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在气源和水体充足的前提下,天然气溶解于水主要受溶解度控制。天然气溶解度明显随压力增大而增大、在温度为80℃左右时取得最小值、随水的矿化度增加而轻微降低;气组分溶解度的顺序大致为:CO2N2C1C2C3C4。估计全球水溶气资源量高达常规气资源量的百余倍,是重要的非常规天然气资源。在含油气盆地的深部以及生烃坳陷附近的异常高压带,天然气溶解度大、水溶气相对富集,有利于形成高压地热型水溶气藏。当遇到后期构造大幅抬升、深断裂输导及异常高压释放时,水溶气发生脱溶,析出游离气并形成常规气藏。这种水溶、脱溶机制有效缓解了高演化盆地烃源形成早与圈闭定型晚之间的矛盾。国内外一些超大型气田(藏)的形成被认为与水溶气脱溶成藏有关。分析油气田水中的溶解气、气藏气以及含烃流体包裹体的化学组成及碳同位素组成,有助于重建地史时期天然气的水溶、脱溶过程。 相似文献
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世界水溶气资源分布、现状及问题 总被引：1，自引：0，他引：1
针对世界水溶气资源及国内外勘探开发现状统计结果表明,全世界水溶气资源丰富,总量达33 837×1012m3,这比常规天然气资源量(293×1012m3)高两个数量级;中国主要的含油气盆地中水溶气资源也很丰富,43个盆地的水溶气资源量的估算结果达到19×1012m3。对水溶性气藏成藏条件的分析研究认为:丰富的气源、异常高地层压力、储集层和保存条件是形成该类气藏的主要条件。根据天然气溶解的Henry经验定律、分子间隙溶解机理分析,认为溶解和脱气过程中除了考虑温度和压力变化,还存在构造震荡脱气等脱气过程。由于对不同的地层水条件下,天然气的溶解度变化的认识尚不太清晰,且富集条件及静态气藏形成条件是否能够促成动态气藏的形成,以及其他因素对气藏有何影响亦需要深入研究,对国内水溶性气藏资源需要进行系统的评价,确定气藏的有效开发技术方法,以促进水溶性天然气的勘探和开发,增加我国天然气供给的途径。 相似文献
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靖边气田投产井产量低、递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对气藏地层水特征、识别方法、地层水水源、地层水演化和影响气水分布地质因素的研究,对地层水的形成机理、分布规律、分布模式等有了较深入的认识。研究表明,气藏“相对富水区”主要分布在气田西部,呈块状或透镜状形式分布,多数以气水层共存为特点。地层水是在气排水阶段中保存在孔隙中的束缚水或因气体驱替能量有限而残存的部分可动水。在部分井区由于储层条件变化、局部致密带的形成而造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量的地层水,形成“相对富水区”。尽管气井产水对气田的整体开发与正常生产影响不大,但研究气藏的产水原因对今后生产管理和气藏的高效合理开发具有一定的现实意义。 相似文献
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苏里格西部气田致密砂岩气藏大面积复合连片分布,其主要含气层段二叠系盒8段-山1段为河流-三角洲沉积体系砂体。通过分析研究区天然气地球化学特征,并结合盆地烃源岩分布与生烃特征,揭示了研究区“源控”作用下的天然气成藏特征及成藏过程中的气水关系。结果表明:研究区天然气整体具有从西南向东北、从西向东及自下而上的运移特征,反映了处于生烃中心“三角地带”的研究区接受了来源于生烃中心的异地成因气与现今持续的原地成因气。在源岩控制作用下,苏里格西部气田天然气运聚成藏过程中,天然气驱动地层水区域性向北、向上运移,使研究区具有“南气北水”和地层水“上多下少”的气水分布总格局。 相似文献
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成都洛带上沙溪庙组气藏地层水分布特征研究 总被引：2，自引：1，他引：1
成都洛带沙溪庙组气藏普遍含水,气藏不同位置地层水含量对于天然气的产量及产出时间有很大的影响。地层水矿化度较高,属CaCl2型,具混合水的水化学特征。地层水与天然气共同赋存同一储层中,属于同一压力系统,与天然气伴生产出,无边、底水存在,缺乏有效补给。含水层往往分布于有利的沉积微相一分流河道及河口坝中,厚度大、物性好的砂体含水特征更为明显。通过对该气藏水水化学特征及气水关系的研究,初步明确了该地层水的分布特征。 相似文献
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川西坳陷中段上三叠统须二段气水分布特征及成因机理 总被引：1，自引：1，他引：0
川西坳陷深层上三叠统须家河组储层致密化严重,气水分布十分复杂,已经成为制约天然气勘探和开发的关键问题。在对须二段致密气藏地质特征、流体特征和气水分布特征研究的基础上,结合研究区实际地质条件,综合物理模拟实验的结果,揭示了该区复杂的气水分布成因机理。研究结果表明,川西坳陷须二段天然气主要为煤型裂解气,地层水型主要表现为CaCl2型,属于高封闭环境下的地层水。试气资料和测井解释结果表明,川西坳陷深层须二段主要以气层和含气层为主,局部井为气水同层和纯水层,地层水无成层性,水的分布表现出串珠状残留地层水的特点。孤立的地层水不受构造的控制,水的产出并不表现出上水下气或上气下水的特点,由于储层非均质性强,在深盆气形成过程中,气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间,而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替,形成“残留地层水”,物理模拟实验结果也证实了这一点。 相似文献
