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当期目录

    2016年 第37卷 第3期    刊出日期:2016-06-08
    2016年第3期封面+目次+封底
    2016年第37卷 第3期 中英文目录
    2016, 37(3):  0-0. 
    摘要 ( 64 )   PDF (833KB) ( 488 )  
    相关文章 | 多维度评价
    油气地质
    塔中地区西北部鹰山组成岩早期岩溶作用类型及其特征
    张恒, 蔡忠贤, 漆立新, 云露
    2016, 37(3):  291-303.  doi:10.11743/ogg20160301
    摘要 ( 175 )   PDF (14960KB) ( 600 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    根据塔中构造演化历史,厘定了鹰山组沉积-暴露时期均处于早期成岩阶段。基于大量的成像测井、岩心、薄片和部分分析化验资料,以及二维、三维地震数据,结合阴极发光技术、电镜扫描技术和地震属性提取技术,将塔中西北部鹰山组成岩早期岩溶作用划分为混合水岩溶和大气淡水岩溶两种基本类型,并阐述了岩溶发育特征,建立了岩溶作用模式。研究结果表明:①混合水岩溶为一期组构选择性的溶蚀作用,集中发育于塔中北坡折带顺7井,储层受到海岸带高能相带的控制。②大气淡水岩溶为一期非组构选择性的溶蚀作用,平面分布极为普遍。岩溶储层以裂缝型和裂缝孔洞型为主,岩溶垂向结构发育不完整,且储层在岩溶古地貌上的分异特征不显著,与北西西向断裂密切相关,反映了低幅度地貌控制下的开放系统“裂隙-渗流”型岩溶作用模式。
    塔北哈拉哈塘加里东期多期岩溶古地貌恢复与洞穴储层分布预测
    淡永, 邹灏, 梁彬, 张庆玉, 曹建文, 李景瑞, 郝彦珍
    2016, 37(3):  304-312.  doi:10.11743/ogg20160302
    摘要 ( 216 )   PDF (14817KB) ( 894 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    为了认识塔里木盆地北部哈拉哈塘加里东期多期岩溶作用对奥陶系碳酸盐岩储层发育的控制机理,选择不同方法对各期古地貌进行恢复。结果表明良里塔格岩溶期古地貌以丘丛洼地、谷地为主,由北向南发育了多条深切河流,地震剖面证实河流常切穿至一间房组;前志留纪岩溶期,由北向南可划分为潜山岩溶区、碎屑岩浅覆盖岩溶区和厚层覆盖岩溶区,地势北高南低,北部潜山区以微岩溶地貌为主,未发育深切河谷,南部厚层覆盖区为碎屑岩山地,由北向南的水系,汇入碎屑岩尖灭线附近岩溶湖。通过钻录井、岩心、测井解释等资料统计,总结浅覆盖区洞穴型储层主要发育在两个带:一间房组顶面以下0~30 m及50~110 m,对应层位分别为一间房组和鹰山组,厚层覆盖区洞穴型储层主要发育在一间房组顶面以下0~40 m,分带性不明显。结合断裂、古地貌、古水系等因素,认为浅覆盖区下部洞穴型储层及厚层覆盖区洞穴储层主要受控于良里塔格岩溶期径流带岩溶作用,该期南部深切河流为排泄点,控制了储层发育规模及走向。而浅覆盖区上部洞穴型储层受控于前志留纪岩溶期径流带岩溶作用,岩溶湖为径流排泄区,控制了上部洞穴储层发育。
    准噶尔盆地车排子地区石炭系顶部风化壳结构及其控藏作用
    宋明水, 赵乐强, 吴春文, 秦峰, 曾治平
    2016, 37(3):  313-321.  doi:10.11743/ogg20160303
    摘要 ( 167 )   PDF (11667KB) ( 599 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    基于实钻资料与地质综合研究,系统分析了准噶尔盆地车排子地区石炭系顶部风化壳结构地质特征及其发育主控因素,总结了风化壳结构发育模式与控藏作用。研究认为,车排子地区石炭系顶部风化壳垂向上具层状结构,自上而下依次为风化粘土层、水解层、淋滤层。风化壳结构形成主要受控于原岩岩性、间断时间和古地形三大因素。风化粘土层和水解层起着封盖、遮挡作用,分布较广的淋滤层具有较好的储集性能,利于油气横向输导。在有水解层或风化粘土层条件下,形成“毯砂”“壳”双输导模式;反之,则油气上窜或下灌,形成单一输导体。在其控制下,该区石炭系顶部风化壳发育壳内、毯砂前缘和复合岩性3种油气藏分布类型。
