天然气勘探与开发.docx

天然气勘探与开发第2.1节 天然气勘探天然气作为燃料和工业原料广泛用于当代社会各个领域，是一种最廉价的环保型清洁能源，在经济快速发展中的作用日益重要，也是当今世界能源发展一个特点。加速发展天然气工业，要求不断增加天然气储量。为此，首先要加强天然气勘探工作，建立专业管理机构、增加勘探投资、加强科学研究、扩大勘探领域和提高勘探效率，不断发现新气田。第2.1.1条 天然气资源1. 气田Gas field经过勘探探明地下有气藏存在，含气面积范围内的区域，称为气田。在一个气田范围内，可能存在一个或多个气藏。例如我国四川盆地卧龙河气田有4个工业性大型气藏，而塔里木盆地中克拉2气田，目前只发现一个古近系特大型气藏。2. 天然气区Natural Gas region在含油气盆地中，某一区域范围内，主要存在天然气田，并以开发天然气为主，这个区域称为天然气区。例如世界上最大的含油气区在俄罗斯的西西伯利亚地区，其北部是天然气区，南部是油区。我国的四川盆地、陕甘宁盆地、青海涩北盆地、东海盆地、南海北部湾莺歌海地区等主要都是天然气区。3. 天然气资源Natural Gas Resources天然气资源广泛存在于地层中，在标准条件下为气体状态。其组成主要为甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等烃类，还可能含有一些氮、二氧化碳、硫化氢及微量氦、氩等惰性气体。天然气是一种环保型的清洁能源。天然气资源有气层气、原油溶解气、水溶气、煤层气、水合物气等五种类型。4. 气层气资源Gas Resource of Gas Reservoirs在具有储集条件的地层中，以自由气形态存在的天然气，称为气层气资源。这类天然气有纯气藏气、凝析气和带油环气藏或油藏气顶。当前世界各国勘探开发的天然气资源最主要的是气层气。5. 油田溶解气资源Solution Gas Resource of Oil Fields油藏中的原油是烃类混合物，都或多或少溶解一定量的烃类气体（它们主要是标准条件下为气体状态的甲烷至丁烷），这类天然气称为油田溶解气资源。地面油罐中获得1m3稳定原油（又称脱气原油）所释放出来的溶解气体积（m3），称为溶解气油比。而地下1m3原油到地面经分离释放气体后体积收缩，地层条件下1m3原油与其在地面的稳定原油体积之比，称为原油体积系数。不同油藏原油的溶解气油比通常在10700m3/m3范围，而原油体积系数通常在1.053.0范围。气油比和体积系数越高，原油含气量越多。6. 煤层气资源CoalBed Gas Resources煤层气是与煤层共生共存的天然气。它储藏在煤层的空隙、缝隙中，其成分主要是甲烷，亦称甲烷气，俗称瓦斯气，与干气藏的气体组成和性质基本一致。煤藏形成过程中都要产生大量烃类气体，其中很大部分在地下运移到储集层中，形成天然气藏，这种天然气藏称为煤层天然气藏。其运移过程中没有遇到具有保存条件的构造，就散失在地层或大气中。剩余保存在煤层中的气体，就是煤层气。采煤作业时，收集这部分天然气加以利用比较困难，一般都要采取排气措施，避免引起瓦斯爆炸。1977年美国圣胡安盆地锡达希尔煤层气田投入开采，生产井400多口，井深7001220m，平均单井日产量1.417104m3/d。目前美国煤层气生产井有5000多口，年产量140108m3/a以上。20世纪80年代，我国对煤成气的开发方法和开采技术开展了研究和矿场试验。煤成气的开采利用，不仅有利于经济发展，而且对煤层开采的安全也创造了有利条件。7. 水溶气资源Solution Gas Resources of Water Layers地层深部储水层水中往往溶解一些天然气，这种天然气称为水溶气。水溶气来源主要是在油气生成、运移和储集过程中经过含水层，在水层压力、温度条件下，一部分气体溶解于水中。因此与油气田相关的地层水中都有水溶气资源存在。地层水中含气量的测定与原油溶解气相类似，用高压物性装置取地层水样，在实验室测定气、水量及其组成和物性，确定原始天然气溶解度和体积系数。地层水中天然气溶解度与地层压力、温度有关。实验表明，在压力53.5Mpa，温度40120范围内，天然气溶解度在13.5m3/m3范围。但据文献报导，在克尔钦丰岛异常高压带含水层取样分析结果，在22005000m深度地层水中含气量在2.5206m3/m3。据有关研究报导，地球上水溶气资源非常丰富，全世界含油气盆地中水溶性天然气资源量约为338371012m3，比气层气资源量（2931012m3）大115倍，其中亚洲为87171012m3占26%。日本水溶性天然气资源遍布全国，开采利用很早。1979年采气井940口，年采气水平达5.27108m3/a，累计采气137108m3。图2.1-1 天然气水合物晶体结构图8. 水合物气资源Gas Resources from Gas Hydrate天然气水合物是一种水和气体分子结合的固态结晶体。以其晶体结构来说，是水分子借氢键结合成晶体，气体分子在范得华引力作用下被包围在晶格中，形成冰雪状水合物。能进入晶格中的气体分子主要有甲烷至丁烷、氮、二氧化碳、硫化氢等。