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1.含硫气藏水平井产能的影响因素分析

2.胜利油区电子压力计试井资料综合分析

3.生物气藏形成的基本地质条件

4.汽车空调低压管结霜或水珠的原因？

5.现在生产动态分析的参数有哪些

6.致密砂岩储层特征及影响因素

7.天然气的成分与特性

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要采用的人工举升方法有电潜泵采油和气举法采油，少部分井采用螺杆泵、射流泵、增压泵等采油方法。因此，采用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井采用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，采取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高采收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此采取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开采的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开采方式（分采、合采）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井采油和测试的一种特殊管柱，只适用于 油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单采或多层分采油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开采和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单采或多层合采的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单采或多层合采油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井采用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据采集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般采用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单采或多层合采油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，采用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当采用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵采油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要采用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。1997年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油1500m3左右，年产油量50×104t。油井全部采用电潜潜泵开采，见图10-31。

图10-31　绥中36-l油田已开发区井位图

1997年12月该区投产，平均单井日产油47m3，全区日产油751m3，远远低于方案预测。个别油井还因供液不足而欠载停泵。通过动态分析，查明造成油井低产的主要原因。研究工作是从两个方面入手的：一是根据16口井的资料与相邻（已投入开发）A、B区分析对比静态上的异同，二是进行钻井完井作业施工情况分析查找可能影响的因素。

1．静态资料分析

油层有效厚度（m）:J区56.8、AⅠ区73.2、AⅡ区65.8、B区62.4。

油层孔隙度（%）:J区32.6、AⅠ区31.5、AⅡ区32.2。

平均地面原油密度（g/cm3, ）:J区0.962、AI区0.974、AⅡ区0.957。

可能影响油井产能的几项数据，都不至于造成J区如此低产。

2．油井对比

选择与J13井相距350m的A2井比较，结果见表10-26。

相邻油井对比证明J区低产绝非储层因素所致。

表10-26　J13与A2对比表

3．钻井、完井作业

在J区作业时首次应用“屏蔽暂堵”技术，为的是在井壁周围形成强而韧的保护层，但是由于缺乏经验，选用的“屏蔽暂堵”架桥粒子的粒径不妥和数量不足，致使泥浆中部分固相微粒在作业时侵入近井地带，堵塞了孔道，严重伤害了油层。另外与J区相邻的A区由于投产多年，造成J区地层压力的下降，在作业过程中容易造成钻井、完井液浸入油层深部污染油层。

针对以上分析结果采用了酸化解堵和酸化后更换大排量泵等措施。

J区酸化后效果明显，参见绥中36-1油田酸化效果统计表10-27和对比图10-32。各井产量均有大幅度提高，其中半数井单井增产超过100m3d。1998年仅J区酸化增产一项就增产原油22×104t。

表10-27　缓中36-1油田酸化效果统计表

另外，通过J区酸化增产这一事实联想到与本区相邻的AI区。AI区尽管投产初期产量达到配产要求，但其采油强度仍不如J区酸化后的采油强度（2.47m3/d.m），因此1998年12月对AI区4口井进行了酸化作业，作业后平均单井日增原油34m3。

（二）研究调整措施，优化注水方案

1993年埕北油田已进入高含水产量阶段，边部油井含水率已达90%以上，尤其是B平台污水处理已满负荷。为了改善油田的开发效果，提高油田的采收率，利用数值模拟方法对边部高含水油井进行堵水及关井研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层都能起到增油降水作用，从而减少平台污水处理量，降低油田开发成本。

图10-32　绥中36-1油田J区油井酸化前后采油强度对比图

1994年，利用数值模拟方法，在获得较为理想的油田生产历史拟合成果（见图10-33）的基础上，对油田内部点状注水进行了全面研究，并优化了注水方案，方案设计4口注水井。1995年开始进行了稳油控水的产液结构调整和油田内部实施注水，油田开发效果明显改善，注水井周边油井压力回升、油田内部低压区消失、低压区油井气窜得到控制，东部气顶区多年未开的气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田产量递减速度减缓。

图10-33　埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量907.9×108m3，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×108m3，设计6口采气井，日产气量981× 104～990×104m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气5.2×108m3。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在1997年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对采气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×104t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m3，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、采油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量30.0%～50%为宜，采油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间采油速度过高，都在3.0%以上，综合含水也从5.1%猛增至34.6%，到1997年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。

含硫气藏水平井产能的影响因素分析

非常规油气主要包括致密砂岩油气、碳酸盐岩缝洞型油气、火山岩孔缝型油气、变质岩孔缝型油气、煤层气、页岩油气、深盆油气、浅层微生物气、天然气水合物等。根据连续型油气藏的内涵和本质特征，连续型油气藏的外延与非常规油气藏不完全一致，包括了大部分非常规油气藏，也包括了目前尚处于认识盲区的新类型、新领域，但不是所有的非常规油气都是连续型油气藏，如油砂等就不属此列。连续型油气藏强调“无形”或“隐形”圈闭、大范围弥散式分布，包括部分受控于成岩作用、水动力作用或分布于火山岩裂缝和风化壳内幕的油气聚集等。

一、基本特征

连续型油气藏的本质特征是发育于非常规储集层体系之中，圈闭界限模糊不明，范围很大;无统一油气水界面和压力系统。属于明显无圈闭界限、非常规圈闭、非闭合圈闭，或“无形”或“隐形”圈闭(图2-1)。

图2-1 不同类型连续油气藏分布模式图

1.持续生烃的广覆式烃源

优质烃源岩大面积展布，源储一体或源储紧密接触，源内或近源大面积排烃聚集。例如鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界、川中须家河组等烃源岩有机质丰度高、中—高成熟度，煤系可持续生气，为致密砂岩大气区的形成奠定了物质基础(戴金星等，2007，2008;邹才能等，2009a，2009b，2009c)。大型坳陷湖盆发育阶段，受区域构造及基底稳定性影响而发生区域性沉降，沉降幅度具相似性，致使烃源岩在相同或相近的地质年代大面积进入成熟阶段，形成广覆式烃源层。与烃源层系有充分接触的储集砂体具有近水楼台的成藏优势，大面积成藏成为可能。

多数非常规油气富集区，发育有煤系烃源岩层，煤系烃源岩具有全天候持续生烃的特征(图2-2)，即生烃过程连续，持续充注，如鄂尔多斯上古生界海陆交互相煤系烃源岩、四川盆地须家河组煤系烃源岩均具有连续生烃的特征。不仅煤系连续生烃，非煤系烃源岩也具有生烃过程连续的特点，如海相或湖相泥岩，在成熟阶段生油，在高成熟至过成熟阶段油裂解成气。王云鹏等(2008)排烃模拟实验研究结果表明，海相泥岩残留烃在Ro为1.0%时达到高峰，然后逐渐降低，而煤中残留烃在Ro为1.0%时达到高峰后基本保持稳定。煤吸附能力比海相泥岩强，其残留烃量也比海相泥岩大。成熟作用对于煤及海相泥岩残留烃都有很大的影响。高过成熟阶段海相地层中烃类构成以油藏或输导层中原油裂解气为主，源岩中的残余液态烃也有一定的贡献，而煤在排烃结束以后煤中分散液态烃对裂解气的贡献更大。煤中残留烃主要是前期形成的烃类因排烃效率不高而聚集起来，而海相残留烃基本上随着残余生烃潜力的下降而降低，说明海相残留烃受生烃作用的影响，也受排烃效率的影响。总之，烃源岩在不同生烃阶段有不同类型、不同流体相态的烃类生成，呈现出持续生烃的特征。

图2-2 煤演化过程中生气潜力和累积产率

持续生烃的广覆式烃源为非常规油气的形成提供了物质基础。持续生烃，弥补了油气的散失，有利于非常规油气富集区的形成。海相与煤系源岩是我国的主要气源岩类型，前期研究表明，天然气可以来自于干酪根本身，也可以来自于液态烃的二次裂解。但液态烃的赋存环境却受排烃的影响，当排烃效率低时，液态烃主要赋存于源岩内部，当排烃效率高时，液态烃主要分散分布于源岩以外的运移通道与古油藏中。这些分散的液态烃在热营力的进一步作用下，可发生二次裂解成气，在排烃效率不高或聚集效率不高的情况下，分散液态烃可能是过成熟海相天然气形成的主要来源。因此，分散及残留烃及其再裂解生气的潜力，对高成熟阶段天然气的形成和富集非常重要。通常陆相坳陷盆地和海相交互相煤系地层，有利于形成持续生气的广覆式气源层系，海相克拉通盆地有利于发育持续生烃，即早期生油、晚期生气的广覆式烃源岩系。

2.纳米级孔喉储层系统

连续型油气藏致密储层大范围展布，孔隙度一般小于10%，渗透率为10-9～1×10-3μm2，仅在断裂带发育处伴有微裂缝，储层物性变好。如鄂尔多斯盆地石炭-二叠系发育大型浅水三角洲复合砂体，储层致密，苏里格地区盒8段(24282个数据)平均孔隙度为7.34%，平均渗透率为0.63×10-3μm2;山1段(8141个数据)平均孔隙度为7.04%，平均渗透率为0.38×10-3μm2;山2段(5389个数据)平均孔隙度为5.66%，平均渗透率为1.42×10-3μm2。据四川盆地须家河组40000余个分析数据统计，平均孔隙度为5.22%，渗透率为0.253×10-3μm2。页岩油气储层为典型的致密储层，孔隙度一般为4%～6%，渗透率小于0.0001×10-3μm2。处于断裂带或裂缝发育带的页岩储集层渗透率则大大增加，孔隙度大于10%，渗透率在1×10-3μm2左右，总体储层物性差。

邹才能等(2010b)首次在四川盆地寒武系—志留系页岩气储层里发现了纳米级孔喉，孔隙直径5～750nm，平均100～200nm，呈圆形、椭圆形、网状、线状等(图2-3)。连续型油气中的纳米级孔喉的广泛存在，是油气连续型聚集和分布的理论基础。

图2-3 四川盆地威201井页岩气纳米级孔隙

应用场发射扫描电镜与Nano-CT等技术，在非常规储层中发现了纳米级微观孔喉，其与传统储层孔喉特征具有较大差异(表2-4)，标志着油气储层纳米级微观研究取得重大进展;该技术将有效表征油气储层内部微孔的变化规律、孔径大小、形状及孔隙率等，为全面分析微观油气运聚提供理论支持。

表2-4 油气储层常规孔喉与纳米级孔喉特征对比

图2-4 鄂尔多斯盆地二叠系盒8段沉积相与上古生界气藏分布

纳米级孔径在10～900nm之间，而烃类分子、沥青质、环状构造、链烷烃和甲烷的形成演化呈现一种连续谱的特征，自身大小自沥青质的100?(0.01μm)变化到甲烷的3.8?(0.00038μm)，皆属小纳米级孔喉。纳米级微孔的发现，将真正开启微观储层特征与烃类演化时空匹配关系的研究，可以研究致密储层中油气的驱替和流体活动机制，对油气资源评价与区块优选具有重要的意义。

同时，随着技术方法的进步，油气储层微观孔喉研究将不断细化。油气储层孔喉研究将向着物理微观(埃(?)及小于埃的尺度)、纳观(几分之一纳米到几十个纳米的尺度)和细观(亚微米到丝米之间的尺度)的超微观方向发展。

3.连续型油气聚集

连续型油气聚集过程中，区域水动力影响较小，以扩散作用和非达西渗流为主，浮力作用受限，油气水分异差，但“甜点”区油气运移主要受浮力控制。成藏动力为烃源岩排烃压力为主，受生烃增压、欠压实和构造应力等控制，成藏阻力为毛细管压力，两者耦合控制油气边界或范围，多表现为油、气、水层共存，呈连续相，分布较复杂，无明显油气水界线，含油气饱和度差异较大。

连续型油气成藏运移距离一般较短，水柱压力与浮力在油气运聚中的作用局限，主要为初次运移或短距离二次运移，尤其是煤层气、页岩油气，“生—储—藏—盖”四位一体，基本上生烃后就地存储;致密砂岩油气存在一定程度的二次运移，但渗滤扩散作用是油气运移的主要方式，导致油气水分异差，如四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界大面积含气(图2-4)，但气水共存。大庆、长庆、四川等油气田的开发实践证实，致密油气藏中流体渗流以非达西渗流为主，存在启动压力，需附加驱替力才可使流体开始流动，佐证了致密储层成藏特征。

