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    2017年 第38卷 第2期    刊出日期:2017-04-28
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    2017年第38卷 第2期 中英文目录
    2017, 38(2):  0-0. 
    摘要 ( 63 )   PDF (303KB) ( 498 )  
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    油气地质
    渤海湾盆地渤南洼陷沙四段油气多期充注的流体包裹体证据
    林红梅, 程付启, 王永诗, 宋国奇
    2017, 38(2):  209-218.  doi:10.11743/ogg20170201
    摘要 ( 147 )   PDF (5255KB) ( 753 )  
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    为了确定渤海湾盆地渤南洼陷沙河街组四段的油气充注历史,对该层段24口井26块样品进行了流体包裹体系统分析,包括显微鉴定、微束荧光光谱分析和均一温度测定,并结合取样井沉积埋藏史及热演化史分析,明确了油气充注幕次和时间。流体包裹体分析发现,该层段主要发育盐水、油和含烃盐水3类包裹体,并见沥青包裹体及裂缝/孔隙充填沥青。油包裹体以发黄-黄绿色和蓝白色荧光为主,少量发橙色荧光;橙、黄-黄绿和蓝白色荧光光谱主峰波长λmax分别为555.76~576.88,513.25~555.76和491.13~497.93 nm。红绿熵Q650/500分布在0.21~0.39,0.43~0.96和0.95~1.17,Qt 535值分布在2.25~2.71,0.99~2.45和0.60~1.13,它们伴生的盐水包裹体均一温度分别为92.6~112.2,106.4~143.7(120~140为主)和143.2~162.7 ℃。由此推测,渤南洼陷沙四段至少发生过早、中、晚3期油气充注过程。通过盐水包裹体均一温度在沉积埋藏史和热史图上的投影,得到3期油气充注时间分别为30.7~27.7,18~5和3.8~0 Ma。目前发现的油气主要是第二和第三期充注的结果。
    渤海湾盆地渤南洼陷沙三下亚段泥页岩非均质性特征及演化模式——以罗69井为例
    彭丽, 陆永潮, 彭鹏, 刘惠民, 刘占红, 杜学斌, 李吉君, 张三盛
    2017, 38(2):  219-229.  doi:10.11743/ogg20170202
    摘要 ( 189 )   PDF (6104KB) ( 1476 )  
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    通过岩心观察和样品测试数据综合分析,在总结前人层序格架研究成果的基础上,对渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组三段下亚段湖相泥页岩的多重非均质性特征和演化规律进行研究。结果表明:沙三下亚段为一个三级层序,层序内可识别出湖扩体系域(EST)、早期高位体系域(EHST)和晚期高位体系域(LHST)。岩相组合、矿物组成、藻类化石、有机碳含量和有机质类型都在沙三下亚段层序格架内发生明显的规律性变化。其中,岩相组合方面共识别出6种岩相类型,各岩相的矿物组成从EST到LHST,粘土矿物、石英和长石含量增加,方解石和白云石含量减少,黄铁矿含量在EHST最高。藻类化石在LHST种类及丰度最为发育,有机碳含量在EST最低,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。沙三下亚段泥页岩含油性受多重非均质性特征综合影响,对比分析认为EHST含油性最好,同时也是最具潜力的页岩油目的层段。
    渤海湾盆地东营凹陷永北地区沙河街组三段砂砾岩粒度概率累积曲线特征及沉积环境意义
    王铸坤, 李宇志, 操应长, 王艳忠, 杨田, 赵博
    2017, 38(2):  230-240.  doi:10.11743/ogg20170203
