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2007年, 第34卷, 第2期 刊出日期:
  

  • 全选
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    油气勘探
  • 赵文智;方杰
    , 2007, 34(2): 1450-0.
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    渤海湾盆地冀中坳陷是潮湿气候条件下发育的大型断陷湖盆,二连盆地则是半干旱气候条件下发育的小型断陷湖盆群。二者尽管构造演化特点相似,但湖盆规模、沉积环境和沉积特征差异很大,导致成藏条件和油气分布、富集规律不同。对比冀中坳陷和二连盆地近几年发现的岩性-地层油气藏,总结归纳出5方面油气藏分布与富集特征:①断陷湖盆大小决定凹陷油气资源及岩性-地层油气藏的规模。②成熟烃源岩厚度控制岩性-地层油气藏纵向分布范围。③主洼槽(生油中心)控制岩性-地层油气藏平面分布形态,例如,冀中坳陷岩性油气藏沿主洼槽带周缘呈“槽缘多环型”分布形态,二连盆地岩性油气藏在主洼槽内呈“槽内半环型”分布形态。④断陷湖盆地质结构决定油气运移主方向及岩性-地层油气藏分布格局。⑤断陷湖盆成藏组合控制岩性-地层油气藏的富集程度。图5参11
  • 李晓光;郭彦民;蔡国刚;赵立旻;汪国文
    , 2007, 34(2): 1451-0.
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    大民屯凹陷隐蔽型潜山是低平或负向形态的元古宇或太古宇基底潜山,中生界、古近系房身泡组或沙四段的非渗透层对不整合面形成封闭,在多期构造运动改造、风化剥蚀作用下,具有多种较好的储集岩性和多期发育的裂缝型储集层,潜山内幕层状地层或层状岩性组合与微幅度断层一起构成潜山内幕圈闭,来自各生油洼陷的油气首先沿连通油源的深大断裂垂向运移,之后沿不整合面长距离侧向运移至隐蔽型潜山圈闭,形成潜山油藏。大民屯凹陷元古宇隐蔽型潜山勘探已见到良好效果,发现了安福屯、平安堡、东胜堡西等一系列隐蔽型潜山油藏。由于形态和成藏条件的隐蔽性,隐蔽型潜山很难被发现,但其特征决定其在各个凹陷广泛分布,勘探空间十分广阔,在进一步加强分布规律、成藏机制、勘探方法等方面研究的基础上,有望为老油区潜山勘探开拓新领域。图9参18
  • 何登发
    , 2007, 34(2): 1452-0.
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    以准噶尔盆地白垩系底部不整合面为例,剖析了不整合面的结构特征。若不整合面之上无风化黏土层而为砂岩,不整合面多为流体输导体;发育风化黏土层时不整合面多形成圈闭。不整合面、断层和输导体构成优势运移网络,在断陷盆地表现为“近源”油气运聚,有陡坡带断层运移-不整合面分配和缓坡带不整合面运移-断层调整分配2种成藏模式;坳陷盆地多为“远源”油气运聚,不整合面与断裂构成的输导体系呈阶梯状逐渐升高,导致油气呈阶梯状运移聚集;前陆盆地冲断带主要为“源上”油气成藏,断层沟通上、下不整合面“系统”,油气呈“之”字形运移。不整合面的结构对油气运移和聚集有较强的控制作用,且随时间而逐渐演变。图8表1参62
  • 杨辉;宋吉杰;文百红;徐光成;王立贤
    , 2007, 34(2): 1453-0.
