石油勘探与开发

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四川盆地震旦系大气田形成条件与勘探远景区

魏国齐;沈平;杨威;张健;焦贵浩;谢武仁;谢增业

, 2013, 40(2): 2118-0.

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基于对四川盆地乐山—龙女寺古隆起演化和震旦系沉积相、烃源岩、储集层、盖层等成藏条件的研究，分析四川盆地震旦系天然气勘探潜力。四川盆地震旦系具备形成大气田的成藏条件:①大型继承性古隆起为震旦系油气形成、聚集提供了条件；②稳定的沉积背景奠定了储集体和烃源岩大面积发育的基础；③灯二段、灯三段和灯四段3套储集层相互叠置，大面积发育；④多套烃源岩纵向叠置，大面积分布，与储集层呈“三明治”互层结构；⑤区域性泥岩盖层厚度大、盆地内断裂不发育，保存条件好。根据不同区域有利成藏条件的不同，优选了4个震旦系有利勘探远景区:乐山—龙女寺古隆起远景区、川东南远景区、川东远景区和川西北远景区，其中乐山—龙女寺古隆起远景区成藏条件最为有利，其核部的继承性古构造圈闭为勘探首选，斜坡部位的地层-岩性气藏值得探索。图9表2参22

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四川盆地北部陆相大气田形成与高产主控因素

郭彤楼

, 2013, 40(2): 2119-0.

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基于大量样品分析测试资料和勘探实践，探讨四川盆地北部元坝、通南巴等地区陆相须家河组—自流井组天然气成藏与富集高产控制因素。四川盆地北部地区陆相层系天然气主要源自同层系烃源岩，烃源岩有机质丰度高，达到较好—好烃源岩标准，有机质类型以Ⅲ型为主，整体处于高—过成熟生气阶段。受物源影响，研究区发育多期（扇）三角洲体系，主河道砂体多期叠置、大面积分布，储集层与烃源岩形成下生上储和互层式成藏组合。根据对九龙山、马路背、元坝3个地区5口典型高产井的解剖分析，提出研究区勘探与研究的整体思路：沉积物源控制岩石类型、胶结类型、沉积微相；烃源岩控制成藏规模和气藏位置；构造类型控制裂缝发育的规模、发育的部位；裂缝和储集层的匹配控制产量的高低和稳产时间。依此模式预测元坝地区西部和剑阁地区须三段、须四段，元坝中东部地区须四段、自流井组及通南巴构造马路背、河坝场地区珍珠冲段、须二段，是天然气富集高产的主要区块。图10表1参22

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鄂尔多斯盆地延长组致密油特征

姚泾利;邓秀芹;赵彦德;韩天佑;楚美娟;庞锦莲

, 2013, 40(2): 2120-0.

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通过综合研究鄂尔多斯盆地延长组致密油储集层与烃源岩展布、岩石学、地球化学等资料，分析鄂尔多斯盆地延长组致密油特征，评价其勘探潜力。鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透油气资源丰富，截至目前空气渗透率小于2×10-3 μm2的致密油探明地质储量约20×108 t，主要赋存于与油页岩互层共生或紧邻的延长组长6—长8油层组致密砂岩储集层中，石油未经过大规模长距离运移。其中，湖盆中部长7和长6油层组大面积分布的重力流砂岩储集层尤其致密，空气渗透率一般小于0.3×10-3 μm2。延长组致密油具有多成因砂体复合叠加规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、刚性组分含量高、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征。优质烃源岩与大面积厚层储集体互层共生，以及地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成。鄂尔多斯盆地致密油资源潜力大，是近期建产的现实目标和未来勘探开发的重要领域。图6表2参37

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柴达木盆地北缘西段油气成藏动力学研究

罗晓容;孙盈;汪立群;肖安成;马立协;张晓宝;王兆明;宋成鹏

, 2013, 40(2): 2121-0.

