石油勘探与开发

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关于21世纪初叶中国天然气勘探方向的初步认识

马新华;钱凯;魏国齐;李东旭;刘荣华;李亚红

, 2000, 27(3): 1337-0.

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21世纪初叶中国天然气勘探任务将极其繁重，全国需拿到8×1012～10×1012m3天然气地质储量，并为开拓出新领域作好准备。提出从战略高度考虑勘探方向定位的原则：①资源质量定位，21世纪头10年主攻方向应是常规资源，第二个10年应加强低级别资源（煤层气，致密砂岩气，页岩气）的升级转化；②勘探程度定位，新区、新领域是我国增加天然气储量的主要方向；③资源分布定位，以西部、中部和海域为主；④大中型气田分布规律定位；⑤勘探效益定位。近年天然气勘探的三个新趋势（砂岩气田储量稳定上升，中生界和新生界增储比重增大，致密气藏开发前景看好）在今后选择勘探方向时不宜忽略。提出今后5～10年我国陆上天然气勘探继续发展的三大领域：①中、西部前陆盆地，包括6个发育中、新生代前陆盆地的地区（塔里木盆地的库车、塔西南，四川盆地西北缘，鄂尔多斯盆地西缘，准噶尔盆地南缘，柴达木盆地北缘）；②三大克拉通盆地（塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地）；③东部陆内裂谷盆地深层。21世纪初叶主攻方向是西部三盆、中部两盆和海域；松辽盆地、渤海湾盆地天然气勘探应作为找油副业予以兼顾。图2表3参10

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初论碳酸盐岩网络状油气藏——以塔里木盆地轮南奥陶系潜山油气藏为例

周兴熙

, 2000, 27(3): 1338-0.

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网络状储集空间由被裂缝系统串联起来的孔洞系统构成，多发育在碳酸盐岩之中，所形成的油气藏形态的不规则性和结构的非均质性以及隐蔽性很强，在油气藏形态分类和勘探中，都应作为一种独立的基本类型。提出将其归入不规则油气藏大类，作为与透镜状油气藏并列的单独类型，命名为“网络状油气藏”。概念是：以孔洞-裂缝系统为储渗空间，以四周致密岩层封闭为遮挡条件，形成的彼此独立的网络状不规则油气聚集。以塔里木盆地轮南地区和四川盆地川南的网络状油气藏为例，论述其主要特征是储集空间为多个孔洞-裂缝系统，因而网络状含油储渗体系基本互不连通。勘探这类油气藏要特别重视研究岩溶发育及破裂改造的强度。轮南地区奥陶系潜山的勘探实践表明，评价网络状油气藏并预测其分布，必须采用地质、物探密切结合和多学科综合的技术与方法；在发现了商业性油气流井后，首先进行试采，认识稳产条件，再结合测试数据初步估计含油气范围，用压降法预测该井的可采储量，同时在地质条件相似处进一步钻探、试采，扩大储量，建成产能。对网络状油气藏形成与分布规律的认识和勘探技术的应用，都还有待于进一步完善。图4表2参8

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孢粉与藻类成烃产率对比实验研究

金小凤

, 2000, 27(3): 1339-0.

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采用高温、高压热模拟技术对孢粉和藻进行成烃机理的对比研究，认为松粉产油潜量、产气量和产液态烃量均高于盘星藻和蓝藻。实验表明：①在各自的模拟最高温度点时，松粉的气体产率（458.80mL/g）高于盘星藻（373.11mL/g）和蓝藻（348.00mL/g），并且松粉产出气体中的甲烷气也多于盘星藻和蓝藻；②松粉的液态烃产率高于盘星藻和蓝藻，是盘星藻的2.8倍，是蓝藻的近2倍，同时，松粉热解油的轻烃所占比例为67.25％，也要高于盘星藻和蓝藻；③松粉的产油潜量（最大为721.60mg/g）高于盘星藻（446.53mg/g）和蓝藻（541.86mg/g）；④松粉的液态烃产率曲线呈双峰状，松粉内含物是早期的未熟以及低熟油的参与物，孢粉素则是孢粉中主要的成烃母质；⑤盘星藻和蓝藻的液态烃产率曲线均为单峰状，蓝藻热解烃的峰温一直较低，主要生成未熟至低熟油；盘星藻的液态烃产率曲线平而宽，模拟温度低于280℃，Tmax小于438℃时，产未熟和低熟油，280～360℃，Tmax为438～559℃时，产成熟、高成熟油。图3表6参5

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油气勘探经济评价方法探讨

黄旭楠;包世界;傅振华;游洋;程坤芳;徐贻钦;莫江红;郑泽和;朱朝光

, 2000, 27(3): 1340-0.

