石油勘探与开发

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盆地三维古水动力数值模拟方法及其应用

邓林;汤磊;康志宏;王英民;黄地龙

, 2000, 27(1): 3-0.

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盆地古地下水动力是油气成藏过程的重要动力，但尚未检索到盆地三维古水动力场演化动态数值模拟方法研究的文献。从盆地演化地质模型出发，综合考虑盆地古地形、沉积压实水、地表渗入水、地层渗流性质和盆地构造演化特征等因素，建立了三维古水动力演化数值模拟模型，能够反映非均质各向异性条件下地下水的流动规律。应用该模型可以定量模拟各地质阶段盆地各地层的三维流势场、流速场、流向场，还可计算地层水交替次数，从而再现各构造运动时期的地下水活动史。用该方法对塔里木盆地现有的实际资料进行了实算模拟，获得了丰富的计算成果和大量成果图件，表明该方法具有使用和推广价值。图3彩图3参6

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与未熟—低熟油产出相关的有机质样品的宏观热解特征及其意义

刘志宏;卢华复;贾承造;雷刚林;陈楚铭;王国强;范湘涛

, 2000, 27(1): 4-0.

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塔里木盆地北缘的库车再生前陆逆冲造山带发育生长断层相关褶皱。根据Show J H和Suppe J等提出的生长断层相关褶皱模型，对该逆冲造山带的运动时间进行探讨。在地震剖面中识别出典型的生长地层和生长三角。生长地层的连续性表明，自中新世吉迪克组沉积期至今，该造山带一直处于运动速率和强度递增的活动状态，而侏罗纪至早第三纪处于较稳定的构造背景中；利用生长地层确定断层滑移的时间为晚第三纪至第四纪，反映了由北向南台阶状逆断层的依次扩展和主逆冲断裂带的转换，以及主活动带由山前向盆地不断扩展，沉积、沉降中心随之向南迁移。根据生长三角计算出的各阶段断层滑移速率，吉迪克组沉积期（距今25Ma）为0.10～0.71mm/a，康村组沉积期（距今16.9Ma）为0.13～0.40mm/a，库车组沉积期为0.76～2.11mm/a，西域组沉积期（距今2.5Ma）为1.33mm/a。库车再生前陆逆冲带的中生界烃源岩主排烃期受其所在构造带的构造运动开始时间的控制，该逆冲带构造圈闭的形成和油气运移都与断层相关褶皱作用相伴随，油气聚集发生于晚第三纪至第四纪，且北部较早、南部较晚，最靠近北缘山前的东风背斜带为吉迪克组沉积期，北部背斜带为康村组沉积期，南部背斜带为西域组沉积期。图2表1参8

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辽河坳陷天然气中汞的成因及地球化学意义

陈践发;妥进才;李春园;陈振岩;张占文;朴明植

, 2000, 27(1): 5-0.

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汞是天然气中常见的非烃气态组分，含量变化范围很大。前人研究认为，天然气中的汞含量主要受气源岩母质类型影响，煤型气汞含量相对较高，油型气汞含量相对较低，因而将其作为判识天然气类型的一种地球化学指标。但在辽河坳陷，东部凹陷部分地区和西部凹陷油型气的汞含量（14.4～1930μg/m3）明显高于东部凹陷煤型气的汞含量（25.2～52.5μg/m3），同时其天然气比我国产自稳定克拉通盆地的天然气要异常富集汞。对此进行的研究表明：天然气（尤其是油型气）中汞含量明显受盆地构造背景和深部地质过程的影响，与源岩母质类型没有明显相关性；天然气中汞含量与稀有气体3He/4He比值具有明显的正相关关系，表明天然气中一部分汞可能是来自地球深部的挥发分或与深部地质过程有关。图2表1参6

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应用排烃门限理论评价汤原断陷泥质烃源岩

周海燕;庞雄奇

, 2000, 27(1): 6-0.

