最新2地层特征及储层精细对比汇总

2地层特征及储层精

细对比

2 地层特征及储层精细对比

2.1 地层划分及对比

2.1.1 地层划分依据

根据收集到研究区及其邻区100口井地质录井、测井、井位和海拔资料，在对前人的岩芯观察、描述成果进行分析后，参考前人的地层对比成果，以层序地层学、沉积旋回及测井岩电关系为指导，确立以区域性标志层控制为主，利用沉积旋回，适当地考虑厚度及水下河道砂体的空间切割叠置关系的对比原则，对研究区内地层进行了划分和对比。

在地层、油层组的划分对比过程中，本文借鉴了原地矿系统及长庆油田对陕北地区三叠系地层及油层组的划分标准，并力求与延长油矿管理局其它勘探开发单位的划分标准统一。

甘谷驿油田延长组油层的划分与对比经过多次修改，现已建立了特征明显，区域上易识别对比的良好标志层，在本次工作中，重点沿用前人建立的标志层，同时建立部分辅助标志层，对唐157井区长4+5、长6油层进行了标志层厘定及油层划分对比（图2-1、表2-1、附图2-1～2-11）。

甘谷驿油田唐157井区钻遇地层自上而下依次为第四系和三叠系延长组，缺失侏罗系、白垩系地层。其中第四系主要为浅黄色粉砂质黄土及黄土状亚砂土，与下伏地层呈不整合接触，厚度0~200m。长1油层组及部分长2油层组剥蚀，绝大部分井完钻于长64砂岩组，唐86井井钻至长7油层组。本次地层划分对比研究以长4+5、6油层组为重点。

2.1.1.1标志层及其特征

１）张家滩页岩

鄂尔多斯盆地三叠系地层对比的传统标志层为延长组第二段（T3y2）上部（长72）的黑色油页岩，即张家滩页岩。地表剖面将其定为KT标志层，该层段在盆地南部分布稳定，厚度10~30m，电性特征具有高伽玛、高时差、自然电位平直的特点（图2-2）。本区仅少数油井钻穿该层，厚10-15m。

图2-1甘谷驿油田唐157井区延长组地层综合柱状图

表2-1 甘谷驿油田唐157井区三叠系地层及油组划分表

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２）细脖子（或高阻泥岩）段

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鄂尔多斯盆地延长组第三段上部长（长4+5）为一套深灰、灰黑色泥岩、粉砂岩和碳质泥岩沉积，夹煤线。底部为砂泥岩互层沉积，区域分布较为稳定。电性特征为自然电位呈微小波状，自然伽玛曲线和2.5m视电阻率曲线具指状高值，俗称细脖子（或高阻泥岩）段，为三叠系延长组地层对比的区域性辅助标志层，研究区长4+5砂岩较发育，上述细脖子特征不明显。

３）薄层凝灰质泥岩（斑脱岩）

延长组第三段下部（相当于长71、长64、长63）发育多层凝灰质泥岩薄层，在研究区内分布稳定，电性特征为高伽玛、高时差、低电阻（图2-3、2-

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（1）S1标志层

是本区长6与长7的界线。据张家滩黑页岩50m 左右。由炭质页岩、砂质泥岩及斑脱岩组成，厚2～3m 。电性特征一般是尖锋状的高自然伽玛、高声波时差，自然伽玛是全井段的最高值，一般可达1.4～1.9万脉冲/分。

