石油与天然气地质-2014年, 第35卷, 第2期

2014年第35卷第2期中英文目录

2014, 35(2): 0-0.

摘要 ( 87 )

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中国与煤成气相关的大型、特大型气田分布特征及启示

王庭斌, 董立, 张亚雄

2014, 35(2): 167-182.

摘要 ( 208 )

PDF (12966KB) ( 8783 )

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与煤成气相关的大型、特大型气田是中国天然气储量的主体。中国含煤盆地众多，但是只有少数大、中型含煤盆地具有形成大型、特大型气田的地质条件。含煤岩系沉积后的构造地质环境对形成煤成气藏的影响更为重要。生气高峰期及成藏期越晚，越快、越有利于含煤盆地转化成为含气（油）盆地，越有利于形成大型、特大型煤成气田。以类前陆型、克拉通内坳陷型及陆缘断陷型含煤-含气（油）盆地勘探前景最好。鄂尔多斯盆地，四川盆地中部、西部和东北部，塔里木盆地北部（库车坳陷），东海盆地西湖凹陷，莺琼盆地，柴达木盆地北部和三湖区，准噶尔盆地北部和南部，松辽盆地深部及南海北部深水区等含煤盆地，仍然是21世纪近、中期中国天然气储、产量保持快速增长的重点地区。

鄂尔多斯盆地高桥地区上古生界致密砂岩储层非均质性特征

田景春, 刘伟伟, 王峰, 陈蓉, 林小兵

2014, 35(2): 183-189.

摘要 ( 182 )

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为深入研究致密砂岩储层的非均质性，利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料，对鄂尔多斯盆地高桥地区上古生界致密砂岩储层的非均质性进行了深入分析。结果表明，研究区山西组-下石盒子组储集砂体的非均质性与沉积作用关系密切，垂向加积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为规律不明显的正韵律或突变正韵律；侧积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为强烈的正韵律；前积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为规律明显的反韵律。漫流沉积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为变化不大或略微反韵律。从层内非均质性上看，盒8段和山西组储层均具有较强的非均质性。其中山2段的储层非均质性较山1段的强，盒8^下的储层非均质性较盒8^上的强。4个亚层中属盒8^上的均质性最好。从层间非均质性上看：不同层位差异较大。从平面非均质性上看，高桥地区盒8段和山西组储层在平面上不同地区表现出较强的非均质性。

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件及主控因素

任战利, 李文厚, 梁宇, 吴晓青, 于强, 任龙, 王维

2014, 35(2): 190-198.

摘要 ( 272 )

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鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件研究程度较低，致密油勘探未取得大的突破。为了评价盆地东南部延长组致密油的勘探前景，通过对沉积、储层、盖层、油气运移等方面的研究，深入分析了盆地东南部延长组致密油成藏条件。研究结果表明盆地东南部延长组长7段优质烃源岩大面积分布，延长组储层致密，源储配置好，具有形成致密油的良好地质条件。长6、长7、长8油层组是鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油主力勘探层系。延长组致密油藏的形成和富集主要受沉积微相、优质储层的控制。通过包裹体测温、盆地热史、伊利石测年、饱和压力等多种方法确定的致密油藏主成藏期为早白垩世，致密油成藏期受中生代晚期构造热事件的控制，具有晚期成藏的特点。

鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相

王峰, 陈蓉, 田景春, 李明瑞, 章辉若, 刘鑫

2014, 35(2): 199-206.

摘要 ( 213 )

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运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法，系统分析了鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组砂岩储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响，进而对储层成岩相特征及有利成岩相的分布进行了研究。结果表明：研究区长4+5储层成岩阶段总体处于中成岩阶段A-B期，压实作用与碳酸盐胶结作用造成原始孔隙的大量损失，使储集层物性变差；早期绿泥石薄膜的发育有利于原生孔隙的保存；溶蚀作用使物性得到明显改善。根据成岩作用对物性的影响，划分出绿泥石薄膜-粒间孔相、高岭石胶结-长石溶蚀相、伊利石胶结-长石溶蚀相、碳酸盐胶结相、硅质-伊利石胶结相等5种成岩相带，优质储集层与成岩相密切相关，绿泥石薄膜-粒间孔成岩相的砂体物性、含油性最好，是研究区长4+5储集层石油最富集的成岩相带。

致密油藏储层驱替特征及开发效果——以鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组为例

韩永林, 刘军锋, 余永进, 王胜华, 沈强

2014, 35(2): 207-211.

