石油勘探与开发

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科学探索井历程、成效及意义——纪念科学探索井项目实践30周年

翟光明, 胡见义, 赵文智, 邹才能

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 153-165. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.01

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科学探索井项目（1986—2000年）开始实施至今已30年,回顾并总结其探索历程、勘探成效、管理经验等对指导陆上未来勘探的意义重大。科探井钻探的目的是立足勘探院（石油勘探开发科学研究院）地质研究新认识,在新盆地、新层系和新区开展科学探索,既解决重大基础地质问题,又追求突破发现。历经15年共钻井14口,其中台参1井、陕参1井发现了吐哈油田与靖边大气田,开启了西北侏罗系与鄂尔多斯盆地天然气大规模勘探的序幕,高科1井、酒参1井、沁参1井等获低产油气流,为日后获大发现打下基础,此外还储备了一批战略性领域和目标。在项目管理中,建立了“中国石油总部承担投资风险、以勘探院为主提出领域目标、油田承担钻探任务、勘探院监督”的运行模式,形成了“精雕细刻、精耕细作、深挖细找、点滴不漏”的管理细则,建立了科学合理的勘探程序。科学探索井的意义体现在将科研成果直接转化为生产力,引领并推动油气勘探取得战略性突破,并为中国石油实施风险勘探积累了宝贵经验。图9表1参32

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中国页岩气特征、挑战及前景（二）

邹才能, 董大忠, 王玉满, 李新景, 黄金亮, 王淑芳, 管全中, 张晨晨, 王红岩, 刘洪林, 拜文华, 梁峰, 吝文, 赵群, 刘德勋, 杨智, 梁萍萍, 孙莎莎, 邱振

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 166-178. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.02

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重点阐述中国页岩气工业化进展、“甜点区”评价标准与勘探开发技术、成功经验、面临挑战及发展前景。根据四川盆地涪陵、长宁、威远等页岩气田地质与工程参数,指出中国页岩气具有特殊性。中国南方特大型海相高演化（R_o值2.0%~3.5%）、超高压（压力系数1.3~2.1）页岩气田的发现,对中国乃至世界古老海相页岩气勘探开发具有重要科学意义与实践价值。提出“经济甜点区”须具备“含气性优、可压性优、效益性优”等特征,“四高”（高TOC值（大于3.0%）、高孔隙度（大于3.0%）、高含气量（大于3.0 m³/t）、高地层压力（压力系数大于1.3））、“两发育”（页岩层理、天然微裂缝）是富集高产段与水平井轨迹选择的关键指标,水平井巷道必须控制在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部高压封存箱中部。提出“微气藏”群压裂形成“人工页岩气藏”的模式,揭示“压后焖井、控压限产”机制。形成了三维地震与压裂微地震监测、水平井、“工厂化”生产模式等关键技术和“甜点区”优选、水平井巷道控制、水平段长度优化、“工厂化”生产模式等成功经验。页岩气资源的不确定性、3 500 m以深勘探开发关键技术与装备突破、低成本生产、水资源与安全环保是中国页岩气实现规模开采面临的4大挑战。预测中国南方海相页岩气可采资源量约8.8×10¹²m³,四川盆地有利区面积4.0×10⁴km²、可采资源量4.5×10¹²m³,2020年中国页岩气勘探开发有望实现“理论、技术、生产和成本”4个一体化革命,产能达到（200~300）×10⁸ m³/a。未来有望在四川盆地常规加非常规天然气产量一起建成“西南大庆（气大庆）”。图11表2参21

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四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏特征

杨跃明, 文龙, 罗冰, 王文之, 山述娇

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 179-188. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.03

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以四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系古老碳酸盐岩气藏为研究对象,通过系统分析气藏储集层、天然气组分及气藏类型、油气成藏条件与成藏演化等,研究了震旦系古老碳酸盐岩气藏成藏过程。乐山—龙女寺古隆起震旦系灯影组已发现6个气藏,气藏储集岩类、储集层类型基本一致,均具有高温、常压、强非均质性特征,但不同层段气藏类型、古隆起不同部位气藏天然气组成及碳同位素组成等方面具有明显差异。古隆起震旦系灯影组天然气属于油裂解气,主要为灯影组自身烃源岩与寒武系筇竹寺组烃源岩的混源气,良好的烃源岩、储集层、源储组合与输导条件决定了灯影组气藏的形成和保存。古隆起区灯影组气藏的形成经历了古油藏生成、古油藏裂解、气藏的调整与定型3个阶段,受古隆起形成及不同部位构造差异演化影响,气藏形成具有3种不同的天然气聚集成藏过程。图8表2参25