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综合前人对柴达木北缘盆地演化和含油气系统的研究成果，遵循油气成藏动力学研究的思路和方法，以动态成藏要素研究为主线，采用盆地分析和数值模拟方法，恢复盆地演化过程；综合考虑不同时期烃源岩特征、流体势场及主要输导层输导物性分布，对主要成藏期的油气运聚过程进行了模拟分析，总结了柴北缘油气成藏的主控因素及成藏规律。研究结果表明，中新世是研究区侏罗系烃源岩主要的生油期，生排运量均足够丰富，但这时赛什腾凹陷只是一里坪坳陷的北部斜坡，构造圈闭主要在盆地边缘，相当大部分的油都运移到盆地边部，可能在后期的构造变动中逸散；上新世以来的晚成藏期，研究区烃源岩以生气为主，这时构造圈闭发育，天然气成藏条件具备，盆地深层构造圈闭易于形成较大规模低渗气藏。图6参62

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河控三角洲水下分流河道砂体储集层构型精细分析——以扶余油田探51区块为例

赵小庆;鲍志东;刘宗飞;赵华;柴秋会

, 2013, 40(2): 2122-0.

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基于“模式拟合、动态验证”的研究思路，结合密井网区10口取心井、257口井测井资料及近10年的生产动态资料，对松辽盆地扶余油田探51区块泉四段扶余油层三角洲前缘水下分流河道储集层进行分析，探究水下分流河道储集层内部构型单元的空间展布特征及识别标志。结果表明：研究区目的层单河道砂体宽度为300～500 m，其识别标志分别为：河道间沉积、邻井砂体高程差异、河道砂体厚度差异、相邻砂体的“厚—薄—厚”组合；单河道砂体内部4级构型界面的倾角为0°～2°。明确了水下分流河道储集层中单河道砂体及单河道砂体内部增生体的测井响应特征及识别方法，建立了研究区目的层水下分流河道砂体的三维构型模型，为全区水下分流河道砂体解剖提供了定量、可靠的地质模式。图11表1参25

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应用流体包裹体研究油气成藏——以塔中奥陶系储集层为例

刘可禹;Julien Bourdet;张宝收;张鼐;鲁雪松;柳少波;庞宏;李卓;郭小文

, 2013, 40(2): 2123-0.

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利用油气包裹体丰度、包裹体岩相学、包裹体荧光光谱和显微测温分析，研究塔里木盆地塔中地区奥陶系储集层油气成藏史。流体包裹体分析首先研究包裹体岩相学，即借助紫外-可见光和荧光光谱划分包裹体组合，再选择包裹体组合内的盐水包裹体和油包裹体开展显微荧光光谱、显微测温研究，最后根据均一温度、冰点温度并结合PVT模拟分析油气充注史。包裹体分析应注意：①样品的选择和处理；②利用包裹岩相学，综合包裹体组合和显微荧光光谱分析油气充注期次和成藏史；③确定所用盐水包裹体是成岩次生产物且与油气包裹体共生，避免利用数量不足或者没有严格分期次的包裹体数据来解释油气充注期次和时间；④结合井底温度，考虑碳酸盐岩中包裹体捕获后的再平衡以及包裹体超压捕获对流体包裹体温度和盐度的影响。流体包裹体显微测温结果揭示塔中奥陶系储集层至少存在两期油充注，存在低盐度、中等盐度、高和超高盐度的4种类型地层水，后两者可能与塔中潜山带变形引起的咸水流动有关。图5表3参37

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蒸汽辅助重力泄油改善汽腔发育均匀性物理模拟

马德胜;郭嘉;昝成;王红庄;李秀峦;史琳

, 2013, 40(2): 2124-0.

