石油勘探与开发

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油气勘探开发中的沉积学创新与挑战

孙龙德;方朝亮;李峰;朱如凯;张云辉;袁选俊;贾爱林;高兴军;苏玲

, 2015, 42(2): 129-136.

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根据沉积学研究进展及在实践中的应用成效，梳理未来油气勘探开发对沉积储集层研究的需求，并提出未来研究的重点方向和领域。近年来，中国沉积学研究取得多项重要成果：建立跨重大构造期沉积盆地岩相古地理与浅水三角洲砂体发育新模式，扩展了油气勘探领域；深水沉积砂体分布规律的新认识促使深水—超深水区与湖盆中心持续获得重大油气发现；深层—超深层储集层发育机理的新认识拓展油气勘探开发深度；富有机质页岩发育模式与非常规储集层研究新进展，促进非常规油气勘探开发取得重大突破；多尺度开发地质建模有效预测剩余油分布。沉积储集层研究的新技术与新方法为沉积学理论发展及其工业化应用提供了基础。未来沉积学研究中，应发展传统沉积学、创新细粒沉积学和非常规储集层地质学，为沉积原型盆地恢复、富有机质页岩富集区评价、有利储集层预测和有利目标区优选提供依据，推动沉积学不断创新。图3参46

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四川盆地东部深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件与勘探方向

谷志东;殷积峰;袁苗;薄冬梅;梁东星;张航;张黎

, 2015, 42(2): 137-149.

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基于四川盆地东部（川东）周缘野外露头与钻井资料综合分析，通过对区内逾6×104 km2地震资料进行深层构造精细解释，刻画川东中下寒武统膏盐岩层平面展布，探讨川东深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件，指出近期有利勘探方向。川东深层中下寒武统发育两套区域展布含膏盐岩层，其是川东区域性滑脱层，滑脱层之上发育断层相关褶皱，之下发育宽缓背斜；盐下发育6～7排北北东、北东向展布大面积构造圈闭。川东深层盐下具备良好天然气成藏条件，生储盖空间配置好：发育陡山沱组、灯三段与水井沱组3套烃源岩，以水井沱组为主；发育灯二段、灯四段与石龙洞组3套风化壳岩溶与颗粒滩型储集层；发育中下寒武统膏盐岩与水井沱组区域性盖层。川东深层盐下勘探应首选灯四段，石龙洞组与灯二段居次，首选油气运聚指向区、埋深适中且远离盆缘区域，红花店—华蓥山北、凉水井—蒲包山—雷音铺、大天池等3排构造是近期最有利勘探区带。图11表1参49

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应用CT分析及核磁测井预测碳酸盐岩产气量

李宁;王克文;张宫;武宏亮;赵路子;伍丽红;冯庆付;冯周

, 2015, 42(2): 150-157.

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分析碳酸盐岩全直径岩心三维CT数据和试气结果，发现CT70孔隙度（根据目前全直径岩心CT分辨率，CT70孔隙度为直径大于70 μm的孔隙占整个岩样体积的百分比）与有效厚度每米日产气量存在定量关系，据此提出一种利用CT70孔隙度预测碳酸盐岩储集层产气量的新方法。首先根据双重介质有效介质近似和平面径向渗流理论，证明产气量与CT70孔隙度之间存在明确的指数关系；并通过理论计算，分析确定预测模型各参数的物理意义和变化规律；提出CT—核磁同比例转换关系，实现利用核磁测井资料预测产气量。将CT70孔隙度预测产气量方法应用于四川盆地重点探区16口井的气层段，对比分析证明该方法具有实用价值。图13表8参22

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四川盆地下寒武统龙王庙组储集层形成与演化

周进高;徐春春;姚根顺;杨光;张建勇;郝毅;王芳;潘立银;谷明峰;李文正

, 2015, 42(2): 158-166.