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四川盆地涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩优势岩相

吴蓝宇, 胡东风, 陆永潮, 刘若冰, 刘晓峰

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 189-197. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.04

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以四川盆地涪陵气田主力产层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为研究对象,利用改进的硅质矿物-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解,对其页岩岩相类型进行精细划分。涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩主要发育8种岩相：硅质页岩相（S）、混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）、含硅黏土质页岩相（CM-1）和含黏土/灰混合质页岩相（M-3）。将优势岩相定义为页岩的含气量达到特定工业标准的岩相,结合研究区开发现状,划分出2类优势岩相,即含气量大于4.0 m³/t评为Ⅰ类（特优）,含气量在2.0~4.0 m³/t评为Ⅱ类（优）。筛选出有机质丰度、硅质矿物含量、黏土矿物含量3项参数与含气量作相关性分析,建立了五峰组—龙马溪组一段页岩优势岩相的分级标准,确定了研究区混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）为Ⅰ类优势岩相,含黏土/硅混合质页岩相（M-2）为Ⅱ类优势岩相。页岩优势岩相分级标准可为其他区块页岩气评价提供参考。图5参31

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渤海湾盆地东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相类型及储集层特征

陈世悦, 张顺, 王永诗, 谭明友

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 198-208. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.05

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通过岩心精细观察描述、薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜分析等技术,建立了东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相划分方案,明确了主要岩相类型的储集空间类型及特征,并对主要岩相的孔隙微观结构特征进行了分析。结果表明：①富有机质纹层状灰岩相孔隙结构极为复杂,孔径具有多尺度性,微裂缝的存在沟通了孔隙,增大了储集层的孔渗性能;②中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩相孔隙多尺度性特征不显著,介孔开放性较好,大孔开放性较差,孔缝连通性一般;③富有机质夹层状灰岩相储集空间类型多样,孔径的多尺度性较强,孔隙的连通性较好,孔缝沟通明显,方解石重结晶晶间孔缝成为大孔的最主要部分;④贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩储集空间类型较单一,裂缝欠发育,孔隙连通性较差。综合油气生成潜力、油气可流动性、油气储集性能、可压裂性等因素,预测富有机质纹层状灰岩、富有机质灰质纹层状细粒混合沉积岩为有利岩相类型。图7表1参29

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曲流河砂体构型及非均质性特征——以山西保德扒楼沟剖面二叠系曲流河砂体为例

王越, 陈世悦

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 209-218. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.06

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对山西保德扒楼沟剖面二叠系曲流河砂体进行实测、精细解剖和岩相分析,建立不同类型河道砂体的构型模式,定量表征其内部沉积非均质性,预测不同类型河道砂体的剩余油聚集区。基于露头的岩性、粒度、沉积构造和颜色等特征,在扒楼沟二叠系曲流河砂体中识别出8种岩相类型,通过对砂体进行精细解剖与岩相分析,将河道下部槽状交错层理砂体从传统定义的边滩砂体中划分出来称为“底滩”,而将河道上部板状层理砂体称为“边滩”。在精细刻画河道内底滩与边滩砂体沉积特征及叠置关系的基础上,识别出侧向迁移型、串沟截直型、颈项截直型及废弃河道型4种河道砂体。结合不同类型河道砂体构型与非均质性特征,认为侧向迁移型河道砂体非均质性较弱,剩余油分布较少;串沟截直型与废弃河道型河道砂体非均质性较强,剩余油相对富集;颈项截直型河道砂体非均质性最强,剩余油最为富集。图6表3参14

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致密储集层原油充注物理模拟——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

郑民, 李建忠, 吴晓智, 李鹏, 王文广, 王社教, 谢红兵

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 219-227. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.07