（2）S2标志层

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

渤南一区浊流储层特征-断块油气田

渤南一区浊流储层特征 许金慧1,2　史桂生2　彭海军3 (11长江大学地球科学学院　21中原油田分公司采油一厂　31新疆石油公司试油处) 摘　要　渤南一区储层砂体发育典型的低密度浊积序列,形成完整和不完整的鲍玛序列。该区砂体中辨识出砂体和泥质十种岩石相、九种岩相组合的基础上确定出浊流沟道、沟道间、席状浊积体和滑塌体等4种浊积砂体类型,总结了各砂体和测井响应特征。依据砂体类型和展布特征可将砂层分为3种类型:沟道型、席状浊积体型和滑溻体型。夹层的分布具有明显的层次性,层间夹层具有厚度大、展布广的特征,而层内夹层则进取度小,展布相对局限。 关键词　沉积微相　浊积砂体　非均质性　渤南油田 浊积岩早已为沉积学者所认识,并一度受到重视,成为地学研究的热点,现已形成了较为成熟的海底扇相模式、湖底扇相模式等相模式[1～4]。还应用储层建筑结构分析和层序地层学的观点对浊积地层进行了讨论[5]。然而对于低密度浊流所形成的浊积岩的储层非均质特征在国内的研究还较少,对渤南一区沙三段储层进行了研究,认为其发育为典型的浊积层序,应为低密度浊流。Ξ渤南油田构造上属于济阳坳陷沾化凹陷东北部的渤南洼陷,东为孤岛凸起,南与罗家油田相邻,西部与四扣向斜相连,北面以呈南断层为界与埕东凸起相接,范围600km2。该区南北两面被两条近东西向的断层切割,断层北倾,倾角40～60°,断距80～100m,地层西高东低,区块南北部分别有一个局部高点,中间为一向东倾伏的低槽;该区含油层系为沙二段、沙三段两套含油层系9个砂层组,主力油层沙三2、沙三3。 1　岩石学特征 7口取心井的观察表明,渤南油田岩心有以下特征:①总体上是大套深灰色厚层湖相泥岩夹相对较薄的砂岩沉积。②砂岩粒度细,主要为细砂岩,其次为粉砂岩和中砂岩,砾石一般为同生未完全固结的泥砾,其它成分砾石较少见,泥砾常见撕裂状,显为冲蚀而成。源于三角洲前缘的再滑塌沉积于前缘斜坡及深湖平原。③沉积构造类型十分丰富,常见块状层理、递变层理、平行层理、波状斜波状层理、重荷、砂球、砂枕构造、包卷层理、泄水构造和砂岩脉及滑塌变形构造。其特点是:浊积岩构造齐全,且滑塌变形构造丰富。④岩石颗粒分选大都较差,个别中等;概率曲线上为一段式或两段式,CM图上,分布区与C=M大致平行,具有明显的浊流特征。⑤岩石组合为典型的鲍玛层序,完整单一韵律构成依次为:底面的侵蚀冲刷面,向上变为递变层理的中细砂岩,然后是平行层理粉细砂岩,再上是薄的粉砂与泥互层的水平层理段,最上则是厚度不一的深湖相泥岩。 这些现象说明该区储层属沉积速率较低的深湖相沉积背景下的浊流沉积砂体。 2　测井响应特征 该区地层测井响应研究进行了两方面的工作,一是依据测井响应判定沉积相,二是依据测井响应进行地层对比。研究发现仅有自然伽马和自然电位能反映砂体微相特征,而感应电导率旋回特征明显,可用来确定地层旋回,进行储层对比。 沟道微相自然电位曲线显明显的高负异常,自然伽马显示低值,表明其泥质含量较低。微电位曲线一般都有明显且稳定的幅度差,显示出具有良好的渗流特性。测井曲线形态上以箱形、钟 2004年11月 断块油气田 FAUL T2BLOCK OIL&GAS FIELD 第11卷第6期 Ξ收稿日期　2004-04-19 第一作者简介　许金慧,女,1970年生,长江大学2002 级在读硕士研究生,现从事培训教学工作,地址(457172): 河南省濮阳市,电话:(0393)4851249。