摘要 ( 191 )

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为了研究致密油藏储层驱替特征及其开发效果，以鄂尔多斯盆地上里塬地区上三叠统延长组长7油层组为例，通过测试分析及模拟实验对致密油藏储层的敏感性、渗流特征及水驱油特征进行了分析。结果表明，研究区储层为弱速敏、弱酸敏性，无水敏、盐敏性。致密油藏单相渗流启动压力梯度达2.0 MPa/cm，与渗透率呈负相关；束缚水饱和度和残余油饱和度偏高，共渗区较窄，等渗点较低，含水饱和度增大会导致油相渗透率快速下降。根据其不同驱油阶段含水率和驱油效率的变化，将长7储层的水驱油开发大致划分为无水期、含水快速上升期及高含水期等3不同的开采阶段。无水期驱油效率为18.1%，最终驱油效率较低，仅为31.7%。同时，研究区储层润湿相为弱亲油，对后期的注水开发会产生深远影响。

致密砂岩储层成岩作用特征与孔隙演化定量评价——以鄂尔多斯盆地高桥地区二叠系下石盒子组盒8段为例

张兴良, 田景春, 王峰, 陈蓉, 张锦泉

2014, 35(2): 212-217.

摘要 ( 164 )

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运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射等测试方法，系统研究了鄂尔多斯盆地高桥地区二叠系盒8段储集砂岩的成岩作用类型及其对储层的控制作用。研究区致密砂岩储层沉积后经历了复杂的成岩作用，压实作用导致原生粒间孔大量丧失，胶结作用在降低原生粒间孔的同时增加了骨架颗粒的强度，有利于残余原生粒间孔的保存，交代作用表现为高岭石交代长石以及铁方解石交代石英碎屑，溶蚀作用使砂岩中不稳定的碎屑颗粒及胶结物溶解，改善砂岩储层的储集性，破裂作用形成微裂缝。通过对不同成岩作用在储集砂岩的孔隙生成和损失方面的定量评价研究后认为，压实作用使孔隙度减小最多，达22.40%~33.17%，平均降低27.166%；其次为胶结作用和交代作用，使孔隙度损失5.5%~17%，平均损失为10.01%；而溶蚀作用使孔隙度增加6.86%~8.41%，平均增加8.586%。正是上述多种成岩作用改造的最终造成了研究区致密砂岩储层的孔隙特征。

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理

陈涛涛, 贾爱林, 何东博, 邵辉, 季丽丹, 闫海军

2014, 35(2): 218-223.

摘要 ( 217 )

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川中地区须家河组致密砂岩气藏因气源供应不足形成了气水过渡带；因成藏充注较早导致了区域大面积含气；因砂岩储层致密造成了气水混杂分布；由局部构造幅度控制了气水分异程度；由储层裂缝提供了气水渗流通道。该区须家河组气藏气水分布的形成机理可归纳为：晚三叠世末至晚侏罗世的未熟-低熟天然气在局部构造控制下于构造闭合高点处形成纯气顶；早白垩世—古近纪大量生成的天然气因砂岩储层致密而无法完全驱替出孔隙水，形成气水混杂分布格局；古近纪以来的喜马拉雅运动形成大量裂缝，改善了储层物性，在裂缝发育带聚集成藏。

川西坳陷中部须家河组五段致密砂岩储层特征及主控因素

林小兵, 刘莉萍, 田景春, 彭顺风, 杨辰雨, 苏林

2014, 35(2): 224-230.

