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    2018年 第39卷 第3期    刊出日期:2018-06-28
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    2018年第39卷 第3期 中英文目录
    2018, 39(3):  0-0. 
    摘要 ( 76 )   PDF (251KB) ( 49 )  
    相关文章 | 多维度评价
    油气勘探
    黔北地区安页1井下志留统松坎组天然气成因
    张金川, 雷怀玉, 张福, 李龙, 刘子驿, 刘飏, 张鹏
    2018, 39(3):  419-428.  doi:10.11743/ogg20180301
    摘要 ( 179 )   PDF (2016KB) ( 218 )  
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    黔北安页1井是四川盆地外围获得重大油气突破的页岩气井,该井下志留统松坎组具有较好的油气资源潜力。为了对该区出气地层(松坎组)天然气的成因进行深入研究,我们将该区下志留统松坎组与下志留统石牛栏组以示区分,并对松坎组展开了地球化学、气体组分和气体同位素等一系列实验。实验结果表明:该区松坎组特殊岩性组合条件下的TOC均值为0.16%,Ro分布在2.75%~2.92%,均值为2.95%,干酪根类型以Ⅱ1型为主;松坎组气体烃类组分主要以甲烷为主(96%以上),含少量的乙烷、丙烷及其它烃类气体。研究区松坎组天然气干燥系数明显小于五峰-龙马溪组页岩气干燥系数,同时研究区新滩组的CO2含量明显高于上覆松坎组和下伏五峰-龙马溪组的CO2含量。松坎组气体同位素δ13C1值在-33.2‰~-33.9‰,均值为-33.5‰;δ13C2值在-36.5‰~-37.0‰,均值为-36.8‰;δDCH4值在-145.8‰~-156.6‰,均值为-150.0‰;该组干酪根碳同位素值在-32.9‰~-32.6‰,均值为-32.75‰。结合CO2示踪天然气运移理论、天然气干燥系数以及气源对比特征,说明安页1井松坎组地层中的天然气主要来源于本层泥页岩热裂解生成的页岩气。
    贵州地区下寒武统牛蹄塘组烃源岩热水沉积成因鉴别与强度评价
    贾智彬, 侯读杰, 孙德强, 姜玉涵, 张自鸣, 洪梅
    2018, 39(3):  429-437.  doi:10.11743/ogg20180302
    摘要 ( 170 )   PDF (1477KB) ( 145 )  
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    为了准确地判别烃源岩是否受热水沉积作用影响并对其影响强度进行评价,以贵州地区下寒武统牛蹄塘组烃源岩为主要研究对象,通过对其微量元素进行分析后发现,V/Sc-V/Cr图能够用于判别研究区烃源岩是否为热水沉积成因并反映其氧化还原环境的变化,还可利用斜率Sc/Cr比值来评价热水沉积作用的影响强度。当Sc/Cr ≥ 0.144时,以正常沉积作用为主,很少受到热水沉积作用的影响,V/Cr比值和V/Sc比值之间呈线性相关关系,能够反映氧化还原环境的变化;当Sc/Cr ≤ 0.120时,以热水沉积作用为主。受热水沉积物中元素含量异常影响,V/Cr比值受到干扰,无法反映真实的氧化还原环境变化,但V/Sc比值仍可用于指示氧化还原环境。当0.120 ≤ Sc/Cr ≤ 0.144时,受两种沉积作用共同影响,此时V/Cr比值对氧化还原变化的指示作用受到影响,但仍能反映氧化还原环境的变化趋势,V/Sc比值则仍能用于反映氧化还原环境的变化。V/Sc-V/Cr图能够准确地判别烃源岩受热水沉积作用影响并对其影响强度进行评价。
    异重流发育条件、演化过程及沉积特征
    栾国强, 董春梅, 林承焰, 任丽华, 焦红岩, 赵海燕, 彭先国
    2018, 39(3):  438-453.  doi:10.11743/ogg20180303
    摘要 ( 212 )   PDF (13646KB) ( 173 )  
