水封闭较好。
根据U VZ法计算的三间房组的低气势区与已知油气田吻合较好。
关键词 水文地质旋回 U VZ法 油气聚集 吐哈盆地作者简介 冯乔 男 34岁 讲师(硕士) 盆地综合研究与油气地质温吉桑位于吐哈盆地台北凹陷的中部,是盆地内主要的油气富集区之一,形成侏罗系内部自生自储式的油气藏。
本文试图从现代水文地质的角度,探讨该地区油气的聚集与分布。
1 水文地质旋回1 1 旋回的划分一个完整的水文地质旋回是一个地区的沉降 沉积 剥蚀的全过程。
温吉桑地区自侏罗纪开始接受水西沟群沉积以来,经历了燕山和喜山两次较为重要的构造运动,分别造成吐谷鲁群(K1tg)与下伏地层齐古组(J3q)和第四系(Q)与葡萄沟组(N2p)的区域性不整合或假整合接触,并使得前者缺失喀拉扎组(J3k)和部分齐古组,后者使得葡萄沟组部分被削蚀。
这样,可将本地区自侏罗纪以来的水文地质作用划分为两个旋回,即侏罗纪至白垩纪水文地质旋回和第三纪至第四纪水文地质旋回(表1)。
在整个水文地质旋回中,因构造运动和沉积作用不同,水文地质作用有很大的差别。
当处于构造沉降和沉积作用时,地层中发生的主要是沉积水文地质作用,即沉积水与古渗透水或沉积水与沉积水的交替,这一阶段称为沉积水文地质作用阶段;当地壳隆升和剥蚀作用时,地层中主要发生的是渗透水文地质作用,即渗透水与沉积水或古渗透水的交替,这一阶段可称为渗透水文地质作用阶段。
每个阶段的水文地质作用对油气生、运、聚、保都有各自不同的重要影响。
丘东气田西山窑组西三气藏精细描述的开题报告
丘东气田西山窑组西三气藏精细描述的开题报告
1. 问题背景及意义
丘东气田是我国北部地区重要的天然气资源区，西山窑组是气田主
要的气藏层位之一。
西三气藏是西山窑组的一个局部气藏，具有较高的
地质勘探和开发价值。
然而，由于该气藏深度较大，地质复杂，气井开
发难度较大，开采效率较低，导致气田整体开发进度缓慢。
因此，通过对西三气藏的精细描述，深入掌握其地质特征和气藏储
量分布规律，对于指导气田综合开发和提高气井投产率，具有重要的实
践意义和经济价值。
2. 研究内容与方法
本研究将在充分考虑西三气藏地质特征和目前已有的勘探资料基础上，对其进行精细描述。
具体研究内容如下：
2.1 地质剖面描画
选取西三气藏的典型井，对其地质剖面进行描画和分析，深入掌握
气藏的岩相、构造、地层层位和密度等地质特征，并建立气藏描述模型。
2.2 测井解释与储量评估
根据气井测井数据，进行测井解释，获取气藏的地质属性参数，如
孔隙度、渗透率等，并通过储层物性参数计算气藏的储量评估。
2.3 组合可视化
将所获得的地质剖面、测井解释和储量分布情况进行组合可视化，
通过三维模型展示气藏地质特征和储量分布的规律，辅助气藏开发规划
的制定。
3. 预期成果和意义
通过本研究，可以充分揭示西三气藏的地质特征和储量分布规律，为气田整体开发和气井开采提供科学的依据和技术支持，从而更好地利用天然气资源，提高气田开发效率和经济效益。
此外，本研究还有利于提高我国石油天然气勘探技术水平和科学发展能力，促进战略性新兴产业的发展。
全球生物气藏分布特征及成藏条件
NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 8, pp.10-24, 8/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)· 10 ·天 然 工业2019 年 8 月
