我国浅层气资源及气藏类型

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塔里木盆地巴楚地区输导体系类型及油气成藏

文章编号:1001-6112(2006)04-0340-05 塔里木盆地巴楚地区输导体系类型及油气成藏尹微,樊太亮,曾清波 (中国地质大学能源学院,北京 100083) 摘要:从塔里木盆地巴楚地区输导体系类型入手,将其分成断裂、输导层和不整合面等3类。首先分析以上3类输导体系的形成及输导能力。在特定地质条件下,单一输导体系并不常见,从而提出以不同方式进行组合而形成的复合型输导体系,它是有效的油气运移通道网络。在不同地质时期,复合型输导体系类型及其对油气的运移能力是不断变化的。因此在同一含油气系统中,各种类型输导体系必须进行良好的时空配置才能对油气聚集起到促进作用。关键词:输导体系;油气成藏;巴楚地区;塔里木盆地中图分类号:T E122.3 文献标识码:A 输导体系是近年来石油地质学的一个重要研究方向,同时也是油气地质研究领域的薄弱环节。它是决定油气在地下向何处运移、在何处成藏、成藏规模及成藏类型的重要因素[1] 。近年来,国内外学者对其进行了一系列研究[1~4]。巴楚隆起位于塔里木盆地中央隆起带西段,面积4.3@104 km 2 ,东以吐木休克Ⅱ号断裂为界与塔中隆起相邻,东北以阿恰)吐木休克断裂北侧为界与阿瓦提凹陷相邻,西北以柯坪)沙井子断裂为界与柯坪断隆相邻,西南以色力布亚断裂)玛扎塔格断裂为界与麦盖提斜坡相邻,东南与塘古巴斯凹陷相连。巴楚隆起是夹持在阿恰)吐木休克断裂带和色力布亚)玛扎塔格断裂带之间的大型背冲断隆 [5]。 1 输导体系类型巴楚地区输导体系分3类:断裂型、输导层型和不整合型。三者可以单独构成油气运移输导体系,也可以不同组合样式构成复合型输导体系。1.1 断裂型该输导体系是指断裂处于活动期时,由断裂开启形成的油气垂向运移通道。断裂开启程度越高,渗流空间越大,越有利于油气运移[6]。影响断裂输导体系有效性的因素有:断裂性质、发育规模以及断裂活动期与油气运移期的关系[7] 。巴楚地区断裂分2期:一是海西晚期,二是喜山期。海西晚期形成的断裂多沿巴楚隆起边缘分布,为控制边界的深大断裂,向下深切至寒武系或更老地层。吐木休克、阿恰、玛扎塔格、色力布亚断裂都属于这一类。喜山期断裂再次发育,一部分为海西晚期形成断裂的次级断裂,另一部分为隆起内部的断裂,起到分割巴楚隆起局部构造的作用。如卡拉沙依、古董山和三岔口断裂等。该期断裂活动强度较大,对先期断裂有很大的改造作用。断裂在纵向上穿越层位较多,能够很好地沟通油气,是油气长距离垂向运移的良好通道 [8] (图1)。 1.2 输导层型输导层对油气进行输导必须满足以下条件:输导层具有一定厚度、平面上连通性好且分布较广、孔渗性好、围岩封闭性好、古产状有利。沉积条件是决定输导体系发育规模和连通性的主要因素[7]。巴楚地区输导层型输导体系有2类:连通砂体和碳酸盐岩孔)缝) 洞。图1 塔里木盆地巴楚地区断裂分布 1.海西期断裂; 2.喜山期断裂 F ig.1 Dist ribution o f faults in Bachu ar ea,the T ar im Basin 收稿日期:2005-11-28;修订日期:2006-05-30。第28卷第4期2006年8月石油实验地质PETROLEUM GEOLOGY &EX PERIMENT V ol.28,No.4 A ug.,2006

