石油勘探与开发

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鄂尔多斯盆地古生界煤成气勘探进展

杨华;刘新社

, 2014, 41(2): 129-137.

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基于鄂尔多斯盆地天然气勘探实践，根据煤成气勘探现状，分析煤成气成藏控制因素，总结煤成气勘探进展。鄂尔多斯盆地已探明煤成气地质储量5.24×1012 m3，发现煤成气气田12个，主要分布于上古生界石炭-二叠系碎屑岩和下古生界奥陶系碳酸盐岩储集层中。上古生界形成致密砂岩气藏，广覆式生烃的煤系烃源岩和大面积分布的砂岩储集层相互叠置，储集层先致密后成藏，天然气近距离运移、大面积成藏，发现了苏里格气田，探明地质储量3.49×1012 m3，落实了盆地东部和陇东地区两大储量接替区。下古生界形成海相碳酸盐岩气藏，上覆煤系烃源岩生成的天然气向下运移聚集成藏，奥陶系风化壳岩溶和白云岩储集层为天然气富集主要场所，发现了靖边气田，探明地质储量 7 000×108 m3，同时发现多个含气富集区。图9表2参34

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歧口凹陷沙一下亚段斜坡区重力流沉积与致密油勘探

蒲秀刚;周立宏;韩文中;陈长伟;袁选俊;林常梅;柳飒;韩国猛;张伟;姜文亚

, 2014, 41(2): 138-149.

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在岩心、薄片观察，测录井及样品化验分析的基础上，对渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷沙一下亚段重力流沉积特征及相关的致密油形成条件和特点进行了系统分析。研究区重力流沉积主要有砂质碎屑流、泥质碎屑流和经典的浊流沉积。含泥砾块状砂岩多为砂质碎屑流成因，泥质碎屑流沉积为含有较多砂质团块的泥岩或粉砂质泥岩，正递变层理是识别传统浊积岩的重要标志。受多物源供给、地形坡-折、不同触发机制、湖平面升降等因素共同影响，多期重力流在斜坡区中低部位—主凹区形成多级远岸水下扇扇体，可识别水下主水道、水下分流水道、水道侧缘、水道间泥及无水道区浊积席状砂5种沉积微相。多期多级重力流沉积造成湖盆区“富泥又富砂”，平面上优质烃源岩、致密储集层大面积分布，纵向上源、储紧邻，形成多套“三明治”式生储盖组合，为湖盆深水区致密油的形成奠定了基础。勘探实践表明，砂质碎屑流水下分流水道与无水道区浊积席状砂微相为沙一下亚段重力流沉积型致密油勘探的两个主要沉积类型，是歧口凹陷斜坡区规模增储的重要领域之一。图11表1参36

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徐家围子断陷火山岩断层带内部结构与封闭性

孟令东;付晓飞;王雅春;张晓玲;吕延防;姜义博;杨宏松

, 2014, 41(2): 150-157.

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通过露头观测火山岩断层带内部结构特征，结合火山岩断层封闭机理研究与岩性对接封闭性评价，系统分析松辽盆地徐家围子断陷营一段火山岩断层带内部结构与断层侧向封闭性。徐家围子断陷火山岩断层带内部发育不同程度的破碎带和断层核“二元结构”。断层在火山岩对接处基本不具备封闭性，在火山岩储集层与上覆砾岩层及泥岩层对接处形成岩性对接封闭。通过改进传统的Knipe图（单井三角图），绘制双井三角图清晰表征走滑断层对岩性对接的影响。利用双井三角图，结合断层面岩性对接图建模对断层封闭性进行评价。研究发现，徐家围子天然气主要聚集在断层的上升盘，气水界面纵向上受控于火山岩对接的最小深度，气藏在徐中走滑断层“海豚效应”的影响下，平面上围绕断层呈“正弦”形态分布。图10表1参25

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超深层裂缝-孔隙型致密砂岩储集层表征与评价——以库车前陆盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组为例

张惠良;张荣虎;杨海军;寿建峰;王俊鹏;刘春;陈戈

, 2014, 41(2): 158-167.