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石油天然气勘探的经营目标应是在市场经济条件下勘探价值最大，既要考虑短期的经济效益，又要考虑长远的发展意义。油气勘探是长周期、高风险、高投入、高回报的系统工程，在整个勘探开发过程中，需要以客观的经济评价为依据，跟踪勘探进展进行序列决策。石油勘探经济评价可以分为三个层次：①对经济评价的基本单元进行勘探风险分析和经济分析，其中，勘探风险分析包括石油地质风险评价以及勘探工程技术风险和政策、市场风险分析；经济分析包括投资需求分析和勘探价值分析。②在多个项目中，以吸引力（重点考虑油气资源潜力和勘探价值）和风险为优选指标，选择最优项目，预备可行项目，剔除无效益项目。③对优选出的项目提出若干种勘探方案，分析勘探经济技术实力和最佳投资分配方式，进行勘探决策（分为勘探战略决策、勘探战术决策和勘探操作决策）。为保证对项目勘探经济评价的唯一性和权威性，应建立勘探经济评价规范和统一的评价标准；应进行勘探开发一体化评价，建立勘探、开发共用的数据库、图形库。图4表6参2。

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千米桥潜山构造油气藏成藏分析

姜平

, 2000, 27(3): 1341-0.

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米桥潜山构造位于黄骅坳陷板桥构造带。1998年钻于该构造的板深7井在奥陶系试油，获凝析油143.36t/d、气275 309m3/d，这一成果标志着大港油田古潜山的勘探获得了重大突破。印支期—早燕山期的挤压逆冲使石炭-二叠系遭受剥蚀，奥陶系长期风化淋滤大量形成晶间溶孔，挤压逆冲还使奥陶系形成大量裂缝。晶间溶孔与裂缝的有机配合形成了有利的储集条件，这是形成千米桥潜山奥陶系油气藏的重要因素。千米桥潜山的油气主要来源于板桥凹陷沙三3段烃源岩。沙三3段烃源岩具有良好的成烃条件，并在沙一段沉积末期开始向千米桥潜山排烃。千米桥潜山圈闭形成时间早(印支期—燕山末期),上覆中生界、沙三段泥岩盖层厚度可达1300m，第三纪的构造断裂活动对潜山构造影响很小，有利于潜山油气藏的保存。图5

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准噶尔盆地腹部莫索湾地区油气成藏条件与成藏模式

张年富

, 2000, 27(3): 1342-0.

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准噶尔盆地腹部莫索湾地区是一个为二叠系生油凹陷所围绕的继承性隆起区，南面又面临侏罗系的生烃区，具有充足的油气来源。该区拥有四大套储盖组合: 以石炭系火山岩体为储集层，其上的风化壳为盖层；以二叠系夏子街组为储集层，下乌尔禾组为盖层；以上乌尔禾组和中下三叠统为储集层，上三叠统为盖层；侏罗系自储自盖。该区圈闭以构造圈闭为主，形成早、容积大。因此该区具有优越的油气成藏条件。对该区地层压力结构的研究表明，该区存在上下两个流体压力封存箱：下封存箱包括二叠系和三叠系，形成于三叠纪末或侏罗纪早期；上封存箱主要包括侏罗系下部，形成于白垩纪晚期。该区存在的3次成藏事件与封存箱的演化有重要关系。三叠纪和早侏罗世是下封存箱的箱内成藏期，源于风城组的油气在二叠系和三叠系形成原生油气藏；中晚侏罗世和白垩纪是下封存箱的箱外成藏期，源于二叠系的油气在下封存箱外的侏罗系形成油气藏；第三纪至今，对于上、下封存箱都是箱内成藏期，上封存箱形成侏罗系自生自储气藏，下封存箱则形成源于二叠系的油气藏。莫索湾地区常压带、上封存箱和下封存箱都具有广阔的勘探前景。图5参2

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柴达木中央断裂带及其地质意义

谈迎;刘德良;杨晓勇;叶和飞

, 2000, 27(3): 1343-0.

