石油勘探与开发

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深盆气预测与评价中的两个问题

李明诚;李先奇;尚尔杰

, 2001, 28(2): 85-0.

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对鄂尔多斯盆地深盆气预测及评价中的两个问题提出看法。①致密储集层的问题。深盆气的有效储集层必须在烃源岩大量生、排烃之前就致密化，“甜点”也应在烃源岩大量生、排烃之前形成。陆相盆地致密储集层的非均质性很强，很难形成满盆都是深盆气的局面。在预测和评价深盆气时，既要“定时”地研究致密储集层的形成，也要“定时”地研究致密储集层中“甜点”的形成。②深盆气的压力问题。深盆气的压力旋回是由最初的正常静水压力到异常高压，再由异常高压演变为异常低压，最终又演变为常压，反映深盆气由形成到消亡的地质历程。深盆气的负压值越低，在时空上就越接近于深盆气消亡。地下流体形成异常低压受多种因素影响，没有多个实测负压的点值来控制，或没有致密储集层连续展布为保证，用相同高度的气柱代替水柱预测和定量评价深盆气有一定风险。图2参5

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库车油气系统成藏作用与成藏模式

周兴熙

, 2001, 28(2): 86-0.

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塔里木盆地库车油气系统属于超强充注类型的油气系统。该系统的源、盖条件非常优越,加之区域盖层之下分布着第三系底部和白垩系的良好砂岩储集层,使系统内油气不仅在油源区内以垂向充注为主的近端聚集形成大型气藏,而且在距离油源区20～30km的远端形成以侧向运聚为主的中型凝析油气田。依据成藏作用的差异可将该系统分为南部和北部两个亚系统,两个亚系统中的成藏机制和主控因素是不同的,可建立3种成藏模式,即北部亚系统的克拉苏模式和大宛齐模式,南部亚系统的牙哈模式。北部亚系统临近烃源区,第三系膏盐质盖层非常发育,白垩系储集层厚度巨大、物性良好,背斜圈闭众多,是库车油气系统气藏勘探的最有利地带,克拉苏模式是当前寻找大中型气藏勘探目标的主要类型。图4表2参3

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松辽盆地两江地区油成藏模式及其控制因素

傅广;陈章明;付晓飞;杨勉

, 2001, 28(2): 87-0.

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分析松辽盆地两江(松花江、嫩江)地区油藏类型及其与油源的空间位置及油运移方式，认为该区油藏形成有4种模式：构造高部位与砂体匹配构成的背斜及构造岩性油藏、烃源岩内油初次运移形成的砂岩透镜体油藏、断层沟通烃源岩与断续条带状和透镜状砂体形成的断层岩性油藏、构造应力和流体高压匹配形成的泥岩裂缝油藏。在此基础上，分析认为该区油藏形成与分布的主要控制因素是：烃源岩成熟区、良好盖层区域分布、断裂发育程度、油运移方式。图4表1参2

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豫西石炭二叠系煤层气资源前景研究

苏复义;宁正伟;郭友

, 2001, 28(2): 88-0.

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以丰富的资料对豫西地区石炭二叠系煤层的沉积特征、含气性和储集层的渗透性进行了系统的研究，认为该区具有煤层气生成的物质基础和赋存的地质条件。以影响煤层气资源勘探开发的地质因素为重点，详细论述了煤层含气性和储集层渗透性，认为导致煤层含气性变化较大的主要地质因素是煤的演化变质程度、上覆有效地层厚度和上覆盖层条件，煤储集层渗透性主要受煤体结构类型、割理发育性和滑动构造改造程度的控制。豫西地区石炭二叠系煤层气资源勘探开发的关键地质因素不是煤层气资源的丰度和资源量，而是煤层的储集层条件。综合煤储集层渗透性特征及煤层气赋存地质条件，认为煤层气资源勘探开发前景有利区为平顶山、宝丰和临汝含煤区,较有利区为禹县南部、新安和陕渑含煤区,不利区为偃龙—荥巩、登封—新密和禹县北部含煤区。平顶山含煤区应作为煤层气勘探开发试验部署的首选区。图2表3参3

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东濮凹陷古潜山勘探潜力分析

袁先春;赵新国;刘小红;孙青;赵云峰

, 2001, 28(2): 89-0.

