石油勘探与开发

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中国中低丰度油气资源大型化成藏与分布

赵文智;胡素云;王红军;卞从胜;汪泽成;王兆云

, 2013, 40(1): 2102-0.

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分析中国中低丰度油气资源大型化成藏的条件与分布特征。成藏要素的大型化发育与规模变化是油气大型化成藏的物质基础，决定了油气藏分布的区域性；海相烃源灶内分散液态烃裂解规模生气与煤系烃源灶抬升期规模排气是大型化成藏的重要条件，决定了烃源灶整体进入主生气阶段的规模性；体积流和扩散流是大型化成藏的主要运聚机制，保证了烃源输入的充分性；薄饼式、似层状和集群式成藏是大型化成藏的主要形式，保证了成藏的规模性。中低丰度油气资源成藏分布有近源性、成藏组合有主体性、成藏时机有晚期性、成藏类型有单一性特点。海相克拉通盆地古隆起围斜区、陆内坳陷盆地广大斜坡低部位—坳陷区以及前陆盆地缓翼斜坡区等是油气大型化成藏的主要部位，表现为大面积和大范围成藏两种类型。中国中低丰度油气资源大型化成藏认识的提出，提升了叠合盆地中深层和坳陷盆地斜坡低部位—坳陷区油气资源发现潜力，规模扩大了勘探范围，实现了油气勘探“由局部二级构造带向以主力烃源灶为中心的全盆地”和“由中浅层向深层、超深层”的推进发展。图9表5参30

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页岩油形成机制、地质特征及发展对策

邹才能;杨智;崔景伟;朱如凯;侯连华;陶士振;袁选俊;吴松涛;林森虎;王岚;白斌;姚泾利

, 2013, 40(1): 2103-0.

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页岩油是储存于富有机质、纳米级孔径为主页岩地层中的成熟石油，是常规-非常规“有序聚集”体系的重要类型之一，对中国陆相页岩油形成的沉积环境、储集空间、地球化学特征和聚集机制等基本石油地质问题进行了分析总结。富有机质页岩主要发育在半深湖—深湖环境，不同岩性组合共生沉积；发育纹层结构，微米—纳米级孔喉和微裂缝是主要储集空间；有利页岩以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主、Ro值为0.7%～2.0%、TOC值大于2.0%、有效厚度大于10 m；揭示了页岩孔隙演化和页岩油滞留聚集模式，储集空间、脆性指数、黏度、压力、滞留量等是页岩油“核心区”评价的关键。中国陆相页岩油在湖盆中心连续聚集，初步预测可采页岩油资源量约30×108～60×108 t，水平井体积压裂、改造“天然裂缝”、注粗颗粒“人造储集层”等可能是页岩油工业化发展的核心技术，提出加快页岩油“分布区”研究、加强“核心区”评选、加大“试验区”建设的“三步走”发展思路。借鉴北美海相页岩气突破成功经验，陆相页岩油工业化有望在中国首先突破。图9表2参39

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成熟探区精细勘探分层系区带评价方法

牛嘉玉;姜雪竹;刘海涛;蒋凌志;吴小洲

, 2013, 40(1): 2104-0.

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随着中国一些油气探区逐步进入勘探成熟或高成熟期，传统的多层系“复式”整体评价已不能满足老油区精细勘探的评价精度和要求，在对比国内外勘探评价体系特点和消化吸收国外“成藏组合”评价思路的基础上，提出了“分层系区带评价”的评价思路和方法。分层系区带评价由地质评价、资源量估算与综合评价优选等3大环节构成，强调按区域或次级区域盖层及与其相匹配的储集层和供烃区来划分和确定区带的评价层系，针对各评价层系，确认已钻探井的测试结果分类和已知油气藏的分布，刻画主控地质要素的边界；在主控地质因素研究和基础图件编制的基础上，对已确认主控地质要素进行“多图叠合”，落实有利区带的分布范围和类型，同时明确各区带的输导通道类型和体系构成特征以及油气充注的能力，标出最有利的远景圈闭分布。渤海湾盆地歧口凹陷勘探实践结果表明：该套评价思路和方法的应用效果显著。图6表3参28

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黄骅坳陷歧口凹陷斜坡区中深层碎屑岩储集层特征

蒲秀刚;周立宏;王文革;韩文中;肖敦清;刘海涛;陈长伟;张伟;袁选俊;卢异;柳飒

, 2013, 40(1): 2105-0.