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根据重力、航磁、地震、遥感、地表地质等资料的综合研究，认为柴达木盆地中部存在着中央断裂带。中央断裂带将盆地基岩分为性质截然不同的南北两部分，说明柴达木盆地存在吕梁期以前的古陆核。结合对中酸性岩浆岩氧化物成分进行的构造环境判别结果，可以进一步推断古阿尔金洋的存在使得古秦祁昆洋的范围扩大。阿尔金运动使阿尔金洋封闭，岛弧成陆，形成前寒武纪的褶皱镶嵌边。图4照片1表1参13

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柴达木盆地南八仙气田气源及其勘探意义

赵林;洪峰;戴金星;孙冬敏

, 2000, 27(3): 1344-0.

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根据天然气的地球化学特征、烃源岩的热演化和气势演化探讨柴达木盆地南八仙气田的气源，认为其天然气并非来自于赛什腾凹陷，而是主要来自于西侧的伊克雅汝乌凹陷。伊克雅汝乌凹陷是重要的煤成气生气中心，煤成气生气中心对气田的分布有明显的控制作用，处于伊克雅汝乌生气中心或生气中心附近的有效圈闭是煤成气聚集的有利场所，因此伊克雅汝乌、冷湖构造带东南段和马海—南八仙地区具有良好的天然气勘探前景。图3表3参5

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根据遗迹化石确定台北凹陷中侏罗世湖岸带

张建平;吴因业;杨式溥;薛叔浩

, 2000, 27(3): 1345-0.

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遗迹化石组合特征对确定湖盆岸带具有重要价值。吐哈盆地台北凹陷中侏罗统发现丰富的动、植物遗迹化石群落，通过对遗迹化石的分析研究，确定了台北凹陷中侏罗世湖岸带的变化为：西山窑组沉积中、晚期，南带（靠近觉罗塔格山一侧）的湖岸带西起胜金台、东到连木沁以北，北带（靠近博格达山一侧）的湖岸带基本在柯7井和柯6井偏北；三间房组沉积期，南带的湖岸带西起胜金口胜101井，连木沁剖面正处于东侧岸带，北带湖岸带与西山窑组沉积期基本相同；七克台组沉积期湖水面积最大，南带湖岸带西起胜101井以南、东达连木沁以南，北带湖岸带继续北移。总体来看，从早到晚，湖水面积不断扩大，湖岸带后移，丘陵油田大多数井处于相对较深的浅湖区。图1参3

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冀中复杂断块区提高滚动勘探精度和效益的关键技术

梁星如;杜新江;李博;黄杰

, 2000, 27(3): 1346-0.

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冀中地区滚动勘探开发实践证明，要在复杂断块区进一步提高勘探精度和勘探效益、实现老区增储上产，关键在于根据不同地质条件选择应用变速成图技术、高分辨率及全三维地震资料目标精细处理技术、复杂断块构造精细解释技术和低电阻油层识别技术。这些关键技术对于精细描述潜山顶面构造形态、提高潜山和断块勘探精度、发现新的含油层系能够起到十分重要的作用。冀中地区应用这些技术，“九五”前三年仅在老油田内部就新增石油地质储量2000×104t以上，同步建成产能超过40×104t。图4

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化学驱过程中的扩散弥散机理研究

王健;姚恒申;罗平亚

, 2000, 27(3): 1347-0.

