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2018年, 第45卷, 第6期 刊出日期:2018-11-10
  

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    油气勘探
  • 赵文智, 沈安江, 乔占峰, 潘立银, 胡安平, 张杰
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 923-935. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.01
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    针对白云岩成因、原生白云石沉淀、白云岩孔隙成因等问题,在前人认识的基础上,补充四川和塔里木盆地典型案例的岩石学和地球化学特征分析工作,取得3项进展:①提出基于岩石特征、形成环境和时间序列的白云岩成因分类,不同成因白云岩之间的成岩域、特征域界线清晰,演化线索清楚,更具系统性和连续性;②建立不同成因白云岩的岩石学和地球化学特征识别标志,白云岩之间的岩石学和地球化学特征的变化具有规律性,是连续时间序列上形成环境变迁的响应;③重新评价白云石化作用对孔隙的贡献,阐明白云岩中的孔隙主要来自原岩的沉积原生孔、部分来自表生溶蚀和埋藏溶蚀作用,早期白云石化有利于孔隙的保存。这些认识对白云岩成因的理解、不同成因白云岩的判识具重要的理论意义,同时对白云岩储集层预测具有重要的指导意义。图6表4参53
  • 付金华, 李士祥, 徐黎明, 牛小兵
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 936-946. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.02
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    通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段周缘露头剖面及盆内钻井取心共289块样品进行元素地球化学测试分析,运用CaO/MgO•Al2O3、Sr/Cu、Rb/Sr、B元素含量、Rb/K2O、Th/U和V/(V+Ni)等一系列古温度、古盐度和古氧化环境判别指标,尝试恢复长7段沉积期的古气候、古盐度和古氧化还原条件等古环境特征。综合分析表明,长7段沉积期为古气温大于15 ℃的温暖潮湿的温带—亚热带气候,水体为陆相微咸水—淡水环境,沉积物是在强还原条件下形成的。适宜的温度、大面积深水湖盆、强还原性的古沉积环境,导致长73亚段有机质大量发育和富集保存,既形成了一套优质烃源岩,同时也为大规模页岩油的富集创造了有利条件。图7表1参43
  • 郭秋麟, 刘继丰, 陈宁生, 吴晓智, 任洪佳, 卫延召, 陈棡, 龚德瑜, 袁选俊
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 947-959. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.03
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    油气在输导体系中的运聚模拟一直是石油地质定量化研究中的难题。针对传统地质建模技术不能在三维空间中建立输导体相互联系的现状,采用混合维数网格建模思路,形成一种由体(地层)、面(断裂面和不整合面)、线和点构成的混合维数网格建模技术,为砂体、断面和不整合面几何形态的刻画、复杂构造区三维地质建模以及油气运聚模拟提供重要的研究手段,并提出了一种基于输导体系混合维数网格的三维油气运移路径追踪方法。准噶尔盆地陆西地区的应用实例显示,该技术能够有效刻画断层面、不整合面和砂体的输导作用,透视油气运移路径,模拟石油聚集、油藏调整及次生油藏的形成过程,揭示油气分布规律,指出古油藏附近和运移路径所覆盖的区域是油气分布有利区。图15表3参33
  • 甘利灯, 肖富森, 戴晓峰, 杨昊, 徐右平, 冉崎, 魏超, 谢占安, 张旋, 刘卫东, 张明, 宋建勇, 李艳东
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 960-971. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.04