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采用伊兰—依通地堑东北端的汤原断陷汤参1井和汤参2井第三系泥质烃源岩的实际资料，应用排烃门限理论，研究其排油气特征，在此基础上建立了其排烃门限判别理论图版和排烃量定量评价理论图版。研究表明，C（母质丰度）值高但KTI（母质类型指数）值低的烃源岩与C值低但KTI值高的烃源岩均能进入排烃门限；烃源岩进入排烃门限的深度随C、KTI、Ro值的增大而减小，进入排烃门限后的排烃量随C、KTI、Ro值的增大而增大，C、KTI、Ro三者互补。一般而言，烃源岩进入排甲烷气门限早于进入排重烃气门限，进入排重烃气门限早于进入排油门限。评价结论是：汤参1井、汤参2井第三系泥质烃源岩属于非烃源岩到差烃源岩，大部分已进入排甲烷气和重烃气阶段，只有少数进入排油阶段。图2表5参2

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柴达木盆地北缘中生界剥蚀厚度恢复

牟中海;陈志勇;陆廷清;由福报;李德旗

, 2000, 27(1): 7-0.

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认为地层剥蚀厚度能否根据压实规律来恢复，其决定因素并非是新沉积层厚度是否大于剥蚀厚度；当不整合面以上新沉积层对不整合面以下老地层施加的压力大于被剥蚀地层(剥蚀前)对不整合面以下老地层施加的压力时，不整合面以下老地层的压实规律被破坏，无法用声波时差法恢复剥蚀厚度，否则可以恢复。据此，以用声波测井资料恢复的地层剥蚀厚度为依据，结合未被剥蚀地层厚度趋势延伸法、盆地构造演化分析法，对柴达木盆地北缘中生界剥蚀厚度进行了恢复，认为柴达木盆地北缘剥蚀量从西向东增大，昆特依坳陷和冷湖构造带的剥蚀量（约500m）大于其东部南八仙、鱼卡等地区（约100m），潜西—冷湖四号地区剥蚀量最大（最大可超过1400m）。图5参4

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油气藏上方不同部位地球化学效应的差异性及其成因讨论

汤玉平;陈昕华;魏巍;吴向华;李尚刚;王国建

, 2000, 27(1): 8-0.

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酸解烃C2+/C1是轻烷烃类运移指标，荧光F360nm/F320nm反映芳烃类运移信息。解剖分析某油田C2+/C1、F360nm/F320nm等比值指标和C2+、C1、F360nm等丰度指标，并与同步荧光、甲烷碳同位素、吸附丝检测等指标有机关联，发现在油井、边缘井、干井处，这些指标强度特征不同：垂向上，各类井都显示出正向梯度变化和向上趋轻的结构梯，证实了烃类垂向微运移的客观存在；横向联井剖面的指标浓度（或强度）及变化梯度均显示出边缘井远大于油井、油井大于干井的分布特征，反映了运移效应在油藏外围处微弱而油水边缘处最强。在地球化学效应参数的数据结构方面，油井、边缘井、干井有各自的变量从聚现象和样本集合，而彼此间有显著差异；同时，自深部至浅部，样本都具有各自的相对稳定聚类归属。根据油气藏边缘与其内部数据结构的显著差异，可较好地解释油气藏上方地表普遍发育环状异常的机理，还可划分烃类渗逸背景区和异常渗逸区。图6表2参 4

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应用数值模拟技术研究周期注水

闻国峰;任宝生;倪天禄;史明义;申海华;肖印泉

, 2000, 27(1): 9-0.

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在层间、层内渗透率差异较大的情况下，利用周期注水来形成不稳定压力场，可以提高该类油藏的开发效果。应用油藏数值模拟技术，结合室内研究成果，对周期注水机理进行研究分析，结果表明，渗透率和毛管力是影响周期注水效果的主要因素，不同工作制度、合理周期注水、注水量变化幅度对其效果也有一定影响。在此基础上，对黄骅坳陷王官屯油田官80断块开展矿场试验，结果证实：在保持地层能量和注采平衡的基础上，多层均质油藏采用周期注水可以提高注入水的波及体积和最终采收率；应最大限度提高注水量变化幅度，当层间矛盾突出时，可实施分层系周期注水；在弥补水量和保持地层压力方面，不对称型周期注水工作制度优于对称型。图2表4参1

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广义增长与递减曲线预测油田开发指标通用公式

俞启泰

, 2000, 27(1): 10-0.

