石油勘探与开发

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白音查干凹陷西洼低熟油特征及成藏规律

赵广珍;张家政;张源智;闫东育;宋治霞;牛小芳

, 2001, 28(5): 131-0.

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二连盆地白音查干凹陷西洼白垩系低成熟原油主要见于埋深小于1000m的都红木组都一段，与同地区成熟油的芳烃和沥青质含量相似，但饱和烃含量低、非烃含量高。西洼白垩系低成熟原油的正构烷烃中奇偶优势明显，Pr/Ph值多小于0.6，Pr/nC18值大于2.37，Ｃ２９20S/(20S+20R)值小于0.3，Ｃ２９ββ/（ββ+αα）值小于0.35，Ｃ3122S/(22S+22R)值小于0.5；ααα20RC２７/Ｃ２9、ααα20RC２8/Ｃ２9比值及碳同位素特征均显示，凹陷内成熟原油与低成熟原油来自相同的油母质。低熟油成藏具有早生、早排、成藏期晚、运移距离短等特点，断裂是成藏的主要控制因素，低熟油气主要分布于三角洲前缘及三角洲前方滑塌浊积扇中。图5表3参5

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柴达木盆地北缘盖层地质特点及封盖性评价

洪峰;余辉龙;宋岩;夏新宇

, 2001, 28(5): 132-0.

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柴达木盆地北缘盖层主要为泥质岩，第三系路乐河组、下干柴沟组上段是区域性盖层，侏罗系和第三系上干柴沟组、油砂山组为局部性盖层。侏罗系盖层突破压力较高（最高达16～23MPa），具备物性封闭能力的时期比侏罗系烃源岩进入生烃门限早；第三系盖层突破压力值变化大，一定埋深的样品也可达12.7MPa，封闭能力形成于侏罗系烃源岩生烃高峰期或其后，冷湖地区有效封闭门限深度为1613.7m，马仙地区为1094.46m。根据盖层地质和物性封闭特征评价，侏罗系和第三系下干柴沟组为Ⅱ类盖层，第三系路乐河组为Ⅲ类盖层。图4表1参4

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塔里木盆地深层沉积物石英E′心热力学特性

业渝光;刁少波;邬象隆;韩振华

, 2001, 28(5): 133-0.

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热活化技术通常以石英E′心的信号强度代替石英氧空位心的相对浓度，测定石英E′心的寿命时也使用热活化技术。在进行塔里木盆地TK301井深层（深度4895～5102m）二叠系沉积物的ESR研究时，发现石英E′心的信号经300℃热活化30min后不见增长，直至500℃时才显著减少。这一观测结果和Toyoda的实验结论相一致，表明尽管石英氧空位的形成效率比较低，但是在环境物质的β和γ剂量长时间辐射作用下可以生成氧空位心。在深层沉积物的ESR测年实验中，可以直接用石英E′心的ESR信号代替氧空位心的相对浓度。图1表1参7

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北部湾涠西南凹陷物源方向及古地理景观分析

赵军;洪庆玉;董伟良

, 2001, 28(5): 134-0.

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南海北部湾涠西南凹陷是以下第三系沉积为主体的中、新生代幕式张裂半地堑盆地。由于该区受太平洋、欧亚及印度三大板块的共同作用，构造十分复杂，成为独特的“南中国海型”被动大陆边缘，沉积物源方向具有其特殊性。以重矿物资料为基础，根据不同稳定性重矿物被风化的难易程度及搬运过程中其含量的变化规律，详细研究该区的重矿物组合序列，认为涠西南凹陷下第三系各组段沉积物源主要来自西部，同时伴有西北向的点物源。在此基础上，结合岩石学及盆地构造演化特征，分析其古地理景观，阐明在三期张裂幕的控制下，其沉积体系具有西厚东薄不对称展布的规律。图3表3参4

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预测断层封堵性的FSPS软件系统

王晓红;郭秋麟;米石云;杨秋琳;张庆春

, 2001, 28(5): 135-0.