全球生物气藏分布特征及成藏条件
杨松岭 张 科 陈景阳 邱春光 闵才政
中海油研究总院有限责任公司
摘 要 为了明确未来大型生物气藏的勘探方向，通过对全球 18 个重点生物气藏发育区的基本情况和其中 14 个早期生物成因 的原生型常规生物气藏发育区油气地质条件的统计，分析探讨了原生型生物气藏分布特征及其与成藏要素的关系，归纳总结了大型 原生型生物气藏形成的宏观地质条件。研究结果表明 ：①生物气藏储量分布具有储层时代新、埋藏偏浅、深水超深水的残余洋盆地 为主的分布特征 ；②全球超过 70% 储量的早期生物成因的原生型常规生物气藏分布在具有低地表（海底）温度、低地温梯度条件、 与古三角洲河口区和水下扇特别是大型深水扇相关的沉积环境中 ；③上述地区发育的巨厚砂泥岩具有较高的沉积速率和较低的砂地 比，形成了一定丰度的（TOC ＞ 0.5%）、以腐殖型有机质为主的烃源岩层系，既可以为微生物提供长时间、大厚度范围活动空间和 养分，同时对生物气的散失也可以起到抑制作用。结论认为，未来的大型生物气藏的勘探方向应集中在具有低地表（海底）温度的 冻土区和深水区、低地温梯度类型的盆地、古三角洲河口区—水下扇相关沉积环境、构造活动强度适中的正向构造带的四要素叠合 领域 ：①具有大型物源基础的被动大陆边缘盆地外带深水区，如南大西洋两岸的尼日尔三角洲盆地深水、刚果扇、亚马逊扇以及一 些古三角洲发育区 ；②具有大型水下扇的残余洋盆地，如孟加拉扇、印度河扇等 ；③具有深前渊特征前陆盆地的前渊区，如巴布亚 盆地东部前渊 ；④冻土地区的克拉通盆地内坳陷区。
温吉桑-温南隐蔽油气藏形成条件及勘探技术
温吉桑-温南隐蔽油气藏形成条件及勘探技术成进湖;罗权生;陈旋【期刊名称】《吐哈油气》【年(卷),期】2002(000)002【摘要】温吉桑-温南地区具备发育隐蔽油气藏的基本条件。
该区历经燕山、喜山运动,形成了一系列成排成带展布的断背斜、断鼻等圈闭,控制了油气的分布。
受断层控制,呈东西走向的局部构造与南北展布的低位体系域辫状河三角洲砂体叠置,控制局部构造的"深断浅不断"的断裂,沟通了水西沟群烃源岩与其上部三间房组和七克台组的储盖组合,是油气运移的良好通道。
油源、构造、储盖组合与油源断层"四位一体",在构造东西两翼形成了侧缘上倾尖灭岩性油藏。
从区带的成藏背景来看,复杂断块油气藏、岩性油气藏是本区主攻目标,其次为低阻油气藏、低幅度构造油气藏和裂缝性油气藏。
温5南断块等一系列复杂断块油气藏及温西6东块岩性油藏的发现,充分显示了隐蔽油气藏良好的滚动勘探前景。
开展在高分辨层序地层学指导下的储层横向预测,以人机工作站为平台的全三维地震目标处理、解释及断层封堵性研究是进一步挖掘本区主要隐蔽油气藏类型的关键技术;老井复查与成藏条件分析综合研究相结合是深化认识低阻油气藏的重要手段。
【总页数】8页(P112-117,195-196)【作者】成进湖;罗权生;陈旋【作者单位】[1]中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院;[2]中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院新疆哈密 839009;[3]新疆哈密 839009【正文语种】中文【中图分类】P618.13【相关文献】1.台北凹陷温吉桑-温南地区滚动勘探开发潜力及技术对策 [J], 桑廷义;罗权生;李道阳;成进湖;陈旋2.温吉桑构造带温南1-1断块油气藏相态分析 [J], 罗权生;;;;3.断层控油理论在温吉桑滚动勘探中的应用 [J], 郑登桥;4.温吉桑构造带温南1-1断块油气藏相态分析 [J], 马青芸;罗权生;苟第章5.温吉桑油田温五区块注水开发特征分析 [J], 陈杨爱因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