沁水盆地煤系地层页岩气储层特征及评价_付娟娟

第２３卷第２期２ ０１６年３月地学前缘（中国地质大学（北京） ；北京大学）Ｅａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｆｒｏｎｔｉｅｒｓ（Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ（Ｂｅｉｊｉｎｇ）；Ｐｅｋｉｎｇ　 Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ）Ｖｏｌ．２３Ｎｏ．２ Ｍａｒ．２０１６ ｈｔｔｐ ：／／ｗｗｗ．ｅａｒｔｈｓｃｉｅｎｃｅｆｒｏｎｔｉｅｒｓ．ｎｅｔ．ｃｎ　地学前缘，２０１６，２３（２）收稿日期：２０１５－０９－１２；修回日期：２０１５－１１－ ０１基金项目：中国地质调查局项目“沁水盆地及周缘页岩气资源调查评价”（２０１４－ ２５８）作者简介：付娟娟（１９８１—），女，博士研究生，工程师，矿产普查与勘探专业。Ｅ－ｍａｉｌ：ｊｕａｎｊ ｕａｎｆｕ＿２０１２＠ｈｏｔｍａｉｌ．ｃｏｍ＊ 通讯作者简介：郭少斌（１ ９６２—），男，教授，博士生导师，从事层序地层学、储层评价和油气资源评价方面的教学和科研工作。Ｅ－ｍａｉｌ：ｇ ｕｏｓｂ５８＠１２６．ｃｏｍｄｏｉ：１０．１３７４５／ｊ ．ｅｓｆ．２０１６．０２．０１７沁水盆地煤系地层页岩气储层特征及评价 付娟娟，　郭少斌＊，　高全芳， 　杨　杰中国地质大学（北京）能源学院，北京１０００８３ ＦＵ　Ｊｕａｎｊｕａｎ，　ＧＵＯ　Ｓｈａｏｂｉｎ＊，　ＧＡＯ　Ｑｕａｎｆａｎｇ， 　ＹＡＮＧ　ＪｉｅＳｃｈｏｏｌ　ｏｆ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　 ｏｆ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，ＣｈｉｎａＦＵ　Ｊｕａｎｊｕａｎ，ＧＵＯ　Ｓｈａｏｂｉｎ，ＧＡＯ　Ｑｕａｎｆａｎｇ，ｅｔ　ａｌ．Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｉｎ　ｔｈｅＣａｒｂｏｎｉｆｅｒｏｕｓ－Ｐｅｒｍｉａｎ　ｃｏａｌ－ｂｅａｒｉｎｇ　 ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ　ｏｆ　Ｑｉｎｓｈｕｉ　Ｂａｓｉｎ．Ｅａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｆｒｏｎｔｉｅｒｓ，２０１６，２３（２）：１６７－１７５Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｑｉｎｓｈｕｉ　Ｂａｓｉｎ，ａｓ　ｏｎｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｍｏｓｔ　ｉｍｐｏｒｔａｎｔ　ｃｏａｌ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｂａｓｉｎｓ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ，ｎｏｔ　ｏｎｌｙ　ｈａｓ　ｐｌｅｎｔｙ　ｏｆ　ｃｏａｌａｎｄ　ｃｏａｌ－ｂｅｄ　ｍｅｔｈａｎｅ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，ｂｕｔ　ａｌｓｏ　ｈａｓ　ａ　ｌｏｔ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｔｈｅｒｅ　ｉｓ　ｌｉｔｔｌｅ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｂａｓｉｎ．Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ，ｗｅ　ｓｔｕｄｉｅｄ　ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｕｐｐｅｒ　Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ　ｏｆ　Ｑｉｎｓｈｕｉ　Ｂａｓｉｎ，Ｃｈｉｎａ．Ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ　ｍｅｔｈｏｄｓ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ　Ｘ－ｒａｙ　ｄｉｆｆｒａｃｔｉｏｎ，ＮＭＲ，ＦＩＢ－ＳＥＭ，ｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃ　ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｉｎｓｅｃｔｉｏｎｓ　ａｎｄ　ｎｉｔｒｏｇｅｎ　ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｅｔｃ．ｗｅｒｅ　ａｐｐｌｉｅｄ　ｔｏ　ａｎａｌｙｚｅ　ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，ｒｏｃｋａｎｄ　ｍｉｎｅｒａｌ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｐｏｒｅｓ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ－ｒｉｃｈ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｏｎ　ｔｈｉｓ　ｂａｓｉｓ，ｔｈｅ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｓｔｕｄｙ　ａｒｅａ　ｉｓ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ．Ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗ　ｔｈａｔ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓ　ｏｆ　ｐｏｒｅｓ　ａｎｄ　ｍｉｃｒｏ　ｆｒａｃｔｕｒｅｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｈｅｒｅ，ｗｈｉｃｈ　ｐｒｏｖｉｄｅ　ｅｎｏｕｇｈ　ｓｐａｃｅｓ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｓｔｏｒａｇｅ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ．Ｍｉｎｅｒａｌ　ｐｏｒｅｓ，ｍａｉｎｌｙ　ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ　ｉｎｔｅｒｇｒａｎｕｌａｒ　ｐｏｒｅｓ　ａｎｄ　ｉｎｔｅｒｃｒｙｓｔａｌｌｉｎｅ　ｐｏｒｅｓ　ｉｎ　ｓｈａｐｅｓ　ｏｆ　ｐｌａｔｅ，ｔｒｉａｎｇｌｅ　ｏｒｉｒｒｅｇｕｌａｒ　ａｒｅ　ｗｅｌｌ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ｗｈｅｒｅａｓ　ｏｎｌｙ　 ａ　ｓｍａｌｌ　ａｍｏｕｎｔ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｐｏｒｅｓ　ｉｎ　ｓｈａｐｅｓ　ｏｆ　ｄｏｔ　ｏｒ　ｏｃｃａｓｉｏｎａｌ　ｅｌｌｉｐｓｅｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ｐｏｒｏｓｉｔｙ　ｈａｓ　ａ　ｌａｒｇｅ　ｓｐｅｃｉｆｉｃ　ｓｕｒｆａｃｅ　ａｒｅａ，ｗｈｉｃｈ　ｈａｓ　ａ　ｒａｎｇｅ　ｆｒｏｍ　２．８４ｍ２／ｇ　ｔｏ　６．４４ｍ２ ／ｇ　ｗｉｔｈ　ａｎａｖｅｒａｇｅ　ｏｆ　４．２６ｍ２ ／ｇ．Ｔｈｅ　ａｖｅｒａｇｅ　ｖａｌｕｅ　ｏｆ　ｐ ｏｒｅ　ｓｉｚｅ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｉｓ　ｂｅｔｗｅｅｎ　３．６４ｎｍ　ａｎｄ　１０．３４ｎｍ，ｗｈｉｃｈｍｅａｎｓ　ｍａｉｎｌｙ　ｍｅｓｏ－ｐｏｒｅｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ｔｈｅ　ａｐｐｒｏｐｒｉａｔｅ　ｒａｔｉｏ　ｏｆ　ｍｉｎｅｒａｌ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ，ｗｈｉｃｈ　ｉｓ　ｃｏｍｐｏｓｅｄ　ｏｆ５７．５％ｏｆ　ｃｌａｙ　ｍｉｎｅｒａｌｓ　ａｎｄ　４１．３％ｏｆ　ｂｒｉｔｔｌｅ　ｍｉｎｅｒａｌｓ，ｉｓ　ｐｒｅｔｔｙ　ｇｏｏｄ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　ｍｉｒｃｏ－ｐｏｒｅｓ，ｇａｓａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ．Ｈｉｇｈ　ｖａｌｕｅ　ｏｆ　ＴＯＣ　ａｎｄ　Ｒｏ，ｃａｕｓｅｄ　ｂｙ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｔｈｅｒｍａｌ　ｇｒａｄｉｅｎｔ　ｉｎ　Ｍｅｓｏｚｏｉｃ，ｐｒｏｖｉｄｅｄ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ｆｏｒ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｓｔｏｒａｇｅ．Ｏｎ　ｔｈｅ　ｗｈｏｌｅ，ｔｈｏｕｇｈ　ｔｈｅ　ｂｕｒｉａｌ　ｄｅｐｔｈ　ｉｓｓｈａｌｌｏｗ，ｔｈｅｒｅ　ｉｓ　ｇｒｅａｔ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｆｏｒ　ｓｈａｌｅ　ｇａｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｃ－Ｐ　ｐｅｒｉｏｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎ　ｂｅｃａｕｓｅ　ｔｈｅ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｍｉｎｅｒａｌ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｒｅ　ｑｕｉｔｅｓｕｉｔａｂｌｅ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｓｔｏｒａｇｅ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｇ ａｓ．Ｋｅｙ　 ｗｏｒｄｓ：Ｑｉｎｓｈｕｉ　Ｂａｓｉｎ；Ｃ－Ｐ　ｐｅｒｉｏｄ；ｓｈａｌｅ　ｇａｓ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ摘　要：沁水盆地是我国重要的含煤盆地，不仅其煤炭及煤层气资源丰富，在上古生界石炭纪—二叠纪地层中还有大量页岩发育。而目前，针对该地区页岩地层的相关研究极少，该地区页岩气资源是否具有勘探开发潜力有待深入而细致的研究。本文以沁水盆地上古生界石炭系—二叠系海陆交互相页岩储层为研究对象，通过薄片鉴定、Ｘ线衍射分析、氩离子抛光－扫描电镜分析、核磁共振、氮气吸附等实验方法，研究了富有机质页岩储层有机质含量、类型、成熟度等有机地化特征以及储集空间类型、物性、矿物组成、孔隙结构等储层特征。在此基础上，对研究区页岩储层的勘探开发潜力进行了评价。结果表明：沁水盆地石炭系—二叠系富有机质页岩储层中发育形态各异的不同类型孔隙及微裂缝。其中，矿物基质孔十分发育，主要包括有呈片状、三角形及