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通过野外露头、岩心和薄片观察，结合测井和实验测试资料，深入研究四川盆地下寒武统龙王庙组储集层特征、形成主控因素和演化过程，预测有利储集层分布。龙王庙组储集层以残余砂屑白云岩、鲕粒白云岩和晶粒白云岩为主，储集空间主要为溶孔和溶洞，平均孔隙度为4.28%，储集层平均厚度约36 m，以裂缝-孔洞型储集层为主。储集层形成受颗粒滩、准同生溶蚀和准同生白云石化作用控制。储集层经历4个演化阶段，孔隙形成期奠定储集空间类型和物性条件，表生岩溶期进一步改善储集层的物性，热液矿物充填期孔隙度减小，埋藏溶蚀和沥青充填期使储集层进一步致密化。基于储集层主控因素，预测华蓥山和龙泉山断裂之间的古地貌高带为最有利储集层发育区，广安—南充—剑阁一带有望取得勘探突破。图7参20

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鄂尔多斯盆地长7湖相泥页岩孔隙演化特征

吴松涛;朱如凯;崔京钢;崔景伟;白斌;张响响;金旭;朱德升;游建昌;李晓红

, 2015, 42(2): 167-176.

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以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段低熟泥页岩为研究对象，基于温压模拟与纳米CT三维表征技术，研究泥页岩孔隙随温度变化的演化特征，并探讨其主控因素。结果表明：随成熟度增高，长7段富有机质泥页岩中纳米孔隙不断增加，基于纳米CT三维模型计算的孔隙度由0.56%增大至2.06%，增大比例超过250%；孔隙演化整体呈现3段式特征：从未熟到低成熟阶段，有机质生烃作用弱，压实作用为主，孔隙度快速降低；从低成熟到成熟再到高过成熟阶段，有机质大量裂解生烃，黏土矿物转化作用强烈，孔隙度快速增长；进入高过成熟阶段，有机质生烃能力与黏土矿物转化减弱，孔隙系统基本保持稳定。明确了不同成分对泥页岩孔隙演化贡献的差异性，有机质热演化贡献最大，黏土矿物转化贡献次之，脆性矿物转化贡献最小，三者比例大致为6∶3∶1，推测泥页岩镜质体反射率大于1.2%时有机质孔隙开始大量发育。图9表1参29

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构造应力-流体压力耦合作用下的裂缝发育特征——以渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷裂缝性泥页岩“油藏”为例

骆杨;赵彦超;陈红汉;苏惠

, 2015, 42(2): 177-185.

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利用岩心观察、流体包裹体分析和盆地模拟等方法，考虑构造应力与流体压力耦合关系，对渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段盐间强超压裂缝性泥页岩“油藏”中的裂缝发育特征进行了研究。结果表明：①该油藏的裂缝以构造裂缝和水力破裂缝为主，强超压区域内裂缝产状散乱，甚至发育水力破裂水平缝；②超压通过改变岩石的孔隙弹性响应和渗透力作用来改变地层的差异应力和主应力方向，从而影响裂缝的类型和产状；③构造裂缝和水力破裂缝可细分为7种应力状态类型、3期发育，其中纵张和横张裂缝主要在第1期发育，水力破裂缝主要在第2期内构造抬升前发育，构造剪裂缝主要在第2和第3期发育，构造应力和超压均强烈发育时裂缝类型和产状呈多样化。图10表1参38

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四川盆地中部侏罗系大安寨段致密油富集高产控制因素

陈世加;张焕旭;路俊刚;杨跃明;刘超威;王力;邹贤利;杨家静;唐海评;姚宜同;黄囿霖;倪帅;陈莹莹

, 2015, 42(2): 186-193.