连续型油气分布的特征是大范围弥散式含油气，存在“甜点”和富集区，油气藏下部或下倾部位无水，与源区直接接触，油气水分布复杂，无统一气油水界限和压力系统，储量规模大，存在高产富集区块。如煤层气在裂缝或割理带，尤其在地层压力降低时，发生脱水、脱气作用，释放出大量天然气，决定着天然气的富集高产。碳酸盐岩连通的缝洞体、致密砂岩中溶蚀相带或裂缝带是油气富集区。因此，连续型油气藏也存在“甜点”控制下的常规油气藏和有利区，是连续油气藏优先开发的重点，可“先富后贫”，但最终是整体开采。连续型油气藏分布在盆地斜坡或向斜区，突破了传统二级构造带控制油气分布的概念，有效勘探范围可扩展至全盆地，油气具有大面积分布、丰度不均一特征。如致密砂岩中毛细管力封闭具有达西流和非达西流双重渗流机制，广泛存在非达西渗流现象，类似针筒式或活塞推移式的运移特征，其成藏过程显示出“整体性推进、地毯式运聚”的动力机制，毛细管力控制下形成的致密油气区中，油气水关系复杂，勘探中在高部位可能遇水，而低部位可能含油气，需充分认识油气水分布的复杂性。

4.水平井压裂等开采工艺

常规技术难以开采非常规油气资源，需针对性技术提高产能，如人工改造增产、大量钻井、多分支井或水平井等。单井产量总体较低，但后期能够稳产，开发中分散气可持续充注，提供气源，开采寿命长，显示出开采过程中动态“连续性”特征，但需重复压裂。资源评价和有利区预测与常规油气不同，需发展针对连续型油气藏的核心勘探和开发技术，如资源与储量评价预测方法、叠前地震储层预测与流体检测等特殊勘探开发技术。如美国的Barnett页岩气藏，具有单井产量低(0.1×104～1×104m3/d)、生产周期长(30～50a)特点，需要通过水平井、分段压裂等技术才能实现经济有效开发。

二、形成、分布及演化特征

连续型油气藏具有非圈闭油气聚集、成藏过程持续、成藏空间连续、开采过程持续等特征。

1.非圈闭油气聚集

目前发现的主要连续型油气藏在盆地构造背景、储集体性质、生储盖配置、环境物理化学条件和油气运移充注等方面均表现出非典型单一圈闭油气聚集特殊性:①形成于盆地中心及斜坡部位，处于特殊热力场、压力场和流体场环境，如深层油气的成藏环境是高温高压。②储集体大范围呈层状连片分布，孔渗性差，导致渗流机理复杂、储量丰度低、开采难度较大，如页岩在传统意义上被认为不具备储集层的特性，低孔低渗难开发，而页岩油气吸附在页岩中有机物表面，富集于裂缝发育带，总体储量丰度低，但整体规模和潜力大。③生储盖配置具特殊性，或源储一体(煤层气、页岩油气)，或源储直接接触(致密砂岩油气等)。如美国皮申斯盆地鲁里森致密气田，致密砂岩或夹持在煤层烃源岩内，或与煤层直接接触，成藏条件优越。国内的四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气，呈“三明治”结构，具有低渗透、变形双重特征。④环境、生物、物理、化学条件特殊，包括温压条件和生物物理化学作用等。如浅层砂岩生物气来源于微生物，其要求的生气环境比较苛刻(Collett，2002;DaiJianchunetal.，2008);天然气水合物主要分布于海底或者永冻层，无论是成藏环境还是物质组成均属特殊。

2.成藏过程持续

成藏过程持续，可理解为油气运聚过程的动态平衡过程，即成藏过程相对连续。煤系烃源岩是“全天候”气源岩，生气时限长，Ro值为0.6%～6.0%，是典型的生烃过程连续的烃源岩。连续生烃为持续成藏提供了物质基础和前提。页岩油气、煤层气、来自煤系的致密砂岩气等具有明显的“连续性”成藏过程。其他几类连续气如浅层砂岩生物气、天然气水合物也具备成藏过程连续的特征。浅层砂岩生物气成藏是一个持续供应与散失动态平衡的过程，只要条件适合，资源充足，微生物产气过程将会持续不断。天然气水合物形成也具有连续性特征，目前实验室内已经建立了气水合物形成模型，只要具备基本条件以及充足的甲烷和水来源，天然气水合物将会源源不断地形成。

3.成藏空间连续

成藏空间分布连续是连续型油气藏最根本的特征和标志。源储一体或储集体大范围连续分布、圈闭无形或隐形决定了油气区大面积连续分布，地层普遍含油气，油气藏边界不显著或难以确定，易形成大油气区(层)。如致密砂岩油气是典型连续型油气藏，致密砂岩气表现出在空间上的连续性特征，即气藏大面积连续分布，砂岩地层普遍含气，含气饱和度不均，缺乏明显气水界面与边底水，油气藏边界不明确。页岩气连续性特征更明显，页岩气产自其自身，又储集于自身，页岩气存储于页岩岩石颗粒之间的孔隙或裂缝中，或者吸附在页岩中有机物的表面，没有明确的圈闭界限与气水界面。煤层气是以吸附状态赋存于煤层中，煤层气藏圈闭边界更难界定。源储直接接触的盆地中心及斜坡区油气藏，空间分布具有“连续性”，如鄂尔多斯盆地三叠系油藏平面上连续分布(图2-5)。

图2-5 鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油平面分布

4.开采过程持续

连续型油气藏尤其是连续型气藏，开采过程中，通常持续产气，压裂后的3～5年为1个生产周期，产能逐渐下降，再次压裂后会恢复到原来产能，压裂次数和产能循环可重复多次(图2-6)。连续型气藏在开发过程中低丰度的游离气、吸附气、自由气不断聚集，使得气可以持续被采出，显示出开采过程中的连续性。以页岩气为例，据对美国页岩气井的统计，页岩气藏生产周期比较长，页岩气藏投入生产时，裂缝及其附近基质孔隙中的游离气首先被采出，随着地层压力降低，岩石表面吸附气开始解吸，通过扩散进入裂缝系统，裂缝中的页岩气则以渗流方式进入井底，采至地面。当裂缝及附近游离气和吸附气逐渐减少后，可通过再次压裂，形成新的裂缝系统，产能增大，进入新的生产周期，经过多次压裂延长生产寿命，一般页岩气井开采寿命可达30～50年。美国联邦地质调查局的最新数据(Bowker，2007)显示，Barnett页岩气田气井开采寿命可达80～100年。致密砂岩气等也具有开采过程连续的特征(Hill et al.，2007;Shanley et al.，2004)。

图2-6 美国Barnett页岩多次重复压裂产量随时间的变化

①1ft = 0. 3048m

三、连续型油气藏主要类型与特征

不同类型的连续型油气藏特征、成藏机理和分布规律有共同之处，同时也存在差别。

1.致密砂岩气

连续型致密砂岩气需具备大范围、层状供气充足、供气速率高的源岩及大面积发育致密连片砂岩储集体两个有利条件。

以鄂尔多斯盆地石炭-二叠系、四川盆地三叠系须家河组为例，大型浅水三角洲形成大面积分布砂体，大面积烃源岩蒸发式层状排烃，大规模致密砂体连续分布，宏观上呈下生上储(图2-7)或生储盖呈“三明治”结构，形成了缓坡背景下大面积分布的连续型大气区(层)(赵文智等，2010;邹才能等，2009a，2009b，2009c)。

致密气藏储层物性差，孔隙度小于10%，渗透率10-9～1×10-3μm2;总体运移距离短，砂泥间互、源藏邻接;无明显圈闭和直接盖层，处于中晚成岩封闭系统内，但上覆区域性盖层好，构造活动性弱，保存条件好;分布于盆地中部及斜坡部位，气水界限与分布复杂。

天然气聚集服从“活塞式”运移原理，“层状”气运移聚集表现为气层与源岩大面积接触。短距离二次运移为主，天然气运聚中浮力作用受限。通过气藏解剖与模拟实验显示，四川盆地须家河组不同类型致密砂岩气藏启动压力等成藏机理存在差别(图2-8)。

鄂尔多斯盆地苏里格连片砂体与煤系烃源岩直接接触，天然气成藏是持续充注，从三叠纪到新近纪，一直存在天然气生排烃和充注成藏，表现为成藏过程连续。

有利储集成岩相、断裂和局部构造是连续型气藏富集主要的控制因素，如四川盆地须家河组有利成岩相是中粗砂岩溶蚀相，不同区块在北北东、东西向等方向均有断裂发育，在总体西高东低的斜坡背景上发育如广安等局部构造，形成千亿立方米级富集区带。

图2-7 鄂尔多斯盆地苏里格大气区上古生界连续型致密砂岩气分布示意图

图2-8 四川须家河组气藏低孔渗砂岩非达西渗流特征

2.致密砂岩油

致密油成为北美页岩气之后又一战略性突破领域，巴肯致密油开采借鉴页岩气技术，通过欠平衡水平井、大型压裂等技术获得成功，开辟了致密油新领域。中国广泛发育致密砂岩油藏。

大型坳陷畅流浅水三角洲、湖盆中心砂质碎屑流可形成大规模储集体，呈层状分布的烃源岩与大面积分布的砂体错叠连片，为致密砂岩油藏形成提供了条件。如松辽盆地中深层油层、鄂尔多斯盆地三叠系大面积分布的大油区(层)。

过去认为湖盆中心只发育浊积岩，不会形成大规模砂体，湖盆中心勘探未被重视。Shanmugam修改了前人对深水重力流的分类，增加了砂质和泥质碎屑流类型，并发现深海发育砂质碎屑流，能够形成大面积分布砂体，有效指导了深海油气勘探(Shanmugam et al.，1996)。2009年，邹才能等借鉴国外砂质碎屑流研究，提出我国湖盆中心也发育砂质碎屑流，如鄂尔多斯盆地白豹地区长6油层组，发育大套深水砂质碎屑流，其典型岩性为较纯净的块状砂岩与含泥砾细砂岩、块状砂岩，代表浊积流的正粒序浊积岩并不发育，块状砂岩是主要含油储集岩类，侧向具一定连续性，垂向累计厚度较大。

通过露头、岩心和测井分析，建立了以鄂尔多斯盆地长6组为代表的拗陷湖盆中心深水砂质碎屑流成因沉积模式，指出三角洲前缘坡折带下部是砂质碎屑流分布的主要场所。如白豹地区长6组存在环三角洲前缘末端呈带状展布的砂质碎屑流砂体，分布较广，厚度较大，物性较好，有利勘探面积在4000km2以上。湖盆中心可在斜坡中下部或坡折带底部发育大规模砂质碎屑流，而呈扇状展布的浊流分布规模很小。松辽、渤海湾盆地等广大湖盆中心也发现了大型砂质碎屑流沉积，砂体连续分布，易于形成连续型油藏。这一新认识拓展了湖盆中心找油的新领域。

四川盆地侏罗系各组段均有油气显示，“打高产井难，打干井也难，打水井更难”，类似国外致密油藏勘探初期的“口口有油，井井不流”阶段。传统观点认为四川盆地侏罗系具有“超低孔渗、构造平缓、油气分散、聚集度低”特征，属裂缝性油藏，原油产量自然递减。四川侏罗系灰岩与砂岩储层可能具有致密油形成的基本条件，石油分布不受构造、岩性和埋深控制，构造高部位和低部位都有油分布，砂岩、灰岩和页岩均可出油。四川盆地侏罗系与北美EagleFord致密灰岩油、Bakken致密砂岩油藏具有类似的成藏条件和油藏特征。

3.页岩气

随着全球能源需求的快速增长与勘探开发技术的进步，页岩气得到了有效开发利用，发展很快，已经占据相当的产量份额，显示出良好的发展前景。

页岩气是指产自页岩地层中的天然气，页岩既是生成天然气的源岩，也是储层和盖层。因此，高有机质含量的黑色泥页岩、高炭泥页岩是形成页岩气藏的最基本条件。影响页岩气藏形成的因素很多，其中有3个因素最为关键:一是有机质丰度，有机质丰度越高，含气量越大，一般要求TOC大于2%;二是有机质成熟度，热成因气页岩的Ro一般大于1.1%;三是页岩的岩石性质能控制产能大小，一般要求脆性矿物(石英、长石等)含量达到30%～40%以上，裂缝发育，有利于吸附气产出。

页岩气具有以下基本特点:一是页岩气形成于成熟有机质热演化阶段，天然气赋存方式既有游离气，也有吸附气;二是页岩气分布于平缓斜坡区、坳陷区和盆地边缘，含气范围广，气层厚度大，可预测性强;三是单井产量不高，稳定产量一般小于1×104m3，但稳产时间长，可以持续生产30～50年以上，一般不产水。