存在两种类型晶体结构，型和型，如图2.1-1所示。水合物吸附气体能力很高，单位体积水合物可以含200倍左右的标准状态下气体体积，水合物生存的温度范围为0+21oC。天然气水合物资源被科学家称为世界上最大的尚未开发的能源储备。据有关研究估计，它是石油和煤炭等矿物燃料蕴藏量的2倍。它主要埋藏在广阔海底浅层中，在俄罗斯西伯利亚北部冻土带地下也发现了天然气水合物气藏。最近我国科学家研究发现南海和台湾海域的底部都有天然气水合物存在。对水合物天然气的开发，技术上难度很大，目前处在研究阶段，尚无开发实例。9. 资源量Total Resources资源量是在特定时间估算的已发现和待发现的储气层中聚集的天然气总量，通常以标准条件下体积为单位。据文献报导，全球天然气常规资源量（目前经济技术条件下可利用的）约（400600）1012m3，非常规资源量（煤层气、水合物气等）约（120000250000）1012m3。目前探明可采资源量为145.31012m3。据我国第二次油气资源评价，全国天然气地质资源总量为381012m3，预计可采资源量约10.51012m3，到2001年底已累计探明天然气地质储量近31012m3。第2.1.2条 天然气储量及其计算天然气储量主要有以下类别：天然气远景储量、天然气预测储量、天然气控制储量、天然气探明储量、天然气地质储量、天然气可动用储量、天然气可采储量、天然气剩余储量等。计算储量方法主要有两大类型：即静态法和动态法。静态法就是容积法储量一种。动态法有物质平衡法储量（其中包括定容气藏压降法储量和非定容气藏物质平衡法储量）、气藏探边测试法储量、产量递减曲线法储量。此外，在勘探期间缺少资料情况下采用类比法或蒙托卡洛法评估储量。1. 天然气远景储量Prospective Gas Reserves天然气远景储量（又称天然气远景资源量）是根据地质、地球物理地球化学资料统计或类比法估算尚未发现的天然气资源量。它可推测今后气田被发现的可能性和规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。天然气远景储量按普查勘探程度可分为两类：1）圈闭法远景储量，是根据地质、地球物理勘探（简称物探）等资料，对具有含气远景的各种圈闭逐个逐项类比统计所得出的远景资源范围值，2）推测远景储量，根据区域地质资料与邻区同类型沉积盆地进行类比，结合盆地或凹陷的初步物探普查资料，或参数井储层物性和生油岩有机化学资料进行估算得出总远景储量，也可根据盆地模拟估算可能存在的天然气总远景储量。这两种方法估算的总远景储量是在不同参数条件下，利用概率统计法给出一个范围值，在扣除已发现的储量和潜在储量后，而得出推测储量。推测储量是提供编制区域勘探部署或长远勘探规划的依据。2. 天然气预测储量Prognostic Gas Reserves天然气预测储量是在地震详查及其它方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得工业气流或气显示的储层后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。该圈闭内的气层变化，气水关系尚未查明，储量参数由类比法确定，估算出一个储量范围值。预测储量是制定评价勘探方案的依据。凡属下列情况之一所计算的储量为预测储量：1）在预测含气有利的各种构造带和地层一岩性的有利地带，预探井已发现工业性气流、气层或油气显示后，对可能含气的合理延伸部分及其它地质条件类似的毗邻圈闭上所预测的储量。2）已开发气田的深部、浅层，经综合研究对比，对可能的新含气层系所预测的储量。3）在评价性钻探过程中的非主要目的层，虽然已发现很好的气显示，但未经测试证实所估算的储量。3. 天然气控制储量Control Gas Reserves控制储量是在某一圈闭上预探井发现工业气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探阶段已钻了少数评价井基础上所计算的储量。该级储量通过地震详查和综合勘探新技术，查明了圈闭形态，对所钻的评价井已作详细的单井评价。通过地质地球物理综合研究，初步确定了气藏类型和储层的沉积类型，已大体控制含气面积和储层厚度的变化趋势，对气藏复杂程度，产能大小已作出初步评价。下列情况所估算的储量亦为控制储量：1）评价钻探方案尚未全部执行完毕，在需要为中、长期发展规划提供依据的情况下，根据当时实际已取得的资料所估算的储量。2）在评价钻探方案执行过程中，发现评价对象的储量质量较差，经济效益较低，或其它原因暂时中断评价钻探，在这种情况下估算的储量。3）在评价钻探方案执行过程中，因施工、技术等原因，尚未完成评价钻探任务的条件下所估算的储量。控制储量所计算的储量相对误差不超过正负50%。控制储量可作为进一步评价钻探编制中期和长期开发规划的依据。控制储量在该地区进行重大开发建设投资所依据的探明储量加控制储量中所占比例应少于30%。4. 天然气探明储量Proved Gas Reserves探明储量是在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，并在现代技术和经济条件下可提供开采和能获得社会经济效益的可靠储量。