特殊气藏开发
气1.凝析气藏的特点——凝析气藏的判别方法及分类 凝析气藏的特点 凝析气藏的判别方法及分类 1）凝析气藏判别方法
烃聚集类型 地下流体相对密度 平均分子量
干气气藏
0.225～0.250
<20
凝析气藏
0.225～0.450
20～40
轻质油藏
0.425～0.650
气田开发
——特殊气藏开发 特殊气藏开发
一、凝析气藏的开发
1.凝析气藏的特点——凝析气藏的判别方法及分类 凝析气藏的特点 凝析气藏的判别方法及分类 3）凝析气藏分类 （3）按凝析油含量分类 由于各国的凝析气藏储量及开发情况， 由于各国的凝析气藏储量及开发情况，以及开采工艺 技术水平不同，各国的分类标准也不尽相同。 技术水平不同，各国的分类标准也不尽相同。建议采用 美国的分类标准分类较为适宜（见表所示） 美国的分类标准分类较为适宜（见表所示），即四种分 类级别， 对小于7 这一级可以删掉， 类级别 ， 对小于 7g/m3 这一级可以删掉 ， 以便于简化和 应用。 应用。
气田开发
——特殊气藏开发 特殊气藏开发
一、凝析气藏的开发
我国也有比较丰富的凝析油气资源。 我国也有比较丰富的凝析油气资源。根据 第二次全国油气资源评价结果， 第二次全国油气资源评价结果 ， 我国气层气 主要分布在陆上中、 主要分布在陆上中 、 西部地区及近海海域的 南海和东海，资源总量为38 38× 南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国探 06× 明 储 量 2.06×1012m3 ， 可 采 储 量 1.3×1012m3 其中凝析油地质储量11226 11226. ，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收 率 按 36 ％ 计 算 ， 则 凝 析 油 可 采 储 量 为 4082× 4082×104t。
丘东凝析气田开发规律研究
丘 东凝 析 气 田投 产 于 １９ ９８年 １ ０月 ， 主要 储 层
为 中侏 罗统西 山 窑组 ， 积 环 境 以三 角 洲 前 缘 亚 相 沉 河 口坝 、 下 分 流河 道 微 相为 主 。气 田低 孔 、 渗 ， 水 低
压 力 为 １． １ＭＰ ， 降 了 １． ３ＭＰ 。丘 东凝析气 ８９ ａ下 ３３ ａ
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西 北 大 学 学 报 （自然 科 学 版 ） ２０ ０７年 １ ０月 ， ３ 第 ５期 ， ｃ．２０ ， ｏ．７ Ｎ ． 第 ７卷 Ｏ ｔ，０ ７ Ｖ １３ ， ｏ５ ￣ｕ ｌ ｆ ｏｔｗ ｓ Ｕ ｉｅｓｙ（ ａ ｒｌ ｃｅｃ ｄｔｎ ｏｍａ ｏ Ｎ ｒ ｅｔ ｎｖｒｉ Ｎ ｔ ａ Ｓｉ ｅＥ ｉｏ ） ｈ ｔ ｕ ｎ ｉ
摘要 ： 目的
研 究丘陵 凝析 气 田 生产 开发 时的产 量 变化 规律 。方 法
通 过 对动 态生 产数 据进 行 拟