气藏与油藏区别

气藏与油藏区别一天然气与石油的赋存状态和空间分布的主要差异天然气的产出类型多种多样，工业性天然气在地下的赋存状态远比石油多。除游离状态的天然气外．还有大量的油溶气和水溶气、吸附气，以及固态气水合物等。因此，除游离气形成的常规气藏外．还有水溶气藏、水封气藏、致密砂岩气藏、气水台物气藏等。从油气的空间分布来说，天然气的分布远比石油广泛得多。世界油气勘探实践表明，凡是发现石油的地方，都含有一定数量的天然气，形成有油必有气、油与气伴生的配置。在许多没有发现大量石油的地区，却找到了丰富的天然气，即有天然气的地方不一定存在石油。气藏在纵向上分布很广，从埋深l4.5 m(我国长江三角洲第四系气藏)到8088 m(美国阿纳达科盆地奥陶系阿巴克尔群气藏)都有分布。000m而常规油藏的深度分布范围比气藏窄。世界上大多数油藏都分布于埋深1 000～ 4 000 m 的中等深度。二气藏与油藏的成藏条件差异气藏与油藏形成和保存条件的差异，主要表现在：①天然气形成的多源、多阶段性；②天然气运移活跃和运移方式多样性；③气藏对储层的条件要求低而对盖层的条件要求高；④天然气混源成藏和溶解气脱溶成藏等诸方面。天然气来源具有广泛性和多源复合性在成烃的物质来源、生成方式等方面, 天然气比石油广泛得多。天然气的形成具有多源性（有机和无机成因）和多阶段性（有机质演化成烃的各个阶段都伴随有天然气的生成）。而石油则大量生成于一定埋藏深度的“液态窗”范围内, 具有明显的阶段性和局限性。石油形成于特定的时间和空间范围, 生油的时空范围远比生气的时空范围小得多。天然气形成不仅具有多源、多阶连续的特点，而且在气藏形成过程中往往是多种来源天然气的复合，即气藏中的天然气往往是多种来源天然气的混合物。这种复合或是有机气与无机气的复合，或是煤型气与油型气的复合，也可以是不同烃源岩、不同成因气体的复合，还可包括有机质不同演化阶段的气体在成藏时以累积的方式聚集于圈闭中的复合等。由于天然气在地下具有很强的运移活性，使得各种不同来源的气体在某些因索的制约下，共储于同一圈闭空间。因此，天然气藏形成的多源复合现象具有普遍性，是天然气藏形成的一大特色。三气藏与油藏对储、盖层的要求不同气藏和油藏的形成都需要一定的储、盏层条件，但由于天然气与石油性质的差异，对储、盖层条件的要求也不一样。气藏对储层的要求低，对盖层的要求高；而油藏对储、盏层的要求与此正好相反。各种类型的岩石，只要发育一定的储集空问和渗滤通道，都可以作为储油气层。当然，最主要的储层还是砂岩和碳酸盐岩。储气层比储油层的要求要低得多。但在相同的条件下，石油在储层中的渗滤能力较天然气差得多，故储油层的物性下限要比天然气高得多。由于天然气的流动性和扩散性比石油大，易运移，在水中的浮力大，所以对气藏盖层封闭性的要求比油藏高。能够作为油藏的盖层不一定能作为气藏的盖层，但能够作为气藏的盖层．通常可作为油藏的盖层。根据封闭机理可将油气藏盏层分为三种：物性封闭盖层，超压封闭盖层，烃浓度封闭盖层。对于油藏来说，主要是前两种封闭机制起作用；而对于天然气藏的形成，除物性封闭和超压封闭盖层外，烃浓度封闭盖层也很重要。四石油和天然气的运聚成藏机制不同

气藏评价指标

气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月

气藏经营管理水平评价技术规范一、各类气藏涵义 1、干气藏储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积含气面积系数含气面积

7、低渗块状砂岩干气藏是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量天然气储量系数按当量油折算的天然气地质储量

圈闭和油气藏类型的识别

圈闭和油气藏类型的识别练习要求：（一）阅读各图构造等高线及储层分布图。在平面图上找出溢出点位置（用字母C表示），圈定闭合面积，计算闭合高度，确定圈闭及油气藏类型，并写出结果。（二）结合储集层分布的变化及油气水分布情况，绘制给定剖面线的圈闭和油气藏横剖面。练习题：图1—1 某油层顶面构造图 1—正断层；2—油层顶面等高线；3—产气井；4—产油井；5—产水井；6—剖面线； A区：油气藏类型：背斜油气藏；闭合度：h=70m；油柱高度：h o= 40m ；气柱高度：h g= 35m ；B区：油气藏类型：断块油气藏；闭合度：h=85m；油柱高度：h o= 40m；气柱高度：h g= 10m ；(??) E区：油气藏类型：断块油气藏；闭合度：h=45m；油柱高度：h o=20m；气柱高度：h g=10m；