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    针对四川盆地GS1井区震旦系灯影组及下寒武统筇竹寺组的地震合成记录与实际记录严重不匹配现象,开展层间多次波辨识与压制技术研究。①研发了基于反射率法的多次波正演模拟方法,通过叠后和叠前多次波正演模拟等8种手段,结合VSP资料论证了该区井震不匹配主要是由层间多次波造成的。②利用剥层法井点和联井剖面多次波正演模拟结果,结合多次波周期性分析,明确了上覆4组速度反转层是灯影组层间多次波的主要来源。③在层间多次波准确识别和来源分析的基础上,通过传统Radon方法创新应用,结合基于模式识别的压制技术,突破了由于层间多次波与一次波速度差异小使得现有方法难以奏效的困境,结合基于模式识别的压制技术,形成了适用、有效、可复制的压制处理方案。④提出了一种多次波发育强度评价指标,编制了高石梯—磨溪地区灯四段多次波发育强度分布图。该方案提高了井震匹配程度,压制后剖面结构特征更加符合沉积规律,横向分辨率更高,小断裂与小异常体特征更清晰,并在灯影组发现了串珠反射。基于地震波形分类的储集层预测符合率从60%提高到90%,基于双相介质的烃类检测符合率从70%提高到100%。图13表2参16
  • 张志杰, 袁选俊, 汪梦诗, 周川闽, 唐勇, 陈星渝, 林敏捷, 成大伟
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 972-984. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.05
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    基于岩心及薄片观察、地球化学及元素分析、测井电性响应特征、岩相类型及展布等研究,揭示准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组的碱湖沉积特征及其演化模式。结果表明,风城组主要发育6种岩相类型,其中含碱性矿物岩相主要发育在风二段,富有机质泥岩岩相广泛分布于风一段上部和风三段下部,常与白云岩及云质岩类岩相呈互层产出。风城组古环境演化主要受火山活动和古气候控制,可以划分为5个阶段。第1阶段(风城组一段沉积前期)火山活动强烈,气候较干旱,火山碎屑岩-沉火山碎屑岩发育;第2阶段(风城组一段沉积后期)火山活动减弱,气候较湿润,富有机质泥岩发育,形成风城组主要烃源岩;第3阶段(风城组二段沉积早期)气候转向干热、湖盆开始萎缩,盐度逐渐升高,白云岩及云质岩类发育;第4阶段(风城组二段沉积后期)气候持续干热、湖平面低、盐度高,天然碱等特殊碱性矿物析出,标志着碱湖的最终形成;第5阶段(风城组三段沉积期)气候再次转为湿润,湖平面升高,湖盆开始淡化,以陆源碎屑岩、云质岩类沉积为主。图10表1参36
  • 陈永波, 程晓敢, 张寒, 李春阳, 马永平, 王国栋
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 985-994. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.06
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    以地震和钻井资料为基础,开展玛湖凹陷斜坡区中浅层断裂发育特征、演化过程和形成机制以及断裂对中生界油气运聚成藏的控制作用等研究。研究认为,玛湖凹陷斜坡区中浅层发育两种类型的断层,即正断层和走滑断层,主要活动期为燕山期,平面上分为4级断裂,分别是北西西向—近东西向的Ⅰ级走滑断裂,其形成和三叠纪末以来盆地西北缘断裂带的左行压扭有关;北东向—北北东向的Ⅱ级断裂,为分布在西北缘断裂带—斜坡区交界部的正断层,其形成和断裂带继承性鼻隆顶部拉张作用有关;北西西向Ⅲ级断裂为斜坡区低幅度凸起顶部拉张形成的正断层及差异压实有关;北东向的Ⅳ级断裂可能是低幅度凸起倾末端的拉张环境形成的横张正断层。断裂不但是油气垂向运移的通道,还具有控藏作用,玛湖凹陷斜坡区中浅层发育2种油气藏类型:断块油气藏和断层-岩性油气藏,圈闭面积大,勘探程度相对较低,勘探潜力巨大。图8参29
  • 何登发
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 995-1006. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.07
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    基于中国多个盆地地质、地震和钻井等资料的分析和总结,对“下削上超”不整合面基本类型进行划分和研究,分析其时、空变化特征与地质意义。研究表明,不同构造环境下“下削上超”不整合面及上下地层堆叠方式变化较大,在伸展构造环境中,发育平行向外叠加型、平行向内叠加型与旋转叠加型等地层堆叠方式与相应的不整合类型;在挤压构造环境中,出现褶皱超覆叠加型、同沉积褶皱叠加型、背斜-向斜褶皱叠加型与褶皱顶部侵蚀谷充填超覆型等地层堆叠方式与相应的不整合类型。“下削上超”不整合面在空间上常发生叠合,形成叠合不整合面,有持续隆升型、隆升迁移型与扩展迁移型等叠合类型;“下削上超”不整合面随时间也会发生掀斜、旋转、褶皱、迁移等变化,受沉积盆地沉降中心迁移的影响出现古地貌跃迁型(沉降中心转移型)、断陷迁移型与拆离滑脱型等不整合类型。“下削上超”不整合面作为圈闭场所与流体运移通道是矿产资源重要的赋存场所,成为叠合盆地的重要特色。图7参47
  • 余义常, 孙龙德, 宋新民, 郭睿, 高兴军, 林敏捷, 衣丽萍, 韩海英, 李峰峰, 刘航宇