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征 摘要 苏里格气田是我国最大的致密砂岩气田，其非均质性较强。天然气的富集受控于储层质量。作者通过对该层段的储层特征包括岩石学特征，物性特征和成岩作用进行研究分析。主要得到以下认识： （1）苏59井区盒8段的岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，且石英的含量与岩石粒度大致成正比。各种胶结物的含量与粒度成正相关，与石英的含量成正相关。各类型的孔隙含量与粒度成正相关，与石英的含量正相关。 （2）该层段的物性较差，孔渗交会关系显示为孔隙型储层。储层的物性与岩石粒度成正相关，与石英的含量成正相关。岩石成分对物性的影响大于岩石粒度的影响。 （3）研究区建设性的成岩作用为溶蚀作用，破坏性的成岩作用为压实作用，胶结作用。岩屑石英砂岩的胶结作用和溶蚀作用强于岩屑砂岩。 （4）根据以上的结论，得出该层段的最佳储层为粗粒岩屑石英砂岩，中粒岩屑石英砂岩次之。 关键词：致密砂岩；储层特征；盒8段；苏里格气田

Reservoir Characteristics of He 8 Interval in Su 59 Wellblock , sulige gas-field Abstract: Suligegas-fieldisthebiggesttightsandstonegasfield，whose heterogeneity isstrong. In order to offer more reliable referencesto reservoirevaluation and prediction, this paper will research its reservoir characteristic. Writeruses core and casting thin sections data, with the help of microscope, porosity and permeabilitytest instrument ,X-ray diffractometer and so on, combined withthe results of previous studies ,to analyze the reservoir characteristic which include petrology features ,physical properties and diagenesis .What achievementsgottenare followings: (1) Thetype of rock is mainly composed oflitharenite and sublitharenite dominatedin He 8 interval, Su 59 well-block, whose quantity of quartz in proportion to rock grain size roughly. The content of various kinds of cement and porosity is positively correlated with the granularity and is positively correlated withthe content of quartz. (2) The physical properties of this layer are poor.Therelation between porosity and permeability is shown as a pore reservoir.The physical properties of the reservoir are positively correlated with the granularity of rock and are positively correlated with the content of quartz. (3) Constructive diagenesis in study area is dissolution whereas destructive diagenesis are compaction and cementation. The cementation and dissolution of sublitharenite are stronger than litharenite. (4) Basedon the conclusion above, the best reservoir in this layer is coarse sublithareniteand medium sublithareniteis the second. Keywords: tight sandstone; reservoir characteristic; He 8 interval;Sulige gas-field

油田储层物性变化

油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律 班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。 1.孔隙度和渗透率变化 孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。 在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。 例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。 储层岩性的变化 对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。 注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。 注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现