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以库车前陆盆地克拉苏构造带深层白垩系巴什基奇克组砂岩储集层为例，研究成岩压实和构造挤压双重作用下裂缝-孔隙型（裂缝-原生孔隙型和裂缝-溶蚀孔隙型两类）超深层储集层的表征和评价方法。巴什基奇克组砂岩储集层埋深超过6 000 m，属超深层储集层，针对性构建了集宏观微相-岩相识别、厘米—微米级裂缝描述、微米级孔隙刻画、纳米级喉道表征为一体的超深层裂缝性致密砂岩储集层表征与评价技术。研究认为有效储集层的储集空间由构造裂缝及微米级孔隙、纳米级孔喉组成，基质孔隙半径主要为2～100 μm，基质喉道半径主要为10～500 nm，裂缝开启度主值区为100～300 μm；有效储集层发育主要受控于微相-岩相、构造挤压和溶蚀作用。相对优质储集层的储集空间由裂缝、残余粒间孔和溶蚀孔隙组成，发育于弱构造挤压带与水下分流河道叠合区。7 000 m以深有利储集层可成带连片分布，8 000 m以深仍发育有效储集层。图13参28

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砂岩储集层致密与成藏耦合关系——以鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组为例

刘明洁;刘震;刘静静;朱文奇;黄艳辉;姚星

, 2014, 41(2): 168-175.

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以鄂尔多斯盆地西峰地区长8段和安塞地区长6段为研究对象，通过镜下包裹体荧光鉴定、孔隙度演化模拟以及石油充注临界实验，确定西峰—安塞地区三叠系延长组砂岩储集层致密与成藏时间的先后顺序。镜下包裹体荧光鉴定发现，延长组砂岩储集层普遍存在石英次生加大边夹沥青和烃类包裹体现象；孔隙度演化模拟表明，成藏期延长组砂岩储集层孔隙度大于10%，未达到致密状态；石油充注临界条件实验发现当西峰地区长8段和安塞地区长6段砂岩孔隙度小于10%时，即使在加压条件下，石油仍不能充注进入砂岩。综合研究表明鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层先成藏后致密，为典型的“后成型”致密砂岩油藏。成藏期之后，压实作用和自生矿物胶结作用才使得延长组砂岩储集层致密化。图8参37

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缝洞储集层测井最优化处理

冯周;李宁;武宏亮;刘英明;夏守姬;原野

, 2014, 41(2): 176-181.

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由于传统最优化处理方法以均质、层状、各向同性地层模型为基础建立测井响应方程，不适用于非均质、各向异性缝洞储集层，提出了针对缝洞储集层的测井最优化处理新方法，并通过模拟计算和实际测井资料处理对其进行了验证。基于非均质、各向异性缝洞储集层模型建立了测井响应方程及测井最优化目标函数，并结合惩罚函数法和Levenberg-Marquardt算法求解目标函数，算法计算量小、求解效率高。模拟计算结果表明：提出的缝洞储集层最优化处理方法受初始值影响较小，对于不同的随机初始值均能得到最优解，能够满足测井解释的需要。将该方法应用于实际测井资料处理，并与传统最优化处理方法计算结果及岩心分析结果进行对比，结果表明：该方法比传统方法计算精度更高，计算结果与岩心分析结果较接近。图7表1参16

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丛式平台控制圈闭群勘探评价方法——以厄瓜多尔奥连特盆地X区块为例

马中振;谢寅符;张志伟;周玉冰;韩彬;阳孝法;王丹丹;刘亚明;赵永斌

, 2014, 41(2): 182-189.