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东濮凹陷古潜山含油层系多,于太古界、下古生界、上古生界和中生界都有含油层系分布，发育下第三系和上古生界两套烃源岩。根据烃源供给方式的差异,可将潜山成藏模式分为新生古储、古生古储、多源古储和多源中储4种类型,其分布范围广,经多年勘探，在各类潜山中都见到较好的油气显示,表明东濮凹陷潜山勘探具有良好前景。但多年勘探未获突破,究其原因,除地质条件外,钻探中系统工程不配套也是制约古潜山油气藏及早发现的重要因素。图3表1参1

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大杨树盆地原油显示及其地球化学特征

冯子辉;宗瑞;王雪

, 2001, 28(2): 90-0.

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根据原油的正烷烃、族组分碳同位素、单体烃碳同位素、生物标志化合物等项参数分析,研究大杨树盆地杨D1井原油显示的地球化学特征及成因。结果表明,杨D1井原油的族组成饱和烃含量高,芳烃、非烃含量低,正烷烃分布显示原油具成熟油特征,原油族组分碳同位素偏重,尤其是芳烃和非烃组分碳同位素比松辽盆地原油重0.5%左右。原油的单体烃碳同位素值一般在－29‰左右,其中nC21以前的单体烃碳同位素具有菌藻类母质的生油特征,nC22以后的单体烃碳同位素具有高等植物为主要母质的生油特征。原油生物标志化合物分布,见长侧链三环萜烷,但γ-蜡烷丰度较低。成熟度参数C2920S／20(S+R)值与C29ββ／(αα+ββ)值分别为0.46和0.49,属成熟原油特征。综合分析认为杨D1井原油是偏腐殖型有机质生成的成熟原油，并有明显的运移效应。结合盆地烃源岩的地质地化特征推断，杨D1井原油潜在的烃源岩可能是上侏罗统九峰山组。图4表3参7

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EASY%Ro模型在我国西部中生代盆地热史研究中的应用

魏志彬;张大江;许怀先;王峰;张家政

, 2001, 28(2): 91-0.

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镜质组反射率(Ro)的大小取决于有机质受热温度和受热时间,因此,根据Ro可以重构有机质热历史。在勘探程度较低时,恢复热史的常规模型和方法存在较大的缺陷,相比之下,EASY%Ro化学动力学模型更能真实地再现有机质所经历的热史,尤其是在Ro值大于0.9%的中、高成熟演化阶段应用效果更佳。鉴于此,利用EASY%Ro模型,同时结合镜质组反射率资料,对塔里木盆地库车坳陷依南2井、雅布赖盆地雅参1井和酒西盆地窿101井进行了热史模拟。研究结果表明,自中生代以来,库车坳陷古地热梯度总体上呈降低趋势,相对较明显的降温过程与晚第三纪快速埋藏过程相对应。雅参1井和窿101井的古地热梯度偏低,并且变化不大,不利于有机质生烃。镜质组反射率测定值的差异性可能是导致依南2井热史模拟计算的古地热梯度高于前人研究结果的主要原因。图4表4参5

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测井地质分析在勘探目标选择中的应用

张龙海;张志伟;黄宏才;刘宗诚

, 2001, 28(2): 92-0.

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应用现代测井解释技术，对曾钻探地区原有的测井资料进行测井地质分析，可获得对重要石油地质问题的突破性认识。某深井位于东濮凹陷南部的孟岗集洼陷，钻于20世纪80年代初，当时该井的地层评价结论导致认为东濮凹陷南部的沙河街组三段、四段较薄和油气资源贫乏，以致后来勘探投入很少。迄今该井仍是该区最深的探井（井深5598m），有当时的3600测井系列测得的9条常规测井曲线。在东濮凹陷西洼南部探井选位的前期研究中，根据该井的测井资料情况，做了三方面处理和研究工作：①地层分析和地层压力评价，认为5198.5m以下的地层不是三叠系而仍是下第三系，沙一段和沙三段—沙四段存在高压异常；②重新解释油气层和评价储集层，在沙三段—沙四段发现6层12.87m厚可疑油层；③评价油源岩，认为沙一段和沙三段—沙四段油源岩具有较好的生油能力。在该井测井评价结论的基础上，结合地震资料处理对该区进行石油地质综合评价，使勘探面积增加1000km2，预测石油资源量1.2×108t，提出8个有利构造，首选其中的方里集构造，成功地钻了某深8井。图3表4参1