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预测断层的封堵性对于降低油气勘探风险非常重要。由于断层平面不同部位和同一部位的不同深度封堵性都不同，因此需要采用计算机技术来快速计算断层上每一点与封堵性有关的参数。断层封堵预测系统FSPS采用岩性并置法、泥质涂抹系数法定量分析评价断层封堵性，并定性分析岩石碎裂和胶结成岩作用对断层封堵性的影响，可以确定断块的油气溢出点，圈定可能的圈闭范围，得到圈闭幅度、圈闭面积等要素，从原始数据输入、评价参数计算到结果输出方便快捷。给出在我国东部某小断块区应用FSPS系统预测7个目标砂岩层断层封堵性的实例，对其中两个小断块预测的断层最大封堵油气的高度与用毛细管压力数据预测的结果相当，表明用FSPS系统预测的结果是可靠的，具有推广应用价值。图4表2参3

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辽河坳陷冷东地区沙三段浊积岩体的反射特征和发育部位预测

谭荣;赵志超;赵霞飞

, 2001, 28(5): 136-0.

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辽河坳陷冷东地区沙三段发育浊积岩体，对该区某些关键井的岩性、声波时差曲线、钻测井资料的统计、分析及解释，利用地震相移法波动方程正演方法，确定出浊积岩体的地震反射特征，为其分布提供了判别标志。采用Glog技术进行层速度反演处理，将层速度从波阻抗中分离出来，利用层速度与岩性、孔、渗关系曲线，将其转换为岩性平面图，结合浊积岩体的岩性、物性特征，预测了沙三段浊积岩体的发育部位。预测结果与钻井实测情况相符，表明地震反演层速度变化大体反映岩性的变化；正演模拟结果表明在时间剖面上解释的地震特征具有扇三角洲浊积岩的速度结构。图3表1参2

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不等厚分形复合油藏不稳定渗流问题的数学模型及压力特征

向开理;李允;李铁军

, 2001, 28(5): 137-0.

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将分形几何理论与渗流理论相结合,推导不等厚横向非均质油藏不稳定渗流的试井分析数学模型。储集层模型由m(m≥2)个环绕中心的环形区域组成，在不同的环形区域内，储集层和流体的性质不同，其孔隙度和渗透率可以具有不同的分形分布；地层厚度也可以不同，但在同一区域内看作近似不变。考虑井筒储存和表皮效应影响，建立了此类分形复合油藏模型的不稳定渗流有效井径数学模型。针对典型的3类外边界条件，应用Laplace变换求得拉氏空间的解析解；制作了2类两区复合油藏模型的典型压力曲线，分析了压力动态特征和参数影响。分形指数对晚期的压力动态有很大影响：压力曲线开始时合并为一，随着时间的增加而发散；分形指数值愈大（表明分形网络越扭曲复杂，地层的连通性越差），直线愈陡，反之愈平缓。地层厚度的变化对典型曲线也有一定的影响，晚期压力随着厚度增大（第二区逐渐变厚）而逐步减小。不等厚横向非均质油藏、均质复合油藏及分形油藏均是此模型的特例，其建模方法可以推广到双重介质分形复合油藏。图1参6

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应用水驱特征曲线法计算可采储量应注意的几个问题

王树华;杨凤波;孙继伟;唐磊

, 2001, 28(5): 138-0.

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水驱曲线法是评价油田开发中后期可采储量的主要方法之一。从理论与实际应用的角度，讨论在现场应用水驱特征曲线时需要注意的问题。当计算单元的油藏类型、开采方式及含水率相当时，水驱特征曲线才具有叠加性，可以合并开发单元笼统计算可采储量，否则各开发单元应分别计算再叠加。在目前可采储量计算方法行业标准（SY/T53671998）推荐的6种水驱特征曲线中，认为计算可采储量最合适的是西帕切夫曲线法和张金庆曲线法，纳扎洛夫曲线法及俞启泰曲线法次之，马克西莫夫童宪章曲线法和沙卓诺夫曲线法相对误差较大，计算结果偏大。宜采用斜率法判断回归直线段。标定年度及阶段可采储量所用方法要有继承性和延续性，应选取与生产动态比较吻合的计算结果作为标定值，不能把所有方法计算结果的平均值作为标定值。根据油田的可采储量采出程度与综合含水率的关系曲线，或根据开发指标与剩余可采储量的匹配关系，可以判断可采储量标定结果的合理性。图2表3

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复杂断裂低渗透薄互层纯化油田开发模式

荣启宏;蒲玉国;李道轩;宋建勇;周传宏;蒋青松

, 2001, 28(5): 139-0.