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针对双水平井蒸汽辅助重力泄油（SAGD）蒸汽腔沿水平井长方向欠均匀发育的问题，以国内某油田SAGD先导试验区为原型，设计了一套高温高压双水平井双管柱SAGD三维比例物理模型，对影响SAGD过程的重要油藏参数和操作参数进行了相似比例模化，利用高温高压物理模型进行了3组SAGD蒸汽腔发育实验。实验1：模拟现场趾端处汽腔发育迟缓，汽腔沿井长欠均匀发育的现象；实验2：在实验1的基础上采取注汽井长短管协同注汽-生产井长短管协同采油的调控策略；实验3：在实验1的基础上采取U型井SAGD调控策略。实验结果表明：两种调控策略均能使趾端附近发育缓慢的汽腔恢复发育，对于改善汽腔沿井长方向发育均匀性均有较好效果，调控后产油速率明显提高。图6表3参17

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异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价——以滨里海盆地肯基亚克裂缝-孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例

赵伦;陈烨菲;宁正福;范子菲;吴学林;刘丽芳;陈希

, 2013, 40(2): 2125-0.

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根据滨里海盆地肯基亚克盐下异常高压碳酸盐岩油藏储集层特征，制备人造岩心，研究基质岩心、不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心以及全充填裂缝性岩心的应力敏感特征。实验采取气测法，实验中首先逐级增加人造岩心样品围压，然后逐级降压，稳定后测定每个压力点的孔隙度和渗透率，以分析岩心的应力敏感性。结果表明，4种岩心应力敏感性由强到弱依次为：不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心、全充填裂缝性岩心、基质岩心。随着岩心裂缝充填程度降低，岩心渗透率的应力敏感性增强，渗透率恢复程度降低；随着压力的恢复，基质岩心和全充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较高，岩心表现为弹塑性特征，而半充填和不充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较低，表现为塑性特征；随围压的增加，孔隙度、渗透率变化呈现较好的指数变化规律。图9表6参20

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高含水期油田水驱特征曲线关系式的理论推导

宋兆杰;李治平;赖枫鹏;刘刚;甘火华

, 2013, 40(2): 2126-0.

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传统水驱特征曲线推导的理论基础是中含水阶段油水相对渗透率比（Kro/Krw）与含水饱和度（Sw）成半对数直线关系，而在高含水阶段Kro/Krw与Sw在半对数坐标中明显偏离直线关系，水驱特征曲线普遍存在上翘现象。为了准确预测油田开发后期开发动态和可采储量，对实际岩心相对渗透率曲线进行平均化处理，并借鉴文献中岩心数据资料，拟合出适合高含水阶段Kro/Krw与Sw关系的新型表达式；应用Buckley-Leverett前沿推进方程和Welge平均含水饱和度方程，推导出适合高含水期油田的新型水驱特征曲线关系式。应用分析表明，新方法预测水驱可采程度与产量递减方法计算结果吻合度较好，对于油田生产后期开发指标预测具有一定的实用性。图8表8参22

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严重非均质油藏注水开发流体动力地质作用

李中超;陈洪德;余成林;杜利;乔勇;刘伟伟;孙利

, 2013, 40(2): 2127-0.

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针对东濮凹陷胡状集油田胡12块严重非均质油藏，采用室内实验对注水前后实际岩心样品进行对比分析，研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。结果表明，酸性介质条件的化学动力作用加速了碎屑组分中的长石类矿物尤其是斜长石的溶蚀，同时生成了新的高岭石晶体并分布于细小孔喉，但对碳酸盐类矿物的影响较小。注水冲刷等物理动力地质作用造成了储集层泥质矿物总量的降低和粉砂—极细砂级石英颗粒的缺失，且主要发生在物性较好且优势渗流通道较发育的层段。在储集层孔喉变化方面，注水开发既使相对较大孔喉增加，改善了储集层的渗滤条件，也使孔喉分选程度降低，加剧了储集层微观非均质性。从储集层孔隙度、渗透率等宏观参数变化看，注水开发致使储集层总体平均有效孔隙度降低4.63%，而总体平均有效渗透率上升8.93%，原始物性不同的储集层注水后物性变化呈现出明显的“马太效应”。图7表3参15

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基于元建模的裂缝性气藏累计产量预测

Seifi A;Kazemzadeh M B;Mohammadi H

, 2013, 40(2): 2128-0.