页岩气在国内、外均有发现，如美国沃斯堡盆地Barnett页岩气有机碳含量为4.5%，Ro值为1.0%～1.3%，裂缝发育，储量丰度为3.28×108～4.37×108m3/km2，经济效益较好。中国页岩气主要发现于四川盆地(表2-5)，如川西南地区九老洞组页岩气，有机碳含量为0.44%～2.70%，Ro值为1.83%～3.23%，储量丰度为0.87×108～5.79×108m3/km2，埋藏相对偏深，约3200～5000m，资源潜力大，具连续型分布特征。

表2-5 我国四川盆地与美国典型盆地页岩含气丰度对比

4.页岩油

页岩油指泥页岩中以微隙、裂缝为主要储集空间形成的油藏，是自生自储式的特殊裂缝孔隙型连续油藏。目前国内、外发现的绝大多数泥质岩裂缝孔隙型油藏，分布于以暗色泥岩及页岩为主的生油岩中，常富含有机质、钙质或硅质矿物，其有机碳丰度一般为1.0%～20%，有机质类型多样，Ro多为0.5%～1.3%。泥岩裂缝孔隙型油藏与页岩气很类似，通过裂缝网状系统连续分布，为典型的连续型油藏。泥页岩裂缝孔隙型油藏形成于特殊的地质环境和成藏条件:①优质烃源岩;②发育基质孔与裂缝储集;③厚层泥页岩中的网状裂缝系统封闭性好。

5.煤层气

煤层气是煤层中自生自储式非常规天然气，煤层气源储一体，圈闭界限不明确。主要由甲烷(含量超过95%)和极少量较重的烃类以及氮气、二氧化碳组成。煤岩不仅持续生烃，而且运移、聚集、成藏、分布以及开采过程均表现出“连续性”特征，为典型的连续型气。

煤层气的储集层含有被称为割理的正交断层，其方向与煤层垂直，为流体渗流提供了主要渠道。控制煤层气含量的主要因素包括煤层厚度、煤组成成分、吸附气含量及气体组成成分。煤组成成分指煤中有机成分的数量和类型，它对可吸附气的数量影响较大。煤层中气体含量变化较大，是煤的成分、热成熟度、埋藏和上升历史、运移热量增加或生物气增加等的函数。煤层气以吸附在煤层颗粒基质表面为主，有的在煤层割理、裂缝中含微量游离气、水溶气。煤层气热值在33494.4J/m3(8000cal/m3)以上(Kvenvolden，1988;何国貌等，2004;Eaton，2006;邹才能等，2008)。

煤层气赋存具有明显的分带性。煤层气并非在原地、同期、一次形成，而是在含煤层系中经煤化作用不断生烃，又受上覆沉积、断裂构造和水动力作用不断改造，进而形成了具有内在联系的几个带。依据煤层气δ13C1值、非烃含量、甲烷含量和开采特点，由盆地边缘向盆地腹部一般可划分为氧化散失带、生物降解带、饱和吸附带和低解吸带4个带(表2-6)。其中饱和吸附带盖层条件好，处于承压水封闭环境，含气量大，吸附饱和度高，煤层埋深适中，物性较好，气井单井产量高，是煤层气勘探的主要目标区。

表2-6 中高煤阶区煤层气成因分带特征

在煤层气勘探中，对于中高阶煤，需找区域热变质、割理发育、承压水封闭的饱和吸附带;对于低阶煤，需找厚煤层、深盆浅层、封盖条件好的高渗区。

以上主要讨论了碎屑岩连续型油气，对于碳酸盐岩和火山岩油气有一部分亦属连续型油气藏，其前提条件是油气储集于大面积孔洞缝连通构成的连续性网络空间。碳酸盐岩孔、洞、缝同样无明显圈闭界限，难以进行圈闭描述，储集空间具有连续或准连续特点。断裂、裂缝和次生溶蚀淋滤作用形成的孔、洞、缝连续型或准连续型储集空间，对碳酸盐岩网络状油气藏的形成和分布具有关键性的控制作用，如塔里木盆地轮南、塔河油田和鄂尔多斯盆地中部碳酸盐岩气田。部分火山岩缝洞、变质岩裂缝形成的网络状油气藏，也具有连续型油气藏的特征。裂缝发育程度是火山岩、变质岩连续型油气藏形成的重要条件，如准噶尔盆地西北缘石炭系大面积风化壳连续油藏。

四、典型连续型油气对比

页岩气、页岩油、致密油、致密气和煤层气等非常规油气有很大的相同点，也有明显差异。其相同点主要有:①均为非常规致密储层;②无明显圈闭界限，无统一油气水界限，大面积连续分布;③以非达西渗流为主;④需针对性强的水平井、多级压裂等储层改造技术开采。

不同非常规油气的特殊性存在差别。如页岩气特殊性在于(表2-7):①储层致密，纳米级孔隙，渗透率低;②源储一体，生气有机质孔是重要的储集空间;③生气后，无运移或页岩层内极短运移;④致密气、致密油及煤层气等可共生，形成连续型含气层系，合层开采可大幅度提高单井产量及开发效益。

表2-7 不同类型非常规油气的主要区别

胜利油区电子压力计试井资料综合分析

考虑四川高含硫碳酸盐岩气藏地质特征，并结合该区块钻完井分析与评价结果，根据以上建立的六个水平井产量计算公式，推导出了与其对应的水平井产能预测公式。因六个产能预测公式具有相同的参数，故利用Joshi产量预测公式推导的产能预测公式进行影响水平井产能的参数分析。其影响因素有：地层压力、水平井长度、储层有效厚度、各向异性、储层伤害和元素硫沉积。共同参数如表9.1所示，对这些影响因素进行理论分析。

9.5.1 地层压力对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，作出了不同地层压力条件下的水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.11为水平井不同地层压力下的IPR曲线，随着地层压力的降低，流入动态关系曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，这也是随着生产时间的增加单井产量减低的原因。地层压力降低导致水平井的无阻流量降低，应及时调整配产，以达到稳产的目的。

9.5.2 水平井长度对流入动态的影响

图9.12为水平井不同水平段长度下的IPR曲线。

图9.11 不同地层压力下的IPR关系曲线

图9.12 不同水平井长度下IPR关系曲线

可以看出，随着水平井长度的增加，流入动态曲线向右偏移，水平井的无阻流量增大，但增加的幅度在减小。这是因为水平井长度增加，增大了油气流通通道和油气渗流能力，导致无阻流量增加。

9.5.3 储层有效厚度对流入动态的影响

图9.13为不同储层有效厚度影响的IPR关系曲线。由图可以看出，随着储层有效厚度的增加，水平井的无阻流量增大，且增加的幅度较大，可以看出，储层有效厚度对流入动态的影响比水平井长度的影响要大。

准确地知道储层有效厚度参数对于计算水平井的无阻流量具有重要意义，由于隔夹层的存在，容易在选择储层有效厚度参数时产生一定的偏差，从而对后续的合理配产产生一定的影响，导致气井稳产时间受到影响。

图9.13 不同储层厚度下的IPR关系曲线

图9.14 不同各向异性下的IPR曲线

9.5.4 各向异性对流入动态的影响

图9.14为水平井在不同各向异性下的IPR关系曲线。由图中可以看出，随着各向异性比的增加，无阻流量减小。随着垂向渗透率的增加，产量也是随之增加的，但后续增加的幅度较小，由于水平井对油气渗流特征的影响，纵向非均质性也影响水平井的产能。

9.5.5 储层伤害对流入动态的影响

图9.15是水平井在不同储层伤害程度下的IPR关系曲线。由图中可以看出，随着储层伤害程度的增加，流入动态关系向左偏移，即水平井的无阻流量减小。由于含硫气藏特殊的物理性质，不仅有钻完井过程中的储层伤害，还有随着气藏温度、压力的降低，元素硫从含硫天然气中析出，沉积堵塞近井地带储层，而产生的附加储层伤害。从下图可以看出，储层伤害对水平气井无阻流量影响较大，准确测定表皮，对于水平井气井的无阻流量及后续合理配产具有重要意义。

图9.15 不同储层伤害程度下的IPR关系曲线

9.5.6 元素硫沉积对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，做出了不同储层硫沉积条件下水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.16是水平井不同地层压力下的IPR曲线。由图中可以看到，随着储层硫沉积量的增加，流入动态曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，且影响幅度较大。保持地层压力高于元素硫析出临界压力，对于提高无硫析出期间的气井采收率具有重要意义。

生物气藏形成的基本地质条件

李友全　张传宝　李慧　叶良玉　阎燕　张莉

摘要　胜利油区地质构造复杂，反映其动态特征的试井曲线也异常复杂。本文在综合分析了胜利油区15年来的电子压力计试井资料的基础上，研究了不同试井资料的曲线特征，包括变井筒储存的曲线特征及资料解释方法；不同油藏外边界的曲线特征及资料解释方法；以及胜利油区多层、多井试井中存在的问题及解决方案等。在此基础上，总结出了一套适合胜利油区复杂地质特征的试井方法和资料解释方法。

关键词　试井　试井解释　内边界　外边界　多层油藏　胜利油区

一、引言

胜利油区的现代试井工作开始于1985年，经过十五年的引进、发展配套和应用研究，目前已形成油气水井地面直读测试、井底储存测试、海上橇装测试和抽油井环空测试的现代试井技术系列。相继开展了油气水井的压力温度测试、压力恢复试井、压降试井、干扰试井、脉冲试井、系统试井、改进等时试井、探边测试、水平井试井、抽油机井环空测试及压裂、酸化、堵水评价测试、计算热采油藏参数测试等。到目前已累计完成电子压力计测试280井（层），为油田的勘探开发提供了重要的动态资料。但由于胜利油区地质构造复杂、油藏储集类型多，反映油藏特征的试井曲线也异常复杂，试井资料的解释难度很大，为提高我局的试井解释水平，增加试井资料的应用价值，应结合油气藏开发过程中的研究成果，对这些资料进行综合分析和应用研究，以推动我局试井技术的不断发展和进步。本文在综合分析胜利油区电子压力计试井资料的基础上，对不同类型内边界、油藏外边界、多层油藏试井资料（包括分层测试）及多井试井进行了研究分析。

二、具有不同内边界类型试井资料的分析研究

内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储集层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。这些情况对不稳定试井有很大的影响，往往直接影响解释结果的准确性。

1.线源井

在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井筒半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。

线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选用该模型[1]。

2.井筒储存

（1）定井筒储存

由于井筒中流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。定井筒储存的特种曲线是压差（p）与时间（t）关系图，其特征是△p与 t的关系曲线为通过原点的一条直线。

（2）变井筒储存

在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。1997年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大或减小的模型，在Laplace空间内，变井筒储存井压力反映可表示为[2,3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：pD——无因次压力；

S——表皮系数；

CD——无因次井筒储存系数；

pD——无因次变井筒储存压力；

L(pD）——理想储集层模型（S=0,C。＝0）的Laplace空间解；

z——Laplace变量。

Fair给出的变井筒储存压力函数为指数形式：

式中：CφD——常数；

胜利油区勘探开发论文集

tD——无因次时间。

将（2）式进行Laplace变换后代入（1）式再反演到真实空间，即得到指数形式的变井筒储存的典型曲线（图1、图2）。具有变井筒储存的井在早期会表现出与具有定井筒储存并且储存系数为CφD的井相似的特性，接着是变井筒储存占优势的过渡期，然后是晚期，井再次表现出单独受 CD控制的定井筒储存。

在一些实例中，需要比指数形式更急剧变化的井筒储存压力函数。Hegeman给出了另一种变井筒储存函数—误差函数形式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：αD——无因次变井筒储存时间；

erf——误差函数。

误差函数的变井筒储存曲线的过渡段更大、更剧烈。使用多个变井筒储存压力函数PφD1、PφD2……，可以产生复杂的变井筒储存模型。如早期井筒储存减小，接着井筒储存又增大的现象。对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储存特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储存减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储存系数增加。

图1　井筒储存增大的典型曲线图

在胜利油区所进行的280口井的测试资料解释过程中，变井筒储存现象较多，共有105井的试井资料具有变井筒储存效应，其中既有井筒储存系数增大的曲线，也有井筒储存系数减小的曲线和井筒储存系数先减小后增大的曲线。如埕北古4井，该井于1999年7月3日至15日对东营组73、74两层进行测试。关井前油产量313m3/d，气产量26571m3/d。关井后由于井筒内压力升高，部分天然气又溶解到油中，从而引起井筒储存减小，通过拟合，终井筒储存系数为1.08×10-2m3/MPa，初终井筒储存系数比为9.92417m3/MPa，无因次变井筒储存时间为7400。