计算探明储量时，应尽可能充分利用现代地球物理勘探新技术和气藏测试方法，取得可靠资料，进行综合分析研究，查明气藏类型、含气构造形态、储层厚度、岩性和物性及其变化、气水界面和含气边界、储层流体物性和相态等。探明储量根据探明程度的差别，分为三类：I类为已开发探明储量；类为未开发探明储量；类为基本探明储量。类未开发探明储量是指完成评价钻井、取得可靠的参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据。其相对误差不得超过20%。类基本探明储量是对于裂缝型碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精查、或三维地震以及在钻了评价井后，储量计算参数基本取全、含气面积基本控制的情况下所计算的储量。它是进行“滚动勘探开发”的依据。在“滚动勘探开发”过程中，部分开发井具有兼探任务，应补取算准储量的各项参数。类基本探明储量的相对误差不得超过30%。在投入“滚动勘探开发”后，三年内复核储量可直接升为I类已开发探明储量。计算探明储量应分别计算地质储量、可采储量以及二者的剩余储量。编制气田开发方案应考虑以剩余可采储量为基础。5. 天然气地质储量Gas In Place天然气地质储量是指计算气藏中所存在的全部天然气体积储量，对含凝析油的天然气藏还必须计算凝析油的全部质量储量。干气和凝析油以标准条件（即：温度20 ，压力0.101325 MPa）下气体体积（通常用108m3）和质量（通常用104t）为度量单位。在气藏投入开发之前，通常用容积法评价地质储量。在投入开发以后，要用动态法核实地质储量。6. 天然气可动用储量Available Gas Reserves天然气可动用储量是指气藏储量中在当前具有开发和开采技术可能并有经济开采价值条件的储量。在储藏物性好的常规气藏中，通常大部分或全部储量属于可动用储量，但在复杂类型气藏（例如非均质性严重的或致密储层或裂缝性储层等类型气藏）和边远地区少量小型气田情况下，可能暂时属于不可动用储量。7. 天然气可采储量Recoverable Gas Reserves可采储量含义为在现有开采方式、开采工艺技术水平和经济条件下能从气藏中可能采出的气（对凝析气藏还有凝析油）储量。可采储量取决于气藏最终采收率。它标志可采储量占地质储量的分数或百分数。因此采收率是衡量气藏开发水平和开发效果的综合指标。气藏最终采收率可能随地质储量、储层类型和物性、开发方式不同、技术进步及经济条件改变而变化的一个值，还取决于气藏开采的废弃条件。不同类型气藏的采收率可能有很大的差别。无边底水的干气藏天然气采收率一般可达到90%95%以上，例如，四川自流井二叠系气藏天然气采收率为96.5%；边底水比较活跃的气藏天然气采收率一般在40%60%范围，例如，四川威远气田天然气采收率约40%；致密砂岩低渗透气藏天然气采收率一般低于30%；凝析气藏天然气和凝析油采收率取决于开采方式，衰竭方式开采条件下天然气采收率通常在60%80%范围，而凝析油采收率只在30%50%范围。在气藏待开发的早期和制定开发方案时，需要对干气（对凝析气藏，还有凝析油）采收率进行评估，以确定可采储量的大小和气藏终止开采的时间。当气藏投入开发以后，再进行气藏动态分析和对未来开采动态进行预测，进一步核实地质储量、可采储量和采收率的数值。在可采储量改变较大的情况下，就需要对当前气藏开发不切合实际的方面进行调整。8. 天然气剩余储量Remaining Gas Reserves天然气剩余储量是指当前在气田或气藏中还存在的剩余储量。可分为剩余地质储量和剩余可采储量。剩余地质储量等于原始地质储量减去已经采出的累计采出气量；剩余可采储量等于原始可采储量减去已经采出的累计采出气量。剩余地质储量中包含最终要废弃的储量，而剩余可采储量则是完全可以采出的剩余储量。9. 储量丰度Reserves Abundance气藏储量丰度定义为平均单位气藏含气面积的储量。气藏储量丰度等于气藏地质储量除以气藏含气面积。它表明气藏平均单位面积含气空间大小，取决于有效含气厚度大小、原始气藏压力和温度高低。10. 静态法（容积法）气储量Gas Reserves Using Static Method or Gas Reserves Using Volumatric Method容积法是根据勘探阶段所获得的地震、地质、钻井、取芯、测井、试油、试井、储层流体取样等资料解释取得的储层静态容积参数，把储层气计算到标准条件(0.101325MPa，20)下的气态体积储量。对凝析气藏，要计算干气体积储量（单位：108m3）和凝析油质量储量(单位：104t)。