图1—2 某油层顶面C—D剖面图图2—1 某地层底面构造图及其下伏油层等厚度图 1—某地层顶面等高线（m）；2—储层等高线（m）；3—产气井；4—产油井；5—产水井；6—剖面线油气藏类型：透镜体油气藏；闭合度：h=160m；油柱高度：h o=80m；气柱高度：h g= 40m ；图2—2某油层F—E剖面线横剖面图纵比例尺：1：4000

1—砂层所在地层顶面等高线（m）；2—砂层尖灭线；3—砂层等厚线（m）；4—剖面线

图3—2 某区地层A—B剖面线横剖面图纵比例尺：1：4000 图4—1 某区砂层构造图及不整合面等高线图 1—不整合面等高线（m）；2—某砂层顶面等高线（m）；3—某砂层侵蚀终止线；4—剖面线图实4—2 某区砂层P—Q剖面线横剖面图纵比例尺：1：5000

油气成藏名词解释

地研12-4 王景平 S1******* 名词解释： 1、油气成藏条件：油气能否成藏，取决于是否具备有效的烃源岩层、储集层、盖层、运移通道、圈闭和保存条件等成藏要素及其时空配置关系。任何油气藏的形成和产出都是这些要素的有机配合，而且缺一不可，归结为4个基本条件，即充足的油气来源，有利的生储盖组合，有效的圈闭和良好的保存。就油气藏来说，充足的油气来源、良好的生储盖组合和有效的圈闭是基本的成藏地质条件。 2、油气成藏机理：油气成藏机理是对尤其在生成、运移、聚集以及保存和破坏各个方面的综合性研究；对于特定的沉积盆地, 成藏流体的来源、运移路径、充注过程和充注时间是油气成藏机理研究的主要内容。 3、油气成藏模式：油气成藏模式是对油气藏中的油气注入方向、运移通道、运移过程、运移时期、聚集机理及赋存地质特征的高度概括，同时也研究油气藏形成后的保存与破坏过程，是各种成藏控制因素综合作用的结果。是一组类似的控制油气藏形成的基础条件、动力介质、形成机制、演化历程等要素单一模型或者多要素复合模型的概括。一个地区的油气成藏模式是建立在典型油气藏解剖的基础上的，需要研究各油气藏的地质特征、流体特征、温度压力特征、储集层特征等因素；明确烃源岩与油气藏的相对位置关系、油气运移的方式与通道、油气的注入期次、保存条件等。之后才能准确建立起油气成藏模式。 4、油气成藏规律：油气成藏的规律，一般通过对油气藏成藏条件的分析和成藏模式的建立后得到成藏规律，具体表现为油气藏的发育和分布特征，形成这种特征的主控因素，以及成藏时期和演化等方面。从研究区域内沉积相带的展布分析油气储集空间；研究区域构造带内断裂发育，结合构造应力场分析反演盆地演化形成；对区域输导体系研究找出油气聚集带；综合分析构造背景、输导体系、储层岩性、物性与含油性关系得出控藏的认识，对成藏体系分析，建立输导成藏模式，确定油气藏类型。油气运移既有缓慢的以富力为主的渐进式，也有以高压为主的运移式，圈闭中储层的低势区是油气聚集的有利场所。 5、油气成藏特征：“求同存异”，把某一个或某一类油气藏中最与众不同的特点突出来，可以是油源，可以是储层，可以是圈闭，可以是成藏条件过程中的任何一点值得突出的特征。

成藏模式总结.