和 分析 。结 果 气藏压 力 变化 同 时受采 出程度 和 气藏特性 控 制 ； 田 自然产 能低 ， 压 裂增产 幅度 气 但
大； 稳产 递减 阶段产 量 下 降呈指数 规律 变化 ； 气田 衰竭 式 开发 时 ， 着压 力下 降 ， 油 比上升 ， 析 随 气 凝
基金项 目： 国家重点基础研究发展计划基金资助项 目（０ ３ Ｂ １６ ６ ２０ Ｃ ２ ４０ ） 作者简介 ： 马广 明（ ９２ ）男 ， １ ７一 ， 甘肃灵 台人 ， 高级 工程 师 ， 中国地质大学 （ 北京 ） 博士生 ， 从事油气 ＩＹ 发工程研究 。 ￣ ｆ ｔ
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ａ ｄ ｆｒ ｔ ｎ ｐ ｅｓ ｒ ｆ Ｑｉｄ ｎ ａ ｎ ｏ ｍａｉ ｒｓｕ ｅ ｏ ｕ ｏ ｇ ｇ ｓ ｏ
ｗ ｅｌ ｌ
分布规律
黄汝昌李景明谢增业李剑《中国凝析气藏的形成与分布》，19962凝析气藏的分布2.1区域分布我国凝析气藏主要分布在渤海湾、塔里木、吐哈等盆地及东、南沿海陆架地区(图1)。
图1 中国凝析气藏分布图凝析气藏的区域分布受控于盆地演化过程中区域古地温场和气候带。
塔里木盆地海相碳酸盐岩烃源岩在热衰退型的地温背景下，隆起及斜坡区大部分碳酸盐岩地层处于高成熟阶段，形成了海相腐泥型凝析气藏，我国西北侏罗纪前陆型盆地在热衰退型的地温背景下，煤系地层正处于成熟阶段，形成丰富的煤系凝析气藏;东部裂谷盆地属热盆、高热盆，在高热流背景下，年代较新的第三系煤系烃源岩、陆源有机质烃源岩、盆地深层腐泥质烃源岩处于成熟、高成熟阶段，形成了煤系凝析气藏、陆源凝析气藏和高熟腐泥型凝析气藏。
东南沿海大陆架盆地，属热带、亚热带潮湿气候这，有利于高等植物发育，形成了第三系煤系烃源岩，渤海湾盆地北部及伊兰一伊通地区属温带潮湿气候，高等植物发育，形成陆源有机质烃源岩，为凝析油气体系的形成，提供了丰富的物质基础。
2.2垂向分布2.2.1层位分布据不完全统计，凝析气主要聚集在下第三系，占总储量的二分之一，其次是上第三系，占总储量的四分之一，另外奥陶系碳酸盐岩中亦是凝析气富集层位，占总储量的五分之一。
显然，中国含油气盆地凝析气藏主要聚集在第三系，主要是因为东部及东南沿海大陆架盆地处于近海湿温气候带和高地温场，煤及陆源有机质在成熟和中高成熟阶段大量形成凝析油、天然气的结果。
2.2.2深度分布渤海湾盆地和塔里木盆地是中国含油气盆地中凝析气藏最丰富，各具特色的盆地。
盆地的地温演化模式不同，凝析气藏起始富集的深度亦不同。
塔里木盆地凝析气藏分布深度在3000m以下，主要富集在3000一4soom深度范围内(图2)。
图2 塔里木盆地凝析气藏储量分布图渤海湾盆地凝析气藏分布深度在2O00m以下，主要富集在2000~3000m深度范围内，深层凝析气藏3200~4500m亦有一定的储量(图3)。
利用测井资料评价温吉桑地区烃源岩
3 温吉桑地区烃岩测井评价
本次研究依据烃源岩 TOC 重新划分烃源岩岩 性， 划分标准为王昌桂等 （1998） 提出的划分标尺 （TOC＜6%为泥岩， TOC 介于 6%～40%之间为碳质泥 岩， TOC＞40%为煤岩)。在重新划分岩性的基础上， 采用陈建平 （1997） 提出的烃源岩有机质丰度评价标 准 （见表 1） ， 分别对水西沟群的煤、 泥岩以及碳质泥 岩生烃潜力重新进行评价。以吉深 1 井为例。吉深 1 井 J2x 泥岩最好， 其泥岩以中等生油岩为主， 中等生