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用气测资料计算岩石含烃浓度

蔡开平;王应蓉

, 2001, 28(2): 93-0.

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岩石含烃浓度是油气勘探中的一项重要参数。文中建立了一套用气测资料计算岩石含烃浓度的理论和方法。地层中天然气常以游离气、吸附气和水溶气3种形式存在。当钻头破碎岩石时,钻井液把这些气体携至井口。通过气测仪获得的气测资料,以及钻时、钻井液排量、井眼尺寸、气测全脱分析和气测仪有关参数等,可计算钻经每米地层所耗钻井液中的天然气体积。岩石含烃浓度(每立方米岩石的含气量)与被钻岩石体积的乘积为所钻岩石中的天然气体积,该体积应与钻井液中所含的天然气体积相等,从而可求得岩石含烃浓度。经储集层段测井解释孔隙度、含气饱和度及天然气膨胀系数等校正,可作出岩石含烃浓度随深度剖面变化的成果图。应用上述方法在川西白马庙地区5口井成功地计算了岩石含烃浓度,为该区的油气生成、运聚、成藏研究和勘探决策等提供了重要的地质依据。图4参8

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垂直裂缝井稳态产能的计算

蒋廷学;单文文;杨艳丽

, 2001, 28(2): 94-0.

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现场水力压裂设计需要有计算裂缝井产能的简易方法。应用保角变换原理，先将垂直裂缝井产量求解问题转化为简单的单向渗流问题；然后根据微元体流动分析，综合应用物质守衡原理和达西运动方程，同时利用压力耦合原理（在基质和裂缝的衔接处压力对应相等），导出了裂缝内变质量流动时的压力所满足的二阶微分方程；进而推导出不同缝长和导流能力(包括无限导流能力和有限导流能力)裂缝井的产能公式。所得结果与一些经典方法及现场压裂井实际压裂后产量的吻合程度较好，且简单易行，便于现场水力压裂设计时应用。图2表2参3

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垦西油田垦622井区岩性油藏开发技术研究

毕秋军;张本华;杨晓敏

, 2001, 28(2): 95-0.

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垦西斜坡带垦622井区沙三中油层是一个构造岩性复合油藏，地质条件比较复杂，影响油田开发的因素较多，开发难度较大。为了进行合理、高效开发，针对其油藏特点充分应用波阻抗反演等新技术追踪描述砂体；借助现代试井手段研究油藏的特征；利用数值模拟技术开展了经济合理的井网密度、最佳的地层压力保持水平、注水方式选择和初期采油速率优化等机理研究。开发方案在现场实施后，取得了理想效果，所部署的8口开发井均达到了设计目的，实际钻遇砂体厚度与预测砂体厚度相比，平均误差仅为6%；开发方案实施一年来，井区平均日产油水平225t，实际生产结果与开发技术研究结果吻合程度较高，经济效益显著。可为今后同类岩性油气藏的开发提供参考。图3表1参3

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利用井间示踪剂确定剩余油饱和度的方法

李淑霞;陈月明;冯其红;张庆珍

, 2001, 28(2): 96-0.