天然气分布规律及页岩气藏特征

天然气分布规律 辽河盆地的天然气在纵向上和横向上分布都很广泛。在横向上，由于气体形成的途径多于油的形成途径，气体的分布区域远远大于油层的分布；在纵向上，自目前勘探的最深部位到浅层均有气体存在，含气层系多，自下而上发育了太古界、中生界和新生界。特别是第三系自沙四段到明化镇组各层段均有气藏存在，沉积环境和演化史的特征，造成天然气原始组分富烃，贫H：S，少CO：和N2。 辽河断陷广泛发育多期张性断裂，把二级构造带切割成复杂的断块油气田。受构造、断裂活动影响，造成多次油气聚集、重新分配而形成多套含油气层系。 通过天然气的地球化学研究，结合盆地地质背景，天然气有如下分布规律：1．自生自储的天然气垂向分布 以自生自储为主的天然气层，自下而上分布有侏罗系的煤型气、正常凝析油伴生气、正常原油伴生气、生物一热催化过渡带气和生物成因气等。其特征主要是613C，依次变轻。侏罗系煤型气主要分布在深大断裂边缘，仅处于侏罗系发育的地区，如东部凹陷三界泡地区。正常凝析油伴生气主要发育在有机质埋深达到高成熟阶段的地区，主要为各个凹陷的沉降中心部位，如整个盆地的南部地区及东部凹陷北部地区。正常原油伴生气在整个盆地均有分布，主要是与原油伴生的气顶气和溶解气。生物一热催化过渡带气主要发育在有机母质埋深浅于3000m 的未成熟和低成熟阶段，并有良好的盖层发育的地区，部分地区的局部构造亦可形成小型气藏，在盆地的大部分地区均有分布，主要在东部和大民电凹陷的有利地区。生物成因气理论上在整个盆地浅层都存在。因此，只要有良好的储盖组合，在整个盆地中都可望发现生物成因气藏。 总体来看，三个凹陷中，大民屯凹陷以成熟阶段的石油伴生气和生物一热催化过渡带气为主．有少量生物成因气。东部凹陷在不同的构造部位分布不同类型的气体，中生界发育并位于深大断裂边缘的地区，有煤型气和深源气的存在。南、北凹陷深部位置，主要是高成熟和成熟的热催化一热裂解气。而凹陷中部广泛发育生物一热催化过渡带气。在构造高部位有利地区，发育有较可观的生物成因气。西部凹陷主要发育热催化一热裂解气，特别是凹陷南部沉降中心处，热裂解形成的正常凝析油伴生气更为广泛。在有机母质埋深浅的部位发育生物一热催化过渡带气。当然，如果存在有利的储盖组合，生物成因气的存在勿需置疑。 2．断裂构造导致天然气广泛运移 广泛发育的断裂构造，使大多数天然气发生不同程度的运移，造成天然气更加广泛、更加复杂的分布格局。断裂构造或不整合面为气体运移通道，形成新生古储的古潜山油气藏。天然气的垂向和侧向运移，造成了大面积浅层气藏的形成。这部分气体的气源岩母质类型、演化程度，特别是天然气同位素组成特征均与原生气藏一致。最明显的差别是甲烷含量相对高，重烃含量低，愈向浅层，甲烷含量愈高，反映运移的地质特点是由斜坡低部位向高部位甲烷含量升高，由低台阶向高台阶甲烷含量亦升高，如兴隆台气田不同台阶的天然气组分由下到上变干。曙光一高升油气藏也有类似分布。在大民屯凹陷东部浅层及东、西部凹陷的大部分地区浅层干气也是运移形成 3．天然气藏类型分布 构造运动造成了多套油气层和多种类型的储集层，形成了多样的天然气藏类型，根据控制油气的主要因素，可以划分出四大类油气藏：(1)构造油气藏，包括背

煤储层渗透率影响因素

煤层气储层渗透率影响因素 摘要：煤层气作为一种新型能源，而且我国煤层气储量丰富，因此其开采利用可以很大程度上缓解我国常规天然气需求的压力。煤储层的渗透率是煤岩渗透流体能力大小的度量，它的大小直接制约着煤层气的勘探选区及煤层气的开采等问题。因此掌握煤储层渗透率的研究方法及影响因素，对于指导煤层气开采具有重要的指导意义。本文主要在前人的基础上，从裂隙系统、煤变质程度、应力及当前其他领域的技术对渗透率的研究的理论、认识及存在的问题等进行总结，对煤储层渗透率的预测有一定的理论指导意义。 Abstract: Our country is rich in the CBM which is a new resource. So the development of CBM can lighten our pressure for the requirement of conventional gas.The permeability of the coal reservoir is a measure of fluid’s osmosis permeability, restricting the exploration area and mining of CBM. Therefore, controlling the method of mining and the effect factoring has an important guiding significance for mining .This article is summarized from fracture system,the degree of coal metamorphism, stress for the theory, matters and so on of permeability’s study which is based on the achievement of others，having a great guiding significance for the permeabilityprediction.关键词：煤层气；渗透率；影响因素 1、引言 煤层气是指赋存在煤层中常常以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解在煤层水中的烃类气体[1]。美国是最早开发煤层气并取得成功的国家，其富产煤层气的煤级主要是气、肥、焦煤，即中级煤。我国煤盆地一般都具有复杂的热演化史和构造变形史，构造样式复杂多样，煤储层物性差异较大，孔渗性偏低，富产煤层气的煤级是几个高级煤、无烟煤和贫煤[2]。因此我们不能照搬美国的理论来指导我国煤层气的生产。近十几年来，我们在实践中不断认识到这种差异，并针对我国煤层气储层的特征进行了一系列的研究，在煤储层物性方面取得了丰硕的成果，已初步形成了一套研究的理论与方法。渗透性是制约煤层气勘探选区的最重要的参数之一，有效预测煤储层渗透性对我国煤层气的勘探开发具有重要意义[3]。笔者主要从煤储层裂隙系统、煤变质程度、有效应力等方面作以阐述。

