石油勘探与开发

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四川盆地东部黄龙组古岩溶特征与储集层分布

张兵;郑荣才;王绪本;李伟;文华国;胡忠贵

, 2011, 38(3): 1931-0.

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综合地表地质、钻井资料和碳、氧、锶同位素地球化学特征，详细描述古岩溶的鉴别标志，并进一步分析古岩溶作用垂向分带性和平面分区性以及岩溶强度与储集层发育的关系。研究表明，岩溶角砾岩是识别古岩溶作用最直接的标志；不同成因类型和溶蚀强度的岩溶岩与胶结物的稳定同位素地球化学特征各异，其形成和演化规律明显受流体来源、性质及同位素分馏效应影响；小型针孔型储集层测井曲线与大型洞缝型储集层具有明显区别。古岩溶储集层的发育与分布规律主要受构造、古气候、岩性和岩相等因素控制，最有利储集层发育的岩性是黄龙组二段的白云岩，最有利储集层发育的层位是黄龙组二段的上部溶蚀段和下部溶蚀段，最有利储集层发育的位置是岩溶高地和岩溶斜坡中残丘及坡地等微地貌单元。图9表3参25

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川中地区磨溪气田嘉二段砂屑云岩储集层成因机制

谭秀成;罗冰;李卓沛;丁熊;聂勇;吴兴波;邹娟;唐青松

, 2011, 38(3): 1932-0.

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对四川盆地磨溪气田嘉陵江组嘉二段二亚段C层（T1j22C）砂屑云岩宏观与微观特征进行深入分析，建立滩相碳酸盐岩优质储集层的成因模式。原生粒间孔是滩相碳酸盐岩储集层的主要储集空间，其主要特征及判识标志包括：储集层发育严格受沉积微相控制、孔隙以残余粒间孔和溶扩残余粒间孔为主、颗粒接触处仅有海底胶结物发育、初期压实使颗粒呈线-凹凸接触的格架支撑及部分孤立粒间孔隙的埋藏胶结物不具溶蚀现象等。原生粒间孔的保存机制为：在海底胶结后，初期压实使具早期环边胶结物的颗粒呈格架支撑、喉道减小；压实流体胶结使滩体周缘致密化，并且粒间孔内有限的浅埋藏胶结物使喉道堵塞，成岩流体达到溶蚀-胶结平衡后胶结作用终止；后期埋藏溶蚀主要调整、优化改造先期孔隙层，其对单个储渗体储集空间的绝对增加值仅占次要地位，并不改变这类储集层的储渗体时空分布。图6参32

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孔隙型碳酸盐岩储集层特征及主控因素——以川西南嘉陵江组嘉5段为例

刘宏;谭秀成;李凌;罗冰;马昌林;杨立根

, 2011, 38(3): 1933-0.

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利用岩心、常规及铸体薄片、物性分析、压汞等资料研究四川盆地西南部三叠系嘉陵江组嘉5段储集层基本特征及主控因素。识别出两种不同类型的储集层：粉晶云岩储集层和砂屑灰岩储集层，两类储集层的形成环境、储集空间、孔渗性能、孔喉结构等均不相同。云坪微相内发育的粉晶云岩储集层以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间，具有良好的孔喉配置关系，储渗性能极好，为本区最优质储集层；砂屑滩微相内发育的砂屑灰岩储集层主要储集空间为较孤立的粒内溶孔及铸模孔，中孔微喉的配置关系导致储集层多表现为高孔低渗特征，渗透性能较差。储集层主控因素研究表明，储集层为典型的相控型储集层，碳酸盐岩台地内部次级微地貌起伏使得储集层具有较强非均质性，白云石化作用及同生期大气淡水淋溶作用是形成优质孔隙型碳酸盐岩储集层的关键因素。图8表1参19

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背斜构造不同部位储集层物性差异——以库车坳陷克拉2气田为例

韩登林;李忠;寿建峰

, 2011, 38(3): 1934-0.