摘要 ( 260 )

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利用岩心观察、测井资料、物性分析、薄片鉴定、扫描电镜等手段，对川西坳陷中部须家河组五段（须五段）储层特征及相对优质储层的影响因素进行探索。研究认为，须五段致密储层砂岩为赋存于烃源层系中单层厚2~25 m的三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂及浅湖砂坝砂体，为特低孔低渗储层，孔隙度平均为2.06%，渗透率平均为0.162×10^-3 μm²；塑性颗粒、粘土杂基的高含量，碳酸盐矿物胶结物的大量发育，是须五储层岩性致密化的主要因素；相对强水动力条件下沉积的中-细粒钙屑砂岩、含碳酸盐岩屑砂岩利于原生孔隙的保存及溶蚀流体交换，形成相对优质储层；易溶矿物长石含量极低，应是长石被溶蚀后的结果，并形成少量的溶蚀孔隙；烃源层系中独有的生烃增压缝利于大量有机酸进入胶结物未充满的残余粒间孔，再次发生溶蚀扩大。因此，与优质烃源岩相邻的具有一定厚度的水下分流河道及河口坝砂体是钻探的首选目标。

蜀南观音场地区须家河组砂岩致密化与成藏匹配关系

张翔, 田景春, 杜本强, 夏吉文, 古娜, 林小兵, 邓飞涌, 梁宇晨

2014, 35(2): 231-237.

摘要 ( 224 )

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蜀南观音场地区须家河组储层主要为一套三角洲平原分流河道砂体。对储层成岩作用的描述及致密化原因分析认为：沉积时水动力强弱决定了砂体储集性能的好坏，强烈的机械压实作用是原生孔隙大量损失的主要原因，成岩期石英次生加大是砂岩储层致密的关键因素。砂岩中石英次生加大边包裹体温度分布在82.5~125.1 ℃，推算致密化深度介于1 725~2 864 m，发生在燕山构造活动期间。根据研究区须家河组砂岩储层致密化过程与成藏运聚期次分析，认为：初次成藏期，砂岩储层未致密，天然气可以横向长距离运移；成藏高峰期前，砂岩储层已经致密，天然气不能横向长距离运移，以河道不整合面和高压开启的微裂缝作为运移通道；喜山期定型为现今的构造-岩性复合气藏，气藏受岩性、构造共同控制，非均质性强。

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

王朋岩, 刘凤轩, 马锋, 杨勉, 林益康, 卢冲

2014, 35(2): 238-243.

摘要 ( 257 )

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致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制，人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集，但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据，经过统计分析，研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律，总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限，具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据，认识到致密砂岩储层形成环境多样，深度跨度大，地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因，但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。

致密火山岩物性影响因素分析与储层质量预测——以马朗-条湖凹陷条湖组为例

孟元林, 胡越, 李新宁, 胡安文, 吴晨亮, 赵紫桐, 张磊, 许丞

2014, 35(2): 244-252.

摘要 ( 254 )

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在三塘湖盆地马朗-条湖凹陷条湖组二段晶屑玻屑沉凝灰岩致密储层中发现了工业油流。为了研究致密油的分布规律，通过研究岩相和成岩作用对火山岩储层物性的影响，进行了成岩作用数值模拟，结合条湖组二段的岩相图，预测了4类储层在平面上的分布。结果表明，角砾岩和凝灰岩的物性最好，玻屑晶屑沉凝灰岩和火山碎屑沉积岩的物性次之，熔岩的物性最差；随成岩作用的增强，储层的物性变差，储层物性是岩性和成岩作用综合作用的结果。常规储层（孔隙度≥9%）分布在马朗-条湖凹陷的南部，低致密储层（7%≤孔隙度<9%）和高致密储层（4%≤孔隙度<7%）分布在凹陷的中北部。在常规储层分布区，以寻找有效圈闭为主；而在致密储层分布区，则应注重储层和烃源的研究。

贝尔凹陷基岩潜山致密储层裂缝分布预测

杨勉, 徐梓洋, 杨柏松, 魏伟, 李启菊

2014, 35(2): 253-257.