    准噶尔盆地西北缘三期走滑构造及其油气意义
    陈石, 郭召杰, 漆家福, 邢向荣
    2016, 37(3):  322-331.  doi:10.11743/ogg20160304
    摘要 ( 158 )   PDF (14604KB) ( 363 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    准噶尔盆地西北缘的红浅-车排子、克拉玛依-百口泉以及乌尔禾-夏子街断裂带是影响和控制油气成藏的关键要素之一,但目前对准噶尔盆地西北缘断裂带的属性与时限仍存在较大分歧。通过区域构造背景分析,以区域地质资料为基础,结合前人的研究成果,讨论准噶尔盆地西北缘的构造属性问题。研究发现,由于处于特殊的大地构造位置,西准噶尔地区在不同的演化阶段,以发育北东向展布的走滑构造为显著特征,主要存在3期:第一期是晚石炭世造成白碱滩和达拉布特蛇绿混杂岩带就位的左行走滑断裂带;第二期是晚二叠世—中晚三叠世之间,由于准噶尔地块和西准噶尔相对于成吉斯弧的反时针旋转,进而形成的克拉玛依-百口泉、乌尔禾-夏子街右行走滑逆冲带,它们伴生的构造圈闭,是油气成藏的关键;第三期是指形成于新生代的达拉布特左行走滑断裂,对盆地北缘有一定的改造,但是总体变形分布范围较窄,在实际分析中应当和中生代走滑构造注意区分。
    柴达木盆地西南缘下干柴沟组下段辫状河三角洲沉积特征
    谭先锋, 夏敏全, 张勤学, 王佳, 黄建红, 冉天
    2016, 37(3):  332-340.  doi:10.11743/ogg20160305
    摘要 ( 248 )   PDF (4979KB) ( 745 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    柴达木盆地西南缘昆北断阶带下干柴沟组下段沉积了一套辫状河三角洲沉积,具有重要的油气储集意义。利用录井、钻井岩心、地震、测井以及粒度分析等手段,详细研究了辫状三角洲的沉积特征。研究结果表明,昆北断阶带辫状河三角洲分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三个亚相类型。辫状河三角洲平原分为辫状河道和洪泛平原两个微相,辫状河三角洲前缘可分为水下分流河道、河口坝/远砂坝、席状砂、水下分流间湾五个微相。纵向上,经历了辫状河三角洲平原-辫状河三角洲前缘-滨浅湖的演化过程,辫状河三角洲平原发育河道多期次叠加,辫状河三角洲前缘河道化作用较弱。平面上,受两大物源体系影响,发育两个主河道,河道化程度横向差异较大。同生期断层是制约辫状河三角洲发育的首要因素,物源供给制约辫状河三角洲砂体分布和物质构成,古地貌制约辫状河三角洲的形态分布。综合各种地质因素,建立了柴西南昆北断阶带辫状河三角洲沉积模式。
    鄂尔多斯盆地延长组长7油层组页岩-致密砂岩储层孔缝特征
    耳闯, 赵靖舟, 姚泾利, 叶小闯, 吴伟涛, 白玉彬, 邓秀芹, 孙勃
    2016, 37(3):  341-353.  doi:10.11743/ogg20160306
    摘要 ( 123 )   PDF (15390KB) ( 632 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组是富有机质页岩和致密砂岩共生发育的富油层位,富有机质页岩既是生油层又是储层,并为致密砂岩提供油源。揭示页岩储层和致密砂岩储层之间的孔缝特征,对认识页岩油和致密油赋存空间和运移机理具有重要意义。综合岩心描述、场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、核磁共振实验、高压压汞和低温吸附实验等手段,定性描述和定量表征相结合,刻画了富有机质泥页岩和致密砂岩储层中的孔隙类型和孔径大小。