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尽管处于同一构造样式内，克拉2背斜构造核部和两翼部位的储集层物性仍表现出明显的差异。前人有关库车坳陷所受构造应力的“大尺度-南北向”分布模式无法解释上述“小尺度-东西向”的储集层非均质性特征。镜下岩石组分和成岩特征统计表明，克拉2背斜褶皱核部和两翼部位的储集层表现出明显的压实分异特征，压实分异特征主要受控于中和面之上地层在褶皱变形过程中所受张应力的差异，这种张应力在背斜的轴部表现最强，向两翼方向减弱。克拉2气田背斜褶皱内部，核部储集层所受到的张性应力明显强于两翼，这种有利于保存储集层物性的张应力补偿了其他应力对储集层所造成的压实效应，成为储集层压实分异的主控因素。图6表2参18

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塔里木盆地深层碳酸盐岩中有机质特征

周世新;宋振响;王保忠;贾星亮;李靖

, 2011, 38(3): 1935-0.

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通过对塔里木盆地塔参1井深层碳酸盐岩中游离有机质和包裹有机质组成及正、异构烷烃单体烃碳同位素组成特征的对比研究发现，在高—过成熟演化阶段，不同赋存形式有机质中常用生物标志化合物成熟度参数存在明显不同的响应。Ro值为1.0%～1.3%时，Ts/Tm和Σ三环萜／Σ藿烷参数仍可用作成熟度指标；当Ro值大于1.3%时，这两项参数变化趋势发生反转，不能用以表征有机质的热演化程度。C29甾烷两项成熟度参数20S/(20S+20R)和ββ/(ββ+αα)在Ro值大于1.1%后变化趋势表现出反转特征，不能用以指示成熟度变化。深层碳酸盐岩中两种赋存形式有机质宏观组成及微观分子组成有明显的差别，但同一样品两种赋存形式有机质的正、异构烷烃碳同位素组成特征基本一致，说明两者有机质来源一致，其有机组成特征的差异主要是后期差异性热成熟作用造成的。图5表2参21

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鄂尔多斯麻黄山西区中生界过剩压力与油气关系

李兴文;李仲东;过敏;惠宽洋;丁小琪

, 2011, 38(3): 1936-0.

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通过泥岩压实研究，结合油气分布，探讨鄂尔多斯盆地麻黄山西区中生界过剩压力与油气关系。研究表明，麻黄山西区中生界过剩压力平面上分布于东部稳定带和中央凹陷带，剖面上主要发育于长7段和延7段。油源断裂和较深的下切古河谷作为油气运移通道，起泄压汇源作用，使得延长组烃源岩生成的油气在延安组高效成藏；延安组区域过剩压力带增强了区域盖层的封盖能力，阻止油气向上运移或散失，使油气在其下圈闭中聚集成藏；小断层和裂缝系统对延7段区域过剩压力带有一定的泄压作用，这也是目前东部稳定带延安组区域过剩压力带之上发现少量油气的原因。麻黄山西区中生界在东部稳定带发育与过剩压力有关的下组合、中组合、上组合3种油气分布模式；而中央凹陷带和西部断裂带发育与过剩压力有关的中组合油气分布模式。图6参17

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鄂尔多斯盆地镇北油田延长组石油运聚机理

王学军;王志欣;陈杰;曾溅辉

, 2011, 38(3): 1937-0.

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鄂尔多斯盆地延长组为典型的低渗透储集层，石油在低渗透储集层中运移、聚集机理是该地区成藏研究的关键。利用原油含氮化合物分析、有机包裹体分析、含油砂岩荧光薄片分析等方法，结合原油物性特征、砂岩含油性与物性变化的关系等探讨了镇北地区延长组石油运移、聚集特征。研究认为：侏罗纪末期—早白垩世是延长组石油主要成藏期，烃源岩生烃是一个连续的过程，不具备多个成藏期；延长组石油在超压动力下幕式快速运移，沟通油源的裂缝、微裂缝是石油运移的主要通道，在侧向上运移距离短；相对于运移阻力，石油所受到的浮力很小，无法进行二次运移，现今的石油聚集仍保持其在异常高压作用下注入储集层时的状态；高压充注过程反复进行，处于沟通油源的裂缝通道上的储集层可以得到反复充注，从而形成石油有效聚集。图8表1参20

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渤海南部黄河口凹陷晚期成藏特征及富集模式

孙和风;周心怀;彭文绪;邹华耀;杨波;贺电波;曾萱

, 2011, 38(3): 1938-0.