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    断裂、构造及岩性共同控制了油气的富集和高产,根据酸性岩到中性岩再到基性岩密度逐渐增大的特点,提出了利用重力地震剥层增强处理方法进行火山岩岩性宏观预测的新方法。首先,根据三维地震资料建立地球物理模型,通过重力地震剥层准确进行重力异常的分离,即去除与火山岩无关的由于地层之间的密度界面所产生的重力异常;在此基础上,对剩余重力异常进行弱信号增强,去除大区域场的影响并对埋藏较深的火山岩岩性所产生的微弱的重力异常进行增强。将反映火山岩宏观分布的航磁二次导数异常图与重力地震增强处理后的图件叠合,即可对火山岩的岩性进行预测。该方法在松辽盆地北部徐家围子断陷深层火山岩油气藏的应用取得了较好的效果。图12表1参26
  • 王培荣;徐冠军;肖廷荣;张大江
    , 2007, 34(2): 1454-0.
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    选用中国石油天然气集团公司(CNPC)油气地球化学重点实验室(KLPG)轻烃数据库中11个油区170个油样的轻烃数据(其中125个油样有饱和烃色谱-质谱分析数据),按各油区地质背景和Gam/C31H(S+R)值将油样分为盐湖、半咸—咸和淡—微咸3类不同的烃源岩沉积环境进行统计分析。研究结果表明:C7轻烃族组成主要受烃源岩沉积水体盐度的控制,各地区烃源岩沉积环境相似的油样,其C7族组成N/I、I/P、A/P有一定的相似性,分布相对集中。盐湖相烃源岩油样具C7芳烃含量高(平均约30%)、N/I值低(小于2)的特征;半咸—咸水沉积环境烃源岩的油样具C7链烷烃含量高(平均约60%)、N/I值低(小于2)的特点;淡—微咸水沉积环境烃源岩的油样具C7环烷烃含量高(平均约50%)、MCC6含量高(平均约35%)、N/I值高(大于2)的特点。图3表1参23
  • 杨平;杨玉芹;马立协;董宁;袁秀君
    , 2007, 34(2): 1455-0.
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    柴达木盆地北缘(柴北缘)东段大煤沟剖面侏罗系沉积层序发育完整。下侏罗统岩性以细砾岩、细—粉砂岩与炭质泥岩和页岩的不等厚互层为特征,其中大煤沟组一、二段与辫状河三角洲平原相关的湖沼相炭质泥页岩较发育,多含叶肢介、双壳类和植物等静水环境生物化石,沉积环境为辫状河三角洲—滨浅湖体系;由3个中期基准面升降旋回构成1个长期旋回。中侏罗统厚层河流—冲积相砂砾岩较发育,化石面貌以介形虫和植物为主,沉积环境为扇三角洲—滨浅湖体系,中上部发育较深湖相沉积;由9个中期基准面升降旋回构成1个长期旋回。不同时期和地区的化石与岩相分布特征反映侏罗纪沉积中心由西向东迁移。构造活动和气候是沉积环境的主要影响因素,但前者起重要的控制作用。早侏罗世潮湿气候下的辫状河三角洲平原为柴北缘提供了重要的生烃母质,但中侏罗世中晚期半干旱气候更有利于形成高品质的烃源岩。图5表1参18
  • 付广;康德江
    , 2007, 34(2): 1456-0.
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    通过对贝尔凹陷布达特群潜山油气藏类型、油气分布与成藏条件进行叠合分析,认为贝尔凹陷布达特群潜山油气成藏与分布主要受南屯组烃源岩供烃窗口、烃源岩断裂和破坏断裂、裂缝发育区、油气运移汇聚区、中期变形形成的断阶和断垒型潜山的共同控制。油气成藏具2种模式:油气沿断裂或不整合面侧向运移至潜山顶部风化壳聚集成藏;油气沿断裂或裂缝垂向运移至潜山内部裂缝或破碎带聚集成藏。根据对各种油气成藏与分布主控因素的分析,预测:贝尔凹陷布达特群潜山油气成藏有利勘探区主要分布在苏德尔特潜山构造带中部、呼和诺仁断鼻构造带中部的贝17井区周围和敖瑙海洼槽中部的贝36井周围;较有利勘探区主要为霍多莫尔背斜带南部和呼和诺仁断鼻构造带北部的贝5井周围。图5表2参10
  • 王建民
    , 2007, 34(2): 1457-0.