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    异重流是指河流携带沉积物直接潜入蓄水体底部并沿盆地底部继续前进的高密度流体。通过大量文献调研,归纳总结了异重流的发育条件、沉积过程及相应沉积特征。异重流的形成受构造和气候条件控制,与所处的源汇系统密切相关。母岩固结程度低、半干旱气候、地形高差大、河流流域蒸发量低、一定的河口坡降和低密度的蓄水体等条件有利于异重流发生。异重岩沉积序列与异重流能量演化过程密切相关,反序(Ha)和正序(Hb)二元结构、内部突变/侵蚀界面、典型流动沉积构造和富含陆源植物碎屑等是识别异重岩的重要标志。在总结前人研究成果的基础上建立了由沟道充填沉积-沟道侧缘沉积-天然堤-前缘朵叶体4部分组成的异重流沉积模式。
    油气藏盖层封闭性研究现状及未来发展趋势
    付晓飞, 吴桐, 吕延防, 柳少波, 田华, 卢明旭
    2018, 39(3):  454-471.  doi:10.11743/ogg20180304
    摘要 ( 253 )   PDF (3818KB) ( 255 )  
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    盖层直接决定了油气富集规模,大中型油气田盖层岩性主要为泥岩、膏盐岩和碳酸盐岩。近几十年来,盖层封闭性研究在封闭机理与评价方法方面取得了很大进展。不同学者先后提出了毛细管封闭、水力封闭、超压封闭和烃浓度封闭机理,针对不同封闭机理建立了盖层封闭性评价行业标准,在区带评价和勘探目标选择过程中起到重要的指导作用。传统盖层封闭性主要是静态评价,经历多期埋藏-抬升的盖层封闭能力是变化的。金之钧等建立了盖层封闭能力动态演化过程定量评价方法,利用埋藏过程孔隙度-毛细管压力、抬升过程渗透率-毛细管压力关系和OCR定量预测盖层毛细管封闭能力变化过程,为多期构造演化盆地油气富集规律研究提供了合理依据。基于对以上机理和方法的研究,指出断层、构造裂缝和水力裂缝是盖层完整性破坏的关键因素,明确了油气穿越盖层运移条件,为寻找次生油藏提供了思路。断裂和裂缝形成演化过程及其对盖层完整性破坏取决于盖层岩石力学特征,即盖层脆-韧性变形,基于泥岩密度和岩石力学特征建立了泥质岩脆-韧性变形转换判别方法;基于拜尔利摩擦定律和盖茨准则建立了膏盐岩脆-韧性变形转换判别方法,明确了断裂和裂缝在脆性、脆-韧性和韧性盖层中形成演化机理和对盖层破坏作用。现今,盖层封闭性仍有许多问题需要深入探索,包括不同级别盖层对油气保存的影响,宏观地质因素对盖层封闭能力的影响,泥页岩岩石成岩阶段划分及封闭能力动态演化过程,盖层脆-韧性转化及破裂条件定量表征,深层断层对油气输导和保存,盖层完整性定量评价方法等。
    焦石坝区块五峰组与龙马溪组一段页岩有机孔隙结构差异性
    何陈诚, 何生, 郭旭升, 易积正, 魏志红, 舒志国, 彭女佳
    2018, 39(3):  472-484.  doi:10.11743/ogg20180305
    摘要 ( 169 )   PDF (23732KB) ( 385 )  
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    焦石坝区块五峰组和龙马溪组一段海相富有机质页岩中纳米有机孔隙十分发育,有机孔隙成为该页岩气储层的重要储集空间。应用场发射扫描电镜(FE-SEM)和ImageJ统计软件以及气体吸附测试,对五峰组和龙马溪组一段下部和上部3套页岩的20块样品有机孔隙结构(孔隙形状、数量、孔径分布)进行了观察和参数统计分析,并对有机质面孔率进行了计算。根据利用FE-SEM观察到的孔径分布在2~900 nm,主要在10~900 nm的有机孔隙特征发现五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩的纳米有机孔隙结构存在明显的差异性。五峰组页岩有机孔隙形状多为不规则棱角形,而龙马溪组一段页岩有机孔隙形状多呈椭圆形和近圆形。五峰组页岩样品孔径在10~50 nm有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部;而龙马溪组一段下部页岩样品孔径在50~900 nm的有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部。根据孔径主要在10~900 nm的6 1400余个有机孔隙的统计结果,页岩样品平均单颗粒有机质面孔率与有机碳含量(TOC)有粗略的正相关性,但五峰组页岩样品平均有机质面孔率相对略偏小。根据气体吸附孔径测定及分析,页岩样品中孔径在0.3~1.5 nm和2~10 nm范围的纳米孔隙发育程度与TOC具有明显的正相关性。焦石坝区块五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩有机碳含量的差异性、五峰组页岩处于挤压滑脱层底部且经历了更明显的分层滑脱改造以及改造引起的部分超压释放,可能是3个层位页岩有机孔隙结构差异性的原因。