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在油藏数值模拟的基础上，建立了利用井间示踪剂确定剩余油饱和度的三维两相四组分问题的数学模型，并研制了相应的数值模拟软件，解决了长期以来井间示踪剂测试只能求出注水井到生产井之间的平均地层参数的问题。模型中考虑油、水两相，油组分、水组分、分配性及非分配性示踪剂4个组分，建立4个组分的质量守恒方程。通过求解可得压力、饱和度及示踪剂浓度，最后将计算的示踪剂产出曲线与实测的示踪剂产出曲线相拟合，可反求油层参数，得到目前的剩余油饱和度分布。以大港油田官104断块76-30井组的示踪剂测试为例进行了分析，由示踪剂产出曲线拟合得到了该井组目前的剩余油饱和度分布。用该方法所得的剩余油饱和度分布与油藏动态及地质上的分析结果基本一致，表明该方法是准确可靠的。图3参4

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一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法

鄢捷年

, 2001, 28(2): 97-0.

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在前人工作基础上，建立了一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法，即经改进的自吸速率法。该测定方法所依据的原理是，当岩石与流体接触时，其表面的润湿性是影响自吸速率的一个关键因素。通过采用无因次时间(tD)代替实际自吸时间，可以消除油／水界面张力、液体黏度、孔隙结构，以及岩心的形状与尺寸等其它因素对自吸速率的影响。由自吸过程中所测得的拟毛管压力曲线，可定量确定岩石表面在某一特定条件下的润湿指数(WR)。WR值越大，则水湿性越强。WR值的大小，既取决于自吸速率，又取决于自吸的液体总量。在进行自吸实验时，将岩样吊挂在电子天平上，并浸入盐水中。盐水组成应与建立束缚水饱和度时所用盐水相同。自岩样浸入盐水的瞬间开始，记录岩样质量随时间的变化，直至岩样质量保持恒定时为止（通常约需72 h）。根据每一时刻岩样质量的变化和油、盐水的密度差，求出该时刻油相的自吸采收率（Rim），并绘制每一岩样的Rim与tD关系曲线。然后分别计算不同tD值所对应的拟毛管压力(pc,ps)和水饱和度(Sw)，并绘制出每一岩样的pc,ps与Sw关系曲线。根据该曲线的下包面积，求出每一岩样的润湿指数(WR)。实测结果表明，使用该方法测得的润湿指数与使用传统的Amott法所测的润湿指数(Iw-o)有较好的可比性。与Amott法相比，该方法测定精度更高，且实验操作简便，便于推广使用，但该方法只适用于从中性润湿至强亲水岩样润湿性的测定。一般来讲，WR对较强亲水岩石的润湿性有较高的分辨率，而Iw-o对较弱亲水岩石的润湿性具有较高的分辨率。图3表1参10

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原油沥青沉降模拟方法

李闽;孙雷;李士伦;刘滨;王建辉

, 2001, 28(2): 98-0.

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油气体系相平衡问题是十分复杂而又有实际应用意义的研究课题，以往的研究主要停留在气-液二相相平衡上，但原油中常常含有大量的有机固相物质，要准确描述油气体系的相平衡问题，必须对气-液-固三相相平衡进行研究。目前对气-液-固三相相平衡的研究相对较少，特别对气-液-沥青三相相平衡的研究仍然停留在定性认识上。在沥青是与附着在其表面的胶质形成的胶束一起沉降的这一认识基础上，提出用状态方程模拟沥青沉降来定量预测沥青的沉降量。用三相闪蒸方程与考虑沥青沉降三相闪蒸数值算法量化模拟沥青沉降，拟合所需参数少，便于实现计算机模拟计算。图2表4参9

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油井经济极限含水的确定

于乐香;王星

, 2001, 28(2): 99-0.

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胜利油区目前处于高含水和特高含水阶段，从经济效益的角度出发，根据油田的实际生产资料，依据盈亏平衡原理，同时考虑税金、成本上涨率等因素，建立了经济极限含水的定量关系式，并分别对胜利油田老区高渗透和低渗透两大类油藏，从常规成本、最低成本两种条件下对经济极限含水进行了测算验证。对中高渗透油田，如当油价为900元／t，单井产液量为60 ～420t／d时，常规成本条件下，经济极限含水从93.39％上升到97.79％,关井界限(产油量)为3.97～9.27t／d；最低成本条件下，经济极限含水从96.41％上升到98.23％,关井界限为2.15～7.45t／d。对低渗透油田，当油价为900元／吨，单井产液量为10～50t／d时，常规成本条件下，经济极限含水从75.39％上升到91.58％，关井界限为2.46～4.21t／d ，最低成本条件下，经济极限含水从88.95％上升到94.29％，关井界限为1.1～2.86t／d。油井经济极限含水的定量计算可为油田开发决策和生产运行提供可靠的科学依据。图2表1

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艾伯特裂谷盆地含油气远景评价——极低勘探程度盆地评价实例

张兴;童晓光

, 2001, 28(2): 100-0.