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在岩性气藏开发过程中,气井产水存在多种类型,气水分布在纵向和横向上都相对复杂。根据试气、测井和生产动态资料,将苏西盒8气藏气井产水划分为纯水层、致密水层和气层产水三种类型,分析认为主要受构造条件,砂体分布,成藏环境,储层岩性与物性方面控制。除局部边底水类型的纯水层外,在盒8气藏部份井区中,孔隙中残留了大量地层水的主要原因是由于储层条件变差,气体驱替能量不足以使水大规模排驱而造成的,进而形成致密产水层和气层产少量水。 相似文献
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致密砂岩气是非常规油气资源的重要组成部分,是当前技术条件下可动用程度最高的部分.致密砂岩气可分为连续型致密砂岩气和圈闭型致密砂岩气.通过系统地对比圈闭型和连续型致密砂岩气在运聚、分布上的地质、地化特征差异,并使用物理模拟实验揭示了连续型致密砂岩气呈近源累计聚集的动力学成因机制.研究表明:圈闭型致密砂岩气是天然气远距离运聚的结果,在天然气组分和碳同位素上都有很明显的分馏效应,具有良好的输导体系,形成了“常规圈闭汇聚、具有边底水、优质盖层封盖”的特征;连续型致密砂岩气是近源累计聚集的结果,天然气组分和碳同位素基本不产生分馏效应,同一地区碳同位素呈现离散性,表现出“连续分布、近源汇聚、气-水分布复杂或倒置”的特征.连续型致密砂岩气近源累计聚集是致密砂岩储层中近纳米级孔喉背景下天然气运移动阻力变化及平衡的结果.在天然气运移至气-水临界界面之前,气-水界面将天然气与地层水分为两个系统,天然气运移的动力是气体异常压力,浮力作用产生的基本条件不满足,运移阻力是上覆地层水压力和毛细管压力.连续型致密砂岩气圈闭可认为是非常规动力圈闭,其核心可概括为“(近)纳米级孔喉、气体活塞式推进、浮力基本不起作用、动阻力平衡决定气-水界面”. 相似文献
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针对低孔、低渗的致密砂岩气藏高效持续开发急需解决的气水分布及产水控制因素问题,通过苏里格气田东二区气藏地质和生产动态资料的综合分析,得出以下主要认识：地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局,高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造上;储层物性参数对气水分布起着关键的控制作用,物性好的砂体毛细管阻力小,天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水形成气层,研究区气层孔隙度介于7%~14%之间,渗透率为（0.50~2.00）×10-3 μm2;泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化,随着下伏山1段泥岩隔层厚度的增大,对应区域盒8段日产气量减小,日产水量增加;致密砂岩气藏产能受开发方式的影响很大,在气藏合理配产过程中,需要考虑压敏及速敏效应的影响：投产时间越长、配产及生产压差越大,气井出水速率越快,出水量越大。采用水平井开发,可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比,可以实现延长无水或低水采气期,从而提高采收率。 相似文献
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LG地区雷口坡组风化壳储层气水关系复杂,常规测井识别气、水层可靠性差,一定程度上影响了该区的勘探开发工作。为此,对气水组分特征、气水分布规律与气水测井识别方法等进行了系统研究。结果表明:天然气以甲烷为主,不含或微含H2S,气源来自上覆须家河组;地层水矿化度较高、变化范围较大,为封闭条件下与外界隔绝的残余水;气水关系复杂,无统一的气水界面;纵向上气水关系与所处地腹构造部位有关;气水分布规律受储层残余厚度与地腹构造的双重影响;常规电阻率绝对值法、三孔隙度交会法识别流体性质存在局限性,采用纵横波速度比值法、判别分析方法能有效识别气、水层,新的气、水层识别技术基本可以满足生产需要。 相似文献
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天然气的扩散模型及扩散量的计算方法 总被引：2，自引：0，他引：2
盖层的存在是天然气成藏和保存的必要条件之一,而浓度封闭又是盖层的一种重要的封闭机理。在前人工作的基础上,研究了浓度封闭的机理,进一步系统建立了天然气扩散的地质和数学模型,并给出了模型的初始化条件,对天然气扩散量的计算方法作了讨论。 相似文献
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对不同温度（90~200 ℃）和压力（20~120 MPa）条件下的富甲烷天然气在碳酸氢钠溶液中的溶解度值进行了实验测定,阐述了甲烷溶解度随温度、压力及矿化度的变化特征。综合前人的实验结果,将天然气的溶解度与温度的关系划分为3个阶段: ①缓慢递减阶段（0~80 ℃）;②快速递增阶段（>80~150 ℃）;③缓慢递增阶段（>150 ℃）。在温压的共同作用下,溶解度随埋藏深度的增加,也具有不同的阶段变化特征;且当地层水温度、压力足够高时,甲烷的溶解能力趋近于某一极限值。利用甲烷溶解度回归方程有助于对不同地区水溶气析离脱气界限的估算。我国主要存在包括侧向阶段脱气、断裂-底辟脱气、盖层渗滤脱气和构造抬升脱气4种与构造和渗滤作用有关的水溶气析离成藏模式。 相似文献
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吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩气藏气水分布特征 总被引：1，自引：1，他引：0