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    鄂尔多斯盆地顺宁油田长21低渗砂岩储集层具有较强的非均质性,致密夹层比较发育,渗透率剖面属正、反韵律复合型;非均质性呈现纵向强于横向、河道边侧部强于河道主体、长212层强于长211层的规律。分析认为,微观非均质性是制约储集层渗透性的关键,沉积相带和成岩作用对储集层非均质性控制明显,非均质性对油气分布及注采剖面有重要的约束和影响;致密夹层能够有效地阻挡流体的纵向渗透,约束层内渗流,并阻止人工裂缝的穿层延伸,有利于集中水驱能量,提高水驱效率和储量动用程度,是划分开发小层、编制注水开发方案的重要依据。图5表3参17
  • 张淑品;陈福利;金勇
    , 2007, 34(2): 1458-0.
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    塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是以溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间的古岩溶型储集层,储集层非均质性极为严重。为制定试验区稳油控水综合治理方案,运用地震方差体技术、云变换技术、岩溶相控建模技术等综合地质、地球物理和油藏工程资料,通过构造建模、岩溶建模、属性建模、裂缝分析及模型分析筛选开展储集层三维地质建模研究,改善了缝洞型碳酸盐岩储集层三维地质随机建模方案,为该区油藏精细描述和数值模拟提供了合理的地质模型。随机模拟结果表明,塔河油田奥陶系碳酸盐岩有利储集层与构造高部位存在一致性,且储集体的发育与构造变形程度及岩溶作用有关;孔隙度和渗透率的值均较低,分布具有随机性,整体表现为北东高,向南变低的趋势,由浅到深随井数减少不确定性增加。图9参16
  • 朱志敏;沈冰;路爱平;闫剑飞
    , 2007, 34(2): 1459-0.
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    运用非常规含油气系统的理论和方法研究阜新盆地煤层气系统地质特征。阜新组孙家湾煤层组、中间煤层组和太平煤层组是煤层气的生储层。阜新组上部砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩为阜新组煤层气的盖层,盖层条件中等。上覆岩层是阜新组上部及孙家湾组。阜新组煤层的第一次生气高峰出现在孙家湾期末,此时镜质体反射率最大达到0.67%;后来喜马拉雅期辉绿岩的侵入导致煤层到达第二次生气高峰,在靠近岩浆侵入位置的局部地区镜质体反射率最大达到4.95%;另外,地表降水下渗带入细菌导致煤层产生大量次生生物气,而后进入煤层气保存期。煤层气系统的关键时刻是古近纪晚期。阜新组煤层气系统的特征表明,盆地阜新组煤层气具备进一步勘探开发的前景。图5表3参37
  • 高先志;李晓光;李敬生;单俊峰;解玉宝;刘宝鸿
    , 2007, 34(2): 1460-0.
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    兴隆台地区位于辽河坳陷西部凹陷。沙三段沉积时期,西部凹陷正处于凹陷的强烈断陷期,深水浊流沉积十分发育。当时,处于西部凹陷深陷带的兴隆台地区存在一个水下低凸起,阻止了来自研究区东部的近物源沉积物,浊流携带物被迫倾泄在水下凸起的东坡和深洼中。因此,兴隆台潜山的东斜坡及其向东延伸的深洼区发育上倾尖灭型和透镜状浊流砂体。这些浊流砂体纵向主要分布于层序界面附近的湖侵体系域下部和湖退体系域上部,最大湖泛面附近也有分布。砂体分布与层序界面的这种关系,反映断陷盆地断裂活动是导致湖水升降和发生浊流沉积的主要控制因素。砂体这种分布模式对预测岩性油气藏分布有指导意义。图7参14
  • 陈波;肖秋苟;曹卫生;赵海涛
    , 2007, 34(2): 1461-0.