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选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密储集层岩心样品,进行原油充注物理模拟实验,研究致密储集层中原油的运移渗流规律及影响因素,分析致密油运聚特征和成藏下限条件。致密储集层内原油充注具有启动压力梯度与临界压力梯度两个具有界限特征的压力梯度点,存在低速非线性渗流和拟线性渗流两种特征;芦草沟组致密储集层原油充注过程中含油饱和度的增长过程可以分为跳跃增长型、快速增长型、平稳增长型3种类型,快速增长型样品所达到的最大含油饱和度最高,其次为平稳增长型,跳跃增长型最低;含油饱和度的增长受到孔隙度、渗透率、原油黏度、驱替压力梯度耦合控制,各要素相互影响、相互补偿。绘制的致密储集层原油聚集成藏判定图版显示,只有压力梯度突破临界压力梯度进入拟线性渗流区后,才能达到致密储集层含油饱和度为30%的下限值。稳定的致密储集层很难实现油气的先致密后成藏,而常规储集层油气充注后地层压实胶结与矿物次生加大胶结可能是形成致密油,并具有较高含油饱和度的原因。图8表3参22

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中基性火山岩井约束地震岩相刻画方法

冯玉辉, 边伟华, 顾国忠, 黄玉龙, 仇劲涛, 孙昂, 王璞珺

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 228-236. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.08

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基于渤海湾盆地辽河坳陷东部凹陷红星地区112.5 km²三维地震和8口钻遇古近系沙三段火山岩探井资料,应用火山地层学原理,通过单井和连井的地质、测井、地震综合研究,识别中基性火山岩三级火山地层界面（期次→机构→岩相）,揭示有利勘探相带。沙三段火山岩序列依据期次界面可分为3期,期次内可分为1个或多个火山机构-地震相单元,火山机构内可进一步划分火山岩相-地震相单元。以单井点为基础,通过连井地震剖面刻画火山机构-岩相分布模式,以期次为单元提取相干属性识别火山岩体（叠置火山机构）,提取波形分类属性识别火山机构及火山岩相,建立点-线-面火山岩相-地震相单元关系,实现火山岩相平面识别与刻画。结果显示本区中基性火山岩相主要发育2种平面相序：火山通道相→侵出相（→爆发相）→溢流相→火山沉积相;火山通道相（→爆发相）→溢流相→火山沉积相,其中近火山口相组合（火山通道、侵出和爆发相）油气显示较好,可作为后续勘探靶区。图8表1参19

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洞穴型地层双侧向测井响应模拟与特征分析

范宜仁, 王磊, 葛新民, 范卓颖, 巫振观, 刘家雄, 黄瑞

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 237-243. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.09

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为研究碳酸盐岩、火山岩等洞穴型储集层双侧向测井响应特征,基于数值模拟优化设计实验室缩小比例物理模拟系统的仪器及地层模型参数,并用物理实验数据标定数值模拟结果,进而研究原始地层条件下洞穴型储集层的双侧向测井响应特征。结果表明：实验室地层径向半径和纵向长度分别为1.0 m和2.0 m,双侧向测井仪器纵向及径向分别缩小为1/20和1/6时,即可满足实验室缩小比例物理模拟的需要,且缩小比例物理实验结果与数值计算结果对应性好。利用物理模拟实验刻度后的数值模拟参数,研究洞穴型原状地层双侧向测井响应特征,结果表明：井旁洞穴双侧向测井曲线在洞穴中心深度位置视电阻率达到最低,双侧向测井值无法准确反映洞穴真实电阻率值;洞穴半径越大、充填物电阻率越低、洞穴距井壁越近,双侧向测井对井旁洞穴敏感性越强;深侧向测井可识别的洞穴边界至井壁径向距离小于0.5 m,浅侧向测井可识别最大距离为0.3 m。图9参10

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核磁共振测井构建水谱法流体识别技术

胡法龙, 周灿灿, 李潮流, 徐红军, 周凤鸣, 司兆伟

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 244-252. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.10