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纯化油田断裂的复杂性在济阳坳陷具有典型性，油藏储集层为低渗透、薄互层，因此油田开发30年中的主要矛盾是平面与层间矛盾。以早期构造模型和精细构造模型为基础，以增储上产为核心，先后进行了弹性开发、注水开发、加密完善、分层开采、滚动探边、零星完善及注采结构调整等，很好地解决了油田平面矛盾并缓解了层间矛盾。近年来油田剩余油分布规律研究表明：剩余油富集区实质上位于静态遮挡与动态水势控制而形成的低势闭合区，在构造低部位特高含水区的更低部位钻井，仍可获得不含水井的显著效果，这是与正向型微构造区不同的新类型与新潜力领域，对注水老油田的进一步挖潜具有重要的理论与实际意义。参2

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陆相储集层流动单元定量研究新方法

彭仕宓;尹志军;常学军;郝建明

, 2001, 28(5): 140-0.

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对已开发油田，准确预测剩余油的空间分布、合理制定开发调整方案的关键，是对油气藏的认识要符合地下地质情况。储集层流动单元是一个横向和垂向上连续的储集带，为地下流体渗流的基本单元，它综合反映了储集层的岩性、物性及微观孔喉特征。因此提出，从取心井入手，通过优选参数，建立流动单元的原模型，应用聚类和判别分析，建立各类流动单元的数学判别函数，对非取心井进行流动单元划分；进而引入地质统计学方法，应用序贯指示模拟进行井间流动单元的预测。应用该方法，将高尚堡油田高3102断块的主力小层流动单元划分为A、B、C3类，现场生产动态资料验证了该方法的有效性。划分结果对储集层分类评价、寻找有利储集相带、预测剩余油富集区、调整开发井网和提高采收率均达到了目的。图3 表1 参3

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高3断块烟道气蒸汽混注驱替实验研究

刘慧卿;侯志杰;高本成;周运恒;郭云尧

, 2001, 28(5): 141-0.

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高3断块位于辽河盆地西部凹陷北端，根据高3断块的油藏条件，通过室内驱替实验研究了烟道气蒸汽混注条件下的驱油效率，并通过理论计算和原油模拟蒸馏实验对混注时的驱替机理进行了分析。结果表明，混注条件下蒸汽组分的分压降低，井底蒸汽干度相应提高，因此在注入相同的蒸汽质量当量下，热流体的波及范围增大；混注时原油蒸汽蒸馏效应得到强化，原油的初馏点温度降低了22℃，注汽温度为220℃下原油可蒸馏体积增加值由驱替初期的5%提高到10%。烟道气蒸汽混注驱替实验结果表明，低注汽温度范围(<220℃)内，气汽混注比例增加，驱替效率升高，高注汽温度范围(≥220℃)内，气汽混注比例增加，驱替效率增值缓慢。对于高3断块，适宜的混注气汽比例为0.5∶1，比纯蒸汽驱原油采收率提高3%。图5表1参5

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克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏岩石物理相研究

谭成仟;宋子齐;吴少波

, 2001, 28(5): 142-0.