富有机质泥页岩孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔,页岩中孔隙的孔径范围总体分布在50 nm以下。页岩中的裂缝包括水平缝、低角度缝、高角度缝和近直立缝。致密砂岩储层孔隙类型包括剩余原生粒间孔、晶间孔和次生孔,且次生孔是主要的孔隙类型。致密砂岩孔隙直径多在2 μm以上,孔喉半径多集中在73.5 nm以下,但对渗透率起贡献作用的孔喉半径区间为73.5~735 nm,致密砂岩中同样发育微裂缝和高角度裂缝。页岩和致密砂岩孔隙的形成和演化均受沉积作用和成岩作用的影响,成岩作用流体和烃类流体的运移和充注将页岩和致密砂岩构成了有机整体。延长组长7油层组页岩-致密砂岩系统中存在3类孔缝网络和石油运移路径:①页岩内纳米-微米级孔隙-裂缝网络,形成页岩油的存储空间和石油源内运移的路径;②致密砂岩内纳米级喉道和微米级孔隙的孔隙网络系统,形成致密油的存储空间;③页岩和致密砂岩间差异孔喉结构-微裂缝-裂缝孔喉网络系统,构成源内石油向源外运移的路径。
    川东北飞仙关组-长兴组天然气几个地球化学问题探讨
    朱扬明, 孙林婷, 郝芳, 邹华耀, 郭彤楼
    2016, 37(3):  354-362.  doi:10.11743/ogg20160307
    摘要 ( 150 )   PDF (1618KB) ( 348 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    基于川东北地区大普光、元坝和通南巴构造带百余个飞仙关组-长兴组天然气样品的分子和碳同位素组成数据,结合烃源岩和储集岩分析资料,就原油裂解气与烃源岩裂解气的区分、烷烃气碳同位素的反序分布和CO2与H2S的成因关系等问题进行了探讨。研究结果表明,大普光、元坝区块富含固体沥青的孔洞型气藏的原油裂解气中,丙烷相对较多,以较低的ln(C2/C3)值(<3.0)为识别标志。而通南巴等区块裂缝型气藏的烃源岩裂解气(可溶沥青和干酪根的高温裂解气),具有ln(C1/C2)和ln(C2/C3)同步升高的组成特征,以较高的ln(C2/C3)值(>3.0)与典型的古油藏原油裂解气相区别。各构造带的飞仙关组-长兴组烷烃气存在碳同位素反序分布,可能有多种原因。其中,通南巴构造带河坝场气田飞仙关组烷烃气中的该现象,是由于龙潭组过成熟干气混入志留系气源气所致。飞仙关组-长兴组发生过TSR(硫酸盐热化学还原反应)作用的天然气中,多呈高CO2、低H2S和低CO2、高H2S两种分布模式,两种非烃气的相对含量受气藏流体-岩石相互作用体系的控制。在高含H2S的气藏中,CO2主要来源于烃类的氧化,并经流体-岩石交换作用,其δ13C值相对较负;而在CO2异常丰富的天然气中,CO2主要由碳酸盐岩的化学分解而来,δ13C较重。
    海相碳酸盐岩大中型油气田成藏体系及分布特征
    王大鹏, 陆红梅, 陈小亮, 陶崇智, 孟祥军, 牛新杰, 白国平
    2016, 37(3):  363-371.  doi:10.11743/ogg20160308
    摘要 ( 229 )   PDF (2271KB) ( 704 )  
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    基于全球53个海相碳酸盐岩含油气盆地199个大中型油气田的最新资料,根据油气成藏体系理论的分析原则,将成藏体系的“源-位”分类方案应用于海相碳酸盐岩大中型油气田,统计分析了这些油气田中单源一位、单源二位、单源三位、二源二位、二源三位和三源三位6类成藏体系类型油气田的分布和储量特征,厘定海相碳酸盐岩盆地油气富集的主要成藏体系类型,揭示其对海相碳酸盐岩盆地油气富集的控制作用。结果表明,海相碳酸盐岩大中型油气田中最主要、最普遍的成藏体系类型为单源三位,这类成藏体系富集的油气储量最多,其次为单源二位和二源三位,而归属于其它成藏体系类型的油气田储量不大,个数亦相对较少,分布也较为分散。单源二位是最优越的成藏体系,具有规模性的成藏效应,但后期需较好的保存条件。此外,单源一位更多地表现为非常规性质,成藏体系的三大要素集于同一套岩层,但这种成藏体系在海相碳酸盐岩层系中发现的最少。
    辽河盆地东部凹陷渐新统辉绿岩:特征、识别与成藏规律