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    在江汉盆地潜江凹陷潜江组发育盐间非砂岩油气藏。江陵凹陷沙市组也沉积了一套含盐地层,但盐间非砂岩油气藏发育程度不如潜江组。沉积特征、成藏条件和成藏机制研究发现,两套含盐地层及其盐韵律特征的差异受构造环境、古气候环境控制。潜江组沉积时期,断陷活动强,形成补偿或欠补偿的深水沉积环境,利于有机质堆积,盐韵律特征由纯盐岩层和盐间深灰色泥岩、油页岩、含芒硝白云岩和白云岩等组成,深灰色泥岩、油页岩为有利烃源岩,含芒硝白云岩和白云岩等为有利储集层,具备形成盐间非砂岩油气藏的条件。沙市组沉积时期,断陷活动弱,气候干旱,形成补偿到过补偿的沉积环境,盐韵律由含膏盐岩、膏质盐岩和盐间紫色、灰色泥岩或含芒硝泥岩组成,烃源岩和储集层条件较差,但其下段上部的一套灰色盐岩、膏岩夹灰色泥岩组成的盐韵律层存在勘探潜力。图6表1参18
  • 邱贻博;查明;曲江秀
    , 2007, 34(2): 1462-0.
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    在复杂断块地区,断层封闭性的研究对于确定油气藏的分布有着极为重要的意义。通过研究断层两盘的岩性配置关系、泥岩涂抹分析、断层活动期与生排烃期的配置及断面力学性质等影响封闭性的因素,对苏北盆地高邮凹陷陈堡及陈堡东地区主要断层进行封闭性分析,最后应用模糊综合评价方法进行综合评判。结果表明:各断层在三垛组沉积期封闭性较差,可作为油气运移的通道,凹陷内生成的油气在此时期可沿断层向上运移,在构造高部位聚集成藏;三垛组沉积末期至今,断层封闭性较好,有利于油气藏的保存。图6表3参9
  • 梁兵;杨建礼;张春峰;常新伟;谢德铭
    , 2007, 34(2): 1463-0.
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    为了预测苏北盆地高邮凹陷黄珏油田岩性油气藏Ed24有利砂体发育区,提出了利用叠前弹性参数反演预测砂体的思路。通过研究区地层弹性参数对砂岩的敏感性分析试验,筛选出2个对砂岩反应较敏感的弹性参数(弹性波阻抗和体积模量)。在精细地震AVO处理的基础上进行AVO属性反演,然后将常规波阻抗反演算法应用于AVO属性数据,最终得到纵波速度、30°弹性波阻抗和体积模量3个弹性参数。针对黄珏油田Ed24地层特征,利用30°弹性波阻抗、体积模量和弹性波阻抗的反射率预测有利砂体发育区。Ed24砂体在平面上整体呈扇形展布,主要可分为2个大的朵叶体,其中位于H83井—H32井西侧的②号砂体发育区最为有利,是下一步岩性油气藏勘探的有利目标。图6参14
  • 油气田开发
  • 钟大康;朱筱敏;吴胜和;靳松;贾达吉;赵艳
    , 2007, 34(2): 1464-0.
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    东濮凹陷胡状集油田胡12断块沙三段中亚段(Es3中)油藏为扇三角洲沉积,其中4至8油层组由于长期注水形成了许多大孔道。综合分析研究区具有明显大孔道的井段所处的沉积微相、砂层厚度和储集层物性,结果表明,宏观上,大孔道主要分布于厚度大于3m的水下分流河道及河口坝微相中;微观上,孔隙度大于20%、渗透率大于100mD的水下分流河道正韵律砂岩中、下部及河口坝反韵律砂岩顶部的中—粗粒砂岩易于形成大孔道。岩石成分成熟度高、成岩演化程度低、长期大规模注水是形成大孔道的主要原因。大孔道形成后,储集层孔隙度增大3%~5%,渗透率增大5~20倍,主要表现为孔喉半径增大;自然电位基线偏移,微电极幅度差和声波时差增大,电阻率降低;相对吸水量明显高于邻层,注水量增大的同时,产液量也增加,但油量下降,注入压力减小。图6表1参19
  • 祝仰文
    , 2007, 34(2): 1465-0.
