高唐-堂邑潜山带Gq3井区二氧化碳气成藏条件分析

石油勘探与开发·油气勘探Ｖ０１．３６Ｎｏ．２图１渤海湾盆地ＣＯｚ气田【藏１分布示意图２１、旺古１、友爱村、翟庄子和齐家务ＣＯ：气田（藏），济阳坳陷阳２５、八里泊、平方王、平南、花１７和高青Ｃ０：气田（藏）。

除了这些ＣＯｚ含量高于６０％的ＣＯｚ气田（藏）外，渤海湾盆地还有很多高含ＣＯ。

的气井，如冀中坳陷留５８井、宁古１井以及黄骅坳陷港西潜山地区的港２３井、港ｌｏ一７井等。

本文着重讨论盆地内ＣＯｚ含量高于６０％的气田（藏）的成因及分布规律。

２二氧化碳气田（藏）地球化学特征及成因２．１渤海湾盆地ＣＯ。

气田（藏）地球化学特征表１为渤海湾盆地Ｃ０：气田（藏）天然气组分及碳同位素组成Ｈ－７］。

可见，渤海湾盆地ＣＯｚ气田（藏）天然气组分以ＣＯ。

为主，含量６７．３５％～９９．５０％；其次为甲烷，含量０．１４％～２６．４３％；氮气含量０．０６％～５．４３％。

ＣＯ：的碳同位素组成较重，为一５．９０‰～－－３．３５％０；氦同位素比值Ｒ／Ｒ。

（其中Ｒ为样品的３Ｈｅ／４Ｈ馐，Ｒ。

为大气的３Ｈｅ／４Ｈｅ值）均不小于２，为２．００～４．４７；４０Ａｒ／３６Ａｒ值为３１７一．－７０３７，黄骅坳陷港１５１井４０Ａｒ／３６Ａｒ值最大，达到７０３７；甲烷碳同位素组成有所差异，其中黄骅坳陷港１５１井甲烷碳同位素组成很重，达到～２８。

６０％ｏ，而济阳坳陷ＣＱ气藏的甲烷碳同位素组成较轻，为－－５４．３９‰～一３５．００‰，甲烷及其同系物碳同位素组成均按正序分布（∥３Ｃ。

＜伊３Ｇ＜∥３Ｃ３＜伊３Ｃ４）。

图２显示了ＣＨ。

含量、ＣＯ。

含量、艿１３Ｃ。

ｍ值及Ｒ／尺。

值间相互关系。

由图２ａ可看出，随着Ｃ０：含量增加，ＣＨ。

含量减少，几乎呈线性的负相关关系；由图２ｂ和图２ｃ可知，Ｃ０。

含量随着艿１３Ｃ。

吼值和Ｒ／Ｒ。

值变大而增加，呈正相关关系；图２ｄ则显示艿１３Ｃ吼值和Ｒ／Ｒ。

值存在正相关的关系，随着Ｒ／Ｒ。

值变大，伊３Ｃｃ瓯值也变重。

由此可知，ＣＯ：气藏的主要组分及同位素组成密切相关，ＣＯｚ含量、ｄ１３Ｃｃ吼值和Ｒ／Ｒ。

中国东部二氧化碳气田（藏）的地化特征及成因分析
李先奇;戴金星
【期刊名称】《石油实验地质》
【年(卷),期】1997(019)003
【摘要】中国东部油气区发现众多无机成因ＣＯ２气田，ＣＯ２含量一般大于６０％，甲烷等烷烃气含量较低，一般小于１０％。

本文通过二氧化碳碳同位素组成，Ｒ／Ｒａ值等地化参数分析，并结合相关气藏地质特征，指出除莺歌海盆地ＣＯ２气田为变质成因外，中国东部其它ＣＯ２气田主要为幔源火山＝岩浆成因。

【总页数】7页(P215-221)
【作者】李先奇;戴金星
【作者单位】中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院;中国石油天然气总
公司石油勘探开发科学研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.1
【相关文献】
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孤北低潜山前第三系煤成气储集空间成因机理分析【摘要】孤北低潜山煤成气田的发现对于煤成气的勘探具有重要意义。

本文从岩心观察入手，通过薄片鉴定、扫描电镜等多项室内测试分析，结合测井、录井等资料，对孤北低潜山二叠系煤成气储层的储集空间类型、次生孔隙成因机理进行了深入研究。

【关键词】孤北低潜山；煤成气；有机酸煤成气是渤海湾盆地较大规模天然气的主要类型，孤北煤成气田的发现标志着济阳坳陷煤成气勘探的重大突破。

孤北地区钻遇上古生界探井14口，其中已有4口探井在上古生界获工业气流，已基本控制上古生界有利含气面积44km2，煤成气储量128×108m3，预测上古生界有利含气面积约58km2，煤成气储量268×108m3。

由于储集空间类型、储层形成机理、发育状况及分布规律等多种地质问题还不完全清楚，生产上迫切需要对该区储集层的特征及其与油气分布的关系等做深入研究。

1.区域地质概况孤北地区位于沾化凹陷中部，北以埕南、埕东断层与埕东凸起相连，南以孤北断层与孤岛凸起相隔，西以孤西断层与渤南洼陷相连，向东缓坡过渡至孤北洼陷，勘探面积约200km2；孤北低潜山的边界断层活动时期长、定型晚，其差异升降程度决定了潜山产状。

除上述边界断层外，孤北低潜山还发育有多条NNW、SN向两组断层，受边界基底断裂和次级断层控制，自西向东将孤北低潜山切割成四排山，层面构造具有中间高东西两翼低的鼻状构造特点。

总体上孤北低潜山呈现以渤93井区为最高点的南高北低复杂断鼻形态；孤北低潜山带的主要目的层段是上古生界的石炭～二叠系地层，该层段自上而下发育的主要地层有二叠系的石千峰组、上石盒子组、下石盒子组和山西组，石炭系的太原组，本溪组。