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为了查明渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷斜坡区中深层碎屑岩有利储集相带分布规律，寻找相对优质的储集层段，对歧口凹陷中深层开展储集层特征及控制因素分析。构造背景、物源、沉积体系、储集性能综合研究表明，歧口凹陷古近系具有多凹多坡的地质特点，各类斜坡区占全凹陷面积70%以上；来自盆内外物源的多个大型辫状河（扇）三角洲前缘-重力流砂带与多类斜坡区匹配，为歧口凹陷斜坡区中深层油气有效储集层的形成奠定了良好的物质基础；中深层碎屑岩埋深一般大于2 500 m，主要为岩屑长石类砂岩，以次生孔-缝储集空间为主。歧口凹陷中深层碎屑岩整体处于中成岩演化阶段，该阶段跨越深度范围较大，储集物性的主控因素可以通过数学地质的方法识别出9项，虽其总体物性较差、孔隙结构复杂，但较高的沉降速率、中等地温场、高流体压力、高长石含量、较高溶蚀率、早期烃类充注等有利因素促使中深层碎屑岩发育纵向延伸上千米的3～4个异常高孔隙带，均是有利的油气储集层段。图14表3参19

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鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造与油气富集

王建民;王佳媛

, 2013, 40(1): 2106-0.

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根据大量钻井及试采资料，结合地质及构造演化特征，采用密井网大比例尺绘图方法研究鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造发育与油气富集特征。低幅度构造具有区域性、规模化发育，定向性延伸，排列式褶合，继承性演化等特点；依据构造形态、组合规模、成因机理等对低幅度构造进行初步分类，低幅度构造以应力成因为主，鼻状构造为其基本的构成单元，构造轴迹呈近东西向。低幅度构造转折部位地层产状的陡缓变化影响油气沿斜坡上倾方向的运移动力、速度及运移方向，造成油气水的区间分异和油气在局部空间上的逸散或聚集，形成相间分布的油气相对富集区及相对富水的含油水区；低幅度构造转折端端点连线与沉积相带边侧部位的岩性/物性尖灭线及局部的地层尖灭线等界线组合形成岩性-构造、构造-岩性、地层-构造等复合圈闭类型，进而使油气聚集成藏。低幅度构造与大型沉积体系及其有利相带等条件的优势配置控制了伊陕斜坡内中生界乃至古生界主要的油气分布。图9参27

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松辽盆地白垩系青山口组泥页岩孔隙结构特征

黄振凯;陈建平;薛海涛;王义军;王民;邓春萍

, 2013, 40(1): 2107-0.

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为了查明泥页岩系统微观孔隙发育特征及其油气地质意义，利用扫描电镜及场发射扫描电镜二次电子成像技术对松辽盆地白垩系青山口组一段泥页岩中的微观孔隙进行了系统观察。该套泥页岩中主要发育了5种类型孔隙，即基质晶间孔、有机质孔、溶蚀孔、粒间孔、晶内孔；此外，还发育大量微米—亚微米级（纳米级）微裂缝，包括溶蚀缝、充填缝及层间缝3类。微孔隙和微裂缝构成复杂微裂缝网络-孔隙系统，为烃源岩生成的油气向外排驱提供了有效通道，同时也为残留在页岩中的油气提供了充分的储集空间，对于油气的初次运移以及页岩油气等非常规资源的储集具有重要意义。图9表2参25

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中国中西部前陆冲断带运动学分类、模型与勘探领域

管树巍;何登发;雷永良;陈竹新

, 2013, 40(1): 2108-0.

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根据冲断系统内断层位移传递和消减的方式，将中国中西部前陆冲断带划分为4类：①Ⅰ型前陆冲断带，断层位移沿滑脱面全部传递至盆地内部，根据冲断构造规模和结构，又可分为库车型、川西南型和酒泉型3个亚类；②Ⅱ型前陆冲断带，以准噶尔盆地南缘为代表，冲断带内既存在向盆地方向传递的位移，也存在向造山带方向消减的位移；③Ⅲ型前陆冲断带，以塔西南甫沙冲断带为代表，断层位移全部沿着深部构造楔顶部的反冲断面向造山带方向消减；④复杂边界制约下的前陆冲断带,主要发育在柴西南和柴北缘，冲断系统内断层位移的传递受柴达木盆地形态和周缘边界限制，以至没有形成稳定的前陆区和前陆盆地特有的楔形沉积结构。通过中西部前陆冲断带运动学分类和复杂构造建模，提出并论证了准噶尔盆地南缘深层叠加构造楔形体、川西北寒武系倒转推覆体下的晚古生代被动陆缘层序、库车中段—东段的煤下构造以及准噶尔盆地西北缘下盘掩伏构造4个勘探新领域。图14表2参59

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苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术

何东博;贾爱林;冀光;位云生;唐海发

, 2013, 40(1): 2109-0.

