石油勘探与开发

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涪陵页岩气田富集高产主控地质因素

郭旭升, 胡东风, 李宇平, 魏志红, 魏祥峰, 刘珠江

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 481-491. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.01

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在前期对南方海相页岩气富集规律认识的基础上,应用涪陵页岩气田的勘探开发资料,详细论述了涪陵页岩气田富集的主控因素及其相互关系,对海相页岩气“二元富集”理论认识有了进一步的思考。气田富集的基础首先在于气体的生成和储集,研究区深水陆棚页岩气储集层具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征,生烃强度高,有机质孔发育,有利于储集层改造,是涪陵页岩气“成烃控储”的基础。保存条件对页岩气的形成和富集至关重要,良好的页岩顶底板从页岩生烃开始就能有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集,后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件,保存条件好是页岩气“成藏控产”的关键地质因素,页岩储集层含气性好、孔隙度高,地层（超）高压,有利于形成页岩气富集高产区。图13参30

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细粒沉积岩性识别新方法与储集层甜点分析——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例

赵贤正, 蒲秀刚, 韩文中, 周立宏, 时战楠, 陈世悦, 肖敦清

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 492-502. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.02

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在渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段500 m系统取心、上千块次薄片鉴定、X射线衍射分析基础上,提出了用声波时差、密度等常规测井资料定量计算细粒沉积矿物含量的简易方法,建立岩性快速识别“绿模式”。通过测井曲线标准化并与X射线衍射分析实测矿物含量定量关系拟合,计算无取心段/井矿物含量,从而进行岩性识别。应用该方法在沧东凹陷孔二段细粒沉积区识别出多个白云岩甜点段和1个砂岩甜点段,实钻均获较高产油流,研究表明,白云岩平面上局部富集、呈带状展布。该方法适用于前三角洲—湖盆中心细粒沉积岩发育区,尤其适用于半深湖—深湖相砂质含量少、以泥-灰云质为主的细粒沉积岩的岩性识别。图10表2参25

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多元天然气成因判识新指标及图版

李剑, 李志生, 王晓波, 王东良, 谢增业, 李谨, 王义凤, 韩中喜, 马成华, 王志宏, 崔会英, 王蓉, 郝爱胜

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 503-512. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.03

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为解决深层—超深层和非常规领域天然气勘探中面临的高演化、多元天然气成因和来源判识等关键性技术难题,通过实验新技术以及地质资料综合分析,完善了多元天然气成因判识方法体系。建立了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气、聚集和分散型液态烃裂解气,N₂、CO₂有机和无机成因,惰性气体壳源和幔源成因,He、N₂、CO₂、天然气汞含量判识煤成气和油型气等多元天然气成因判识新指标及图版。通过在主要含气盆地的应用,明确了四川、塔里木和松辽盆地复杂气藏天然气成因和来源,有效支持四川盆地震旦系—寒武系古老碳酸盐岩、塔里木盆地库车坳陷深层、松辽盆地深层火山岩等领域的天然气勘探。图9表2参45

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鄂尔多斯盆地致密气储集层孔隙流体地震预测方法

杨华, 王大兴, 张盟勃, 王永刚, 刘力辉, 张盟黎

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 513-520. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.04

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基于鄂尔多斯盆地上古生界二叠系下石盒子组盒8段致密储集层岩石物理分析结果,考虑体积模量对孔隙流体敏感的特点,提出了致密储集层岩相控制下利用压缩系数检测流体性质的方法。该方法首先是进行岩相识别,利用叠前反演的纵横波交会技术计算致密砂岩相的分布;其次是在岩相控制下（排除泥质含量影响）,利用可稳定反演的波阻抗和速度计算压缩系数;最后利用气水层压缩系数的差异进行储集层孔隙流体性质判识。苏里格致密气田勘探开发生产实践表明：应用压缩系数进行孔隙流体性质识别的效果较好,能有效预测气水层的分布。图9表2参19

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鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自源型天然气聚集与潜力分析

李伟, 涂建琪, 张静, 张斌

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 521-530. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.05