    四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩岩相类型及储层特征
    王超, 张柏桥, 舒志国, 陆永潮, 陆亚秋, 包汉勇, 李争, 刘超
    2018, 39(3):  485-497.  doi:10.11743/ogg20180306
    摘要 ( 145 )   PDF (23721KB) ( 322 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    页岩岩相划分及其储层品质研究是页岩气勘探开发地质评价的基础性研究工作。以钻井资料为基础,综合利用全岩X-衍射、镜下薄片等资料建立了海相页岩岩相划分方案,并结合总有机碳含量、孔隙结构、孔渗特征、纹层特征和含气性等地化测试资料,对五峰组-龙马溪组一段不同页岩岩相的储层品质进行系统分析。涪陵地区五峰组-龙马溪组一段发育3大类页岩岩相,其中主要岩相有5亚类,即粘土质硅质页岩、含钙粘土质硅质页岩、硅质粘土页岩、粘土质硅质混合页岩和含钙粘土质硅质混合页岩。不同岩相储层品质具有较大差异,硅质类页岩具有高TOC、高孔隙度和高含气性等特征,为优质页岩岩相。沉积地质背景在控制页岩岩相发育的同时,进一步影响了页岩储层品质发育特征。五峰组和龙马溪组一段下部硅质页岩沉积期,频繁的火山活动为浮游生物爆发提供了大量富营养物质,并形成贫氧和厌氧环境,有利于有机质保存,发育富碳硅质页岩;龙马溪组一段中部和上部发育的混合类页岩和粘土类页岩分别受底流和陆源碎屑物质供给影响,沉积环境渐变为富氧环境,有机质保存条件变差,总有机碳含量较低,含气性降低。
    四川盆地中三叠统雷口坡组沉积特征及有利储集相带
    孙春燕, 胡明毅, 胡忠贵, 邓庆杰
    2018, 39(3):  498-512.  doi:10.11743/ogg20180307
    摘要 ( 163 )   PDF (10608KB) ( 221 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    为了查明四川盆地中三叠统雷口坡组沉积特征与有利储集相带分布规律,为该区天然气勘探寻找新的接替区,以海相碳酸盐岩层序地层学和储层沉积学理论体系为指导,在岩心标志、测录井标志以及不整合等层序界面标志的基础上,对中三叠统雷口坡组进行了沉积相识别和层序地层划分,进而圈定了各层序时期平面沉积相边界,并编制了四川盆地中三叠统雷口坡组各体系域内层序-岩相古地理图,预测了有利储集相带分布区。研究结果表明:四川盆地中三叠统雷口坡组为一套较浅水的碳酸盐岩台地相沉积体系,主要发育局限台地、蒸发台地、台地边缘和开阔台地等4种相类型。雷口坡期受到早印支运动的影响,盆地内部呈现东高西低、大隆大凹的沉积格局。地壳抬升作用使得部分地层遭受长期暴露剥蚀作用并在顶部形成风化壳,致雷口坡组顶部部分地层缺失。以沉积相划分、层序界面识别标志为依据,四川盆地中三叠统雷口坡组划分出4个三级层序和8个体系域。盆地中部古隆起及其周缘白云岩坪和西北部绵竹-剑阁隆起的台缘滩具有较好的储集物性和有效的储盖组合特征,为盆地有利储集相带分布区,因而成为四川盆地中三叠统雷口坡组最为有力的勘探目标。
    鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系排烃效率及其含油性
    黄振凯, 刘全有, 黎茂稳, 陈建平, 李鹏, 张瑞
    2018, 39(3):  513-521,600.  doi:10.11743/ogg20180308
    摘要 ( 140 )   PDF (1642KB) ( 162 )  