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    针对孤岛油田中一区Ng4砂层组油藏条件,开展了聚合物驱后以石油磺酸盐为主剂的表面活性剂驱油提高采收率的室内实验研究工作。通过大量的室内实验,研制出以石油磺酸盐为主剂的复配体系,并开展了驱油效率实验。对比了几种低界面张力活性剂驱油体系的驱油效果,筛选出效果最好的石油磺酸盐驱油配方体系:0.3% SLPS-01C+0.1%助剂1#。研究了不同转注时机对石油磺酸盐体系提高采收率效果的影响,在注聚合物后含水率最低时,由于聚合物驱的作用,形成“油墙”,可防止表面活性剂窜流,此时转注石油磺酸盐体系效果最好,洗油效果最佳。图4表7参21
  • 彭仕宓;周恒涛;李海燕;张文胜;胡海涛
    , 2007, 34(2): 1466-0.
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    针对别古庄油田京11断块已经进入高含水期、产量递减较快、储集层非均质性严重的开发现状,以取心井岩心分析资料为基础,优选了与储集层岩性、物性及渗流特征相关的宏观、微观参数,应用聚类分析和判别分析相结合的方法,将储集层划分为4类流动单元。在此基础上,根据各开发时期油田的含水特征,分3个开发阶段(开发初期、中期、后期),选用截断高斯模拟方法,建立了不同含水期流动单元的三维模型,研究了注水开发过程中流动单元的变化,并结合开发后期剩余油饱和度的计算对剩余油分布进行了预测。研究表明:在不同开发阶段,剩余油分布与储集层流动单元类型关系密切,在开发后期,工区3、4类流动单元储集层是剩余油分布的相对富集区域。图8表1参15
  • 郭平
    , 2007, 34(2): 1467-0.
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    当温度升高时,水-岩反应的速度和程度提高;当温度上升到200~300℃时,由化学反应所产生的微粒将成为孔隙堵塞的主要原因。以孤岛油田含油粉细砂岩(S1)和富含油的粉砂岩(S2)为实验样品,研究了不同温度和注入液初始pH值条件下水-岩反应的反应机理。实验表明:稠油热采条件下,矿物的溶解和沉淀是引起储集层伤害的重要原因。高温条件下,砂岩储集层中的主要矿物,如石英、钾长石和斜长石发生大量溶解,并有新生矿物形成。这些新沉淀出的矿物成为堵塞储集层孔隙微粒的主要来源。不同初始pH值的实验结果表明,对于富含黏土矿物的岩石,当pH值为9时,矿物溶解量最大;对于含黏土矿物很少的砂岩,溶解量最小的pH值在9左右。图3表3参10
  • 田冷;何顺利;李秀生;顾岱鸿
    , 2007, 34(2): 1468-0.
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    低渗透油藏的生产井压裂后,在单井试油试采过程中,压力恢复测试关井时间不同,其中有些井压力恢复曲线不能出现边界反应段,渗流不能反映地层中真实流动特征。针对这种情况,基于长庆绥靖油田塞39井区长2低渗透油藏大量试井和实际生产资料,利用现代试井解释理论,研究合理关井时间的界限及其计算方法。结果表明,当油井关井测压时间达到3倍地层径向流开始出现的时间后,利用此时的压力数据解释地层参数和地层压力,其结果的误差小于5%,同时能较准确地判断边界类型。计算的理论曲线和霍纳法解释值非常接近,对于塞39井区,若预先知道某生产井地层有效渗透率值,可从理论曲线查出压力恢复试井的关井时间,否则,建议按照该井区地层有效渗透率(大约在6mD左右),将不稳定试井测试时间控制在25d以上为宜。图4表3参14
  • 朱怀江;王平美;刘强;熊春明;刘玉章;罗健辉;杨静波
    , 2007, 34(2): 1469-0.