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基于岩心观察、铸体薄片鉴定、储集层荧光、油气地化特征以及测试资料分析，研究四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段致密油富集高产控制因素。川中侏罗系大安寨段介壳灰岩、泥质介壳灰岩以及致密灰岩均含油；不仅介壳灰岩中溶蚀孔和裂缝含油，而且致密灰岩基质孔（微裂隙和晶间孔）也均含油，呈现大面积普遍含油特征，其是油气井低产周期长的主要原因。在大面积普遍含油基础上，来自上三叠统须家河组的天然气为川中低幅度无水大安寨段致密灰岩储集层中石油运聚提供了动力，驱动致密灰岩基质孔中分散原油的运移聚集，使得高气油比井分布较多的川中西部构造石油富集程度较高，而川中东部受华蓥山大断裂的影响，断裂普遍断穿大安寨段，导致储集层中的天然气沿断裂运移到大安寨段以上地层富集或者散失，储集层缺乏天然气驱动，导致其油气富集程度不如西部。图11表2参28

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珠江口盆地惠西南地区复式油气成藏特征及富集规律

陈维涛;杜家元;施和生;何敏

, 2015, 42(2): 194-199.

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针对珠江口盆地惠西南地区油气勘探面临的4大问题，深入开展石油地质特征和油气成藏规律研究，分析惠西南地区复式油气藏勘探潜力和勘探方向。惠西南地区具有由基底构造层、断陷构造层和坳陷构造层组成的复式地层结构，紧邻发育多个富生烃洼陷的惠西半地堑，具有由断裂体系、砂岩层和层序界面“三元耦合”构成的复式油气输导体系，油气富集主要受富烃洼陷周缘控洼边界断裂、长期继承性古隆起和古构造脊3种构造带所控制，形成了“多层系纵向叠置、多圈闭平面连片、多类型圈闭复合”的复式油气藏。根据控制油气富集的3种构造带类型，惠西南地区可划分为3类共7个复式油气聚集带，从而构成了一个潜力巨大的复式油气聚集区。图4表1参12

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生物扰动对砂岩储集层物性的影响——以马来西亚沙捞越巴拉姆三角洲为例

Ben-Awuah Joel;Padmanabhan Eswaran

, 2015, 42(2): 200-208.

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以马来西亚沙捞越巴拉姆三角洲为研究对象，进行取样岩心和薄片分析，结合EDX（能量色散X射线）、FESEM（场发射扫描电镜）、压汞测孔隙度和点状渗透率测量等方法评估生物扰动对储集层孔隙度和渗透率的影响。岩心取自巴拉姆三角洲W-1井和W-6井，分析结果显示，W-1井样品主要发育双杯迹潜穴（Diplocraterion），为强烈—剧烈生物扰动，可见沉积物充填，沉积物充填活动将宿主沉积物中的细粒物质（黏土和有机物）混入潜穴充填物和潜穴衬里，降低沉积物的均质性和分选性，导致潜穴中局部区域孔隙度和渗透率降低；W-6井样品主要发育蛇形迹潜穴（Ophiomorpha），为强烈—剧烈生物扰动，黏土和泥质被清除出潜穴充填物和宿主沉积物，聚集于潜穴衬里，潜穴生物的沉积物清除活动导致潜穴内部沉积充填物的分选性变好、孔隙度和渗透率升高。生物扰动对储集层孔隙度和渗透率的影响由潜穴及其充填物和潜穴活动的类型决定。图6表3参35

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美国CO2驱油技术应用及启示

秦积舜;韩海水;刘晓蕾

, 2015, 42(2): 209-216.