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储集层岩石物理相是沉积作用、成岩作用、后期构造作用和流体改造作用的综合反映，同一岩性相可对应于不同的岩石物理相，而同一种岩石物理相则具有相似的水力学特征和相似的物性特征。根据流动层带指标、孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度中值等参数，采用灰色系统理论，将克拉玛依油田八区克上组砂砾岩储集层定量划分为4类岩石物理相。结合该地区的实际地质和生产状况，分析各类岩石物理相主要特征与剩余油分布之间的关系，指出，岩石物理相Ⅰ区水淹严重；Ⅳ区为低孔、低渗，原始含油性差；Ⅱ、Ⅲ区属弱水淹，是油田目前剩余油分布的主要区域。图1表1 参5

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油(水)井套管缺陷的三维模拟及其识别方法

窦霁虹;张义宽;崔志明

, 2001, 28(5): 143-0.

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套管缺陷的模式识别及其预测是套管损坏实时监测和预测研究中的重要问题。结合具体实例（中原油田某区油井套管缺陷图片），首先，利用坐标变换和图形处理方法，建立了套管缺陷图片恢复的二维数学模型，采用VC++5.0编程技术，对其进行二维模拟及效果分析；其次，借助于Photoshop软件，通过引入灰度函数的概念，对油(水)井套管缺陷进行三维模拟，有效地解决了套管缺陷图片重建问题；最后，利用灰度函数的性质，给出套管缺陷分类的新方法，并对其进行分类和使用寿命预测分析。为油(水)井套管缺陷识别及其寿命预测研究提供了新的途径。图4表1参4

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利用测井信息定量研究库车坳陷山前地区地应力

李军;王贵文;欧阳健

, 2001, 28(5): 144-0.

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研究我国西部地区山前挤压区的地应力分布，对油气勘探和开发有重要意义。利用电阻率、声波测井等测井信息间接地定量分析地应力的基本方法是：先用统计方法建立稳定构造区测井信息与最大地应力之间的关系，求得垂向地应力正常分布；建立电阻率、声波时差与正常地应力关系的定量统计模型；根据山前挤压区井的电阻率、声波时差分布特征选择统计模型；应用模型和测井信息定量分析井筒方向的地应力分布；将计算结果与实测地应力进行对比，相互检验。在塔里木盆地地应力研究中，轮南构造稳定区地应力的计算结果与声发射实验结果非常接近，山前地区二者一致性较好，表明该方法是可靠的。根据不同条件采用适当的地应力统计模型，应用测井信息进行单井剖面地应力分析，有可能获得连续的地应力纵向分布信息，确定井筒方向的地应力分布规律，为油气勘探和开发提供依据。图7表2参7

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低速非达西流动机理分析

薛芸;石京平;贺承祖

, 2001, 28(5): 145-0.

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对低速非达西流动现象机理的解释历来有争议。近十余年我国学者对地下油气储集层中的非达西流动现象进行了较广泛的数学模拟和实验研究，大多相信与流体边界层性质异常有关。边界水曾被认为是在固体表面分子剩余力场作用下形成的一种晶体结构物质，但早在20世纪70年代，这种认识已被包括提出者在内的学者们否定，有关实验表明，边界水与本体水的黏度没有差别，不动层厚度仅为1～2个水分子层厚度。根据近代表面与胶体化学原理指出，液体在储集层中的低速非达西流动不应归咎于流体边界层性质异常，而应归咎于岩石中胶体颗粒进入孔隙流体引起的塑性流动；气体在含水岩样中的低速非达西流动不应归咎于水膜，而应归咎于气体相渗透率滞后现象导致的水在岩样中的重新分布。图2表1参24

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气井携液新观点

李闽;郭平;谭光天

, 2001, 28(5): 146-0.

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在假设气井中的液滴是圆球形的前提下，1969年Turner导出了气井连续排液最小流速和产量计算公式。实际运用Turner模型，往往出现气井产量大大低于计算出的最小携液产量而气井照样正常生产的情况。事实上，在高速气流中运动的液滴前后存在一压差，在此压差的作用下液滴会变形呈椭球体。考虑液滴变形因素，导出了新的计算气井连续排液最小流速和产量公式，计算出的最小携液速度和产量只有Turner公式计算结果的38%。实例对比分析表明，符合我国积液与没有积液井的实际情况。图1表1参4

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对油气田产量预测广义模型的完善与研究

高文君;徐君;王作进;刘瑛

, 2001, 28(5): 474-0.