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基于对现有核磁共振测井流体识别方法局限性的分析,提出了一种核磁共振测井构建水谱流体识别新方法。由于受到流体性质和孔隙结构两个关键因素的影响,目前常用的差谱法和移谱法核磁共振测井流体识别方法流体识别能力受到很大的局限,导致流体识别符合率较低。构建水谱法流体识别技术采用现有核磁共振测井的采集模式,利用长等待时间、短回波间隔模式下测量的T₂（横向弛豫时间）谱信息构建完全含水状态下长等待时间、长回波间隔模式下的T₂谱,通过对比测量T₂谱和构建水谱之间的差异确定储集层的流体类型。通过对南堡凹陷油层、油水同层、水层、气层、低电阻率油层的识别实例,证明该方法消除了孔隙结构导致的流体识别符合率较低问题,提高了核磁共振测井流体识别能力,对于复杂储集层流体性质识别和评价具有广阔应用前景。图7参10

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澳大利亚库珀盆地二叠系Roseneath组与Murteree组页岩矿物模拟及岩石物性参数

JADOON Quaid Khan, ROBERTS Eric, BLENKINSOP Tom, WUST Raphael, SHAH Syed Anjum

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 253-260. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.11

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以澳大利亚库珀盆地二叠系Roseneath组和Muteree组页岩样品及测井数据为基础,综合利用地球化学分析、测井解释和岩心分析技术对Roseneath组和Muteree组页岩进行矿物模拟及岩石物性参数研究,评估这两套页岩的页岩气资源潜力。综合岩心和岩屑样品分析得到的沉积学、岩相学、扫描电镜（SEM）和X射线衍射（XRD）数据,建立目的层矿物模型;基于岩心和岩屑的常规岩心分析结果、伽马测井资料、扫描电镜分析结果、XRD分析结果、地球化学和岩相学分析结果,针对关键井进行岩石物理建模。利用所建模型对两套页岩进行矿物成分模拟和岩石物性参数分析。Roseneath组页岩和Murteree组页岩均由黏土、石英、碳酸盐和干酪根组成,还含有少量副矿物,如长石、菱铁矿等。根据孔隙度、渗透率、TOC、含水饱和度、矿物组成等结果判断,Murteree组页岩在盆地范围内的资源潜力比Roseneath组页岩更好,潜力区在Encounter 1井区及其周边地区。图6表4参14

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页岩气不稳定渗流压力传播规律和数学模型

朱维耀, 亓倩, 马千, 邓佳, 岳明, 刘玉章

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 261-267. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.12

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利用稳定状态依次替换法,研究了页岩基质储集层内压力扰动的传播规律,得到动边界随时间变化的关系,考虑解吸、扩散、滑移作用及动边界的影响,建立了页岩气不稳定渗流数学模型。采用拉普拉斯变换,求解了内边界定产、外边界为动边界条件下的不稳定渗流压力特征方程。结合中国南方某海相页岩气藏储集层参数,应用MATLAB编程,计算分析了页岩气不稳定渗流压力特征及其影响因素。研究表明：页岩气开采过程中,压力传播具有动边界效应,动边界随时间延续向外传播,且传播速度逐渐减慢;动边界使压力传播速度变慢,储集层压力下降减缓;页岩气解吸使压力传播速度减慢,地层压力下降减缓;扩散系数越大,地层压力下降越慢,且扩散系数影响逐渐减小。在气藏开采过程中,扩散、滑移对产气量贡献逐渐增加,占主要地位;渗流及解吸对产气量贡献逐渐减小后趋于平稳。图9参18

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多个气田整体开发优化模型及其求解方法

李强, 钟海全, 王渊, 冷有恒, 郭春秋

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 268-274. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.13

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为在一定投资规模和约束条件下优化气田开发顺序及气田产能规模,实现产品分成合同模式下多个气田整体开发经济效益最大化,结合国内外气田群的开发现状,利用定量关系快速准确描述气田生产动态,并将基于产品分成合同模式的净现值作为目标函数,建立了优化气田投产时间和产能规模的混合整数非线性规划模型。提出求解该模型的自适应分层嵌套遗传算法,对模型求解变量和约束条件进行处理,并对标准遗传算法的遗传结构、遗传算子和终止条件设定3方面进行改进,形成气田群整体高效开发建模和求解技术。将不采用数学模型优化的多方案对比法、罚函数处理约束条件的标准遗传算法,以及自适应分层嵌套遗传算法的优化结果进行对比。结果表明：优化模型建立准确,提出的求解方法在收敛性和计算速度方面表现良好,可实现气田群整体开发的有序接替。图4表4参17