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苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，井型井网技术是其提高单井控制储量和采收率、实现气田规模有效开发的关键技术。针对苏里格气田大面积、低丰度、强非均质性的特征，形成了大型复合砂体分级构型描述与优化布井技术、井型井网优化技术、水平井优化设计技术和不同类型井产能评价技术，为苏里格气田产能建设Ⅰ+Ⅱ类井比例达到75%～80%、预期采收率提高到35%以上以及水平井的规模化应用发挥了重要的技术支撑作用。为进一步提高苏里格气田单井产量和采收率，应继续开展低效井侧钻、多分支水平井、多井底定向井等不同井型，以及水平井井网、多井型组合井网的探索和开发试验。图7表3参20

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化学复合驱技术研究与应用现状及发展趋势

朱友益;侯庆锋;简国庆;马德胜;王哲

, 2013, 40(1): 2110-0.

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近年来化学复合驱技术应用基础研究及现场试验得到了长足发展。国内采用低浓度复合驱体系，通过碱、表面活性剂的协同作用，降低油水界面张力达到超低数量级，同时采用抗盐聚合物使污水配制驱替液黏度达到要求，三元复合驱或二元复合驱具有提高驱油效率和扩大波及体积双重作用。大庆油田三元复合驱先导性试验和工业化试验提高采收率幅度达到18.6%～26.5%，复合驱进入工业化推广应用阶段，在复合驱试验过程中逐步形成了系列配套技术。复合驱存在的主要问题为强碱引起的检泵周期较短和采出液处理难度大、成本高。国外复合驱技术早期主要采用表面活性剂胶束-聚合物驱，由于成本高未能推广应用，近年来随着油价上涨，开始研究低浓度复合驱体系。国外采用化学驱的油藏大部分为高温高盐油藏，瓶颈技术为耐温抗盐驱油剂的研制。图2 表5 参25

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水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术——以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例

王学忠;王金铸;乔明全

, 2013, 40(1): 2111-0.

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针对准噶尔盆地春风油田埋藏浅（400～570 m）、地层温度低（22～28 ℃）、储集层薄（2～6 m，平均3.5 m）、地下原油黏度高（50 000～90 000 mPa·s）但热敏性好、适合热采的特点，提出了综合水平井、降黏剂、氮气、蒸汽的复合开发稠油方式（HDNS），并在排601砂体北部实施了HDNS开发先导试验。结果表明：油套环空注氮气，可起到隔热作用；利用氮气膨胀性高的特点，补充地层能量；地层内氮气向上超覆，对地层有保温作用。HDNS各要素的综合作用显著提高了蒸汽波及体积、驱油效率和原油流动能力，降低了原油黏度。春风油田应用HDNS技术已经建成产能40×104 t，采油速度3.0%，实现了低品位浅薄层超稠油的高速高效开发。图2表6参19

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计算水驱油藏体积波及系数的新方法

胡罡

, 2013, 40(1): 2112-0.

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基于张金庆水驱特征曲线，从物质平衡基本原理出发，利用水驱驱油效率表达式、体积波及系数表达式及Welge方程中油水两相区平均含水饱和度与出口端含水饱和度的理论关系，推导出水驱驱油效率、体积波及系数与含水率的理论关系式，并提出一种计算水驱油田驱油效率和体积波及系数的新方法。通过实例计算，当含水率为100%时，张金庆水驱特征曲线法计算的体积波及系数值为99.7%，而西帕切夫水驱特征曲线法计算值为100%。计算结果证实张金庆水驱特征曲线法更能准确反映矿场实际，更具合理性。研究表明，该方法不仅较传统的岩心测试、油藏工程及数值模拟研究等方法更简便、高效、节约成本，而且成功解决了这些方法适用范围窄等问题。图1表2参17

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超高密度水泥浆研制

周仕明;李根生;王其春

, 2013, 40(1): 2113-0.