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1007-1019. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.08
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    综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D共4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有“强溶蚀、弱胶结、较强压实”的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5 μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。图13表1参32
  • 油气田开发
  • 李熙喆, 刘晓华, 苏云河, 吴国铭, 刘华勋, 路琳琳, 万玉金, 郭振华, 石石
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1020-1025. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.09
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    基于中国32个不同类型已投入开发大型气田600余口井的生产动态数据,建立了以气田为单元的井均动态储量与井均初始无阻流量关系图版,并通过理论推导探讨了二者关联性的内涵与图版的应用范围。研究表明:中国大型气田井均动态储量与井均初始无阻流量在双对数坐标系中呈高度线性正相关,其相关性体现了中国大型气田在规模、效益和稳产开发模式下,通过优化设计建立的动态储量与初始无阻流量之间的匹配关系,亦即产能与稳产能力之间的匹配关系。图版具有普遍适用性,可用于估算气田开发初期达到生产规模、稳产年限要求所应具备的合理井均动态储量,为确定气田开发技术指标提供快速、有效的方法;同时,也可用于对比评价已开发气田的开发效果和加密潜力。图6表3参23
  • 王香增, 党海龙, 高涛
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1026-1034. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.10
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    为解决裂缝性特低渗油藏注水开发水窜、水淹问题,提高水驱开发效果,以延长油田南部地区长8油藏为研究对象,建立了裂缝-基质动态渗吸室内实验评价方法,确定了制约渗吸效果的关键因素,获得了渗吸速度的数学表达式,建立了考虑渗吸-驱替双重作用的渗流数学模型,确定了研究区最佳注采参数。研究表明,水驱油过程存在使渗吸驱油效率达到最高的最佳驱替速度,且随着渗透率的降低最佳驱替速度变小;储集层品质指数和岩石水相润湿指数越大,渗吸驱油效率越高,而初始含水饱和度、油水黏度比越大,渗吸驱油效率越低;延长油田南部长8特低渗油藏最佳注采比为0.95,含水率95%时预测的水驱采出程度为17.2%,较常规注水(注采比1.2)增加2.9个百分点。充分发挥渗吸-驱替双重作用的“适度温和”注水技术可显著提高裂缝性特低渗油藏注水开发效果。图11表2参28
  • 王敬, 刘慧卿, 张景, 赵卫, 黄义涛, 康志江, 郑松青
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1035-1042. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.11
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    根据相似准则理论,选取火山岩露头岩样建立实验模型,开展裂缝型与无裂缝型溶蚀孔洞储集层五点井网、九点井网、五点转九点井网、井位与裂缝相对位置、注入井注入速度等多种方式的水驱油开发实验,分析不同实验方案的开发指标变化规律,总结不同井网的水驱开发特征,探索最优注水开发方式。研究表明,无裂缝溶蚀孔洞型储集层,五点井网水驱波及范围小,水窜严重,采收率低,转九点井网后,采收率可较大幅度提高,但对距离较远的角井效果不明显,裂缝-溶蚀孔洞型储集层,注采井不在连通裂缝上,裂缝可以更好地沟通连通性较差的溶蚀孔洞,改善水驱开发效果;无论溶蚀孔洞型储集层有无裂缝,九点井网开发效果明显优于五点井网、五点井网转九点井网,边井开发指标优于角井,且有裂缝时更明显;九点井网水驱至高含水期,将角井转注变为交错井网后采收率可进一步提高;注入井提高注水速度,有助于提高九点井网距离较远角井的产油量,提高最终采收率,但无水采油期大幅缩短,无水采收率大幅下降。图14表3参32
  • 李俊键, 刘洋, 高亚军, 成宝洋, 孟凡乐, 徐怀民
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1043-1052. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.12