油气成藏模式研究现状综述石油天然气成藏机制的研究一直是油气成藏研究的关键。自上世纪八十年代以来，为了描述油气藏形成过程中生、储、盖、圈、运、聚、保等基础要素在时空关系上的相互匹配关系，许多研究人员进行了油气成藏模式的分析研究，以期更直观、概括地反映研究区的油气成藏机制和油气成藏过程。目前，国内教科书及各类文献对成藏模式并没有统一明确的定义，由于研究目的和研究对象的差异，不同研究者划分油气成藏模式的主要依据和侧重点迥异。或是从成藏动力学系统出发，或是强调构造背景，或是则侧重油源、生储盖组合关系以及输导网络的组成、或综合油源与运聚机制的多元素复合，或突出断层在油气成藏中的控制作用，或根据不同成藏时间的成藏特点以及成藏期次来划分成藏模式，或抽析复杂的成藏机制进行成藏模式划分，或以不同的充注方式和油藏特征作为划分依据，也有学者直接用油气成藏过程示意图代指成藏模式，还有学者直接用成藏组合模式、油藏分布模式、运移模式及聚集模式代指成藏模式，也存在一些特殊成藏模式。国外学者对成藏模式研究则较少。成藏模式兼有描述和预测的作用，即一方面是提供对已知油气藏的形成机理和时空分布进行分析和综合的样板，另一方面是作为进行未知油气藏预测的类比参考[1]。本文综合分析构造背景、成藏动力、各成藏要素的配置、断层控藏、充注方式、成藏机理、成藏时间及成藏期次、充注方式和油气藏特征等总结了以下成藏模式。 1.成藏模式研究现状 1.1基于构造背景划分的成藏模式区域地质构造背景、构造样式、沉积体系、地层格架及其它复杂成藏要素的相互耦合形成纷繁多样的成藏模式。

1.3基于油源划分的成藏模式烃源岩的分布、生排烃期及与输导体系等成藏要素的耦合使得成藏过程复杂多样，基于油源组成、烃源岩位置、聚油构造、运移及其它成藏要素总结了以下成藏模式。

迪那2气田气藏类型研究

文章编号:167221926(2004)0120091204 收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231 作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究. 迪那2气田气藏类型研究马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周　厉1,黄新林1,郝祥宝1 (11中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒　841000; 21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京　102249) 摘　要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。这就给认识气藏类型带来了很大难度。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。 1　迪那2气田地质背景迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷, 迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。1.1　地层及沉积相钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三图1　库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下第三系。吉迪克组为干旱盐湖相沉积,膏盐岩段厚800 ～1000m ,为区域性盖层[2]。下第三系钻厚356～408m ,岩性较杂,以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩为主,次为含砾砂岩、第15卷第1期 2004年2月天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb .　2004

致密砂岩气藏读书总结

致密砂岩气藏读书总结本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下： 1.致密砂岩气藏的概念国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。 2.致密砂岩气藏的分类致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。 “先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。 3.致密砂岩气藏地质特征：（1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。（2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。（3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。（4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。（5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆

油气藏分类

油气藏的分类摘要：目前，在世界上发现的油气藏的种类众多，形成方式也各有不同，地质学家很早就认识到将这些油气藏分类的必要性。国内外石油地质学家们提出的油气藏的分类很多。其中大部分支持的是根据圈闭的形态和成因进行分类，这样的分类在油气勘探中已经取得了非常重要的作用。但随着常规油气藏的数量慢慢减少以及非常规油气藏在油气藏勘探中的地位的上升，使我们逐渐重视起这些非圈闭类的油气藏，而以往的分类方法在这方面体现出了一定的局限性，所以，我们需要寻找一个更为有效的方法对油气藏进行分类，这样的分类不应该完全推翻根据圈闭分类的方法，而是应该继承圈闭分类的优点并对它的不足加以补充。本文就是在圈闭分类的基础上对油气藏在宏观上分成聚集类油气藏和非聚集类油气藏，并对两种分类分别进行了简单地划分，以此来更好地进行学术上的探讨。关键词：油气藏分类常规油气藏非常规油气藏圈闭非圈闭一、传统油气藏分类简要概述传统对油气藏的分类一般遵循两条基本的原则： 1、分类的科学性，即分类应能充分反映圈闭的成因，反映各种不同类型油气藏之间的联系和区别；