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

低渗储层物性特征分析

148 1?储层物性特征1.1?储层岩石学特征 储层岩石学特征的研究，是对储层的后续特征研究的一个基础，它包括对储集层岩石的组分、分选、磨圆、粒度、填隙物成分等一系列与储集岩体有关的内容，这些都是储集层的先天条件，是决定油气储层性能的关键因素[1]。 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基本为含长石石英砂岩、长石砂岩和岩屑长石砂岩，含少量岩屑石英砂岩。研究区长6油层组主要为长石砂岩，偶见岩屑长石砂岩，说明研究区长6油层组砂岩成分成熟度低。 1.2?储层填隙物成分 研究区长6油层组储层砂岩粘土杂基含量较少，平均为3.76%，最高达8.5%，表现出分布的不均匀性，一般位于河道砂体中下部的中～细粒长石砂岩中，泥质杂基含量很少；而位于河道砂体中上部和河道间沉积的粉砂岩中，泥质分布较为普遍，含量1%～7%不等；由于研究区长6油层组储层砂岩杂基普遍较少，因而胶结物对储层物性的影响更为重要。胶结物种类较多，有碳酸盐矿物、粘土矿物、次生石英和长石等，其含量分别为云母0.93%，绿泥石3.32%，方解石2.56%，石英加大0.96%，长石加大0.66%。 1.3?储层物性 根据研究区样品的物性分析，研究区粒间孔含量8.6%，溶孔含量1.1%，晶间孔含量0.3%，面孔率10.1%，平均孔径63.6μm。储层孔隙度最小值为4.55%，最大值为11.86%，平均值为9.2%，储层渗透率分布在（0.10~3.47）×10-3 μm 2 之间，平均1.0×10-3 μm 2 ，为低孔、低渗储层。 2?储层物性影响因素 2.1?机械压实作用和压溶作用 压实作用是在一定的埋深下，在上覆地层压力或构造运动力等能使其发生体积变小的力的作用下导致储层的空间结构变小，进而使得孔隙度变差的一种成岩作用[2]。在压实作用下，储层的砂岩颗粒可能会发生变形，破裂等， 进而形成更加致密的岩层，主要发生在成岩作用早期，对储层的破坏性较大。 2.2 溶蚀作用 溶蚀作用是对储层具有贡献性的成岩作用之一，多是在酸性条件下，碎屑颗粒及填隙物发生溶解而使得储层孔隙变大的作用[3]。工区长6储层发生溶蚀的组分主要以碎屑、杂基为主，主要与有机质演化过程中所形成的酸性物质发生化学反应，而产生一系列的空间较大的次生孔隙，该类孔隙连通性相对较好。 2.3?胶结作用 石英次生加大胶结在工区内较为常见，长石次生加大胶结稍微少见，据室内资料统计分析，石英次生加大是导致工区渗透性变差的主要因素之一，常见于粒度较粗、含碳酸盐胶结物的砂岩中，充填与粒间孔隙中。石英加大边在早期压溶作用的改造下产出，多覆盖于颗粒边缘。另自生石英胶结呈六方双锥状充填于粒间孔，致使储层孔隙度因空间结构减小而降低。 3?结论 1）研究区储层孔隙度平均为9.2%，渗透率平均为1.0×10-3μm 2，为低孔、低渗储层。 2）研究区长6储层砂岩成分成熟度较低。 3）影响研究区储层物性的主要因素有，压实作用、压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用。其中，压实、胶结作用降低了储层物性，压溶作用、溶蚀作用对储层物性是有利的。 参考文献 [1]孙健，姚泾利，廖明光，等.?陇东地区延长组长_（4+5）特低渗储层岩石学特征[J].?特种油气藏，2015（6）：70-74；144. [2]高潮，孙兵华，孙建博，等.?鄂尔多斯盆地西仁沟地区长2低渗储层特征研究[J].?岩性油气藏，2014（1）：80-85. [3]李彩云，李忠兴，周荣安，等.?安塞油田长6特低渗储层特征[J].?西安石油学院学报：自然科学版，2001（6）：30-32；3. 低渗储层物性特征分析 苗贝1，2? ? 鲁晋瑜1，2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田井下作业工程公司 陕西 延安 716000 摘要：目前低渗储层已成为我国开发的重点，对低渗储层物性特征进行研究对低渗储层的开发具有重要指导意义，本文对M区低渗储层物性特征进行了分析。 关键词：低渗储层?物性特征?成岩作用 Analysis?of?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs Miao?Bei?1，2，Lu?Jinyu?1，2 1.Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The?low?permeability?reservoirs?have?become?the?focus?of?oilfield?development?in?China.?The?research?on?the?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs?is?of?great?significance?to?the?development?of?low?permeability?reservoirs.?This?article?describes?the?characteristics?of?low?permeability?reservoirs?in?M?Block. Keywords：low?permeability?reservoir；physical?property；diagenesis