    孙昂, 黄玉龙, 李军, 冯玉辉, 王建飞, 王璞珺
    2016, 37(3):  372-380.  doi:10.11743/ogg20160309
    摘要 ( 128 )   PDF (11657KB) ( 247 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    基于41口钻井3 555 m辉绿岩井段测录井、岩心岩屑和560 km2三维地震资料,通过86件岩石薄片鉴定,建立地质属性-测井/地震响应关系,研究辽河盆地东部凹陷辉绿岩的岩性、岩相和测井识别特征,实现钻井约束-地震填图,探索辉绿岩的空间分布与成藏规律。辉绿岩具全晶质似斑状结构,斑晶为斜长石和单斜辉石,有效储集空间以次生溶蚀孔缝为主。辉绿岩可分为中心和边缘两类亚相,其中有利储层主要发育在边缘亚相。测井特征呈现高阻、低声波时差的平滑或微齿化曲线,地震反射特征为强振幅、中-低频、同相轴连续性较好。纵向上辉绿岩主要分布在沙河街组三段(沙三段)和沙河街组一段(沙一段),岩体存在顺层和穿层两种原始侵入产状,以及碟状与断块两种后期改造形式。辉绿岩的分布受主干走滑断裂(驾掌寺和驾东断裂)控制,有单侧和双侧两种侵入方式,侵入距离为1 375~5 625 m(平均为2 572 m),岩体厚度为49~165 m(平均为112 m)。通常辉绿岩体积越大,其上覆地层厚度越大。辉绿岩侵入时代为东营组晚期,是火山-热液作用的产物,流体-围岩相互作用形成的次生溶蚀孔隙是辉绿岩油气成藏的关键因素,“顶面成藏”是辉绿岩的主要成藏规律。
    中亚北乌斯丘尔特盆地油气富集规律与勘探潜力
    余一欣, 殷进垠, 郑俊章, 李锋, 徐小龙, 吴航, 于笑
    2016, 37(3):  381-386.  doi:10.11743/ogg20160310
    摘要 ( 247 )   PDF (1492KB) ( 631 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    根据北乌斯丘尔特盆地主要地质特征及已发现油气田的分布特点,总结了油气富集规律及其主控因素,并分析了勘探潜力。受油气来源及烃源岩沉积环境差异的影响,北乌斯丘尔特盆地的油气分布具有“西油东气”的特点,而且优质储层的发育决定了石油和天然气分别富集于中侏罗统和始新统储层中,良好的运移通道则是北布扎奇隆起油田形成的重要条件。北布扎奇隆起中生界的勘探目标主要是发育于隆起北坡及顶部的拉长型断背斜构造,古生界巴什基尔阶和阿赛尔阶碳酸盐岩储层的勘探潜力也不容忽视。盆地中部和东部地区的侏罗系和始新统储层潜力较有限,但东北部的下白垩统可能是一个新的勘探层系,东南部石炭系维宪阶碳酸盐岩储层在局部地区也具有一定潜力。
    断层对地应力场方向的影响机理
    刘中春, 吕心瑞, 李玉坤, 张辉
    2016, 37(3):  387-393.  doi:10.11743/ogg20160311
    摘要 ( 233 )   PDF (2254KB) ( 807 )  
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    断层附近区域地应力方向相对于远离断层区域存在明显变化。前人利用实验及有限元模拟等手段研究了断层对其附近区域地应力方向的影响规律,但是缺少从力学机理角度解释这些规律的研究。研究总结了单一断层附近最大水平主应力方向变化规律,利用孔口问题弹性力学解析解揭示了这种规律的力学机理,并以某单元为例,研究了多断层区域最大主应力方向沿断层走向上的变化。结果表明,断层端部区域最大水平主应力朝着断层走向偏转,应用孔口问题弹性力学求解可以获得理论证明,塔河某单元的地应力计算结果也验证了这种规律。
    已发现油田储量增长潜力评价——以扎格罗斯盆地为例
    凡玉梅, 张继龙, 高宪, 李广超, 宋丽娜
    2016, 37(3):  394-398.  doi:10.11743/ogg20160312
