石油勘探与开发

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礁滩储集层类型、特征、成因及勘探意义——以塔里木和四川盆地为例

赵文智;沈安江;周进高;王小芳;陆俊明

, 2014, 41(3): 257-267.

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以塔里木盆地和四川盆地多层段发育的礁滩体解剖为例，研究不同类型礁滩储集层孔隙成因和非均质性，分析其有效储集层分布规律。礁滩储集层可分为生物礁和颗粒滩两大类：前者与生物格架有关，多形成镶边台缘，可细分为台缘生物礁和台内生物礁储集层；后者与生物格架无关，在缓坡型碳酸盐台地多受海平面升降控制，由滩体迁移形成广布的颗粒滩，在陡坡环境有台缘颗粒滩和台内颗粒滩之分。礁滩体储集空间主要形成于同生期和埋藏期两个阶段，同生期孔隙受原岩骨架和与层序界面有关的溶蚀作用控制，而埋藏期孔隙发育和分布则与同生期孔隙发育和分布密切相关，具有继承性。礁滩储集层具强烈非均质性，有效储集层分布比较复杂，对礁体而言，向上变浅旋回顶部的台缘礁和与礁共生的生物滩是孔隙发育主体，独立滩体向上变浅旋回顶部发育的颗粒滩也是孔隙发育主体，且与致密层间互分布。总体而言，颗粒滩储集层规模大于且物性好于生物礁储集层。图11表2参29

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川中古隆起龙王庙组特大型气田战略发现与理论技术创新

杜金虎;邹才能;徐春春;何海清;沈平;杨跃明;李亚林;魏国齐;汪泽成;杨雨

, 2014, 41(3): 268-277.

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2011年以来，在四川盆地川中古隆起磨溪—高石梯地区发现震旦系、寒武系特大型气田，主力含气层系包括震旦系灯影组灯二段、灯四段及寒武系龙王庙组，地质储量规模超过万亿立方米。在简要回顾川中古隆起大气区战略发现历程的基础上，系统阐述川中古隆起龙王庙组特大型气田的形成条件及油气富集规律，指出大型古隆起背景、大型网状供烃系统、规模化的颗粒滩储集层以及区域性的储盖组合是特大型气田形成的重要条件；针对龙王庙组超深、高温、高压等复杂地层条件，分别在测井、地震、钻井、储集层改造等方面进行了技术攻关，并形成了相应的配套成果，应用效果良好，展示了四川盆地震旦系—寒武系巨大的油气勘探潜力。图13参13

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四川盆地震旦系—寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现

邹才能;杜金虎;徐春春;汪泽成;张宝民;魏国齐;王铜山;姚根顺;邓胜徽;刘静江;周慧;徐安娜;杨智;姜华;谷志东

, 2014, 41(3): 278-293.

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2013年四川盆地川中古隆起发现了安岳震旦系—寒武系特大型气田，磨溪区块龙王庙组探明含气面积779.9 km2，探明地质储量4 403.8×108 m3，气藏类型为构造岩性气藏，该领域具备形成万亿立方米级天然气储量规模。主要取得如下认识：①重新厘定了震旦系、寒武系地层沉积充填序列及划分对比依据。②晚震旦世—早寒武世早期继承性发育“德阳—安岳”古裂陷槽，控制下寒武统烃源层分布，源岩厚20～160 m、TOC值为1.7%～3.6%、Ro值为2.0%～3.5%。③灯影组发育碳酸盐镶边台地、龙王庙组发育碳酸盐缓坡台地，靠近同沉积古隆起发育大面积颗粒滩。④大面积发育震旦系灯影组碳酸盐岩缝洞型、寒武系龙王庙组白云岩孔隙型2套主要含气储集层，准同生白云石化和表生岩溶叠加改造形成相对高孔渗储集体，灯影组孔隙度3%～4%、渗透率（1～6）×10-3 μm2，龙王庙组孔隙度4%～5%、渗透率（1～5）×10-3 μm2。⑤古隆起核部在晚海西—印支期发育大型古油藏，分布面积超过5 000 km2，石油资源量（48～63）×108 t，燕山期发生原位原油裂解成气及斜坡深部分散液态烃裂解成气，提供充足气源。⑥震旦系—寒武系特大型气田形成和留存主要受“古裂陷槽、古台地、古油裂解气、古隆起”“四古”共同控制。⑦初步预测震旦系—寒武系天然气资源量总量可达5×1012 m3左右，古隆起及其斜坡带、蜀南坳陷带、川东高陡构造带深层是该层系重点勘探区带。四川盆地深部安岳震旦系—寒武系原生原油裂解气特大型气田重大发现，在全球古老地层天然气勘探中尚属首次，对开拓全球中深层下古生界—中上元古界古老地层油气领域具有重大科学与实践意义。图15表4参20

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鄂尔多斯盆地南部中生界陆相页岩气地质特征

王香增;高胜利;高潮

, 2014, 41(3): 294-304.