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在研究分析前人提出的3种油气田产量广义模型的基础上，结合目前出现的贝塔旋回和对数正态等预测模型，对已有的广义预测模型进行了改进和完善，提出了一种形式简单、功能齐全的广义预测模型。该模型通过选用不同的参数，即可转化成已有的广义预测模型（包括各自的基础预测模型），也可转化成贝塔旋回和对数正态等预测模型，体现了广义预测模型在理论上的普遍适应性——广义性。这样，结合文献的研究成果，即可依据不同驱动类型和渗流特征选取参数，对油田产量进行全过程拟合和预测。通过实例应用，效果很好。图2表2参9

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克拉2异常高压气田开采特征影响因素分析

朱玉新;谢兴礼;罗凯;刘玉慧

, 2001, 28(5): 475-0.

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异常高压气藏与常压气藏的开采特征明显不同，边底水侵入、储集层岩石膨胀以及束缚水膨胀均是重要影响因素。研究储集层膨胀驱动能量大小时，存在采用常岩石压缩系数还是变岩石压缩系数两种观点。克拉2气田岩石覆压试验结果表明，本区岩石压缩系数在原始条件下要比压降后期高5～10倍。显然，考虑储集层膨胀作用时，采用变岩石压缩系数更符合实际情况。应用Adel M Elsharkawy提出的气藏物质平衡方程，将低估异常高压气藏边底水侵入、储集层膨胀以及孔隙束缚水膨胀等驱动力的作用。考虑各种影响因素改进了气藏物质平衡方程，使之能更准确地反映不同压力阶段各驱动机制所提供驱动能量的大小。研究表明，采用根据异常高压气藏开发初始阶段数据作出的压力与采出程度关系图进行预测，有可能过高估计气藏的地质储量和剩余可采储量。图4参5

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聚丙烯酰胺的分子结构对微凝胶体系性能的影响

孔柏岭;韩杰

, 2001, 28(5): 478-0.

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和聚合物驱技术相比，微凝胶驱技术能够大幅度降低部分水解聚丙稀酰胺(HPAM)的用量，提高HPAM溶液的耐温抗盐能力，解决污水配制HPAM溶液的问题，具有明显的经济效益和社会效益。低水解度、高相对分子质量的HPAM能够提高微凝胶体系的成胶能力，其相对分子质量越高，成胶时间越短，成胶黏度越大，临界成胶浓度越低。HPAM的相对分子质量从5×106提高到20×106时，成胶时间从38d缩短到4d，成胶黏度从23.7mPa·s增加到168mPa·s，临界成胶浓度从400mg/L下降到150mg/L；相对分子质量为15×106时，HPAM的水解度从25％下降到13％，成胶时间从8d缩短到4d，成胶黏度从21.1mPa·s增加到52.6mPa·s，临界成胶浓度从200mg/L下降到150mg/L。 HPAM分子链上参加反应的基团是酰胺基团，交联反应主要在HPAM分子间进行，HPAM分子链收缩有利于分子间发生交联反应。表4参7

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微生物在油层中的运移能力及规律

雷光伦;李希明;陈月明;汪卫东

, 2001, 28(5): 479-0.

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为研究微生物在油层中运移的能力，进行微生物在多孔介质中的运移实验，结果表明，微生物通过多孔介质的能力很强，这种能力可能来自于微生物菌体的柔性变形和动力定向性，微生物可用于渗透率在30×10－3μm2以上油层采油；发现微生物运移时具有对流扩散特征，且吸附滞留明显。在实验研究基础上，建立了微生物运移的一维单向和径向扩散数学模型，并得到了包括吸附在内的解析解，可用于计算微生物驱油时的油井见效时间和油井中微生物产出时间。通过拟合实验曲线，得到了微生物在多孔介质中的对流扩散系数和最大吸附常数，计算结果表明，运移时微生物浓度下降很快，有效作用范围很小，因此选择在油层中有快速繁殖能力的微生物注入和适当补充注入营养液十分必要。图4表1参8

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长庆致密碎屑岩储集层应力敏感性分析

石玉江;孙小平

, 2001, 28(5): 482-0.