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基于鄂尔多斯盆地天然气勘探新进展,利用地球化学与气源对比等理论与方法,分析该盆地奥陶系马家沟组海相碳酸盐岩烃源岩发育特征,探讨马家沟组自源型天然气聚集规律与潜力。研究认为加里东期古隆起东侧、环盐洼区马家沟组发育规模有效烃源岩,源自马家沟组泥质白云岩与白云质泥岩的天然气是奥陶系气藏的主要贡献者。奥陶系马家沟组不仅发育碳酸盐岩风化壳岩溶储集层,也发育内幕白云岩颗粒滩储集层,且二者分布广泛,均能成为有利储集体。马家沟组天然气以自源型油型气为主,表现为自生自储、近源聚集的特征,只在局部地区存在上生下储的天然气聚集区。同时,提出环盐洼周边地区奥陶系马家沟组具有大规模天然气生成与聚集的有利条件,具备大面积自生自储天然气聚集的优势,靖边气田以西、以北与以南的古隆起前缘洼陷区是未来奥陶系勘探的有利地区。图6表1参32

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四川盆地南部深层五峰组—龙马溪组裂缝孔隙评价

王玉满, 王宏坤, 张晨晨, 李新景, 董大忠

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 531-539. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.06

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根据川南坳陷中部和北部5口评价井资料,对四川盆地南部深层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩进行裂缝孔隙的多方法识别和定量评价,初步揭示了川南坳陷深层五峰组—龙马溪组页岩储集特征。形成4点认识：①在川南坳陷中部深层,无论是局部构造高点、翼部还是低部位,五峰组—龙马溪组产层储集空间均以基质孔隙为主,微裂缝总体不发育,与长宁、威远和涪陵气田的基质孔隙相近;②在川南坳陷北部深层,五峰组—龙马溪组黑色页岩段以基质孔隙为主,裂缝孔隙主要分布于局部不连续的深度点,总孔隙度为3.5%~6.7%,平均值为5.3%,裂缝孔隙度为0~2.1%,平均值为0.3%;③川南坳陷中部和北部五峰组—龙马溪组产层裂缝孔隙欠发育,并以大面积基质孔隙型为主,间接说明该地区构造活动相对较弱,对页岩储集层改造作用不及四川盆地东部涪陵地区;④寒武系膏盐岩的发育规模与分布特征是五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育的关键控制因素。研究认为,L7井区、Gs1井区、四川盆地东部、鄂西等地区寒武系膏盐层厚度大且分布稳定,五峰组—龙马溪组“甜点层”在燕山期以来的盐底滑脱构造中易形成裂缝孔隙发育段,是川南坳陷及其周边深层裂缝孔隙发育的潜在有利地区。图7表2参21

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东地中海黎凡特盆地构造特征与油气勘探

刘小兵, 张光亚, 温志新, 王兆明, 宋成鹏, 贺正军, 李治平

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 540-548. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.07

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基于东地中海黎凡特盆地地质、地震等资料,恢复主要地质时期原型盆地及岩相古地理,开展盆地构造特征对比分析,并结合已发现气藏特征解剖,建立成藏模式,探讨该区有利成藏组合及下一步勘探方向。黎凡特盆地主要发育有早期断层、中期断层和晚期断层等3期构造。早期断层主要受控于陆内断陷,盆地南部深水地区受后期挤压应力影响较小;中期断层主要受侧向构造应力和叙利亚弧型褶皱带影响,构造活动由北向南、由东向西逐渐减弱;受碰撞挤压和死海走滑断裂带影响,晚期断层十分发育,但基本未刺穿中新统上部厚层蒸发岩。结合已发现油气藏及露头情况,认为以色列远岸邻近埃拉托色尼隆起的深水地区中生界砂岩、碳酸盐岩及黎巴嫩深水地区新生界碳酸盐岩和塔马尔砂岩为下一步主要勘探方向。图8表1参34

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天然气运移有机-无机地球化学示踪指标——以四川盆地川西坳陷侏罗系气藏为例

叶素娟, 朱宏权, 李嵘, 杨映涛, 黎青

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 549-560. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.08