    摘要 ( 147 )   PDF (1096KB) ( 382 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    已发现油气田储量增长评价是油气资源潜力评价的主要研究内容,评价对象所处区域的地质和开发条件不同,储量增长预测模型也各不相同。采用修正Arrington方法,分析了扎格罗斯盆地已发现油田可采储量随着油田年龄增长的变化规律,建立了可采储量累积增长系数和油田年龄的数学模型,预测了盆地已发现油田储量增长的潜力。同时分别研究了不同储量规模、不同发现年代油田对储量增长的贡献。研究表明:扎格罗斯盆地储量增长模型符合幂函数形式,已发现油田在未来30年可采储量将增长20.7%。随着盆地勘探开发的进程,储量增长速度呈不稳定的阶梯状,其中可采储量规模大于150 MMb的油田储量正增长的潜力较大;在相同时间段内,已发现油田的储量增长速度远远大于新油田的发现。
    四川盆地页岩气富集控制因素及类型
    朱彤, 王烽, 俞凌杰, 孙润轩
    2016, 37(3):  399-407.  doi:10.11743/ogg20160313
    摘要 ( 220 )   PDF (5240KB) ( 595 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    四川盆地页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点。有利的沉积相、成熟度和保存条件是四川盆地页岩气富集的关键因素。海相深水陆棚优质页岩具有源、储、可压一体页岩气的富集条件,为最有利的沉积相类型。湖相碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与灰岩互层组合,具有源、储、可压近配页岩气富集条件,有利于微裂缝的发育,具有较好储渗性。适中的成熟度(2%~3%)生气高峰阶段,饱和气有机孔隙最发育,页岩的储集性最好。在埋藏条件下,页岩气的赋存总体上随着埋深增加,吸附气缓慢下降,而游离气则较快增加,超压区有利于游离气保存。在此研究基础上,将四川盆地页岩气划分为3个层系5种类型。其中,下志留统盆内缘超压和盆内超高压深水陆棚厚层页岩气型最有利于页岩气富集。依据各层系有利的沉积相带,适中演化程度(镜质体反射率1.3%~3.5%),压力系数大于1.2,埋深小于4 500 m分布区,预测出不同层系的页岩气有利区。
    渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性影响因素
    包友书, 张林晔, 张金功, 李钜源, 李政
    2016, 37(3):  408-414.  doi:10.11743/ogg20160314
    摘要 ( 212 )   PDF (4745KB) ( 852 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    为探索渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性与页岩演化程度变化关系,分析了东营凹陷古近系页岩主要粘土矿物演化特征、页岩流体压力发育情况、页岩内烃类流体性质演化规律,以显微荧光方法对页岩的可动油进行了观测,并对页岩可动油率进行了模拟实验测定。研究表明:随页岩埋深增加,伊/蒙混层及蒙脱石含量逐步降低,至3 500 m深度时达到平衡点。埋深大于3 500 m粘土矿物水化膨胀性减弱,有利于页岩油储层的压裂和压裂后裂缝的保持。2 800 m以下,页岩普遍发育自源异常高压,为页岩油的产出提供了有利的天然能量。埋深大于3 000 m,由于进入生烃高峰,页岩内一般具有较高的含油饱和度。在埋深小于4 200 m页岩内以油相为主,至4 300 m进入凝析气相阶段。页岩油粘度随深度增加明显降低,在3 500 m左右降至较低数值。显微荧光观测和可动油模拟实验表明:埋深大于3 000 m页岩中均存在可动油,且随深度增加,可动油比例增大。综合粘土矿物演化特征、流体压力发育情况、页岩内流体性质和可动油实验结果,认为东营凹陷大于3 500 m的古近系页岩油具有较好的勘探前景。
    南海北部天然气水合物潜在区973-3岩心古菌多样性
    杨玉峰, 雷怀彦, 史春潇