计算标准条件下气藏原始总气态地质体积储量（饱含凝析油折算气态体积）基本公式为： 凝析气藏的干气原始地质储量(体积): 凝析气藏的凝析油原始地质储量（质量）: 气藏含烃孔隙体积：对干气藏： ；对凝析气藏和湿气藏：式中：G - 凝析气原始总地质储量（体积），108m3Gg - 干气原始地质储量（体积），108m3Gc -凝析油原始地质储量（质量）,104tVhci-气藏原始含气有效孔隙体积, 108m3 Bgi -储层气原始地层体积系数，m3/m3A - 含气面积，106m2 h - 有效厚度，m - 有效孔隙度，分数 Sg - 含气饱和度，分数 Ps - 标准压力，Ps=0.101325MPa Ts - 标准温度，Ts=273.15K Pi - 原始气藏（或分区）平均压力，MPa T - 气藏（或分区）平均温度，K Zi - Pi、T条件下气体偏差系数，无因次C - 凝析油密度，g/cm3（= t/m3）RMCGi- 原始凝析气的mol凝析液气比，mol/molRVCGi - 原始凝析气的体积凝析液气比,m3/m3MC - 凝析油分子量， kg-molng - C1C4和非烃气的mol分数nc C5以上（即液态烃C5+）的mol分数之和容积法适用于孔隙性气藏，对裂缝性气藏和非均质性气藏，由于计算参数难以取准，适应性差。容积法计算结果的准确度随勘探程度加深和资料增加而提高。在气田投入开发后，需用动态计算方法进行储量核实与验证。11. 物质平衡法气储量Gas Reserves Using MaterialBalance Method物质平衡法是以储层中的质量守恒定律和生产资料为基础对气藏生产历史数据进行处理，可以获得储层的累积产量和压力变化规律，因而能预测储量。这种方法是把储层看作一个大型连通体，所以适用于连通性较好的储层。 一般有两种类型的储层物质平衡模式：定容气藏压降法储量和非定容气藏物质平衡法储量。12. 定容气藏压降法储量Gas Reserves Using Pressure decline Method图2.1-2 某气藏压降储量曲线压降法主要适用于封闭性的、没有边外能量（水、油侵入）的纯气藏，也适用于低含凝析油的和低饱和凝析气藏。对于低饱和凝析气藏来说，当衰竭开采时压力降至露点压力之前，与纯气藏一样，储层中没有凝析液析出。压降法要求气藏采出地质储量大于15%、开采过程中取得气藏可靠的地层压力和产量的动态资料。基本计算关系式如下： 式中：Pi - 原始气藏平均压力，MPaP - 当前气藏平均压力，MPaT - 气藏平均温度，K Zi - Pi、T条件下气体偏差系数，无因次Z - P、T条件下气体偏差系数，无因次G - 气藏原始地质储量，108m3Gp 当前气藏累计采出气量，108m3上式表明，P/Z与Gp呈线性关系，用直线外推法即可求得气藏原始地质储量，如图2.1-2所示。压降法储量是定容封闭式气藏的物质平衡法储量。目前它是气田较为广泛使用的一种储量计算方法，特别是裂缝性碳酸盐岩气藏，容积法储量很不可靠，压降法储量是开发设计和建设基本依据。压降法运用于采出程度大于10%的封闭式气藏。对于边、底水不活跃的断块裂缝、岩性圈闭等复杂气田也可使用。对连通性差的气藏储量计算结果偏小。它不适用于边、底水活跃的气藏。该方法计算的储量一般为已开发探明储量，在扣除废弃压力后所计算的储量可作为可采储量。物质平衡法是用气田动态资料进行储量计算的一种方法。这种方法要求天然气采出程度大于15%，地层压力有显著下降的情况下使用。复杂的断块、岩性圈闭、透镜体、裂缝性及边、底水不活跃的气藏均可使用，但对边、底水很活跃、储层孔隙随压力下降而变好的塑性储层气藏不适用。第2.1.3条 气藏地质1. 气藏地质Gas Reservoir Geology气藏地质是研究和认识气藏的地质特征（包括地层、构造、储集层、流体性质及其分布等），为勘探、开发气藏提供地质基础。在勘探、开发的不同阶段有不同的研究目的和不同的任务。因此不同阶段有不同的取资料要求、不同的研究内容和研究方法。2. 沉积盆地Sedimentary Basin地壳表面起伏不平。在漫长的地质历史期间那些曾经不断下降的接受沉积物的洼陷区域称为沉积盆地。沉积盆地的大小不一，面积从几百平方公里至几十万平方公里，沉积物厚度可从几十米至上万米。例如，四川盆地面积18104km2, 沉积厚度约10000m；塔里木盆地面积56104km2, 沉积厚度约5000m12000m。盆地的基底时代和性质可以是均一的，也可以是复杂的。不同地质时代和不同地质环境的沉积盆地可以重叠发育在同一区域内，这种沉积盆地称为叠和盆地。凡在地壳上具有统一的地质发展历史，发育着良好的生、储、盖组合及圈闭条件，并已发现油气田的沉积盆地称为含油气盆地。3. 坳陷Depression坳陷是盆地内长期以相对下降运动占优势，为隆起所隔开或围限的区域性负向构造单元。4. 凹陷Sag、洼陷Sub-sag在坳陷或隆起内为突起所分割的次一级区域性负向构造单元称为凹陷。在有利于有机质堆存、保存、富集和向生成油气转化的凹陷称为生油凹陷。洼陷是指在凹陷内的次一级洼地。5. 气藏圈闭Gas Trap储集层中能阻止天然气继续向其它地方运移，并将其贮存起来，形成气聚集的场所，称为气藏圈闭。如背斜、断鼻、地层尖灭、岩性封闭等。在漫长的时代里，天然气运移至圈闭后，逐渐形成与周围环境的温度、压力及重力作用下的油气水平衡状态，从而形成不再运移的油气藏。含气范围称为气藏。6. 