表 1 烃源岩有机质丰度评价标准 （陈建平） 图 4 温吉桑地区烃源岩 TOC 分布图
图 5 温吉桑地区烃源岩厚度分布图
温吉桑地区 J2x1+2 的 TOC 在平面上具有吉深 1 井>吉 3 井>东深 2 井>吉 101 井>吉 1 井>东深 1 井> 吉 2 井>温深 1 井>鄯科 1 井的趋势， 越靠近丘东洼 陷中心， TOC 越高， 烃源岩越发育。温吉桑地区 J1b 的 TOC 在平面上具有鄯科 1 井>吉 3 井>温深 1 井> 东深 2 井>吉 101 井>吉 1 井>东深 1 井>吉 2 井的趋 势， 越靠近丘东洼陷中心， TOC 越高， 烃源岩越发
1+2
油岩厚度为 40.98m； J1b 次之， 其泥岩以中等生油岩为 主， 中等生油岩厚度为 38.92m； J1s 最差， 其泥岩以差 生油岩为主， 中等生油岩厚度为 50.02m。J2x1+2 碳质 泥岩最好， 其碳质泥岩以好碳质泥岩为主， 好碳质泥 岩厚度为 15.46m； J1b 碳质泥岩次之， 其碳质泥岩以中 等碳质泥岩为主， 中等碳质泥岩厚度为 13.03m。煤 主要分布在 J2x1 + 2， TOC 含量介于 35%—79.3%， 平均 57.06%， 综合评价为差煤层。 （见图 2、 3） 温吉桑地区在早中侏罗世为大面积分布的湖沼
第二十一次课第七章地温场凝析气藏
二是动水压力梯度：沿水流方向上，单位距离的压 力降。
2．地层压力来源：
主要有两个来源：
（1）地层孔隙空间内地层水重量所产生的静水压力；
（2）上覆岩层重量所产生的压力，即地静压力。
➢一般情况下，地层与外界联系，即开放体系，地静压 力主要由岩石骨架承担，岩层连通孔隙中的流体只承担 地层水重量产生的静水压力，地层压力为静水压力。此 时为正常地层压力。
h——恒温带的深度
地球的平均地温梯度为3℃/100m，称为正常地温 梯度。低于此值的为地温梯度的负异常（冷盆地）， 高于此值的为地温梯度的正异常（热盆地）。
由于地球热力场的非均质性，地温梯度在各地不一。如松 辽盆地 4.0℃/100m，四川盆地川南地区 2.4 ℃/100m。
地温梯度的高低，对油气生成、运移、聚集乃至开采等都 有很大的影响。
2）常（恒）温带：是地球内热与太阳辐射热的 相互影响达到平衡的地带，约20-130米厚。
3）地热带（增温带）：常温带之下，温度随深度 增加而有规律的增大。
对于油气田勘探和开发来说，主要是研究增温带。
地壳上层10km以内，热能可能来自地核热源。包 括岩浆侵入与冷却、地热辐射与对流、放射性元素 蜕变、地壳变动摩擦热、渗透层内放热化学反应等。
2．地温级度：地温每升高1℃时，深度的增加值。实 际上是地温梯度的倒数。
DT=（H-h）/（T-t）
（二）地温的影响因素：
1．大地构造性质
影响地温的因素很多，其中起主导作用和全局性影 响的是大地构造性质。
1）所处的构造部位：是决定区域地温分布的最重要 的控制因素。
从全球来看，在板块构造的不同部位，反映了截然不同 的地温特征。如大洋中脊的高地温，海沟部位的低地温， 海盆部位的一般地温。在我国，在稳定的古老地台区具 有较低的地温，而在中新生代裂谷区则具有较高的地温。
凝析气藏的形成与分布 共18页
• 泡点压力及泡点压力曲线 （B-B’-K）
•纯气区 •气液两相共存区(A-A’-K--B’-B) •纯液相区
临界点