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    泥页岩层系的排烃效率是当前页岩油气研究领域关注的重点问题之一,也是评价页岩油气资源潜力的关键参数。以鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩层系为研究对象,通过系统地球化学分析,揭示了长7段泥页岩层系的排烃效率并探讨了泥页岩层系中不同岩性的含油性及其页岩油意义。中等成熟度阶段(Ro=0.8%),Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在33%~37%,Ⅱ型排烃效率在16%~26%。成熟度较高阶段(Ro=1.1%),Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在64%~67%,Ⅱ型排烃效率在54%~58%。在综合考虑不同类型岩性的含油性、滞留油族组分特征、气油比及滞留油流动性等地质因素后认为,成熟度较高的长7段泥页岩层系中(Ro=1.1%)游离烃含量和OSI指数高的砂岩段和粉砂质泥岩段等可作为页岩油勘探开发的有利目标。游离烃含量和OSI指数较高的块状泥岩段可作为页岩油勘探点潜在目标。黑色页岩段(或纯页岩段)因受若干地质因素的影响,可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。块状泥岩段可作为页岩油勘探的潜在目标;而黑色页岩(或纯页岩段)因受若干地质因素的影响,可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。

    鄂尔多斯盆地延长组砂质纹层发育特征与油气成藏
    师良, 王香增, 范柏江, 吕磊, 李亚婷, 杨森
    2018, 39(3):  522-530.  doi:10.11743/ogg20180309
    摘要 ( 196 )   PDF (11206KB) ( 163 )  
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    鄂尔多斯(盆)地中南部地区,三叠系延长组页岩内部存在大量的砂质纹层,该类纹层的发育与油气成藏的关系还不明确。为了深入揭示砂质纹层的地质特征、探索砂质纹层的发育对油气成藏的有利作用,综合利用岩心观察、镜下识别及有机地化分析技术,对砂质纹层的岩性特征、物性特征、裂缝发育及油气赋存开展了综合性研究。结果表明,砂质纹层的岩性涵盖粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥页岩;纹层主要呈薄纹层、薄条带及薄夹层的形式出现。砂质纹层的存在,改变了岩性的接触方式。砂质纹层越发育,岩性交互程度越强,往往越有利于排烃。砂质纹层的存在,有利于孔隙的发育,间接改善了储层物性。砂质纹层的存在,改变了岩石的力学性质,使得裂缝展布规律得以改变。砂质纹层的存在,为液态油、溶解气和游离气提供了更多的赋存空间。鄂尔多斯盆地中南部地区,富含砂质纹层的页岩是现今的油气勘探开发目标;深湖相厚层页岩尽管油气潜力巨大,但现有的工程技术尚不能进行有效开发,是未来的勘探开发目标。
    湖相泥岩、页岩的沉积环境和特征对比——以鄂尔多斯盆地延长组7段为例
    刘群, 袁选俊, 林森虎, 郭浩, 成大伟
    2018, 39(3):  531-540.  doi:10.11743/ogg20180310
    摘要 ( 239 )   PDF (13592KB) ( 255 )  
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    泥质岩可分为泥岩和页岩两大类,二者在成因机制、有机质含量及赋存状态、矿物组成等方面存在显著差异。开展湖相泥岩、页岩的分布特征研究以及其差异特征的对比,有助于建立富有机质页岩的沉积模式。鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)沉积时期为湖盆发展的鼎盛时期,湖盆中心沉积了大套的泥岩和页岩。该文应用典型剖面分析、岩心-薄片观察、地球化学分析等手段揭示了长7段泥岩和页岩在分布特征、地球化学特征、岩石组分、组构、主微量元素等五方面的差异。①分布特征:泥岩和页岩互补分布,泥岩主要发育在三角洲前缘、深湖-浊积岩相和半深湖相,页岩主要沉积于深湖相;②组构特征:页岩有页理,有机质顺层分布,泥岩无页理,有机质分散分布;③岩石组分:页岩更富集黄铁矿,是泥岩的11倍,泥岩的白云岩、菱铁矿含量更高;④有机地球化学指标:页岩TOC平均含量为6.6%,是泥岩的3倍,S1值平均含量为3.1 mg/g,是泥岩的2.5倍;⑤主微量元素:页岩中U,Th,Mo,Co,Ni等微量元素显著高于泥岩且U/Th,V/Cr和P/Al的比值较高,泥岩中Ti/Al和K/Al比值更高。综合分析,鄂尔多斯盆地长7泥岩和页岩的形成主要受沉积相带、湖水深度和湖盆生产力控制。页岩沉积时,水体生产力更高,离物源更远,水体更为缺氧。