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    现有的聚合物类或纤维性预交联体膨颗粒堵剂以及聚合物凝胶堵剂在高矿化度下耐温性能差,不适用于温度高于120℃的高盐油藏的堵水作业。为了改善高温高盐油藏的堵水技术,研制了一种耐高温高盐的柔性堵剂。该堵剂是不溶于水、微溶于油、可任意变形、拉伸韧性强的颗粒,其粒径范围为1~8mm。该柔性堵剂在高温高盐条件下的化学稳定性好,可二次黏结形成完整的封堵层。在塔河油田油藏条件下,柔性堵剂用量从0.03PV增至0.2PV,封堵效果出现突跃式升高,可对油藏的裂缝和高渗通道形成强封堵。在堵水作业中这种堵剂如果造成油井误堵,使用甲苯就极易解堵,是一种既可在高温高盐下形成稳定封堵又可安全使用的堵剂。图7表1参10
  • 刘尚奇;王晓春;高永荣;杨立强;由世江
    , 2007, 34(2): 1470-0.
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    辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层兴Ⅵ组为厚层块状超稠油油藏,50℃下脱气原油黏度大于100Pa·s。针对该油藏的地质特征、原油性质与开发现状,分析了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术的适应性,在现有直井已吞吐多个周期、地层压力已大幅下降的情况下,应用数值模拟技术研究了直井与水平井组合SAGD技术的水平井部署方式并对SAGD注采参数进行了优化。研究结果表明,直井与水平井组合SAGD技术是杜84块兴Ⅵ油层组超稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替技术,可提高原油采收率30%,累计油汽比可达到0.296。最佳的布井方式为水平生产井在两排垂直井中间,且位于侧下方,垂向距离为20m,水平井段长度为280m;井底注汽干度必须大于70%,且生产井排液速度必须与注汽井注汽速度相匹配。图6表4参11
  • 石油工程
  • 康毅力;罗平亚
    , 2007, 34(2): 1471-0.
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    中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关,已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列,成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明,贯彻储集层保护与改造并举的方针,实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究,重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用,大力提高增产改造技术的适应性,形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42
  • 陈国明;殷志明;许亮斌;蒋世全
    , 2007, 34(2): 1472-0.
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    深水双梯度钻井技术主要包括海底泵举升钻井液、无隔水管钻井、双密度钻井等,可以很好地解决深海钻井中的技术难题。目前已发展了多个双梯度钻井系统:Conoco公司和Hydril公司的海底钻井液举升钻井系统,Baker公司和Transocean公司的DeepVision钻井系统,Shell的SSPS海底泵系统,AGR Subsea公司的RMR无隔水管钻井液回收系统,MTI公司的空心微球双梯度系统以及路易斯安那大学的隔水管气举、稀释系统。与常规钻井比较,双梯度钻井优势明显,它能以更低廉的成本、更短的建井时间、更安全的作业、更高的产量实现深水油气勘探开发,因此,双梯度钻井技术在中国深水油气开发中具有显著的优势和巨大的潜力。图4参30
  • 国际交流与合作
  • 陈忠民;潘校华;黄先雄;张津海;周礼成
    , 2007, 34(2): 1473-0.
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    库弗腊盆地是在稳定结晶基底上形成的大型古生代克拉通内坳陷盆地。油气地质评价认为,该盆地发育始寒武系—白垩系的浅海相与河流相交互沉积,依据钻井、露头、孢粉组合可将其沉积序列划分为8套地层单元。推测盆地存在3套烃源岩:始寒武系泥岩、奥陶系泥岩、志留系Tanezzuft组泥岩,其中Tanezzuft组泥岩是盆地最有可能的烃源岩。库弗腊盆地可能存在奥陶系—志留系和始寒武系两套成藏组合,盆地模拟结果表明盆地的两个沉积中心(Uri槽和Kalanshiyu槽)的烃源岩已达到生油窗范围,是否存在有效烃源岩是决定该盆地油气潜力的主要因素和油气勘探的最大地质风险所在。图4参18