基于核磁共振、压汞测试、物性分析、相渗曲线及生产动态等多种资料,对吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层的物性特征、孔喉分布、束缚水含量、气柱高度、"甜点"发育的主控因素进行了分析,总结了研究区气水分布特征和气水分布模式。研究结果表明:八道湾组发育典型的致密砂岩储层,其孔隙度总体小于7%,渗透率小于0.2×10-3μm2;喉道半径较小,主喉道半径的分布范围为0.01～1μm;束缚水饱和度较高,且同孔隙度呈负相关关系。研究区气水过渡带的范围约为640 m,研究区储层总体处于气水过渡带之内;处于过渡带不同构造位置处不同物性的储层具有不同的含气特征和气水生产特征,位于气水过渡带较高部位的物性较好的区域和裂缝发育区是"甜点"的主要发育区。 相似文献
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The solubility of methane in formation water and water content in the coexisting gas phase were measured under the conditions of high temperature and high pressure, using an ultra-high-pressure fluid PVT system, where the experimental temperature reached up to 453 K and pressure reached up to 130 MPa. Experimental results show the following (1) The two phases of gas and liquid still exhibit an obvious interphase interface even under high temperatures and pressures. (2) When temperatures exceed 353 K, the solubility of methane in formation water increases as the temperature and pressure rise. The growth rate of solubility is faster under a relatively low temperature and pressure, and slower at a relatively high temperature and pressure, but the solubility will not increase without limit. In this experiment, the solubility of methane in formation water reached its peak when the temperature was at 453 K and the pressure at 130 MPa. (3) Water content in the coexisting gas phase increases as temperature rises, with a smaller increase at relatively low temperatures and a much greater increase at relatively high temperatures but decreases with the increasing pressure, more rapidly under low pressure and more slowly under high pressure. The solubility of methane in formation water and the water content in the coexisting gas phase are controlled by both temperature and pressure, but using classic calculation models, these two parameters under high temperatures and pressures are inconsistent with our experimental data. Therefore, the study is significant and highlights other possible effects on solubility and condensate water content. Additionally, an example from the Yinggehai Basin in the South China Sea, where the temperature and the pressure are high, demonstrates the influence of solubility and phase behaviour on natural gas migration, its formation and the distribution of gas reservoirs. 相似文献
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OILFIELDWATER,WHICHEXISTSCONCOMITANTLYWITH OILORGASINSUBSURFACERESERVOIRS,ISAKINDOFIMPOR TANTCOMPONENTOFRESERVOIRFLUIDANDALSOISADRIVING FORCEANDCARRIERFORHYDROCARBONMIGRATION,ACCUMULA TIONANDHYDROCARBONRESERVOIRFORMATION.OILFIELDWA TER,HYDROCARBONANDRESER… 相似文献