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针对南美前陆盆地斜坡带圈闭规模小、数量多、资源国环保要求高等特点，提出一种以钻井平台控制圈闭为评价单元的斜坡带圈闭勘探评价新方法，并在奥连特盆地进行了现场应用。评价方法流程是：①圈闭地质风险分析，包括生、储、盖、圈、运、保等油气成藏关键要素分析，获得圈闭成藏概率；②风险评估后圈闭资源量计算，采用体积法计算圈闭资源量，圈闭资源量与圈闭成藏概率相乘得到风险评估后圈闭资源量；③钻井平台及钻探目标优选：以钻井平台控制范围为单元，统计不同平台控制范围内总圈闭风险评估后资源量、平均圈闭风险评估后资源量，根据数值大小对钻井平台进行优选排序；根据风险评估后圈闭资源量大小对优选出的钻井平台控制的圈闭进行钻探排序。运用该方法对奥连特盆地X区块M1层未钻圈闭进行优选排序，提出钻探平台建设和圈闭钻探顺序，实践表明效果良好。图6表4参33

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应用地震正反演技术提高地质建模精度

胡勇;于兴河;李胜利;陈恭洋;周艳丽;高照普

, 2014, 41(2): 190-197.

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以序贯高斯模拟方法为例，分析随机模拟技术的特性与不足，提出基于地震反演成果的建模策略，以提高建模精度。随机模拟只能恢复各参数的宏观统计规律，实现“数学真实”，地震正演模型证实其模拟结果偏离“地质真实”。研究表明，利用地震正演可验证地质模型的可靠性，以地震反演成果约束地质建模能提高模型精度，逼近“地质真实”。以辫状河三角洲为例，针对油田不同研究阶段提出了地震反演成果“多级、多条件”约束建模策略。岩相建模阶段以单井岩相划分为第1变量，在勘探阶段和开发阶段分别用岩性概率体和岩性体为第2变量，建立岩相模型；属性建模阶段以岩相模型为第1变量，地震波阻抗体为第2变量，纵向和横向上均以波阻抗做约束，建立属性模型。该策略下建立的模型能保持输入数据的统计规律，与地震数据具有较好的一致性，且能与油田生产动态有效吻合。图17参34

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试论中国陆相致密油有效开发技术

杜金虎;刘合;马德胜;付金华;王玉华;周体尧

, 2014, 41(2): 198-205.

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根据中国致密油的主要特征，结合近年来致密油勘探取得的成效，分析有效开发面临的主要挑战，探索致密油开发的关键技术方向。中国致密油以陆相沉积为主，分布面积偏小、物性差，不同盆地致密油地质特征差别较大，但低孔、低渗、低压特征突出，与海相沉积致密油存在较大差异，有效开发面临产量低、采收率低、效益差等多方面的挑战。在近3年技术攻关和现场试验取得认识的基础上，为实现致密油的规模效益开发，提出了以水平井规模重复“压采”开发为主导技术的一体化开发模式，主要包括“一体化”设计、“平台式”长水平井钻井、“规模化”体积压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“工厂化”作业、“集中式”地面建设等关键技术。建议重点加强致密油开发基础理论、实用开发技术、致密油开发全生命周期经济技术评价等方面的研究工作。图9表4参13

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碳酸盐岩储集层复杂孔渗关系及影响因素——以滨里海盆地台地相为例

何伶;赵伦;李建新;马纪;刘瑞林;王淑琴;赵文琪

, 2014, 41(2): 206-214.

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以滨里海盆地东缘石炭系碳酸盐岩为例，在大量岩心分析资料基础上，研究碳酸盐岩储集层孔隙度、渗透率之间的复杂关系及其影响因素。滨里海盆地东缘石炭纪为开阔台地、局限台地、蒸发台地相碳酸盐岩沉积环境。白云岩储集层孔隙组合类型主要为：晶间孔-溶蚀孔、晶间微孔、晶间微孔-晶内孔，以晶间孔-溶蚀孔组合类型物性最好。灰岩储集层孔隙空间组合类型为：粒间孔、粒间孔-粒内孔、铸模孔，铸模孔缺少喉道连通，渗透性差。白云岩储集层裂缝、溶洞均较发育，对储集层渗透性改善显著。孔隙度相近情况下，各类储集层渗透率明显受大—中孔喉所占的比例和孔喉半径的控制。灰岩储集层裂缝以微裂缝为主，连通孔隙占总孔隙比例与渗透率呈正相关关系，而白云岩储集层二者没有明显的关系。沉积成岩环境控制储集层类型分布特征，是造成复杂孔渗关系的最根本的原因。图13表5参33