    摘要 ( 197 )   PDF (1022KB) ( 720 )  
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    沉积水动力条件是沉积相研究的基础,粒度分布特征是分析水动力条件的关键。在岩心精细观察描述和相分析基础上,利用大量粒度分析资料对渤海湾盆地东营凹陷永北地区沙河街组三段砂砾岩粒度概率累积曲线特征及其与水动力机制的对应关系进行了系统研究。研究表明:研究区砂砾岩粒度概率累积曲线主要包括泥石流型、高密度浊流型、低密度浊流型和牵引流型4种基本类型和泥石流-低密度浊流过渡型和高密度浊流-低密度浊流过渡型2种过渡类型。泥石流型包括宽缓上拱式和弧线-直线复合式,反映泥石流沉积特点,多发育在近岸水下扇主水道和扇三角洲平原。高密度浊流型包括悬浮一段式和低斜两段式,反映高密度浊流沉积特点,多发育在近岸水下扇水道、扇三角洲水上及水下分流河道内。低密度浊流型为低斜两段式和低斜两跳一悬式,反映低密度浊流特点,主要发育在近岸水下扇主水道间、辫状水道间。牵引流型包括高斜两段式、滚动-跳跃-悬浮三段式、一跳一悬夹过渡式及两跳一悬式,反映牵引流沉积特点,在近岸水下扇扇中、扇三角洲前缘最发育。泥石流-低密度浊流过渡型为台阶状多段式,反映泥石流向浊流逐渐转化,仅发育在扇三角洲水下分流河道。高密度浊流-低密度浊流过渡型为一跳一斜加过渡式,反映浊流浓度降低的过程,只在近岸水下扇外扇深切水道内发育。
    基于单成因砂体的三角洲前缘油水运动规律——以渤海湾盆地Z油田东营组二段下亚段为例
    韩雪芳, 颜冠山, 刘宗宾, 宋洪亮, 王欣然
    2017, 38(2):  241-247.  doi:10.11743/ogg20170204
    摘要 ( 200 )   PDF (1848KB) ( 696 )  
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    在油田开发后期,通过解剖单成因砂体构型,可用于指导油水运动规律分析以及后续的剩余油挖潜工作。以储层构型理论为指导,根据3种垂向分期识别标志(泥质夹层、含砾砂岩层和钙质夹层)和4种侧向划界识别标志(曲线形态差异、岩性差异、厚度差异和水淹特征差异),将渤海湾盆地Z油田东营组二段下亚段Ⅰ和Ⅱ油组三角洲前缘沉积复合砂体划分为多个代表单一沉积微相(水下分流河道、河口坝等)的单成因砂体,并依据井间砂体厚度变化与砂体顶面角度二者之间较好的对数相关性,定量确定了单一砂坝砂体尖灭点。由此,重构了油田范围内复杂沉积中河口坝连片分布和水下分流河道交叉叠置的特征。以此为基础,综合分析油藏其他动静态资料,认为单成因砂体质量差异是影响油水运动和剩余油分布规律的主要因素。单个朵叶体形成相对独立的流体单元,不同类型单成因砂体由于其质量差异,表现出不同的渗流能力和水淹特征,优质单成因砂体易形成优势通道并造成剩余油的富集。开展基于单成因砂体的油水运动规律研究,可为油田后期加密挖潜和有效提高油田采收率奠定必要的地质基础。
    辽河西部凹陷杜84块兴隆台Ⅰ油层隔夹层识别、成因及分布特征
    吴俊, 樊太亮, 高志前, 李晨, 张涛, 马聪明
    2017, 38(2):  248-258.  doi:10.11743/ogg20170205
    摘要 ( 178 )   PDF (9270KB) ( 559 )  
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    隔夹层是储层非均质性的主要控制因素之一,探讨隔夹层为油藏精细描述和剩余油研究奠定基础。以岩心、生产动态数据为基础,综合辽河西部凹陷曙一区1735口测井资料,利用电性及物性测试分析,按照岩心标定测井曲线,编制5种参数(声波时差、深侧向电阻率、感应电导率、孔隙度和渗透率)交会图。将研究区的隔夹层分为泥质隔夹层和物性隔夹层两类,并建立两类隔夹层定量划分标准和识别模板。研究区隔夹层发育主要受控于洪泛期沉积、局部区域水动力减弱、多期河道切割侵蚀、前积(侧积)和河床滞留沉积的综合作用。泥质隔夹层主要集中分布在滨浅湖和分流间湾处,物性隔夹层主要分布在水下分流河道分支处及分流间湾的局部;在靠近物源区,隔夹层分布较少且较孤立,仅在两期河道叠置间发育,而在远离物源区分布明显增多且厚度增大;隔夹层在垂向上的分布与所处的基准面旋回关系密切,在中期旋回上升半旋回的3个阶段,隔夹层自下而上数量增多、厚度增大。最后提出隔夹层的岩性、物性、厚度及展布特征影响蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术对辽河油田稠油的生产。