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黄河口凹陷是渤海海域的主要含油区之一，具有明显的晚期成藏特征。应用Easy Ro%模型模拟了烃源岩生烃演化史，结果表明主力烃源岩距今5.1 Ma以来快速成熟；通过断裂分析开展了油气输导体系研究，认为研究区油气运移以断裂输导为主；流体包裹体分析表明油气藏主成藏期为距今5.1 Ma以来。研究结果表明，晚期快速生烃、晚期垂向断裂输导、近源成藏和晚期充注是黄河口凹陷油气晚期成藏的主要特征。沙河街组和明化镇组下段区域性储盖组合、优势运移通道和新构造作用形成的相关圈闭是控制油气富集的主要因素，古近系近源压控和新近系断控浅水三角洲富集模式是黄河口凹陷最重要的两种油气富集模式。图6参23

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岐北凹陷古近系构造坡折带对圈闭的控制作用

向雪梅;王华;王家豪;肖敦清;蒲秀刚

, 2011, 38(3): 1939-0.

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应用三维地震、钻井和测井等资料，对岐北凹陷进行层序地层学研究。研究区古近系可划分为3个二级层序，11个三级层序。岐北凹陷斜坡区发育断裂坡折和挠曲坡折两种构造坡折带类型。坡折带的发育演化具有明显的阶段性和继承性：早期为断裂坡折带，晚期为挠曲坡折带。不同类型坡折带层序构成样式及内部体系域构成不同，断裂坡折带控制了低位扇三角洲砂体以及构造-岩性复合圈闭的发育，而挠曲坡折带除了对砂体有控制作用外，更突出地表现为对地层超覆以及岩性圈闭发育的控制。坡折带附近是非构造圈闭发育的有利部位，进一步勘探的潜力巨大。图7表1参21

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海拉尔盆地呼和湖凹陷白垩系地震相

陈学海;卢双舫;薛海涛;李军辉;刘秋宏;胡寿梅;黄文彪

, 2011, 38(3): 1940-0.

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海拉尔盆地呼和湖凹陷是大庆油田寻找后备储量的新领域，但由于研究程度较低，至今未取得重大突破。依据地震反射终止关系，结合区域地质背景，将呼和湖凹陷白垩系划分成8个地震层序，即Sq1—Sq8。利用地震反射内部结构和外部几何形态，结合地震反射同相轴的振幅和连续性等参数，在研究区目的层（Sq1—Sq5）内识别出平行席状、亚平行席状、前积、充填、楔状、丘状、杂乱及波状-乱岗状地震相共8种地震相，并对其特征进行了描述。各种地震相平面分布具有差异性、纵向上具有继承性和演化性。经过综合解释，建立地震相与单井沉积相之间的响应关系，把地震相转换为沉积相。以湖泊沉积理论为指导，建立目的层各层序地震相-沉积相模式，结果表明，目的层主要发育冲积扇、扇三角洲、辫状河三角洲、湖泊以及湖底扇等沉积体系。图10参23

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Java测井平台高效数据操作缓存设计与实现

刘英明;李宁;夏守姬;王才志;张玲

, 2011, 38(3): 1941-0.

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一体化网络测井平台是国际上首个完全采用Java语言开发、真正意义上跨不同操作系统的大型综合测井处理解释系统。由于平台基于广义测井曲线理论实现了数据底层的一体化，因而可以在不改变原来编程语言的基础上，用最小的工作量将其他非Java测井解释系统进行有效集成和二次开发。针对各种不同语言交互处理解释模块的共性，提出了一种先进的曲线代理缓存模式，并用Java语言进行了设计实现。大规模集成测试和大庆油田水淹层解释结果表明，这一代理模式有效解决了不同语言交互处理软件跨平台集成时原有缓存功能不能被继承使用的技术难题，并可视具体情况对原系统的交互缓存处理效率做出进一步改进和提高。图3参14

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水平井置胶成坝深部液流转向物理模拟研究

刘玉章;吕静;王家禄;高建;李宜坤

, 2011, 38(3): 1942-0.