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轻质油藏空气驱机理数值模拟

贾虎;赵金洲;杨怀军;李玥洋;蒲万芬

, 2014, 41(2): 215-222.

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在前人提出的原油氧化-燃烧反应历程基础上，建立了轻质油藏空气驱原油反应历程，采用数值模拟方法研究了未注水和高含水油藏空气驱油效果。研究表明：注水开发前后油藏空气驱中普遍存在气体超覆现象，储集层非均质性越强气体超覆越明显，但O2产出浓度始终较低。对于未注水开发油藏，高注气速率下原油容易实现自燃且保持较高的温度峰值，并维持长时间稳定的燃烧峰面；注气速率对燃烧峰面推进速率的影响存在一个临界值，高于临界注气速率时，随注气速率增加，原油采收率增幅不明显。相同注气速率下，注水开发后的油藏空气驱采收率比未注水开发油藏低6.3%，气油比显著增加，地层水采出程度也较高，可采取聚合物凝胶封堵、空气泡沫/凝胶复合调驱等措施，使生产井气油比或产水量降至合理范围。图13表2参18

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链/环状烃类-CO2体系界面张力等效碳数换算

姬泽敏;秦积舜;陈兴隆;刘晓蕾;韩海水;廉黎明

, 2014, 41(2): 223-226.

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以多种烃类-CO2体系界面张力室内实验数据和文献中的相关实验数据为基础，研究不同类型烃类-CO2体系界面张力的变化规律，分析不同饱和链烃-CO2体系界面张力的差异及由单环烃类、环状链状混合结构烃类、双环烃类与CO2构成的3类二元体系界面张力与饱和链烃-CO2体系界面张力的差异。分析结果表明，分子形态结构是影响烃类-CO2体系界面张力的主要因素；在碳数相同条件下，界面张力由大到小依次为：多环结构烃类、环状与链状混合结构烃类、单环结构烃类、饱和链烃。在对比结果的基础上，分压力段构建了不同类型环状烃类-CO2体系与饱和链烃-CO2体系在界面张力上的等效碳数换算关系。图5表2参19

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基于CT扫描技术研究页岩水化细观损伤特性

马天寿;陈平

, 2014, 41(2): 227-233.

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针对页岩地层钻井井壁稳定研究中的页岩水化问题，提出了基于CT扫描技术的页岩水化细观损伤特性定量评价方法，开展了不同水化阶段页岩岩样CT扫描实验，并分析了页岩水化细观损伤特性。对CT扫描图像及其灰度直方图进行分析后发现：浸泡前期是岩样内部产生细观损伤的主要时期，随着浸泡时间的增加，主要发生缓慢的损伤拓展；CT图像灰度直方图由单峰型变为双峰型是页岩内部损伤急剧增加的标志。通过伪彩色增强技术可以提高CT图像的视觉分辨率，CT图像完整度和破损度分析有利于定量评价页岩水化细观损伤。对CT图像进行了分割并得到了损伤变量与浸泡时间的关系：页岩水化后的细观损伤主要发生在浸泡前期，这一阶段是细观损伤的起始阶段和快速演化阶段，此后随着损伤变量持续而缓慢的增加，岩样将发生宏观破坏。图9参20

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深水钻井表层导管静置时间窗口设计

周波;杨进;刘正礼;罗俊峰;叶吉华;陈彬;刘书杰;周建良

, 2014, 41(2): 234-238.