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使用CMS300岩心自动分析仪，定量研究了长庆气田上古生界致密碎屑岩天然气储集层的应力敏感性，结果表明：岩心分析孔隙度、渗透率（y）与净覆压(x)的关系符合通常的幂指数函数模式(y=a/xm)，不同岩样的回归指数(m)和系数(a)高度相关；一般地层条件下的分析渗透率为地面渗透率的5％～80％，而孔隙度绝对值平均降低了0.4％；岩石应力敏感性的强弱与基础的岩性、物性有关，一般岩屑砂岩和含泥砂岩比石英砂岩强，砾岩比砂岩强，低渗透砂岩比高渗透砂岩强。图3表2参1

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低频脉冲声波技术处理油层效果

张人雄;向阳;宋建平

, 2001, 28(5): 483-0.

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低频脉冲声波技术作用于油层的主要机理是形成裂缝、解除井筒近井地带的污染堵塞、疏通连通孔道，从而改变孔隙中流体分布状态及流动性能。河南油田自行研制的低频脉冲井下仪器中，浅井装置适用于深度小于600m的油、水井，最大充电电压可达10kV，最大能量220kJ，放电时间10～100μs，放电频率1～10次/min，井筒中心区瞬时压力可达2000MPa；中、深井装置最大充电电压可达3kV，最大能量5kJ，放电时间30μs，放电频率1～2次/min，耐温105℃，耐压30MPa。用低频脉冲声波处理近40口油、水井，解堵效果好，综合费用低，不形成二次污染，作业成功率100％，有效率大于85％，最长有效期达9month，有效期内油井单井平均增幅大于40％，注水井增注幅度大。河南油田下T4212井用低频脉冲波解堵，处理前日产油6t、日产水8m3，含水55％，处理后日产油稳定在30t，日产水为62m3，含水率为67.2％，当月增产原油622t；中原胡庄油田的胡12104井在38MPa注水压力下滴水不进，重炮补孔后仍然注不进水，对此井注水井段用低频脉冲波解堵，处理后初期在9MPa注入压力下日注水500m3。图2表5参3

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油井提捞采油经济极限产量研究

于士泉;王永卓;王建竹;李新峰

, 2001, 28(5): 486-0.

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提捞采油更适合于低产新建产能井、零散油井和已投产的低产、低效抽油井。大庆外围油田提捞采油的规模在逐渐扩大。为了提高低渗透低产油田的储量动用程度，以油藏工程理论为基础，结合现场提捞采油实践，依据盈亏平衡原理，推导出简便适用的确定油井提捞采油经济极限产量计算公式，为大庆外围油田今后经济有效地开展提捞采油工作提供了经济评价工具。图1参1

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油气系统研究方法应用中若干问题的讨论

尚尔杰

, 2001, 28(5): 487-0.

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近年来许多学者将“含油气系统”作为石油地质单元看待，进而又提出将其列为一个勘探阶段的勘探对象的建议。如何看待这一概念，直接涉及到其应用效果。机械套用这一概念可能导致实际勘探中无所适从，或限制勘探领域的不断扩展。从实用角度出发，将“含油气系统”定义为一种综合分析方法更为适当。盆地的油气勘探是一个渐进过程，地质认识也是在不断修正和深化。就本来的意义而言，油气勘探并非是要证明某种客观存在，而是在逐步逼近客观实际，在这种逼近过程中获益。几何空间圈出的“含油气系统”只反映了一定勘探阶段人们的一种认识，随着勘探的深入，这种认识必定被不断修正，从这种意义上看，“含油气系统”是一个伴随盆地油气勘探始终的认识升华。“含油气系统”是实用性很强的综合逻辑分析方法，其最大特点是，综合各种分析手段，形成较为完整有效的分析程序，通过综合分析方法，建立起烃源岩与储集层（及圈闭）的动态时空关系，用以预测有利勘探方向，指导勘探实践。随着盆地油气勘探的不断深化，资料的不断累积，烃源岩与储集层（及圈闭）的对应关系更具多重性，对“含油气系统”的刻划更趋实际。图1表1参9

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渤海上第三系油藏形成特征及规律分析

薛永安;王应斌;赵建臣

, 2001, 28(5): 509-0.