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为了预测某裂缝性气藏在18年规划周期内的累计产量，建立了3种元模型，并结合数值模拟累计产量预测结果对各模型进行了验证和对比。估算了气藏的基本参数（孔隙度、渗透率及含水饱和度）并对气藏进行了数值模拟。将气藏内某井18年内的累计产量表示为各气藏参数的函数，采用储量计算经验函数排除了研究空间内的低潜力点，并基于最大熵准则选取25个高潜力点作为设计点。建立了二次模型、乘性模型和RBF模型3种元模型，基于各模型预测了25个设计点和7个试验点处的累计产量。预测结果表明：各模型均能比较准确地预测累计产量；RBF模型的累计产量预测准确性优于另外2种模型；与数值模拟方法相比，元建模方法的计算时间大幅缩短。图4表2参15

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全尺寸射孔完井水平井筒流动压降实验

魏建光;王小秋;陈海波;张权

, 2013, 40(2): 2129-0.

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采用外径139.7 mm的壁面打孔套管模拟射孔完井水平井筒，通过模拟实验研究射孔参数及壁面注入比对各种压降的影响规律。实验结果表明：①随着射孔密度、射孔孔径、射孔相位的增大，壁面摩擦压降和总压降均增大，混合压降减小。②射孔套管出口主流雷诺数相同时，随着壁面注入比的增大，总压降和混合压降均增大。壁面注入比小于临界值（本研究条件下为0.05%～0.10%）时，混合压降小于零；壁面注入比大于临界值时，混合压降大于零。壁面注入比小于0.10%时，加速度压降可以忽略；壁面注入比大于0.10%时，加速度压降随壁面注入比的增大而显著增加。③随着壁面注入比的增大，壁面摩擦压降占总压降的比例逐渐减小，加速度压降占总压降的比例逐渐增大。壁面注入比小于1.00%时，混合压降占总压降的比例随壁面注入比的增大而增大；壁面注入比大于1.00%时，混合压降占总压降的比例基本保持不变。图17参18

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基于载波通信原理的电磁波随钻测量技术

苏毅;齐昕;刘阳;张金光

, 2013, 40(2): 2130-0.

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为了提高电磁波随钻测量中数据传输速率，增加信号遥测深度，解决钻杆寿命低、可靠性差和电磁信号散射严重等问题，提出了基于载波通信原理的随钻测量技术。该技术利用载波原理，通过耦合变压器将电磁波信号耦合到钻杆上，利用钻杆和大地构成导波系统，从而实现井上与井下的数据传输。通过分析电磁波在地层和钻杆中的传输特性，得到钻杆中的传输线波动方程，并给出系统的总体构成及设计方案。采用LM1893作为载波模块，研制出井下发射机和井上接收机系统，并对系统进行了优化设计。结果表明，利用载波技术将电磁波加载至钻杆，通过钻杆-大地构成的传输信道，能够把井下测量参数传输到地面，同时还可把地面设置参数及指令发送到井下，实现地面与井下的双向通信。图7参11

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煤层气复杂结构井可降解钻井完井液实验

刘大伟;王绮;王益山;王合林;虞海法;袁孟雷

, 2013, 40(2): 2131-0.

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为了解决煤层气复杂结构井钻井过程中钻井安全与煤层保护的矛盾，研制了可降解的钻井完井液，分析了其常规性能和降解性能，并分别采用解吸率法和渗透率恢复率法评价了钻井完井液对煤层解吸能力和渗流能力的保护效果。通过室内实验优选了适用于复杂结构井的可降解钻井完井液中的增黏剂、降失水剂和降解剂，并确定了钻井完井液的配方。钻井完井液各项常规性能良好，可有效携岩和保护井壁。钻井完井液具有良好的降解性能：加入浓度为2.0%～4.0%的降解剂后，3 h内降解率可达85%以上；降解完成后固相残渣少。钻井完井液可以有效保护煤层解吸能力和渗流能力：具有和清水一样良好的煤层解吸能力保护效果；煤样在不同返排压差下的渗透率恢复率均在60%以上，最高可达100%左右，且渗透率恢复率随着返排压差的增大而增大。图2表7参11

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裂缝稳定剂实验评价

张景臣;张士诚;卞晓冰;庄照峰;郭天魁

, 2013, 40(2): 2132-0.