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化学驱过程中广泛存在着扩散弥散类物理化学作用，使驱油段塞浓度降低，影响驱油过程有效性和持久性，严重时甚至退化为水驱。在分析化学驱互溶驱替过程扩散弥散理论基础上，建立了扩散弥散动态数学模型，推导出求取扩散弥散系数的改进公式。对大庆油田三元复合驱常用驱油剂在互溶驱替过程中的扩散弥散进行实验，实验结果: 对于不同的驱油剂，相同流动条件下的扩散弥散程度总序列为,表面活性剂大于碱剂大于聚合物,并进一步对它们的分子扩散和机械弥散程度进行了深入的研究。本文研究成果为三元复合驱工程工艺方案设计和动态监测提供了必要的模拟参数。图2表2参4

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微生物水驱传输组分模型模拟器

朱维耀;杨正明;迟砾;孙玉凯

, 2000, 27(3): 1348-0.

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微生物驱油是一种经济有效的三次采油方法。文中针对微生物在水油性油藏中的传输驱油问题进行渗流数学理论研究。根据石油微生物学的多孔介质中微生物传输作用机理，建立了适合于两种微生物多种组分相互作用的组分模型。利用先进的数值模拟理论，研制了油藏数值模拟组分模型模拟器，从而为微生物驱油的油田开发问题研究提供了理论方法和数值模拟工具。该模型模拟组分为12个，除考虑水、油特性外，全面考虑了微生物的生长与衰竭、竞争排斥、诱导、阻遏、乳化、降解、扩散、沉浮、吸附等特性。模拟结果表明：该模型模拟器具有较强的功能，能深入细致地反映微生物的传输运移机制和各个组分的物理化学反应规律，可对微生物驱油的各类问题进行全面的研究。参11

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微生物提高采收率理论模型

雷光伦;陈月明

, 2000, 27(3): 1349-0.

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从微生物生长动力学出发，得到了微生物新陈代谢表达式和生长方程；在物质平衡原理基础上建立了微生物运移、基质浓度分布和代谢产物浓度分布方程；在研究微生物与油藏流体作用基础上，得到了微生物作用引起流体性质变化的黏度方程和毛管力方程；在考虑岩石对微生物吸附条件下，得到了油层孔隙度、渗透率、流体饱和度变化方程；以黑油模型为基础，得到了油、气、水渗流方程。该模型基本包括了微生物驱油过程中发生的生物、化学、岩石流体物性、渗流等现象，可用于微生物驱油的油藏数值模拟计算，预测微生物驱油过程中菌体的生长、运移及提高采收率程度。参7

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耐高温采油微生物的研究与应用

冯庆贤;陈智宇

, 2000, 27(3): 1350-0.

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介绍了耐高温采油微生物菌种的筛选方法和培养基配方。在高温条件下对菌种4个方面的性能进行了评价：①生长性能：恒温水浴振荡接种量为5%的培养液，5d后菌浓度增加了一个数量级；②代谢性能：分析了菌作用油后的发酵液中的代谢产物。表面活性剂类型为多元酮，浓度为0.33%～0.64%；混合气体的主要成分是CH4和CO2，每100mL产气量为9～16mL，有机酸含量为0.16%～0.24%；③改善原油性质：菌作用后油的蜡胶含量下降，油的降黏率为28.9%～66.2%；④非均质岩心菌液驱油物理模拟实验结果表明，菌液驱油效率较水驱平均提高5.4%。实验分析了影响菌作用原油效果的主要因素，包括菌和酵母粉浓度、配制培养基所用水的矿化度和酸碱度；对比了烃和糖蜜培养基作用原油的效果和不同性能菌的复配效果。矿场试验中提出了实际菌用量的计算方法，并进行了应用。矿场15口井的试验结果表明，成功率69.2%，平均每吨菌液增油145.1t。图3表１参5

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关于石油储采比、储采平衡率的研究

张正卿;曲海潮;倪红

, 2000, 27(3): 1351-0.

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油田开发过程中，石油储采比和储采平衡率是两个极其重要的开发指标，根据经验，油田储采比的高低与油田产量变化趋势有密切关系。从预测原油产量数学模型出发，推导出了保持油田稳产最低极限储采取值公式。为使产量不致于快速递减，油田储采比应大于（1+0.746B-1）（B为常数），同时，油田储采比与产量的增长率及递减率存在定量关系。根据合理储采比制定原则，可规划出油田合理储采比，在给定合理储采比及产油量增长速度的情况下，可以确定出合理储采平衡率,从而为制定合理油田开发技术指标提供依据。表1参3

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低渗透油藏产量递减规律及水驱特征曲线

杨正明;刘先贵;孙长艳;张盛宗

, 2000, 27(3): 1352-0.