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针对正韵律厚油层注水开发过程中注入水沿底部高渗层无效循环问题，提出水平井置胶成坝深部液流转向技术思路，即在强水洗的正韵律厚油层底部高渗透油层部位侧钻水平井，向水平井中注胶，形成“胶坝”，使注入水转向驱替上部低渗透层，扩大水驱波及体积，提高上部低渗透层储量的动用程度，从而起到挖潜和提高水驱采收率的作用。应用二维可视非均质填砂模型水驱物理模拟实验，研究水平井胶坝对改善正韵律厚油层水驱效果的影响。实验结果表明，在高渗透油层建“挡水坝”，增油降水效果明显，1个“挡水坝”模型，能够提高原油采出程度17.6%；2个“挡水坝”模型，能够提高原油采出程度27.3%。水平井置胶成坝深部液流转向技术突破了堵剂深部放置的技术瓶颈，能大幅度提高正韵律厚油层水驱波及程度。图7参10

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微尺度下的非线性渗流特征

李洋;雷群;刘先贵;萧汉敏

, 2011, 38(3): 1943-0.

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用与低渗透储集层孔喉尺度相近的微管模拟储集层微小孔喉，以流体在微管中的流动特征为研究对象，采用微尺度方法研究低渗透储集层非线性渗流规律。对半径分别为10.0 μm、7.5 μm、5.0 μm和2.5 μm的熔融石英微管中去离子水的流动特征进行实验研究，分析了4种尺寸微管中去离子水的平均流速与压力梯度的关系、压力梯度对流体边界层的影响以及流动阻力系数与雷诺数的关系。研究结果表明：微管中流体的低速流动具有非线性特征，且随着微管半径的减小，流动的非线性程度增强，可以用二次函数对非线性流动特征进行拟合；微流动中，有效流体边界层厚度占微管管径的比例随压力梯度的增大而降低；雷诺数可作为非线性流动的判据，雷诺数小于10－3的低速流动具有非线性特征。图6表1参17

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低含油饱和度油藏开发特征

刘柏林;王友启

, 2011, 38(3): 1944-0.

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低含油饱和度油藏的渗流特征明显不同于常规油藏。采用室内大模型物理模拟实验和油藏数值模拟技术研究低含油饱和度油藏开发动态特征和影响因素，拟合建立含水率变化经验公式。在数值模拟过程中考虑了低渗透油藏启动压力对渗流特征的影响，从而使结果更符合实际情况。研究结果表明：低含油饱和度油藏没有无水采油期，且存在一个含水快速上升后略为回落的含水稳定采油期，初始含水饱和度越高，含水稳定期采油时间越短；当注采压力梯度接近拟启动压力梯度时，采出程度随注采压力梯度变化较大；当注采压力梯度远大于拟启动压力梯度时，采出程度随注采压力梯度变化很小，甚至没有变化。注采压力梯度小于拟启动压力梯度时，注水速度与最终采出程度正相关。图8参10

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基于领域驱动数据挖掘技术定量描述油层水淹级别

李雄炎;李洪奇;周金煜;谭锋奇;贺旭;陈亦寒

, 2011, 38(3): 1945-0.

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为了准确识别水淹层、确定储集层的水淹程度，引入数据挖掘技术，结合水淹层评价领域的相关知识，从“领域驱动”的角度建立高效预测储集层水淹程度的模型。结合研究区块沉积相带特征，综合运用聚类分析、关联规则和决策树等方法，对水淹层的测井数据及储集层衍生参数进行分沉积微相、分参数组合挖掘，分别获得预测整个研究区块和各小层水淹层的模型；并给出挖掘参数对油层水淹情况敏感程度的大小关系，证实不同沉积微相对水淹情况敏感的参数不同。将所得预测模型程序化之后，对研究区180口老井水淹层进行复查、对10口新井水淹层进行预测，其结果与试油结论进行对比，准确率为91.03%，证明了方法的可靠性。图4表5参23

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塔里木油田油水井套损规律及对策

王陶;杨胜来;朱卫红;卞万江;刘敏;雷雨;张媛;赵崴;陈兰;周小平;廖建华

, 2011, 38(3): 1946-0.