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油砂蒸汽辅助重力泄油汽液界面智能调控模型优选

梁光跃, 刘尚奇, 沈平平, 刘洋, 罗艳艳

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 275-280. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.14

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为了在油砂蒸汽辅助重力泄油开发过程中,根据不同时刻井筒沿程蒸汽腔发育状况实时调整注采温度差（Subcool）,以防止蒸汽突破并提高热量利用效率,开展了汽液界面智能调控模型比例-积分-微分（PID）控制方程的系数优选研究。以蒸汽腔内液池为研究对象、Subcool为调控目标,依据热量守恒和物质平衡原理建立了PID控制方程系数优选数学模型,采用该模型和Ziegler-Nichols（Z-N）整定法优选了适用于加拿大M区块的汽液界面智能调控模型,并通过数值模拟评价了应用效果。研究结果表明：当采用比例、积分和微分系数组合时,进一步缩短了注采温度差达到Subcool目标值的时间,提高收敛速度和健壮性。与常规注汽相比,模型优选方法下智能注汽显著改善了井筒沿程蒸汽腔均匀扩展程度,提高产油量的同时降低了汽油比,模拟结果与Z-N整定法相似,但模型优选法简化了智能调控模型的优选过程,更为方便快捷。图9参18

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弱挥发性碳酸盐岩油藏原油相态特征及注水开发对策

赵文琪, 赵伦, 王晓冬, 王淑琴, 孙猛, 王成刚

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 281-286. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.15

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以滨里海盆地东缘裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏为例,分析了弱挥发性油藏在地层压力下降过程中的原油相态变化和渗流物理特征变化规律,并提出油藏在不同地层压力水平下注水开发技术对策。实验表明,随地层压力下降,弱挥发性原油脱气,甲烷和中间烃依次析出,原油逐渐转变为普通黑油。随着轻烃组分析出,地层原油饱和度迅速下降,原油黏度增大,油相渗透率迅速降低,从而降低油井产能。裂缝越发育,油井产能下降幅度越大。地层压力保持水平是影响油藏开发效果的主要因素,地层压力保持水平越低,油田最终采收率越低,在低压力保持水平下需要实施注水恢复地层压力。注水时地层压力保持水平越低,合理的压力恢复水平越低,采收率越低。与裂缝不发育区相比,相同地层压力保持水平下实施注水恢复地层压力,裂缝发育区的合理注采比要低,裂缝发育区注水时机对油田采收率的影响更大。因此开发碳酸盐岩弱挥发性油藏应采用早期温和注水开发方式。图12表1参15

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南中国海深水救援井井位优选方法

赵维青, 庞东豪, 张玉山, 冷雪霜

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 287-291. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.16

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分析了深水救援井井位选择影响因素,针对南中国海深水作业环境及不同平台定位方式提出了救援井与井喷井最小安全距离计算方法,并进行了实例分析。进行深水救援井井位选择时,除了考虑浅水救援井井位选择的影响因素,还存在深水作业环境造成的难点,需要考虑作业期间海况、井场调查资料、井喷井状态和发展趋势,选择的井位对救援井轨迹设计、探测程序、探测工具施工难度、后期动态压井作业的影响,以及平台火灾热辐射半径、平台定位方式等。南中国海深水救援井井位选择要考虑台风和内波流这两个关键因素。对于锚泊定位平台,主要考虑布锚方案、内波流及台风影响;对于动力定位平台,主要考虑平台作业窗口和其他作业船只的影响。基于南中国海深水救援井井位选择影响因素的分析,结合实例给出了救援井井位优选方法。图4表1参16

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深水钻井气侵程度实时定量描述方法

许玉强, 管志川, 张会增, 张洪宁

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 292-296. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.17