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基于鄂尔多斯盆地南部页岩气勘探研究与实践，从盆地陆相页岩分布、页岩气地球化学特征、页岩储集层特征、页岩气赋存状态等方面，总结鄂尔多斯盆地中生界陆相页岩气的地质特征。鄂尔多斯盆地中生代晚三叠世早、中期湖盆演化控制页岩气源岩的形成和分布，研究区主力烃源岩为三叠系延长组长7、长9段页岩层系，其总有机碳含量较高，处于成熟—湿气（原油伴生气）阶段。页岩气储集层矿物成分以石英、长石和黏土矿物为主，主要孔隙类型为原生粒间孔和次生溶蚀孔。研究区陆相页岩气均为偏腐泥型干酪根热演化形成的油型气，以湿气为主，吸附态、游离态和溶解态并存。采用容积法估算长7段页岩气总资源量为5 318.27×108 m3，长9段页岩气总资源量为 3 067.29×108 m3。图17表7参29

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四川盆地桐湾期古地貌特征及成藏意义

汪泽成;姜华;王铜山;鲁卫华;谷志东;徐安娜;杨雨;徐兆辉

, 2014, 41(3): 305-312.

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通过对桐湾运动性质、期次的分析，利用地震、钻井、露头等资料，采用“残余厚度法”与“印模法”刻画四川盆地筇竹寺组沉积前的侵蚀谷地貌形态，分析其油气成藏条件。四川盆地及邻区在晚震旦世—早寒武世发生了桐湾运动，共可分为3幕，均表现为区域性抬升与剥蚀，形成了3个假整合面。受其影响，在四川盆地中南部形成了近南北向展布的规模较大的德阳—泸州侵蚀谷，充填厚度较大的麦地坪组和筇竹寺组，成为寒武系烃源岩重要的生烃中心，与灯影组灯四段、灯二段两套风化壳岩溶储集层构成良好的成藏组合条件，有利于形成大气田，勘探潜力大。侵蚀谷成因机制与演化历史分析表明，震旦纪末期桐湾运动Ⅱ幕的逆冲-褶皱隆升、剥蚀作用以及早寒武世早期快速海侵背景下的拉张作用是形成侵蚀谷的关键。图10参15

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黔北震旦系灯影组流体活动与油气成藏期次

杨平;谢渊;汪正江;李奇艳;刘家洪;张娣;杨智;印峰

, 2014, 41(3): 313-322.

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以黔北震旦系灯影组为例，基于流体包裹体均一温度、盐度及密度数据，结合埋藏史与热史恢复，探讨流体活动期次，恢复油气成藏与破坏过程。研究区共经历了4个含烃流体活动期，对应流体包裹体均一温度分别为87.1～111.4 ℃、126.1～163.0 ℃、166.9～225.1 ℃和95.3～116.4 ℃，反映灯影组储集层经历了两期油气充注、1期天然气充注和晚期气藏破坏活动。薄片观察、阴极发光及氧同位素综合分析表明，灯影组储集层发育6个世代胶结物、4期白云石，经历了4期溶蚀作用，不同埋深环境下流体活动带来的有机酸对早期古岩溶残余孔隙及充填物具有复合叠加溶蚀作用。黔北灯影组经历3个油气成藏期，依次为加里东中晚期（距今470～428 Ma）、印支期（距今252～228 Ma）和燕山早期（距今177～145 Ma），3 600 m埋深可能是黔北灯影组天然气藏保存的理想深度。图5表3参30

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三角洲前缘水下分流河道储集层构型及剩余油分布

封从军;鲍志东;杨玲;思雄;徐桂彬;韩雄

, 2014, 41(3): 323-329.