变井筒储存对资料的解释具有不利的影响，特别是当变井筒储存时间很长且井附近存在外边界时，变井筒储存往往掩盖掉最初的外边界反映，如富111-8井等，从而对外边界及其他参数的解释产生影响，目前这种不利的影响在试井解释理论上尚无法有效解决，但可以通过提高测试工艺来解决，具体方法是通过井底关井器进行井底关井或利用井底流量计计量井底产量变化，从而消除变井筒储存对试井资料的影响。

图2　井筒储存减小的典型曲线图

3.表皮系数

在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。但由试井所求得的表皮系数为一总表皮系数，它不仅包括由于钻井液、完井液对井底附近地带油气层的污染与堵塞而引起的真实表皮系数，还包括油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响而引起的拟表皮系数之和[4]。因此为了获取反映地层污染的真实情况，应该对油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响的拟表皮系数进行计算求解。如义941井，该井位于沾化凹陷渤南洼陷渤东斜坡带，油层井段3275.3～3293.3m，有效厚度为16.8m，射开3275.3～3282.0m，射开厚度6.7m。通过试井得到总表皮系数为8.47，由于该井测试层为局部打开，局部打开造成的表皮系数为5.25，因此地层的实际污染系数为3.22，说明本井有污染，但污染程度没有像试井分析的那样严重。

在胜利油区的试井资料中，共有86口井的表皮系数大于0即存在污染，占40%，说明胜利油区的大部分井不存在污染，其中表皮系数大于0小于1的井有16口，表皮系数大于 10的井有 33口，即有15%的井存在严重污染。此外有129口井的表皮系数小于0，占总井数的60%，其值为0～9，通过统计还发现表皮系数跟钻井和完井条件有关，跟地层情况关系不大。

三、具有不同外边界类型试井资料的分析研究

外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等[1]。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。

目前已进行各种类型的油、气、水井测试中，有83口井见到了边界反映，占测试井的30%，其中单一不渗透边界16口井，两条相交不渗透边界15口井，两条平行不渗透边界3口井，三条不渗透边界14口井，四条不渗透边界10口井，等压边界12口井，组合边界（不渗透＋等压边界）3口井，复合油藏10口井。

1.不渗透边界

不渗透边界指密封断层或岩性尖灭，可以是一条边界或多条边界交叉所形成的较复杂的边界。

（1）单一不渗透边界

当测试井附近有一条不渗透边界时，在半对数图（pwf-lgt）上将出现两条直线段，且前一直线段的斜率为后直线段的2倍。通过两条直线交叉点的时间可求出测试井到断层的距离。在双对数图上，压力导数曲线在井筒储存和表皮效应的影响结束后，稳定于纵坐标值为0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。

在胜利油田的试井中遇到单一不渗透边界的情况较多，如埕北 12井，该井的压力恢复资料在压力导数曲线后期上翘，表明遇到了不渗透边界，通过拟合得不渗透边界的距离为153m。后经进一步探明构造，发现埕北大断层在本井以北约150m处，可见电子压力计在探边测试中具有较高精度。

（2）两条平行不渗透边界（渠状储集层）

若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，在双对数图上，压力导数曲线可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，在双对数图上，压力曲线与压力导数曲线相平行，且沿斜率为二分之一的直线（倾角26°）上升。如夏70井，该井解释得到两条平行断层，到井的距离分别为54.6m和55.7m，即两平行断层间距离为100.3m。

（3）两条相交不渗透边界（楔型储集层）

当井处于两条相交断层附近时，在双对数图上，其压力曲线形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关：当井到两个断层的距离相差较大时，压力导数曲线表现出两个依次上升的台阶，如夏326井，该井通过拟合得断层距离分别为687.0m和312.0m；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，压力导数曲线上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180°/θ的水平线上（θ为两断层的夹角）。如曲10井，经解释该井到两条边界的距离分别为148.0m和156.0m。若井处于两条正交断层之中，压力导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。

（4）多条不渗透边界

井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数图的压力导数曲线上的反映与两条相交断层反映很类似，都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来判断，在胜利油田的探边测试中这类井遇到的较多，如孤北30、孤南24等。

（5）断层全封闭边界

胜利油区的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力曲线和压力导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而压力导数曲线下跌。

盐16井的压力恢复双对数图中，压力导数曲线上翘后下跌，利用封闭边界解释的圈闭面积为0.41km2，后来该层位上报的Ⅲ类储量面积为0.4km2，与试井解释结果吻合较好。

2.等压边界

等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注采平衡的储集层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数曲线则很快下降。

（1）单一等压边界

对于单一等压边界，其压力导数曲线在见到边界后将沿45°（斜率为－1）的直线下降，如义941井。该井压力导数曲线在径向流水平段后期出现下降，通过拟合得到等压边界距离为299.0m。从构造图知该井距油水边界的距离约300m，与测试结果一致。

（2）圆形等压边界

在胜利油区的探边测试中圆形等压边界（即边水圈闭）的井例不多，从实测资料看这类井的曲线特点是：当压力激动波达到圈闭后，压力导数曲线呈90°下降，如利371井。该井压力导数曲线进入径向流水平直线段后不久迅速以90°下跌，用圆形等压封闭边界拟合，得圆的半径为850m。

3.不渗透边界和等压边界的组合

井附近既有不渗透边界又有等压边界时，分以下两种情况：①井距等压边界近而距不渗透边界较远，此时压力导数曲线先表现等压边界的特征，沿45°直线下降，再表现不渗透边界的特征，压力导数曲线停止下降，甚至回升（视边界的组合情况而定），如官7井，该井具有上述特征，通过拟合得等压边界距离为111.0m、不渗透边界距离为287.0m；②井距不渗透边界近而距等压边界远，这时压力导数曲线先上翘，遇到等压边界后又下降，如胜海8、孤岛中37-311井等。

四、多层油藏试井资料的分析研究

由于胜利油区构造复杂，多数油田具有多套油水系统及多套产油层系，因此很多井都是多层合采，在所测试的试井资料中共有38井为多层油藏试井资料，这些油藏是由性质相同或不同的两层或多层油层构成，层间为低渗透或不渗透的夹层隔开。对这些资料的研究发现，若各层性质相同或相差不大时，可用均质油藏模型解释；若各层性质不同，用均质油藏就不能得到较好的拟合，此时就必须用多层油藏模型解释。

1.无窜流双层油藏解释模型与曲线特征

图3　无窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

这种模型的基本假设条件为：两层组成油藏中心一口井，油藏上下封闭，两层具有无限大外边界，层间为不渗透隔层分开，仅在井筒连通。油层均质，各向同性，流体微可压缩，压缩系数和粘度为常数，忽略重力影响。根据Boudet给出的Laplace空间解反演到实际空间后即得双层油藏解释模型的典型图版[5]。

多层油藏典型曲线具有明显的蛇曲形状，图3是带有封闭边界的无窜流两层油藏的压力及导数双对数图，该曲线大致可分为几个流动阶段：

早期为井筒储存影响段（a—b—c段），这一段的形状主要受组合参数CDe25的影响。由于S在指数上，所以早期段受S的影响比较大。

然后是高渗层的径向流段（c—d段），这时主要是高渗层生产，无因次双对数坐标中，c—d段是纵坐标为0.5的水平线，半对数图上出现斜率为二分之一的直线段，这与单层油藏情况类似。

d—e段为过渡段，也是高渗层的边界反映段。曲线开始偏离直线段的无因次时间为0.1，这也正是恢复较快层（高渗层）的边界反映无因次时间，边界影响使压力曲线和导数曲线上翘。e—f段为过渡段。

压力传播到恢复较快层的边界后，当井底压力趋于该层的平均压力时，该层停止生产，此时流体完全从低渗层生产，导数曲线出现第二径向流段（f—g），一般在无因次双对数坐标下的压力导数值为0.5/(1-k）（k为地层系数比），半对数图出现第二直线段。若第二直线段明显，且第二层为封闭边界，则第二层的边界反映无因次时间也为0.1。g—h段为低渗层的边界反映段。

由于储集层的复杂性和测试时间的局限性，在实际测试中可能只能测到其中的一段或某几段，此时就只能了解其中的一部分参数。

图4　有窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

2.具有层间窜流的双层油藏模型及曲线特征

对于具有不同表皮系数的两层油藏中心一口井，假定流体由低渗层（下层）向高渗层（上层）窜流；各层均质，各向同性，微可压缩单相流体流动；油藏无限大，顶、底封闭；各层的初始压力相同，井产量q为常数，忽略重力影响[7,8]。

该类油藏模型的曲线特征如图4所示，主要表现为四个流动期。

早期（曲线A）为井筒储存影响段。

小时间期（曲线B）：流体仅从高渗层流入井筒，与无窜流的多层油藏特性类似，在双对数图上压力导数曲线呈水平段。

过渡期（曲线C）：低渗层开始生产，层间窜流发生，产量曲线和压力曲线均趋于平缓变化。

晚期（大时间期，曲线D）：当时间足够大时，两层生产达到平衡，流体流动类似单层油藏情形，压力导数曲线反映总系统的径向流水平直线段。

3.实例分析

胜利油区的多层油藏试井资料中，大多数表现为均质油藏的特征，即各层性质相近，但也有一些井表现为明显的多层特征，如孤东10-13、胜海8等井。对于这些井，利用上述两模型一般也难以得到各小层的参数，其解决方法是利用分层测试，下面利用孤东10-13井为例简单介绍该方法。孤东10-13井有三个生产层段，1999年9月8日将储存式电子压力计和智能分层装置下入井底，根据预先编好的程序逐层开关井和自动记录井底压力变化，该井的测试中，先开第三层（关一、二层）测流压5天，然后关第三层测恢复1天，依次对第二、一层进行测试，最后三层全开测流压3天，再关井测恢复1天。测试前三层合采的液量为16.6m3/d，油量为0.7m3/d，含水96.6%，分层测试时第一、三层100%产水，第二层厚度虽仅有2.0m，产油量却高达34.2m3/d，是主力产油层。通过解释得到第一、三层的渗透率分别为11×10-3μm2和10×10－3μm2，表皮系数分别为44.4和55.3，表现出高污染低渗透的特征；第二层得到的渗透率和表皮系数分别为574.88×10-3μm2和－0.15，可见第二层的油层特性较好。从测得的压力来看，第一、二、三层的静压分别为13.2031、14.9668和19.5335MPa，压力系数分别为0.97、0.94和1.00，说明第三层和第二层压力较高，在低速三层合采时，主要由这两层供液，故三层合采时产油量极低，因此应封堵第一、三层，以获得高产油流。

五、多井试井

多井试井目的是确定井间连通情况和求解井间地层特性。干扰试井是最常用、技术最成熟的一种多井试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观察井；也可以一口井作为观察井，另一口或数口井作为激动井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（常称为“干扰讯号”）；在观察井中下入高精度的测压仪器，记录由于激动井改变工作制度的压力变化。从观察井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观察井与激动井之间是否连通，从接收到的压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。

笔者以高17断块干扰试井为例进行分析。高17断块是高青油田的主力含油断块，该断块自1990年1月注水开发10个月以来，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，无其他明显受效井，分析原因，可能与东部断层有关。为了验证该断层的密封性及油水井的连通情况，以便于调整注采结构，对该断块进行干扰试井。

图5　高17-9井实测线性图

本次测试选高17-9井为观察井，高17-51井（注水井）为激动井。测试自1991年1月11日开始，于1991年1月21日结束。期间停注2次，开注 1次。图5为本次测试线性图。

试井以前，高 17-9井进行过洗井作业，因而压力随液面下降而减小，见图5。测试开始时，高17-51井一直注水，经过20.38小时停注，观察井压力继续减小，然后压力自然恢复上升。激动井停注40小时后，又以302m3/d的注入量开注，持续96小时后停注。这期间观察井压力值仍然按原来趋势上升，上升了0.044MPa，停注以后又观察了71.86小时，压力仍然上升，无下降趋势。整个测试期间压力恢复了0.093MPa。由曲线可以看出，高17-9井的压力恢复未受到高17-51井几次激动的影响，分析原因为该断块东部有断层，密封性良好，导致两井间不连通，从而证实了断层具有良好的密封性。

六、结论

井筒储存对资料的解释有不利的影响，应尽量通过施工工艺的改进来减少其影响；由压力恢复或压降试井求得的表皮系数往往不代表油藏的污染程度，应根据井的打开程度、井斜等情况将表皮系数分解，从而确定油藏的真实污染情况。

利用试井方法确定油藏的外边界有较高的精度，因此符合试井条件的井都应进行探边测试。由于试井解释具有多解性，在进行边界解释时应尽可能多的参考其他地质资料。

多层油藏的试井资料目前仍为试井解释的难点，若需获得各小层的参数应进行分层测试，但分层测试具有现场施工工作量大、测试条件苛刻等缺点。

主要参考文献

[1]林加恩.实用试井分析方法.北京：石油工业出版社，1996.