二元物质的临 界轨迹
• 临界温度 • 最大临界凝结温度 • 露点压力曲线 • 泡点压力曲线
不同物质混合, 临界轨迹不同
不同混合比例的相图变化
凝析油特点
• 地面条件下为密度小的液态油，密度小 于0.8；在地下温压下溶于气体，形成单 一气态。
• 成分相当于汽油，即35-190 ℃的馏分， 由C6-C11构成主体
四、实例—塔里木盆地凝析气藏
塔里木 盆地天 然气基 本是以 凝析气 藏形式 存在的 ， 这是塔 里木盆 地天然 气地质 的一个 鲜明特 点
混合烃类的相图
• 与混合物组成有关 • 与混合比例有关
三、凝析气藏形成的条件
• 1、温压条件
– 地层埋藏较深，地层 温度介于烃类物系的 临界温度与临界凝结 温度之间，地层压力 超过该温度时的露点 压力，这种物系才可 能发生显著的逆蒸发 现象。
三、凝析气藏形成的条件
• 2、组成要求
– 该烃类物系中气体数量必须胜过液体数量,这 样才能为液相反溶于气相创造条件。
甲烷 乙烷 丙烷 辛烷 正十二烷
不同物质的临界参数
临界温度（oC）
临界压力（mPa）
-82.1
4.5
32.3
4.82
96.8
4.20
296.7
2.46
390.6
1.85
纯物质的PVT图
• 低于临界温度下（如，71.1oC)， 压力增加，气态物质的摩尔体 积不断减小（被压缩），达到 饱和蒸气压后（A），气体开 始液化，摩尔体积迅速减小， 待完全液化后(B)，摩尔体积不 再变化（液体不可压缩）。
吐哈油田读书报告
目录一、区域地质概况 (2)二、盆地构造格局 (2)1 基底结构与构造 (2)2 吐哈盆地的盖层构造格局 (3)3 盖层构造区及二级构造带划分 (3)3.1 喀拉乌成构造区 (4)3.2博格达构造区 (4)3.3哈尔里克构造区 (4)3.4觉罗塔格构造区 (4)4构造演化历程 (4)三、烃源岩发育 (5)四、储集层、盖层特征及生储盖组合 (6)1 储层 (6)2 盖层 (8)3 圈闭 (8)3.1 油气成藏特征 (8)五、主要含油气区 (9)1台北西部七泉湖构造带 (9)2 胜北洼陷浅层油气成藏 (11)2.1走滑断层与低幅度隆起匹配是成藏重要条件 (11)2.2断层与低幅度隆起的空间配置控制着油气成藏 (12)参考文献 (13)吐哈油气田读书报告吐哈盆地油气勘探始于20世纪50年代，历经了艰难的勘探过程，近十几年来有了一系列重大突破，取得了显著勘探成果。
吐哈盆地油气勘探截止到2000年底，先后发现39个正向构造带，440个圈闭，已探明150个圈闭额，共钻探井268口，发现前侏罗系和侏罗系两大含油气系统，7个含油气区带和23个油气田，建成350×104 t的原油生产能力，创造了良好的勘探效益和社会效益。
一、区域地质概况吐哈盆地位于新疆东部,发育有上二叠统、中上三叠统、中下侏罗统等3套生油层系,四周被华力西期褶皱带围限,其西北隅为北东东向的喀拉乌成褶皱带,北侧为北西西北东东向博格达褶皱带,东北侧为北西向的哈尔里克褶皱带,南侧为北西西向的觉罗塔格褶皱带。
盆地基底具有地块性质,其大地构造位置处于哈萨克斯坦板块的东南缘,东北以克拉美丽麦钦乌拉缝合线与西伯利亚板块相接,南以艾比湖星星峡断裂带与塔里木板块相接,面积约为5.3×104km2。
上述4个华力西期褶皱带对盆地内二级构造带的形成具有重要作用:博格达褶皱带燕山期以来,向南强烈推覆,开始大规模上隆,控制着盆地北部的构造发育;哈尔里克褶皱带影响着盆地东北部的构造发育;喀拉乌成褶皱带向盆地逆冲推覆,控制着盆地西北部的构造发育;觉罗塔格褶皱带从晚石炭世以来总体上处于隆起状态,存在着小幅度的区域性的沉降,影响着盆地南部的构造发育。