    强烈断陷期小型湖盆沉积充填演化特征——以松辽盆地徐家围子断陷宋站地区沙河子组为例
    蔡全升, 胡明毅, 胡忠贵, 邓猛
    2017, 38(2):  259-269.  doi:10.11743/ogg20170206
    摘要 ( 162 )   PDF (11524KB) ( 681 )  
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    松辽盆地徐家围子断陷北部宋站地区属于小型断陷湖盆沉积区。最新钻井资料显示,该类型断陷盆地也具有较好的天然气勘探潜力,可作为大庆深层天然气勘探的重要接替领域。以徐家围子北部宋站地区沙河子组为研究对象,在总结对比前人研究成果的基础上,综合运用岩心、录井、常规测井以及三维地震资料对强烈断陷期小型湖盆的层序地层、沉积体系以及盆地充填演化规律进行了深入分析。研究认为,宋站地区沙河子组可划分为1个二级层序,4个三级层序。三级层序内部根据湖泛面又可分为低位体系域(LST)、湖侵体系域(TST)和高位体系域(HST)。在沉积过程中,沙河子组主要发育辫状河三角洲、扇三角洲、湖泊以及火山碎屑岩沉积等4种沉积相类型。研究区的沉积充填演化规律与大型的断陷盆地相比有所不同,表现为在强烈断陷早期,无论是在陡坡带还是在缓坡带,均以发育扇三角洲沉积为主;随着盆地范围的扩张,不同构造部位上的沉积相带的分异特征才逐渐显现。但湖泊相带受短轴物源供给的影响分布较为局限,常被分割成若干个小型滨浅湖沉积区,形成多个沉积中心,从而也导致了盆地不同区域沉积地层厚度差异极大的特征。据此,深入探讨了宋站地区沙河子组的沉积充填演化过程,提出了陆相小型窄断陷湖盆的沉积模式。
    查干凹陷早白垩世热流体活动的证据及其对巴音戈壁组碎屑岩储层的影响
    魏巍, 朱筱敏, 谈明轩, 吴陈冰洁, 薛梦戈, 国殿斌, 蒋飞虎, 吕思翰
    2017, 38(2):  270-280.  doi:10.11743/ogg20170207
    摘要 ( 180 )   PDF (17334KB) ( 639 )  
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    基于沉积、储层和构造特征,应用流体包裹体和碳、氧同位素等技术手段,结合岩心、薄片及扫描电镜观察,发现查干凹陷早白垩世苏红图组沉积时期为走滑-拉分断陷期,伴随多期中-基性安山岩和玄武岩为主的火山活动及其对应的热流体活动。苏红图期火山喷发及热流体活动,影响了巴音戈壁组埋深2 800 m以下地层,主要体现在古大地热流异常高值、包裹体均一温度异常增高、碳同位素显示无机成因特征、镜质体反射率突变及粘土矿物转化异常这5个方面。深部的热流体携带CO2等气体,主要沿毛西断裂上侵,进入乌力吉构造带,通过微裂缝和不整合面等通道发生横向运移,主要溶蚀巴音戈壁组储层碳酸盐等矿物,其次为长石颗粒。溶蚀作用发育的优先部位,主要在靠近控制岩浆侵入体的深大断裂,其次受不整合面及次级断裂和裂缝等控制;向凹陷内部,溶蚀作用减弱。深部热流体活动对区内有机质热演化和储层物性的影响,是研究区内溶蚀孔洞发育及分布的主控因素,也是勘探大规模油气藏的关键。
    鄂尔多斯克拉通盆地寒武纪古构造与岩相古地理再认识
    张春林, 张福东, 朱秋影, 刘锐娥, 辛铭
    2017, 38(2):  281-291.  doi:10.11743/ogg20170208
    摘要 ( 186 )   PDF (27580KB) ( 643 )  