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常规产量递减规律和水驱特征曲线不能很好地反映低渗透油藏的生产特征。针对低渗透油藏的基本特性，利用低渗透的渗流理论，推导出低渗透油藏产量递减方程和水驱特征曲线方程。由分析得出：进行低渗透油藏的产量递减、低渗透油藏的含水率和水驱曲线分析时，必须考虑启动压力的影响。启动压力越大，初始产量越小，但有启动压力的递减速率比没有启动压力的递减速率要小；且累计产量随启动压力的增大而减小。在其它相同情况下，当启动压力梯度越大时，含水率就越大。启动压力梯度影响低渗透水驱油藏水驱曲线。表1参5

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低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

张学文;方宏长;齐梅

, 2000, 27(3): 1353-0.

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对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性，在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后，提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中,储集层渗透率与合理排距/井距值关系密切,渗透率越低,合理排距/井距值越小,对渗透率较大的油藏,排距/井距值约为1∶2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有:采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5

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区块整体调剖优化设计技术研究

白宝君;唐孝芬;李宇乡

, 2000, 27(3): 1354-0.

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为满足区块整体调剖技术优化设计的需要，研制开发了一套简便、适用的区块整体调剖优化决策系统，采用模糊综合评判技术建立调剖井选择优化模型、以反映注水井注水能力及油藏和流体特征参数筛选调剖剂，用井组数值模拟优化调剖剂用量和预测调剖效果。采用该方法既可加快计算速度、满足现场调剖的急需，又可保持数值模拟计算在效果预测方面的准确性。利用该方法对辽河油田龙11块整体调剖进行了优化设计,现场试验结果和预测结果相符,取得了较好的增油降水效果。图4表1参2

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灰色物元决策理论及其应用

肖芳淳;敬加强

, 2000, 27(3): 1355-0.

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石油行业中存在着大量的灰色不相容信息，在灰色系统理论的基础上，结合物元分析的概念，提出了一种新的方法——灰色物元决策分析方法。全面系统地考虑了方案中各类技术经济指标的优劣，以此来评价、优选气田的开发方案。经实例采用Visual Basic编程计算，方法数据处理简单，便于矿场应用。该方法也适用于油田开发方案评价与优选，计算结果与其它方法一致，并与实际相符。参5（

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液体火药高能气体压裂技术研究和在深层油气藏中的应用

叶显军;张惠生;田国理

, 2000, 27(3): 1356-0.

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高能气体压裂技术是最近发展起来的一种新型增产技术。从生产实际出发,根据中原油田油藏埋藏深、地层渗透性差的特点,在固体火药高能气体压裂应用的基础上,开发研制了系列液体火药。介绍了液体火药的优点、作用机理、配方、种类，以及选井原则和施工工艺。1997年至1999年在16口井进行现场试验,工艺成功率100%,截至1999年10月底,已累积增油6650t,取得了较好的效果。实践证明,液体火药高能气体压裂技术可极大地提高深层油气藏的采油效果,对于改善深层低渗透油气藏的开发状况具有广阔的应用前景。表3参2

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平湖油气田油藏射孔方案优化研究

文健;昌峰;王庆勇

, 2000, 27(3): 1357-0.

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平湖油气田H3+4+56为一底水构造油藏。油藏特征研究表明，该油藏为常温、常压构造底水油藏，流体性质、储集层物性、岩石胶结均好。敏感性分析结果表明，应选择油层顶部射孔，射开程度应控制在30%左右。研究结果还表明，钻井中地层伤害较为严重，宜采用油管传输负压射孔工艺，并选用优质射孔器材；射孔枪选用120°相位角，并采用中等孔密比较适宜。在充分、细致研究的基础上，确定分别在A1、A2、A4井顶部射开H3+4+56油藏，并制订了射孔完井施工方案。实施优化的射孔完井施工方案投产后，油井生产状况良好；尽管A1、A2油井以高速投产，但产量、油压稳定，含水率上升缓慢，地层未见出砂迹象。图2表3参2

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储集层敏感性空间分布规律研究

蔡忠;刘中云

, 2000, 27(3): 1358-0.