天然气储集层Natural Gas Accumulation formation因具有空隙而能储存和渗滤流体的岩石称为储集岩，由储集岩构成的地层称为储集层。能够储存和产出天然气的储集层称为天然气储集层。其中在现有经济技术和工艺条件下能够储集和产出工业气流的储集岩层称为天然气储集层。储集层的岩石类型有碳酸盐岩、碎屑岩及非沉积岩。我国目前发现的天然气储集层主要为碎屑岩和碳酸盐岩。气层的层位分布于上元古界至新生界的第四系。据不完全统计，我国目前探明的天然气储量中，90%以上的储量储集在碎屑岩地层中，而且一半以上的储量储集在新生代的古近系地层中，其次是白垩系、新近系和侏罗系地层。7. 气藏盖层Cap Formation Of Gas Reservoir盖层是指位于储集层之上能阻止油气向上逸散的致密岩层。实际上绝对不使天然气逸散的盖层是不存在的，因此，可以把那些逸散率甚微的岩层统称为盖层。按岩性划分，盖层有泥岩（或页岩）、膏盐岩、盐岩和碳酸盐岩等；按盖层的空间展布规模可分为区域盖层，地带性盖层和局部性盖层。8. 夹层和隔层Intermediate Layer and Barrier Layer夹层和隔层都是指与气（油）层相对比较而言的特低渗透性致密岩层（如泥岩（或页岩）、膏盐岩、盐岩和碳酸盐岩等致密岩层）。夹层是夹在气（油）层之间的特低渗透性致密岩层的统称。隔层则是指在气（油）田开发过程中对流体具有隔绝能力的不能起上下连通作用的、不渗透的岩层。9. 构造Structuae由于地壳内动力地质作用所形成的岩层、岩体的变形、位移、断裂等所形成的地层形态称为地质构造。根据其规模及影响大小可分为大（地）构造，区域构造及小构造。狭义的地质构造主要指小构造，如背斜、向斜、断块、断鼻、地垒等构造类型。10. 断层Fault地层在构造力作用下发生断裂，顺破裂面产生显著的相对位移，断裂处称为断层。根据破裂面两盘断（岩）块相对位移的方向，确定断层的性质和分类。断层可分为：正断层、逆断层、逆掩断层、上冲断层和平推断层等（见图2.1-3）。正断层：断层上盘相对下降，下盘相对上升。逆断层：断层上盘相对上升，下盘相对下降。逆掩断层和上冲断层：逆断层的断层面倾角小于45度的称为逆掩断层；大于45度的称为上冲断层。平推断层：沿断层面作水平推移而无上升或下降。图2.1-3 断层示意图断层可以是天然气运移的良好通道，也可以阻挡天然气运移和破坏已形成的天然气藏。11. 古潜山（潜山披覆构造）Buried hill被新地层披盖埋藏的古剥蚀面以下的基岩突起称为古潜山（或潜山披覆构造）。其特征是：在剥蚀面以下是古老岩层组成的（古）潜山核部，剥蚀面以上是较新地层组成的披盖构造。如任丘古潜山，其古剥蚀面之下为元古代地层形成的潜山，古剥蚀面之上为新生代的古近系、新近系所披盖。12. 背斜Anticline背斜为岩层向上弯曲，中间地层老，两侧地层新的褶曲构造。在沉积盆地中的背斜构造是最普遍的含油（气）构造。13. 向斜Syncline向斜为岩层向下弯曲，中间地层新，两侧地层老的褶曲构造。14. 断鼻构造Fault Nose Structure断鼻构造指鼻状构造被断层切割遮挡形成的构造圈闭，简称断鼻。15. 地层尖灭Stral Pench-outs同一层位的地层在横向上发生变薄直至消失的现象称沉积尖灭，也称地层尖灭。沉积尖灭线代表该沉积时期的沉积边界。16. 岩性尖灭Lithologic Penchout由于沉积环境和沉积物供给的变化，使岩层在横向上厚度逐渐变薄乃至消失的现象称岩性尖灭。可以是砂岩渐变为泥岩（砂岩尖灭），也可以是其他岩性的变化。17. 碳酸盐岩Carbonate Rock碳酸盐岩主要由沉积的碳酸岩矿物（方解石、白云石等）组成；主要的岩石类型为石灰岩（方解石含量大于50%）和白云岩（白云石含量大于50%）；有海相碳酸岩盐和湖相碳酸岩盐。绝大部分的碳酸岩盐是在海洋中生成的，而且主要是浅海环境的产物。据统计碳酸岩盐约占沉积岩总量的20%，在我国，沉积岩占全国总面积的75%，而碳酸岩盐占沉积岩覆盖面积的55%。南方的震旦系、古生界及三叠系，北方的元古界及古生界；都是以碳酸岩盐为主，分布比较广泛。碳酸盐岩中蕴藏着很丰富的石油天然气资源，世界上与碳酸盐岩有关的油气藏储量约占世界总储量的50%，产量占世界总产量的60%。18. 火成岩Igneous Rock火成岩也叫岩浆盐(Magatic rock)，是由岩浆冷凝固结而形成的岩石。按其产状划分为侵入岩和喷发岩两大类。从油气储层角度而言，火山岩储集层主要是指火山喷发岩和火山碎屑岩形成的储集层。前者常见有玄武岩、安山岩、粗面岩、流纹岩；火山碎屑岩则包括各种成分的集块岩，火山角烁岩和凝灰岩。以火山碎屑岩为储集层的油气田比较常见。19. 碎屑岩Clastic Rock碎屑岩是由岩石碎屑物质沉积经压紧、胶结而成。碎屑岩按粒度大小分为砾岩、砂岩、粉砂岩、粘土岩(泥岩)四类。它们之间的区别主要是碎屑的粒度和圆度。20. 砾岩Conglomerate砾岩的粒度范围在10002mm，其中粒度范围在1000100mm并呈棱角状的为角砾岩；粒度范围在1002mm并经磨圆的为砾岩。21. 砂岩Sandstone砂岩是指粒度为2-0.03mm的沙占全部碎屑颗粒50%以上的碎屑岩。