    鄂南长7段致密油地震流体识别技术应用实践
    刘振峰, 张金强, 韩磊, 张广智, 武丽, 刘春燕
    2018, 39(3):  541-548.  doi:10.11743/ogg20180311
    摘要 ( 129 )   PDF (5319KB) ( 270 )  
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    鄂南探区致密油储层地震流体识别存在两方面的困难:一是储层致密,岩石物理特征不清晰,缺少对含油性敏感的岩石物理参数;二是地震资料品质较差,不能很好地满足弹性参数反演的需要。为了克服这两方面的问题,在岩石物理建模、地震资料处理及反演中提出了相应的方法流程和解决办法。针对鄂南致密油储层岩矿组分复杂等特点,提出了致密油储层复杂孔隙结构各向异性岩石物理模型的构建方法,在岩石物理建模基础上通过岩石物理分析,查明拉梅系数/剪切模量对含油性较为敏感。针对鄂南低信噪比资料的客观情况,提出了多尺度综合静校正处理、振幅一致性处理、角道集处理、弹性参数同时反演等关键环节的解决办法,获取了较为可靠的弹性参数反演结果。结合岩石物理分析得到的敏感参数及弹性参数反演结果,对鄂南某探区长7段储层含油性进行了预测,预测结果与实钻井情况对应关系较好。实践应用表明,相关方法流程及针对性的解决办法切实可行,一定程度上解决了鄂南低信噪比地区致密油储层地震流体识别技术难题,取得了较好的应用效果。
    准噶尔盆地阜康凹陷阜东斜坡齐古组储层控制因素及有利区预测
    卢炳雄, 文华国, 淡永, 陈洪, 朱永才, 于景维
    2018, 39(3):  549-557.  doi:10.11743/ogg20180312
    摘要 ( 169 )   PDF (1943KB) ( 141 )  
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    准噶尔盆地阜康凹陷阜东斜坡上侏罗统齐古组一段是主要的勘探目的层。利用多种室内分析手段,对其岩石学、储集空间以及物性特征进行分析,并总结优质储集层控制因素。在优质储集层研究的基础上,通过分析已出油钻井资料,对齐一段成藏控制因素进行研究,最终进行有利成藏区域的预测。研究表明,齐古组一段以细粒岩屑砂岩为主,成分成熟度低但结构成熟度高,储集空间主要为原生粒间孔,属于中孔中高渗型储集层。物源为储集层的发育提供物质基础,沉积相及古地貌控制了储集层的分布,压实作用和异常压力共同控制储集层的物性,胶结作用和溶蚀作用对于储集层物性影响有限。成藏控制因素主要为油气运移通道及动力,前者涉及到不整合以及断裂发育,后者主要为异常压力差,综合研究认为阜东斜坡区齐一段发育4个成藏有利区域。
    中-基性火山岩孔缝储集体形成控制因素——以准噶尔盆地金龙区块石炭系为例
    孔垂显, 陈轩, 秦军, 卢志远, 高阳, 申波, 陈爱章
    2018, 39(3):  558-566.  doi:10.11743/ogg20180313
    摘要 ( 175 )   PDF (26139KB) ( 331 )  
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    以金龙区块石炭系中基性火山岩为例,综合岩心、薄片、测井、地震及分析化验资料,分析火山岩储集空间特征及形成过程:①火山喷发间隙期,火山旋回上部斜长石等矿物向方沸石、绿泥石蚀变,形成不稳定层;②石炭纪晚期构造运动造成断裂-裂缝发育及不整合面的形成,大气水沿着断裂-裂缝及旋回顶部不稳定层发生纵向及横向溶蚀,形成孔缝储集体雏形;③侏罗纪末期构造挤压再次形成断裂-裂缝,孔缝储集体被分割,储集空间基本定型。在断裂裂缝、古地貌及火山旋回界面控制下,孔缝储集体纵向上表现出分带性,横向上表现为古地貌高地储层厚、古斜坡储层薄的透镜状特征,整体表现出由裂缝、溶蚀孔及溶蚀缝构成的"多层楼式"复杂储集体。形成的孔缝型火山岩储层地质模型对火山岩储层预测及油气勘探提供有价值的参考。

    渤海海域辽中凹陷LD油田油源断层运移能力定量评价及运移模式
    田立新, 王冰洁
    2018, 39(3):  567-577.  doi:10.11743/ogg20180314
    摘要 ( 173 )   PDF (3417KB) ( 181 )  