2、分类的实用性，即分类应能有效地指导油气藏的勘探及开发工作，并且比较简单实用。根据上述两条分类原则将油气藏按照圈闭分为构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏以及符合油气藏，并根据具体特点细分为若干类型（表1）。二、传统油气藏分类缺陷可以说，传统油气藏的分类在过去的几十年中对油气藏的勘探已经取得了显著的成效，尤其在寻找圈闭类油气藏勘探中更是如鱼得水，曾经在石油勘探中形成这样的思维“找石油就找背斜”。可见，以圈闭对油气藏分类的重要性和实用性。但近些年来，随着非常规油气藏的发展，如致密砂岩气、页岩气、页岩油、煤层气油气藏在储量和开采量的提高，让我们不得不重视这些所谓的非常规油气藏，而这些油气藏之所以被称为非常规油气藏，如果从发现和利用的时间角度讲，先被利用的就是常规的，后被发现的就是非常规的，但如果当初先被发

第四章气藏类型识别方法

第四章气藏类型识别方法深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。第一节气藏判断方法一、分类依据目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。 1．按产状进行分类就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。 2．按组成进行分类根据天然气中 C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。 6 3．接压力系统进行分类根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。 4．按流体分布进行分类根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。 5．按经济价值进行分类根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。 6．按岩性进行分类根据储气层岩石性质不同，可分为砂岩气藏、页岩气藏等。 7．按来源进行分类

背斜油气藏的主要类型

背斜油气藏的主要类型背斜油气藏的形态是多种多样的，但就圈闭的成因来看，主要有以下几种类型。 1、与褶皱作用有关的背斜油气藏是指在侧压应力挤压作用下形成的背斜圈闭中的油气藏。这类油气藏多见于褶皱区。其背斜圈闭的特点是：两翼地层倾角较大，不对称，靠近褶皱山区一侧较另一侧平缓；闭合高度较大，闭合面积较小，且常伴有断层发育；背斜轴向一般与区域构造线平行。从区域上看，这类背斜油气藏分布在褶皱区的山前和山间坳陷内，常成排成带出现。我国酒泉盆地南部山前褶皱带中的油气藏可作为其中的代表（图）。在国外的褶皱区内，也分布有很多著名的这类背斜油气藏。例如在波斯湾盆地的扎格洛斯山前坳陷内分布有拉里、阿贾加里、加奇萨兰等世界著名的大油田。在美国的阿巴拉契亚山前坳陷以及前苏联的高加索山前坳陷内，也都分布有很多这种类型背斜油气藏。 2、与基底活动有关的背斜油气藏在地台区，广泛分布着一种与基底活动有关的背斜油气藏。这类背斜油气藏主要是由于基底断块上升，使上覆地层隆起，形成背斜圈闭而产生的。其背斜圈闭的主要特点是：外形一般与其下基底隆起相符，两翼地层倾角平缓，闭合高度较小，闭合面积较大。直接覆于基底之上的地层弯

曲较明显，向上地层弯曲渐趋平缓，而后逐渐消失。当这种背斜圈闭成组成带分布时，则称为背斜带或长垣。由于这类背斜圈闭一般形成时间早，面积大，若与油气生成及运移配合良好时，常可成为极为有利的油气聚集场所。例如我国的大庆油田（图），世界上最大的加瓦尔油田（图）等，它们的油气藏都属于这种与基底活动有关的背斜油气藏。沙特阿拉伯加瓦尔油田综合图图中1ft = 0.3.48m （据У.Груяенд等，1968引自潘钟祥，1986） 3、与同生断层有关的背斜油气藏在60年代后期的油气勘探工作中，国内外不少地区（特别是三角洲沉积发育地区）都发现了许多与同生断层有关的逆牵引背斜圈闭及其油气藏。所谓逆牵引背斜是指同生断层上盘的沉积岩层在向下滑移过程中，因逆牵引作用而形成的滚卷背斜。这类背斜的形成主要是沉积过程中同生断层作用的结果，而与构造运动无关。

SYT 6168-1995 气藏分类

气藏分类 SY/T6168—1995 1范围本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。 3.1按气藏圈闭因素分类天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。 3.2按储层因素分类 3.2.1依据储层岩石类型划分。见表2。 3.2.2依据储层物性划分，见表3。按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。表1 按圈闭因素划分表2 气藏按储层岩类的划分

表3 气藏按储层物性的划分表4 气藏储渗空间类型特征表气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。表5 气藏按驱动因素分类