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以四川盆地川西坳陷侏罗系气藏作为研究实例,通过分析天然气组分和碳同位素组成特征,结合地层水化学特征、储集层中自生矿物碳、氧同位素组成以及流体包裹体特征,提出了C₁/C₂值、N₂含量、芳烃/烷烃值、甲烷碳同位素组成、地层水矿化度及水化学特征参数、储集层中自生方解石碳氧同位素组成、含烃盐水包裹体均一温度及盐度等指示天然气运移相态、运移方向和运移路径的有机-无机地球化学示踪指标,并对天然气的运移过程及机制进行了探讨。研究表明,川西坳陷中侏罗统天然气以水溶相运移为主,随着运移脱溶过程的进行表现出苯/烷烃值增大、甲烷碳同位素组成变重的趋势,同时具有气藏伴生地层水矿化度较低、含气砂岩中自生方解石的碳氧同位素组成偏轻、含烃盐水包裹体均一温度高且盐度较低等特征;上侏罗统天然气则以游离相运移为主。结合区域地质以及水溶气脱溶成藏过程中的相态演化等方面的研究,证明提出的有机-无机地球化学示踪指标可对川西坳陷侏罗系天然气的运移方向及路径进行有效的判识。图9表4参30

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准噶尔盆地春风油田浅薄储集层地震逐级精细预测

束宁凯, 汪新文, 苏朝光, 宋亮, 钮学民, 李强

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 561-568. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.09

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针对准噶尔盆地春风油田浅薄储集层地震资料信噪比低和分辨率不足等问题,开展针对性的处理、解释技术研究,形成浅薄储集层地震逐级精细预测方法。采用互叠式偏移距分组处理技术,将地震资料的覆盖次数由8次增加至16次,同时经过提频去噪成像等精细处理,局部低信噪比区信噪比提高1.4倍;建立叠前提高分辨率目标处理、叠后子波重构拓频、叠前叠后联合反演的三级预测技术,最终砂体分辨能力由12 m逐步提高至2 m,有效提高了储集层识别精度。浅薄储集层在逐级提频后的资料中反射更为清晰、连续,与实际钻探结果吻合较好,资料具有较好的保幅性,取得了较好的实际应用效果。图11参17

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油气藏开发地质研究进展与展望

李阳, 吴胜和, 侯加根, 刘建民

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 569-579. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.10

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阐述了油气藏开发地质学的主要科学问题、学科内涵、研究进展与发展展望。油气藏开发地质学以油气藏连通性、可流动性及时变性为关键科学问题,主要研究油气藏开发地质控制因素的成因机理与分布模式、地质因素对油气开采的控制作用机理及油气藏动态演变规律、油气藏表征与建模技术,在高含水油藏,低渗、致密、页岩油气,缝洞型油气藏开发地质理论和技术方面取得了重要进展,已发展成为一门独立学科。随着油气田开发在深层、深水、非常规油气领域的扩展及高含水油藏开发难度的增大,需进一步发展油气藏开发地质理论和技术,以更好地支撑油气田的经济高效开发及可持续发展。图6参57

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开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

贾爱林, 孟德伟, 何东博, 王国亭, 郭建林, 闫海军, 郭智

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 580-589. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.11

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以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题,提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有：①地层划分与构造描述,依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化;②储渗单元划分和定量表征,动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模;③流体分布及动态响应分析,综合构造、储集层及气井生产动态特征,分析确定气藏气水分布规律;④储量动用程度评价与产能复核,从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模,明确下一步动用方向,校正气井产能,指导气井开发后期合理生产制度的确定;⑤静态地质模型建立及动态修正,利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征;⑥剩余储量预测及分类评价,结合动态修正后的预测模型,开展剩余储量分类评价,指导产能挖潜部署;⑦采气工艺技术及工具研发,针对开发中后期气田的现状,提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。图11表3参29

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渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术

童凯军, 李波, 戴卫华, 郑浩, 张占女, 程奇, 王建立, 房娜

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 590-599. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.12

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为了实现渤海海域变质岩潜山油藏少井高产开发目标,以JZ251S油田为例,开展储集层裂缝精细描述、双重介质油藏水驱油机理表征、新型井网模式优选、合理开发技术政策制定及稳油控水技术等方面研究,形成变质岩油藏稀井网高效开发关键技术。根据JZ251S潜山油藏特点,开展裂缝各向异性波动方程的正演模拟,验证了窄方位角地震资料对工区裂缝检测的有效性。应用叠前多参数反演和地应力场模拟分别预测了裂缝性储集层的发育部位和裂缝发育方向。基于大尺度三维物理模型及数值模拟,提出了水平井顶底交错立体注采井网新模式;结合开发需求,提出JZ251S油藏合理采油速度控制在3%~4%,油田初期可实施衰竭开发至地层压力水平保持在70%原始地层压力,再进行注水保压开发。结合工区内试采生产资料,模拟了水平井不同的见水模式并形成4种诊断图版,有效指导油田稳油控水措施实施。JZ251S潜山油藏现场实践表明,采用该系列技术,可大幅增加原油产量,提高注水开发效果。图7表3参17