[2]唐雪清，刘华强.具有变井筒储存的试井分析.天然气勘探与开发，1997,20(4).

[3]M A Vasquez,R A Camacho-Velazquez.Analysis Of ShortTransient Tests Affected by Changing Wellbore Storage.SPE.1998.

[4]李克向.保护油气层钻井完井技术.北京：石油工业出版社，1993.

汽车空调低压管结霜或水珠的原因？

1.生物气生成的有利条件

根据上述对陆良盆地的剖析，可以归纳出以下的生物气生成的有利条件：

（1）半腐殖型和草本腐殖型母质是生物气的最佳生烃母质。

（2）还原环境和中性水介质有利于生物气生成。

（3）温度：生物气的生成下限温度为80℃～85℃，主产气带为25℃～65℃，这与甲烷菌的生存温度及最适温度十分接近。

（4）浅层的抑制作用有利于深部成气并保存成藏。

一般地说，有机质在浅埋进入厌氧环境即开始厌氧生化产气作用，如果这种产气作用连续进行，产生的甲烷及其他气体会很快在浅表处逸散。要阻止这种浅表生成的生物气散失，就必须有某种因素抑制生化作用的进行，并且抑制作用需同等于圈闭形成或发生在圈闭形成之前。随后再解除抑制，并进行厌氧生化作用，这样才有利于生物气的聚集成藏。柴达木盆地东部第四系就存在这种抑制作用，研究表明（周翥虹等，1989）该区高盐度沉积环境和硫酸盐的存在（干酪根有机质包裹的黄铁矿、抽提物色质分析有单质硫等存在，均表明是存在着硫酸盐），使沉积物在浅层的生物化学作用得到抑制，形成了与同沉积背斜发展相一致的缓慢解抑和产甲烷过程，从而形成了有利的聚集成藏条件。

（5）沉积速度与空间

对于生物气的形成，沉积速度具有双重功效：既有利于保存有机质（特别是那些易被细菌所利用又易于被破坏的有机质），又有利于阻止甲烷的扩散耗失，同时还可减弱从上覆地层或水体中不断补给的溶解硫酸盐，从而为微生物群落的生存和繁殖创造了有利的环境和物质基础。

细菌的繁殖需要一定的空间。一般情况下，有机质在泥页岩之类的细粒沉积物中最为丰富，但致密的细粒沉积物的粒间孔隙小，只有较为疏松的细粒沉积物孔隙较大，最有利于细菌的生存和繁殖。随着埋深加大，沉积物经压实、排水、细菌的个数将迅速减少。未成熟岩段一般岩石的成岩、固结、压实程度均不高，不会很明显地阻碍细菌的活动和繁殖。

2.未成熟烃源岩

未成熟烃源岩是生物气产生的基础，其展布规模决定生物气的生气强度，进而控制气藏富集程度。

研究证实，生物气的气源来自于未成熟烃源岩，所以生物气藏无一例外地分布于存在有未成熟源岩的地区。

源岩的规模、组成、有机质丰度等决定了其生气能力和生气强度，生物气藏的分布严格受生气坳陷的控制。

3.与烃源岩配套的良好储层

生物气的形成主要限定于未成熟源岩段，生物气的储层可能多种多样，根据“八五”与“九五”期间的研究成果，生物气的储集层也主要分布于未成熟源岩段范围内。岩石成岩程度低、固结作用较弱，以原生孔隙为主。

在其他条件具备的情况下，储集层的展布规模（面积、厚度）是决定气藏规模和含气丰度的决定性因素。

4.有效的封盖和保存条件

盖层和保存条件是油气成藏的重要因素，对天然气藏的形成与保持更为如此，而对成岩程度较低的生物气聚集更为重要。良好的盖层不但可以有效地阻挡和减缓天然气的逸散，并在一定条件下可以促使天然气在低气压区聚集。

区域盖层对于天然气的聚集和保存至关重要，区域盖层的作用在于较大范围内阻止天然气散失，从而使更多的天然气保存于地下以便进行运移聚集成藏。

除了盖层之外，对于生物气的保存条件而言，地质构造运动及断层、断裂的发育程度也是一个重要的方面。构造活动稳定、断裂少的盆地和地区有利于气藏的形成和天然气的富集，相反则不利于保存。

5.早期圈闭和同沉积圈闭

在国内已发现的绝大多数生物气藏中，基本都是同生沉积圈闭或古构造圈闭，其本身就位于（或临近）生气凹陷，或者位于天然气运移的指向地区。在以产出生物气而出名的柴达木盆地内，绝大部分气藏都属于这种类型。

6.生物气的动态补充

生物气应不间断地生成，以补偿天然气的散失，这种动态平衡的结果可以形成生物气藏。

与热解气需要埋深达到一定程度才可产生的情况不同，只要有适合细菌生存、繁衍的生物化学环境，且有丰富的草木有机质保存，即可连续不断地生成生物气。

由于生成与储集生物气的岩石层大多处于未成熟阶段，岩石孔隙度较高，势必使天然气的扩散、渗滤散失量增大。因此，生物气必须不断地产生，以补偿气藏中天然气的散失，正是由于生成补偿与散失达到一种动态平衡，才可使生物气聚集成藏，这种动态平衡一直延续至现代。

7.浅层天然气藏地层压力系数偏低

我国迄今发现的生物气气藏普遍具有地层时代新、埋藏浅（一般浅于1500m）、经历的温度低（低于70℃）、储集层成岩作用弱等特点。储集层孔隙度普遍高于30%，渗透率变化范围较大（由千分之几十平方厘米到几平方微米），孔隙度与渗透率的相关关系差。圈闭类型多样，有背斜型圈闭、断块型圈闭、岩性型圈闭和岩性－构造复合型圈闭。

气藏压力特征通常以压力系数（气藏地层压力与其所在深度静水压力的比值）来描述。按照1990年颁布的《天然气开发条例》，压力系数小于0.7的为异常低压气藏，大于1.2的为异常高压气藏，介于其间的为常压气藏。我国已发现的生物气气藏均属常压气田（表6-11）。

压力系数的高低是生物气气藏区别于热解气气藏的重要标志之一。我国已开发的中生界至古生界热解气气藏中，既有异常高压气藏，又有常压气藏。在四川、贵州的裂缝性碳酸盐岩气藏中，异常高压气藏占较大比例（任光明，1996）。

云南陆良、保山、杨林这3个第三系盆地已钻探的10个生物气气藏（埋深小于800m）都属于常压性气藏。综合分析表明，生物气藏的这种压力特征与其地质特点有着密切的关系。

表6-11　我国主要浅层生物气气藏压力系数表

（据任光明，1999）

任光明（1999）提出，我国浅层生物气藏常压特征的形成主要取决于以下4个条件：

（1）具有相对开启的水文地质条件

1）地层成岩作用弱，孔隙度、渗透率高

据有关资料[1,4,9]，我国浅层生物气气藏普遍处于早成岩期，具有高孔隙度中渗透率或高孔隙度高渗透率。柴达木盆地中—东部的气田储集层孔隙度一般为28%～32%，渗透率一般为千分之几十至千分之几百平方微米，少数可达几平方微米。陆良盆地和保山盆地储集层物性大体上与柴达木盆地中—东部的气田相似，孔隙度一般为30%左右，最高可达47%（陆7井），渗透率普遍在30×10-3μm2以上。杭州湾地区砂层物性更好，孔隙度平均可达34.3%，渗透率平均为603×10-3μm2。

2）盖层的封盖能力相对较差

我国浅层生物气气藏的泥岩盖层一般具有较高的孔隙度和一定的渗透性，突破压力较低。据陆良盆地新近系13块泥岩样品（埋深264～763m）分析结果，孔隙度为26.3%～39.1%，平均为33.85%；渗透率为（683～1.8）×10-3μm2，平均为0.274×10-3μm2。地层条件下饱和水时的突破压力一般为2～6MPa，平均为4MPa。其他地区的盖层性能与陆良盆地的基本相似。按照传统的盖层评价标准，这类泥岩作为气藏的盖层或只能属于差盖层（庞雄奇，1993）。用传统的方法和标准来评价浅层生物气气藏的盖层，可能存在一定的局限性，但我国浅层生物气气藏的盖层性能确实差于中生界—古生界热解气气藏的盖层，两者的某些物理参数（如渗透率）甚至相差几个数量级。

3）沉积剖面中砂岩百分含量高

20世纪70年代，分析研究墨西哥湾盆地内异常地层压力发现，砂岩百分含量低于25%的沉积是该地区出现异常地层压力的相关因素之一（庞雄奇，1993）。砂岩百分含量高是我国浅层生物气气藏普遍的沉积特征。据笔者统计，陆良盆地和保山盆地的15口探井中，砂级以上颗粒层厚度平均占第三系总厚度的40%以上，且剖面上砂岩与泥岩呈互层状分布。这种沉积特点有利于地层中流体和流体压力的分散，也是形成气藏常压特征的相关因素之一。涩北一号、涩北二号和台南气田的砂岩百分含量虽然只有20%左右（顾树松，1993），但由于该地区沉积稳定，砂体分布面积大，弥补了砂岩百分含量小的不足，地层仍然具有较强的流体和流体压力的分散能力。

（2）经历的地层温度低

国内外钻探实践表明，高异常地层压力总是伴随着异常高地温带出现，温度对压力的影响是不容忽视的（吴文旷，1998）。在一个封闭的系统（或称压力封存箱Burst J F.1969）中，温度的增高，将引起岩石和岩石中流体的膨胀；此外，地温增高达到一定程度，粘土中的蒙脱石开始脱水并向伊利石转化。在这个转变过程中排出的层间水、吸附水可增加地层压力，引起压力异常。Burst（1969）认为，在地层温度达到93℃～110℃范围内蒙脱石开始脱水。我国浅层生物气气田的地热梯度普遍为3℃/100m左右。目前发现埋藏最深的生物气气层在台南气田中4井，埋深为1734m，地层温度只有68.95℃（顾树松，1993）。云南第三系生物气气藏地层温度一般为40℃左右（任光明，1999）。

镜质体反射率（Ro）是推算古地温的有效指标。柴达木盆地东部气田从近地表到埋深1537m不同深度的干酪根Ro值为0.22%～0.47%，平均为0.36%。其他生物气气田的有机质成熟度随埋深变化的情况与此基本相似。我国迄今发现的浅层（浅于1500m）生物气气藏的Ro值均小于0.5%。按照松辽盆地白垩系镜质体反射率与古地温的关系推测，我国浅层生物气气藏经历的古地温均低于60℃。由于经历的地温低，粘土矿物中蒙脱石应占有较大比例。据实际资料分析，我国生物气气田地层中粘土矿物以伊蒙混层为主，其中蒙脱石占60%以上。

（3）构造作用弱

气藏成藏后受构造运动影响而发生抬升或下降，也是形成气藏异常压力的重要因素。地壳抬升导致气藏上覆地层被大量剥蚀，气藏变浅，引起异常高压；或因断裂作用等致使气藏下降，埋深加大，引起异常低压。Sahay和Fertl于1988年提出了构造挤压作用使地层形成异常压力的机制（国内学者也曾提出类似的观点）（吴文旷，1998），主要指当抑制流体流动的低渗透地层被水平挤压时，挤压力作用在孔隙流体上使孔隙流体压力升高。据报道，美国加利福尼亚的长650km、宽40～130km超压带的形成就与San Andreas断裂带的发育有关（杨玉峰，1998）。我国发育浅层生物气气藏的新生代盆地，一般除盆地边缘地层受一定程度剥蚀外，盆地内地层被改造程度较低，基本上保留了原始沉积盆地的状态。

我国浅层生物气气藏受构造运动的影响较弱，表现在两个方面：一是此类气藏地层沉积晚，成藏更晚，只受喜马拉雅期构造运动影响，而中生界、古生界气藏则受多期、多幕构造运动的影响；二是此类气藏绝大多数分布在新近系和第四系，成藏后处于构造运动相对平稳阶段。新近纪末期，我国地表的海陆分布和山系位置基本上与现代相同；松辽盆地、华北盆地虽处于持续下陷阶段，但内部差异却大为减弱；西南地区新近纪出现平缓地形和温湿气候，形成内陆沼泽堆积，现今的柴达木盆地涩北一号、涩北二号和台南气田构造均属短轴状同沉积背斜，两翼地层倾角均小于30，最小的还不到1°，构造闭合度小，至今尚未发现任何断层（顾树松，1993）。

构造作用较弱是形成生物气气藏常压特征的原因之一，当然也不排除个别地区局部构造上受基底断裂影响，发生继承性活动而形成异常压力气藏。如陆良盆地大嘴子气田陆3块，由于断裂作用（断距170m），形成低压气藏，但这是个别现象。