主要储层集中在二叠系的上、下石盒子组，山西组及太原组为主要含煤层系。

2.储集空间类型孤北低潜山煤成气主要储集在二叠系的上、下石盒子组中。

根据岩心以及铸体薄片的观察鉴定、结合扫描电镜等发现：由于该层段埋深大、埋藏时间长、成岩作用强烈，原生孔隙在强烈的压实和胶结作用下已丧失殆尽，全区的储集空间类型以次生溶蚀孔隙为主，构造裂缝和成岩裂缝次之。

《汪深1块火山岩气藏气井产能评价与优化配产》篇一一、引言随着国内天然气市场的蓬勃发展，气藏的开发与利用显得尤为重要。

汪深1块火山岩气藏作为新兴的能源领域，其产能评价与优化配产对保障我国能源安全和经济发展具有重要价值。

本文将就汪深1块火山岩气藏的产能评价进行详细分析，并提出优化配产方案。

二、气藏产能评价背景与现状汪深1块火山岩气藏作为一项具有丰富储量的气藏资源，具有显著的地理位置和地质条件特点。

目前，该地区的经济发展迅猛，天然气市场需求量逐年增加。

为确保高效、可持续地开发利用该地区的气藏资源，对气井产能进行准确评价显得尤为重要。

三、产能评价方法与技术手段（一）地质资料分析首先，通过收集和分析地质资料，了解汪深1块火山岩气藏的地质构造、储层特征、岩性分布等基本情况。

这些资料为后续的产能评价提供了基础依据。

（二）产能测试与评估通过进行气井的产能测试，获取气井的产量、压力等数据，进而对气井的产能进行评估。

同时，结合地质资料分析结果，综合判断气井的产能潜力。

（三）数值模拟技术采用数值模拟技术对汪深1块火山岩气藏进行模拟分析，预测气藏的产量变化趋势和储量分布情况。

通过对比模拟结果与实际数据，验证产能评价的准确性。

四、产能评价结果分析根据上述评价方法与技术手段，对汪深1块火山岩气藏的气井进行了全面的产能评价。

结果表明，该地区的气井具有较高的产能潜力，但不同气井之间存在一定差异。

部分气井由于地质条件优越、储层发育良好等因素，具有较高的产能；而部分气井则因地质条件复杂、储层发育较差等因素，产能相对较低。

五、优化配产方案针对汪深1块火山岩气藏的气井产能评价结果，提出以下优化配产方案：（一）优先开发高产能气井对于具有较高产能潜力的气井，应优先进行开发利用。

通过加大投入、提高采收率等措施，确保这些气井的高效、可持续开发。

（二）适度开发低产能气井对于产能相对较低的气井，应适度进行开发利用。

在保证经济效益和环境保护的前提下，采取合理的开采方式和措施，提高这些气井的产量和采收率。

137沾化凹陷沿着孤西断裂带分布一系列潜山构造带，自南向北依次为垦利潜山、孤岛潜山和孤北低潜山。

孤岛潜山三面环绕生烃洼陷，油源条件得天独厚，洼陷生成的油气运移至古生界储层中通道顺畅。

针对目前孤岛潜山古生界的勘探程度不高及成藏主控因素还不明确等问题，本文就孤岛潜山油气成藏要素及主控因素进行系统分析，并在此基础上预测出有利圈闭区，以期实现该区勘探的新进展。

1 油气成藏要素1.1 油源条件孤岛潜山以三个富生油洼陷为唯一或主要油源，在洼陷周边已形成了孤岛、孤东、埕东、渤南等19个（特）大、中型油气田。

油气运移就是在压力的作用下向低压方向运移。

孤岛凸起长期位于这些洼陷之中，是构造高部位，成为洼陷所排出油气主要的运移指向区。

前人通过油源对比研究表明：孤岛油田的油气分别来源于渤南洼陷孤西次洼、孤南洼陷、孤北洼陷西次洼，其中渤南洼陷孤西次洼是主要油源区，贡献了孤岛油田油气储量的约三分之二，其次是孤南洼陷，孤北洼陷西次洼贡献最少。

地质综合分析，包括原油性质分析，也包括本次研究也间接证实了这一结论。

事实证明，孤岛潜山古生界及其披覆构造具有很好的油源条件。

1.2 储层条件下古生界潜山一般都具有足以形成富集高产油藏的成藏条件。

而孤岛潜山下古生界碳酸盐岩储层主要为两大类风化壳型储层和内幕型储层。

八陡组或马家沟组顶部为风化壳型储层，其分布与其所处的位置和所受的地质作用有关。

八陡组和马家沟组上部主要为台地潮坪体系，主要为潮间细晶白云岩——潮上准同生（含膏盐）白云岩，有利于重结晶、混合水白云岩化、淡水淋蚀作用的发育。

奥陶系沉积之后，长期抬升地表，遭受一亿年以上大气淡水淋滤溶蚀作用的改造和叠加，有利于各种孔洞缝体系和溶蚀扩大孔洞缝体系的发育。

在埋藏过程中又多次改造，包括埋藏溶解、多期构造幕的叠加，有利于综合成因储层的发育。

 1.3 盖层条件盖层条件是制约孤岛潜山油气成藏的重要因素。

孤岛潜山上古生界内幕盖层的封盖性较好，上覆东营组、中生界坊子组地层盖层条件，能够封盖风化壳储层形成内幕油气藏；孤岛潜山主体（下古生界风化壳）缺少区域盖层沙河街组，断裂带发育有局域盖层东营组，孤岛潜山主体难以形成大规模的潜山油气藏，仅在断裂带中形成规模较小的油气藏。