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为了解决贵州赤水地区官渡构造钻探中超高压气层或盐水层固井的技术难题，通过加重材料优选和颗粒设计研制超高密度水泥浆，并将其用于官深1井尾管固井。针对超高密度水泥浆配制需求，选择颗粒呈球形的加重剂MicroMAX并优选了加重剂组合（还原铁粉、铁矿粉、MicroMAX）；基于紧密堆积理论设计了水泥颗粒粒度分布，实际粒度分布接近紧密堆积的理想状态。设计了密度为2.70～3.00 g/cm3的超高密度水泥浆，其基本性能、流动性和稳定性良好。在地面模拟混配试验中，采用常规一次固井流程配制了平均密度为2.71 g/cm3的水泥浆。在官深1井的尾管固井中，采用设计密度为2.80 g/cm3的水泥浆成功封隔超高压盐水层：水泥浆入井平均密度为2.78 g/cm3，最高密度为2.82 g/cm3，声幅测井显示固井质量合格，后续作业钻井液密度由2.77 g/cm3降至2.00 g/cm3，井内稳定。图1表6参11

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海流及海床摩擦对油气管道提吊及沉放影响分析

伦冠德;刘衍聪;伊鹏;李成凯;马晓丽;曲杨

, 2013, 40(1): 2114-0.

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基于海洋管道海上提吊、沉放的工程实际，建立了管道提吊沉放的有限元模型，以建立的模型为基础确定了管道提吊沉放的方法和步骤，并对纵向水流、侧向水流及海床摩擦对管道提吊沉放的影响进行了研究。利用有限元分析软件研究了纵向水流、侧向水流及海床摩擦作用下管道提吊及沉放过程中的管道形态及应力分布。研究结果表明：纵向水流对管道提吊及沉放过程中的空间形态及应力分布几乎没有影响；侧向水流会使管道在水平面内产生明显变形，并提高管道的整体应力水平；海床与管道间的摩擦对管道沉放过程中的侧移有一定的阻碍作用，海床越粗糙，管道最终的整体侧移变形越小，沉放完成后管道达到平衡状态时，管道与海床之间的摩擦力随摩擦系数增大而增大。图8表3参16

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海洋钻机井架振动检测及评估——以ZJ50/3150DB钻机为例

胡军;唐友刚;李士喜

, 2013, 40(1): 2115-0.

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渤海某海洋平台配置的ZJ50/3150DB海洋钻机在钻井作业时井架振动幅度较大，为了评估井架在钻井作业时的安全性，对井架进行了振动检测，并建立了井架结构有限元模型，结合现场检测数据和模型计算结果分析井架振动对井架结构安全的影响。分别进行了井架固有频率检测、钻进作业工况井架幅频响应检测、井架振动幅值检测和井架振动加速度检测；依据井架图纸及现场井架实际情况，采用ANSYS软件建立了井架结构有限元模型。使用该模型计算出的井架第1阶固有频率为0.555 8 Hz，与现场检测结果较吻合，验证了模型的正确性。分析现场检测数据和模型计算结果发现：顶驱转速为36 r/min时，井架易发生共振；井架C型开口抗扭强度低；井架底座2个前撑杆为关键构件，其结构安全性影响整个井架安全；各种工况下的井架振动和顶驱通过二层台时引起的井架冲击振动均符合安全要求。图3表3参10

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非牛顿原油包水乳状液的表观黏度预测

王玮;王鹏宇;李楷;段纪淼;武坤一;宫敬

, 2013, 40(1): 2116-0.

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基于有效介质理论，在Pal等学者提出的经典黏度模型基础上，对含沥青质、胶质等界面活性成分的原油包水乳状液黏度及流变特性进行预测。界面活性分子对连续相的吸附与夹带，导致有效含水率的增加，是乳状液具有非牛顿性的诱因。将促进与阻碍乳状液有效含水率增加的正反2种作用分开考虑，并用含水率因子和颗粒雷诺数因子分别表征。含水率因子考虑了含水率及微观液滴分布对促进作用的影响；颗粒雷诺数因子着重体现不同液滴微观分布时剪切的破坏作用。建立了考虑微观液滴分布、剪切速率、含水率等多因素影响的黏度预测模型，油田现场原油、矿化水乳状液数据验证表明，所建模型具有较好的预测精度，预测结果的最大相对误差为11.44%。图3表1参18

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也谈致密砂岩气藏的气源——与戴金星院士商榷

印峰;刘若冰;秦华

, 2013, 40(1): 2117-0.

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致密砂岩气属于非常规天然气，目前关于致密砂岩气气源的认识尚未统一。四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组气藏同为致密砂岩气，元坝气田须家河组9口井14个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明，元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成，同时伴有少量的无机成因气，为混合改造型；通南巴气田须家河组5口井5个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明，通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成，也伴有少量的无机成因气，为混合成因型。因此元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气并非单一的煤成气来源，故非常规致密砂岩气具有多种来源，而非“中国致密砂岩气藏的气源均为煤成气”，主要为有机成因的煤成气或油型气，或二者的混合气。图2表4参15

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2013年, 第40卷, 第1期　刊出日期：

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