丘东凝析气藏中侏罗统气藏精细描述的开题报告
丘东凝析气藏中侏罗统气藏精细描述的开题报告
一、研究背景
丘东凝析气藏是我国重要的天然气资源，其中侏罗统气藏作为主力气藏之一，具有重要的经济价值和研究意义。
然而目前对于丘东凝析气藏中侏罗统气藏的地质特征和勘探开发研究还缺乏深入的了解和认识，亟需进一步的研究。
二、研究目的
本研究旨在对丘东凝析气藏中的侏罗统气藏进行精细描述和综合研究，以全面了解该气藏的地质特征、勘探开发现状和潜在的研究方向。
三、研究内容和方法
研究内容：
1、区域地质特征：通过对丘东地区的地质调查和野外观察，了解丘东地区的地质构造、地层分布、沉积环境等特征。
2、岩石地球化学特征：通过野外岩石采集、分析和实验室检测，探究丘东凝析气藏中主要岩石的地球化学特征，包括岩石成分、有机质含量、热演化程度等。
3、侏罗统天然气藏储层特征：通过地震勘探、测井数据和岩心分析等手段，深入研究丘东凝析气藏中的侏罗统天然气藏储层特征，包括储层岩性、储集空间、孔隙结构和渗透性等。
4、勘探开发现状及潜力评价：对已发现的气藏进行评价，总结区域勘探开发现状及存在的问题，进一步探讨丘东凝析气藏中侏罗统气藏的勘探开发潜力。
研究方法：
1、地质调查及野外观察；
2、岩石采集、实验室检测以及化学分析；
3、地震勘探及测井数据分析；
4、勘探开发实例分析和现状评价；
5、数据处理和综合分析。
四、研究意义
本研究可以深入了解丘东凝析气藏中侏罗统气藏的地质特征和勘探开发现状，为该气藏的进一步勘探和开发提供科学依据和指导意见。
同时，也为区域天然气勘探开发提供一定的经验和参考价值。
丘东凝析气田开发规律研究
丘东凝析气田开发规律研究
马广明;周婕;帅永乾;范小东;宋健兴
【期刊名称】《西北大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2007(037)005
【摘要】目的研究丘陵凝析气田生产开发时的产量变化规律.方法通过对动态生产数据进行拟和分析.结果气藏压力变化同时受采出程度和气藏特性控制;气田自然产能低,但压裂增产幅度大;稳产递减阶段产量下降呈指数规律变化;气田衰竭式开发时,随着压力下降,气油比上升,凝析油产量下降.结论气田实际动态储量与容积法计算储量存在较大差异.
【总页数】4页(P789-792)
【作者】马广明;周婕;帅永乾;范小东;宋健兴
【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国石油,吐哈油田分公司,新疆,鄯善,838202;中国石油,吐哈油田分公司,新疆,鄯善,838202;中国石油,吐哈油田分公司,新疆,鄯善,838202;中国石油,吐哈油田分公司,新疆,鄯善,838202;中国石油,吐哈油田分公司,新疆,鄯善,838202
【正文语种】中文
【中图分类】TE13
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5.摘取西气东输气田开发技术的王冠——记国家“十五”科技攻关项目《塔里木盆地高压凝析气田开发技术研究及应用》 [J], 曾旺
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