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提出油田开发指标计算的广义增长与递减曲线通用公式，它既是增长曲线又是递减曲线，可以反映开发全过程瞬时产油量与累积产油量关系曲线向上凹和向下凹这两种情况。除此之外，作为增长曲线，它还可以描述开发任一时间出现的产量峰值情况，因而可以描述与预测油田开发全程指标，优于一般的增长曲线；作为递减曲线，它在任何情况下都可以计算出最大可采储量，因而可以描述与预测油田递减阶段开发指标，优于Arps递减曲线。马坊油田、任丘油田、双台子油田代表不同的油藏和驱动类型，应用该通用公式计算这些油田的产量变化，计算曲线与实际数据拟合得很好，广泛适用于不同的油藏类型及驱动类型，可以用油田开始开发阶段的动态数据计算。算例还表明，拟合的生产时间越长，计算结果越准确。图3表2参8

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垂直裂缝井两相非达西椭圆渗流特征线解、差分解及开发指标计算方法

邓英尔;刘慈群;王允诚

, 2000, 27(1): 11-0.

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水力压裂能使油井周围地层形成对称的垂直裂缝面，是有效的增产措施。垂直裂缝井采液时诱发地层中的平面二维椭圆渗流，形成以裂缝端点为焦点的共轭等压椭圆和双曲线流线族。基于扰动椭圆的概念和等价的发展矩形的思想，建立了具有启动压力梯度的油水两相非达西椭圆二维渗流数学模型。这种模型属于具有活动边界的非线性问题，分别用特征线法和有限差分法求解，得到了含水饱和度分布和活动边界的变化规律。还基于非活塞驱替理论，导出垂直裂缝井注水水开发低渗透油田时的产油量、压差及井排见水时间的计算公式，并进行实例计算分析，认为在此情况下，启动压力梯度和注入率对含水率、含水上升速率、含水饱和度分布、活动边界变化规律影响较大，对产油量、压差随时间变化规律及井排见水时间的影响也较大；还认为，低渗透非达西流条件下存在可获得最经济开发指标的最佳注入率。为垂直裂缝井注水开发低渗透油田的研究提供了数值模拟的模型和动态分析及预测的理论依据。图4表1参8

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试井解释图版拟合分析的神经网络方法

邓远忠;陈钦雷

, 2000, 27(1): 12-0.

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图版拟合是现代试井分析的主要方法，由于图版上典型曲线分辨率的限制，使得典型曲线图版拟合分析不可避免地存在误差。除此之外，复杂试井问题的图版分析常常同时需要多幅图版，因而限制了典型曲线图版拟合分析方法的应用。利用前馈神经网络的函数逼近性质，建立了神经网络典型曲线图版，并给出了相应的解释方法。所建立的神经网络图版包含了全部理论曲线的信息，克服了传统典型曲线图版的不足，使得任意的实测曲线都能在神经网络典型曲线图版上直接得到精确拟合。同时，该图版大大简化了传统图版的拟合分析过程，使图版拟合分析更易实现。神经网络图版的研制成功，使实现图版拟合分析的智能化成为可能；另外，利用神经网络的函数映射能力，建立的神经网络图版可以包含更多信息，从而可以解释出更多的参数值。图3参4

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安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究

侯建锋

, 2000, 27(1): 13-0.

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鄂尔多斯盆地安塞特低渗透油田由于存在天然裂缝或人工压裂裂缝，造成了储集层平面渗透率的方向非均质性。该油田以往采用正方形九点注水开发井网，存在沿裂缝方向油井见效、见水快，而裂缝两侧油井见效差或不见效等问题。以该油田具有代表性的坪桥区特低渗透油藏为例，通过数值模拟研究，对比分析了正方形反九点井网、菱形反九点井网和矩形五点井网的特点和开采效果，并对矩形井网的井排距和井距进行了优化。研究结果表明：在特低渗透油藏开发初期，菱形反九点井网开发效果好于正方形反九点井网，沿裂缝方向线状注水的矩形五点井网更适合特低渗透油藏开发；矩形五点井网可以对油井和注水井进行大型压裂，在提高单井产能和注水波及体积的同时可防止油井暴性水淹，通过适当延长沿裂缝方向的井距（最优井距为450～500m）、缩小垂直裂缝方向的排距（最优排距为150m），可以提高油井均匀受效程度和开发效果。图5表3参2

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低渗透气藏整体压裂流-固耦合渗流数学模拟

范学平;李秀生;张士诚;徐向荣

, 2000, 27(1): 14-0.