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以吉林扶余油田J19密井网区为例，结合现代浅水三角洲沉积模式，综合应用岩心、测井等资料，对三角洲前缘水下分流河道单砂体内部构型进行了精细解剖。水下分流河道内部构型要素主要可分为前积体和前积层2种，前积层根据被破坏程度的不同又可分为保留型、破坏型和混合型，随湖平面升降及沉积物供给速率与可容纳空间增加速率的比值不同，前积体可分为进积型、退积型和加积型，各自具有不同的成因及沉积演化模式。应用岩电标定、公式拟合、密井网、对子井等资料对前积层和前积体进行了定量识别描述，建立了水下分流河道单砂体内部的三维构型模型。剩余油分析表明：前积层对剩余油的垂向分布有较强的控制作用，而在前积体内部剩余油主要在前积体的上倾方向富集。图10参27

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利用CT技术研究砾岩驱油机理

邓世冠;吕伟峰;刘庆杰;冷振鹏;李彤;刘红现;顾鸿君;许长福;张旭辉;鲁晓兵

, 2014, 41(3): 330-335.

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以新疆油田天然砾岩岩心为研究对象，应用CT扫描技术分析砾岩孔隙度分布特征；通过对砾岩水驱及聚合物驱过程的在线CT扫描监测，得到驱替过程中岩心含油饱和度沿程分布信息和CT重构切面图像，根据驱替过程新表征参数“含油饱和度频率分布”分析砾岩驱油机理。研究表明：砾岩具有强非均质性，在水驱过程中形成“优势通道”，引起无效水循环，降低水驱采收率，且水驱过程中首先动用高含油饱和度区域的油；聚合物驱时高—中饱和度区间的油都能够动用，而低饱和度区间的油仍然难以动用；后续水驱时仍然主要动用高饱和度区间的油。针对砾岩油藏，前期水驱应该尽量达到最高含水率，以加强聚合物的段塞效果；同时应减少聚合物的注入量，利用后续水驱推动聚合物段塞达到驱油的目的。图13表2参14

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三维空间中水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则

程万;金衍;陈勉;徐彤;张亚坤;刁策

, 2014, 41(3): 336-340.

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基于对三维空间下水力裂缝尖端应力场以及作用在天然裂缝面上的应力场的分析，建立了水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则。利用大尺寸真三轴水力压裂实验模拟系统，实验研究了不同产状天然裂缝、地应力对水力裂缝扩展行为的影响。实验研究表明：水力裂缝穿透预制裂缝的现象主要发生在高逼近角、高走向角、高水平应力差异系数、高水平应力差的区域；水平应力差存在一个临界值，大于该值，水力裂缝才可能穿透预制裂缝。实验结果与本准则预测结果吻合良好。应用本准则，预测四川盆地龙马溪组页岩气试验井水力裂缝不能穿透天然裂缝面，与微地震压裂监测解释结果一致。图8表1参15

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特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法

袁自学;王靖云;李淑珣;任继红;周明庆

, 2014, 41(3): 341-348.

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针对中国现行石油储量标准新增探明储量估算采收率方法不适用于特低渗透水驱砂岩油藏的问题，研究了标定其采收率的新经验公式和类比法。经统计分析，影响采收率的关键参数为渗透率、地层原油黏度、孔隙度、流度和井网密度。根据开发时间较长、储量可靠和油藏参数齐全等条件筛选出37个特低渗样本油藏，提出19个采收率经验公式模型，考虑相关系数高和标准误差低等原则，选出适用于直井注水开发的4个采收率经验公式，经与近年可采储量标定结果检验，符合率高。类比法应选择成功开发试验区和随后大规模开发油藏作为类比的标杆油藏。依据采收率选值与生产动态一致的原则，采用类比法确定了FX油田三叠系长8特低渗透油藏标定采收率。经验公式法和类比法各有优缺点，储量评估时尤其应注意资料可靠性，经验公式法应注意适用条件，类比法中避免油藏单一性。图3表7参20

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苏里格气田“工厂化”压裂作业方法

何明舫;马旭;张燕明;来轩昂;肖元相;郝瑞芬

, 2014, 41(3): 349-353.

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苏里格气田是中国典型的低渗透致密气藏，针对沙漠地形地貌特征，结合区域水文特征和现有压裂技术与作业条件，立足配套技术改进和生产组织模式优化，建立了一种适合苏里格气田特点的大井组“工厂化”压裂作业方法。方法由5部分组成：①集中供水模式（单井场水源井直供+井场“人工湖”储水）；②高效压裂工艺（直井套管滑套压裂和水平井裸眼封隔器压裂两种成熟高效的多层多段压裂技术）；③流水线作业模式（通洗井、射孔等六大流程批量化作业）；④高效作业设备；⑤返排液回收再利用。“工厂化”作业缩短了压裂准备和作业周期，并缓解了作业环保压力。现场试验11个井组，42 d内完成14口井、67层/段压裂作业，缩短井组压裂作业周期50%以上，取得了较好的提速效果。图12表2参14

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空间圆弧轨迹的井斜演化规律及控制模式

刘修善;苏义脑

, 2014, 41(3): 354-358.