摘要 ( 241 )

PDF (4939KB) ( 798 )

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贝尔凹陷基岩潜山储层属低孔低渗-超低孔超低渗型致密储层，构造裂缝是其主要的储集空间。预测致密储层构造裂缝的分布规律是寻找优质储层、提高油气藏勘探成功率的前提和保障。文章根据贝尔凹陷基岩顶面构造形态及基底断层分布特征，利用“曲率法”和“有限元数值模拟法”对“与褶皱相关裂缝”和“与断裂相关裂缝”成因的两种裂缝发育带的分布进行了预测。结果表明，贝尔凹陷基岩顶面与褶皱相关裂缝发育带主要沿构造走向分布，分布于贝西次凹贝302-贝13井及贝D4井东部、贝中断隆带霍10井周边及贝42-贝16井一线、贝中次凹内希13-希5-德8井附近。与断裂相关裂缝发育带主要分布于贝西次凹西南部及中部、贝中断隆带贝30井附近、贝中次凹东北部德8井附近及西南部希5井周边。岩心观察表明贝16井基岩潜山顶部主要发育构造曲率控制下的溶蚀性裂缝，与裂缝预测结果相一致，证明了预测方法的合理性。

致密砂岩气资源潜力关键参数确定方法——以吐哈盆地为例

王伟明, 赵旭, 孙计文, 段胜强, 王洋, 王贵磊, 闫旭, 田伟超

2014, 35(2): 258-265.

摘要 ( 153 )

PDF (1467KB) ( 638 )

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致密砂岩气资源评价方法的选取与参数的确定对客观认识致密气的资源潜力至关重要。通过分析各种资源评价方法的优缺点，选取容积法，结合致密储层特征确定了致密界线和含气饱和度两个关键参数。结果表明，容积法是评价致密砂岩气资源潜力可信度较高的方法，但参数的准确求取需结合致密储层的特征；致密砂岩储层具有喉道细小、亲水性强和束缚水含量高等特点，而且渗流能力由喉道大小控制，亲水性受具体粘土矿物成分与含量控制，但不受粘土总量控制；伊利石含量越高，岩石的润湿角越小，亲水性就越强，而绿泥石刚好相反；天然气的浮力与毛管力之间的平衡关系可确定致密储层物性界线，该界线受地层倾角影响明显，从盆地中心到边缘临界致密界线逐渐变小；伊利石表面强吸附水形成的双电层具有较强的导电能力，使传统的阿尔奇公式不适合致密砂岩含气饱和度的解释。而印尼公式充分考虑了泥质含量的影响，更适合于致密储层含气饱和度的解释。

页岩气储层“四孔隙”模型建立及测井定量表征方法

李军, 路菁, 李争, 武清钊, 南泽宇

2014, 35(2): 266-271.

摘要 ( 218 )

PDF (3236KB) ( 1071 )

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页岩气储层微观孔隙组分复杂，分为有机孔隙、碎屑孔隙、粘土孔隙和微裂缝。在岩心和测井响应特征分析基础上，提出利用测井资料定量评价页岩储层总孔隙及其微观孔隙组分的方法：①基于体积模型，利用密度测井资料或声波测井资料确定页岩储层总孔隙度；②综合利用常规测井资料和自然伽马能谱测井资料确定有机质体积含量，依据扫描电镜（SEM）技术确定刻度系数，得到有机孔隙度计算方法；③粘土孔隙是束缚水主要赋存空间，利用测井资料逐点确定粘土含量，并与邻近泥岩相关联，得到粘土孔隙度计算方法；④基于微裂缝的双侧向测井响应特征，通过正反演数值模拟计算，得到微裂缝计算方法；⑤总孔隙度与有机孔隙、粘土孔隙和微裂缝之差即为碎屑孔隙度。岩心结果表明，采用上述方法计算各微观孔隙组分与岩心测试结果吻合，表明方法的正确性。

上扬子地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件

胡明毅, 邓庆杰, 胡忠贵

2014, 35(2): 272-279.