    2016, 37(3):  415-421.  doi:10.11743/ogg20160315
    摘要 ( 132 )   PDF (1029KB) ( 498 )  
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    海底微生物产甲烷和甲烷厌氧氧化作用对全球甲烷循环有着重要影响。在全球升温的背景下,海底天然气水合物作为地球上的一个巨大甲烷库,具有重要的环境效应。利用基于16S rDNA的分子生物学技术,对南海北部台西南盆地天然气水合物潜在区沉积物中古菌多样性进行了分析,探讨了成岩环境因素对古菌种群分布的影响。结果显示:在973-3岩心20~450 cm深度段,Methanosaeta为优势菌群,所占比例为32.9%;Methanosarcinales在542~870 cm深度段所占比例最高,达到28.3%;Methanomicrobiales在1 075~1 162 cm深度段所占比例高达20.7%。973-3岩心古菌种群分布与甲烷产生、氧化密切相关,预示其下部赋存天然气水合物。973-3岩心成岩环境参数垂向变异与天然气水合物成藏有着明显响应关系:pH值随岩心深度增加而变大,Eh(氧化还原电位)值、盐度和沉积物粒径的变化趋势则相反。973-3岩心与日本海、南海神狐海域等天然气水合物赋存区、非赋存区古菌群落结构明显不同,这是由于pH值、Eh值和沉积物粒径等成岩环境参数对973-3岩心古菌种群分布有着显著影响,故必须深入研究微生物代谢甲烷活动的生态位,以提高古菌群落结构对天然气水合物的指示性。
    渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组富有机质页岩孔隙分类及孔径定量表征
    张琴, 朱筱敏, 李晨溪, 乔李井宇, 刘畅, 梅啸寒, 杜会尧, 禄佳景
    2016, 37(3):  422-432,438.  doi:10.11743/ogg20160316
    摘要 ( 135 )   PDF (25116KB) ( 1273 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    页岩微观孔隙特征分析和孔径定量表征是页岩油气储层评价和开发的关键。通过岩心观察、薄片鉴定、X-衍射、扫描电镜、氮气吸附等实验手段,分析了渤海湾盆地沾化凹陷富有机质页岩的矿物组成和微观孔隙类型,并对微观孔径进行了定量表征。结果表明:沙河街组页岩具有碳酸盐矿物含量高、粘土矿物含量较低的特征。根据发育位置、成因及产状,将储集空间分为孔隙与裂缝两大类,并制定了孔隙和裂缝的尺度评价标准。孔隙包括矿物基质孔隙和有机质孔隙;裂缝包括构造、层间、超压破裂、成岩和有机质收缩裂缝。氮气吸附等温曲线主要存在3种类型,分别反映了样品中微孔、中孔及宏孔的分布差异。通常氮气吸附实验能更好地表征中孔的发育特征,而扫描电镜所测孔隙更好地表征了宏孔的发育。需要进一步采用二氧化碳吸附、纳米CT及压汞实验定量表征页岩的微孔和宏孔的大小及分布。
    油气开发
    振荡式注汽速度对蒸汽驱开发效果的影响
    倪红梅, 刘永建, 李盼池
    2016, 37(3):  433-438.  doi:10.11743/ogg20160317
    摘要 ( 203 )   PDF (933KB) ( 664 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    针对蒸汽驱恒定式注汽速度驱油效果差的现状,提出了整个蒸汽驱过程中采用振荡式注汽速度的驱油方式,具体分为振幅变化恒定的振荡式注汽速度和振幅变化随机的振荡式注汽速度两种情况开展研究。为了确定每个振荡周期最优的注汽速度,依据质量守恒和能量守恒原理,以蒸汽驱累积油汽比为评价目标,建立注汽速度评价模型,并且引入粒子群优化算法,优选出每个周期最优的振荡式注汽速度。为了评价振荡式注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响,以辽河油田齐40块为例进行了试算。结果表明,振荡式注汽速度优于恒定式注汽速度,可提高累积油汽比23.50%。振幅变化随机的振荡式注汽速度优于振幅变化恒定的振荡式注汽速度,可提高累积油汽比8.98%。