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整体压裂会导致低渗透储集层发生固体应变，进而导致对气体渗流的影响。假设气藏开发生产过程为等温、单相气体渗流，并假设储集层为小变形弹性多孔介质，考虑岩石变形、地应力变化、人工裂缝、流体渗流与岩石应变耦合、储集层渗流与裂缝渗流耦合、非达西效应等因素，建立低渗透气藏整体压裂流-固耦合渗流数学模型。首先推导出考虑固体应力-应变的气藏整体压裂渗流模型控制方程；然后基于线弹性理论和有效应力概念，建立了孔隙含有气体的岩石的应力-应变控制方程。由于这两组非线性控制方程互含应力、应变和压力项，因此用有限差分、块中心网格剖分方法，将方程组离散为主对角占优的七对角矩阵，采用隐式迭代方法求解，数值稳定性较好。通过示例分析，揭示了应力、应变、孔隙度和渗透率等参数的动态变化规律，而且模拟结果比其它模型更接近实际情况。图4参11

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黄骅坳陷枣北地区火山岩综合油藏描述

石彦民;肖敦清

, 2000, 27(1): 15-0.

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火山岩储集层纵横向变化大、非均质性强，油藏描述难度大。建立了火山岩综合滚动油藏描述技术，在黄骅坳陷枣北地区火成岩含油气评价中开展了研究，并用于确定火成岩段地层层序和火山机构恢复及地震精细解释工作；在建立储集层地质模型工作中，将常规测井技术与岩性密度、地层倾角、长源距声波、井周成像等新技术相结合，开展单井测井解释；在此基础上，利用人机联作工作站，确定网状立体层位，分火山岩喷发期次解释追踪，预测火山岩储集层特征及横向分布，最终根据油藏概念模型，利用神经网络技术预测含油范围。以此指导枣北地区火山岩油气富集区块的勘探开发部署，取得了当年钻探、当年投产、当年回收所有勘探开发成本的良好效果。

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测井资料在吐哈盆地温米油田储集层描述中的应用

冯方;牟泽辉;张克银;王洪建;陈杨艾;元连喜;李江

, 2000, 27(1): 17-0.

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基于测井资料解释的储集层描述是油藏描述的重要组成部分。通过对吐哈盆地温米油田主要目的层段（中侏罗统三间房组）岩心资料与自然伽马、声波时差等测井曲线对应分析，建立测井相模型，确定储集层地质参数的地区经验解释模型，从而进行储集层物性、含油性、油气产能评价以及沉积微相研究。研究认为：三间房组沉积体系的主体亚相为辫状河三角洲前缘（分为5种微相）、前辫状河三角洲以及带供给水道的远岸浊积扇体（分为3种微相）；影响储集层参数及油气产能的主要因素是沉积微相类型。

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在地质断层构造中地应力状态演变研究

孙宗颀;张国报;张景和

, 2000, 27(1): 18-0.

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在国内86个断块油气田近千口钻井中进行了水压致裂试验。试验结果表明，无论是在发育正断层还是发育逆断层的地层中，最小主应力均为水平应力，且其方向往往平行于断层走向。这与传统观点所认为的最小主应力方向垂直于断层走向（正断层）或最小主应力为垂直应力（逆断层）相矛盾。指出传统观点所解释的是断层开始发生时的应力状态和主应力与不同断层构造的关系，而压裂试验所测得的应力是断裂活动停止之后的应力状态。在正断层发生过程中，垂直于断层走向的水平应力（最小主应力）不断增大，直到足以阻止正断层的继续发展。因此断裂活动终止时此水平应力往往会超过平行于断层走向的水平应力（断裂发生前的中间主应力），成为中间主应力，平行于断层走向的水平应力则成为最小主应力。在逆断层发生过程中，垂直于断层走向的水平应力（最大主应力）不断减小，直到不能推动断层继续移动；平行于断层走向的水平应力在此过程中亦随之减小，且始终小于垂直于断层走向的水平应力，到断裂活动终止时必然成为最小主应力。图5 参2

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预测油气田产量和可采储量的F模型

朱亚东;高珉;熊铁

, 2000, 27(1): 602-0.