（4）气藏高度小

含气高度大的气藏，在构造高部位可出现异常高压。所谓含气高度大是个相对的概念，据笔者推算，当气藏含气高度超过其底界埋深的9.1%时，该气藏顶部的压力系数就会大于1.2（假定无其他地质因素影响）。

含气高度小是我国已发现生物气气藏的普遍特征。柴达木盆地东部气田储量相对较大，但气藏含气高度不大，圈闭闭合高度与圈闭埋深的比值一般为5%～6%，最大不到7%，含气高度与气层埋深的比值还应小于此值。其他气田的含气高度更小。从单井剖面看，即使在构造高部位，也会出现气水同层现象。图6-7是保山盆地保2井380～480m井段的测井组合曲线及解释结果，典型地反映出生物气气藏纵向上多气水系统和含气高度小的特征。

造成生物气气藏含气高度小的原因是多方面的，可能与生气条件、圈闭闭合高度以及盖层条件等因素有关。

我国浅层生物气气藏普遍表现出的常压特征与这类气藏的沉积作用、成岩作用以及成藏特点有着密切的关系，是多方面因素共同作用的结果，其中储集层及盖层的成岩作用弱可能是最直接的原因。

鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征，在这类气藏的钻探过程中，不可使用密度过高的钻井液，否则会造成对气层的污染，甚至破坏储层，个别地区已经获得了这方面的教训。结合钻井安全系数的规定，在生物气气藏钻探时的钻井液密度不应超过1.25g/cm3。

图6-7　保山盆地永铸街气田保2井测井曲线

现在生产动态分析的参数有哪些

汽车空调低压管结霜或水珠的原因如下：

一、正常的结霜

1、空调器在开始运行时，由于冷凝温度和冷凝压力都较低，毛细管供液量低于正常值，使蒸发压力随之降低。因此引起低压供液管出现结霜现象。

2、但这种结霜到融化只是一个短暂过程，一般在压缩机运行后就开始结霜。5分钟内整个结霜融化过程全部结束空调器进入正常运转。

二、制冷系统脏赌、制冷剂无法正常循环

连接管有截流的现象、自己检查一下管路、看看有没有鳖和弯曲的现象。如果有就说明管路截流，可以考虑换管。平常我们也应该要对汽车进行保养，这样的话对于汽车空调的运作很有好处。

三、空调过滤网堵塞

堵塞点一般在过滤器出口或毛细管进口比较多见。由于系统内发生局部堵塞而产生节流效应，使节流后的压力低于空调工作的正常值，引起供液管结霜。

四、缺氟或制冷剂泄漏

1、空调器缺少制冷剂时，低压供液管会出现结霜现象，这是一种典型的故障现象。此种现象表现于从空调器开始运转，低压供液管就开始结霜，而且当压缩机运转10多分钟后还不消失。

2、引起缺氟的原因，对于使用多年的空调器，可能是正常现象，只要添加制冷剂就可以了。对于才使用两三年或刚安装不久就出现缺氟现象，则是制冷系统泄漏所致。

扩展资料：

空调机根据冷凝形式可分为：水冷式和空冷式两种，根据使用目的可分为单冷式和制冷制暖式两种，不论是哪一种型式的构成，都是由以下的主要部件组合而成的。

制冷系统主要部件有压缩机、冷凝器、蒸发器、膨胀阀(或毛细管、过冷却控制阀)、四通阀、复式阀、单向阀、压力开关、熔塞、压力控制器、贮液罐、热交换器、集热器、过滤器、干燥器、自动开闭器、注液塞以及其它部件组成。

电气系统主要部件有电机、操作开关、电磁接触器、连锁继电器、过电流继电器、热动过电流继电器、温度调节器、湿度调节器、温度开关(除霜、防止结冻等用)。压缩机曲轴箱加热器，断水继电器，电脑板及其它部件组成。

参考资料：

百度百科—制冷系统

百度百科—空调过滤网

致密砂岩储层特征及影响因素

地层系数、流动系数、地饱压差等。

现在生产动态分析的参数有地层系数、流动系数、地饱压差等。地层系数是油层的有效厚度与有效渗透率的乘积；流动系数是地层系数与地下原油粘度的比值；地饱压差是指地层压力与饱和压力的差值。

动态分析是因为考虑各种经济变量随时间延伸而变化对整个经济体系影响，所以难度较大。

天然气的成分与特性

(1)上覆应力对渗透率的影响

对于致密砂岩气藏，应力是孔隙度和渗透率的重要影响因素。然而，同一应力场下孔隙度的变化要比渗透率的变化小得多(Rushing等，2008)。也就是说，对于致密砂岩气藏，上覆应力对渗透率的影响更大。它显示的是不同上覆应力条件下各岩样孔隙度和渗透率的变化，表明了上覆应力变化对孔隙度和渗透率的影响。随着上覆应力增加，低渗透率储层渗透率显著下降，而且，这种效应在储层渗透率为0.5×10-3μm2或者更小的时候更明显。

在一项对应力影响渗透率的研究中，Davies(1999)对比了未固结的高孔渗砂岩和低渗透含气砂岩。在未固结的砂岩储层中，随着上覆应力增加，渗透率降低最明显的是孔隙度渗透率初始值最高的砂岩。在低渗透含气砂岩中，随上覆应力增加，渗透率主要受到孔隙影响下降较快。Byrnes和Keighin(1993)发现在低渗透率储层中，孔隙喉道随着上覆应为增加可以减少50%～70%。

(2)含水饱和度对渗透率的影响

在上覆应力作用下，低渗透砂岩储层中，气体的渗透率比常规储层小很多，只有(0.001～0.01)×10-3μm2，同样，地层水有效渗透率也是如此，因为在高含水饱和度的低渗透储层中水是不能够流动的。低渗透储层与常规储层有如此大的差别，因此，用于常规储层的临界水饱和度(水停止流动时的饱和度)、临界气饱和度(气体开始流动的饱和度)以及束缚水饱和度(增加孔隙压力时含水饱和度变化很小时的饱和度)等概念都需要进行重新定义。对于低渗透储层中气体相对渗透率的研究发现，在含水饱和度为40%～50%时，气体的渗透率下降得最快。在低渗致密砂岩气层中，气水都不能流动的含水饱和度范围比较广。

对常规储层和致密砂岩储层的性质进行了比较。在常规储层中，如果以相对渗透率2%作为基准，其大于2%的单相或者两相流体的渗透率变化范围很大，临界水饱和度和束缚水饱和度的值几乎是一样的，在这种情况下，很少有被水开采出，这说明储层是处于或者接近束缚水饱和度。然而在低渗透储层中含水饱和度的变化范围却很大，对于相对渗透率小于2%的流体，其临界水饱和度和束缚水饱和度的值相差很大。在这种储层中，缺少水的产出不能够推断出储层处于束缚水饱和度状态(Shanley等，2004；Naik，2010)。事实上，Byrnes早在1994年就已经提出了用“渗透率盲区”的概念用来描述气水渗透率不能被忽略的含水区域。然而，由于对这种关系缺乏深入的研究，导致了对低渗透储层中烃类系统研究的误解。

以上研究表明：低渗透储层中缺少水的产出不能推断出储层处于束缚水饱和度状态，只能说明含水饱和度低于临界水饱和度。低渗透储层中含水饱和度的变化范围很大；气体相对渗透率的曲线很陡，含水饱和度很小的变化都会导致相对渗透率发生明显的改变；含水饱和度超过50%的地区不可能有很高的气体渗透率；由于这些渗透率关系，在能够证明岩石渗透率的变化影响测试结果之前，试井都要认真仔细地进行。没有产出流体的试井中，孔隙度和渗透率与那些产出大量气体的储层是相同的；由于低渗透储层在高含水饱和度时对有效渗透率的影响很小，这些高含水储层中产出的天然气不能成的资源。当然，由于对低渗透储层有效渗透率的特殊性质缺乏认识，有可能会导致一从而不能够很好地了解地下信息。

(3)复杂的气水关系

致密砂岩储层气水关系非常复杂，一般来说，存在4种类型气水关系：上气下型、下气上水型、气水界面倾斜型和气水混杂型(邹才能，2009)。在这些低孔渗储层气水关系类型中，“上气下水”是正常的气水关系，多见于低孔渗背景中相对高孔渗部位或凹陷中心围的上倾部位高孔渗段。在致密砂岩气藏中，典型的是下气上水型，即气水倒置型的上倾方向气水关系倒置、下倾方向无气水接触(无底水)。天然气储集在地层下倾较低部位，而上倾较高部位是水，两者之间不存在一般意义上的封堵或遮挡条件，也没有明显的气水界面，而是存在一定宽度的气水过渡带。在这个过渡带中，储层和流体的性质逐渐变化，如沿上倾方向，地层渗透率增大、地层水矿化度明显降低、地层电阻率明显减小等。而且，由于致密砂岩储层中复杂的气水关系，可能导致圈闭中为纯气、纯水、气水混杂或干层，这也使得在勘探过程中出现高低产井并存的现象。

(4)胶结物和黏土矿物

致密含气砂岩相对丰富的小孔隙也是其低渗透性的原因。其中，黏土矿物的存在是形成小孔隙的因素之一，同时大范围的胶结作用也是形成低孔渗的重要原因。因此，要明确致密含气砂岩中胶结物、黏土矿物的成分及其来源，这可以很大程度上提高对致密砂岩储层的认识并提高成功勘探及开发钻井方案的成功率。

1)胶结物。在致密砂岩储层中，胶结物的主要成分有硅质、钙质和自生黏土。当砂岩中的胶结物由自生黏土组成时，其基质渗透率会极低，并处于微达西级别(Naik，2010)。致密砂岩储层中硅质的胶结作用较为普遍，其主要以石英次生加大的形式存在(如图3.3)。胶结物对裂缝的孔隙大小有着较大的影响，成岩作用过程中，石英胶结物和岩石裂缝之间有着复杂的关系，石英胶结物影响着岩石裂缝系统形成过程中的岩石力学属性，从而影响裂缝开度的分布和簇状聚集。另外，胶结物还通过部分或完全堵塞运移通道，影响着裂缝系统内流体流动状态。

具体来讲，在部分胶结裂缝中发现的高度非均质的石英胶结物厚度是石英晶体生长速率的函数(Lander等，2008)。石英晶体生长速率不仅表现出明显的各向异性，同时石英生长速率还与温度有关。石英生长速率与裂缝开启速率的相互制约关系决定了胶结物能否完全充填裂缝，并且能够决定石英胶结桥能否部分充填偶尔撑开的裂缝(图3.4)。所有这些可能性都可以在地下或露头中的富石英砂岩标本中见到(Olson等，2009)，在致密砂岩中更能出现这种现象。

图3.3 石英次生加大堵塞孔隙

图3.4 张开裂缝间的石英胶结桥

2)黏土矿物。低渗透致密砂岩储层中的泥质含量较高，并且伴随着大量的黏土矿物。其中，黏土矿物可分为两种类型：碎屑黏土矿物(随碎屑颗粒一起沉积)和自生黏土矿物(成岩过程中从地层水中沉淀出或由碎屑黏土蚀变而成)。致密砂岩孔隙喉道中黏土的组成、分布和结构对致密砂岩的渗透率影响很大。致密砂岩储层中黏土矿物的存在会减小渗透率和原生孔隙度，而减小程度取决于黏土类型、结构以及在孔隙中位置(Aguilera，2008；Shahamat和Gerami，2009)。

碎屑黏土在致密含气砂岩中以层状，碎屑状，颗粒包壳，洞穴充填或孔壁附着，及分散状等形式出现。一般只有后3种形式会降低渗透率。颗粒包壳一般会部分或全部的覆盖着厚度不规则的黏土层的边缘；洞穴充填或孔壁附着黏土会部分充填孔隙，并不规则地分布在砂岩中；分散黏土一般作为孔隙充填物会分布在整个砂体中，通过堵塞砂岩的喉道从而降低砂岩的孔隙度和渗透率。

在致密含气砂岩中，常见的自生黏土矿物有绿泥石、层间蒙脱石和伊利石等。自生绿泥石一般形成于富铁环境中，属于孔壁附着或包壳黏土矿物。因为这些黏土没有完全覆盖住碎屑颗粒表面，于是就会在许多颗粒上形成石英次生加大，这会降低原生孔隙度。一般情况下，绿泥石在单晶间存在高的微孔隙度。随着地层的埋深、温度的增加，原来由蒙脱石组成的孔壁附着黏土会转化成层间蒙脱石或伊利石，如果埋深继续增大，它会完全转化成伊利石矿物。伊利石也可以从高岭石转化而成，实际上，伊利石既不是由母岩碎屑也不是由自生黏土形成的。伊利石晶粒可以是纤维状的、片状的或盘状结构。伊利石纤维很容易打破并在孔喉中聚集，从而使渗透率降低。片状或盘状结构的伊利石通过阻塞孔喉也会降低渗透率。与绿泥石类似，伊利石也有微孔隙，它能增加总的孔隙体积(Rushing等，2008)