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渤海地区上第三系勘探近年获得巨大突破，相继发现了蓬莱193、曹妃甸111、渤中251等亿吨级大油田，找到了超过十亿吨的石油地质储量。利用该区歧南构造带、沙南构造带、沙垒田凸起等实际资料，分析这些油田勘探的成功经验及一些钻探失利的教训，总结出两类主要构造的成藏特征及规律：①凹陷内上第三系断鼻、断块、断背斜构造的圈闭形成条件、次级断层发育程度、地层与断层组合关系等，是此类构造能否成藏的关键，其油藏具有油层薄、丰度低、油质轻的特点；②凸起上继承性披覆背斜油气富集程度高，油气运移条件好，后期断层的破坏是影响其油气富集的主要因素，其油藏特点是油层厚、丰度高、油质重。图4参2

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塔里木库车含油气系统油气成藏的主控因素及成藏模式

田作基;张光亚;邹华耀;李启明;皮学军

, 2001, 28(5): 516-0.

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库车前陆盆地在古生代被动陆缘和中生代陆内坳陷基础上发育，属于新生代陆内前陆盆地，内部发育多条东西向断裂带，最重要的构造样式是背斜和断层相关背斜，白垩纪末形成构造雏形，库车期—西域期定型。库车含油气系统具有丰富的油气资源和优越的成藏条件，已发现克拉2特大型气田等8个油气田，不同构造带具有不同的成藏机制和成藏模式，需要采取不同的勘探策略。克拉苏构造带深、浅构造垂向变异显著，必须加强深层天然气藏的勘探，可以兼探浅层；依奇克里克构造带之依南地区勘探的重点应是寻找凝析气和湿气等天然气藏；依奇克里克背斜带应主要寻找背斜和断背斜型凝析油、黑油油藏；塔北轮台断隆带主要应寻找断背斜型凝析油气藏。图7参7

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新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩缝洞型油气藏特征

张希明

, 2001, 28(5): 517-0.

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塔河油田奥陶系油气藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡，是一个储量近2×108t的超大型油气藏。自1997年发现以来，经2年多的滚动勘探开发，已建成产能200×104t。油气藏的储集层属古风化壳碳酸盐岩叠加改造缝洞型储集体，纵向上可划分为3个叠加—改造岩溶作用带（风化残积表生岩溶带、渗流加潜流岩溶带、潜流岩溶带），是基岩经历多次构造运动抬升并多次产生岩溶改造而成，因而纵向上多期岩溶作用(表生、渗流、潜流)叠置，并在平面不同位置叠加改造，形成了非常复杂、纵横向储集性能变化极大的缝洞型储集体，在距风化壳顶面之下250m深度以内呈层状展布，非均质性极强。储集体为泥、微晶灰岩，基质岩块不具孔渗能力，储集空间以缝洞为主，发育受古构造、古岩溶地貌及水系发育等控制，平面上形成多个组合类型。受储集体控制，油气层也呈层状展布。古风化壳缝洞型油气藏类型有层状凝析气藏、层状凝析气顶层状油藏、低饱和重质油藏，均属正常温压系统，具多期成藏特点，无统一底水，以弹性驱和溶解气驱为主，多数单井经酸压产量高。图3表4参1

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塔里木盆地库车坳陷天然气气源对比

李剑;谢增业;李志生;罗霞;胡国艺;宫色

, 2001, 28(5): 528-0.