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聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理实验

刘卫东, 罗莉涛, 廖广志, 左罗, 魏云云, 姜伟

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 600-607. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.13

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针对新疆油田七中区开发现状,设计聚合物-表面活性剂二元驱的填砂管、天然岩心及微观模型驱油实验,研究二元驱提高采收率机理,为油田现场提供二元驱优化配方。二元驱采收率增幅随着水油黏度比增大而增大,随着界面张力减小而增大。毛细管准数反映二元体系溶液黏度和界面张力的协同效应,应以其为准优化筛选最佳配方。新疆油田七中区二元驱溶液临界黏度比2.5、临界界面张力数量级为1×10^-2 mN/m、临界毛细管准数数量级为1×10^-3;优选出配方为0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM,可提高采收率23.96%。二元驱通过聚合物增黏,降低驱替相流度,增加油相流度,使流度比减小,克服了注水指进,增加了吸水厚度,从而提高波及系数,进而启动盲端残余油;通过表面活性剂降低界面张力,降低黏附功,使残余油乳化、剥离、拉丝并易于启动,同时乳状液进一步增加驱替相黏度,在低界面张力和较高黏度下,毛细管准数大幅度提高,从而提高洗油效率,进而启动岛状、柱状及膜状残余油,最终提高了采收率。图13表3参16

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第四代分层注水技术内涵、应用与展望

刘合, 裴晓含, 贾德利, 孙福超, 郭桐

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 608-614. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.14

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针对目前分层注水技术存在的问题及生产需求,开展了第4代分层注水技术研究,介绍了其内涵、核心工具及核心技术,分析了现场应用情况,并进行了技术发展展望。第4代分层注水技术内涵为实现注水井单井分层压力和注水量的数字化实时监测,实现区块和油藏注水动态监测的网络信息化,实现注水方案设计与优化和井下分层注水实时调整为一体的油藏、工程一体化。研发了作为核心工具的一体化配水器,开发了层段流量检测、配注量调整等关键技术,并开展了区块试验,达到了预期效果。为进一步满足生产要求,对井下层段流量检测、井筒无线通信、井下自发电和易损部件投捞技术等核心环节仍需持续攻关,并加强与油藏工程的有机结合,形成可持续支撑水驱开发的、系统的、完善的第4代分层注水技术。图11参14

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页岩储集层岩心水化作用实验

钱斌, 朱炬辉, 杨海, 梁兴, 尹丛彬, 石孝志, 李德旗, 李军龙, 方卉

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 615-621. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.15

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采用滇黔北昭通地区下志留统龙马溪组主力页岩产层岩心,利用核磁共振和CT扫描技术,在围压10 MPa条件下开展岩心水化实验,研究水化作用对页岩储集层岩心孔隙-裂缝结构的影响。结果表明：页岩岩心水化作用不但抵消了由应力敏感引起的渗透率降低,且由于孔隙-裂缝结构扩张、新微细裂缝的产生以及缝间交会,增加了岩心裂缝复杂程度、孔隙-裂缝体积及其连通性,提升了岩心渗透率;水化损伤主要沿层理或原始裂缝发育方向延伸;水化作用对孔隙-裂缝结构较为发育的岩心影响最显著,而对孔隙-裂缝结构发育程度很高的岩心影响相对较小,对纯孔隙型岩心影响最小;页岩岩心水化作用强度受孔隙-裂缝发育程度、黏土矿物含量、脆性指数共同影响。建议根据页岩储集层物性特征,在改造过程中通过设计泵注模式、关井或小油嘴控排等措施优化返排制度,提升改造裂缝复杂程度及其连通性,增强储集层体积改造效果。图13表1参17

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考虑相态变化的凝析气藏压井液漏失机理与产能恢复

贾虎, 吴晓虎

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 622-629. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.16