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    渤海海域辽中凹陷多个复杂断裂带内受次级调节正断层的控制形成了数量众多的断块圈闭,探井已经证实位于成熟烃源岩层系之上的断块圈闭其油源断层的垂向输导能力对不同断块的油气富集程度具有非常重要的影响。本文分析认为研究区油源断层的断面形态及其与成熟烃源岩段的接触面积是油气运移能力的主控因素,在此基础上,充分利用地震资料对油源断层进行精细解释,刻画断面三维形态展布及其与成熟烃源岩的接触,通过数值模拟方法定量计算了这两个地质因素控制下不同油源断层油气运移能力的大小,并结合测井资料对断层伴生裂缝带的发育特征进行了识别,建立了LD油田油气运移模式,研究结果表明:研究区内6条油源断层的油气运移能力存在明显差别;在整个油田范围内含油层段有24个油气充注点,且充注能力不同,控制了不同断块储量丰度的差异;油源断层伴生裂缝带的发育在断层两盘存在横向不对称性,在下降盘附近的裂缝更为发育,孔渗得到改善,从而导致这些充注点的油气在下降盘发生明显的分流作用。基于上述成果建立了研究区的油气运移模式,与实际钻探结果吻合较好。
    松江盆地白垩系烃源岩地球化学特征及油源对比
    周健, 单玄龙, 郝国丽, 赵荣生, 陈鹏
    2018, 39(3):  578-586.  doi:10.11743/ogg20180315
    摘要 ( 180 )   PDF (1573KB) ( 137 )  
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    松江盆地白垩系发育大砬子组和长财组两套烃源岩。通过对烃源岩及原油进行常规有机地化分析和生物标志化合物测试,研究了烃源岩和原油的地球化学特征并探讨油源关系。有机地化分析表明,其白垩系烃源岩有机质丰度高,Ⅱ1-Ⅱ2型有机质,低成熟-成熟。大砬子组烃源岩生烃潜力大,长财组次之。生物标志化合物分析表明,白垩系部分烃源岩和原油遭受了一定程度的生物降解作用。长财组烃源岩可分为3类,第Ⅰ和第Ⅱ类生烃母质以高等植物为主,为偏氧化的淡水和微咸水沉积,第Ⅲ类伽马蜡烷和β胡萝卜烷含量丰富,为咸水环境沉积。大砬子烃源岩为咸化的还原环境沉积,生烃母质为混合源。经油源对比表明,长财组下段原油来源于长财组第Ⅰ类烃源岩,长财组上段原油来源于第Ⅱ类烃源岩,而偏还原的大砬子组原油来源于大砬子组上段烃源岩。
    溶蚀作用对火山岩有效储层形成的控制作用——以松辽盆地徐家围子断陷营城组为例
    张玉银
    2018, 39(3):  587-593.  doi:10.11743/ogg20180316
    摘要 ( 187 )   PDF (7963KB) ( 173 )  
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    针对火山岩储层岩石类型复杂、储层非均质性较强的特点,通过大量岩心观察和铸体薄片鉴定,对松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩储层进行系统的成岩作用和孔隙演化研究。结果表明,研究区火山岩有效储层主要为流纹岩和晶屑凝灰岩,先后经历了6个成岩作用阶段,但是不同岩性的储层经历的成岩作用类型、阶段和演化规律有差异,从而导致孔隙演化和储层物性的差异。本区对有效储层发育贡献最大的是溶蚀作用,包括有机酸溶蚀和含CO2酸性水溶蚀两种类型,有机酸溶蚀酸性火山岩形成的次生孔隙是对形成有效储层贡献最大。控制溶蚀作用的因素包括原生孔隙体系的发育程度、后期断裂活动强度与构造裂缝的分布、火山岩顶底的不整合面等。

    开发建模
    基于高精度速度建模技术的孔隙压力预测方法建立
    徐嘉亮, 周东红, 贺电波, 边立恩, 吕振宇
    2018, 39(3):  594-600.  doi:10.11743/ogg20180317
    摘要 ( 175 )   PDF (2439KB) ( 196 )  