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预测产量和可采储量是油气田编制开发规划、设计调整方案以及分析开发动态等研究工作必不可少的重要内容。用数学模型或增长曲线方法可以对油气田产量变化的全过程进行描述。根据数理统计学中的F分布，在完成模型转化的推导中首次引入时间转化常数，建立了预测油气田产量和可采储量的新数学模型——F模型。推导了F模型产量、累积产量、最高产量及其发生时间的计算公式，其中的产量和累积产量公式分别用贝塔函数和不完全贝塔函数表达。由于F模型中包含4个常数，模型曲线调节余地较大，因此既适用于油气田产量呈单峰的情形，也适用于产量为纯递减的情形；4个模型常数采用重复线性回归方法求解，便于在计算机上实现。应用F模型描述冀中坳陷的任丘雾迷山组碳酸盐岩油田和岔河集下第三系砂岩油田的产量变化，结果表明，该模型适用范围广，有较好的实用价值。图3参6

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变形介质油藏压力产量分析方法

宋付权;刘慈群

, 2000, 27(1): 603-0.

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低渗透油藏压敏效应显著，油层的孔隙度、渗透率随压差近似呈指数规律变化。从变形介质的本构方程出发建立了渗流微分方程；并用数值计算方法求解变形介质（包括圆形边水油藏和封闭油藏）中的渗流问题，分析了介质变形对典型试井曲线和油井产量的影响。变形介质油藏与常规油藏的生产压力动态明显不同，渗透率变形系数越大，定产生产的中、后期压降越大（表现为试井曲线的导数曲线径向流特征段消失），定压生产时的产量越低。算例应用表明：数值差分方法是一种有效的求解变形介质渗流问题的方法。图3参5

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均质油藏试井资料极值拟合分析方法研究

冉新权;廖新维

, 2000, 27(1): 606-0.

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压力导数峰值点包含着丰富的油藏信息。对均质油藏试井模型的压力解进行二次求导，可以得到压力导数极大值与CDe2S（CD为无因次井筒储集系数，S为表皮系数）的对应关系，再进行回归，就可获得压力导数峰值和峰值出现时间与CDe2S的线性关系表达式。应用这些关系，提出一套通过确定试井资料压力导数极值来求取CD和S的方法，提供一种实现典型曲线拟合的方便有效的方法。图1表1参2

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火烧驱油特征的实验研究

王艳辉;陈亚平;李少池

, 2000, 27(1): 607-0.

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利用原油氧化釜及火烧驱油装置进行实验，研究了温度对原油燃烧的影响和不同的燃烧方式、水气比条件下的火驱前缘特征及驱油特征。研究实验结果认为，原油低温氧化与高温燃烧之间的临界温度为380～450℃；两个阶段的特征可用产出气体中CO2与O2的含量来反映，低温氧化时CO2含量低于6%，O2利用率低于75%～80%，高温燃烧时CO2含量高于12%，O2利用率接近100%。与干式燃烧相比，湿式燃烧不仅提前了产油的见效时间，而且提高了平均产油速率，表明火烧前缘下游的蒸汽带对驱油有非常重要的作用，既可减少燃烧带的宽度和燃烧峰值温度，从而降低空气耗量和空气油比，又能提高驱油效率。实验表明，合理的水气比（以标准状态下的气体积计）应为1.65kg/m3左右。图4表2参3

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孤北油田低渗透砂岩储集层损害机理与保护措施

张守鹏;李怀渊;万绪新;夏云;田方

, 2000, 27(1): 610-0.