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通过对艾伯特盆地油气地质特征的实地考察和评价,分析盆地构造调节带对该盆地沉积体发育、圈闭形成及演化的控制作用,对该区油气成藏模式进行初步预测，提出极低勘探程度盆地的评价方法。同时,认为Morley等提出的东非构造调节带划分方案中应补充“相向叠覆、同向拉分”等类型。指出艾伯特盆地油气勘探的潜力与风险并存,盆地南部的Kiburu、中部的Kibiro、北部的Bulisa等地区受构造调节带的控制,形成紧邻生油凹陷的局部圈闭分布区为潜在有利区,可作为下步勘探的首选目标。图5参8

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板桥—北大港地区深层碎屑岩储集层特征及影响因素研究

高勇;张连雪

, 2001, 28(2): 522-0.

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板桥—北大港地区深层（3500m以下深度）沙二段、沙三段发育以深水浊积扇、扇三角洲和冲积扇指状砂坝为主的碎屑岩沉积体系。为了评价深层砂岩的储集性能，在沉积特征研究的基础上，利用岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X-衍射、镜质体反射率等分析手段，研究深层碎屑岩储集层的岩石学特征、成岩作用及成岩演化阶段。研究结果认为，沉积相类型、异常高压和成岩演化对板桥—北大港地区储集层性能有重要影响，孔隙类型以次生孔隙为主，发育两个次生孔隙带，有机酸和CO2是导致次生孔隙形成的直接因素。图5表1参3

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渤海湾油气区火成岩外变质带储集层中碳酸盐胶结物成因研究及意义

王大锐;张映红

, 2001, 28(2): 523-0.

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渤海湾盆地是典型的裂谷型盆地，广泛发育火成岩，迄今已发现27个具商业价值的火成岩油藏，其中12个为侵入岩及外变质带型油藏。这类油藏充填于岩石裂缝中的碳酸盐胶结物的δ13C值为－6.8‰～3.3‰、δ18O值为－17.1‰～－12.5‰，表明碳酸盐胶结物是在热事件过程中，烃类物质因高温变质而分解并进入裂缝中沉淀而成。碳同位素组成特征表明，热事件很可能会对烃类的形成产生促进作用。对于了解渤海湾地区侵入岩及外变质带型油藏特殊的充注史、发育史，以及建立这类储集层的储集空间模型，胶结物成因研究提供了有效的地质信息。图2表1参8

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塔里木盆地地震反射异常体及其地质属性初探

李洪辉;周东延;丛祝安

, 2001, 28(2): 526-0.

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塔里木盆地在奥陶系、石炭系和二叠系等不同层系中存在很多地震异常体，这些异常体多数因沉积作用、构造作用而形成，部分已被钻井证实为特殊异常体，大部分异常体还未进行钻探。依据地震反射特征和内部反射结构识别异常体地质属性，将其归纳为9类，即下切状、楔状、丘状斜交前积、蘑菇状、树枝状、枕状、丘状、下凹状和透镜状异常体。通过沉积环境、速度分析以及合成声波处理研究后认为，这些异常体多数为陆相古河道砂体或海相生物礁、滩的反映，储集条件优越，如果有充足的油气源，无疑是今后勘探的有利目标。在钻探这类圈闭和目标之前，必须紧密结合地球物理、地质、测井分析，进行综合评价，才能减少风险，取得较理想的钻探效果。图1参1

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利用地层微电阻率扫描图像识别岩性

陈钢花;吴文圣;毛克宇

, 2001, 28(2): 527-0.