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建立空间圆弧轨迹的井斜方程，得到空间圆弧轨迹所在斜平面姿态、空间圆弧轨迹井斜角极值等求解方法，揭示空间圆弧轨迹的井斜演化规律及控制模式。可分别由正演模型和反演模型计算出空间圆弧轨迹上任一点的井斜角和方位角、斜平面姿态的倾斜角和倾斜方位角以及轨迹井斜角极值点参数，正演模型和反演模型的计算结果完全相同。空间圆弧轨迹或其趋势线存在井斜角极值点，极小和极大井斜角点的井眼轨迹切线分别指向所在斜平面的下倾和上倾方向，两个极值点的弯曲角和方位角均相差180°。斜平面姿态参数、井斜角极值点参数与井段始点的井斜角和工具面角有关，与井段长度无关。对于空间圆弧轨迹，斜面倾角模式存在二义性，应使用工具面角或定向方位角控制模式。图3表4参20

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井筒环空稳态多相流水动力学模型

尹邦堂;李相方;孙宝江;Zhang Hongquan

, 2014, 41(3): 359-366.

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基于井筒环空气液两相流流型的分类及特点，建立适合于直井、斜井的井筒环空段塞流、环状流水动力学模型及环空流型过渡准则。基于井筒环空多相流特性，以液膜区域为控制单元，考虑油管膜、套管膜双层液膜的存在及气芯中液滴对质量、动量传递的影响，推导了环空段塞流、环状流质量、动量守恒方程，得到了段塞流与分散泡状流、泡状流及环状流间的流型过渡准则。根据已发表文献中的实验条件，采用本文模型与校正后的圆管模型预测了不同气、液相表观速度下的流型、持液率及压力梯度。结果表明：采用本文模型可以比较准确地预测环空流型、持液率及压降梯度，且预测持液率、压力梯度的准确性优于校正后的圆管模型。图4表6参26

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致密油充注孔喉下限的理论探讨及实例分析

张洪;张水昌;柳少波;郝加庆;赵孟军;田华;姜林

, 2014, 41(3): 367-374.

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通过分析致密油充注孔喉下限与流体力学作用的相互关系，结合油气充注满足的力学条件，对源储界面和储集层内部的致密油充注孔喉下限进行理论探讨和实例分析。基于充注力学平衡关系及Young-Laplace方程，根据源储界面附近和储集层内部的最大充注动力建立相应的充注孔喉下限理论模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地延长组、四川盆地中下侏罗统、美国威利斯顿盆地Bakken组致密油，确定其源储界面附近的充注孔喉下限分别为15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm，储集层内部充注孔喉下限分别为39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm；相应的源储界面渗透率下限分别为0.002 1×10-3 μm2、0.006 1×10-3 μm2和0.001 8×10-3 μm2，储集层内部渗透率下限分别为0.010 0×10-3 μm2、0.009 4×10-3 μm2和0.016 9×10-3 μm2。源储界面岩性复杂，孔隙度与渗透率相关性差；储集层内部岩性单一，孔隙度与渗透率相关性较明显，由此确定储集层内部相应的孔隙度下限为2.16%、2.00%和3.50%。图4表2参32

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白云岩地球化学特征及成因——以鄂尔多斯盆地靖西马五段中组合为例

贺训云;寿建峰;沈安江;吴兴宁;王永生;胡圆圆;朱吟;韦东晓

, 2014, 41(3): 375-384.

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通过主微量元素、稀土元素及碳、氧、锶同位素特征分析，系统研究鄂尔多斯盆地靖边气田西侧奥陶系马家沟组马五段中组合白云岩地球化学特征及成因。样品分析结果表明：中组合白云岩MgO和CaO含量呈负相关性，Mg/Ca值总体较高；总体具有高Fe、较高Mn和低Sr、Na含量特征，部分白云岩Fe、Mn含量相对较低，Na含量相对较高；稀土元素含量总体很低，且具相似稀土元素配分模式，轻稀土元素富集，重稀土元素亏损，具明显Eu负异常和弱Ce负异常；δ13C值与同期海水值一致，多数白云岩δ18O值较同期海水值偏负；少数87Sr/86Sr值与同期海水值接近，多数显著偏正。结合区域地质背景及上述特征，认为马五段中组合白云岩很可能主要为渗透回流白云石化成因，同时在后期广泛叠加了埋藏白云石化作用。靖西东部地区为有利储集层发育区且可向东大范围拓展。图11表3参35

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2014年, 第41卷, 第3期　刊出日期：2014-06-23

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