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通过分析深水钻井气侵特点和现有气侵监测方法的不足,论证了在隔水管底部进行气侵早期监测的可行性,提出了基于隔水管底部超声波气侵监测的气侵程度实时定量描述方法。分析了多普勒超声波监测气侵方法存在的问题,设计了隔水管底部透射式超声波气侵监测实验装置,用于分析不同截面含气率条件下的声波衰减特性,给出了运用超声波监测隔水管处气侵情况的解决方案。结合深水钻井井筒环空气液两相流计算模型和含可信度的地层压力预测,建立了基于隔水管底部截面气侵监测数据的井筒气侵程度反算方法。该方法与常规方法相比可提前4 min左右检测到气侵,并可根据隔水管底部声波响应数据准确确定气侵发生的时刻、气体到达井口所需时间、任一时刻的总溢流量及任一时刻不同井深处的截面含气率。图5参15

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硬质涂层膨胀锥减摩耐磨性能

魏松波, 裴晓含, 石白茹, 邵天敏, 李涛, 李益良, 谢意

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 297-302. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.18

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为降低膨胀锥/膨胀管间摩擦阻力,提高膨胀锥耐磨损性能,制备了硬质涂层膨胀锥,研究了硬质涂层膨胀锥的性能,并对其进行了现场应用。采用超音速火焰喷涂技术在合金钢膨胀锥表面制备了碳化物硬质涂层,使膨胀锥表面硬度提高了近60%。摩擦磨损实验结果表明：锂基脂润滑条件下,硬质涂层使膨胀锥试块摩擦系数降低超过30%,磨损量降低约33%;水润滑条件下,硬质涂层使膨胀锥试块摩擦系数降低约25%;硬质涂层显著降低了膨胀锥和膨胀管间的摩擦阻力,减轻了磨损,增加了膨胀锥的使用寿命。现场应用结果表明：硬质涂层膨胀锥具有良好的耐磨损性能,应用4口井后涂层与膨胀锥基体结合良好,表面无明显磨损现象,成功完成现场套损井的修补作业。图11参22

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沁水盆地南部高阶煤层气成藏规律与勘探开发技术

赵贤正, 杨延辉, 孙粉锦, 王勃, 左银卿, 李梦溪, 申建, 穆福元

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 303-309. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.19

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基于对沁水盆地南部高阶煤层气基本地质特征及成藏控制因素的分析,研究其成藏规律与勘探开发技术。勘探开发实践证实研究区煤层气藏具有三大特性：①煤阶高,吸附能力强,资源条件优势明显;②孔隙率低,双峰态孔隙结构,渗流条件瓶颈显著;③储集层压力梯度低,制约产出。在深入分析高阶煤特性基础上,提出了构造、沉积、热动力和水文地质条件“协同、互补、共存”成藏理论,建立了研究区煤层气非富集成藏模式,使成藏界定问题简化且直接指导煤层气开发选区。沁水盆地南部煤层气区块勘探开发形成了五大关键技术体系：①地球物理勘探综合评价技术,②适合于高阶煤储集层的钻完井技术,③储集层改造主体技术,④智能化排采控制技术,⑤煤层气田的数字化技术,为新区块煤层气产能建设的有序推进提供了技术支撑。图4参21

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断层侧向封闭性定量评价方法

吕延防, 王伟, 胡欣蕾, 付广, 史集建, 王超, 刘哲, 姜文亚

石油勘探与开发, 2016, 43(2): 310-316. https://doi.org/10.11698/PED.2016.02.20

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基于断层封闭性机理及其影响因素研究,在考虑断层承压时间的情况下对断层封闭性定量评价的断-储排替压力差法进行改进,建立了考虑时间因素的断层封闭性定量评价地质与数学模型。采用给定步长、逐渐逼近的算法,确定围岩地层岩石具有与靶点断层岩相同泥质含量和成岩程度的埋深,再根据研究区所建立的岩石泥质含量和埋藏深度乘积与排替压力的关系,定量计算出靶点断层岩的排替压力,用目的盘储集层排替压力与之比较,定量评价断层的封闭与否及封闭能力的大小。通过歧口凹陷板桥断层圈闭油气藏的实际资料的验证,以及与断层岩的泥质含量（SGR）法和未考虑承压时间的断-储排替压力差评价断层封闭性方法的比较,证实该方法具有更好的可行性和更高的可信度。图5表1参18

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2016年, 第43卷, 第2期　刊出日期：2016-04-23

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