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孤北油田属胜利油区开发难度大的油藏类型，主要原因是该油田低渗透砂岩储集层在不同演化阶段经历了错综复杂的成岩作用，造成原始储集层格架内孔隙体积的缩减，致使钻井过程中被入井液严重污染。为了认识孤北油田油层渗透性损害过程，采用岩石矿物鉴定、样品微区电镜扫描等技术，结合钻井施工过程中配置的入井液性能，对其低渗透砂岩储集层的岩性分布及成分、结构的不均衡性进行了分析，研究钻井过程中入井液的固相微粒迁移、钻井液滤液侵入和黏土矿物影响对储集层渗透性损害的机理。提出了孤北油田在钻井过程中保护低渗透砂岩储集层的措施：采用正电胶钻井液体系；钻井过程中进行钻井液密度动态调整，保证近平衡压力钻进；采用屏蔽暂堵技术阻止钻井液（尤其是其中的固相微粒）进入储集层。采用正电胶钻井液体系和屏蔽暂堵技术后，以往低效试产井区新钻的井试产获商业性油流，获得明显经济效益。表2参3

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预测石蜡沉积的热力学模型

梅海燕;孔祥言;张茂林;李士伦;孙雷;孙良田

, 2000, 27(1): 611-0.

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溶解石蜡的原油在稳定状态下为真溶液，当热力学条件改变时，石蜡以结晶方式析出而沉积于孔隙介质表面或管壁，引起严重堵塞，给油田生产造成巨大危害。提出了预测石蜡从原油中沉积的热力学模型，根据正规溶液理论对固体混合物的非理想性进行了校正。该模型采用状态方程统一描述气相和液相，能够体现体系组成、压力、温度以及不同组分间相互作用的影响，使热力学模型能够更真实地反映多相相平衡规律；考虑了液相、固相的热容差对石蜡沉积的影响，能够确定石蜡从原油中开始析出的温度(或压力)，以及随着温度的降低(或压力的改变)所沉积出的石蜡数量。用该模型预测的石蜡沉积起始温度与实验数据一致性较好。图2表2参6

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与未熟—低熟油产出相关的有机质样品的宏观热解特征及其意义

卢双舫;冯亚丽;刘晓艳;付晓泰;薛海涛

, 2000, 27(1): 612-0.

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采用两类样品（采自现代高等植物的树脂、树皮，作为树脂体和木栓质体前身物；采自5个地区6口井的处于未成熟阶段的泥岩）和部分参照样品（含正常有机质），在相近条件下进行恒速升温热解实验，获取产烃速率-温度关系曲线，据此对与未熟─低熟油产出密切相关的各类有机质（原始有机质和泥岩样品中的可溶有机质、富硫有机质、经微生物改造过的有机质等）的化学动力学行为进行定量探讨。这些样品的宏观热解特征和化学动力学定量分析结果表明，未熟─低熟油的产出和富集虽与多种不同的地质条件或因素有关，但在相对较低的热应力条件下，与未熟—低熟油产出有关的有机质样品确实能开始明显成烃。这不仅定性地、直观地阐明了这些样品与未熟—低熟油产出和富集密切相关的合理性，还表明未熟—低熟油的生成可能主要仍是一个热力作用下的化学反应过程，只不过其成烃反应所要求的热应力条件比常规有机质形成成熟油时所需要的热应力条件低。图1表2参13

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崖13-1气田油气混合特征研究

傅宁;于晓果

, 2000, 27(1): 613-0.

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崖13-1气田位于莺歌海盆地和琼东南盆地交界处，其气源长期存在争论。采用天然气GS/MS分析新技术，根据该气田天然气生物标志化合物、有机包裹体生物标志化合物、储集层包裹体温度、油气轻烃组成及碳同位素等资料，对其天然气的气源和混合作用进行综合研究，结果表明：该气田的天然气为典型的混合气，由不同类型有机质、不同热演化程度气源岩生成的天然气（煤成气和高成熟—过成熟海相成因气，以海相成因气为主）混合而成，北区块是Ⅲ型、Ⅱ型干酪根成因的混合气藏，南区块主要是Ⅱ型干酪根成因的气藏。主力气源岩是崖南凹陷沉积中心下第三系崖城组、陵水组的浅海相泥岩，生烃母质具有Ⅱ型干酪根特征。该气田的凝析油为煤成油，在蒸发分馏作用下形成；琼东南盆地存在切穿多层烃源岩的深断裂，形成局部低压带，为产生蒸发分馏作用提供了重要地质背景。图5表3参6

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利用地震属性预测砂岩储集层厚度及含油饱和度

张娥;高书琴;侯成福;刘爱香;罗永胜;王奇;张静

, 2000, 27(1): 616-0.