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    依据野外露头、钻井和地震等资料,对鄂尔多斯盆地寒武纪古构造和岩相古地理开展研究。厚度图法研究表明,寒武纪的沉积格局与中新元古代的沉积格局具有继承性,古构造整体呈现“三槽二陆一洼”的特征。以此为指导,运用碳酸盐岩沉积学,将鄂尔多斯寒武系划分为滨岸、碳酸盐岩开阔台地、陆棚缓坡和海槽四大沉积体系,编制了5张鄂尔多斯地区寒武纪岩相古地理图。岩相古地理总体特征表现为古陆之外为滨岸,滨岸之外为台地,台地内部有洼地,台地外部为缓坡,缓坡边缘见海槽。鄂尔多斯地区在寒武纪经历了一个完整的海进-海退的演化过程。早寒武世表现为广大地区仍为古陆,仅在西南缘环陆发育了一套滨岸和开阔台地相沉积;中寒武世海侵扩大,古陆面积缩小,并被分割成3个独立的古陆,至张夏期吕梁古陆消失,中东部广大地区表现为广阔的开阔台地相沉积,西南缘为陆棚缓坡和海槽相沉积;晚寒武世,海退开始,鄂尔多斯古陆呈南北向条带状分布于鄂尔多斯中部地区。
    塔中地区北坡志留系晚期油气充注证据及控制因素
    吴悠, 陈红汉, 赵玉涛, 唐大卿, 云露, 漆立新
    2017, 38(2):  292-301.  doi:10.11743/ogg20170209
    摘要 ( 155 )   PDF (10978KB) ( 572 )  
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    塔中北斜坡志留系近几年在油气勘探上取得重大突破,但由于受多期构造运动影响,油气成藏过程复杂。通过对塔中北斜坡志留系23块样品的流体包裹体系统分析以及断裂活动特征研究,识别出研究区存在3期油充注和1期天然气充注,以海西晚期(318~245 Ma)寒武系-下奥陶统油充注和燕山期-喜马拉雅中晚期(124~25 Ma)寒武系-下奥陶统以及中-上奥陶统油气充注为主。研究区志留系在北东向张扭性走滑断裂的控制下,海西晚期虽然油充注活跃但油藏基本遭受破坏形成残留沥青,而燕山期-喜马拉雅中晚期的油气再充注决定了现今油气藏面貌。因此,塔中北斜坡应以寻找燕山期-喜马拉雅中晚期油气藏为主要勘探目标。
    塔里木盆地塔中隆起寒武系深层油气地球化学特征及成因
    史江龙, 李剑, 李志生, 郝爱胜
    2017, 38(2):  302-310.  doi:10.11743/ogg20170210
    摘要 ( 190 )   PDF (992KB) ( 1434 )  
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    塔中隆起寒武系碳酸盐岩储层油气资源丰富,然而由于复杂的构造地质背景,油气来源和天然气类型还存在较大争议。通过详细分析ZS1井、ZS1C井和ZS5井寒武系不同层段中凝析油和天然气的组成、碳同位素等特征,并结合寒武系-下奥陶统与中、上奥陶统烃源岩地球化学特征,对其油气来源和天然气成因类型进行了判别。研究结果表明,该区天然气为典型的腐泥型干酪根裂解气,其中寒武系肖尔布拉克组天然气干燥系数大于0.98,N2含量介于2.5%~4.0%,为过成熟干气,且凝析油族组分与和饱和烃单体烃碳同位素偏重,nC9-nC20碳同位素介于-28.8‰~-26.3‰,表明油气来源为寒武系-下奥陶统烃源岩。而寒武系阿瓦塔格组和吾松格尔组天然气干燥系数介于0.63~0.78,N2含量介于0.2%~0.8%,为低成熟湿气,且凝析油族组分和饱和烃单体烃碳同位素相对较轻,nC9-nC23碳同位素介于-37.25‰~-32.56‰,表明油气来源为中、上奥陶统烃源岩。
    准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系烃源岩三环萜烷分布样式及影响因素
    陈哲龙, 柳广弟, 卫延召, 高岗, 任江玲, 杨帆, 马万云
    2017, 38(2):  311-322.  doi:10.11743/ogg20170211
    摘要 ( 223 )   PDF (4881KB) ( 713 )  