按砂粒的大小可以细分为粗砂（粒径0.5-2mm）、中砂（粒径0.25-0.5mm）、细砂（粒径0.1-0.25mm）、粉砂（粒径0.03-0.1mm）。砂岩的碎屑成分最主要为石英、长石、岩屑，次要成分为云母、绿泥石和各种重矿物等。22. 页岩和泥岩Mudstone and Shale页岩是具有纹层及有页理构造的泥质岩，无纹层、无页理构造的泥质岩为泥岩。页岩与泥岩的成分比较复杂，主要为水云母、有时有高岭石、蒙脱石、绿泥石。常含一些碎屑矿物和自生矿物。23. 天然气运移Natural Gas Migration天然气在发生源地层生成后经过可移动途经排流（渗流或扩散或溶解在运动的油、水中）到其它场所，这一过程称为天然气运移。天然气从气源岩排出形式有水溶相、油溶相、扩散相和游离相等，每一种相态的天然气排运都是在一定的动力因素（例如压力、温度、重力、毛细管力、构造运动力等）下进行的，气源岩的孔隙、微裂缝、断层面等可作为天然气的运移通道。天然气运移可以由分子扩散、溶解（水溶、油溶）和游离状态三种方式进行。天然气运移包括初次运移和二次运移两种类型。24. 天然气的初次运移Gas Initial Migration天然气在发生源地层生成后经过可移动途径到运戴层或储集层的初始运移阶段称为初次运移，也称一次运移。25. 天然气的二次运移Gas Secondary Migration天然气从初始运移的运戴层或储集层再运移直到聚集或散失的运移阶段称为二次运移。二次运移是天然气聚集成藏过程中一个非常重要的移动过程。第2.1.4条 气藏类型及其地质特征1. 气藏类型Gas Reservoir Type气藏定义为：在储层温度、压力条件下流体呈气相状态。根据相态气藏可分为五种类型。即： 干气藏（包括：常规干气藏、煤层气藏） 湿气藏 气藏 纯凝析气藏 凝析气藏 近临界态凝析气藏 带油环凝析气藏或油藏凝析气顶 根据气藏的地质特征，还可分为孔隙性气藏、裂缝性气藏、低渗透气藏、定容气藏、非定容气藏、层状气藏、块状气藏等。2. 干气藏Gas Reservoir干气藏的气体在储层中和采出地面时自始至终呈气相状态。储层气组成中主要是甲烷和少量乙烷、丙烷和丁烷以及非烃气（通常有氮气、二氧化碳、硫化氢、氦气等），不含标准条件下为液态组份（主要是戊烷以上烃，即C5+）。3. 湿气藏Wet Gas Reservoir湿气藏的气体在储层中自始至终呈气相状态，采出地面时分离器中有少量凝析油析出。开采过程中凝析油含量自始至终没有变化。储层气组成中主要是甲烷和少量乙烷、丙烷和丁烷以及非烃气（通常有氮气、二氧化碳、硫化氢、氦气等），并含微量标准条件下为液态组份（主要是戊烷以上烃，即C5+）。4. 纯凝析气藏Gas Condensate Reservoir纯凝析气藏的气体在初始储层状态下呈气相状态，储层温度介于临界温度和临界（最大）凝析温度之间。在储层压力降至露点压力以下时储层中有液态烃析出，采出地面时分离器中始终有凝析油产出，初期凝析油量多（通常称为反凝析期），随着储层压力下降产出气中凝析油量逐渐减少，但到开采后期凝析油量逐渐有少量回升。纯凝析气藏无油环或底油存在。凝析气组成中甲烷含量一般在(7095)mol%范围，乙烷、丙烷和丁烷以及戊烷以上烃的含量比湿气组成较高，也含非烃气（通常有氮气、二氧化碳、硫化氢、氦气等）。组成中戊烷以上烃含量越高凝析油含量就越高。5. 近临界态凝析气藏Near-critical Gas Condensate Reservoir近临界态气藏流体在初始储层状态下，流体处于近临界状态，一般情况下，储层压力高于或接近临界压力，温度稍高于临界温度，流体呈气相状态，露点压力下的气、液两相流体组成和物性参数比较接近。这种类型气藏称为近临界态凝析气藏。近临界态凝析气的特点是组成中戊烷以上烃含量很高，甲烷含量对应于常规凝析气含量较低（大致在6570 mol%范围）。多数这类气藏原始条件下处于低饱和状态，即露点压力低于地层压力。6. 带油环凝析气藏或凝析气顶油藏Gas Condensate Reservoir with Oil leg or Gas Condensate Cap带油环凝析气藏或凝析气顶油藏是指凝析气与原油共存的油气藏类型。储层中凝析气体积大于原油体积时称为带油环（或底油）凝析气藏。相反，储层中凝析气体积小于原油体积时称为油藏凝析气顶。这类气藏特点是原始条件下处于饱和状态，油气界面处饱和压力等于地层压力。开发这类气藏要同时考虑提高原油、凝析油和天然气采收率问题。7. 孔隙性气藏Porosity Gas reservoir孔隙性气藏是指储层以孔隙储气为特征的气藏。绝大多数砂岩储集层的气藏和碳酸盐岩中少数次生孔隙储集层气藏都为孔隙性气藏。8. 裂缝性气藏Fractured Gas Reservoir裂缝性气藏是指储层以裂缝储气为特征的气藏。绝大多数碳酸盐岩裂缝储集层气藏和特低渗透性致密砂岩裂缝储集层气藏都为裂缝性气藏。9. 低渗透气藏Low Permibility Gas Reservoir低渗透气藏一般是指储气层岩石渗透率在1毫达西（110-3m2）以下的气藏。