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二连盆地阿南凹陷蒙古林油田下白垩统腾格尔组一段砂岩的非均质性很严重，油水分布十分复杂，为已投入开发的该油田进一步滚动勘探开发带来困难。应用该油田连片处理后的三维地震资料，精细制作了2口较深井的合成地震记录，经80余口井验证，准确确定了腾一段油层顶面地震反射层位，进行油层顶面构造形态精细解释。在此基础上，先应用Landmark自动解释系统，单道分时窗提取出四大类（振幅谱类，复地震道类，谱类，地层层序类）20种地震属性；再对它们进行相关分析，选出3种属性（最大波谷振幅，平均瞬时频率，正负值样点数比值）进行聚类分析，得到反映低频、高振幅的黑色地震属性点平面图；然后将所需井点的储集层参数与这3种属性参数进行多项式回归分析，得到不同地震属性所代表的储集层厚度和含油饱和度分布。将预测结果和实钻结果对比，砂岩厚度误差为1～2m，含油饱和度误差为1%～5%，预测结果可靠而直观，为蒙古林油田北部滚动勘探开发中的扩边工作部署提供了依据。图3参1

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油田开发阶段砂岩储集层横向对比及预测方法

陈波;李孝军

, 2000, 27(1): 617-0.

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在碎屑岩储集层油田开发阶段，横向对比砂体进而预测砂体分布、形态等是重要的开发地质研究工作，其准确性对提高油田开发效率、预测剩余油分布具有重要影响。通过高分辨率层序地层学方法，以中期旋回为对比单元，建立高精度年代地层格架；开展以静态和开发动态资料为基础的综合研究，确定砂体的大小和延伸范围；根据岩心、测井资料和高分辨率地震资料进行精细的储集层沉积微相分析，确定砂体的沉积微相组合类型、展布规律与形态分布。在上述条件的约束下，以微相类型为对比标准，完成单砂层的对比和分布预测。应用该方法对比黄骅坳陷港东油田明化镇组下段部分河流相储集层，首先建立以中期地层旋回为基础的等时地层格架，再以微相类型相同为对比约束条件，然后根据确定的砂体大小预测出砂体的位置和类型。图3参7

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台北凹陷第三系膏盐岩对油气运聚的意义

罗权生;荆文波;聂朝强

, 2000, 27(1): 632-0.

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吐哈盆地台北凹陷西部雁木西—神泉地区自始新统至渐-中新统桃树园组沉积期发育了近千米厚的膏盐岩，主要成分是硬石膏。分析膏盐岩的沉积特征，结合成藏条件综合分析，可知膏盐岩对浅层油气的运移、聚集和保存起着至关重要的作用：膏盐层具有极强的物性封闭能力；由石膏向硬石膏转化过程中脱水导致欠压实泥岩的形成；膏盐层与欠压实泥岩共同控制着凹陷西部浅层油气的运移、聚集和保存。胜南及雁木西油田周边膏盐层十分发育，是浅层继续滚动勘探的有利地区。图2表1参5

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鄂尔多斯盆地中东部奥陶系古风化壳储集层的分形及灰色系统评价

马振芳;于忠平;周树勋;潘令红;夏日元;唐建生

, 2000, 27(1): 633-0.

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应用表征孔缝储集性的定量参数——分维数，将奥陶系古风化壳马五1—马五4储集层裂缝分为7种组构类型，孔洞分为8种组构类型，计算了各组构类型的分维数。计算结果表明，裂缝组构类型中的网状缝、孔洞组构类型中的溶蚀孔洞的分维数最高，对油气储集最有利。从分维数平面分布特征来看，盆地中部地区裂缝、孔洞分维数均比东部高，在中部和东部之间存在一个南北向的分维数低值区，为区域岩性致密带。把分维数作为储集层评价的主要参数，结合渗透率、白云石和方解石饱和指数等资料，应用灰色系统判别决策方法，对鄂尔多斯盆地中东部古风化壳气藏的主要产层——马五31储集层进行了分区预测评价，认为陕9—陕117井区、陕100—陕109井区为有利储集层发育区，陕188—陕50井区、大保当地区为较有利储集层发育区。图2表4参4

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“油气运移动态富集”概念及其在塔里木台盆区油气勘探中的应用

周东延;李洪辉

, 2000, 27(1): 636-0.