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以某凝析气井为例,结合油气藏工程和油气相态理论,根据凝析气藏特征建立了单井数值模型,考虑了岩石的毛管压力及毛管滞后现象,研究不同正压差下压井液漏失机理及其对产能恢复的影响。研究结果表明：当近井地带压力增加到凝析油气的临界压力时,油、气、水三相流过渡为油、水两相流,气锁效应降低,水相相对渗透率增加,表现为压井液漏失速率大幅增加;压井液漏失量的增加会影响近井地带凝析油气的相态及储集空间流体分布,从而导致压井液恶性漏失。漏失量越大,再次开井生产时,压井液返排时间越长,返排率越低,凝析油、气恢复稳产所需时间越长。修井过程采取使用防漏型储集层保护液或降低液柱正压差（低密度压井液）的方法可有效避免恶性漏失,保障修井后的产能。图9表5参22

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钻头冠部形状对破岩效果的影响

HEYDARSHAHY Seyed Ali, KAREKAL Shivakumar

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 630-637. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.17

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用有限元方法模拟了不同形状钻头的破岩效果,研究了地层应力分布及裂缝延伸模式。按照国际钻井商协会（IADC）分类标准设计了14种钻头形状。设计了地层模型,给出了钻头尺寸、地层性质、网格划分方法和边界条件等。采用拟静态条件和质量缩放法以减少模拟时间、提高模拟精度。模拟结果表明,对于9种常用钻头形状,增加锥体高度高应力区面积会增大,而保径高度与产生的应力之间没有明显关系。减小保径高度,高应力区从鼻端和中心部位转移到保径区。对于非常用钻头形状,凸形钻头产生的应力场较大,双心钻头导眼体底部应力较集中。裂缝主要产生在保径区和鼻端,锥体高度和保径高度较大的钻头产生的垂直裂缝较长。使用平形和凸形钻头时没有产生较长的垂直裂缝。双心钻头可抑制保径区的垂直裂缝,却使地层更易出现水平裂缝,有中间段扩眼器的钻头造成的井壁损伤更小。图10表3参12

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非常规油气地质研究进展与发展趋势

宋岩, 李卓, 姜振学, 罗群, 刘冬冬, 高之业

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 638-648. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.18

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综合分析研究了非常规油气储集层孔隙结构、非常规油气赋存状态、充注机理、富集主控因素和高产成藏模式方面的新进展。非常规油气地质研究从纳米孔隙的观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构,从非常规油气赋存状态的宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究,从启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导,从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论,从非常规油气的“富集”地质模式发展到“富集+高产”的成藏模式,展示了非常规油气地质理论的研究进展和未来的发展趋势。在此基础上指出了非常规油气地质理论、深层非常规油气富集条件和资源可采潜力、非常规油气地质研究对工程技术的渗透及非常规油气资源共采基础地质研究面临的问题与挑战。图6表2参79

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页岩储集层综合评价因子及其应用——以四川盆地东南缘焦石坝地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组为例

沈骋, 任岚, 赵金洲, 谭秀成, 吴雷泽

石油勘探与开发, 2017, 44(4): 649-658. https://doi.org/10.11698/PED.2017.04.19

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针对目前页岩储集层评价方法的缺点,提出采用综合评价因子预测优质页岩储集层的分布规律和压裂施工的优势压裂段。综合评价因子由物性评价因子和压裂评价因子采用等效计算方法求得,物性评价因子结合测井得到的岩电参数利用矿物体积模型获取,表征储集层储集性;压裂评价因子利用考虑矿物组分的等效介质模型获取,表征储集层可压裂性。根据综合评价因子,结合岩心宏观、微观特征分析和测井资料,将四川盆地东南缘焦石坝奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段页岩储集层划分为4类储集岩,其中高自生硅页岩和高陆源硅页岩具有较优质的储集性和可压裂性,中陆源硅页岩次之,低陆源硅页岩较差。利用综合评价因子可对生产井水平段测井资料进行解释,分析不同储集岩类型占比,识别具有优质储集性和可压裂性的储集层,预测结果与现场压裂后生产效果对应较好。图13表2参37

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2017年, 第44卷, 第4期　刊出日期：2017-07-27

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