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以惠民凹陷临南油田为例，通过储集层敏感性分析、岩矿测试分析等实验研究及砂体微相分析的地质研究，探讨了沉积微相与储集层敏感性之间的内在联系，阐明了储集层敏感性空间分布规律。临南油田主力油层位于第三系沙河街组第三段至第二段,沉积环境为三角洲相。岩石薄片分析及黏土矿物X衍射分析表明，各沉积微相带具有不同的岩石学特征，储集层敏感性分析也表明不同沉积微相中的储集层其敏感性有所差异。与粗粒组分微相带（如水下分支河道、河口砂坝等）相比，细粒组分微相带（如天然堤、决口扇等）含有较多的黏土矿物，从而具有较强的水敏、速敏及酸敏性。三角洲平原亚相比三角洲前缘亚相具有较强的水敏、速敏及酸敏性。由于储集层敏感性的空间分布与微相带的分布具有相似性，只要通过油藏范围内的沉积微相研究，就可以预测储集层敏感性的空间分布，提出进一步保护油层及挖掘剩余油的措施。图2表2参3

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低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究

张振华;鄢捷年

, 2000, 27(3): 1359-0.

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水锁导致渗透率下降是低渗透油气层损害的主要机理之一。对低渗透砂岩储集层的水锁效应进行了实验研究，定量评价了气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度、驱替压差和油水界面张力等因素对水锁效应的影响。在对大量实验数据进行处理的基础上,建立了低渗透砂岩储集层水锁效应的灰色静态预测模型。研究结果表明,影响低渗透砂岩储集层水锁损害程度的主要因素有:油水界面张力、气测渗透率和储集层的水饱和度。油水界面张力越高，钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后的水饱和度越高，储集层的渗透率越低，水锁损害程度就越严重。建立的水锁效应灰色预测模型可以对低渗透砂岩储集层的水锁损害程度进行初步的定量预测，其准确程度还与实验岩样及实验数据的代表性密切相关。图2表2参6

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双靶定向井在油田开发中后期调整挖潜中的应用

王瑞宇;余传谋;王文忠;王运美

, 2000, 27(3): 1360-0.

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中原油田是断层十分发育的复杂断块油气田，目前已进入开发中后期，稳产难度越来越大，开发调整的主要目的是挖掘剩余油。在近几年中原油田的调整部署中，推广应用了双靶定向井技术，取得显著效果：①充分动用断块高部位剩余油，提高采收率；②完善极复杂断块油藏的注采关系；③开发微型油藏，提高单井经济效益；④定向兼探已知油层之下的新层位，降低滚动勘探风险；⑤单井钻遇油层厚度大且水淹程度低；⑥油井初期产量高，后期补孔潜力大，稳产时间长；⑦单位钻井成本适中，投资回收期短。在精细油藏描述和准确预测剩余油分布的基础上，应用双靶定向井技术可以实现复杂断块油气藏的增储稳产，并通过完善注采井网来增加可采储量。表1

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综合解释技术在孔南地区火成岩油藏研究中的应用

高印军;郭春东;余忠;赵灵益;陈斌;曹国明;孙德海;陈军

, 2000, 27(3): 1361-0.

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孔南地区位于黄骅坳陷风化店构造带西南部，构造复杂，火成岩储集体规模大、厚度变化大且岩性致密，纵向上主要分布在孔店组一段和中生界。以工作站技术为依托，建立了一套以处理地震信息为主的火成岩储集体综合解释技术，包括地层对比、层位确定、构造精细解释和综合解释。在孔南地区火成岩油藏滚动勘探开发中，用这项技术解释了家8井区和枣22自然断块火成岩储集体，并用模式识别技术对它们进行了含油气性模式识别，预测均为有利含油区。这2个特殊类型油藏新钻井的试油结果证实预测可靠，投入开发后取得显著经济效益。综合解释技术在孔南地区火成岩油藏研究中得以成功应用，其基础是对该区地质规律的深入认识，关键是要从井出发，充分利用多种信息、多种方法，进行综合分析和综合解释。图4照片1参1

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测井评价烃源岩的方法及其应用效果

张志伟;张龙海

, 2000, 27(3): 1362-0.