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地层微电阻率扫描图像（FMI）采样密度和纵向分辨率很高，可以直观地显示井壁地层特征。将测井与地质分析相结合，通过岩心的刻度，详细解释了胜利油田、长庆油田十几口井的FMI图像，建立了研究区3类地层剖面（碎屑岩、碳酸盐岩和岩浆岩）各类岩性在FMI图像上的识别模式，用于精细描述地层的岩石类型、岩石结构、沉积构造、裂缝等特征。图2参5

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阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

梁官忠;王群超;夏欣;张欣;李季红

, 2001, 28(2): 530-0.

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阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，储集体是多套安山岩层（岩流层或熔岩体）叠加形成的裂缝-孔隙型储集层，裂缝（尤其是次生裂缝）是主要的渗滤通道，有效储集层集中分布于裂缝发育的安山岩层上部。阿北安山岩油藏注水开发1a后产量就快速递减，裂缝对开发的影响表现为：①投产初期，缝孔段厚度越大且裂缝越发育，单井产量越高；②注水开发阶段，受效较好、产量高而稳定的油井主要分布于断层附近或构造高部位；③由于裂缝发育差异，注水开发过程中油井含水上升规律可分为4种类型（注水不受效型，微细裂缝受效型，裂缝水驱型，早期水淹型）。该油藏裂缝发育的油井开发初期压裂效果好，注水开发形成低压低产的油井压裂效果差，分采分注和堵水措施无效，结合化学调剖的周期注水效果较好。研究裂缝分布发育规律及对开发的影响，可以为注水开发中、后期动用导流大裂缝之间微细裂缝中的原油提供科学依据。图1参2

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闵桥油田疏松砂岩油层在无防砂条件下最大产量估算

骆瑛;文光耀;奥立德;孙东升

, 2001, 28(2): 531-0.

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闵桥油田闵南断块区属于岩性构造油藏，断层多，地质构造复杂，开发难度较大。1997年油藏重新开展了勘探开发评价工作，但该断块埋深较浅，地层胶结疏松，油井容易出砂，增加了开发难度。为此，在油井投产初期进行了防砂措施预测研究。主要是利用测井数据和Mohr圆应力分析原理，计算出在不同地层压力下油层出砂的最大生产压差和最大产量极限值，油井投产后，把指标控制在这个极限值内，可以延长检泵周期，达到防砂的目的。但应当指出的是：这个极限数值是代表限定的流量，高于这个流量预计会出现出砂问题，而不是指该井能够生产的最大产量。图3参4

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裂缝性特低渗碳酸盐岩油藏注烃类气驱油室内实验研究

郭平;李士伦;张思永;吴莹;唐先益;赵俊生

, 2001, 28(2): 534-0.

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川中大安寨油田属特低孔、低渗并有裂缝的双重介质油藏，目前主要是衰竭式开发，靠自喷原油采收率只能达到3%～5%。室内实验采用人工造缝的方法模拟地层双重介质系统，在此基础上采用长岩心设备开展不同驱油方式的烃类气驱油效果对比研究，并开展注气压力敏感性试验。结果表明：在裂缝性低渗油藏中，衰竭式开采原油其采收率低，无论注水还是注气均会产生水窜或气窜；单纯注水可适当提高原油采收率，但驱油效率不高；注烃气虽然不能达到混相，但注入压力越高采收率越高。大安寨油藏在目前地层压力下，注烃气比自然衰竭提高原油采收率6.21%，比注水提高3.91%，效果明显。图3表1参7

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应用逾渗理论计算非稳态法油水相渗曲线

王金勋;刘庆杰;杨普华;沈平平

, 2001, 28(2): 535-0.

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根据逾渗(Percolation)理论，结合二维Bethe网络模型和基于连续介质理论的Buckley-Leverett方程（历史拟合法），利用历史拟合法的目标函数来确定Bethe网络合适的配位数和网络模型的孔隙结构参数，再通过拟合残余油饱和度、残余油饱和度下的油相渗透率来调整孔隙结构参数，从而确定非稳态法实验的油水相对渗透率曲线。选用Jones等1978年发表的实验数据为计算实例，得到的油水相对渗透率曲线与Jones等以非稳态法计算的相对渗透率数据基本一致，表明将逾渗理论与历史拟合法相结合，根据微观孔隙结构计算油水相对渗透率曲线是可行的。图3表1参3

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低渗透油气田“层内爆炸”增产技术研究

丁雁生;陈力;谢燮;张盛宗;刘先贵;刘小;杨业敏;俞稼

, 2001, 28(2): 540-0.