3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。 3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。 3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。 3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。 3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。 3.5凝析气藏的分类 3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分 A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。 B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。储层温度从露点线一侧接近储层流体的临界温度。露点压力随凝析油含量增多而下降。衰竭式开采时，储层中反凝析现象特别严重。 3.5.2按凝析油含量划分（见表6）表6 凝析气藏按凝析油含量划分气藏中只有凝析气藏存在低饱和类型。其初始条件下的储层压力高于凝析气露点压力，无油环存在。 3.6.2饱和气藏在出事储层条件下，地层压力与流体饱和压力基本一致。可细分为无油环饱和凝析气藏、带油环气藏和油藏气顶。其类型划分和区分指标见表7。

水驱气藏的分类与驱动方式

水驱气藏的分类与驱动方式摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法一、水驱气藏的分类水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。二、水驱气藏驱动方式的分析在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势谷江锐刘岩(中国石油勘探开发研究院) 摘要致密砂岩气藏具有低孔渗、连通性差的特点,储层评价研究水平是有效开发该类气藏的关键因素。美国和加拿大致密砂岩气藏勘探和开发程度最高,在致密储层评价研究方面积累了大量的经验。致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏,也有观点认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭中的低渗储层中,通常被称为甜点。国外致密气藏描述、评价和评估主要依赖于岩石学、测井和试井三种手段。未来致密砂岩气藏储层评价描述水平的提高主要基于两个方面:一是为了准确地评估和开发致密气藏,需要从岩心、测井和钻(录)井以及试井分析中获取更多的基础数据;二是使致密储层描述向高精度发展,进一步研究气藏砂体展布和含气富集带,包括透镜体砂岩大小、形状、方向和分布的确定,储层物性在空间分布的定量描述,低渗、特低渗岩心物性测定技术。关键词致密砂岩气藏砂岩储层气藏类型储层评价发展趋势 DOI:10 3969/j.issn.1002 641X 2009 07 001 1 引言在世界石油资源供需矛盾加剧、原油价格居高不下、天然气储采比持续下降的形势下,随着人类对清洁、环保、高效能源需求的持续高涨,人们对非常规能源特别是非常规天然气的关注日益增加。非常规天然气又称分散天然气,是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气,主要包括致密砂岩气、页岩气、煤层甲烷气、地下水中(水溶性)的天然气以及天然气水合物等。与常规天然气相比,非常规天然气的类型和赋存形式更为多样,分布范围更为广泛,潜在资源量远远大于常规天然气资源。M asters [1]提出的天然气资源金字塔充分说明了致密气资源在世界天然气资源分布中的重要地位(图1)。从图上可以看出, 在金字塔的底部,致密气资源(储层渗透率 0 1) 的体积非常巨大。另据世界石油委员会报告(Raymond 等,2007),在全球,致密砂岩气藏中的天然气资源量大约为114 108m 3,煤层甲烷气资源量大约为233 108 m 3[2] 。图1 天然气资源金字塔示意图(Masters,1980) 本文关注致密砂岩气藏,致密砂岩气的开发主要局限在拥有巨大储量的美国和加拿大。美国已有近70年勘探开发低渗透致密砂岩气藏的历史,在非常规天然气优惠政策促进下,致密储层气开采的天然气量逐年增加,随之形成了一套较为成熟的勘探开发技术、方法系列,积累了大量的经验,也发表了许多这方面的成果。致密砂岩气藏本身具有的低孔渗、连通性差的复杂地质条件的特点,开采难度相对较大,给地质工程师和油藏工程师带来了很大的挑战,以致于当前低渗致密气田的有效开发,特别是储层评价研究,已是国内低渗透致密气田面临的一个普遍问题。为了对国外低渗致密气田的储层研究现状和做法有所了解,本文通过查阅大量文献资料,从致密砂岩气藏的类型、储层评价手段等角度入手,总结了国外特别是北美的致密砂岩气藏的储层研究成果,并就其发展趋势进行了分析,力求对国内致密气砂岩储层的评价研究起到一定的参考借鉴作用。 2 致密砂岩气藏的定义及其一般特征致密砂岩储层通常是指储层渗透率低的砂岩储层,根据储层所含流体的不同,对孔隙度和渗透率的要求也不同,所以低渗透储层是一个相对的概念。不同的组织对致密砂岩气藏有不同的定义,最原始的定义可以追溯到1978年美国天然气政策法案,其中规定只有砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0 1 10 -3 m 2 时的气藏才可以被定义为致