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烃源岩评价是地质综合评价的基础,因其需要依据大量分析化验资料,而常常受到经费和样品来源的困扰。文中提出一种在陆相地层依据测井资料评价烃源岩的方法：利用重叠法把刻度合适的孔隙度曲线（如声波时差曲线）叠加在电阻率曲线上，在饱含水但缺乏有机质的岩石中，两条曲线彼此平行并重合；在含油气储集岩或富含有机质的非储集岩中，两条曲线之间存在差异，可根据两条曲线的差异及曲线的变化情况判识和评价烃源岩。应用效果证明，此方法简单易行，能够较准确地评价每口井的烃源岩总厚度、各层烃源岩的深度分布，可以定性评价烃源岩等级，大致确定生油门限深度，还可以对烃源岩的区域分布规律作出评价。图4表4参1

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定量预测泥质岩裂缝密度的深度序列分析法

赖生华;徐国盛;周文

, 2000, 27(3): 1363-0.

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利用深度序列分析法的基础原理建立多口井的泥质岩储集层裂缝密度模型，可使定量预测储集层裂缝密度具有更高的精度。高家涯油田实例表明，用该模型作出的解释裂缝密度与岩心裂缝密度曲线随深度的变化其趋势基本一致，且平均相对误差为13.5%，较回归分析、BP网络模型进行裂缝预测的平均相对误差（分别为38.7%、17.9%）的精度要高。通过运用该方法反演油田工区多口井的储集层裂缝密度，看出该油田在纵向上有随时代变老、深度加深，裂缝密度呈降低趋势。即从上新统中部（N22）、上新统下部（N12）到中新统（N1），平均裂缝密度从0.78条/m、0.5条/m、降低到0.3条/m；在平面上，沿构造轴部裂缝最发育，平均裂缝密度N22、N12、N1层分别为0.58条/m、0.6条/m、0.3条/m。在实用中，通过实际资料的解释，指明了油田中、南区沿构造轴部为进一步部署钻井的有利地带。图4表2参2

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应用改进的布尔方法建立砂体骨架模型

李少华;张昌民;林克湘;方志雄;张柏桥

, 2000, 27(3): 1364-0.

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勘探早期，由于钻井数少、井距大，地质资料的限制,用常规方法建立的储集层砂体骨架模型很难合理地认识地下砂体的分布特征。为此本文提出地面与地下相结合，在储集层建库的基础上，用改进的布尔方法建立起具有多种岩石相的骨架模型，从而达到精细表征储集层砂体分布特征的目的。在实例中的克拉研究区只有4口井，井距最大几十公里，应用上述方法，先作野外调查，对不同岩石相赋于不同的宽厚比；再确定总的砂体和剖面面积的比值以及不同岩石相在剖面中的比值；经统计本段不同岩石相的厚度分布和纵横向上的分布概率，最后采用改进的布尔方法随机模拟建立多种岩石相砂体骨架模型做储集层描述和预测。其结果较好地反映了该区白垩系巴什基奇克组储集层砂体的分布规模、连续性和接触方式，同时证实了该方法建模参数选择的合理性和可信度。图2参11

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千米桥潜山凝析气藏测井储集层评价

张凤敏;孙广伯;武战国;徐柒忠;鲁风婷

, 2000, 27(3): 1365-0.