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    准噶尔盆地西北缘原油及烃源岩中生物标志物以高丰度的三环萜烷系列为典型特征,其分布样式的差异一直被当作研究本区原油成因类型及油-源对比的典型指标。通过对烃源岩样品的系统地球化学分析,认为本区风城组源岩(P1f)主要以三环萜烷(C20,C21,C23)呈“上升型”为特征,泥质岩类与碳酸盐岩类相比C24,C25三环萜烷含量较高;下乌尔禾组(P2w)源岩和佳木河组(P1j)源岩样品三环萜均呈“下降型”分布特征。通过对源岩镜下进行观察和加水热模拟实验等方法,分别探讨了沉积环境与母质类型、成熟度及排烃作用对三环萜分布样式的影响,认为P1f和P2w源岩中三环萜烷的分布主要受控于沉积环境和母质类型的原生差异。P1f源岩有机质多源于本地沉积的藻类及细菌,沉积环境属于蒸发、还原的咸化湖沉积;P2w源岩中外来有机质含量相对较多,沉积环境属于淡水还原环境。P1j源岩整体热演化程度较高,有机质炭化作用强烈;埋藏成熟演化在有机质处于成熟-高熟阶段内对三环萜烷分布样式影响不大,若达到过熟阶段则会造成低碳数三环萜烷(C20,C21)含量增加;排烃作用对三环萜烷影响相对较小,不改变其分布样式。
    准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层成岩作用及对储集性能的影响
    靳军, 康逊, 胡文瑄, 向宝力, 王剑, 曹剑
    2017, 38(2):  323-333,406.  doi:10.11743/ogg20170212
    摘要 ( 211 )   PDF (16893KB) ( 1524 )  
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    砂砾岩作为重要油气储层类型之一,以非均质性显著、易受成岩作用影响为特征,因而分析其成岩作用及对储集性能的影响是储层研究的关键。文章在准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷地区,以最近勘探取得重大突破的西斜坡艾湖油田下三叠统百口泉组(T1b)缓坡扇三角洲砂砾岩储层为例,研究了成岩作用类型及对储集能力的影响。结果表明,研究区砂砾岩主要发育了四种成岩作用类型:压实、交代(碎屑长石的钠长石化和蒙皂石的伊利石化)、溶蚀(钾长石和方解石等)和胶结(方解石、高岭石和少量绿泥石)。它们对储集性能的影响差异显著。压实作用显著破坏了颗粒间的原生孔隙,降低了储层物性;矿物交代总体对储层物性影响有限;相比而言,在断裂沟通含烃流体促进下,钾长石等矿物的溶解在扇三角洲前缘的水下河道与颗粒流沉积等具有较好初始物性的砂砾岩,形成了次生孔隙发育带,显著改善了砂砾岩的储集性能;胶结作用不利于砂砾岩成岩中晚期孔隙的保存,特别是高岭石和方解石的局部富集导致了低渗透层的形成。据此,发现研究区不同段的储层发育有明显差异,由下至上百一段在油源断裂附近发育优质储层;百二段在油源断裂的上倾位置发育优质-较好储层;而百三段研究区储层几乎不发育。
    准噶尔盆地南缘吐谷鲁群盖层评价及对下组合油气成藏的意义
    田孝茹, 卓勤功, 张健, 胡瀚文, 郭召杰
    2017, 38(2):  334-344.  doi:10.11743/ogg20170213
    摘要 ( 251 )   PDF (7222KB) ( 1289 )  
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    通过分析准噶尔盆地南缘下储盖组合吐谷鲁群盖层岩性、泥岩累计厚度和泥岩单层厚度等宏观评价参数以及渗透率和排替压力等微观评价参数,认为下储盖组合主力盖层为呼图壁组,岩性表现为泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩薄互层,泥地比以80%~95%为主,平均泥岩累计厚度为337 m,泥岩最大单层厚度达138 m。吐谷鲁群泥岩渗透率为(0.000 001 84~0.000 24)×10-3 μm2,排替压力为4.72~44.85 MPa,根据国内盖层封闭能力分类评价标准属Ⅰ-Ⅱ类盖层。通过恢复盖层排替压力的动态演化过程,认为泥岩封闭能力形成时期与烃源岩生、排烃时期具有较好的匹配关系,盖层能够封闭侏罗系烃源岩生成的石油及晚期生成的天然气,同时后期抬升运动及喜马拉雅构造活动产生的多条逆冲断层对盖层的封闭能力未产生较大影响。综合分析认为,吐谷鲁群盖层具有封闭大中型气田的能力。