气藏工程管理规定

目录第一章总则 ........................... 错误!未指定书签。第二章气藏评价 ........................... 错误!未指定书签。第三章地质与气藏工程方案....... 错误!未指定书签。第四章方案实施 ........................... 错误!未指定书签。第五章开发动态监测................... 错误!未指定书签。第六章开发过程管理................... 错误!未指定书签。第七章技术创新与应用............... 错误!未指定书签。第八章附则 ........................... 错误!未指定书签。

第一章总则第一条为规范气藏工程管理，加强气田开发过程调控，提高气田开发水平，依据《天然气开发管理纲要》，制定本规定。第二条气藏工程管理以地质研究为基础、气藏工程理论为指导，充分发挥各专业的协同工作优势，大力推广应用新工艺、新技术，实现气田科学开发。第三条气藏工程管理的任务是在气藏评价和气藏开发过程中，深化气藏认识，搞好地质与气藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪，把握气田开发趋势，搞好气田开发调整，确保气田取得好的开发效果。第四条气藏工程各项工作应遵守国家法律、法规，执行行业、企业的相关标准和规定，树立“安全第一、环保优先、以人为本”的理念。第五条本规定适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）及所属油（气）田公司、全资子公司（以下均简称油田公司）在国内陆上的天然气开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上天然气开发活动参照执行。

油气藏的分类

三、油气藏类型 1、按照相态分类见表3-2-。表3-2- 中国油气藏相态类型划分表 2、按照圈闭要素分类（1）背斜油气藏见图3-2-。图3-2- 背斜油气藏类型图（2）断层油气藏见图3-2-。图3-2- 断层油气藏类型图（3）地层油气藏见图3-2-。图3-2- 地层油气藏类型图（4）岩性油气藏见图3-2-。图3-2- 岩性油气藏类型图（5）混合油气藏及水动力油气藏见图3-2-。图3-2- 混合油气藏及水动力油气藏类型图（6）潜山油藏类型见图3-2-。图3-2- 潜山油藏分类（7）盐丘圈闭油气藏见图3-2-。图3-2- 盐丘圈闭理想示意剖面图（8）深盆气藏见图3-2-。图3-2- 美国阿帕拉契亚地区百英尺砂岩深盆气藏剖面图3、按天然气组分因素分类（1）含酸性气体气藏的划分 1）含硫化氢（H2S）的气藏划分见表3-2-。

表3-2- 含硫化氢气藏分类 2）含二氧化碳（CO2）的气藏划分见表3-2-。表3-2- 含二氧化碳气藏分类 (2) 含氮气（N2）的气藏划分见表3-2-。表3-2- 含氮气藏分类 (3) 含氦气（He）的气藏划分在当前工业技术条件及国民经济实际需要条件下，将天然气组分中含氮量达到0.1％及以上者，称为含氮气藏。 4、按气藏原始地层压力分类（1）按照地层压力系数（PK）划分见表3-2-。 (2) 四、油气藏组合模式 1、长垣油气藏聚集带见图3-2-。图3-2- 长垣油气藏聚集带实例图 2、古河道砂岩体油气藏聚集带见图3-2-。图3-2- 古河道砂岩体油气藏聚集带实例图