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    基于Eaton法的孔隙压力预测需要高精度的深度域层速度模型作为保障,但常规层速度建模方法的精度很难满足孔隙压力预测精度的需求。针对泥岩欠压实异常高压地层低速的特点,创新提出炮域速度相干反演方法进行初始速度模型建立,基于ADCIGS(角度域共成像点道集)剩余曲率分析方法进行速度收敛,基于层位约束的网格层析成像方法进行局部修饰,利用上述的3种方法组合成一套具有针对性的异常高压地层层速度建模技术流程。利用新建立的层速度建模流程对渤海M工区进行具有针对性的深度域层速度场建模及孔隙压力预测工作。基于新流程得到的层速度模型与已钻井声波测井速度吻合度非常好,新流程得到的层速度模型计算的孔隙压力系数与已钻井古近系实测压力点完全吻合,其精度远远高于常规方法。由实际数据应用证明,基于高精度深度域层速度建模的孔隙压力预测方法是有效且可行的,该方法能够在保证计算效率的同时有效提高预测孔隙压力的精度,从而保证钻井施工的安全。

    煤储层地质建模思路与方法——以鄂尔多斯盆地东南缘韩城矿区为例
    马平华, 邵先杰, 霍梦颖, 褚庆忠, 霍春亮, 梁武斌
    2018, 39(3):  601-610.  doi:10.11743/ogg20180318
    摘要 ( 192 )   PDF (2598KB) ( 87 )  
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    由于煤岩样易碎,很难通过室内实验获得煤层真实的渗透率;煤岩弹性模量低,泊松比高,对应力十分敏感,地面条件下实验的渗透率不能反映地下的情况;常用的测井物性解释方法在煤层渗透率解释中很难应用。这些因素导致煤储层地质建模不能照搬常规砂岩油气藏的方法。依据试井确定渗透率,并通过渗透率影响因素的分析,分煤岩类型建立了渗透率与地应力的定量关系。提出了四步建模法:首先建立煤储层空间格架模型,然后建立煤岩相(类型)模型和地应力模型,在三者的约束下,通过井点试井渗透率和地应力井点计算渗透率的控制,采用随机模拟技术完成渗透率模型的建立。通过矿场实际数据的检验,模型与生产状况吻合比较好,证明该建模思路与方法在实际应用中可行。
    TOUGH-FLAC3D热流固耦合模拟煤储层水力压裂过程
    袁学浩, 姚艳斌, 甘泉, 刘大锰, 周智
    2018, 39(3):  611-619.  doi:10.11743/ogg20180319
    摘要 ( 198 )   PDF (16124KB) ( 174 )  
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    以沁水盆地南部安泽区块煤层气储层为例,将TOUGH与FLAC3D搭接耦合来设计模拟,以实现对煤储层水力压裂热-流-固耦合的分析,进而获得在多场控制下的裂缝扩展与穿层规律。研究结果表明:水力裂缝沿着先存裂缝方向扩展更容易发生于二者以较小逼近角相交时。当逼近角较大时,水力裂缝会沿着最大主应力方向扩展。在垂向平面上,由于煤岩与顶底板岩石力学性质差异显著且煤层微裂隙发育,压力在煤层当中传播速度快于在顶底板中,导致在煤层中靠近顶底板的交界面处,形成两个相对高压区域。同时埋深较深的煤层由于原地应力较大,相比于浅层煤层,更易发生塑性变形。深部煤层由于压裂液滤失系数较小且垂向应力较大造成的流压积累,是顶底板被压穿的主要原因。煤样物理实验和压裂曲线分析的结果验证了此次模拟结论的准确性。
    深水油区多油田组合开发及产量接替优化
    陈民锋, 时建虎, 朱学谦, 黄安琪
    2018, 39(3):  620-630.  doi:10.11743/ogg20180320
    摘要 ( 176 )   PDF (1376KB) ( 98 )  
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    对由多个油田组成的海外深水开发项目区块,高效开发的关键是针对不同油田的特点,统筹规划不同油田投产次序和产量接替的组合方式,实现有效开发时间内的整个开发项目的最大收益。文中基于深水油田特点及开发要求,通过3个方面的研究来实现深水油区不同油田组合的储量动用及产量接替优化。一是建立深水油田储量分级评价标准,并利用数学综合评价方法确定不同油田的储量等级;二是通过分析深水油田产量运行主控因素,建立不同等级储量的关键开发指标预测模型,可作为不同油田组合开发下产量运行计算的基础;三是建立满足不同限制条件、开发效益最大的数学模型,并利用过程控制理论进行计算,优化得到不同储量等级油田的组合方式和逐次动用程序。将本文方法应用在XF深水油区的开发部署中,基于油田实际数据,进行了不同条件下、多个油田储量动用及产量接替方式的计算,优化结果符合实际开发需求,提高了深水油田开发决策的科学性。