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1999年大港油田在勘探中突破性地发现了千米桥潜山碳酸盐岩储集层凝析气藏，储集空间具有裂缝—孔隙双重介质特征，此类油气藏既是当前勘探的重点和难点，同时也是测井解释的一大难题。本文系统阐述以成像测井为代表的特殊测井系列在该气藏储集层评价中的具体应用。包括利用FMI(全井眼微电阻率成像测井)宏观拾取了储集层裂缝、溶孔；采取FMI 与ARI（方位电阻率成像测井）相结合对裂缝延伸长度、溶孔有效性做了半定量—定量评价；应用DSI(偶极横波声波成像测井)判断了裂缝、溶孔的渗透性能；运用CMR（核磁共振测井）进行了储集层流体性质判别；以及采用Elanplus最优化模型组合技术求取了岩性剖面，并结合常规测井资料制定了有效厚度划分标准。上述方法综合测试成果表明，特殊测井系列的应用对千米桥潜山凝析气藏储集层的成功评价起到重要作用。图5表1

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油气藏自然电位勘探原理及在开发中的应用

王君恒;邓明胜;潘竹平;管志宁;王树彬;苏永新

, 2000, 27(3): 1366-0.

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自然电位勘探是油气藏地球物理勘探的重要内容之一，研究的重要内容是自然极化机理。简要介绍油气藏氧化还原电位学说和自然电位非极化成因的长分子烃裂解学说。提出油气-水溶液和岩石-油气离子极化机理，产生极化电动势的条件前者主要是油气扩散运移、水溶液向下沉降以及还原梯度变化，后者主要是油气的扩散运移，建立了极化概念模型。油气藏存在极化电动势是共性，可以将整个油气藏、扩散带和扩散流动带作为场源，其极化电动势可用极化偶极模型描述。导出了基于极化偶极和电流观点的位场解析表达式。室内和野外模型实验以及不同模型的正演计算，证明了极化理论的正确性。在实验基础上，成功地将自然电位法用于在油田开发领域寻找高效区块，进行油田开发扩边。根据东北地区某油气藏地表自然电位异常大小、宽度、边部梯度等指标，结合其它地质资料，共预测65口开发井的开发效果，预测成功率为85%。图7参5

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地层流体压力预测方法的讨论

邵新军;许昀;吕中锋;毛廷辉

, 2000, 27(3): 1367-0.

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地层流体压力的预测一直是油气勘探中的热点。文中用塔里木盆地库车坳陷的异常高压井测井资料和压力数据,研究测井响应与异常高压的关系,探讨泥岩孔隙度演化与测井响应的对应关系，认为：有效应力与泥岩孔隙度的相关关系并不总是有效,因此盆地模拟中普遍应用的以此相关关系为基础的压力分析方法需要改进。在实际应用中,应首先确定流体异常压力的成因,以了解压力预测方法的有效性,仔细解释模拟的结果。图2参4

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古应力场定量研究的光弹物理模拟实验法

单家增;孟庆任;岳乐平;陈月娥

, 2000, 27(3): 1368-0.

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在应力作用下，岩石或地层会发生不同样式和特性的变形，油气运聚成藏亦与古应力场密切相关，因此古应力场研究是当今构造地质学和石油地质学的研究热点，但从地质体直接获得古应力场所有参数相当困难。近年来地质学家尝试将光弹物理模拟实验方法应用于古应力场研究中。光弹物理模拟实验是在实验室条件下直接观察和测量在外力作用下物体内部应力状态和特征的有效手段, 能够得到定量化的最大主应力方向、主应力轨迹线和应力级值分布图。介绍了光弹物理模拟实验的相似理论、装置、材料和方法。以松辽盆地北部三肇凹陷和朝阳沟阶地扶余油层的古应力场光弹物理模拟实验为例，展示了实验结果。对该实验结果进行物理学和动力学分析，得到的认识概括为：①油气运聚与古应力作用导致的岩石应变之间具有时间上的非同步性，油气运聚滞后于构造变形雏形幕；②最大主应力作用方向和强度控制着非均匀介质中应力集中区和高势能区的分布； ③最大主应力作用方向与断层系之间的水平夹角小于90°，最小主应力作用方向与断层系走向之间往往近于平行；④应力轨迹图可能描述了应力传递方向与油气运移方向之间的几何关系，应力级值区分布图是确定低势能区和预测油气有利成藏区的重要佐证。通过物理模拟实验定量研究古应力场，是进行构造动力学和油气成藏动力学研究的新研究途径和卓为有效的方法，可以将研究水平由定性研究发展为半定量乃至定量分析。图5参31

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2000年, 第27卷, 第3期　刊出日期：

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