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    选取塔里木盆地东河砂岩储集层4块不同孔隙结构类型的岩心开展水驱油扫描成像实验,通过图像处理对油、水、颗粒三相进行精准分离,并建立孔隙网络模型,计算孔喉数目、喉道半径分布等参数,实现定量表征微观孔喉结构非均质性、驱替过程中油相的运移规律、驱替结束后剩余油的分布与形态规律等。研究结果表明:宏观孔隙度-渗透率相同的岩心,其微观孔喉结构非均质性仍存在较大差异;宏观孔隙度-渗透率、微观孔喉结构非均质性均不同程度影响油相的运移与剩余油的分布形态,非均质性越强,水相主要沿优势通道渗流,剩余油成片状滞留在小孔隙内,驱替过程中形成的油簇(滴)的数量越多,平均体积越小,剩余油以簇状连续相为主且饱和度较高;非均质性越弱,孔喉波及效率越高,剩余油主要以非连续相滞留在孔隙内。微观剩余油分布形态与绝对渗透率、毛细管数、微观非均质性有关,由此建立的微观剩余油分布连续性识别图版,可以很好地描述三者与剩余油分布的关系并准确识别剩余油分布的连续性。图16表4参27
  • TOOSEH Esmaeel Kazemi, JAFARI Arezou, TEYMOURI Ali
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1053-1058. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.13
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    利用室内岩心实验研究了低渗透含水层储气库天然气储气过程中气-水-岩相互作用以及影响储气过程的主要参数。研究表明,实验条件下储气量占岩心孔隙体积的百分比为6%~20%。注气速度对储气量有重要影响,注气速度较高时,储气量较高。提高压力也会使储气量增加。统计分析表明,注气速度比压力对储气量的影响更大。储气时间对储气过程也有影响,长期储存后会有大部分天然气滞留在储集层中无法被采出。原子吸收光谱分析表明,将天然气注入盐水饱和岩心的过程中,盐水中的离子浓度和水蒸发量增大,可能形成沉淀物,降低岩石的孔隙度和渗透率。气相色谱分析表明,在岩心中储存后,天然气中二氧化碳浓度降低,甲烷浓度增加。图8表5参24
  • 石油工程
  • 刘乃震, 张兆鹏, 邹雨时, 马新仿, 张一诺
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1059-1068. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.14
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    基于真三轴水力压裂模拟系统,开展已压裂缝内流体压力、段间距、射孔参数、水平应力差和水平井段固井质量对致密砂岩储集层多裂缝扩展形态影响的实验。通过岩样剖分和压力曲线特征的类比分析得到以下认识:已压缝处于临界闭合状态时,高水平应力差和小段间距将导致多裂缝合并,而已压缝内高净压力和缝宽不对称分布可能抑制后续裂缝扩展;较大段间距使得后续裂缝处于诱导应力递减区域,降低应力干扰程度;采用大密度深穿透射孔,有利于降低裂缝起裂压力;缝内净压力一定时,低水平应力差将增大水平应力反转程度,增大后续裂缝偏转角度;水平段固井质量较差时,裂缝在井筒与地层结合处起裂,形成纵向缝;各段裂缝起裂压力呈上升趋势,压力增长幅度可达30%;形成横切缝时,起裂后压力迅速下降,延伸压力低;裂缝发生偏转时,起裂后压力波动下降,延伸压力较高,为迂曲窄缝;形成纵向缝时,压力剧烈波动上升,呈现多峰值特征,起裂阶段和延伸阶段区别不明显。图16表1参26
  • 尹虎, 司孟菡, 李黔, 蒋宏伟, 戴黎明
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1069-1074. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.15
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    针对超深井溢流关井后钻柱在上顶力作用下存在冲出井筒风险的问题,建立钻柱上顶力计算模型,分析溢流关井期间钻柱上顶力动态变化特征,形成超深井溢流关井钻柱上顶风险管理程序。采用截面法和压力面积法分析溢流关井后钻柱受力情况,发现钻柱上顶力产生的根源是井内流体静液压力产生的虚拟力,当虚拟力与重力方向相反时,即为钻柱上顶力。采用环空多相流理论,考虑井筒续流效应和气体滑脱效应,分析了溢流关井期间井筒压力、溢流物的变化过程以及钻柱上顶力的动态变化特征。算例分析结果表明,钻柱上顶力的大小和方向与井筒内钻柱长度和关井时间有关,当井筒内钻柱长度小于临界钻柱长度、关井时间超过临界关井时间时,存在钻柱上顶的风险。给出了一套超深井发生溢流后预防钻柱上顶的方法和流程,使钻柱上顶风险管理更加严谨和科学。图8表2参14
  • 薛华庆, 周尚文, 蒋雅丽, 张福东, 东振, 郭伟