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回顾爆炸法(井内爆炸法、核爆炸法和高能气体压裂)增产油气的历史，提出低渗透油气田“层内爆炸”增产技术的基本思路：利用水力压裂技术将乳胶状爆燃药压入油层裂缝，并采取不损毁井筒的技术措施点燃该爆燃药，从而在水力压裂主裂缝邻域造成碎裂带，达到提高采收率、增产原油的目的。至少已找到一组特种火炸药基本配方，在200mm小尺度模拟实验中实现了“层内爆炸”挤注、点火和爆燃的过程，证实技术原理基本可行。考虑流体内部的热传导、边界的热损失和阻尼，提出了有化学反应的薄层药爆燃一维可压缩流体力学模型，并对此模型进行恒稳推进和不可压缩简化，计算结果的物理图象符合常理，从理论上证实了薄层药爆燃可行。“层内爆炸”油井产出液的后处理，原则上是安全的：残留在岩缝的未爆炸炸药颗粒在生产阶段难以流出地层；进入集输系统的残药颗粒浓度低于1%，原则上能用离心法分离；残留在分离后原油中的的微量炸药在400℃加热炉已完全热分解，热分解不可能导致爆炸。“层内爆炸” 增产技术的研究是具有战略性、前瞻性的科技创新课题，预期增产效益显著高于水力压裂，有可能形成低渗透油气田开采的新局面，还可能使一些目前不可采的低渗透油气资源成为可采资源。今后工作主要有四方面：室内放大试验与相关理论研究；安全技术研究；现场试验用工艺设备研制；现场井下试验。图2表6参9

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油田套管损坏的压力与压差联合作用机制

刘建中;周胜民;李自平;王新声

, 2001, 28(2): 541-0.

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大庆油田采油一厂萨中地区是套管损坏的多发区，套管损坏集中在标准层附近，并且成片发生。经现场应力测试，室内岩心实验，对比已发生套损区地层的应力、压力、压差。分析认为：大庆油田采油一厂萨中区近年来发生的套损主要集中在压差显著区。应力、地层压力、地层压差（相邻区块）的联合作用机制是诱发油田套损的主要原因。当地层压力大于原始临界压力时，没有压差作用也会发生套损；当地层压力小于原始临界压力时，则必有压差作用才会诱发套损。防止套损发生不仅要稳压、控水，而且需要保持注采平衡，以免相邻区块存在显著压差。这一理论在大庆油田采油一厂萨中区标准层套损治理中已收到显著成效。图3参5

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加强岩石物理研究提高油气勘探效益

欧阳健

, 2001, 28(2): 565-0.

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随着我国油气勘探以低幅度构造、低孔、低渗储集层和裂缝性复杂岩性储集层为主要目标，从而使测井技术大量面对低电阻油层和复杂油气藏以及不利测井环境。介绍了近10年来油气层测井评价方面的岩石物理研究成果：①渤海湾地区低电阻油层形成机理有：滩海地区海水钻井液在低幅度油气藏背景下深侵入，使油层视电阻率成倍下降；油层具有复杂的双组孔隙系统，平均含水饱和度高使电阻率变低；油层的黏土矿物附加导电现象造成低电阻。②低孔、低渗油层试油获得率不高的原因主要有：钻井液侵入低幅度构造油藏油水过渡带造成高侵剖面，侧向测井电阻率比实际偏高许多；孔隙度小于12%的储集层孔隙结构对电阻率影响很大，必须区分孔隙结构，才能用电法测井来评价油层或干层。③裂缝性储集层的基质与被钻井液侵入的裂缝的电性相差极大，双侧向测井对高角度裂缝发育的砂岩油层可进行识别和定量评价，可以用双侧向及中子、密度测井对裂缝性储集层进行分类评价。简述了适用于低电阻油层和低孔、低渗油层以及裂缝性储集层的电法测井技术。今后要研究钻井液侵入与孔隙结构对油层电性质和电法测井响应规律的影响，采用“及时测井”和压力梯度测井等技术措施；测井计算饱和度技术已日趋成熟，但需采用高精度数控测井等先进适用技术和更精细的“岩心刻度测井”解释方法，进一步提高精度，以满足低孔、低渗储集层和裂缝型复杂岩性储集层的更高要求。提出了制定切实、可行的岩石物理技术方针的建议。图6表2参6