    吐哈盆地台北凹陷中部地区喀拉扎组一段震积岩的发现及其地质意义
    唐文斌, 徐胜林, 陈洪德, 陈安清, 梁杰, 肖冬生
    2017, 38(2):  345-354.  doi:10.11743/ogg20170214
    摘要 ( 247 )   PDF (5202KB) ( 571 )  
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    吐哈盆地是具有双重基底与前陆结构的多旋回复合盆地。晚侏罗世的燕山运动控制和影响着喀拉扎组的沉积作用。通过20余口钻井的岩心观察,首次在胜北-红连地区上侏罗统喀拉扎组一段中识别出多种地震成因的软沉积物变形构造,包括液化作用成因的砂岩脉(墙)、液化角砾岩、液化卷曲变形、球-枕构造、液化均一层和负载构造;水塑性变形成因的纹层卷曲变形、丘-槽构造、环形层和振动滑塌;脆性变形成因的震积角砾岩、阶梯状微断层和“V”字型地裂缝。依据仅在喀拉扎组一段中识别的震积岩变形特征,建立了震积岩垂向序列,表明研究区在喀拉扎组一段沉积期,受频繁而强烈地震事件的影响。详细对比了震积岩在各口钻井中的时空分布规律,地震强度从北部山前带的胜北地区到南缘的红连地区有减弱的趋势,表明古地震的震源来自博格达造山带。Dickinson三角投点图也显示喀拉扎组一段砂岩的物源主要来自北部的博格达山造山带。震积岩的大量发育表明,燕山运动Ⅱ幕导致博格达山于晚侏罗世喀拉扎组一段沉积期发生了剧烈的构造隆升,该地区的发现的大量震积岩是盆-山关系的特殊沉积响应。
    柴达木盆地北缘天然气地球化学特征及其石油地质意义
    田继先, 李剑, 曾旭, 郭泽清, 周飞, 王波, 王科
    2017, 38(2):  355-362.  doi:10.11743/ogg20170215
    摘要 ( 196 )   PDF (1365KB) ( 630 )  
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    为了明确柴达木盆地北缘地区天然气的成因和天然气分布规律,综合利用天然气组份及碳同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,柴北缘天然气以甲烷为主,重烃含量相对较高,不同构造带天然气组分具有明显的差异性。碳同位素分析表明,δ13C1和δ13C2值分别介于-36.4‰~19.3‰和-27.4‰~-19.82‰。天然气成因鉴别表明,该区天然气主体为煤型气,来自侏罗系烃源岩。柴北缘碳同位素分布主体为正序列特征,受不同成熟度、不同类型源岩混合以及过成熟阶段源岩等因素影响,部分地区存在天然气碳同位素倒转现象。柴北缘天然气平面分布具有分带性,烃源岩成熟度控制了油气分布,天然气位于成熟-高成熟区及附近。冷湖六号-冷湖七号、鄂博梁-葫芦山构造带以及阿尔金山前是下一步天然气勘探的重点领域。
    珠江口盆地靖海凹陷多边形断层系统成因及油气成藏意义
    江宁, 何敏, 刘军, 薛怀艳, 郑金云, 张青林
    2017, 38(2):  363-370.  doi:10.11743/ogg20170216
    摘要 ( 196 )   PDF (19013KB) ( 571 )  
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    珠江口盆地靖海凹陷中新统发育大量密集分布、走向多变、延伸长度有限、断距小、倾角陡且互相切割及平面上呈多边形几何特征的小型正断层。综合研究认为,该系列小断层为非构造成因的多边形断层。多边形断层是由于地层超压诱导的周期性压力释放而形成的微裂缝,超压成因以快速沉积造成的不均衡压实为主,带动水热增压作用和矿物脱水作用。靖海凹陷由始新世-渐新世裂谷断陷期,过渡为早中新世-中中新世的裂后热沉降期,沉积由近海浅湖相过渡为深海-半深海相,沟通断陷期陆相及浅海相烃源岩和坳陷期深海-半深海相储集层的长期断裂不发育,缺乏油气垂向运移的主要通道,成为制约该期成藏的关键因素。多边形断层在靖海凹陷中新统珠江组和韩江组中广泛发育,可作为油气运移的输导通道,起到对油气运移分流调节作用,控制成藏区带分布,对靖海凹陷裂后热沉降期油气成藏具有重要的意义。