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1075-1081. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.16
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    利用场发射扫描电镜(FESEM)对水化作用前、后的页岩样品进行微观表征,通过微米CT扫描、孔隙度和渗透率测试实验来研究原始样品、饱和水及离心后样品的微观结构和物性参数之间的差异性。FESEM实验研究表明,水化作用对页岩中有机质的主体形态和位置、有机质孔隙没有影响。水化作用可增加页岩内的裂缝条数及宽度,主要表现为无机矿物之间裂缝的延伸和新裂缝的衍生、条带状有机质与无机矿物之间的裂缝宽度增加。不同含水饱和度条件下的微米CT扫描实验表明,水化作用强度受原生裂缝发育程度控制,原生裂缝越发育,水化作用越强。水化作用较强时,页岩裂缝的宽度可增加至原来的2~5倍。页岩孔隙度主要受有机质含量控制,其次受裂缝发育程度影响。页岩渗透率主要受裂缝发育程度控制,其次受孔隙度大小影响。水化作用后裂缝发育程度对孔隙度和渗透率均有影响,但对渗透率影响较大,对孔隙度影响较小。图10表2参21
  • NASIRI Alireza, GHAFFARKHAH Ahmadreza, DIJVEJIN Zahra Azimi, MOSTOFI Masood
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1082-1091. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.17
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    针对井漏会增加钻井成本和非生产时间的问题,采用多种新型环保型堵漏剂来控制膨润土钻井液和RIA-X钻井液的漏失,RIA-X钻井液可显著降低裂缝性或高渗透储集层的钻井液漏失量。通过堵漏剂测试仪的三维裂缝模拟井下真实情况,进行常规实验和堵漏剂测试,研究多种堵漏剂在各种尺寸裂缝中对2种钻井液的堵漏效果,优选最佳性能的堵漏剂及其组合模式。现场测试了新型环保堵漏剂在RIA-X钻井液中的控漏失效果,证明该环保堵漏剂可以控制常规固井或泡沫钻井无法应对的严重漏失。图9表10参55
  • 综合研究
  • 赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 金凤鸣, 姜文亚, 肖敦清, 韩文中, 时战楠
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1092-1102. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.18
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    依据渤海湾盆地沧东凹陷三维连片地震数据、钻井、测录井、试油及分析测试数据,对沧东凹陷古近系孔店组洼槽区构造演化、沉积储集层、烃源岩成烃演化进行研究,进一步发展了断陷盆地洼槽区常规-非常规油气聚集模式。沧东凹陷洼槽区成藏要素储集层与烃源岩具有分区性特征,具有原型洼槽和改造型洼槽两种常规-非常规油气成藏模式。洼槽形成及演化控制了常规油到非常规油的有序分布。洼槽上部构造油气藏发育,洼槽外环带为三角洲前缘形成地层-岩性油气藏的有利场所,中环过渡带为致密油发育有利区,而内环带细粒沉积相区为页岩油气勘探区。断陷盆地洼槽聚油理论的发展为老油田开展二次勘探开辟了新的建产增储领域和方向。图8表1参32
  • 学术讨论
  • 包建平, 朱翠山, 王志峰
    石油勘探与开发, 2018, 45(6): 1103-1114. https://doi.org/10.11698/PED.2018.06.19
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    依据塔东2井和英买力与塔中地区海相原油饱和烃和芳烃馏份的GC-MS资料,重新确立了塔里木盆地寒武系—下奥陶统烃源岩的端元油。分析结果表明,塔东2井原油富含3~6环无烷基取代的多环芳烃,显示其经历过异常高温的改造;而完整的正构烷烃系列与25-降藿烷系列并存表明其是正常油与生物降解油的混源油,因此不宜作为寒武系烃源岩的端元油。塔中11井和塔中30井原油特征明显不同于英买101井和英买201井来源于中—上奥陶统烃源岩的原油,判断它们应该来源于寒武系—下奥陶统烃源岩,且这类原油中缺乏25-降藿烷系列,表明没有遭受生物降解的改造,满足端元油的地球化学条件。但值得注意的是两类海相原油中三芳甾烷和甲基三芳甾烷系列分布与组成十分相似,这与其甾烷和4-甲基甾烷系列形成了鲜明对照。三芳甲藻甾烷是塔里木盆地海相油源研究最常使用的一类标志物,它在塔东2井原油和过成熟海相烃源岩与两类成熟端元油中分布特征上的显著差异,表明它们易受成熟度的影响,因此在海相原油油源研究中应谨慎使用。图11表4参48