绝大多数致密砂岩和碳酸盐岩次生孔隙储集层裂缝不发育的气藏都属于低渗透气藏。10. 定容气藏Constant Volume Gas Reservoir定容气藏是指气藏边界封闭的和开采过程中储气体积不随压力下降而变化的气藏。绝大多数岩层坚硬的岩性尖灭气藏、断层封闭气藏、砂岩透镜体气藏等都属于定容气藏。定容气藏的特点是气藏与外部隔绝，没有外部天然能量补给。11. 非定容气藏Non-constant Volume Gas Reservoir非定容气藏是指气藏开采过程中含气体积随压力下降而变化的一类气藏。气藏与外界连通性比较好的气藏、有边（或底）水和有油环（底油）的气藏、具有塑性储气层（例如页岩储层、水平裂缝性储层等）气藏、异常高压气藏等都具有非定容气藏特征。图2.1-4 层状气藏图例图2.1-5 块状气藏图例12. 层状气藏Layeried Gas Reservoir层状气藏是指储气层具有层状特征和存在纯含气区的气藏。例如具有边水或油环的气藏属于层状气藏，其特征是气水或气油界面呈环状分布见图2.1-4。13. 块状气藏Massive Gas Reservoir块状气藏是指不存在单一纯气区的、气藏下部有底水或底油衬托的气藏，其特征是气水或气油界面连片分布图2.1-5。第2.1.5条 气藏参数1. 气藏参数Gas Reservoir Parameters这里所说气藏参数主要是指气藏储量计算和气藏工程方面最基本参数，其中包括：含气高度、含气厚度、有效厚度、有效孔隙度、有效渗透率、含气饱和度、气藏温度和压力、地温梯度、气藏深度、气油水界面、静水柱压力、气体偏差系数、凝析气藏的凝析油含量等。2. 含气面积Gas-Bearing Area气藏含气面积为气藏含气外边界所圈闭的面积。含气面积可以分为纯气区面积和气水过渡带面积。纯气区面积是以含气内边界圈闭的面积。含气内边界与外边界之间的含气面积为气水过渡带面积。确定气藏含气面积，是在利用地震、地质、钻井、测井、试采等资料综合研究控制气水分布地质规律基础上，确定气水界面、断层位置以及砂体、礁体或滩体的范围，在气藏顶面构造图上圈定含气面积。有以下几种圈定含气面积的方式：1）据地震、地质、钻井、测井、试油、试采等资料综合分析，确定气水界面位置，圈定含气面积。2）利用产气井和翼部产水井的测压资料计算气水界面，圈定含气面积。对于较大气藏要求两翼至少各有一口井以上水井取得测压资料。3）断块气藏以断层线圈定含气面积，但主要断层面至少有一口钻井资料证实。4）未查明含气边界的气藏，应按地质特征综合各种资料圈定含气面积。也可用边缘产气井外推半个井距圈定含气面积，但应经气藏开发及生产动态资料进行验证。图2.1-6 气藏示意图例5）对于复杂断块、岩性圈闭、不整合圈闭、砂岩透镜体、碳酸盐岩礁滩体等气藏，据地震、地质、钻井、测井、试油、试采等资料，查明储集层性质及变化趋势，结合气水界面及断层线分布资料，圈定含气面积。3. 含气高度Gas Colume Height气水接触面与气藏顶面最高点之间的垂直距离或海拔高差定为气藏高度（见图2.1-6）。4. 含气厚度Gas-bearing Thickness含气层顶面与底面之间的垂直距离定为含气厚度（见图2.1-6）。5. 气油水界面Gas-Oil-Water Conduct气油水界面表明气藏、油藏边界。通常气藏都有边（或底）水存在，在这种情况下气藏有一个接触面，称为气水界面。有些气藏有油环（或底油）和边（或底）水，因此存在气油和油水两个界面（见图2.1-6）。6. 有效厚度Net Pay Thickness气层的有效厚度是指在现代工艺技术条件下，在工业气井内具有产气能力的储层厚度。确定有效厚度必需首先确定有效厚度的下限标准，主要是储层物性参数（孔隙度、渗透率、含气饱和度）和孔隙结构等控制流体流动的基本参数下限值。利用探井和评价井的岩芯分析为基础，有35层单层试气资料作验证，广泛应用测井资料的定量解释，编制参数相关关系曲线图版，制定划分有效厚度的测井标准。含气层物性参数在下限值以上的含气厚度确定为有效厚度。对于砂岩层有效厚度起算厚度为0.2m。7. 有效孔隙度Effective Porasity有效孔隙度是指岩石中连通孔隙体积占岩石总体积的百分数。有效孔隙度应以岩芯分析数据有基础。测井图版解释的孔隙度应与岩芯分析孔隙度有良好的关系。碳酸盐岩储集层和裂缝性储集层应分别确定次生（裂缝、溶孔和溶洞）孔隙度和基质孔隙度。碳酸盐岩的缝洞和砂岩孔隙度，应使用全直径大岩芯测量。碳酸盐岩基质孔隙度一般很小，要求用高精度的分析仪器和准确的操作技术。储量计算所使用的有效孔隙度是指储层条件下的有效孔隙度。实验室测定的有效孔隙度应校正到储层条件下的有效孔隙度。8. 含气饱和度Gas Saturation含气饱和度是指在原始状态下储层内天然气体积占连通孔隙体积的分数或百分数。含气饱和度 = 1- 束缚水饱和度。应用岩芯测定束缚水饱和度。大型气藏应采用油基泥浆或密闭取芯分析的束缚水饱和度。用毛管压力资料确定束缚水饱和度也是一种较准确的方法，但需取得不同渗透率和孔隙度的岩芯分析数据并进行“J-函数”处理。