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针对疏松砂岩储集层压裂后裂缝容易失效的问题，优选适用于该类储集层压裂缝的裂缝稳定剂，通过室内实验对其性能进行评价，优化其用量，并分析其与常用压裂液的适配性。实验优选出一种改性树脂作为裂缝稳定剂，该剂可在支撑剂表面形成一层带有一定强度的黏性膜，轻微降低裂缝导流能力，但能起到稳定支撑剂充填裂缝的作用。实验分析了不同裂缝稳定剂配比下的支撑剂导流能力和防砂效果以及裂缝稳定剂与胍胶压裂液、表面活性剂压裂液（VES压裂液）的适配性。根据导流能力和微观地层微粒侵入现象对裂缝稳定剂用量进行了优化。推荐选用质量分数为3%～5%的裂缝稳定剂处理支撑剂，并用于胍胶压裂液。模拟现场实验表明，裂缝稳定剂能保持裂缝导流能力；用稳定剂处理过的支撑剂中侵入的地层微粒明显减少。图9表1参14

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烃源岩生烃耗水机制与油气成藏

王永诗;张守春;朱日房

, 2013, 40(2): 2133-0.

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解剖烃源岩自然演化规律，结合生烃实验模拟，对有机质生烃耗水机制进行深入研究，并对生烃耗水量进行计算，研究生烃耗水与油气运移及成藏的关系。模拟实验采用加水液压与不加水柱压2种条件，对比两种情况下有机质演化过程中的地球化学特征，重点研究生烃潜力及碳转化率的变化。研究结果表明，有机质在生烃演化过程中与水相互作用，对干酪根的影响表现为活化部分无效碳，对已降解的产物表现为进一步加氢，导致总生烃潜力增加。在耗水机制研究基础上提出了生烃耗水量的计算方法，对东营凹陷主力烃源岩的计算结果表明，Es4上烃源岩耗水区间大，耗水量也较大。Es3下、Es3中烃源岩生烃耗水区间、耗水量依次变小。生烃耗水对油气运移和成藏有重要影响，可以提高生烃母质碳降解率以增大流体体积，并且增加烃源岩孔隙流体的压力和含油饱和度。生烃耗水和成岩耗水区间相匹配，强化了油气运移的动力，有利于形成自生自储和下生上储油气藏。图6表2参24

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四川盆地元坝和通南巴地区须家河组致密砂岩气藏气源探讨——兼答印峰等

戴金星;廖凤蓉;倪云燕

, 2013, 40(2): 2134-0.

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气藏的气源系指其中主要组分气的成因类型，通常为油型气或煤成气。元坝和通南巴气藏主要组分甲烷平均含量为95.36%，乙烷、丙烷和丁烷平均含量分别为1.60%、0.29%和0.09%，烷烃气总平均含量为97.34%，而CO2平均含量仅0.63%，为甲烷的6.5‰。印峰等文中仅应用δ13C2值大于-28.0‰为煤成气、小于-28.5‰为油型气指标，鉴定认为元坝气藏是煤成气和油型气的混合改造型气、通南巴气藏主要为油型气。该两气藏主要组分甲烷的碳同位素组成δ13C1平均值为-31.3‰，具有世界高成熟煤成气δ13C1特征，因此认为该两气藏气源主要是煤成气，利用δ13C2值鉴别煤成气或油型气时，只有烷烃气具正碳同位素系列方才适用，在碳同位素发生倒转或异常的负碳同位素系列情况下往往不适用。印峰等文中认为两个气藏无机成因CO2为深部碳酸盐岩变质或水解成因，作者则认为CO2是须家河组钙屑砂岩经有机酸溶蚀自生自储成因。图1表5参29

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2013年, 第40卷, 第2期　刊出日期：

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