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库车坳陷近年陆续发现了克拉2号、吐孜洛克、大北1号、迪那2号4个大型气田和依南2号、依深等天然气藏，展示了该区天然气勘探的广阔前景，为西气东输战略的顺利实施奠定了物质基础。为判明目前发现的天然气是来源于煤系烃源岩还是来源于湖相泥岩，利用苯、甲苯、二甲苯、甲基环己烷等轻烃单体碳同位素等气源对比新技术，结合天然气形成的地质背景进行气源岩的追踪对比。对比结果表明，库车坳陷主要气藏的天然气属于煤型气。中、西段克拉苏构造带E、K产层的天然气为高—过成熟煤型气；东段依奇克里克侏罗系产层的天然气为成熟—高成熟煤型气，吉迪克组产层的天然气为高—过成熟煤型气；大宛齐油田上第三系—第四系天然气属成熟—高成熟煤型气。库车坳陷主要气藏的天然气主要来源于侏罗系—三叠系煤系烃源岩。图6表2参6

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油气系统动态数值模拟研究（二）——塔里木盆地满加尔油气系统模拟分析

张庆春;石广仁;米石云;郭秋麟;杨秋琳;王晓红

, 2001, 28(5): 529-0.

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满加尔油气系统位于塔里木盆地中部，是一个以寒武奥陶系为主力烃源岩的下古生界克拉通油气系统。在“九五”攻关成果基础上，利用油气系统动态分析模拟软件DYMAPS对满加尔油气系统进行了模拟分析。结果表明，下古生界烃源岩有奥陶纪末和第三纪末两个主要的生、排烃高峰期，对应于油气系统的两个关键时刻，在晚奥陶世末的关键时刻生成了寒武系累计89%的油和44%的气、下奥陶统累计79.6%的油和26.3%的气，第三纪末的关键时刻主要是二次生气高峰期，同时也有一定量的液态烃生成。下古生界烃源岩在西部坡折带及南北隆起区现今仍处于有效生油窗内（镜质组反射率小于1.3%）。利用拟三维二相油气运聚模型定量模拟了满加尔油气系统主要目的层（寒武系，下奥陶统，中、上奥陶统，石炭系，三叠系）的油气可供聚集量；区带数值模拟显示该油气系统内共有9个最有利勘探区带和10个次有利区带。图3表2参4

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水淹层测井解释技术研究与应用

高印军;李才雄;王大兴;孟文建;魏玉梅;陈军;孙德海

, 2001, 28(5): 552-0.

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提高水淹层的测井解释精度，对我国东部高含水油田非常重要。建立了一套快速直观的水淹层定性、定量测井解释方法：将测井数据规格化为测井参数的相对值；根据电阻率和自然电位曲线的变化规律划分水淹级别，利用模糊综合评判法和分数维法定性识别水淹层；建立试油、压汞等资料与测井相对值的关系图版，考虑地区经验，用抛物线拟合方法建立水淹层定量解释模型，并建立研究区水淹层定量解释标准；利用井间油层对比结果及邻井分析结果进行水淹层综合评价。经大港油田枣1281断块16口井验证，水淹层解释结果符合率达86.3%。图6表1参5

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长庆油田公司勘探开发研究院

何自新;郝玉鸿

, 2001, 28(5): 553-0.

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基于气井二项式产能方程系数表达式的推导，认为在气井产能试井过程中，当井筒储集效应消失后，渗透率和影响半径只对产能方程的系数A有影响，系数B与它们无关，根据产能方程求出的无阻流量只随系数A变化。以对长庆气田陕61井修正等时试井（未达到拟稳态）结果的分析为例，研究渗透率和影响半径对气井产能方程及无阻流量的影响，结论是：①气层渗透性由气井向外围明显变好的气藏，渗透率和影响半径对系数A的影响小，压力动态基本稳定就能获得较为可靠的稳定产能方程和无阻流量；②气层渗透性由气井向外围变差的气藏，渗透率对系数A的影响较大，产能试井时应力求使压力动态接近或达到拟稳态，否则误差较大；③均质气藏的系数A只随影响半径变化，产能试井的测试过程需力求达到足够的稳定状态。图2表1参2

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2001年, 第28卷, 第5期　刊出日期：

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