    低渗透油藏仿水平井注采井网产能
    李荣强, 吕爱民, 王建忠, 李阳, 詹世远, 王月英
    2016, 37(3):  439-443.  doi:10.11743/ogg20160318
    摘要 ( 153 )   PDF (993KB) ( 691 )  
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    仿水平井技术可大幅度增加单井泄油面积和控制储量,实现了低丰度、特低渗透油藏的有效动用。为比较该技术与传统水平井技术开发效果的不同,对仿水平井不同开发井网稳态产能进行精确快速预测,以仿水平井渗流特征为基础,基于流管流线积分方法建立了不同井网形式考虑启动压力梯度的仿水平井产能预测模型。与实际产量对比表明,所建立产能预测模型得到的计算结果具有较高的准确度(最大误差为8.04%)。通过应用所建立模型进行计算对比可知,仿水平水井长度相同时,交错井网稳态产能大于正对井网稳态产能,波及面积较大,开发效果较好,而且正对井网对水井长度的敏感性大于交错井网。该研究对特低渗透油藏仿水平井井网注水开发具有一定的理论指导意义。
    技术方法
    穿透非均质储层的复杂轨迹井产量计算新方法
    陈志海, 董广为, 廉培庆
    2016, 37(3):  444-449.  doi:10.11743/ogg20160319
    摘要 ( 174 )   PDF (1021KB) ( 631 )  
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    解析法和半解析法计算水平井产量的公式一般要求油藏储层均质,且井轨迹平行于油藏边界,难以准确地计算复杂轨迹井的产量。根据井轨迹和储层渗透率把油藏划分为若干区域,不同区域渗透率取值不同,且井轨迹可不平行边界。通过引入点源函数法,基于定压油藏边界建立了非均质性储层复杂轨迹井的产量分段积分相似解,利用Ouyang模型计算了井筒内流动的沿程压力损失。该方法避免了数值模拟中数值弥散的发生,只需输入较少的参数就可以对复杂轨迹井进行快速产能评价。实例计算结果表明:①复杂轨迹井井筒内的流量从指端到跟端逐渐增大;②由于储层的非均质性,各段流量分布并不均匀,渗透率高的部位流量也高;③井筒压降从指端到跟端同样逐渐增大,由于流量分布不均匀,因此不同轨迹段在井筒内压降也不相等。该方法计算结果与Eclipse数模方法一致,表明该方法是可行的。应用该方法计算的油井产量与油田现场生产对比,预测油井产量相对误差小于5%,能满足现场油藏工程研究的需要。
    少井条件下的复杂岩性储层地质建模技术——以渤海湾盆地石臼坨凸起A油田为例
    张宇焜, 王晖, 胡晓庆, 张显文, 卜范青, 高玉飞, 范廷恩
    2016, 37(3):  450-456.  doi:10.11743/ogg20160320
    摘要 ( 369 )   PDF (5063KB) ( 1047 )  
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    钻井揭示渤海湾盆地石臼坨地区沙河街组一段、二段储层垂向岩性为复杂的碎屑岩和碳酸盐岩混杂堆积,总体物性为低孔、特低渗,储层厚度大但隔夹层不发育,且横向变化快,内部非均质性严重。勘探评价阶段由于海上油气田评价井数量有限,储层认识难度大。针对此类储层的精细表征,单井上通过元素俘获谱测井技术识别储层复杂岩性,并结合核磁共振测井技术完成不同岩性储层的渗透率优化解释,在此基础上根据岩性和物性特征划分储层岩相。同时结合地层切片演绎技术和井点岩性分布进行扇三角洲沉积期次划分,从而搭建精细地层格架。以地层格架为单元,利用地震多属性分析技术预测扇体的空间展布范围,并通过确定性建模和随机模拟相结合的方法多级约束建立储层岩相模型,最终通过相控随机模拟的方法得到定量的储层物性空间分布。该套建模技术合理表征了石臼坨地区古近系复杂岩性储层的空间分布特征。所建立的地质模型在确保等时性的同时,细化了储层层系,明确了优质储层的分布特征,提高了勘探评价阶段古近系中深层复杂岩性储层预测的精度。