应用岩芯测定的和测井解释的含气饱和度制定相关曲线图版，以对测井解释的含气饱和度进行校正，并根据大量测井数据建立孔隙度（或渗透率）与含气饱和度的相关式。对于裂缝性储层，由于裂缝毛管力很小，气层裂缝含气饱和度可接近100%。对于油藏气顶的含气饱和度，可能有残余的束缚油饱和度存在，因而要考虑减去束缚油饱和度。9. 有效渗透率Effective Permeability气体渗透率表明气体通过储层岩石的能力，常用单位为10-3m(毫达西)。当单相流体（某种流体又称某相流体）通过储层岩石所测定的渗透率称为绝对渗透率。当储层中有多相流体共存时，对其中某相流体的通过能力，称为有效渗透率或某相相对渗透率。有几种途径确定有效渗透率：由实验室测定岩芯相对渗透率曲线确定；由试井测试资料处理确定；由测井解释的渗透率与测定的有效渗透率建立相关关系确定产层不同部位的有效渗透率。10. 气藏压力和温度(Reservoir Pressure and Temperature)气藏压力和温度是指气藏原始状态下的气体压力和温度，是气藏所处的环境参数，也是气藏能量和主要驱动力之一。气藏压力和温度与气藏埋藏深度及周边连通情况密切相关。一般情况下气藏埋藏越深，压力和温度越高。衡量气藏压力和温度是否正常的参数是压力系数和地温梯度。11. 压力系数Formation Pressure Coefficient压力系数是原始气藏压力与静水柱压力的比值称为压力系数，是衡量气藏压力是否异常的参数。通常把压力系数大于1.2的气藏称为异常高压气藏类型，例如克拉2气田压力系数为2.03；而压力系数低于0.98气藏称为异常低压气藏，例如东西伯利亚的恰扬金气田哈马金气藏压力系数为0.70。压力系数在1.20.98之间的气藏称为常规气藏。12. 静水柱压力Static Water Column Pressure静水柱压力是测压点到井口深度的水柱压力。13. 地温梯度Formation Temperature Gradient地温梯度是地层温度到井口温度之间的差值除以该井深度的比值，通常以100m井段的温差为度量单位（即：/100m）。气井关井稳定静止状态下的地温梯度称为静地温梯度，而气井生产流动状态下的地温梯度称为流动地温梯度。不同地区的静地温梯度可能有较大差别，例如俄罗斯的西伯利亚地区是异常低温地区，地温梯度约1.56/100m；而我国南海涯13-1新近系气藏的地温梯度约4.57/100m。14. 气藏深度Gas Reservoir Depth气藏深度是指气藏某点距地面的距离。气藏中部深度称为气藏平均深度，气藏顶部最高点深度称为气藏顶部深度。气藏深度与气藏开采工艺技术和开发经济指标密切相关。我国已发现气藏深度在5007000m范围。15. 气体偏差系数Gas Deviation Factor理想状态方程的气体体积与压力呈正比，与温度呈反比。但实际气体尤其在高压下有较大偏差，为了校正这种偏差，在气体状态方程中加了一个校正系数，称为气体偏差系数，一般用Z表示。Z值由下式确定：式中：P、T 系统的压力和温度，MPa, K V P、T条件下系统中气体体积，m3 n 气体的kg-mol数 R 气体常数，R=0.00831441气体偏差系数Z最早由卡兹等人研制的经验曲线图版确定。随后又有新的发展，并发展了多种相关计算式用于计算机需要，大大提高了计算速度和精确度。对于某些特殊天然气，例如高含硫化氢或二氧化碳的天然气，往往需要取样由实验室测定。16. 凝析气藏的原始凝析油含量Initial Condensate Content of Gas- condensate Reservoir凝析气藏的原始凝析油含量定义为气藏原始条件下产出1m3标准条件下干气所对应产生的凝析油量，单位为g/m3。原始凝析油含量有两种概念：1）是由原始气组成中的C1C4烃+非烃气组份（N2、CO2、H2S、He等）在标准条件下为气态的列为干气，C5以上重烃组份（C5+）在标准条件下为液态的列为凝析油，由此计算求得的相对于干气的凝析油含量，称为原始气的凝析油潜在含量；2）是由早期凝析气井测试的气油比，以及分离出的凝析油密度，计算得出的凝析油质量含量，为地面分离条件下的凝析油含量。这种凝析油含量可能随分离条件改变而有少量变化。第2.1.6条 地球物理勘探1. 地球物理勘探Geophysical Exploration地球物理勘探是依据地球物理性质（如岩石的弹性、密度、磁性和电性）的不同，在地面观测由它们引起的物理场变化的一门综合性勘探方法，称为地球物理勘探，简称物探。其中包括重力勘查、磁法勘探、电法勘探和地震勘探。广义讲，物探法应包括地球物理测井技术，但由于在手段上它与钻探密切相关，已从物探中分离出来，形成地球物理测井专门探测方法。当前由于地震勘探技术快速发展，地震勘探技术在油气田勘探和开发领域得到了广泛应用。2. 重力勘查、磁法勘探、电法勘探Gravity Survey，Magnetic Exploration，Electric Prospecting重力勘查、磁法勘探、电法勘探是依据岩石的密度差、不同磁性、不同导电性在地面用它们各自的科学探测仪器，测量地下不同岩层引起的重力变化、磁场变化、电场变化的专门探