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分析、总结了美国CO2驱油技术的应用情况及项目特点，基于应用实例归纳了CO2驱油配套技术，并阐述了对中国发展CO2驱油技术的启示。在系统跟踪世界范围提高采收率技术调查数据和充分调研CO2驱油技术应用情况的基础上，总结分析了CO2驱油技术的发展历程及其形成原因。以项目数量、规模、产量等为指标，评价了美国CO2驱油技术发展现状，同时概括其项目特点及其发展的源动力。着重归纳了美国CO2混相驱在储集层特征、原油性质、项目实施时机等方面的特点，对比分析了美国CO2混相驱和非混相驱在规模和油藏适应性方面的差别。基于美国最典型、最成功的CO2混相驱实例（SACROC项目），阐明在发展CO2驱油技术的同时形成的一系列配套技术。分析了中国推广CO2混相驱技术面临的挑战和技术瓶颈，同时给出相应的建议。图6表8参36

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鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

李忠兴;屈雪峰;刘万涛;雷启鸿;孙华岭;何右安

, 2015, 42(2): 217-221.

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鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密，孔隙结构复杂，孔隙度小，渗透率低，储集层微裂缝发育，地层压力系数低，采用丛式井网超前注水开发单井产量低，难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例，通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析，认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高，但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发，水平井见注入水风险大，见水比例达到65%；水平井衰竭式开发地层能量下降快，前期单井产量平稳，生产12个月后单井产量递减大，4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采，待地层能量不足时，运用注水吞吐采油的开发方式，致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%，注水吞吐采油取得初步效果。图5表4参16

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动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性

王友净;宋新民;田昌炳;石成方;李佳鸿;惠钢;侯建锋;高春宁;王小军;刘萍

, 2015, 42(2): 222-228.

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基于特低渗透油田注水动态特征，提出了动态裂缝概念，探讨其成因机理及对油田开发的影响。动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中，由于注水井近井地带憋压，当井底压力超过岩层破裂、延伸压力，岩石破裂产生的新生裂缝，或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活所产生的有效裂缝通道。动态裂缝受现今地应力场控制，随着注水量的增长和井底压力的升高，不断向油井方向延展，直至与油井压裂缝连通。位于JA油田同一区块内的L76-60、L88-40密闭取心井组分析表明，动态裂缝改变了特低渗透油藏水驱油渗流特征，加剧了储集层的非均质性，导致剖面动用程度降低，平面上剩余油呈连续或不连续条带状分布在裂缝两侧；动态裂缝的产生、激化延伸与注水压力、注采比以及油、水井改造措施等密切相关。基质孔渗条件可以有效形成基质驱油时，应尽可能减弱高压注水和油、水井改造规模，实现基质驱油。图12表1参17

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基于瞬时产量递减分析确定天然裂缝性油藏平均地层压力

Daryasafar Amin;Amareh Iman;Fathi Nasab Mohammad;Kharrat Riyaz;Jalilian Milad

, 2015, 42(2): 229-232.

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以Warren和Root等提出的裂缝-孔隙双重介质模型为基础，拓展延伸了Mavor、Cinco-Ley和Daprat等的裂缝系统拟稳态-定产量生产的解及基质系统拟稳态-定压力生产的解，提出了根据天然裂缝性油藏定压开采的瞬时产量递减准确估算油藏平均压力的新方法。具体方法为：分别将基质产量方程和裂缝产量方程两端取自然对数，得到两条直线；再利用其斜率和截距确定弹性储容比、油藏总储容以及泄油面积，最后确定平均地层压力。经算例和实例验证，新方法简单实用，与物质平衡法和Tiab直接合成技术法得到的估算结果十分接近。图2表3参10

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遗留桩坑对自升式平台滑移风险的影响及对策

毛东风;张明辉;张来斌;段梦兰;宋林松

, 2015, 42(2): 233-237.