尽管发生成岩作用的黏土矿物仅仅组成了致密砂岩的一小部分，但是由于它们比表面积高，对致密砂岩储层也造成了很大影响(Stroker和Harris，2009)。一般可以通过薄片岩石物理分析、X射线衍射、显微扫描和K-Ar年代测定技术对其进行分析和研究。

(5)储层中的裂缝

裂缝既是致密砂岩中流体运移的主要通道，也是主要的油气储集空间，因此裂缝不仅控制着油气藏的分布，而且是致密砂岩油气藏开发方案研究的重点内容。下面主要对致密砂岩储层裂缝与应力的关系、微裂缝的特征和成因以及如何通过地质力学和成岩作用来描述裂缝进行说明。

A.应力引起裂缝形成和变化

岩石中的裂缝是由超过岩石破裂压力的应力所引起的。储层局部地区因区域变形而产生自然应力聚集和扰动，从而形成天然裂缝。同时，占应力对天然裂缝的产生起着较大的作用，古应力的方向与大小可以随时间而改变。地壳运动引起的褶皱、断裂和上覆岩层的剥蚀使得其上的岩层膨胀、抬升都是使应力最小面发生破裂的原因；而页岩失水、火成岩冷却、沉积岩变干燥、古喀斯特作用和溶蚀垮塌所引起的岩石体积收缩等因素也都诱使了天然裂缝的产生(Aguilera，2008)。天然裂缝对流体流动会产生影响，但在致密砂岩中，其作用往往是有利的。

地层中的天然裂缝可分为构造型(褶皱或断层)、区域型和收缩型裂缝。其中，构造型裂缝是由施加在岩石上的外力产生的，属于天然裂缝的主要类型。经过多年的勘探开发发现，致密砂岩气藏中天然气主要来自构造型裂缝。而收缩型裂缝是由内应力的变化形成的。

内应力来自周围沉积环境的改变，包括由热-弹性收缩引起的应力变化。如果致密砂岩体没有发生较大的构造运动，只是发生了微弱的变形而产生裂缝，这些裂缝则是由砂岩体内应力所产生的。图3.5描述了致密砂岩中的收缩裂缝和缝状孔隙形成过程。图3.5b展示了砂岩颗粒受到压实作用直至达到最大埋深，整个过程孔隙几乎全部被损坏，剩余的孔隙是孤立的。在这个非弹性形变过程，净平均应力连续增加，其中砂岩脱水、孔隙度和渗透率降低、有烃的产生和运移。图3.5描述的过程开始于地层抬升作用，最终使砂岩层形成了致密砂岩储层。在抬升过程中由冷凝作用引起颗粒半径减小了0.04%。该过程以弹性作用为主，净平均应力连续降低，并在易碎岩石中形成断层和裂缝，从而导致圈闭几何形态的改变和渗透率的增加。以上过程解释的是在由褶皱和断层引起的构造裂缝范围内的收缩型裂缝的形成。同时，在致密含气砂岩中也常见这种裂缝。

图3.5 致密砂岩中热膨胀内应力循环形成收缩裂缝示意图

(据Aguilera，2008)

a—原始颗粒充填状态；b—当埋深最大时数孔隙被破坏；c—岩石冷却和地层抬升产生颗粒边缘裂缝

以上说明应力可以产生裂缝，但是应力的作用也可以造成对有效的裂缝的破坏。单钰铭(2010)通过对含裂缝致密砂岩的力学变形和渗透能力的实验，分析了不同类型裂缝的变形规律和渗透率变化特征。结果发现应力作用下致密砂岩的裂缝变形特征与裂缝类型及其表面结构有关，裂缝面的结构也同时控制了裂缝渗透率的量级及其变化规律。此外，裂缝变形有明显的塑性特征并与受载历史有关，裂缝闭合变化有不可逆性。实验结果表明，在致密砂岩储层中，对含不同充填物的裂缝，其渗透能力依各自的特征随应力增大而变差。

B.微裂缝特征和成因

按规模可将低渗透砂岩储层中的裂缝分为宏观裂缝和微观裂缝两种类型(曾联波，2007)。宏观裂缝是指可以在岩心上直接观察和描述的裂缝，其张开度通常大于50μm；微观裂缝需借助于显微镜来观察和描述，其张开度通常小于50μm，主要在20μm以内。微观裂缝的开度与孔喉直径处于同一量级，虽然其渗流作用不如宏观裂缝，但它却极大地改善了储层的孔隙结构和整体性能，对特低渗透致密砂岩储层的储渗具有重要意义。微观裂缝一般用测井等常规手段无法识别而被忽视，但从裂缝的演化来看，微观裂缝可能是宏观裂缝的雏型，制约着宏观裂缝的形成与扩展。因此，研究微观裂缝的分布特征及其发育规律，对低渗透致密砂岩储层评价及宏观裂缝发育规律的认识具有重要指导作用。

根据微观裂缝分布特征，可将微裂缝分成三种类型：粒内缝、颗粒边缘缝和穿粒缝(Zeng，2010)。表3.6对这三种裂缝的分布、长度范围、开度范围和成因进行了说明。在对四川盆地上三叠系致密砂岩储层中的微裂缝研究时发现几乎所有钻井薄片中都发育粒内缝和粒缘缝，而且两种微裂缝具有较高的裂缝密度和较小的尺寸，虽对渗透率的影响相对较小，但提供了主要的储集空间(Zeng，2010)。

表3.6 致密砂岩中不同类型微裂缝特征

(据Zeng，2010)

粒内缝主要为石英裂纹缝和长石的解理缝，在石英或方解石矿物颗粒内发育没有切过矿物颗粒边缘(图3.6)。此类裂缝的规模小，在局部高密度发育。粒缘缝与颗粒边缘伴生或共生，一般发育在矿物颗粒之间，沿着矿物颗粒边缘分布，其两侧的颗粒呈线性接触，因而通常也称为粒间缝。该类裂缝规模小，延伸短，开度一般小于10μm，在一些溶蚀处可达20μm。粒内缝和粒缘缝不但是主要的气体存储空间，也是连通微孔隙的通道，这有助于增加超低渗透性存储的连通性。和粒内缝和粒缘缝相比，穿粒缝的规模较大延伸较长，它不受矿物颗粒限制，通常穿越数颗矿物颗粒以上(图3.7)。穿粒缝的开度一般小于40μm，主要为10～20μm，当溶蚀发育后的开度可达40μm以上。

图3.6 薄片中的粒内缝和粒缘缝

(据Zeng，2010)

图3.7 薄片中的穿粒缝

(据Zeng，2010)

图3.6中，A为粒内缝，位于破碎石英颗粒内部；B为粒缘缝，沿着颗粒边缘分布三种微裂缝的成因不完全相同。粒内缝和粒缘缝为强烈的机械压实作用和后期构造挤压作用形成的。穿粒缝的成因包括构造作用、成岩作用及异常高压等三种成因类型。从上述成因来看，构造作用是微裂缝形成的主要成因，在构造作用下形成的微裂缝广泛分布在各种岩性的岩石当中，方向性明显，并常有矿物充填与异常高压有关的微裂缝主要表现为延伸短、中间宽、向两侧尖灭的透镜状，通常被沥青质或碳质充填；成岩作用形成的微裂缝主要发育在岩性界面上，尤其在泥质岩类界面发育，通常顺层面分布，并具断续、弯曲、尖灭、分支等特征。

(6)地质力学和成岩作用对裂缝的影响

如何对致密砂岩储层中裂缝特征进行描述一直是地球科学家们长期面临的挑战。在二维或多维空间，露头模拟可以较完整地观察裂缝网络的几何形态(Hennings等，2000；IAubach和Ward，2006)。另外，还有多种裂缝诊断技术建立在钻井数据之上，包括从传统的裂缝岩心描述(Nelson，1985)到微裂缝的岩心薄片观察(Laubach，1997；Laubach和Gale，2006)，再到较大规模裂缝的电阻率和声波测井响应(Zemanek等，1970；Asquith和Krygowski，2004；Barton等，2009)。在地球物理方面，可从裂缝对波传播的影响推断裂缝性质(Sayers，2007)。在某些情况下，对应力状态的量化(大小和方向)分析也可用来描述裂缝特征。

Olson等(2009)把力学机制和成岩作用结合起来描述裂缝特征，发现在远低于上覆应力的孔隙压力下以及很小的拉伸应变下都可产生开启型裂缝，从而形成具有一定的流动能力和低裂缝孔隙度的裂缝网络，而且在小的地质事件中便可以形成这些裂缝，若不是观察到这些裂缝，这些地质事件多数不会被注意到。此外，这些裂缝是否保持开启以及裂缝中流体的可流动性很大程度上由成岩作用的热驱动沉淀反应所决定，而不一定是由现今应力状态所决定。

图3.8是通过对裂缝力学分析之后所建立的裂缝延伸模型模拟的结果，它模拟的是胶结良好的砂岩。其中图3.8a～c阐释了负载方向的轻微改变所导致的裂缝几何模式的多样性。图3.8d～f是对这三个不同的模拟中裂缝开度分布的描述。在这三种情况中裂缝总数为100条，初始0.1m，然后受到双轴应变而延伸。模拟结果中，裂缝的几何形态可为随机多边形模式(图3.8a，d)，也可为网格状模式(图3.8b，e)，或为一组平行的裂缝模式(图3.2.8c，f)。这三个模拟结果之间的差异，是由于初始水平应变改变而形成的各向异性导致的。在这三种情形中y方向的初始应变皆为零，但x方向的初始应变有差异。图3.8a，d中x方向的初始应变为零，图3.8b，e中x方向的初变为-1×10-4，图3.8c，f中x方向的初始应变为-2×10-4。结果表明应变状态的微小差异(10-4应变级别)就可很大程度地改变裂缝几何形态(Olson等，2009)。

模拟结果同时说明延伸的开启型裂缝模式也可由很小的应变增量(10-4数量级)产生，如果不是根据所产生的裂缝模式，如此小的应变会很难被察觉到。模拟得到的裂缝所受到的应变，与致密砂岩中实测的小裂缝对应的应变是一致的(Hooker等，2009)。

对于上述模拟结果，为了研究不同裂缝模式对流体流动性质的影响，运用有限差分法把x和y方向的有效渗透率定量化，计算的结果表明在部分充填的裂缝中极不均匀的石英胶结物厚度与石英晶体生长速率息息相关。为了估计石英胶结物生长速率对裂缝渗透率的影响，Laubach(2003)提出了一个在许多富石英砂岩中的经验观察的门限值，如果动态开度低于此门限，裂缝会被胶结物完全充填并堵塞；如果高于此门限，裂缝仅被部分胶结或完全开启。该门限值也可以通过选取石英的最小生长速率来估算，这样如果裂缝张开速率大于石英晶体最大生长速率的裂缝段，仅会形成自形石英薄层。为了证明准动态胶结(synkinetic cement)对流体流动的影响，Olson等(2009)还在特定的门限值范围内重新计算了网格状裂缝模式(图3.8e)的渗透率，发现由于裂缝开度大小不同，导致在较高门限值下渗透率急剧下降，而且，尽管渗透率下降了将近三个数量级，但是x方向的有效渗透率仍然明显的高于基质渗透率。这些考虑了准动态胶结作用得到的渗透率值在致密砂岩或致密的裂缝型碳酸盐岩中更具有代表性(Philip，2005)。这样通过地质力学原理进行了裂缝延伸模拟，再结合致密砂岩层中裂缝内的石英胶结作用，可以更好地来描述其中的裂缝特征。