油气藏类型及油气田分类

油气藏类型及油气田分类圈闭油、气运移到储集层中以后，还不一定形成油气藏。只有在运移的道路上遇到遮挡，阻止它继续前进时，才能集中起来，形成油、气藏。这种由于遮挡而造成的适于油、气聚集的场所，通常称为圈闭。圈闭的形成必须具备以下三个条件：一是储集层，是具有储集油、气空间的岩层；二是盖层，它是紧邻储集层的不渗透岩层，起阻止油气向上逸散的作用；三是遮挡物，它是指从各方面阻止油、气逸散的封闭条件。上述三方面在一定地质条件下结合起来，就组成了圈闭。在不同的地质环境里，可以形成各式各样的圈闭条件，根据圈闭成因，一般可将圈闭分为构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭三种类型。油、气藏类型根据圈闭类型的不同，可以将油、气藏分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。构造油气藏的基本特点是聚集油、气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形或变位而形成的，主要有背斜油、气藏和断层油、气藏。地层油气藏是指地层圈闭中的油气聚集。岩性油气藏是由于沉积环境变迁，导致沉积物岩性变化，形成岩性尖灭体和透镜体圈闭，在这类圈闭中形成的油气聚集。常见的潜山油气藏是以地层圈闭为主，也有构造、岩性作用的复合成因的油气藏根据油气藏油层中有无固定隔层，可以将油气藏分为层状油气藏和块状油气藏。层状油气藏是指油层呈层状分布，油气聚集受固定层位限制，上下都被不渗透层分隔的油气藏，各层具有不同的油（气）水系统。块状油气藏是指油层顶部被不渗透岩层覆盖，而内部没有被不渗透岩层间隔，整个油层呈块状，具有统一油（气）水界面的油气藏。根据地层中的原油性质，可以将油气藏分为稠油（重油）油藏、普通黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏和天然气藏。稠油（重油）油藏是指地下原油粘度大于50毫帕秒（原油比重大于0.9，API重度小于25度）的油藏，液体颜色一般为粘稠黑色。普通黑油油藏是指地下原油粘度低于50毫帕秒（原油比重在0.82～0.9之间，API重度在25～41度）的油藏，液体颜色一般为黑色。挥发性油藏和凝析气藏都是油品性质比较特殊的油气藏。挥发性油藏是指在原始地层条件下原油与普通黑油相似，呈单一的液态，随着油藏流体的不断产出，地层压力不断降低，单一液体中开始有气体分离出来，从而形成气、液两相共存的这类油气藏。凝析气藏是指在原始地层条件下地层流体呈单一的气态，随着油藏流体的不断产出，地层压力不断降低，气藏中开始有液体反凝析出来，形成气液两相共存状态的一类油气藏。表1中给出了不同类型油气藏油品性质分布。

气藏工程作业

气藏工程作业参考教材：天然气工程（第二版）李士伦等编著石油工业出版社作业上交时间：该内容讲完的二周后那次课上交。第一章绪论 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 4、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训。 5、气田开发有哪些特点？第二章天然气的物理化学性质一、概念题天然气密度天然气相对密度天然气比容偏差系数天然气等温压缩系数天然气体积系数天然气膨胀系数天然气粘度天然气水露点和烃露点天然气热值视地层压力二、论述题 1、论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法，并阐明各种方法的适用范围。 2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律。三、计算题 1.已知天然气的摩尔分数见下表，求天然气的相对分子质量和相对密度。 2.已知天然气的Ppr=4,Tpr=1.5,Ppc=4,应用D-A-K法求Z、Cg。 3.已知天然气的相关数据见下表，试用D-P-R法、H-Y法、D-A-K法求天然气在 P=4.817MPa ,T=47oC时的偏差系数。

第三章烃类流体相态一、概念题相组分自由度 P_V 相图 P_T 相图地面标准状况二、论述题 1、流体PVT 取样要求是什么？ 2、根据以下相图判断气藏类型，并说明判断依据。 p p f T T ① ② ③ 第四章气井产能分析及设计一、概念题

拟压力非达西流动气井试表皮系数无阻流量气井生产工作制度气体产能拟稳态流动非达西流动系数二、论述题 1、试阐述常规回压试井、等时试井、修正等时试井方法的特点及各方法适应性。 2、图示说明常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法,并简述不同点。 3、阐述产能试井目的与方法步骤。三、计算题 1、已知某气井产能试井资料如下表：原始地层压力pe=68.8MPa利用二项式产能方程和气井产能经验公式确定气井的绝对无阻流量。 2、在评价气体产能方程时，有三种形式：压力形式、压力平方形式、拟压力形式（参考油藏的产能方程）。对三种方程进行推导并利用三种方程和表1资料求的气井的绝对无阻流量。 3、推导稳定状态考虑视表皮系数的气井产能方程 4、根据表1的等时试井数据，试写出二项式产能方程与指数式产能方程，并计算无阻流量。表1 等时试井数据表