平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测

第32卷第2期 地球科学———中国地质大学学报 Vol.32　No.22007年3月 Earth Science —Journal of China University of G eosciences Mar.　2007 基金项目:国家自然科学基金项目(No.40572091);国家重点基础研究发展计划课题(No.2002CB211702);中国地质调查局资助项目(No. 20021010004);国家重点基础研究发展计划课题(No.2006CB202202). 作者简介:姚艳斌(1978-),男,博士研究生,从事油气及煤层气地质研究工作.E 2mail :yaoyanbin @https://www.sodocs.net/doc/365932926.html, 平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测 姚艳斌1,刘大锰1,汤达祯1,唐书恒1,黄文辉1,胡宝林2,车　遥1 1.中国地质大学能源学院,北京100083 2.安徽理工大学资源和环境系,安徽淮南232000 摘要:通过对平顶山煤田采集煤样的煤质、煤岩显微组分、煤相、煤岩显微裂隙分析,低温氮比表面及孔隙结构和压汞孔隙 结构测试,研究了该区的煤层气赋存地质条件、煤层气生气地质条件和煤储层物性特征.并采用基于GIS 的多层次模糊数学评价方法计算了该区的煤层气资源量,预测了煤层气资源分布的有利区.研究结果表明,该区煤层气总资源量为786.8×108m 3,煤层气资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具有很好的煤层气资源开发潜力.其中,位于煤田中部的八矿深部预测区和十矿深部预测区周边地区,煤层累计有效厚度大,煤层气资源丰度高,煤层埋深适中,同时由于该受挤压构造应力影响,煤储层孔裂隙系统发育、渗透性高,是该区煤层气勘探、开发的最有利目标区.关键词:煤层气;平顶山煤田;储层物性;有利目标区.中图分类号:P618.130.2+1 文章编号:1000-2383(2007)02-0285-06 收稿日期:2006-05-20 Coal R eservoir Physical Characteristics and Prospective Areas for CBM Exploitation in Pingdingshan Coalf ield YAO Yan 2bin 1,L IU Da 2meng 1,TAN G Da 2zhen 1,TAN G Shu 2heng 1,HUAN G Wen 2hui 1,HU Bao 2lin 2,C H E Yao 1 1.Facult y of Energ y Resources ,China Universit y of Geosciences ,Bei j ing 100083,China 2.Department of Resources and Environmental Engineering ,A nhui Universit y of Science and T echnology ,Huainan 232000,China Abstract :Based on the elemental ,maceral ,micro 2fracture ,coal facies ,liquid nitrogen adsorption/desorption and mercury injection analyses ,the coalbed methane (CBM )geological characteristics ,coal reservoir physical characteristics ,CBM re 2sources and its exploration and exploitation prospect in Pingdingshan coalfield were systematically studied.The in 2place CBM resource was calculated using the f uzzy mathematics and stacking analysis of GIS (geographic information system )method.The results show that the in 2place CBM resources and the resources abundance in Pingdingshan coalfield are about 786.8×108m 3and 1.05×108m 3/km 2respectively ,which are very favorable for CBM exploration and development.The optimum target areas in this coalfield are the deep prediction districts of No.8and No.10coal districts ,where the coal reser 2voirs have higher coal thickness and CBM resource abundance ,good burial depth ,well connected pore 2cleat systems ,and higher permeability resulting f rom the tectonic stress. K ey w ords :coalbed methane ;Pingdingshan coalfield ;coal reservoir characteristics ;prospective and target area. 平顶山煤田位于河南省平顶山市,横跨宝、叶、襄、郏4县.东起洛岗正断层,西北至韩梁矿区,东北到襄郏正断层,南至煤层露头,整个煤田的勘探矿区和预测区面积约980km 2,煤炭探明储量和预测储量共计92亿t ,煤层气资源量786.8×108m 3,资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具备良好的煤层气资源潜力.同时该区也是我国煤与瓦斯突发事故严重矿区,开发利用该区的煤层气具有充分利用资源、保