    桑托斯盆地Jupiter油气田富含CO2油气藏形成机制
    马安来, 孙红军, 郑磊, 黎玉战, 徐海, 张忠民
    2017, 38(2):  371-378.  doi:10.11743/ogg20170217
    摘要 ( 219 )   PDF (1402KB) ( 589 )  
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    桑托斯盆地Jupiter油气田油气藏中富含CO2,气层与油层流体成分存在明显差异,油气藏相态及形成机理没有取得共识。采用四参数方框图法、流体组分三角图、φ1值、Z1以及Z2等多参数法对Jupiter油气藏相态进行综合判识,认为Jupiter油气藏为带油环凝析气藏。油气藏中凝析油与原油具有相似的分子地球化学特征,Pr/Ph比值为1.58~1.88,C26三环萜烷/C25三环萜烷比值为1.15~1.22,甾烷以C27甾烷占优势,藿烷/甾烷比值大于4, TPP比值大于0.5,全油碳同位素在-25‰左右。地球化学参数说明二者来源于白垩系Upper Barremian-Lower Aptian阶湖湘烃源岩。凝析油与原油具有相似的成熟度,均为生烃高峰的产物。烷烃气来自于Upper Barremian-Lower Aptian阶湖湘烃源岩,为生烃高峰——凝析油前期阶段的产物。CO2为火山幔源型CO2,大量CO2后期注入形成的蒸发分馏作用,对早期形成的油气藏进行改造,形成了现今带油环凝析气藏的面貌。地球化学参数证实了蒸发分馏作用的存在,无机CO2的注入丰富了蒸发分馏作用理论。
    技术方法
    基于扩展毛管数理论的化学驱相渗曲线研究
    王友启, 于洪敏, 聂俊, 许关利, 卢刚
    2017, 38(2):  379-384.  doi:10.11743/ogg20170218
    摘要 ( 223 )   PDF (671KB) ( 582 )  
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    为了体现润湿性和孔隙结构对表活剂驱渗流特征的影响,在传统毛管数理论的基础上,通过物理模拟与数学处理相结合,提出了低渗透油藏包含润湿性和孔隙结构特征的扩展毛管数理论模型,并通过试验获得了不同低渗岩心对应的扩展毛管数与残余油饱和度,绘制了两者之间的关系图版,据此建立了基于扩展毛管数的相渗曲线非线性处理方法,并进行了油藏工程应用。研究表明,扩展毛管数理论能够体现出低渗透油藏中润湿性和孔隙结构的影响,而低渗透油藏化学驱油需要降低界面张力和改变储层润湿性的共同作用。扩展毛管数与残余油饱和度具有非线性递减函数关系,并只有当其超过临界值时,残余油饱和度才会随其增加而大幅度地下降。基于扩展毛管数的残余油饱和度非线性表征方法,与实验计算结果吻合很好。低渗透油藏化学驱相渗曲线处理新方法能够体现润湿性的影响和表活剂体系的驱替特征,为低渗透油藏化学驱油藏工程和数值模拟研究提供了依据。
    水平井分段压裂产能电模拟实验方法
    刘长印, 李凤霞, 孙志宇, 黄志文
    2017, 38(2):  385-390.  doi:10.11743/ogg20170219
    摘要 ( 187 )   PDF (603KB) ( 612 )  
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    为了对水平井分段压裂产能影响因素进行模拟,研究了一种水平井分段压裂产能电模拟实验方法。首先,根据水平井分段压裂后的实际地层情况,模仿研制了一套三维电场模拟装置;然后,根据要模拟的砂体展布特征、油气藏的流动边界类型、水平井在砂体中的井眼轨迹、地层渗透率及地层厚度等,设置电模拟的电解液和电解池尺寸等,根据水平井长度、裂缝高度、裂缝长度、压裂段数、裂缝条数和缝间距等,设置模拟井筒及裂缝;最后,通过采集电流信号,以确定产能的大小。利用该实验方法分别开展了针对某河流相沉积砂体的水平井压裂裂缝形态及位置优化模拟、裂缝条数及间距优化模拟和不同地层厚度对比模拟实验,优化出的结论及参数为现场实施提供了技术支持。这种电模拟实验方法能够精确模拟水平井压裂完井的各项参数对产能的影响,对水平井压裂完井设计具有一定指导意义。