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为了降低深水钻井作业风险、缩短钻井周期，提出了深水钻井表层导管静置时间窗口设计方法，并通过现场应用对其进行了验证。根据现场试验数据得出了表层导管与周围海底土间摩擦力随静置时间的变化关系，并建立了表层导管实时承载力计算模型。针对表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管坐挂井口固井阶段这两个相对危险的阶段对表层导管进行了力学分析，并以南中国海某深水井表层导管为例确定了喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管固井阶段的表层导管静置时间。现场应用结果表明：运用提出的表层导管静置时间窗口设计方法既能保证作业安全又能缩短作业时间，表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段平均每口井节约作业时间超过12 h，二开套管固井阶段平均每口井节约作业时间超过24 h。图6表2参17

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压裂油藏导流裂缝多相流动的高效有限差分模型

周方奇;施安峰;王晓宏

, 2014, 41(2): 239-243.

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考虑基质中流体相饱和度在压裂导流裂缝两侧的不连续性，提出一种新的嵌入裂缝模型，以准确模拟压裂后油藏中的多相流体流动状况。采用规则网格划分油藏区域，裂缝嵌入在基质网格中，通过在裂缝的两侧选择参考点，分别确定裂缝和其两侧基质之间的流量交换。在离散基质方程时，使用内边界替代含有裂缝的网格参与实际计算，有效避免了因这种网格内物理量被模糊定义而产生的误差。应用该模型分别模拟包含直裂缝和斜裂缝的油藏区域，并与离散裂缝模型及嵌入裂缝模型进行比较。结果表明：无论在基质中还是裂缝内该模型的模拟结果均与离散裂缝模型基本一致，而嵌入裂缝模型则存在一定误差；新型裂缝差分模型可以大幅度提高模拟效率。图7参24

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中东地区已发现大油田储量增长特征及潜力

边海光;田作基;吴义平;潘校华;童晓光;张晓苏

, 2014, 41(2): 244-247.

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以中东地区大油田为研究对象，对不同时期估算的新增可采储量进行对比，分析其储量增长特征；通过统计油田的年储量增长系数，采用最小二乘法建立年储量增长函数，对中东地区已发现大油田的储量增长潜力进行了预测。新增可采储量由两部分组成：新发现储量和已发现油气田的储量增长。研究发现，中东地区过去几十年已发现大油田的储量增长有较大幅度的增加，而新发现储量有所减少。已发现大油田的储量增长为新增可采储量的主要贡献者，占新增可采储量的比例从1981—1990年的71%增加到2001—2010年的96%。根据建立的储量增长函数，估算中东地区已发现大油田未来石油储量增长约为4 366′108 t，储量增长潜力巨大。图5参19

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页岩孔隙结构对甲烷吸附能力的影响

侯宇光;何生;易积正;张柏桥;陈学辉;王亿;张建坤;程春阳

, 2014, 41(2): 248-256.

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以中扬子西部下古生界海相页岩和中生界陆相页岩为对象，通过场发射扫描电镜、氮气吸附和高压甲烷等温吸附等实验测试，探讨页岩孔隙结构特征对甲烷吸附能力的影响。高演化程度的古生界海相富有机质页岩储集层中发育大量有机质孔隙（孔径多小于50 nm），页岩比表面和甲烷吸附量随有机碳含量的增加而增大，说明有机质孔隙是控制高丰度页岩甲烷吸附能力的最主要因素。由于有机碳含量低和热演化程度低，低丰度海相页岩和陆相页岩中有机质孔隙发育程度有限，页岩储集空间主要由30 nm～4.5 μm孔径的无机孔隙构成，黏土矿物孔隙为甲烷吸附提供了更多的比表面，成为影响其甲烷吸附能力的重要因素。随着成熟度增加，页岩储集层的主要孔隙网络系统由无机孔隙向有机质孔隙转变，有利于提高页岩吸附能力。图7表2参33

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2014年, 第41卷, 第2期　刊出日期：2014-04-23

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