虽然明确了天然裂缝的成因及其特征，并且肯定天然裂缝对致密砂岩气藏至关重要，但是关于天然裂缝在低渗透致密砂岩气藏开采中是否增加天然气产量的研究还很不充分。比如，在Piceance和San Juan盆地，多位研究者收集了很多的资料证明天然气产量和天然裂缝系统间存在积极的关系。而在其他盆地，例如Greater Green River盆地，这种作用却不是很明显。也就是说，在Greater Green River盆地，无法建立气体产量和天然裂缝之间的相关关系。虽然如此，但是许多研究中证实了天然裂缝确实增加了水流速率，而且会影响会力压裂所产生的裂缝位置(Shanley等，2004；Aguilera，2008)。正如 Shahamt和Aguilera(2008)所说，尽管天然裂缝使得对致密储层的地质分析和试井解释变得更困难，但是由半无限弹性介质中100条初始裂纹产生的垂直裂缝网络，(xy)面积大小为7.2m×7.2m，图3.8a-c中实线为裂缝类型区域边界；裂缝限制在6m×6m的网格内；仿照较薄厚度的实际地层，裂缝的固定高度限制为1m，但模型在x方向厚度不限。轮廓图(3.8a～c)和裂缝三维分布图(3.8d～f)是根据初始应变各向异性的三种不同条件下得到的结果。其中图(3.8a，d)为各向同性的初始应变；图(3.8b，e)为平行x方向的约束应变εx＝-1×(10-4；图3.8c，f为初始应变εxx＝-2×10-4。裂缝开度分布图3.8d～f以每个裂缝单元的中心为中心，并以平均开度为直径进行绘制。图中比例尺见每个图左下角的四分之一圆，其直径代表1×10-3m，约比实际放大150倍。它们的存在确实对生产有至关重要的作用，在对低渗透致密砂岩气藏的开发过程中不应该被忽略掉，而且对其研究任重而道远。

图3.8 裂缝网络形成的模拟结果

(据Olson，2009)

(7)毛管压力

低渗透致密砂岩储层一般有较高的毛管压力，束缚水饱和度变化也比较大，其主要是由于致密砂岩中复杂而微细的孔喉结构造成的。在润湿相饱和度达50%情况下，通过压汞法、高速离心(水浸)法测得的毛管压力一般大于1000psi(6.9MPa)，表明岩石具有很小的孔隙喉道，大部分孔喉直径小于0.1μm(Shanley等，2004)。在原始地层条件下，高毛管压力一般导致中等偏高的含水饱和度。不论是在致密砂岩储层还是在常规储层中，高的含水饱和度都会减少或者阻塞油气流。

毛管压力的测量对研究孔隙结构和孔喉的分布是有利的，特别是在致密砂岩储层中。对于常规储层，通常采用多孔板法、高速离心法和高压汞注入法(MICP)来测量毛管压力。但是，由于致密含气砂岩的毛管压力一般较高，不适宜采用多孔板法和高速离心法。另外，虽然高压汞注入法的速度快且能很好地确定岩石孔喉尺寸和分布效果，但是该方法使用接触角和表面张力参数来测量毛管压力，这对于极低含水饱和度和极高毛管压力的致密含气储层也是不合适的。于是研发了蒸汽解吸附法来测量致密砂岩储层中的毛管压力。通过用由蒸汽解吸附法、离心法、多孔板法和MICP法对Bossier致密含气砂岩的毛管压力进行测量，结果发现蒸汽解吸附法是在高毛管压力致密砂岩气储层中获得精确低含水饱和度的可靠方法(Dernaika，2010)。

通过以上对致密砂岩储层的孔渗性、胶结物和黏土矿物、裂缝及毛管压力等的研究总结出致密砂岩储层的基本地质特征，并使之与常规储层进行了对比，总结于表3.7。

表3.7 致密砂岩储层的基本地质特征及其与常规储层的对比

(据张哨楠，2008，修改)

1.2.1 天然气的类型

天然碳氢气体是石油的固定伴生物，或者以自由积聚的形式出现，构成气顶，或者溶解在石油中，构成它的馏分。组成天然气矿床的气体成分有甲烷、重碳氢化合物、氧、氮、硫化氢，有时也有一定数量的氩和氦。溶解于石油中的植物组分基本是烃族C1—C6，即甲烷、乙烷、丁烷、戊烷、己烷，包括烃族C4—C6的同分异构体。溶解气体中所含的重烃达到20%～40%，少数情况下达到60%～80%。溶解气体中的非烃类组分通常是氮和含硫化氢、氩、氦混合物的碳酸气。氮的含量从0到30%不等；CО2 含量在 0 到 10%～15%之间，H2S含量在0到6%之间。氢气和惰性气体含量很低。

碳氢化合物气体是天然气的组成部分，其中最常见的是甲烷（CH4）、氮气（N2）和碳酸气（CО2），它们都是在化学和生物化学过程中形成的（表1.9）。

表1.9 天然气组分的平均含量

1.2.2 天然气分类

最先提出天然气分类的是威尔南斯基（Вернадский），分类的主要依据是：① 形态，也就是气体在地球中的存在形式；② 化学成分；③ 形成历史。

1）根据气体的存在形态分为：在岩石孔隙中的含量；游离态（空气中）；气体流——存在于火山活动、构造运动及地表中；气体蒸发；气体的液态溶液（存在于大洋、湖海、江河等各种水体中）；气体的固态形式（被岩石和矿物吸附的气体）。

2）威尔南斯基根据其形成历史把天然气分为以下几类：地表气体；高温形成的气体；伴随构造运动过程渗透到地表的气体。

他把这些构造运动形成的气体按照组成成分分为氮气流、碳酸气流、甲烷气流、氢气流。

3）索科洛夫（Cоколов）根据天然气在自然界中的存在形式和化学成分对其进行了最详细的分类，参见表1.10。

4）按来源把气体分为两种——游离态和溶解气体（Бакиров и др.，1993）。游离态的碳氢化合物气体可能呈以下几种形式存在：① 在单纯的气体矿床，而且在某些情况下这些气体矿床在同一个油气带是油气带与石油带交替出现，而在另一些情况下集中于单独的含气带；② 游离态——存在于石油矿床的气帽中。

溶解气体可以存在于石油中和地下水中。

但是游离态和溶解气体之间不存在明显的界限，因为在油气田气帽和石油及冲刷矿床的地下水之间存在着一个动态的相平衡。

表1.10 天然气体的分类

续表

1.2.3 天然气矿床的气体组成

1.2.3.1 碳氢化合物

天然气矿床的碳氢化合气体主要由甲烷（CH4）和数量不定的混合物组成，混合物包括重同系乙烷C2H6，丙烷C3H8，丁烷C4H10及微量的戊烷和己烷。在石油矿床的气体中可能存在着液态的碳氢化合物，比C6更重。

重碳氢化合物的含量（从C2H6开始）取决于以下几个因素：① 原始有机物质的成分；② 有机物质的退化程度；③ 聚积过程。岩石封闭期所包含的吸溜气体可以提供重要的信息。

天然气体的碳氢化合物成分的特点是标准的及同构的丁烷和戊烷含量的千差万别，这取决于一系列的因素：有机物质的成分、退化的程度、气体矿床岩层的温度、压力条件等。

在碳氢化合物的组分中也会遇到碳酸气（CО2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、氦气（Hе）和 氩气（Ar）。

为了测定天然气的碳氢化合物组分引入“干燥指数”这个概念——甲烷相对于其同族数量的百分比，同族也就是CH4/（C2H6及以上）。天然气的干燥指数也是其聚积方向的指标。因为甲烷的特点就是极其稳定，那么随着分子量的增加其聚积速度就减慢。

1.2.3.2 同位素

天然气的同位素组成。正如希尔威尔门（Cильвермен）所指出的，甲烷、乙烷、丙烷等含量最丰富的是同位素13C。在甲烷和乙烷之间存在着明显的突变，以后13C分子量的增加不明显。氮的同位素是14N 和 15N。根据赫令格的分析，同位素比重的特点是富15N，按照这个标准是大气中的氮。他确认，对于石油、岩石有机物质和碳氢化合物气体，15N相应地发生变化，其同位素组成分别为×0.7%～1.4%、0.1%～1.7%、×1%～1.5%（表1.11）。

表1.11 天然气体的物理特性

有关天然气中硫的同位素组成，潘基纳亚通过研究得出这样的规律：随着地质年龄的增加硫重同位素所占的比重减少。此外，在形成硫化氢时，硫酸盐的微生物还原过程可能会表现出硫同位素32S/34S值的明显波动。

1.2.4 天然气的主要物理化特性

气体可以在孔状及裂隙状岩石中流动，而且可能通过岩石进行扩散。此外，气体可能溶解在石油和水中，从而在地壳中运移。气体的这些特性取决于它们的一系列物理特性，表1.12列举出了其中几个特性。

1.2.4.1 气体的溶解

气体的溶解取决于一系列的因素：压力、温度、化学成分、地下水中盐的浓度。在压力小于5 MPa的条件下符合亨利定律：被溶解气体的数量与压力机溶解系数成正比。当压力增大以及气体成分复杂时，这种制约关系将变得复杂多样。总的说来，压力增加，气体的溶解度增大。

气体溶解度对温度的依赖关系如下：温度低于100 ℃时为反比例关系，高于100 ℃时是正比例关系。尤其是非极性气体（碳氢化合物和氮气）在高压下溶解度随着温度的增加而升高。

气体的化学成分也对溶解度有影响：水中极性气体的溶解度比非极性气体的溶解度要高出很多：二氧化碳在20 ℃时的溶解度相当于甲烷溶解度的27倍，是氮气溶解度的58倍。

1.2.4.2 岩石圈对天然气的吸存方式

岩石圈中对天然气的吸存有几种形式（Бакиров，1993）。气体被吸存在坚硬的矿物岩石及有机体中。被吸存的气体存在于裂隙的表层或者岩石的孔隙中，岩石深处还有被吸存的气体。后者可能以气泡的形式存在于岩石晶体中。

1.2.4.3 聚积

天然气（地壳气态矿物）学说的创始人是韦尔纳茨基（Вернадский）院士。他把天然气看作是自由聚积并在大气圈和地壳之间交换的产物，认为“地壳”的演化是天然气不断混合的过程，包括垂直方向，也包括水平方向的运动。在这个过程中，自然聚积从地球静压力高的区域趋向静压力低的区域。

气体的聚积导致某些构造中的气体贫乏，而在另外一些构造中又出现富集。如果在这种情况下形成天然气或者石油和天然气的大量聚积，那么这就被称作矿床，也就是石油和天然气矿床——这不是它们生成的地方，而是有利于其矿床形成的地方。

气体的聚积有各种形式：扩散、渗透、漂浮、涡流、液态下气体的运移。

扩散可能实际发生在任何环境：气体在气体中，气体在水中，气体在固态物质中。扩散时气体的交换可能发生在穿透岩石、液体或者气体的封闭孔隙中（彼此隔绝）。扩散的过程符合福柯定律：扩散与气体聚积梯度方向呈现正相关关系。随着气体物质分子的扩大，扩散系数降低，而随着温度的升高而扩大。

渗透（或者过滤）是最活跃的迁移形式，发生在有孔洞和缝隙相通的各层之间，构成一个开放的体系。渗透的发生受压力差影响，符合达西定律。显然，气体在渗透时的迁移比扩散时要显著得多。比如，甲烷中截面压差为每100 m2 2 个大气压：在格罗兹内或者巴库型砂岩或者粘土中，渗透率为0.03～0.04 D时，每平方千米的表面会向大气中散逸大于1 m3 的气体。或者在一百万年间散逸大于10亿m3 的气体。可惜这个过程既不能避免，也不能逆转，因此气体的积聚和矿床的形成只能在圈闭构造中，渗透层或者构造被实际的不透水层覆盖。在这种绝缘构造中气体的迁移运动完全没有终止，但是扩散代替了渗透，这个过程在几百年或者几百万年的过程中能够大大缩减矿床气体的藏量。

在自然界中不存在严格意义上的运移方式划分。根据运移机制的不同分为以下几类：

1）渗透式：① 以连通孔洞及裂隙为通道；② 以部分被水填充的孔洞及裂隙为通道；③ 与水合为一体（气体溶解在水中）。

2）扩散式——以被其他气体充满的孔洞或裂隙为通道。

3）渗透-扩散式。近期的研究非常关注液体中气体的运移：在漫长的时间里多次受到内动力（热力）作用的构造中含有水或者凝析油，其中的气体随之运移。这种构造可以是断裂带或者盆地，或者火山颈，由于热液物质的壳下喷射使得石油和天然气变热，并且随着气液热流的形成而富含内源气体，这个过程中进行着物质分异：富含轻质成分的处于运移的前缘，而富含较重成分的处于运移的后部或者侧翼。

这个过程中热液组分很容易溶解在气体中——随着在冷却积聚地带的进一步冷凝转变为气态物质。

气体在液体中的漂浮是多相液体的渗透现象。在大气层中，较轻的气体漂浮在较重的气体上面。在岩石的孔洞和裂隙中，气体以气泡的形式上浮。压缩至10 MPa的气体物质质量相当于同样体积的水质量的十分之一，这就是气体在水或石油中具有浮力的原因。

气体的涡流运动是气层中低层所特有的。

可溶状态下水对气体的运移在水圈和沉积层中起着巨大作用，尤其是在气体矿床的形成中所起的作用更大。