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提出“油气运移动态富集”概念，用初次富集、二次富集和再次富集描述动态充注条件，分4个层次研究。塔里木台盆区（塔中隆起、塔北隆起和巴楚隆起）特殊石油地质问题要点是：①控制古生界烃源岩品质、生烃母质丰度的因素是有利沉积相带分布；②存在古隆起发育事件、深埋事件和热事件，导致寒武系—奥陶系有效烃源岩局限于一些特定地区，须从烃源岩动态演化的角度分析油源条件。③沉积、构造多旋回规律性迁移造成多含油气系统叠合。塔中地区可划分4个运聚成藏阶段：①中奥陶世—早志留世下构造层形成自生自储内幕原生油气藏与破坏散失并存阶段，油气动态富集明显受古隆起控制；②中志留世—二叠纪再次运移形成沥青砂为主阶段，隆起西部倾没端是有利运聚成藏区带；③二叠纪—第三纪运聚充注成藏为主阶段，塔中10构造带和塔中1号断裂构造带是有利运聚成藏区带，主分隔槽（北翼鼻隆与中央断垒交汇带）以南因无油源条件而无成藏条件；④晚第三纪以来油气藏调整为主阶段。塔中地区下构造层关键评价要素是古油气藏保存条件和有无晚期油气补充条件，特别应注意位于有利油气汇聚区的岩性圈闭。提出塔中地区勘探部署建议，认为要建立以“动态”思想贯穿始终的研究体系及勘探模式。图5彩图3参4

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川东地区生物礁测井预测方法研究

任兴国;罗利;姚声贤;张树东

, 2000, 27(1): 637-0.

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通过测井及地质资料分析，发现川东地区三叠系飞仙关组底部的泥岩纯度及厚度与下伏二叠系长兴组是否发育生物礁有密切联系，其原因是存在长兴组生物礁的地点为局部正地形，处于相对高能沉积环境，导致泥岩沉积少且不纯，因而可以根据飞仙关组底部沉积物的岩石类型和厚度来预测长兴组生物礁纵向分布。将单井测井解释的生物礁与组合式地震成像测井（CSI）资料异常区对比，根据CSI测井资料异常可预测生物礁的横向展布，并对云安14井生物礁分布作了预测。在五百梯构造长兴组生物礁体分布研究中，用地层倾角矢量点的红模式预测生物礁的主体方位，用CSI测井资料和克里金技术恢复其形态，据此预报天东71井、天东72井、天东76井在长兴组将钻遇生物礁。五百梯构造目前仅天东72井钻入长兴组，证实该井点处存在长兴组生物礁，表明多种测井方法相结合研究生物礁的横向展布及规模是可行的，CSI测井技术有明显优势。图3表2

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微生物驱油数值模拟初探

陈军斌;张荣军;高小鹏

, 2000, 27(1): 638-0.

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为探讨微生物采油（MEOR）过程涉及的各种机理，初步建立一维三相的微生物驱油数学模型，用以描述细菌和营养液在油藏中的传输以及细菌的繁殖，为MEOR领域工程设计及评估提供依据。该模型考虑流体中携带的细菌量和细菌沉积速率，用Gruesbeck和Collins给出的考虑细菌沉积的方程描述细菌繁殖及传输情况，体积流速与所通过的多孔介质的绝对渗透率有关；选择Langmuir方程描述营养物质的吸附现象，并考虑营养液在饱和多孔介质的水中的分散和渗滤；用Monod方程表示细菌生长率与营养液浓度的关系。将该数学模型的偏微分方程组转化成有限差分方程组，然后通过将非线性系数项线性化得到线性代数方程组，从而求得所需求的未知量的分布及变化。取一口现场生产井的生产资料进行数值模拟，结果表明，所建立的数学模型可以基本上反映微生物驱油的基本机理。根据模拟计算出的结果认为，当微生物注入地层后：①油井产量前期变化不大，后期明显增加；②含油饱和度在前30d变化率最大（但产量并未增加），此后变化率越来越小；③含水饱和度随时间的增加而增加。图2参12

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2000年, 第27卷, 第1期　刊出日期：

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