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运用有限元分析方法研究了前期作业遗留桩坑对自升式钻井平台滑移风险的影响，提出了降低滑移风险的对策，并进行了实例分析。考虑流体在孔隙结构中的渗流、滑动摩擦接触以及材料与几何非线性，建立了桩-土相互作用的流固耦合有限元模型，通过数值模拟结果与已发表文献中实验结果的对比，验证了模型的可靠性。利用建立的模型分析了前期作业遗留桩坑影响下的桩基土体破坏过程、运移形式及遗留桩坑对桩-土相互作用的影响，结果表明：插桩初期遗留桩坑底部与桩靴底部出现塑性破坏区域，然后破坏区域随着压载的增加不断增大，直至形成连续滑移面；桩靴周围土体的运移形式随着桩靴与遗留桩坑距离的增大出现明显变化；随着桩靴-遗留桩坑中心距的增大，峰值水平滑移力先增大再逐渐减小。在最终位置插桩前以适当的距离和深度进行试踩可有效降低平台滑移风险。图12表1参13

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基于大尺寸实验的水平井筒压降预测模型评价

汪志明;杨健康;张权;王小秋;高宏;曾泉树;赵岩龙

, 2015, 42(2): 238-241.

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基于自主研制的水平井筒复杂流动的大尺寸（井筒内径139.7 mm）实验系统所测得的高质量实验数据，对目前常用的5种水平井筒单相流动压降模型（Siwon、Asheim、Su、Yuan、Ouyang模型）的压降预测精度进行对比。结果表明：5种模型的压降预测精度由高到低依次为：Ouyang、Siwon、Asheim、Yuan、Su模型，其中Su、Yuan模型预测值整体偏高，Siwon、Asheim模型预测值整体偏低。虽然Ouyang模型具有很好的预测性能（平均相对误差仅有5.5%），算例也证实了其良好的预测效果，但该模型无法表征井壁射孔造成的抑流增阻等复杂机理。因此，水平井筒单相压降模型需要进一步改进，以全面表征井壁射孔造成的抑流增阻效应及流体注入引起的润流减阻效应等复杂机理，完善水平井筒单相流动压降计算模型理论。图4表1参17

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页岩宏观破裂模式与微观破裂机理

钟建华;刘圣鑫;马寅生;尹成明;刘成林;李宗星;刘选;李勇

, 2015, 42(2): 242-250.

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通过对页岩组构特征、力学特征、裂纹和断口微观形貌特征的研究，揭示了页岩宏观破裂的微观机制、控制因素及其破裂模式。研究表明，页岩的宏观破裂受到组构特征、取心方向、围压等多种因素的影响，由页岩内部发育的孔隙和微裂隙扩展、合并、贯通而形成。宏观破裂模式包括剪切型破裂、拉张型破裂和滑移型破裂，微观上，微裂隙破裂主要包括剪切滑移型（Ⅱ型）、拉张型（Ⅰ型）两种类型。本质上，页岩的剪切破裂和滑移破裂都是由于微裂隙的剪切滑移破裂引起的，只因受页岩结构的影响表现出不同的破裂模式；拉张型破裂是由于微裂隙的张性扩展引起的。另外，宏观破裂过程中，微裂隙的剪切和拉张两种破裂共存，但对宏观破裂贡献大小不同。最后建立了页岩的破裂模式，即剪切型破裂、拉张型破裂和滑移型破裂，并从微观上解释了宏观破裂的微观机理。图14表1参24

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塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏储量计算方法

赵宽志;张丽娟;郑多明;孙崇浩;党青宁

, 2015, 42(2): 251-256.

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为科学合理地开展储量评估以指导后期的勘探开发，避免储量评估出现较大偏差，以塔里木盆地哈拉哈塘油田某区块缝洞型碳酸盐岩油气藏为例，研究碳酸盐岩准层状油藏缝洞雕刻及储量计算方法。利用基于高精度三维地震的缝洞量化雕刻技术确定储量计算参数；利用地震反射特征的敏感属性及门槛值，结合高置信度的井震联合反演技术分别刻画洞穴型、孔洞型、裂缝型3类储集层的含油面积、有效厚度及有效孔隙度参数。依据容积法，求取不同储集层类型的储量，再由实钻井进行动态采收率的标定。该方法用于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油气藏的储量计算及方案编制，可实现储量的有效动用。图10参12

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2015年, 第42卷, 第2期　刊出日期：2015-04-23

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