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基于对塔里木油田套损现状与规律的分析研究，认为造成油田油水井套损的因素主要有6个方面：①套管外有塑性地层或高渗透地层；②井身结构不合理；③钻井设计水泥返高不够或固井质量不合格；④套管分级箍存在质量问题（主要是新井）；⑤套管腐蚀、作业磨损以及特殊施工对套管造成损坏，使之抗外挤能力下降；⑥开发方式不合理。针对油田套损现状和分布规律，制定多学科协作的套损井综合“防”、“诊”、“治”对策，对于已发生套损的井，采取井下作业坐封打压、工程测井、静温梯度法3种技术综合找漏，找漏结果统计表明，1998—2009年，已有71口油水井发生套损，确认套损点87个。在精确定位套损部位后，择优选取挤水泥、下封隔器、下胀管补贴等措施补漏，对已发生套损的57口井实施了补漏，有46口井恢复了生产，有效率达80.70%。图3表7参26

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地层水侵入对超临界CO2钻井井筒温度和压力的影响

王海柱;沈忠厚;李根生

, 2011, 38(3): 1947-0.

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为了研究SC-CO2（超临界CO2）连续油管钻井过程中地层水侵入对井筒温度和压力的影响，在综合考虑CO2流体的黏度、密度、导热系数、热容、焦耳-汤姆逊系数等参数影响的基础上，建立了SC-CO2连续油管钻井地层水侵入井筒流动模型，并采用各参数相互耦合的方法对井筒温度和压力分布进行了计算。结果表明，地层水侵入速度越大其混合流体密度越高，环空混合流体对流换热系数越大，但由于喷嘴节流产生的焦耳-汤姆逊冷却效应，在井深约1 900 m处（离井底约10 m处）环空混合流体密度突然增大、对流换热系数突然减小；同时井筒流体温度随地层水侵入速度的增加而升高，在井深约1 900 m 处焦耳-汤姆逊冷却效应导致井筒流体温度急剧降低；此外，井筒环空压力也随着地层水侵入量的增加而增大，但增幅不明显。图10表2参21

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环保型钻井液体系

谢水祥;蒋官澄;陈勉;邓皓;刘光全;许毓;王建华;邱康

, 2011, 38(3): 1948-0.

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在大量室内研究基础上，研发了环保型钻井液体系，其基础配方为：4%膨润土浆＋0.3%IND-30＋1.5%NAT-20＋3%FXJS＋2%NFT-25。该钻井液体系采用环保添加剂配制，抗温能力强，达150 ℃；抗污染性能佳，抗盐量可达30%，抗土侵量达8%；油层保护效果好，渗透率恢复率在81.5%以上；环保性能理想，废弃钻井液抛洒后，地表层0～20 cm厚度土壤的环境质量指标均保持在中国土壤环境质量标准二级水平以上，同时使沙地土壤的水分含量和肥力水平大大提高。该环保型钻井液体系已先后在塔里木、克拉玛依和江苏油田的15口井中获得成功应用，环保与油层保护效果理想。抛洒过废弃钻井液的井区周围土壤的有机质、速效氮、速效磷和速效钾含量明显提高。与常规钻井液相比，使用环保型钻井液体系单井平均可节约综合成本40.87×104元，15口井总计可节约综合成本613.05×104元。图5表18参27

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饱和压力法确定成藏期问题探讨

包友书;张林晔;李钜源;张守春;王茹

, 2011, 38(3): 1949-0.

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采用饱和压力法确定油藏成藏期的原理和方法一直存在争议，在高勘探程度区济阳坳陷的应用中发现，该方法对许多油藏不适用，所推测的成藏深度和成藏期与实际情况相差较大。以济阳坳陷众多油藏资料为基础，结合坳陷油气生成、运移过程中原油的饱和压力变化特点，就该方法对许多油藏不适用的主要原因进行了分析：济阳坳陷地下原油黏度影响因素较多，总体上与其是否为天然气所饱和关系不大；济阳坳陷古近系烃源岩生成并排出的大部分原油为欠饱和原油，大部分原油在欠饱和状态下运聚成藏是该方法对许多油藏不适用的主要原因，饱和压力法仅适用于原油在饱和状态下聚集成藏的油藏。据此认为：原油既可以在饱和状态下大规模聚集成藏，又可以在非饱和状态下大规模聚集成藏，因此，运用饱和压力法确定成藏时期前，首先要明确该油藏中的原油是在饱和条件下聚集成藏的。图5表1参25

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2011年, 第38卷, 第3期　刊出日期：

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