摘要 ( 213 )

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基于上扬子地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩的野外露头、钻井、岩心等资料，通过显微薄片、扫描电镜及X-衍射、压汞分析、等温吸附等多项实验测试分析，以牛蹄塘组黑色页岩的地层、岩石学、地球化学、地球物理和页岩含气性等为重点，对上扬子地区下寒武统牛蹄塘组页岩气形成的成藏条件与特征进行了初步探索。研究表明上扬子地区下寒武统牛蹄塘组以浅水-深水陆棚沉积环境控制富有机质页岩的发育，沉积厚度一般在50~300 m；有机碳含量在1.5%以上，有机质成熟度达到高-过成熟阶段；富有机质页岩脆性矿物丰富、粘土矿物演化程度高，以伊利石稳定矿物为主，不含蒙脱石；多种孔隙类型及裂缝发育，可为页岩气的赋存提供良好储集空间；富有机质页岩含气量达到了页岩气商业开发下限2.0 m³/t。综合各种成藏条件，认为资阳-自贡一带、黔北和渝东南-湘鄂西地区为页岩气有利勘探区带。

松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力

柳波, 吕延防, 冉清昌, 戴春雷, 李梅, 王猛

2014, 35(2): 280-285.

摘要 ( 210 )

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页岩油气是重要的常规油气接替资源之一。根据页岩油区域地质调查，研究了松辽盆地北部青山口组页岩油形成的地质条件，优选出有利层段，并评估了其勘探潜力。青山口组内部旋回性明显，受湖平面控制富有机质与灰质、粉砂质泥岩交替出现；次级旋回下部暗色泥页岩具有单层厚度大、分布面积广，有机质丰度高等特点，目前尚处于大量生油气阶段；次级旋回上部富含长英质矿物，属于特低孔特低渗性储层，扫描电镜下微孔及微裂缝较为发育，为油气滞留提供了储集空间；青一段泥页岩整体非均质性强，并普遍发育有异常压力，具备形成页岩油的有利地质条件。地球化学分析及等温吸附试验结果表明，青山口组一段相比其他层段含油性最好，并具有一定的含气量，是具有最优勘探潜力的页岩油层系。综合以上地质条件及含油气性研究，确定了青山口组一段页岩油有利层段的空间分布，并通过资源量计算的相关参数赋值，采用概率体积法计算出松辽盆地北部青山口组一段页岩油地质资源量为105.60×10⁸ t，勘探潜力巨大。

辽河坳陷沙三、沙四段泥页岩微观孔隙特征及其成藏意义

杨超, 张金川, 李婉君, 荆铁亚, 孙睿, 王中鹏, 何伟, 卢亚亚

2014, 35(2): 286-294.

摘要 ( 166 )

PDF (31142KB) ( 630 )

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为深入研究辽河坳陷次级凹陷沙河街组三、四段泥页岩储层孔隙特征及成藏意义，选取了5口泥页岩钻井岩心样品进行了氩离子抛光-扫描电镜（FIB-SEM）、氦气吸脱附、X-衍射全岩分析、干酪根镜检及配套有机地化等实验，从微观孔隙结构到成藏意义进行了深入探讨。结果表明，研究层段共存在粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔、有机孔、微裂缝6种孔隙类型。孔隙发育不仅与沉积压实、胶结、溶解作用相关，另外还与页岩岩性、矿物组构、有机质类型、有机地化等因素密切相关。粘土矿物集合体粒间孔和层间微孔缝对页岩油气的赋存和运移贡献最大，且是页岩储层各向异性（渗透率）的主要控制因素；溶蚀孔及晶间孔次之；有机孔因相对不发育，对页岩油气的渗透贡献较小，但仍然是吸附态页岩油气的主要场所；微裂缝的影响不容忽视，是沟通宏孔与中孔的主要微通道。另外，低熟条件下粘附-结合态有机质中有机孔的大量发现表明粘土矿物对有机质的早期催化生烃起到重要作用，同时，有机质与矿物（主要是粘土矿物）紧密共生的保存特点，也反映了有机质保存形式与油气生成之间的密切关系。实验同时表明无定形体是研究层段生成页岩油气的主要贡献者。

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