    稠油注气二次泡沫油形成机理及数值模拟
    孙晓飞, 张艳玉, 段学苇, 赵春燕, 李星民
    2017, 38(2):  391-399.  doi:10.11743/ogg20170220
    摘要 ( 198 )   PDF (1163KB) ( 612 )  
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    从油气形成二次泡沫油的角度出发,研究改善稠油油藏冷采后期开发效果的新方法。首先,设计泡沫油非常规注气膨胀实验,验证注气二次泡沫油形成的可行性,揭示其提高采收率机理。在此基础上,通过填砂管实验研究天然气吞吐、连续和间歇气驱过程中二次泡沫油形成过程,并建立考虑泡沫油注气特征的油藏数值模拟模型,模拟注气二次泡沫油形成机理,评价实际油藏中不同注气方式下二次泡沫油提高采收率效果。实验研究表明,注入天然气可以形成二次泡沫油,其主要的提高采收率机理为体积膨胀、粘度降低以及轻组分含量增加。天然气吞吐较衰竭开发提高采出程度7.24%,而连续与间歇气驱导致泡沫油现象减弱或消失,进而使得采出程度低于衰竭开发实验。油藏数值模拟研究表明,由于注气二次泡沫油的形成,平台12口井8轮次天然气吞吐累积产油量较衰竭开发增加14.7%。行列连续、间歇和边部气驱气窜现象严重,无法形成二次泡沫油。
    微裂缝发育储层分段压裂水平井裂缝参数预测
    田树宝, 雷刚, 杨立敏, 饶培玉
    2017, 38(2):  400-406.  doi:10.11743/ogg20170221
    摘要 ( 188 )   PDF (1337KB) ( 583 )  
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    目前对微裂缝发育储层实施水平井分段压裂改造后的裂缝监测手段普遍存在监测精度低、成本高、现场实施难度大等缺点,亟需找到一种方便、快捷、现场适用的解释手段和方法。基于微裂缝发育储层多段压裂水平井三线性渗流规律,建立了多段压裂水平井渗流模型,进行Laplace变换,推导得到微裂缝发育储层多段压裂水平井不同特征流动段产量公式,并利用现场油井日常生产数据,分析产量变化曲线不同特征段的特点,求解得到了微裂缝发育储层多段压裂水平井裂缝参数(人工裂缝长度、人工裂缝导流能力和天然微裂缝区渗透率)。将模型计算得到的裂缝参数分别与3口水平井的现场微地震监测解释结果进行对比,验证了模型的正确性。研究结果表明:模型计算人工裂缝导流能力与真实值相对误差为1.9%,模型计算人工裂缝长度与微地震监测解释结果基本一致。该方法解释出的多段压裂水平井压后裂缝参数多、方便快捷、准确性高、局限性小,适合油田现场大规模推广应用,对微裂缝发育储层多段压裂压后效果评价、指导增产设计具有重要意义。
    海底扇水道储层参数建模新思路——以西非A油田为例
    张佳佳, 吴胜和, 范廷恩, 范洪军, 蔺鹏, 蒋诗宁
    2017, 38(2):  407-418.  doi:10.11743/ogg20170222
    摘要 ( 194 )   PDF (5767KB) ( 636 )  
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    海底扇水道以深水重力流沉积为主,由于其成因机制复杂,导致岩石相类型多样,储层孔、渗分布复杂且相关性差,这给其储层参数建模带来一定的困难。以西非A油田为例,通过深入分析海底扇水道储层特征及其与地震属性的关系,在常规的“相控协同”建模的基础上,提出了一种适合于海底扇水道储层的“多级相控约束,多重属性协同”的储层参数建模新思路。与常规的相控建模相比,该思路在孔隙度建模中不是单纯的“沉积相控”,而是在相构型建模约束下建立储集相模型,并以储集相模型约束建立孔隙度模型;考虑到深水水道砂体整体孔、渗关系差,但不同岩石相的孔、渗关系较好,故在渗透率建模中增加了“岩石相控”;同时,在常规的协同建模的基础上,该思路还增加了地震属性协同建立储集相模型的环节。