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四川盆地川西坳陷深盆气地质条件分析

宋岩;洪峰

, 2001, 28(2): 576-0.

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深盆气藏蕴藏着巨大的天然气资源,是天然气勘探的重要领域。判断一个沉积盆地是否具有深盆气存在的可能性主要从两个方面进行分析,一为是否存在深盆气形成的地质条件,二为是否具有深盆气藏的特征,两者存在因果关系。川西坳陷的构造、沉积特征决定了该区具有形成深盆气的良好地质条件：上三叠统煤系气源岩生烃强度大,且现今仍有气源供给,为深盆气藏的形成提供了充足的气源；川西坳陷具前陆盆地构造特征,且生烃中心位于坳陷中心,具备有利于深盆气形成的构造格局；上三叠统为低孔低渗砂岩,连片分布,沿上倾方向物性变好,为深盆气藏形成提供了有利的储集条件。由于上述有利地质条件的配置,致使上三叠统气藏具有不受构造控制纵横向普遍含气、无统一气水界面、气水倒置、存在异常高压等深盆气藏特征。川西坳陷深盆气的有利勘探区位于德阳以北的高异常压力分布区与高生烃强度分布区的叠合区。图4表2参3

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酒西盆地油气形成与勘探方向新认识（二）——烃源岩成烃演化与主力油源确认

陈建平;陈建军;张立平;钟宁宁

, 2001, 28(2): 577-0.

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酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大，下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为4000m（相应的镜质体反射率为0.65％），埋深4000～4400m为低成熟阶段，埋深4400～5200m为成熟生油高峰阶段，因此中沟组烃源岩未成熟，下沟组上部烃源岩低成熟，下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段，赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油—湿气阶段，目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为3000m，只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示，下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅，主要的生油期是晚第三纪以来，目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期，地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似，原油碳同位素和生物标志物特征等表明，下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质，赤金堡组是主要烃源岩，而下沟组是相对次要的烃源岩。图5

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蓬莱19-3油田地质特征

郭太现;刘春成;吕洪志;姜培海;徐洪玲;李秀芬;孙英涛

, 2001, 28(2): 601-0.

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蓬莱19-3油田位于渤海海域渤南凸起中段的东北端、郯庐断裂带的东支，油田构造类型属于在古隆起背景上发育起来的、被断层复杂化了的断裂背斜。主力油层发育于上第三系馆陶组和明化镇组下段，储集层岩性为河流相的陆源碎屑岩，油层厚度63～151m，含油面积50km2以上，石油地质储量为数亿吨级。蓬莱19-3油田断层十分发育，浅层构造破碎，油气分布产状及压力系统较复杂，属于由多断块组成的、纵横向上存在多套油水系统的构造层状油藏。地面原油密度较大、黏度较高、凝固点低，地层原油饱和压力较高、地饱压差小，溶解气油比中等，原油的生物降解和水洗作用较为明显。油源对比分析表明，油气主要来自周缘凹陷下第三系东营组下段和沙河街组的烃源岩。据区域构造史研究，蓬莱19-3构造的发展、定型以及油藏的形成与郯庐断裂长期强烈的构造运动有着密切关系，特别是晚第三纪的多次构造活动导致新生界产生众多断裂和大量微裂缝，成为油气由凹陷向凸起运移的良好通道，为蓬莱19-3构造的最终成藏起到了重要作用。图5参3

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2001年, 第28卷, 第2期　刊出日期：

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